Руководство по контролю за состоянием скважины при проведении капитального ремонта (КРС) (Schlumberger.) (z-lib.org)

РУКОВОДСТВО
ПО КОНТРОЛЮ
ЗА
СОСТОЯНИЕМ
СКВАЖИНЫ ПРИ
ПРОВЕДЕНИИ
КАПИТАЛЬНОГО
РЕМОНТА (КРС).
Данное руководство является только учебным пособием . Любая содержащаяся здесь информация не должна
восприниматься как руководство к действиям. Компания Schlumberger не несет ответственности за
информацию, методы, процессы используемые в данном руководстве. Данное руководство составлено компанией
Schlumbergerсовместно с компанией Randy Smith Training Solutions. Руководство является собственностью
компании Schlumberger и не подлежит копированию, модификации или воспроизведению без получения
письменного разрешения со стороны компании Schlumberger. Для внутреннего использования. Авторские
права защищены.
Ру ково дс тво по ко нтр олю за с ос тояние м с кважины для КРС
Предисловие
Данное руководство по контролю за состоянием скважины при проведении
капитального ремонта составлено специально для полевых супервайзеров,
оно включает в себя концепции, процедуры и исполнение контроля за
состоянием скважины во время проведения капитального ремонта.Это
руководство наряду с упражнениями и итоговым экзаменом on-line
представляют собой курс для самостоятельного изучения по контролю за
состоянием скважины во время проведения капитального ремонта,
разработанный для изучения без преподавателя.
Чтобы облегчить изучение людям с ограниченным опытом работы в
капитальном ремонте, данное руководство начинается с повтора того, что
такое капитальный ремонт, зачем он выполняется и на какие виды он
подразделяется. Следующий урок охватывает элементарные принципы
физики и вычисления, сопровождаемые иллюстрациями и детальными
примерами. Затем представлены процедуры по контролю за состоянием
скважины, причины и признаки газонефтеводопроявлений (ГНВП). Особое
внимание уделено процедурам по глушению скважины, которые применяются
с момента начала КРС и технике используемой для предотвращения
последующих ГНВП во время проведения ремонта. Поледующая тема
посвящена жидкостям ремонта и наземному и подземному оборудованию.
Данная тема называется "Осложнения при ГНВП" и включает в себя методы
борьбы с осложнениями возникающими при ГНВП во время капитального
ремонта скважин. Заключительный урок посвящен всем аспектам Ваших
обязанностей во время выполнения супервайза капитального ремонта начиная с планировки и подготовки контроля скважины и заканчивая его
исполнением.
Прилагаемые упражнения содержат краткий обзор всех вопросов из всех
восьми уроков. Вам предлагается изучить один урок, перейти в секцию с
упражнениями и ответить на вопросы и затем приступать к изучению
последующего урока. Процесс прохождения всего курса займет
приблизительно 5 дней. После изучения всего материала Вы должны сдать
экзамен on-line на внутреннем сайте Schlumberger. В дополнение ко всему
материалу Вы также можете изучить содержание приложения, оно содержит
список необходимых формул для вычислений, формулы химических
Пр едис ловие
3
соединений, метрические переводные коэффициенты. Технические термины
используемые в данном руководстве приведены и разъяснены в словаре.
Данное руководство не должно использоваться в районах с нестандартными:
набором оборудования, условиями, видами работ или там где необходимы
исключения из стандартов. Для данных районов необходимые процедуры
должны быть описаны в руководстве по управлению данным проектом.
Данный справочник-руководство является составной частью серии учебного
материала по контролю скважин внутри компании Schlumberger. Любая
информация, документы, отчеты, руководства и стандарты находятся на сайте
компании Schlumberger по адресу:
http://www.hub.slb.com/index.cfm?id=id15751
Ссылка в InTouch -контроль скважин в
4
OFS (#3322918)
Ру ково дс тво по ко нтр олю за с ос тояние м с кважин для КРС
Содержание
Перечень иллюстраций . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .v
Перечень таблиц
Предисловие
1.
. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . ix
. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . xi
Введение в КРС
. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 1-1
Краткое содержание урока . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 1-1
Цели урока . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 1-2
Причины проведения КРС . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 1-3
Типы ремонтов и противовыбросовое оборудование . . . . . . . . . . . . . . 1-13
Принципы контроля за состоянием скважины и
математические расчеты . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 2-1
2.
Краткое содержание урока . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 2-1
Цели урока . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 2-2
Обзор необходимых вычислений по контролю над скважиной используемых
во время проведения ремонта . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 2-2
Расчеты связанные с вычислением пластового и скважинного
давления . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 2-8
Вычисления относящиеся к объемам жидкости ремонта и жидкости в
скважине . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 2-21
Силы . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 2-40
Концепция барьера . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 2-43
Поведение газа в скважине . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 2-44
3.
Процедуры контроля состояния скважины . . . . . . . . . . 3-1
Краткое содержание урока . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 3-1
Цели урока . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 3-2
Запись давления во время медленной циркуляции . . . . . . . . . . . . . . . . . 3-3
Процедуры закрытия скважины . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 3-4
Циркуляционные процедуры контроля скважин . . . . . . . . . . . . . . . . . . 3-11
Нециркуляционные процедуры контроля скважин . . . . . . . . . . . . . . . . 3-29
Выбор методов глушения скважины . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 3-49
i
4.
ii
Причины и признаки ГНВП
. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 4-1
Краткое содержание урока . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .
Цели урока . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .
Причины ГНВП . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .
Признаки ГНВП и первые действия . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .
4-1
4-1
4-1
4-6
5.
Жидкости заканчивания и капитального ремонта скважин 5-1
6.
Наземное и подземное оборудование . . . . . . . . . . . . . . . . 6-1
7.
Осложнения при ГНВП . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 7-1
Краткое содержание урока . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 5-1
Цели урока . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 5-1
Типы жидкостей ремонта и заканчивания скважин . . . . . . . . . . . . . . . . 5-2
Функции жидкостей заканчивания и КРС . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 5-2
Свойства растворов заканчивания и капитального ремонта скважин . . 5-4
Компоненты растворов КРС и заканчивания скважины . . . . . . . . . . . 5-10
Роль супервайзера в поддерживании свойств раствора . . . . . . . . . . . . 5-18
Замещение жидкости на буровой раствор . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 5-26
Краткое содержание урока . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 6-1
Цели урока . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 6-1
Типичное оборудование ствола скважины. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 6-2
Компоненты подвески заканчивания скважины . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 6-8
Устьевая и фонтанная арматура . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 6-20
Наземные системы безопасности . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 6-22
Противовыбросовое оборудование . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 6-28
Тестирование ПВО . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 6-51
Вакуумный дегазатор . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 6-57
Эхолот . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 6-59
Краткое содержание урока . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 7-1
Цели урока . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 7-1
Негерметичность в подвеске . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 7-2
Сообщение между НКТ и затрубным пространством. . . . . . . . . . . . . . . 7-5
Стабилизация устьевого давления . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 7-14
Реверсирование газовых проявлений . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 7-16
Проблемы возникающие во время циркуляции . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 7-23
Неожиданные изменения в показаниях манометра . . . . . . . . . . . . . . . . 7-25
Well Control for Workover Operations
Захваченное давление под пакерами . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .
Использование обратного клапана в рабочей подвеске . . . . . . . . . . . .
8.
7-26
7-26
Роль и обязанности супервайзера . . . . . . . . . . . . . . . . . . 8-1
Краткое содержание урока . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 8-1
Цели урока . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 8-1
Планирование и подготовка . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 8-2
Выполнение КРС . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 8-12
Документация ГНВП . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 8-16
Пример плана работ для КРС . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 8-18
Словарь
. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . G-1
Приложения . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .
A-1
A. Сокращения для химических соединений . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . A-1
B. Формулы . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . A-2
C. Повышение плотности раствора с поли-солевым составом . . . . . . . A-8
D. Коэффициенты пересчета . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . A-10
E. Установки фильтрации солевых растворов . . . . . . . . . . . . . . . . . . . A-13
F. Стандарты IPM . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . A-14
G. Листы с упражнениями по контролю за состоянием скважины . . . A-16
Индексы . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . I-1
iii
iv
Well Control for Workover Operations
Перечень иллюстраций
1-1. Гравийный фильтр . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 1-5
1-2. Избыточное поступление газа . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 1-6
1-3. Образование водяного конуса . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 1-7
1-4. Освоение вышележащего пласта . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 1-8
1-5. Освоение нижележащего пласта . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 1-8
1-6. Изоляция горизонтов . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 1-9
1-7. Традиционная буровая установка для КРС и оборудование . . . . . . . . 1-14
1-8. Концентрический ремонт с использованием установки гибкой трубы1-15
1-9. Оборудование для ремонтных работ на каротажном кабеле . . . . . . . . 1-16
1-10. Насосный агрегат и оборудование . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 1-17
2-1. Обзор необходимых вычислений по контролю над скважиной
используемых во время проведения ремонта, признаки ГНВП . . . . . . . . . . . 2-3
2-2. Датчики SICP и SITP. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 2-4
2-3. Распределение давление трения в трубах/кольцевом пространстве . . . 2-6
2-4. Вертикальная глубина (TVD) и измеренная глубина (MD) . . . . . . . . . 2-9
2-5. Вычисление веса жидкости глушения (избыточного и
сбалансированного) . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 2-17
2-6. Пример условий для проведения анализа скважины в статическом
состоянии . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 2-19
2-7. Определение удельной емкости и объемов НКТ и обсадной колонны2-23
2-8. Определение удельной емкости затрубного пространства и объема
затрубного пространства . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 2-24
2-9. Определение коэффициента вытеснения и объемов вытеснения . . . . 2-26
2-10. Условия для определения давления циркуляции на забое . . . . . . . . . 2-38
2-11. Определение площади поперечного сечения . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 2-40
2-12. Определение силы давления на площадь поперечного сечения . . . . 2-41
2-13. Разность максимального и минимального значений силы . . . . . . . . . 2-42
2-14. Расширение газа в соответствии с газовым законом . . . . . . . . . . . . . 2-45
2-15. Влияние миграции газа на забойное давление . . . . . . . . . . . . . . . . . . 2-48
3-1. График распределения давления в процессе стравливания . . . . . . . . . 3-9
3-2. График распределения давления в процессе стравливания с легкой
жидкостью в скважине . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 3-10
3-3. Клапан для регулирования противодавления в трубах . . . . . . . . . . . . 3-11
3-4. График распределения давления для метода утяжеления и ожидания 3-14
3-5. Пять шагов для составления графика сокращения давления . . . . . . . . 3-16
3-6. Скважина с проявлением 1,59 м3 . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 3-17
3-7. График давления циркуляции . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 3-18
3-8. График распределения давления для метода постоянного давления
v
насоса . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 3-20
3-9. Диаграмма скважины с газовым проявлением . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 3-22
3-10. Реверсирование газового проявления: стадия 1 . . . . . . . . . . . . . . . . . 3-23
3-11. Реверсирование газового проявления: стадия 2 . . . . . . . . . . . . . . . . . 3-24
3-12. Реверсирование газового проявления: стадия 3 . . . . . . . . . . . . . . . . . 3-25
3-13. Реверсирование газового проявления: стадия 4 . . . . . . . . . . . . . . . . . 3-26
3-14. Реверсирование газового проявления: стадия 5 . . . . . . . . . . . . . . . . . 3-27
3-15. График распределения давления во время реверсирования газового
проявления . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 3-28
3-16. Глушение скважины с вытеснением пластового флюида в пласт . . 3-30
3-17. График распределения давления при глушении скважины с вытеснением
пластового флюида в пласт . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 3-34
3-18. График давлений при глушении скважины с вытеснением пластового
флюида в пласт . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 3-36
3-19. График давлений при глушении скважины с вытеснением пластового
флюида в пласт . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 3-37
3-20. Рост давления в затрубном пространстве во время глушения скважины с
вытеснением пластового флюида в пласт . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 3-39
3-21. Миграция газа . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 3-40
3-22. Объемные вычисления и график давлений . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 3-44
3-23. Диаграмма скважины для объемного метода . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 3-46
3-24. Пример скважины и лист вычислений для объемного метода . . . . . 3-47
3-25. Диаграмма скважины и лист вычислений для метода давлений . . . . 3-48
4-1. Образец листа долива . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 4-7
5-1. Температурная поправка плотности солевого раствора . . . . . . . . . . . . . 5-7
5-2. Ареометр . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 5-8
5-3. Увеличение плотности в твердофазных растворах . . . . . . . . . . . . . . . . 5-20
5-4. Снижение плотности в твердофазных растворах . . . . . . . . . . . . . . . . . 5-21
5-5. Увеличение плотности в моносолевых растворах . . . . . . . . . . . . . . . . 5-22
5-6. Снижение плотности раствора путем его разбавления . . . . . . . . . . . . 5-23
5-7. Температурная поправка с ареометром . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 5-25
6-1. Открытое заканчивание скважины . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 6-2
6-2. Оборудование ствола скважины пакером с добычей из одной зоны . . 6-3
6-3. Оборудование ствола скважины пакером с ниппелями,
циркуляционными муфтами, и забойным отсекателем скважины, управляемым
с поверхности . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 6-3
6-4. Оборудование скважины для эксплуатации нескольких зон с добычей по
нескольким насосно-компрессорным колоннам . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 6-4
6-5. Оборудование для контроля за выносом песка . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 6-5
6-6. Механизированная добыча-штанговый насос . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 6-6
6-7. Механизированная добыча -газлифт . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 6-7
vi
Ру ково дс тво по ко нтр олю за с ос тояние м с кважин для КРС
6-8. Механизированная добыча -электроцентробежный насос (ЭЦН). . . . . 6-8
6-9. Съемные пакера . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 6-11
6-10. Постоянные пакера . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 6-12
6-11. Типичные катушки для подвески насосно-компрессорных труб . . . 6-13
6-12. Пакер-пробки . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 6-14
6-13. Типичные посадочные ниппели . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 6-16
6-14. Устройство для контроля добычи в селективном посадочном
ниппеле . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 6-17
6-15. Забойный отсекатель скважины, управляемый с поверхности
(SCSSSV) . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 6-19
6-16. Типичная устьевая и фонтанная арматура . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 6-20
6-17. Монтаж каротажного оборудования. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 6-22
6-18. Типичная наземная система безопасности. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 6-23
6-19. Пневматический предохранительный клапан и его принцип работы 6-24
6-20. Плавкий предохранитель низкого давления . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 6-25
6-21. Плавкий предохранитель высокого давления . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 6-25
6-22. Работа по резке кабеля . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 6-26
6-23. Типичный клапан по резке каротажного кабеля . . . . . . . . . . . . . . . . 6-27
6-24. Типичная задвижка на фонтанной арматуре . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 6-28
6-25. Универсальный противовыбросовый превентор. . . . . . . . . . . . . . . . . 6-29
6-26. Плашечный противовыбросовый превентор . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 6-33
6-27. Типы плашек . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 6-34
6-28. Широко используемые плашечные превентора . . . . . . . . . . . . . . . . . 6-35
6-29. Полнопроходные шаровые краны. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 6-38
6-30. Внутренний превентор ("Grаy") . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 6-39
6-31. Cбросной обратный клапан . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 6-40
6-32. Клапаны устанавливаемые с помощью каротажного кабеля . . . . . . 6-41
6-33. Типичные штуцеры с ручным и дистанционным управлением . . . . 6-42
6-34. Панель управления для штуцера с дистанционным управлением . . 6-43
6-35. Нерегулируемый и регулируемый штуцеры . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 6-44
6-36. Гидравлический блок управления . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 6-45
6-37. Данные необходимые для рассчета объема аккумуляторной установки ПВО . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 6-46
6-38. Данные необходимые для рассчета объема аккумуляторной установки система закрытия . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 6-47
6-39. Данные необходимые для рассчета объема аккумуляторной установки объем открытия/закрытия . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 6-47
6-40. Расчет необходимого объема . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 6-49
6-41. Панель управления ПВО . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 6-50
6-42. Клапан для регулирования противодавления . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 6-51
6-43. Вакуумный дегазатор . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 6-58
vii
6-44. Работа по дегазации . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 6-59
6-45. Эхолот . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 6-60
7-1. Стопорная муфта и "конский хвост" . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 7-3
7-2. Герметизирующая компановка . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 7-5
7-3. Сдвиг циркуляционной муфты в позицию "открыто" . . . . . . . . . . . . . . 7-7
7-4. Мандрель с клапаном для газлифта . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 7-8
7-5. Выемка клапана из мандрели . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 7-9
7-6. Перфорация . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 7-10
7-7. Информация необходимая для определения разности давлений между
затрубным пространством и НКТ . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 7-12
7-8. Вычисления необходимые для определения разности давлений между
затрубным пространством и НКТ . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 7-13
7-9. Влияние осажденной соли и потока U-трубы на сообщение между
затрубным пространством и НКТ . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 7-16
7-10. Типы резервных предохранительных задвижек . . . . . . . . . . . . . . . . . 7-18
7-11. Места утечек в шарнирном колене . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 7-19
7-12. Работа штуцером для реверсирования газового выброса . . . . . . . . . . 7-21
7-13. Атмосферный дегазатор. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 7-23
8-1. Схема для примера плана работ (существующее оборудование ствола
скважины) . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 8-23
8-2. Схема для примера плана работ (предложенное оборудование ствола
скважины) . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 8-24
viii
Ру ково дс тво по ко нтр олю за с ос тояние м с кважин для КРС
Перечень Таблиц
3-1. Типичные давления глушения . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 3-4
5-1. Плотности типичных жидкостей ремонта и заканчивания . . . . . . . . . 5-5
5-2. Типичные добавки и их предназначение . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 5-12
5-3. Плотности солевых растворов . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 5-14
5-4. Состав и свойства раствора хлорида натрия . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 5-16
5-5. Состав и свойства раствора хлорида калия . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 5-16
5-6. Приготовление 2% раствора хлорида калия . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 5-17
5-7. Состав и свойства раствора хлорида кальция . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 5-18
6-1. Уплотнительные элементы для универсальных превенторов . . . . . . . 6-31
6-2. Типичные плашечные превенторы используемые в КРС . . . . . . . . . . 6-36
A-1. Приготовление раствора CaBr2/CaCl2 .. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . A-9
ix
x
Well Control for Workover Operations
1
ВВЕДЕНИЕ В КАПИТАЛЬНЫЙ РЕМОНТ
СКВАЖИН
Краткое содержание урока
После того как скважина пробурена до определенной глубины в нее
спускается обсадная колонна, на устье устанавливается фонтанная арматура,
скважина цементируется и тестируется.
Последующие операции на скважине относятся к оборудованию ствола
скважины - заканчиванию. Заканчивание скважины включает в себя спуск
НКТ, пакеров и другого оборудования спускаемого и устанавливаемого в
эксплуатационную колонну для обеспечения подачи нефти или газа на
поверхность. Оборудование ствола скважины позволяет компании наиболее
эффективно извлекать и регулировать поток пластовых флюидов.
Со временем в пласте происходят изменения, и оборудование ствола
скважины изнашивается; возникает необходимость в проведении ремонта
скважины для восстановления или улучшения притока пластовых флюидов.
К термину "капитальный ремонт" относятся различные операции по
поддержанию, восстановлению или улучшению продуктивности скважины.
Ремонтные работы могут включать в себя замену поврежденных НКТ,
освоение вышележащего пласта, кислотную обработку призабойной зоны,
установку мостов и т.д.
Термин "текущий ремонт скважины" или "обслуживание скважины"
относится к видам работ производимых через фонтанную арматуру, с
Урок
1
1-1
присутствием НКТ в скважине. Данный вид работ известен так же как
"вмешательство в скважину ". Для этого может использоваться гибкая труба,
трубы малого диаметра, кабель, установка для подачи труб в скважину с
высоким давлением на устье. Многие работы схожи с работами при
капитальном ремонте, единственным ограничением является внутренний
диаметр спущенного в скважину оборудования.
Несмотря на то что данное руководство рассказывает о контроле за
состоянием скважин во время проведения капитального ремонта, полевые
супервайзера здесь могут подчерпнуть информацию о причинах проведения
капитального ремонта и его разновидностях. Данный урок содержит
объяснения почему скважины нуждаются в ремонте и какие улучшения в
работе скважины происходят после ремонта.Так же здесь описываются типы
ремонтов и противовыбросовое оборудование используемое при каждом
конкретном ремонте.
Цели урока
После завершения изучения материала данного урока и выполнения его
упражнений вы должны:
• Знать что такое: заканчивание скважины, капитальный ремонт,
обслуживание скважины.
•
•
1-2
Объяснить причины проведения ремонта скважин.
Знать различные типы капитальных ремонтов скважин.
Ру ково дс тво по ко нтр олю за с ос тояние м с кважин для КРС
Причины проведения КРС
Несмотря на наличие различных причин проведения КРС, большинство из
них может быть разбито на шесть основных категорий:
• Ремонт или замена изношенного оборудования
• Ремонт естественных повреждений в скважине
• Переход на другой пласт
• Повышение добычи из эксплуатируемой зоны
• Перевод скважины из добывающей в нагнетающую
• Смена насоса
Ремонт или замена изношенного оборудования
В течении всей жизни скважины неблагоприятная среда (эрозия, химические
реакции, перепады температуры) может повредить оборудование скважины.
Следующее оборудование может нуждаться в ремонте:
• Пакеры
• Гравиийные фильтры
• Мандрели газлифта и клапана
• Забойный отсекатель скважины, управляемый с поверхности
• НКТ
• ЭЦН и ШГН
Для детального описания оборудования смотри Урок 6, "Наземное и
подземное оборудование.
Ремонт естественных повреждений в скважине
Термин "естественное повреждение" относится к повреждению в резервуре
или жидкости содержащейся в нем. Примерами являются загрязнение
призабойной зоны, вынос песка, избыточное поступление газа и поступление
воды. Эти типы повреждений и их причины описываются в данной секции.
Урок
1
1-3
Загрязнение призабойной зоны
В течении жизни скважины, проницаемость призабойной зоны
эксплуатируемго горизонта снижается, таким образом влияя на
производительность скважины. Одной из причин этому является то, что
частицы породы вступают в реакцию с пластовой жидкостью. Примерами
являются:
• Набухание мелких частичек глины в поровом пространстве.
• Блокировка пор вызываемая миграцией мелких частиц через породу к
призабойной зоне.
• Образование эмульсии, вызванной смешиванием двух жидкостей
например солевого раствора и нефти. В результате чего образуется
высоковязкая смесь, которая уменьшает относительную проницаемость
эксплуатируемого пласта.
• Уменьшение порового пространства, вызванного образованием
минеральных отложений таких как - карбонат кальция или сульфат
кальция - из пластовой жидкости в результате снижения температуры или
давления.
Вынос Песка
Вследствиии того, что многие резервуары являются песчаниками, вынос
песка является естественной проблемой. По мере движения песка через пласт
и НКТ он может вызвать закупорку перфорационных отверстий,
предохранительных клапанов, труб и наземного оборудования. Песок также
может вызвать эрозию фонтанной арматуры.
Со временем вынос песка может возрасти по причине разрыва пласта,
неправильной эксплуатации, плохо подобранного оборудования ствола
скважины и поломки оборудования.
Гравийный фильтр является широко используемым методом для контроля
выноса песка. Гравийный материал определенного размера закачивается в
затрубное пространство между гравийным фильтром или щелевым фильтром.
Таким образом поступление песка из пласта ограничено. Гравийный фильтр
может использоваться как в открытом так и в обсаженном стволе (Рис.1-1).
Существуют различные типы фильтров: гравийный фильтр, щелевой фильтр,
и т.д.
1-4
Ру ково дс тво по ко нтр олю за с ос тояние м с кважин для КРС
НКТ
Эксплуатационная
колонна
Пакер или
подвеска хвостовика
Сортированный
гравий
Экран или
хвостовик
с прорезанными
Гравийный фильтр отверстиями
в открытом стволе
Рис.1-1 Гравийный фильтр
Перфорация в
обсадной колонне
Гравийный фильтр в
обсаженном стволе
Избыточное поступление газа
В определенных резервуарах попутный газ служит основным источником для
подачи нефти на поверхность. Наиболее распространнеными режимами
добычи являются режим растворенного газа и режим газовой шапки.
Режимом растворенного газа является режим, когда растворенный в нефти газ
помогает поднимать нефть на поверхность. Со временем некоторый газ
выделяется из нефти и образует газовую шапку . Энергия этой газовой шапки
служит источником энергии для подъема нефти на поверхность. В некоторых
скважинах газовая шапка присутствует изначально. В обоих случаях газ из
шапки может прорываться по направлению к перфорации и выходить наряду
с нефтью. Конусообразование снижает производительность скважины (Рис.12).
Для того чтобы проконтролировать данное явление на начальной стадии,
оператор контролирует давление при котором скважина начинает работать.
Поддерживая определенное давление на скважине, газ находится в
растворенном виде. Однако по мере работы скважины данное разделение
становится контролировать все труднее и труднее, поэтому может
потребоваться капитальный ремонт. Данный ремонт включает в себя
Урок 1
1-5
цементирование существующей перфорации и перфорацию другой зоны, для
обеспечения притока нефти находящейся ниже уровня нефтегазового
контакта.
Уровень земли
Скважина
Газ
Нефть
Вода
Рис.1-2 Избыточное поступление газа
Избыточное поступление воды (Конусообразование)
В резервуарах с водонапорным режимом, источником энергии поднимающим
нефть на поверхность является вода. Считается что вода является
несжимаемой жидкостью, однако она слегка может сжиматься и расширяться.
Беря во внимание огромное количество воды находящееся в пласте, это
незначительное расширение представляет собой большую энергию, которая
помогает продвигать нефть от резервуара к поверхности. В данном режиме
вода движется в форме конуса вверх пока не достигнет перфорации (Рис.1-3).
В результате этого параллельно с нефтью, скважина начинает давать воду .
Обычно первое что предпринимается для контроля конусообразования это
уменьшение дебита скважины, когда это перестает работать необходимо
произвести ремонт скважины - изолировать интервал перфорации
находящийся ниже водонефтяного контакта, и освоить пласт лежащий выше
обводненного пропластка. Однако во многих случаях вода постепенно
заполняет весь продуктивный интервал и приходится производить ремонтные
работы по ликвидации всей зоны, и если возможно освоить другой пласт.
1-6
Ру ково дс тво по ко нтр олю за с ос тояние м с кважин для КРС
Уровень земли
Скважина
Газ
Нефть
Вода
Рис.1-3 Образование водяного конуса
Изоляция и освоение другого пласта
Одной из наиболее распространенных причин для проведения ремонтных
работ является освоение другого пласта. Переход на другой пласт включает в
себя смену работающего горизонта. Многие скважины пробурены с целью
вскрытия нескольких зон, но вопределенное время только одна зона работает.
В некоторых скважинах сначала работают нижние пласты. После их
истощения их изолируют для освоения другого пласта (Рис1-4). В некоторых
случаях вышележащие пласты работают первыми и затем изолируются для
перевода добычи на нижележащие пласты (Рис.1-5).
Урок
1
1-7
Новая зона
вскрытия
Цементная
пробка
Истощенный
пласт
Рис.1-4 Освоение вышележащего пласта
Цементная
пробка
Истощенный
пласт
Новая зона
вскрытия
Рис.1-5 Освоение нижележащего пласта
1-8
Ру ково дс тво по ко нтр олю за с ос тояние м с кважин для КРС
В некоторых случаях освоения вышележащего или нижележащего горизонта
для изоляции покинутого пласта бригада КРС может установить цементный
мост, пробку -мост, или посадить пробку на каротажном кабеле (Рис.1-6). Это
делается для того чтобы быть уверенным в том что старая зона перфорации
достаточно загерметизирована.
В переводе скважины с вышележащего пласта на нижелещий, когда мост не
используется для изоляции зоны, используется цементаж под давлением для
изоляции вышележащего интервала и герметизации старой перфорации.
Каротажный кабель
НКТ
Цементировочная
желонка
Цемент
Пакер
Продуктивный
пласт
Раскладной пакерный мост
достовляемый через НКТ
Цементная
пробка
Солевой раствор
Истощенный
пласт
Рис.1-6 Изоляция горизонтов
В большинстве скважин бурится зумпф (пространство под перфорацией).
Зумпф дает возможность для спуска каротажных приборов, скопления
материала выносимого из пласта, или позволяет оставлять перфораторы. В
некоторых случаях когда невозможно извлечь пробку -мост из скважины
зумпф дает достаточное место под нижним работающим пластом для этих
пробок, где они не будут мешать добыче.
Урок
1
1-9
Интенсификация добычи из существующих горизонтов
Добыча в поврежденных или мало-дебитных зонах может быть повышена
следующими способами.
Кислотная обработка
Кислотная обработка - метод заключающийся в закачке кислоты в пласт под
давлениями ниже давления разрыва пласта. Кислота растворяет загрязнения
вызванные бурением, заканчиванием, жидкостями ремонта, жидкостями
глушения, так же отложениями солей из добываемой воды. Данный метод так
же используется для установления новых каналов для притока пластовых
флюидов к скважине. Соляная кислота (HCL) используется для обработки
известковых пород, доломитов и других карбонатных пород, плавиковая
кислота (HFL) используется для обработки песчаников. Смесь HCL и HFL
называемая глинокислотой, используется для растворения глин. Отложения
парафинов и асфальтенов могут быть обработаны органическими
растворителями.
Гидроразрыв пласта (ГРП)
На некоторых скважинах необходимо производить ГРП для обеспечения
притока нефти и газа к скважине. Жидкость для ГРП включает нефть, воду,
кислоту, пену или комбинации перечисленного. Жидкость разрыва
закачивается в пласт под высоким давлением и с высокой скоростью подачи
для разрыва пласта. Эти жидкости несут пропант. Пропант изготовлен из
частичек песка определенного размера или спеченной заготовки из
аллюминиевой руды. Пропант остается в трещине для поддержания трещины
в открытом состоянии после снятия давления.
Кислотный ГРП представляет собой закачку загеленной кислоты при
давлении больше величины разрыва пласта. Гель создает трещину, и кислота
растворяет поверхность породы, таким образом создавая неправильную
структуру. В кислотном ГРП пропант не используется. Когда трещина
закрывается, неровные поверхности растворенной породы не смыкаются,
таким образом образуя каналы для потока нефти и газа.
1-10
Ру ково дс тво по ко нтр олю за с ос тояние м с кважин для КРС
Закачка пара
Пар является одним из типов повышения нефтеотдачи пласта в зонах с
высоковязкой нефтью. Пар нагнетается в пласт для улучшения свойств
текучести нефти. Во время использования данного метода необходимо
руководствоваться соответствующим планом работ и использовать
оборудование предназначенное для высоких температур.
Искусственное заводнение и закачка СО2
Искусственное заводнение и закачка СО2 относятся к категории вторичных
методов повышения нефтеотдачи пласта.
Искусственное заводнение используется для повышения нефтеотдачи из
работающего резервуара путем нагнетания воды в пласт для вытеснения
нефти. Обычно, те резервуары которые имеют геологические границы с трех
сторон являются наилучшими кандидатами для заводнения, потому как вода
будет находится в одном месте и не сможет мигрировать. Обычно для
заводнения используется вода из рядом расположенного источника.
Закачка СО2 является процессом в котором углекислый газ закачивается в
резервуар для того чтобы пополнить источник энергии для выноса нефти на
поверхность и повысить захват нефти оставленной в пласте. СО2 часто
присутствует в некоторых газовых залежах наряду с другими газами.
Установки по переработке газа отделяют СО2 от нефтяного газа и подают его
в трубопровод для транспортировке к месту закачки. Закачка СО2 многие
годы использовалась на месторождениях юга США и в Пермском бассейне.
Перевод добывающей скважины в нагнетательную
Капитальный ремонт используется для перевода добывающей скважины в
нагнетательную. Как уже выше говорилось, в данных ремонтах СО2 или вода
могут нагнетаться в скважину.
Такой ремонт например может включать в себя перевод добывающей
скважины предназначенной для постоянного или периодического газлифта
(Рис.6-7). Используя приборы на каротажном кабеле, клапана газлифта
снимаются с их посадочных гнезд или боковых мандрелей, и заменяются
Урок
1
1-11
специальными регуляторами которые контролируют количество
нагнетаемого газа в конкретную зону резервуара . Типичный газ содержит
углекислый газ (CO2) и попутный газ с месторождений.
Другим примером может служить перевод скважины под закачку добываемой
воды в пласт. Специальные регуляторы устанавливаются в оборудование
ствола скважины с помощью кабеля и контролируют объем закачиваемой
жидкости в соответствии с разработанными нормами.
Смена установок механизированной добычи нефти и газа
Если залежь не может давать нефть фонтанным способом то используются
установки механизированной добычи нефти и газа. Существует четыре
основных способа механизированной добычи: штанговые-глубинные насосы
(ШГН), гидравлические насосы, электроцентробежные насосы (ЭЦН), и
газлифт. Примеры механизированной добыси приведены на Рис.6-6 и Рис.6-7
Ремонт для скважин с механизированной добычей может заключаться в:
• Для ШГН: ремонт или замена насосных штанг. Этот ремонт производится
с помощью штангового элеватора. В некоторых случаях во время
расхаживания штанг, они повреждают НКТ, в этих случаях необходимо
поднимать и штанги и НКТ.
• Для гидравлических насосов: подъем насоса для ремонта или замены. В
некоторых случаях колонна должна быть проскреперована, потому как
отложения солей и парафинов могут препятствовать прохождению насоса.
• Для ЭЦН: подъем и ремонт или замена неисправного ЭЦН, а также мотора
и кабеля.
• Для газлифта: используя кабель, подъем и замена клапанов газлифта,
которые утратили свои функции. (Поврежденные клапана газлифта могут
позволять безпрепятственное прохождение газа через клапан, так как
эластичные элементы утратили свою упругость или внутренности клапана
были утеряны. )
Результаты ремонта
Результаты полученные после ремонта скважины:
1-12
Ру ково дс тво по ко нтр олю за с ос тояние м с кважин для КРС
1
2
3
4
5
6
7
8
Высвобождение избыточного противодавления, возникающего в
результате засорения пласта или падения породы или оборудования на
забой.
Ремонт или замена поврежденного оборудования ствола скважины
(коррозия, отложения, негерметичное оборудование).
Удаление загрязнения призабойной зоны.
Решение проблем избыточного притока газа и конусообразования.
Повышение нефтеотдачи за счет изоляции истощенных горизонтов и
освоения новых.
Снижение вязкости высоковязких нефтей.
Повышение проницаемости, путем создания новых трещин или
восстановления естественных и улучшение связи ствола скважины с
пластом (напр. ГРП).
Замена оборудования механизированной добычи.
Типы ремонтов и противовыбросовое оборудование
Данный раздел содержит основные моменты и конфигурацию оборудования
для четырех основных типов ремонта:
• Традиционный ремонт
• Концентрический ремонт
• Ремонтные работы на кабеле
• Ремонт с насосом
Урок
1
1-13
Традиционный ремонт
Основные моменты
1
2
3
4
Скважена заглушена, барьеры установлены и протестированы.
Фонтанная арматура убрана.
ПВО смонтировано и испытано. Процедуры по испытанию см. " ПВО,
испытание оборудования".
Труба используется в качестве подвески.
Противовыбросовое оборудование (ПВО)
•
•
•
•
•
•
Универсальный превентор
Плашечный превентор
Штуцерный манифольд
Система закрытия ПВО
Предохранительные клапана
Емкость долива
Рис.1-7 Традиционная буровая установка для КРС и оборудование
1-14
Ру ково дс тво по ко нтр олю за с ос тояние м с кважин для КРС
Концентрический ремонт
Основные моменты
1
Ремонт производится через фонтанную арматуру и подвеску .
2
Используются трубы малого диаметра или гибкая труба.
3
Скважина находится под давлением или заглушена.
4
ПВО установлено на устьевой арматуре (см. " Применение капитального
ремонта").
Противовыбросовое оборудование (ПВО)
•
Динамический превентор (резиновый рукав )или универсальный
превентор
•
Плашечный превентор гидравлический или ручной
•
Штуцерный манифольд или шарнирное колено
•
Аккумуляторы или ручные насосы
•
Предохранительные клапана
Рис.1-8 Концентрический ремонт с использованием установки гибкой трубы
Урок
1
1-15
Ремонтные работы на кабеле
Основные моменты
1
Ремонт производится через фонтанную арматуру
2
Вместо трубы используется кабель
3
Скважина находится под давлением или заглушена.
4
Установлен лубрикатор
Противовыбросовое оборудование (ПВО)
•
Уплотнительная компановка
•
Компановка лубрикатора
•
Специальное ПВО для кабеля
•
Малые ручные насосы
•
Предохранительные клапана
Кабель
Резиновый элемент
Лубрикатор
Инструмент
Быстроразборное
муфтовое
соединение
Устье
Шаровый кран
(закрыто)
Контрольная
головка
или
набивной
сальник
Спускной клапан
Каротажная
задвижка
(открыто)
Шаровый кран
(открыто)
Инструмент
Инструмент в
Спуск
лубрикаторе
инструмента
Рис.1-9 Оборудование для ремонтных работ на каротажном кабеле
1-16
Ру ково дс тво по ко нтр олю за с ос тояние м с кважин для КРС
Ремонтные работы с насосным агрегатом (Реверсивная установка)
Основные моменты
1
Ремонт производится через фонтанную арматуру
2
Скважина находится под давлением
3
Спущенная труба используется в качестве подвески
4
Ремонтная установка используется для глушения скважины
Противовыбросовое оборудование (ПВО)
•
Насосный агрегат
•
Насос и шасси
•
Клапан сброса давления
•
Линия давления
•
Рабочие клапана
•
Шарнирное колено
Рис.1-10 Насосный агрегат и оборудование
Урок
1
1-17
1-18
Ру ково дс тво по ко нтр олю за с ос тояние м с кважин для КРС
2
Принципы Контроля За Состоянием
Скважины и Математические Расчеты
Краткое содержание урока
Во время проведения ремонта полевой супервайзер и бригада КРС должны
следить за тем чтобы скважина во время проведения работ была заглушена.
Нежелательный приток флюидов в скважину называется
газонефтеводопроявлением (ГНВП). По мере их продвижения вверх к устью,
пластовые флюиды имеют свойство расширяться и вытеснять жидкость
находящуюся в скважине. Это может привести к неконтролируемому
выбросу . Основными целями контроля за состоянием скважины являются:
• Предотвращение ГНВП путем поддержания гидростатическогодавления
на уровне равном или большим пластового давления (первичный
контроль)
• Определение ГНВП, на ранних стадиях
• Инициализация действий по предотвращению перехода проявления в
неуправляемый выброс
Для того чтобы выполнять все эти задачи, полевой супервайзер должен
прежде всего иметь четкое понятие элементарной физики контроля скважин и
умение выполнять основные математические вычисления. Это позволит
супервайзеру соотносить все показания датчиков (манометр, уровень емкости
долива) с ситуацией происходящей в скважине (давления, объемы, типы
жидкости) и предпринять соответствующие действия.
Урок
2
2-1
Предпринимая соответствующие действия и выполняя вычисления в случае
ГНВП, супервайзер должен:
• Правильно интерпретировать данные на поверхности
• Предотвратить переростание небольших проблем в катастрофические
последствия на поверхности
• Определять правильность и набор действий по глушению скважины
• Выбирать соответствующие процедуры для контроля скважины в
конкретном случае
• Определять проблемы во время выполнения действий по контролю
скважины и предпринимать соответствующие действия
Цели урока
После завершения изучения материала данного урока и выполнения его
упражнений вы должны:
• Знать основные принципы предотвращения ГНВП используемые на
практике (U-образная труба, распределение давления трения в скважине,
гидростатческое давление)
• Выбирать и правильно использовать формулы - для конкретных
показателей снятых с датчиков (манометр, плотность раствора, глубина
замера) - для определения ситуации в скважине
• Вычислять количества, объемы, давления, скорости закачки необходимы в
случаае ГНВП на скважине
Обзор необходимых вычислений по контролю над скважиной
исползуемых во время проведения ремонта
Основные математические вычисления приведены на Рис.2-1. Данные
вычисления и используемые данные с поверхности могут быть подразделены
на три основных группы:
• Забойные и пластовые давления
2-2
Ру ково дс тво по ко нтр олю за с ос тояние м с кважин для КРС
•
•
Объем скважинной жидкости и объем жидкости ремонта
Силы действующие на ПВО, пакеры и т.д.
Температура
скважины и пласта
Устьевые
индикаторы
Вычисления
• SITP
•
• SICP
•
Индикатор
давления
трения
•
•
•
•
•
Гидростат.
давление
Градиент
Эквивалент.
вес р-ра
Сбалансиров.
вес р-ра
Статическое
забойное
давление
Пластовое
давление
Объемы жидкости
скважины и
ремонта
Устьевые
индикаторы
Объем
емкости
• Подача
насоса
•
Вычисления
Давления
Вычисления
• Площадь
Объем и
поперечного
вместимость
сечения
труб и
кольцевого
• Силы
пространства
давлений
• Объем и
• Дифференциал
коэффициент
давлений
вместимости
• Объемы
вытеснения
•
• MASP
Рис.2-1 Обзор необходимых вычислений по контролю над скважиной используемых во
время проведения ремонта, признаки ГНВП
Устьевые показатели давления
Устьевые показатели давления (датчики давления в затрубном пространстве и
НКТ) дают возможность отслеживать картину забойных давлений и их
изменения со временем. Эти показания могут быть использованы во многих
вычислениях. Отслеживая эти показания, вы можете предотвратить разрыв
колонны, повреждение пласта, потерю циркуляции и другие проблемы. Очень
важно чтобы эти данные записывались и тщательно отслеживались. Два
основных показателя давлений это давление в трубах (SITP) и давление в
колонне (SICP).
Урок
2
2-3
Датчик SITP подсоединен к трубам или рабочей подвеске (см. Рис.2-2).
Интерпретация этого показателя зависит от вида производимой циркуляции
используемой в случае ГНВП. В случае прямой циркуляции (трубы-затрубное
пространство), необходимо отслеживать скважину по показаниям трубного
манометра. (В добавление к показаниям давления в трубах, показания
давления в затрубном пространстве используются для вызова циркуляции,
называемое "штуцирование скважины"). Показания давления в трубах так же
будут использоваться для определения давления на забое и подсчета
удельного веса раствора для балансировки скважины.
Датчик SICP подсоединен к затрубному пространству (см. Рис.2-2). Пути
использования его показателей также зависят от вида производимой
циркуляции используемой в случае ГНВП. В случае обратной циркуляции
(затруб-трубы), необходимо отслеживать скважину по показаниям затрубного
манометра. (В этой ситуации используются показатели SITP для
штуцирования скважины). Во время проведения некоторых специфических
операций по контролю скважины, показания затрубного манометра
используются для контроля забойного давления когда жидкость закачивается
в скважину или стравливается из скважины (см. "Объемный метод").
Рис.2-2 Датчики SICP и SITP
2-4
Ру ково дс тво по ко нтр олю за с ос тояние м с кважин для КРС
Давление трения
Для поднятия жидкости на поверхность с определенной подачей необходима
энергия. Для того чтобы двигаться, жидкость должна преодолеть силы трения
между собой, жидкостью и контактирующей поверхностью (стенки труб,
затрубное пространство, сужения в трубах). Насос вырабатывает эту энергию
для преодоления этого трения; эта энергия называется давление трения или
"давление прокачки". Понимание влияния данного процесса в скважине
является важным аспектом для полевого супервайзера.
Принципы трения
1
Суммарное давление трения (или давление насоса ) является суммой
трения при каждом сопротивлении во время прохождения жидкости.
Сопротивления находятся в:
• Линии от насоса до устья
• НКТ или подвеске
• Затрубном пространстве
• Внутренних сужениях трубы таких как посадочный ниппель,
скользящая муфта (Рис.6-3 и Рис.6-14)
При проведении ремонтов, в скважине с типичной геометрией, 65-95%
всех трений приходится на лифтовую подвеску, а остальное на затрубное
пространство. Это происходит благодаря высокой скорости движения
жидкости по трубам меньшего диаметра по сравнению с затрубным
пространством.
2
3
Урок 2
Суммарное трение (таким образом давление насоса) не зависит от
направления циркуляции. Суммарное трение будет одинаковым как при
прямой так и при обратной циркуляции, от перемены мест слагаемых
сумма не изменяется (3+2 = 2+3).
Давление трения приложенное к точкам в стволе скважины не зависит от
направления циркуляции. Когда жидкость покидает насос, ее энергия уже
уменьшается. Потребленная энергия (давление трения) не может быть
приложена далее к стволу скважины или пласту; только оставшаяся
энергия может быть приложена. Другими словами, давление приложенное
к любой точке в скважине равняется сумме сопротивлений трению вниз по
напрвлению от этой точки. При обратной циркуляции, давление трения
2-5
приложенное к перфорации (на выходе лифтовой колонны) равно сумме
сопротивлений вниз по колонне. Это может быть огромной энергией. При
прямой циркуляции давление трения в трубах расходуется по мере того
как жидкость доходит до конца лифтовой колонны; это не отражается на
перфорации. Единственное что отражается, это суммарное трение в точке,
т.е. затрубное давление трения, которое естественно становится меньше.
Рис.2-3 иллюстрирует некоторые примеры этих принципов
6 895 кПа
суммарное
давление трения
насос
подвеска
6895
кПа
345 кПа
трение в
линии
насоса
5 171 кПа
трение в
подвеске
6 895 кПа
суммарное
давление трения
0
Па
0
Па
затруб
подвеска
1 379 кПа
трение в
затрубе
5 171 кПа
трение в
подвеске
345 кПа
трение в
линии
насоса
6895
кПа
насос
затруб
1 379 кПа
трение в
затрубе
1 379 кПа
на пласт
5 171 кПа
на пласт
Прямая промывка
Обратная промывка
Рис.2-3 Распределение давления трения в трубах/кольцевом пространстве
В соответствии с первыми двумя принципами, индикатор давления насоса
будет показывать одинаковые данные для прямой и обратной циркуляции
(сумма в 6 895 Па). Однако надо заметить что давление трения приложенное к
пласту является разным. При обратной циркуляции на пласт приложено
давление в 5 171 Па, а при прямой циркуляции только лишь 1 379 Па. Третий
принцип поясняет эту разницу: когда жидкость покидает насос, по мере
движения жидкости вниз происходит потеря давления на трение пока
жидкость не достигнет забоя. При прямой циркуляции, потери на трение
составляют 345 Па в линии насоса плюс 5 171 Па в трубах. Таким образом
2-6
Ру ково дс тво по ко нтр олю за с ос тояние м с кважин для КРС
остается 1 379 Па, которое воздействует на пласт. При обратной циркуляции,
потери на трение составляют всего лишь 1 379 Па по мере продвижения
жидкости к забою, таким образом оставляя 5 171 Па на выходе из труб. Т.е. на
пласт воздействует давление в 5 171 Па (на 3 762 Па больше чем при прямой
циркуляции).
Полевой супервайзер должен знать об этом эффекте при выборе типа
циркуляци. Хотя разность давления не видна на манометре (оба показывают
одно и то же), разница есть на забое. В случае закачки в весь интервал
перфорации, возможен разрыв пласта или потеря всей жидкости в пласт.
Надо заметить что на Рис. 2-3 приведен пример циркуляции в открытой
скважине. Циркуляция в закрытых скважинах описывается в разделе "Анализ
динамических давлений" . Принципы давления трения так же применимы,
однако их легче понять в случае открытой скважины, которая математически
проще.
В зависимости от вашего географического нахождения, вы можете слышать
другие термины описывающие давление трения - "перепад давлений", "потери
на трение ", "динамическое давление" и ECD (эквивалентная циркуляционная
плотность раствора), хотя они и не являются совсем правильными
определениями, все таки могут быть использованы.ECD является суммой веса
жидкости и "эквивалентного" веса давления трения.
Значения, используемые для давлений трения в предыдущем примере
иллюстрируют только значения, а не настоящие показатели. Находясь на
месторождении, вы должны использовать компьютерную программу по
гидравлике для определения давлений трения в скважине, основанных на
геометрии скважины и свойствах флюидов.(Хотя эти вычисления могут быть
выполнены на бумаге, это сложный процесс и могут возникнуть ошибки в
результате подсчетов).
Урок
2
2-7
Расчеты связанные с вычислением пластового и скважинного
давления
В данном разделе представлены расчеты которые должны быть сделаны
супервайзером во время проведения ремонтных работ. Данные вычисления
производятся для расчета:
•
Гидростатического давления и градиента давления
•
Гидростатического давления сырой нефти
•
Эквивалентного удельного веса раствора (FW)
•
Сбалансированного удельного веса раствора (FW)
•
Статического анализа скважины
Гидростатическое давление и градиент давления
Гидростатическое давление - давление оказываемое столбом жидкости в
результате собственного веса. Величина давления зависит от плотности (веса)
жидкости, выраженного килограммом на метр кубический (кг/м3), и от
высоты столба жидкости основанное на измерении фактической
вертикальной глубины (TVD). TVD это глубина скважины замеренная от
устья скважины до ее забоя, в противоположность длине ствола скважины,
или измеренной глубине (MD). Все скважины имеют обе величины. В
вертикальных скважинах, TVD и MD будут одинаковыми, но в наклоннонаправленных скважинах эти две величины будут разными (Рис.2-4). Для
определения гидростатического давления используется только величина TVD.
2-8
Ру ково дс тво по ко нтр олю за с ос тояние м с кважин для КРС
вертикальная скважина
наклонная скважина
TVD = MD
TVD ≠ MD
Рис.2-4 Вертикальная глубина (TVD) и измеренная глубина (MD)
Нижеприведенная формула используется для вычисления гидростатического
давления. В этой формуле также используется гравитационная постоянная
9,81 м/с2.
Урок
2
2-9
Гидростатическое давление(Па)
=
Вес раствора(кг/м3)x(9,81м/с2)xTVD(м)
Пример 1:
Дано: Скважина глубиной 3 048 м TVD с раствором 1 198 кг/м3.
Найти: Гидростатическое давление
Решение: Гидростатическое давление = 3048×1198×9,81=35821кПа
Пример 2:
Дано: Скважина глубиной 2438 м TVD и 3109 м MD. В скважине
находится раствор 1222 кг/м3.
Найти: Гидростатическое давление на забое скважины
Решение: Гидростатическое давление= 1222×9,81×2438=29226 кПа
Градиент давления - величина давления оказываемого одним метром
вертикального столба жидкости. Размерность градиента выражена 22,62 кПа/
м, таким образом столб жидкости в 3000 м будет оказывать давление в 67,86
кПа (3000x22,62 кПа/м). Если жидкость имеет градиент давления равный
11,31 кПа/м, то столб жидкости в 3000 м будет оказывать давление в 33,93 кПа
(3000x11,31 кПа/м).
Градиент широко используется для во многих вычислениях. Данные о пласте,
дата о заканчивании и данные по жидкости ремонта часто предоставлены в
виде градиентов. Супервайзер должен уметь использовать градиент для
различных вычислений.
2-10
Ру ково дс тво по ко нтр олю за с ос тояние м с кважин для КРС
Градиент давления (Па/м)
Вес раствора (кг.м3)
=
=
Вес раствора (кг/м3) × 9, 81 м/с2
Градиент давления (Па/м) ÷ ( 9, 81 м/с2 )
Пример1:
Дано: Раствор плотностью 1150 кг/м3
Найти: Градиент давления раствора
Решение: Градиент давления= 1150 × 9,81= 11,282 кПа/м
Пример 2:
Дано: Раствор с градиентом 11989 Па/м
Найти: Вес раствора (плотность)
Решение: Вес раствора = 11989 / 9,81= 1222,1 кг/м3
Вес жидкости в примере номер два округлен до 1222,1 кг/м3. Округление до
десятых широко используется на практике, так как плотность раствора на
буровой может быть измерена только лишь с такой точностью.
В дополнении к использованию градиента давления для нахождения веса
жидкости, вы можете использовать градиент для вычисления
гидростатического давления скважинной жидкости. Гидростатическое
давление может быть посчитано различными способами, зависящими от
данных находящихся в наличии, таких как градиент давления жидкости
ремонта и величины TVD скважины.
Урок 2
2-11
Гидростатическое давление
=
Градиент давления (Па/м) × TVD (м)
Пример:
Дано: Раствор с градиентом 11762,7 Па/м глубина 2670 мTVD
Найти: Гидростатическое давление раствора
Решение: Гидростатическое давление= 11762,7x2670 = 31406,4 кПа
Гидростатическое давление сырой нефти
Во время проведения ремонта часто используется сырая нефть. Хотя сырая
нефть оказывает гидростатическое давление такое же как и любая другая
жидкость, ее плотность и температура очень чувствительны, и поэтому при
вычислении гидростатического давления может потребоваться применение
поправки на это. Более того, плотность сырой нефти часто измеряется и
предоставляется в другой системе измерения называемой API (плотность
(нефтепродуктов) в градусах Американского нефтяного института) или в
"градусах API ". 10 градусов по API равняется плоности воды. По мере
возрастания градусов по API , плотность снижается. Например, 12° API
является легче чем 10° API. Плотность нефти измеряется ареометром,
который откалиброван на температуру 60°F. Во время замера случаи
температуры нефти равняющейся 60°F являются очень редкими. Следующая
формула позволяет сделать необходимую поправку на температуру .
2-12
Ру ково дс тво по ко нтр олю за с ос тояние м с кважин для КРС
Если температура> 60°F:
- 60)
-----------------------Плотность (показания психометра) – (--Температура
10
= API скоррект.
(60 - Температура)
--------------------------10
= API cкоррект.
Если температура < 60°F:
Плотность (показания психометра) –
После поправки на температуру , гидростатическое давление может быть
подсчитано с использованием данной формулы:
Гидростатическое давление
=
141.5
---------------------------- × .433 × TVD
131.5 + API cкоррект.
Для примера плотности сырой нефти вычислений давления см. раздел
"Формулы" в Приложении.
Эквивалентный удельный вес раствора
Давления выраженные в единице измерения Па часто переводятся в их
весовой эквивалент (выраженный в единице измерения кг/м3) для удобства и
простоты сравнения между забойным давлением и весом раствора,
необходимым для уравновешивания давления. Давления обычно переводятся
в эквивалентный удельный вес раствора, включающий давления на
манометре, давления трения, пластовые давления и давления тестирования.
Градиенты давления (выраженные в Па/м) так же могут быть переведены в
эквивалентный удельный вес раствора.
Урок
2
2-13
Эквивалентный вес раствора
=
Давление (Па) ÷ TVD (м) ÷ ( 9, 81 м/с2 )
Эквивалентный вес раствора
=
Градиент давления (Па/м) ÷ ( 9, 81 м/с2 )
Пример 1:
Дано: Давление в трубах (SITP) of 17 926 368 Па глубина скважины
3003,5 м TVD
Найти: Эквивалентный вес раствора
Решение: Эквивалент = 17 926 368 / 3 003,5 / 9,81= 608,4 кг/м3
Пример 2:
Дано: Градиент давления пласта 11 989 Па/м
Найти: Эквивалентный вес раствора пласта
Решение: Эквивалент = 11 989 / 9,81= 1 222,1 кг/м3
В вышеприведенном примере, пласт будет создавать давление эквивалентное
давлению жидкости с плотностью 1 222,1 кг/м3. Это является стандартным
форматом для записи данных о пласте. Мы часто слышим "пласт
эквивалентен 1 222,1 кг/м3. Хотя и не всегда эти термины являются
математически точными, полезно быть знакомым с ними для лучшего
понимания других людей.
Сбалансированный удельный вес раствора
Сбалансированный удельный вес раствора - удельный вес раствора
эквивалентный пластовому давлению для данной скважины. Вычисление
сбалансированного удельного веса раствора является одинаковым с
вычислением эквивалентного веса жидкости: давление(Па)ч TVDч(9,81 м/с2)
После того как вы определили сбалансированный удельный вес раствора для
вашего пласта, вы можете сравнить его с плотностью жидкости в скважине.
Может быть необходимым довести раствор до той плотности чтобы уравнять
пластовое давление, что является важным методом в контроле пластовых
2-14
Ру ково дс тво по ко нтр олю за с ос тояние м с кважин для КРС
флюидов. (В нефтяной индустрии, термин удельный вес раствора глушения
часто используется для описания сбалансированного удельного веса
раствора. Эти термины подробно описываются в разделе "Удельный вес
раствора глушения").
Сбаланс.вес раствора
=
Пластовое давление(Па) ÷ TVD(м) ÷ ( 9, 81 м/с2 )
Сбаланс. вес раствора
=
Пластовый градиент (Па/м) ÷ ( 9, 81 м/с2 )
Пример:
Дано: Пластовое давление 67 568 619 Па для скважины глубиной
4359 м TVD
Найти: Сбалансированный вес раствора
Решение: Сбалансиров = 67 568 619 / 4 359 / 9.81 = 1 580.1 кг/м3
Рекомендуется добавлять к гидростатическому давлению коэффициент
безопасности для балансировки раствора. Иногда он называется избыточным
коэффициентом, что позволяет обеспечить дополнительное давление в
скважине для избежания депрессии вызываемой работой штуцера, движением
трубы или изменением температуры жидкости, а так же неожиданных скачков
давлений в пласте. Величина коэффициента безопасности изменяется от
скважины к скважине и от местности к местности не менее 1 378 951.4 Па.
Урок
2
2-15
Сбалансированный вес раствора (с запасом)
= запас (Па) + пластовое давление ÷ TVD (м) ÷ ( 9.81 м/с2 )
Пример:
Дано: Пластовое давление 67 568 619 Па скважина глубиной 4359
м TVD
Найти: Сбалансированный вес раствора с коэффициентом
безопасности 1 738 951 Па
Решение: Сбалансированный вес= (1 738 951+ 67 568 619) / 4 359 /
9,81= 1 620,8 кг/м3
В этих примерах, разница между избыточным весом жидкости и
сбалансированным весом составляет 40,7 кг/м3 (1620,8-1580,1=40,7), которая
в терминологии нефтяной индустрии означает как 40 "очков" в избытке.
Удельный вес раствора глушения
Удельный вес раствора глушения это удельный вес раствора который
позволяет уравнять или превысить пластовое давление. Хотя пластовые
давления использующиеся для вычисления удельного веса раствора
глушения берутся из данных тестирования скважины, эти данные не всегда
бывают точными. Однако в данном разделе вам будут предложены на
рассмотрение другие способы подсчета веса жидкости глушения. Например
вероятнее всего у вас будут в наличие данные по давлению в трубах и
некоторые знания о природе жидкости находящейся в трубах. Рис.2-5
иллюстрирует набор условий скважины находящейся в ремонте и все
вычисления избыточного и сбалансированного удельного веса раствора
глушения для данных условий.
2-16
Ру ково дс тво по ко нтр олю за с ос тояние м с кважин для КРС
Удельный вес раствора глушения(сбаланс.)
SITP
13 100 038
= ( SITP ÷ TVD перф ÷ ( 9, 81 ) )
+ Плотность раствора в трубах
Па
Пример 1:
Найти: Вес раствора глушения у верхних
отверстий перфорации
Решение: Вес раст= (13 100 038 / 3 222 /
9,81) + 802,8= 1 217,3 кг/м3
Нефть
802,8
кг/м3
Пластовое
давление
3 222 м TVD
(верх перф)
3 252 м TVD
(середина перф)
Пример 3:
Пример 2:
Найти: Вес раствора глушения у средних
отверстий перфорации
Решение: Вес раст= (13 100 038 / 3 252 /
9,81) + 802,8= 1 213,4 кг/м3
Вес раствора глушения (С репрессией)
= [ (SITP + Репрессия) ÷ TVD перф ÷ 9,81 ]
+ Вес раствора в трубах
Найти: Вес раствора глушения у средних отверстий перфорации с
репрессией 1 034 214 Па.
Решение: Вес раст=[(13100038+1034214)/3252/9,81)]+802,8=1245,9кг/м3
Рис.2-5 Вычисление веса жидкости глушения (избыточного и сбалансированного)
Теоретически, вес жидкости глушения рассчитываемый для верхних
отверстий перфорации должен быть выше чем вес жидкости глушения для
средних отверстий. Однако сравнивая примеры 1 и 2 одного и того же
вычисления выше, эта разница небольшая. Если длина перфорации была бы
больше чем приведенная в примере, или если глубина перфорации была бы
выше, разница была бы больше. Использование глубины верхних отверстий
перфорации будет более правильным. Хотя клиент может запросить расчет на
какой-то определенной глубине.
Урок
2
2-17
Статическое забойное давление
Статическое забойное давление(BHP) - это давление на забое скважины в
услових покоя скважины (отсутствие циркуляции). На Рис.2-5 BHP равно
SITP плюс гидростатическое давление столба нефти находящегося в трубах.
Если бы в трубах находились разные жидкости, статическое давление было
бы равно сумме их гидростатических давлений плюс SITP. В закрытой
скважине с открытой перфорацией (нет пробок и давление свободно
передается) статическое забойное давление равно пластовому давлению.
Статическое забойное давление (BHP) =
Суммарное гидростатическое давление
SITP +
Пример:
Дано: SITP = 13 100 038 Па, вес раствора в трубах = 802,8 кг/м3,
TVD = 3 252 м (см. Рис.2-5)
Найти: Статическое забойное давление у середины отверстий
перфорации
Решение: BHP = 13 100 038+(802,8 × 9,81× 3 252) = 38 711 060 Па
Вычисление забойного давления важно при глушении скважины. Далее будет
представлены методы поддержания и управления пластового давления.
Анализы статической скважины
Рис.2-6 показывает закрытую скважину находящуюся в статическом
состоянии (циркуляция отсутствует). Информация на иллюстрации и
материал этого урока помогут вам понять:
• Принцип дополнительного давления
• Почему давление в затрубном пространстве отличается от давления в
трубах
• Эффект U-образной трубы
2-18
Ру ково дс тво по ко нтр олю за с ос тояние м с кважин для КРС
SIСP
3 654 221 Па
SITP
1 103 161 Па
1 102,4 кг/м3
солевой раствор
2 896 м
2 433 Па/м
газ
305 м
30,5 м
3 231 м TVD
Забойное давление
Рис.2-6 Пример условий для проведения анализа скважины в статическом состоянии
Урок
2
2-19
Анализ статической скважины
Пример 1: Найти статическое BHP
Дано: Условия на Рис.2-6
Найти: Статическое BHP
Решение: BHP = SITP (1 103 161) + Суммарное гидростатическое
давление в трубах
(3 231× 9.81× 1 102) = 36 032 274 Па
BHP в 36 032 274 Па давит вверх на затрубное пространство. Таким
образом, SICP равно BHP давящему вверх минус гидростатическое
давление в затрубе давящее вниз. Для расчета SICP, используйте
следующее:
Пример 2: Найти гидростатическое давление в затрубе и SICP
Дано: BHP из примера 1 (36 032 274 Па )
Найти: Суммарное гидростатическое давление и доказать SICP из
рис.2-6.
Решение: Суммарное гидростатическое давление =
раствор под газом (30,5 × 9,81× 1 102) + газ (305 × 2 443) +
раствор над газом (2 896× 9,81× 1 102) = 32 382 394 Па
SICP = BHP (36 032 274) - Суммарное гидростатическое давление
(32 382 394) = 3 649 880 Па
Пример 3: Найти гидростатическое давление в трубах и доказать SITP
Дано: BHP из примера1 (36 032 274 Па)
Решение: Суммарное гидростатическое давление= TVD (3 231) ×
9,81×вес раствора в трубах (1 102) = 34 929 113 Па
SITP = BHP (36 032 874) - гидростатика в трубах (34 929 113) = 1
103 761 Па
Эти вычисления демонстрируют несколько важных принципов. В этих
примерах давление в затрубном пространстве больше чем давление в трубах
2-20
Ру ково дс тво по ко нтр олю за с ос тояние м с кважин для КРС
потому что столб жидкости в затрубном пространстве легче чем столб
жидкости в трубах; он давит вниз с меньшей силой против постоянного
забойного давления давящего вверх. Результатом этого является манометр с
показанием величины большего размера. Если бы вес жидкости в затрубном
пространстве был больше чем вес жидкости в трубах, тогда величина SITP
была бы больше.
Понимание того как SICP и SITP отражают условия на забое являются
важным для супервайзера.
В закрытой скважине, суммарное давление в трубах (включая давления
манометра) должно балансировать суммарное давление в затрубном
пространстве. Другими словами, давление в трубах должно равняться
забойному давлению минус гидростатическое давление в трубах, и давление в
затрубном пространстве должно равняться забойному давлению минус
гидростатическое давление в затрубе. Этот принцип сбалансированного
давления называется эффектом U-образной трубы.Супервайзер должен
понимать этот принцип для диагностики условий в скважине и ее
контроля.(См. Упражнения для решения проблем связанных с U-образной
трубой).
Потому как давления U-образной трубы сбалансированы и равны, вы можете
спросить зачем эти формулы для вычисления удельного веса раствора
глушения, забойного давления и т.д. Причиной является то, что во многих
случаях вы знаете природу жидкости в трубах и ее плотность, тогда как
затрубное пространство может содержать смесь загрязненных жидкостей и
газ неопределенного количества и плотностей, что может привести вас к
ошибке определения удельного веса раствора глушения и забойного
давления. Обычно используются данные из труб для вычисления обеих
величин.
Вычисления относящиеся к объемам жидкости ремонта и жидкости
скважины
Данная секция представляет вычисления объемов жидкостей которые
супервайзер должен принимать во внимание во время проведения ремонтных
работ. Вычисления определяют величины для следующего:
Урок 2
2-21
•
•
•
•
•
•
•
Емкость труб и обсадных колонн
Емкость затрубного пространства
Объем замещения
Объем емкости
Подача насоса
Потеря гидростатического давления во время подъемных работ
Анализы динамического давления
Удельная емкость труб и обсадных колонн
Удельная емкость труб это внутренний объем трубы определенного размера
на единицу длины (м3/м). Более точный термин - коэффициент вместимости.
После того как вы нашли удельную емкость, вы можете посчитать суммарный
внутренний объем труб и обсадной колонны.
2-22
Ру ково дс тво по ко нтр олю за с ос тояние м с кважин для КРС
Вычисления внутренних объемов
Удельная емкость (м3/м) =
Внутренний диаметр (мм)2 × 7,854×10-7 *
Внутренний объем (м3) = Удельная емкость
(м3/м) × Длина (м)
Пример:
60,3 мм
6,994 кг/м
(внутренний
диаметр 50,6 мм)
Дано: 3 050 м труб с наружным диаметром
60,3 мм весом 6,994 кг на погонный метр
(кг/м)
Найти: Внутренний объем
Решение:
Удельная емкость= (50,6)2 × 7,854×10-7=
0.00201 м3/м
Внутренний объем= 0.00201 × 3 050=
6,131 м3
*
переводной коэффициент на м3
Рис.2-7 Определение удельной емкости и объемов НКТ и обсадной колонны
Формулы используемые для вычисления удельной емкости и объема
пробуренного интервала являются идентичными тем что используются при
капитальном ремонте. Эти вычисления необходимы для проведения работ по
углублению или зарезке вторых стволов в скважине при ремонте.
Удельная емкость затрубного пространства
Затрубное пространство образуется когда одна труба помещается в другую,
или когда труба помещается в пробуренную скважину. Термин удельная
емкость затрубного пространства иногда относится к единице объема на метр
длины затрубного интервала (м3/м); в другом случае это относится к
суммарному объему (м3) в затрубном пространстве. Наиболее точным
определением для единицы объема на фут является удельная емкость
затрубного пространства. Удельная емкость затрубного пространства
Урок 2
2-23
используется для определения суммарного объема затрубного пространства в
баррелях, известного как объем затруба. В этих вычислениях используется
внутренний диаметр обсадной колонны и внешний диаметр трубы.
Вычисления объема затрубного
пространства
Удельная емкость затрубного
пространства (м3/м) =
[Внутренний диаметр колонны (мм2)
- Внешний диаметр НКТ (мм)2] ×
7,854×10-7
Объем затруба= Удельная емкость
затрубного пространства (м3/м) ×
Длина (м)
60,3 мм
6,994 кг/м
139,7 мм
25,299 кг/м
(внутренний диаметр
124,3 мм)
Пример:
Дано: 3 050 м; 60,3 мм; 6,994 кг/м; труба внутри
139,7 мм; 25,299 кг/м колонны
Найти: Объем затруба
Решение: Удельная емкость затрубного
простр.= (124,32 - 60,32)× 7,854×10-7 =
0.00928 м3/м
Объем затруба= 0.00928 × 3 050= 28,3 м3
Рис.2-8 Определение удельной емкости затрубного пространства и объема затрубного
пространства
Объем вытеснения
Объем вытеснения трубы - это количество жидкости вытесняемое при спуске
труб в скважину .
Этот объем равен обему металла в трубах. При спуске трубы в скважину
металл вытесняет жидкость в объеме равном объему вытеснения. И наоборот,
во время подъема трубы из скважины, уровень жидкости падает
2-24
Ру ково дс тво по ко нтр олю за с ос тояние м с кважин для КРС
пропорционально объему вытеснения .Ситуация "вытеснение с закрытым
концом" относится к случаю спуска в скважину закрытой трубы (закрытой
специально или случайно). По причине того, что жидкость не может свободно
наполнять объем труб, объем вытеснения значительно возрастает.
Термин "вытеснение" часто используется для описания единицы вытеснения
на метр трубы (м3/м), но также он можнт означать суммарное вытеснение в
баррелях. Коэффициент вытеснения является наиболее точным термином для
описания единицы вытеснения, и объем вытеснения или суммарное
вытеснение для суммарного объема вытеснения.
Урок
2
2-25
60,3 мм
6,994 кг/м
(внутренний
диаметр 50,6 мм)
Вычисления вытеснения
Коэф-т вытеснения (м3/м) =
Вес трубы (кг/м) / 7 845,778 (кг/м3)*
Коэф-т вытеснения (м3/м)** = [Внеш.
диаметр трубы (мм)2 – Внутр. диаметр
трубы (мм)2] × 7,854 × 10−7
Объем вытеснения (м3) = Коэф-т
вытеснения (м3/м) × Длина (м)
Коэф-т вытеснениятрубы с закрытым
концом (м3/м) =
OD (мм) 2 × 7,854 × 10−7
Пример 1:
Дано: 3 050 м труб внут.диам 60,3 мм ; 6,994
кг/м3
Найти: Объем вытеснения металла
Коэффиц-т вытеснения = 6,994 / 7 845,778* =
0.000891м3/м
Объем вытеснения = 0.000891×3050 = 2,718 м3
Пример 2:
Дано: 3 050 м труб внут.диам 60,3 мм ; 6,994
кг/м3
Найти: Объем вытеснения труб с закрытым
концом
Коэффиц-т вытеснения = 60,32 × 7,854 × 10−7=
0.002856 м3/м
Объем вытеснения = 0.002856×3050 = 8,711 м3
*7 845,778кг/м3 для стали
**применимо только для труб, не для
соединений
Рис.2-9 Определение коэффициента вытеснения и объемов вытеснения
2-26
Ру ково дс тво по ко нтр олю за с ос тояние м с кважин для КРС
Удельная емкость затрубного пространства, обсадных колон и НКТ а также
коэффициент вытеснения можно найти в справочнике по цементажу
Schlumberger. Умение вычислять удельную емкость может понадобиться при
использовании размеров НКТ не включенных в справочник, либо когда
справочник не доступен.
Объемы жидкости емкостей
Жидкость ремонта находится в емкостях. Очень важно знать объем на
поверхности и отслеживать изменения . Во время ремонта, мониторинг
емкости может показать наличие проявления в скважине или поглощения. На
буровой находится система суммирующего устройства для вместимости
емкости, которая обычно отслеживает уровни емкости, однако не на всех
подъемниках КРС присутствует эта система. На некоторых емкостях стоят
метки, которые показывают увеличение или падение уровня жидкостях в
баррелях, таким образом отслеживая ситуацию на забое. Так как не на всех
емкостях при проведении ремонта присутствуют метки для точного
отслеживания уровней, полевой супервайзер должен уметь определять объем
жидкости в емкости, проведя несколько вычислений и замер. Объем емкости
может использоваться для определения коэффициента вместимости, который
выражается в объеме емкости на единицу глубины (м3/м), который необходим
при вычислении увеличения или снижения уровня емкости с определенным
объемом.
Урок
2
2-27
Объем прямоугольной емкости
Объем емкости (кубических метров или м3) = длина (м) × ширина (м)
× глубина (м)
Удельная емкость резервуара (м3/см) = Объем емкости (м3) / Глубина
емкости (см)
Пример:
Дано: размеры емкости длина 6,35 м × ширина 2,438 м × высота 1,905 м
Найти: Объем и удельную емкость резервуара
Решение:
Объем емкости (м3) = 6,35 × 2,438 × 1,905 = 29,492 м3
Удельная емкость = 29,492 / 1 905 = 0,01548 м3/см
Выражение для подсчета объема емкости применяется также для кубической
емкости; длина и ширина остаются такими же. Вычисления емкостных
коэффициентов и объемов цилиндрических вертикальных емкостей находятся
в разделе "Формулы" в Приложении.
Производительность насоса
Супервайзер должен уметь определять производительность насоса (объем/
число ходов насоса). Хотя производители насосов обеспечивают информацию
о производительности насоса, она может быть не доступна или может быть не
точной из-за изношенности насоса или из-за его плохого состояния.Если
2-28
Ру ково дс тво по ко нтр олю за с ос тояние м с кважин для КРС
производительность насоса является на 25% меньше изначальной, то
использование данного насоса является под вопросом.
В случае ГНВП, необходимо чтобы супервайзер производил все расчеты и
выбирал подачи насоса в соответствии с текущими производительностями
насоса, а не с производительностями предоставленными в справочнике
производителя или данными, которые использует бригада. Вычисления по
подсчету подачи насоса могут варьироваться в зависимости от того какой
счетчик ходов поршня установлен на насосе.
Насос со счетчиком ходов поршня
Действительная производительность насоса (м3/ход поршня) =
количество прокаченных м3 / ходы поршня
Процедура:
1 Обнулить счетчик ходов поршня.
2 Закачать объем в 1 или 1,5 м3 в откалиброванную емкость.
3 Записать количество прокаченных ходов поршня .
4 Расчитать производительность.
Пример:
Дано: 1 м3, закачено в откалиброванную емкость; записано 71 ход поршня.
Найти: Действительную производительность в м3/ход поршня
Решение: Производительность насоса = 1 / 71 = 0.014 м3/ход поршня
Во время проведения ремонта, может потребоваться закачка с определенной
подачей в баррелях в минуту (м3/мин). Даже если бригада имеет счетчик
ходов поршня , не возможно подсчитать м3/мин без знания того какой объем
выдает насос за один ход. Для большей точности, используется
действительную подачу для расчета необходимой скорости насоса,
выраженной в ходах в минуту (ход/мин).
Урок
2
2-29
Необходимая скорость насоса (ход/мин) = Необходимый объем
подачи (м3/мин) / Действительная мощность насоса (м3/ход
поршня)
Пример:
Дано: Поцедура КРС требующая объем подачи 0,5 м3/мин;
действительная мощность насоса 0.011 м3/ход поршня
Найти: Необходимую скорость насоса
Решение: Необх. скорость насоса = 0,5 / 0.011 = 45,5 = 46 ход/мин
Насос без счетчика ходов поршня
На некоторых подъемниках КРС на насосах не установлены счетчики ходов
поршня, поэтому бригада должна ориентироваться на показания тахометра
двигателя насоса для определения подачи насоса. В таком случае, для
определения подачи (м3/м) насоса, необходимо использовать следующие
процедуры и формулы.
2-30
Ру ково дс тво по ко нтр олю за с ос тояние м с кважин для КРС
Действительная подача насоса (м3/мин) = увеличение уровня в
емкости ч время закачки в минутах
Процедура:
1
2
3
4
5
Подсоединить насос так, чтобы качал из одной емкости в сливную
емкость, для замера объема.
Насос должен управляться буровым подрядчиком с подачей, которая
является рабочей подачей насоса (напр.0,5 м3 в минуту).
Качать с вышеприведенной подачей с увеличением интервала
времени (напр.1 минута, 5 минут и т.д.).
Записать увеличение объема в сливной емкости.
Расчитать действительную подачу насоса.
Пример:
Дано: Насос работающий с подачей 0,5 м3 за 5.0 минут, с
увеличением в 1,5 м3
Найти: Действительную подачу в м3 минуту
Решение: Дествит.подача насоса= 1,5 м3 / 5.0 мин = 0,3 м3/мин
Этот пример демонстрирует несколько способов получения точной
информации о насосе. Формулы и процедуры служат своего рода шкатулкой
знаний для супервайзера, который будет ответственным за результаты
глушения скважиы. Время циркуляции будет отличаться от того что вы
ожидаете, если насос не развивает мощность при определенной
подаче.Информация о действительной подаче насоса также будет необходима
при поддержании соответствующего давления циркуляции на забое во время
глушения скважины, без прикладывания слишком много или слишком мало
давления трения на пласт.
Дополнительная информация при расчетах насоса
Данный пример сочетает в себе несколько ситуаций и вычислений
предложенных вам ранее для обеспечения наглядности исследования.
Урок
2
2-31
Пример КРС
Дано: Вы ответственны за бригаду КРС на отдаленной локации. Отсутствуют точные
данные о подаче насоса (который имеет счетчик ходов поршня). Вы инструктируете
бригаду прокачать 200 ходов между емкостями и записать точное количество
прокаченных ходов и прибавление в сливной емкости в сантиметрах . Бригада
записывает 214 ходов поршня и прибавку в 25 сантиметров.
Размеры емкости: ширина 2,438 м × длина 4,572 м × высота 1,956 м
Труба 88,9 мм × 13,84 кг/м, внутренний диаметр = 76 мм
Длина труб и затруба= 3 718,6 м
Внутренний диаметр колонны = 177,7 мм
Спецификация КРС: заместить трубы и затруб при 0,397 м3/мин
Найти: Калибрацию емкости (м3/см), необходимое кол-во м3, действит.подачу
насоса, суммарное кол-во ходов поршня, необходимую скорость насоса, и суммарное
время
Решение:
1. Калибровка емкости
Объем (м3) = 2,438 × 4,572 × 1,956 = 21,8 м3
Необходимый объем м3/см = 21,8 / 195,6 = 0,11м3/см
2. Необходимое количество м3
Удельная емкость труб = 75,9972 × 7,854 × 10−7= 0.00454 м3/м
Объем труб = 0.00454 × 3 718,6 = 16,9 м3
Удельная емкость затруба = (177,72 - 88,92) × 7,854 × 10−7= 0.01859 м3/м
Объем затруба = 0.01859 × 3 718,6 = 69,1м3
Необходимое кол-во м3 = 69,1 + 16,9 = 86 м3
3. Действительная подача насоса (м3/ход)
Прокачено м3= 25 см × 0,11 м3/см = 2,8 м3
Подача = 2,8 м3 / 214 ходов поршня = 0.0131 м3/ходов поршня
4. Суммарное кол-во ходов = 86 / 0.0131 м3/ходов = 6 565 ходов
5. Необх.скорость насоса= 0,397 м3/мин /0,0131 м3/ход =30,3 ход/мин = 31 ход/мин
6. Суммарное время= 6 565 ходов /31 ход/мин = 212 минут
2-32
Ру ково дс тво по ко нтр олю за с ос тояние м с кважин для КРС
Потеря гидростатического давления во время подъема труб
Вычисления и концепции приведенные в данной секции сочетают в себе
принципы гидростатики, вытеснения и вместимости. Важно знать что
гидростатическое давление в скважине падает по мере того как падает
уровень жидкости во время подъема труб. Вы должны уметь определять
потерю гидростатического давления во время снижения уровня жидкости.
Если вы не знакомы с этим эффектом или попросту игнорируете его,
скважина может начать проявлять. Вы можете получить ГНВП или даже
выброс. В результате неконтролирования падения гидростатического
давления происходят фатальные случаи, наносится вред окружающей среде,
происходит потеря подъемников, наносится вред скважинам.
Во время подъема труб из скважины, вы поднимете объем металла из
жидкости, и уровень жидкости падает для заполнения пространства. Падение
уровня жидкости приводит к падению гидростатического давления и таким
образом забойного давления.Если уровень снижается как внутри так и
снаружи трубы, это означает что вы поднимаете сухую трубу . Потери
гидростатического давления вызванные поднятием сухой трубы приведены
ниже.
Урок
2
2-33
Потери гидростатического давления (сухая труба)
Падение уровня жидкости (м)
Коэф-т вытеснения × Поднят.длина
= -----------------------------------------------------------( Удельн.емк. затруба + Удельн.емк. труб )
( Вес труб кг/м ÷ ( 7845, 8 ) ) × Поднятая длина
= -----------------------------------------------------------------------------------------------------------------------2
2
–7
2
–7
(Колонна (внут.д) – НКТ(внеш.д) ) × 7, 854 × 10 + ( НКТ(внут.д) × 7, 854 × 10
Потери Гидростатики
× 9,81 (м/с2)
=
Падение уровня жидк. (м) × Вес раствора (кг/м3)
Пример:
Дано: 300 м труб с внешним диаметром 73 мм и 9,673 кг/м внутри
колонны с внешним диаметром 140 мм и 25,299 кг/м (внутренний
диаметр 124 мм), 1 222 кг/м3 р-р заканчивания в скважине
Найти: Падение уровня жидкости и потерю гидростатического
давления
Решение:
Падение уровня жидк. =
( 9,673 ÷ 7845,8 ) × 300
-------------------------------------------------------------------------2
2
–7
2
–7
( (124 – 73 ) × 7, 854 × 10 ) + ( 62 × 7, 854 × 10 )
0,36987
= ---------- = 34 м
0,01091
Потери гидростат. давления
= 34 × 1222 × 9, 81 = 407 586 Па
Как показывает пример, если вы поднимаете 300 м трубы без долива
скважины, вы теряете 407 586 Па гидростатического давления по причине
падения уровня жидкости в скважине. Более того, вы потеряете 407 586 Па
забойного давления, что может привести скважину в работу , в зависимости от
состояния скважины.
2-34
Ру ково дс тво по ко нтр олю за с ос тояние м с кважин для КРС
Потери гидростатического давления (подъем с сифоном)
Падение уровня жидкости (м) =
(Коэффициент вытеснения + Удельная емкость) × Поднятая длина
---------------------------------------------------------------------------------------------(Удельная емкость затрубного пространства)
( (Вес трубы ÷ 7845,8 ) + ( Внутр.диаметр × 7, 854 × 10 ) ) × Поднятая длина
-------------------------------------------------------------------------------------------------------------2
2
–7
( Внутр.диаметр обс .колонны – Наружн.диаметр НКТ ) × 7, 854 × 10
2
–7
Потери гидростатического давления =
Падение уровня жидкости (м) × Плотность раствора (кг/м3) × 9,81 (м/с2)
Пример:
Дано:труба 300 м внешним диаметром 73 мм, 9,673 кг/м (внутренний
диаметр 62 мм) внутри 140 мм , 25,299 кг/м колонны (внутренним
диаметром 124 мм), р-р заканчивания 1 222 кг/м3
Найти: Падение уровня жидкости и потерю гидростатического
давления
Решение:
Падение уровня
2
–7
(9,673 ÷ 7845,8 + ( 62 × 7, 854 × 10 ) ) × 300
= --------------------------------------------------------------- = 162 м
2
2
–7
( 124 – 73 ) × 7, 854 × 10
Потери гидростатич.давления
= 162 × 1222 × 9,81 = 1942027 Па*
* Сравните потери гидростатического давления со случаем сухой
трубы.Размер труб и вес раствора одинаковы, однако потери давления в 4
раза больше.Во время подъема труб из скважины, объем замещения для
подъема с сифоном гораздо больше чем для сухой. Поэтому падает
уровень жидкости и увеличиваются потери гидростатического давления.
Урок
2
2-35
В определенных географических регионах существуют нормы поднятия труб
без долива а также требование помещения плаката с этими данными рядом с
пультом бурильщика.В этом случае легко пересчитать уравнение на эти
данные , как показано в следующем примере:
Эффект гидростатического давления
Пример: “Во время подъема подвески из скважины, затруб должен
доливаться раствором до того, как изменение уровня жидкости снизит
гидростатическое давление на 517 кПа. Количество труб (или метров)
которые можно поднять и равное количество жидкости должны быть
посчитаны и помещены возле пульта бурильщика.”
Допустимый объем вытеснения труб=
Допустимые потери давл. (Па) × ( Удельн.емк.НКТ + Удельн.емк.обсадн.кол. )
-------------------------------------------------------------------------------------------------------------9, 81 м/с2 × Плотность раствора (кг/м3)
Длина труб
эквив. допустимому объему
Объем вытеснения
= ------------------------------------------Вес НКТ (кг/м) × 7, 854 × 10 –7
Пример:
Дано: Скважина с подвеской внешним диаметром 73 мм и 9,673 кг/м
(внутренний диаметр 62 мм) внутри колонны внешним диаметром
140 мм, 23,066 кг/м (внутренний диаметр 126 мм); вес раствора 1222
кг/м3.
Найти: Допустимый объем вытеснения труб, которые можно поднять
в соответствии с правилом приведенным выше (допустимая потеря
517 кПа) и эквивалентную длину труб.
Решение:
Допустимый объем вытеснения=
517000 × ( 0.003019 + 0.008227 )
-------------------------------------------- = 0,485 м3
9, 81 × 1222
× 7845,8
------------------Эквивалентная длина = 0,485
9,673
2-36
= 393 , 4 м
Ру ково дс тво по ко нтр олю за с ос тояние м с кважин для КРС
Анализы динамического давления
До этого момента, в данном уроке рассматривались только вычисления
статического забойного давления. Как упомяналось ранее статическое
забойное давление это давление на забое (или давление действующее против
пласта) с выключенными насосами. Однако из предудущих разделов вы
знаете что давление трения вызываемое движением жидкости оказывает
дополнительное давление на забой. Поэтому, во время работы насосов, как
показывает практика глушения скважин может наблюдаться давление на
забое. Это давление и гидростатическое давление жидкости ремонта будут
создавать давление циркуляции на забое. Как говорилось ранее, величина
давления зависит от пути циркуляции. Более того дополнительное давление
трения на забое является "невидимым" на поверхности - оно не показывается
на датчике давления.Для контроля обстановки на забое очень важно понимать
физику пласта. На Рис.2-10 представлен пример вычисления и концепция.
Урок
2
2-37
18 620 кПа
18 620 кПа
насос
насос
Трение в НКТ
16 550 кПа
Трение в затрубе
2 070 кПа
Гидростатическое давление
35 850 кПа
Прямая циркуляция
Обратная циркуляция
Рис.2-10 Условия для определения давления циркуляции на забое
2-38
Ру ково дс тво по ко нтр олю за с ос тояние м с кважин для КРС
Забойное давление циркуляции
Дано: Трение в НКТ= 16 550 кПа; трение в затрубе = 2 070 кПа;
гидростатическое давление = 35 850 кПа (см.Рис.2-10)
Найти: Забойное давление циркуляции (BHP) и давление насоса для прямой и
обратной циркуляции
Решение:
1. Прямая циркуляция
BHP = Гидростатическое давление + Потери трения в затрубе
BHP = 35 850 + 2 070 = 37 920 кПа
Давление насоса = Суммарное трение = 2 070 + 16 550 кПа = 18 620 кПа
2. Обратная циркуляция
BHP = Гидростатическое давление + Потери трения в НКТ
BHP = 35 850 + 16 550 psi = 52 400 кПа
Давление насоса= Суммарное трение= 16 550 + 2 070 = 18 620 кПа
Обратите внимание, что на Рис.2-10 устьевые показатели (давление насоса)
являются одинаковыми, но забойное давление отличается на 14 480 кПа
(52400 - 37920 = 14480). В уроке ("Метод обратной циркуляции") поясняется,
что существуют веские причины для выбора прямой или обратной
циркуляции, но вы должны знать что эти два метода отличаются
значительной разницой в забойном давлении.
Обратная циркуляция не всегда вызывает большее забойное давление. В
скважине с НКТ большого диаметра и относительно малого размера
затрубного пространства, также как и в скважине с большим газовым
фактором, обратная циркуляция приведет к меньшему забойному давлению.
Забойное давление является функцией относительного давления трения, а не
функцией пути циркуляции.
Урок
2
2-39
Силы
Сила может быть определена как толкание или натяжение предмета.
Независимо от того что существует много сил действующих в стволе
скважины, бригада КРС должна всегда помнить о силах давления и разности
максимального и минимального значений силы.
Сила давления
Сила, создаваемая давлениями в стволе скважины, часто называемая силой
давления, напрямую касается людей и оборудования. Супервайзер должен
знать где находится сила давления, направление силы и как избежать ее
последствий.
Для определения силы давления на типичное поперечное сечение
оборудования (пакер, труба, пробка) вы должны посчитать площадь
поперечного сечения.
Площадь поперечного сечения (м2) =
7,854×10−7 × Внешний диаметр (мм)2
Пример:
127 мм
Дано: Закупоренная труба внешним
диаметром 127 мм
Найти: площадь поперечного сечения
Решение: Площадь = 7,854 × 10-7 × 1272 =
0,01267 м 2
Рис.2-11 Определение площади поперечного сечения
2-40
Ру ково дс тво по ко нтр олю за с ос тояние м с кважин для КРС
Сила давления (Н) =
Давление (Па) × Площадь (м2)
Пример:
Дано: Труба с закрытым концом
площадью 0,01267 м2, ПВО
закрыто под 20,7 МПа
Найти: Силу давления на трубу
Решение: 20700000 × 0,01267=
262 269 Н направленной вверх
силы
Площадь поперечного
сечения 0,01267 м2
превенторы
20,7 МПа
Рис.2-12 Определение силы давления на площадь поперечного сечения
Суммарная сила направленная вверх по трубе составляет 262 269 Ньютонов.
Так как сила происходит от забоя к устью, она пытается вытолкнуть трубы из
скважины. Трубы будут выходить из скважины если сумма веса НКТ и силы
трения на резиновых элементах ПВО будет меньше 262 269 Ньютонов. Хотя
это упрощенный пример, он иллюстрирует то, почему супервайзер должен
знать об этих силах во время проведения КРС.
Разность максимального и минимального значений силы
Разность максимального и минимального значений силы (дельта сила)
возникает тогда, когда сила воздействующая на предмет в одном направлении
отличается от силы действующей в противоположном направлении. Рис. 2-13
иллюстрирует разность максимального и минимального значений силы
действующей на пробку в трубе в течении ремонта. Сила действующая на
пробку равна разнице в силе давления пласта давящего по направлению вверх
и силе гидростатического давления жидкости в НКТ давящей по направлению
вниз (дельта давление). В данном примере дифференциал сил равен 100085
Ньютонов. Если бы пробка внезапно освободилась, ее бы выкинуло вверх.
Существует стандартная практика уравновешивания давления через эти
пробки, перед тем как их снять. Также необходима инсталляция лубрикатора.
Урок
2
2-41
Пример:
Пластовое давление = 55,2 МПа
Гидростатическое давление =
34,5 МПа
Дельта давление = 20,7 МПа
Закупоренная площадь =
0,004839 м2
Сила = 20700000×0,004839 =
100167 Н
гидростатическое
давление
пробка
пластовое давление
Рис.2-13 Разность максимального и минимального значений силы
Разность максимального и минимального значений силы может возникнуть на
пакерах. Величина этой силы на пакере может быть больше чем на пробке за
счет большей площади поперечного сечения пакеров. Разность
максимального и минимального значений силы может быть сотни тысяч
Ньютонов. Иногда в трубах образуются песчаные пробки, полностью
изолируя трубы от давления пласта. Через эти пробки возникает огромные
разности максимального и минимального значений силы . Супервайзер
должен знать о существовании этих сил, и планировать поместить
соответствующее количество жидкости поверх моста, для предотвращения
повреждения оборудования и потери контроля над скважиной.
2-42
Ру ково дс тво по ко нтр олю за с ос тояние м с кважин для КРС
Концепция барьера
Во время КРС, необходимы физические барьеры для предотвращения
проявлений, потому что первичный контроль и условия присутствующие во
время бурения - отсутствуют. Условия КРС, отличающиеся от условий при
бурении включают следующее:
• Пласт более проницаем, из-за перфорации, стимулирования, или ГРП
• Условия репрессии поддерживаемые во время бурения, трудно
поддерживать во время ремонта, из-за открытых интервалов
• КРС обычно не использует растворы на основе твердых частиц, для
создания непроницаемой корки, поэтому пласт принимает раствор, что
может вызвать потерю высоты гидростатического столба и таким образом
потерю первичного контроля над скважиной.
Барьер, определенный стандартом IPM-ST-WCI-012, как "любой
непроницаемый материал или устройство, которые могут временно или
постоянно предотвращать приток скважинных и пластовых флюидов".
Раствор, предназначающийся барьером, должен иметь гидростатическое
давление болше чем пластовое давление и его условие и место нахождения
должны быть доступными для отслеживания. Отслеживание включает
проверку плотности и уровня жидкости. Уровень жидкости наиболее точно
определяется прибором эхолот, о котором рассказывается в разделе 6.
Барьеры подразделяются на следующие классы:
• Первичные - используются во время проведения обычных ремонтных
работ. Они включают такое оборудование как каротажный водоплотный
сальник (Рис.6-17) или раствор ремонта, обеспечивающий
гидростатическое давление.
• Вторичные - используются в дополнение к обычным операциям а так же в
случае непредвиденных обстоятельств (напр. универсальный превентор,
клапан для регулирования противодавления).
• Третичные барьеры используются в критических ситуациях - срезающие
или глухие плашки или главный вентиль на фонтанной арматуре для
обрезания кабеля (см.Рис.6-26 и Рис.6-23).
Урок 2
2-43
Стандартом IPM-ST-WCI-012 требуется наличие по меньшей мере двух
барьеров. Супервайзор должен произвести обзор всего стандарта, чтобы
убедиться в соответствии со всеми условиями. (Список стандартов
применяемых при прведении КРС см. "Стандарты IPM" в Приложении).
Поведение газа в скважине
Газ в скважине ведет себя в соответствии с газовым законом “БойляМариотта“, который математически выражается как:
P1 × V1 = P2 × V2
где
P1 = начальное давление газа (Па)
V1 = начальный объем газа (м3)
P2 = конечное давление газа (Па)
V2 = конечный объем газа (м3)
Для простоты, данное уравнение не включает в себя эффекты сжимаемости и
температуры.
Как показывает уравнение, давление газа и объем газа соотносятся так:
• Если давление на газ снижается, его объем должен возрастать и наоборот
• Если объем газа возрастает, его давление снижается и наоборот
• Если объем газа не изменяется, то его давление не изменяется тоже
Расширение газа в открытой скважине
Рис.2-14 иллюстрирует поведение газа в открытой скважине по мере его
продвижения вверх, расширяясь в соответствии с газовым законом.
2-44
Ру ково дс тво по ко нтр олю за с ос тояние м с кважин для КРС
381,25 м
6,36 м3
762,5 м
3,18 м3
Н = 3 050 м
1 525 м
1,59 м3
Пример:
Пузырь газа размером 0,795 м3
поднимается к устью скважины глубиной
3050 м через раствор весом 1438 кг/м3.
P1 = 9,81 × 1438 × 3050 = 43 025 679 Па
V1 = 0,795 м3
V2 = P1 × V1 / P2
Каков будет размер размер пузыря когда
он поднимается до половины скважины
(1525 м)?
V2 = 43025679 × 0,795 / 21512839,5 =
1,59 м3
Каков будет размер размер пузыря когда
он поднимается до 3/4 расстояния или
пройдет половину предыдущего
расстояния (762,5 м)?
V2 = 43025679 × 0,795 / 10756419,75 =
3,18 м3
0,795 м3
3 050 м
Каков будет размер размер пузыря когда
он поднимается до 7/8 расстояния или
пройдет половину предыдущего
расстояния (381,25 м)?
V2 = 43025679 × 0,795 / 5378209,875 =
6,36 м3
Каков будет размер размер пузыря когда
он дойдет до устья скважины и выйдет на
поверхность (атмосферное давление =
101 353 Па)?
V2 = 43025679 × 0,795 / 101 353 = 337,5 м3
Рис.2-14 Расширение газа в соответствии с газовым законом
Урок 2
2-45
Как показывает иллюстрация, объем газа удваивается каждый раз при
прохождении его половины предыдущего расстояния, потому что
гидростатическое давление жидкости уменьшается на половину . Этот эффект
становится более заметным у устья скважины, где он усиливается. Приток
газа продвигающийся незамеченным вверх вызывает сильное увеличение
потока скважина из-за того что раствор поверх газа вытесняется из скважины.
Без первичного контроля скважины, большее количество газа поступает в
скважину , и далее усиливает процесс до того, пока весь раствор не будет
выброшен из скважины, в результате чего скважина начинает фонтанировать.
Расширение газа в заглушенной скважине
В предыдущем примере, скважина открыта на устье, во время замены
раствора при нормальных опрециях ремонта либо при спуско-подъемных
операциях. Во время работ по глушению, скважина закрыта с ПВО. Штуцер
используется для регулирования противодавления на скважине, который
контролирует постоянное забойное давление во время промывки притока. Газ
будет расширяться в скважине по мере его продвижения вверх, однако это
расширение будет не столь большим сколько при открытой скважине. Это
объясняет газовый закон: потому как дополнительное противодавление
применяется к скважине и таким образом к самому газу , давление на газ
больше и его объем увеличивается не на много. Обычно, по ходу
продвижения газа вверх, его объем возрастает в 3-4 раза больше его
первоначального объема в закрытой скважине. Сравните это возрастание
объема с тем что на иллюстрациии на Рис.2-14.
Вместе с возростанием объема газа возрастает давление в обсадной колонне.
Расширяющийся газ выталкивает тяжелый флюид скважины наверх через
штуцер. Так как газ легче чем жидкость в скважине, жидкость в затрубном
пространстве становится легче. Затрубное пространство работает как сила
давящая против силы пласта давящей вверх. Если сила затрубного
пространства снижается, давление обсадной колонны должно возрастать для
компенсации. Рост давления в обсадной колонне иллюстрирован на Рис. 3-4 и
Рис.3-8.
2-46
Ру ково дс тво по ко нтр олю за с ос тояние м с кважин для КРС
Миграция газа в закрытой скважине
Рис.2-15 иллюстрирует миграцию газа, другой фактор в поведении газа. В
нефтяной промышленности, термин миграция газа означает нежелательное
условие движения газа вверх в закрытой скважине без возможности
расширения. Если газ не может расширяться, то его объем не меняется, и в
соответствии с газовым законом его давление также не изменяется. Газ
движется вверх по скважине с его первоначальным давлением. Это является
губительным эффектом, возрастает давление в каждой точке скважины,
включая давление на обсадную колонну , трубы, пласт, устьевые датчики и
забойное давление.
Урок 2
2-47
0,795 м
3
давление газа
43 025 679 Па
Н = 3 050 м
давление газа
43 025 679 Па
0,795 м
3
Пример:
Пузырь газа размером 0,795 м3
поднимается к устью скважины глубиной
3050 м через раствор весом 1 438 кг/м3
Пластовое давление 43 025 679 Па.
Каково забойное давление (BHP) после
того как пузырь газа поднялся на 1 525 м?
BHP = давление газа+
гидростатическое давление раствора
находящегося под газом
Гидростатическое давление = 9,81 ×
1438 × 1525 = 21 512 839,5 Па
BHP = 43 025 679 + 21 512 839,5 =
64 538 518,5 Па
Н = 1 525 м
газ при забойном
давлении
43 025 679 Па
0,795 м3
Каково забойное давление (BHP) после
того как пузырь газа поднялся до устья
скважины (3 050 м)?
BHP = давление газа+
гидростатическое давление раствора
находящегося под газом
Гидростатическое давление = 9,81 ×
1438 × 3050 = 43 025 679 Па
BHP = 43 025 679 + 43 025 679 =
86 051 358 Па
Рис.2-15 Влияние миграции газа на забойное давление
Как показывает Рис.2-15, миграция газа вызывает большое увеличение
забойного давления, в данном случае удваиваясь (от 43 025 679 Па до 86 051
358 Па). В реальности, избыточное забойное давление начнет выталкивать
скважинную жидкость в перфорацию пласта, давая газу расширяться.Эта
ситуация также является нежелательной, так как может быть причиной
повреждения пласта и потери контроля над скважиной. Различные пути
контроля вреда миграции газа описаны в следующем уроке (см. Процедуры
для контроля миграции газа ).
2-48
Ру ково дс тво по ко нтр олю за с ос тояние м с кважин для КРС
Урок
2
2-49
2-50
Ру ково дс тво по ко нтр олю за с ос тояние м с кважин для КРС
3
Процедуры Контроля Состояния
Скважины
Краткое содержание урока
Традиционный ремонт скважины обычно начинается с процедуры контроля
состояния скважины или с глушения через фонтанную арматуру для
установления первичного контроля над скважиной. Первичный контроль над
скважиной - это поддержание гидростатического давления столба жидкости
большим чем пластовое давление. После этого на скважину устанавливаются
механические барьеры, фонтанная арматура убирается, устанавливается и
тестируется ПВО. После этого ремонт продолжается в "тихой скважине" под
первичным контролем. К сожалению, многие скважины находящиеся в
ремонте находятся в состоянии непригодном для первичного контроля. Эти
условия включают потерю жидкости в пласт, свабирование , присутствие
скважинного газа наряду с чистым раствором. Любые из этих условий могут
привести к ГНВП, в результате которого возникнет необходимость закрытия
скважины и ее глушения перед началом следующих работ. Процедуры по
глушению скважины попадают под категорию вторичного контроля
скважины. Вторичный контроль скважины применяется тогда, когда потерян
первичный контроль или он не может поддерживаться. Вторичный контроль
включает использование дополнительных механических барьеров таких как
ПВО, задвижки на устьевом оборудовании вместе с насосами и
циркуляционными системами высокого давления, а так же специфические
процедуры для контроля давления и восстановления первичного контроля.
Целями вторичного контроля являются:
Урок
3
3-1
•
•
•
•
•
Промывка скважины от пластовых флюидов.
Закачка пластового флюида в пласт.
Избежание вторичных проявлений.
Восстановление первичного контроля.
Избежание избыточного поверхностного и забойного давлений.
В бурении, большинство скважин бурятся до определенной глубины (TD) без
их глушения. Однако КРС представляет много возможностей для глушения
скважины. Поэтому очень важно знать процедуры по контролю скважины и
уметь их правильно выполнять.
Цели урока
После завершения изучения материала данного урока и выполнения его
упражнений вы должны:
• Давать определение терминам первичный контроль скважин и вторичный
контроль скважин
• Объяснять процедуры записи давления во время медленной циркуляции
• Знать как закрыть скважину
• Знать процедуры стравливания давления из скважины
• Знать процедуры для получения SITP с клапаном для регулирования
противодавления или обратным клапаном в рабочей подвеске
• Знать применение, процедуры и умение правильно выполнять вычисления
для следующих методов контроля скважины:
• Метод ожидания и утяжеления
• Метод постоянного давления насоса
• Обратной циркуляции
• Способ глушения скважины с вытеснением пластового флюида в пласт
• Знать процедуры для контроля миграции газа:
• Метод постоянного трубного давления
• Объемный метод
3-2
Ру ково дс тво по ко нтр олю за с ос тояние м с кважин для КРС
•
Знать процедуры для стравливания газа из скважины (смазать и стравить):
• Объемный метод
• Метод давления
Запись давления во время медленной циркуляции
Давление во время медленной циркуляции (SCRPs ) наблюдается и
записывается во время циркуляции на забое. Бригада делает запись SCRP
каждую смену , для того чтобы в случае закрытия скважины это давление
было известно. Бригада использует данные записи для вычисления давления
которое необходимо в случае ГНВП (см. Рис.3-6). В зависимости от
географического положения, термин SCRP может относиться к понятию
"давление глушения", "медленная подача насоса", "медленная скорость
циркуляции", "уменьшенная скорость насоса", "динамические потери в
скважине", или "медленное давление закачки".В данном справочнике термин
SCRP будет использоваться в соответствии с справочником Schlumberger по
контролю за состоянием скважины.
Давление во время медленной циркуляции определяется как давление насоса
при определенном режиме подачи который является меньше скорости
циркуляции использующейся при работе с открытой скважиной.Скважины
глушатся на пониженных скоростях для улучшения управления штуцером,
для ограничения количества давления трения приложенного на пласт, и для
понижения скорости поступления газа в устьевое оборудование.
После того как бригада проглушила скважину и сменила НКТ на рабочую
подвеску , они записывают три или четыре показания SCRP и
соответствующие давления насоса. Бригада записывает показание SCRP
также при изменении плотности, вязкости или типа раствора, при смене
подвески с другим внутренним или внешним диаметром или с другой длиной,
или при смене ограничений внутреннего прохождения. Например, если для
выполнения фрезерования необходима компоновка низа бурильной колонны
включающая несколько утяжеленных буровых труб (УБТ) и фрез, то
геометрия подвески будет отличаться от подвески с открытым концом
(которая была изначально в стволе). В этом случае бригада должна снять
дополнительные показания SCRP. Или если бригада спускает достаточно
длинную промывочную подвеску , геометрия подвески будет отличаться
Урок
3
3-3
настолько, что это будет отражаться на давлении циркуляции и будет
необходимо допонительное SCRP. Таблица 31 приводит пример записи SCRP.
Табл.3-1 Типичные давления глушения
ходов/минуту
м3/мин
Па
30
40
50
0,159
0,223
0,286
4 343 697
8 135 813
13 031 091
Процедуры закрытия скважины
Важность поддержания проявления в минимальном объеме и сдерживания
проявления не бывает излишней. Большие проявления могут привести к
высоким забойным и устьевым давлениям и большим по величине
проявлениям на устье. Процедуры закрытия могут быть различными, в
зависимости от типа оборудования используемого во время получения
ГНВП, и в зависимости от типа производимых операций. Данные процедуры
применяются для традиционного ремонта. По причине того, что скважинные
объемы ограничены в размерах в законченных скважинах, необходимо чтобы
время затраченное на закрытие скважины было минимальным. Эта операция
выполняется бригадой КРС, супервайзер должен быть уверенным в том что
бригада знает эти операции и подготовлена к ним. Роль и обязанности
супервайзера приведены в Уроке 8, " Роли и обязанности полевого
супервайзера".
Необходимо знать, что в нефтяной промышленности эти процедуры
называются "жесткое" закрытие (штуцер находится в закрытом состоянии
когда ПВО закрыто). При контроле скважин во время проведения КРС данные
термины "жесткое" и "мягкое" не применяются во время закрытия скважины,
и процедуры не имеют названий.
Данные процедуры закрытия являются простыми и эффективными в контроле
скважины, позволяя проявлению быть наименьшим по величине. Процедуры
должны находиться рядом с пультом бурильщика, и супервайзер должен быть
уверен в том что бригада знает и понимает их.
3-4
Ру ково дс тво по ко нтр олю за с ос тояние м с кважин для КРС
Процедура закрытия скважины для традиционного подъемника
КРС (подвеска на забое)
Изначальная ситуация:
• Задвижка на линии глушения в закрытом состоянии
• Линия от клапанов ПВО к штуцеру в открытом положении
• Штуцер в закрытом положении
Используйте следующие шаги для закрытия скважины:
1 Поднять рабочую подвеску так чтобы муфтовое соединение находилось
выше рабочей площадки
2 Остановить насосы и следить за потоком
3 Если скважина работает, навернуть шаровый кран и закрыть его, шаровый
кран и устройство для его закрытия должны всегда находится на рабочей
площадке
4 Закрыть универсальный превентор, в случе отсутствия универсального
превентора использовать превентор с трубными плашками
5 Открыть коренную задвижку на превенторе для доступа к колонному
давлению
6 Информировать супервайзера о том что скважина закрыта
7 Записать SITP, SICP, и произошедшее изменение уровня в приемной
емкости
*Если используются трубные плашки, необходимо убедиться в том, что труба
находиться на необходимой высоте во избежании закрытия плашек на
муфтовом соединении. Вы должны знать высоту заранее.
Процедура закрытия скважины для традиционного подъемника
КРС (спуско-подъемные операции).
Изначальная ситуация:
• Задвижка на линии глушения в закрытом состоянии
• Линия от клапанов ПВО к штуцеру в открытом положении
Урок
3
3-5
Штуцер в закрытом положении
• Шаровый кран и ключ находятся на рабочей площадке
• Предохранительный клапан находится в открытом состоянии
Проверить скважину на проявление, если скважина проявляет используйте
следущие шаги для закрытия скважины:
1 Установить муфтовое соедиение на уровне для наворачивания шарового
крана
2 Навернуть шаровый кран, закрыть его
3 Закрыть универсальный превентор, в случе отсутствия универсального
превентора использовать трубные плашки
4 Если длина рабочей подвески меньше 3 050 м, или на подвеске установлен
пакер, поместить подвеску так ,чтобы плашки закрылись на трубе и
застопорить плашки.
5 Открыть коренную задвижку на превенторе для доступа к колонному
давлению
6 Информировать супервайзера о том что скважина закрыта
7 Записать SITP, SICP, и произошедшее изменение уровня в приемной
емкости
*Если используются трубные плашки, необходимо убедиться в том, что труба
находиться на необходимой высоте во избежании закрытия плашек на
муфтовом соединении. Вы должны знать высоту заранее.
**Стопорение плашек, предотвращает выталкивание подвески из ствола
скважины давлением.
•
Процедура для закрытия скважины на ночное время суток (При
работе только в дневное время суток)
Многие подъемники КРС не имеют достаточного освещения для работы
ночью. Поэтому они работают только днем.
Используйте следующие шаги для закрытия скважины:
3-6
Ру ково дс тво по ко нтр олю за с ос тояние м с кважин для КРС
1
2
3
4
5
Сделать один цикл циркуляции для проверки на присутствие газа в
растворе. Для этого нужно спустить промывочную компоновку до забоя.
Если это открытый ствол, оставьте подвеску в колонне. Если скважина
принимает раствор, закачайте раствор с понизителем поглощения
напротив зоны поглощения (для более подробной информации о закачке
материала для борьбы с поглощениями см. "Приготовление и закачка
пачки глушения").
Добавить патрубок на верх подвески. Опустить подвеску и закрыть
трубные плашки на муфтовом соединении и заблокировать плашки.
(патрубок под плашками будет предотвращать движение подвески в
случае непредвиденного возникновения давления за ночное время суток).
Навернуть шаровый кран и установить манометр на патрубок. (манометр
позволит вам при начале работы безопасно проверить давление. )
Закрыть шаровый кран
Закрепить подвеску цепью или закрепляющим устройством для
предотвращения движения подвески.
Процедура для открытия скважины утром (При работе только в
дневное время суток)
Случаи поступления пузыря газа в скважину за ночь являются достаточно
частыми. За долгий период, постепенное поступление газа может
превратиться во внушающий объем. Если вы открываете скважину и
выпускаете давление, это может привести к фонтану.
Следуйте приведенным мерам перед открытием скважины для продолжения
ремонта:
1 Проверить давление в подвеске путем открывания игольчатого клапана.
Если на датчике нет показаний давления, проверьте поток через
предохранительный клапан.
2 Проверьте показание давления в затрубном пространстве. Если на датчике
нет показания, проверьте поток из затрубного пространства. Обычно это
делается через штуцерный манифольд.
3 Если в трубах и затрубном пространстве нет давления, можно открывать
скважину. Если есть давление или поток, вы должны заглушить скважину
Урок
3
3-7
перед началом работ. (процедуры глушения будут рассматриваться в этом
уроке).
Дополнительные меры при закрытии скважины
В дополнении к закрытию скважину, необходимо:
1 Убедиться что переводники для наворачивания шарового крана на любую
часть подвески находятся на рабочей площадке.
2 Ознакомиться с объемами аккумулятора для закрытия превентора.
3 Проверить ПВО, штуцерный манифольд, и гидравлическую систему ПВО
на наличие утечек сразу после закрытия.
4 Убедиться что ведется постоянный контроль и запись давления по
меньшей мере каждые 3-5 минут.
5 При использовании ручного ПВО, необходимо знать количество оборотов
для его закрытия.
Захваченное давление во время закрытия скважины
После записи давлений в закрытой скважине (Рис.3-1), очень важно
определить насколько точны эти показания, являются ли эти давления
дифференциалом пластового и гидростатического давлений. Большое
влияние на точность могут оказать захваченное давление и миграция газа.
Следующая процедура используется для определения наличия захваченного
давления и принятия мер при обнаружении такового. Производить проверку
на наличие захваченного давления можно тогда, когда устьевое давление
стабилизировалось (после быстрого роста давления).
Процедура для проверки наличия захваченного давления
Используйте данную процедуру совместно с графиком из Рис.3-1 :
1 Стравить небольшое количество флюида через штуцер (0,04 - 0,08 м3).
Устьевое давление сначала возрастет и затем стабилизируется.
2 Контролировать SITP. Если SITP стабилизировалось на уровне меньшем
чем предыдущее давление стабилизации и захваченное давление было
выявлено и частично стравлено, можно продолжать процедуру.
3-8
Ру ково дс тво по ко нтр олю за с ос тояние м с кважин для КРС
Стравить еще небольшое количество флюида через штуцер и замерить
стабилизацию SITP.
4 Показание SITP является точным, когда возникает несколько одинаковых
показаний манометра. При ремонте SITP можно стравить до 0 Па.
На рис.3-1 представлен график стравливания давления во время получения
механического проявления (проявления вызванного отсутствием долива при
СПО, свабированием и т.д.). Обычно во время ремонта если SITP
стравливается до 0 Па, плотность жидкости в стволе является достаточной для
балансировки забойного давления.
3
давление
SITP
SICP
стабилизация
е
и
н
е
л
во
н
ат
сс
о
в
первое
стравливание
второе
стравливание
третье
стравливание
стравленный объем
0
Рис.3-1 График распределения давления в процессе стравливания
Урок
3
3-9
давление
е
и
н
е
л
в
о
н
ат
сс
о
в
стабилизация
первое
стравливание
второе
стравливание
третье
стравливание
стравленный объем
SITP
SICP
последовательные
одинаковые значения
манометра – истинная
величина SITP
0
Рис.3-2 График распределения давления в процессе стравливания с легкой жидкостью в
скважине
На Рис.3-2 показатель SITP не показывает 0, таким образом показывая что
жидкость в скважине легче чем того требуется. Также это может случиться во
время закачки облегченного раствора в скважину, таким образом снижая
гидростатическое давление и вызывая ГНВП.
Процедура получения показаний SITP с установленным в подвеске
клапаном регулирования противодавления.
На Рис.3-3 представлена ситуация, когда невозможно получить показание
SITP из-за присутствия клапана регулирования противодавления или
предохранительного клапана в подвеске, что очень часто случается при
проведении КРС. Тем не менее, необходимы точные показания для подсчета
плотности раствора глушения, ICP и т.д.
Используйте следующую процедуру для открытия клапана и определения
SITP:
1
3-10
Подбить манифольд к насосу для закачки в трубы и отслеживать манометр
Ру ково дс тво по ко нтр олю за с ос тояние м с кважин для КРС
Начать медленную закачку (например со скоростью 0,04 - 0,08 м3/мин);
давление начнет расти. Когда клапан окроется, прекратится рост давления
(стрелка манометра начнет колебаться или встанет на одном месте)
3 Продолжать запись точного показания SITP если стрелка манометра
колеблется.
Продолжение закачки в этот момент приведет к дальнейшему возростанию
давления и является бесполезным. При определении давления, необходимо
построить график давление насоса/количество ходов. Этот график наглядно
покажет точку стабилизации давления (выглядит подобно начальной точке
при проведении теста на утечку в пласт при бурении).
2
Давление насоса
Клапан
противодавлений или
обратный клапан
Скважинное давление
Рис.3-3 Клапан для регулирования противодавления в трубах
Циркуляционные процедуры контроля скважин
Нижеприведенные процедуры называются циркуляционными процедурами
контроля скважины, не толко потому что мы применяем насос, но также из-за
наличия пути для флюидов, для движения вниз по трубам и вверх по
затрубному пространству и наоборот. В стороне выхода пути (от насоса),
Урок
3
3-11
используется регулируемый штуцер для контроля давления манометра для
поддержания постоянного забойного давления. Это не циркуляция в открытой
скважине. Скважина закрыта превентором, что позволяет производить
циркуляционные процедуры контроля скважины. Эти процедуры включают
метод ожидания и утяжеления и обратную циркуляцию
Метод утяжеления и ожидания.
Данный метод контроля скважины берет начало из бурения и широко
используется в этой отрасли. Этот метод может использоваться хотя он и не
является доминирующим методом глушения в процессе контроля скважины
при проведении КРС. Для подробного описания метода см. "План действий
метода утяжеления и ожидания" .
Название этого метода раскрывает его суть - вы ждете пока флюид
утяжелиться до необходимой плотности и затем заглушит скважину.
Показания стабильного SITP показывают необходимость увеличения
плотности раствора. Если SITP не стравливается до 0 (после проверки на
наличие захваченного давления), то плотность флюида является
недостаточной и необходимо его утяжеление. Плотность может оказаться
недостаточной по следующим причинам:
• Неправильное обращение с раствором на поверхности, может привести к
закачке облегченного раствора в скважину
• Раствор в трубах загрязнен
• Вскрытие пласта с высоким давлением, также зарезка второго ствола или
промывка через песчаную пробку
Метод утяжеления и ожидания является одноцикловой процедурой
глушения. За цикл циркуляции закачивается раствор глушения и вымывается
пластовый флюид. Если все сделано правильно, время глушения будет
минимальным. Более того, по сравнению с другими циркуляционными
методами при использовании этого метода давление в колонне будет
наименьшим, это происходит потому, что гидростатическое давление веса
жидкости глушения компенсирует гидростатическое давление вызванное
расширением газа в затрубном пространстве поверх его.
Отрицательной стороной этого метода является время, необходимое для
утяжеления раствора и приведение раствора к нужным условиям для закачки
3-12
Ру ково дс тво по ко нтр олю за с ос тояние м с кважин для КРС
в скважину. В случае ГНВП, во время этого периода когда раствор
утяжеляется и доводится до нужного состояния, может произойти миграция
газа, при которой будет необходимо отслеживать показания устьевого
давления и контролировать стравливание жидкости до тех пор, когда можно
будет начать работы по глушению скважины. Процесс стравливания
описывается в другой главе этого урока (см. "Метод постоянного трубного
давления").
Вдобавок к этому, супервайзер должен составить циркуляционный "график
давлений" и использовать его для контроля трубного давления во время
замены раствора в подвеске. Трубное давление начнет постепенно возрастать
по мере замещения раствора на жидкость глушения. Повышение трубного
давления является результатом замещения отрицательного
дифференциального давления гидростатическим давлением жидкости
глушения, которое можно наблюдать на манометре.
Процедура утяжеления и ожидания
Для глушения скважины методом утяжеления и ожидания следуйте
следующим шагам:
1 Посчитать и увеличить удельный вес раствора до значения раствора
глушения (см.Рис.2-5).
2 Составить график снижения трубного давления (см.Рис.3-5). Отслеживать
скважину на появление миграции газа. Использовать штуцер для
поддержания трубного давления на 345 - 690 кПа больше изначального
SITP.
3
4
Урок 3
Подбить манифольд к насосу и начать закачку раствора глушения в
скважину и принимать раствор из затрубного пространства.
Вывести насосы на определенную скорость глушения (одна из скоростей
когда было взято значение SCRP), во время поддержания постоянной
величины затрубного давления штуцером. После выполнения этого,
возникнет первоначальное давление циркуляции (ICP) на трубном
манометре. Если показание манометра не сходится с показанием
получаемым визуально, используйте визуально полученное значение.
Варьируйте данными путем повтора начала процедуры. Если вы получаете
одно и то же показание повторно, считайте его правильным. Вам придется
изменить график трубного давления для отражения нового значения. Не
3-13
изменяйте показания манометра (со штуцером) для соответствия
графика давления. Изменяйте график давления для соответствия
наблюдаемым показаниям манометра. Это можно делать без остановки
циркуляции.
Прокачать раствор глушения до конца подвески следуя графику давления
от ICP до конечного давления циркуляции (FCP).
6 В тот момент когда раствор будет в затрубном пространстве, держите
трубное давление постоянным - равным FCP до того момента, пока не
появится раствор глушения на поверхности.
7 Остановить насосы и проверить скважину на проявление. Закрыть штуцер
и проверить давление на трубном и затрубном манометре.
Рис.3-4 показывает эпюру распределения давления для метода утяжеления и
ожидания. Обратите внимание на наклонную линию давления насоса между
ICP и FCP. Эта линия представляет график снижения давления. Так же
обратите внимание что FCP достигается тогда, когда раствор глушения
достигает конца трубы. В этот момент продолжайте закачку, удерживая
давление насоса постоянным, равным значению FCP, это достигается
регулированием штуцера. Наиболее важным моментом из этого графика
является то, что несмотря на график обоих давлений, давление насоса
является "контролем процесса". Используйте штуцер для контроля давления
насоса, а не давление затрубного пространства, за исключением небольшого
периода во время начала операции.
5
Рис.3-4 График распределения давлений для метода утяжеления и ожидания
еи
не
лв
аД
Газ на поверхности
ICP
Давление насоса
FCP
Остановка
насоса
Запуск насоса
Давление в обсадной колонне
Конец подвески
Объем прокаченных м3
3-14
Ру ково дс тво по ко нтр олю за с ос тояние м с кважин для КРС
Вычисления для метода Утяжеления и ожидания
1 Снять точные показания SITP и SICP.
2 Посчитать объем труб или рабочей подвески в барреллях или ходах
поршня (см. Рис.2-7).Записать это значение в график снижения давления
(шаг № 1 на графике Рис.3-5).
3 Посчитать удельный вес раствора глушения (Используйте подходящее
уравнение в зависимости от наличной информации)
Раств.глушения = Пластовое давление (Па) ÷TVD (м)÷9,81 (м/с2)
Раств.глушения = [Коэф-т безопасности (Па) + Пластовое давление (Па)]
÷TVD (м) ÷9,81 (м/с2)
4 Определить начальное давление циркуляции (ICP).Записать это значение в
график снижения давления (см.Рис.3-5)
Посчитанное ICP = SITP (Па) + SCRP (Па)
Наблюдаемое ICP: используйте значение давление стабилизации насоса
после запуска насоса
5 Посчитать конечное давление циркуляции (FCP).
FCP = SCRP (Па) xУдельный вес раствора глушения (кг/м3) ÷Начальный
удельный вес раствора в трубах (кг/м3)
6 Составить график снижения давлений используя шаги 1-5 как показано на
Рис.3-5
1 После циркуляции полного объема подвески в м3 или ходах поршня,
записать его в график снижения давления.
2 Используя формулу №2 из второго этапа, посчитайте и определите
количество ходов поршня или колличество м 3 от 0 до конца.
3 Записать ICP определенное из калькуляций метода утяжеления и
ожидания
4 Записать FCP определенное из калькуляций метода утяжеления и
ожидания
5 Определить и записать давления циркуляции от ICP до FCP, исполъзуя
формулы из шага №5.
Урок
3
3-15
предыдущее значение
плюс (суммарное
количество ходов
поршня / 10)
запись
ходов поршня
или м3
давление
ICP
запись
предыдущее
значение минус
((ICP-FCP) / 10)
всего
FCP
запись
Рис.3-5 Пять шагов для составления графика сокращения давления
Дополнительные меры для метода утяжеления и ожидания
• Точность показаний, в особенности SITP является критической для
успешной операции по глушения. Неправильное показание может
привести к ошибке при вычислении удельного веса раствора глушения,
что приведет к циркуляции раствора с неверным весом в скважине
• Из-за важности точности показаний, супервайзер должен заранее
проверить манометры и провести проверку на захваченное давление как
описывается в начале этой главы.
План действий при методе утяжеления и ожидания
Следующий пример показывает использование метода утяжеления и
ожидания во время проведения КРС. На Рис.3-6 представлена скважина
закрытая с проявлением в 1,59 м3. Поровое давление работающего пласта 35852736 Па, которое эквивалентно 1 198 кг/м3 на вертикальной глубине 3050
м. Супервайзер принял решение использовать для ремонта раствор с 1222 кг/
м3, таким образом поддерживая скважину в заглушенном состоянии. При
невнимательном отношении, раствор разбавился до 1 138 кг/м3 и был закачен
в скважину , таким образом вызывая депрессию на пласт.
3-16
Ру ково дс тво по ко нтр олю за с ос тояние м с кважин для КРС
SITP
1 792 637
Па
SIСP
1 048 003
Гидростатическое давление в затрубе = 34 804 733 Па
SICP = 1 048 003 Па
Гидростатическое давление в подвеске = 34 060 100 Па
SITP = 1 792 637 Па
Скорость насоса = 0,011 м3/ход поршня
Па
1966 м - гидростатическое давление 23 586 964 Па
жидкость 1 222 кг/м3
наружный диаметр НКТ 73 мм (внутренний 62 мм) в
обсадной колонне с внутренним диаметром 156 мм
984 м - гидростатическое давление 10 997 137 Па
жидкость 1 138 кг/м3 15,9 м3
98 м - гидростатическое давление 220 632 Па
газ 1,59 м3 (2 262 Па/м)
ходов поршня / м3 / мин
мин
3 050 м TVD
давление
30
0,238
2 895 798
40
0,318
5 171 068
50
0,397
8 066 866
Рис.3-6 Скважина с проявлением 1,59 м3
Гидростатическое давление скважины и давление в закрытой скважине
являются следующими:
• Гидростатическое давление затрубного пространства = 34 804 733 Па,
дающее SICP равное 1 048 003 Па
• Гидростатическое давление в подвеске = 34 060 100 Па, дающее SITP
равное 1 792 637 Па
• Мощность насоса = 0,011 м3 / ход поршня
Урок
3
3-17
В начале дня бурильщик снял показания SCRP при различных скоростях
насоса и записал скорости и давление в скважине заполненной раствором с
1222 кг / м3.
Супервайзер выбрал скорость глушения в 0,318 м3/минуту . Во время
штуцирования, оператор держал в колонне постоянное давление
приблизительно равное 1 034 217 Па. При 0,318 м3 в минуту скважина
стабилизировалась на 6 550 019 Па, которое является начальным давлением
циркуляции. (необходимо помнить что в скважине находится раствор 1 138
кг/м3, а не 1 222 кг/м3, поэтому значение ICP должно быть не подсчитано, а
снято с показания манометра).
FCP является известной величиной. Оно равно SCRP, которое было снято
перед тем как произошло проявление. Таким образом, график закачки (Рис.37) может быть составлен из полученных значений ICP и известного давления
при скорости глушения в 0,318 м3/мин, которое равно 5 171 068 Па при
растворе 1 222 кг/м3.
Ходов
Давление
Объем НКТ = 622*7,854*107*3050 = 9,2 м3
Количество ходов поршня = 9,2 / 0,011 = 837
0
6 550 019
Увеличение ходов = 837 / 10 = 83,7
84
6 412 124
ICP (наблюдаемое) = 6 550 019 Па
FCP (c 1 222 кг/м3) = 5 171 068 Па
165
6 274 229
251
6 136 334
(ICP-FCP) / 10 = 137 895,1 Па
Увеличение давления = 137 895,1 Па
335
5 998 439
419
5 860 543
502
5 722 648
586
5 584 763
670
5 446 858
753
5 308 963
837
5 171 068
Рис.3-7 Грфик давления циркуляции
3-18
Ру ково дс тво по ко нтр олю за с ос тояние м с кважин для КРС
Метод постоянного давления насоса
Метод постоянного давления насоса используется в ситуациях когда
гидростатическое давление раствора подвески является достаточным для
уравновешивания пластового давления - т.е. когда не нужно утяжелять
раствор. Доказательством этого служит значение SITP равное 0 (не потому
что труба блокирована клапаном противодавления). В противоположность
методу утяжеления и ожидания, данный метод не требует графика
сокращения давления насоса, таким образом название "постоянное давление
насоса" говорит за то, что необходимо сделать с давлением насоса. Используя
штуцер, держите давление насоса постоянным на уровне наблюдаемого ICP и
вымывайте приток из скважины. Необходимо прокачать по меньшей мере
один объем затрубного пространства. Циркуляция может продолжаться
дольше если это необходимо.
Процедуры постоянного давления насоса.
Следуйте следующим стадиям для вымыва притока из скважины используя
метод постоянного давления насоса:
1 Подбить манифольд и насос для циркуляции и приема возврата на
поверхности
2 Вывести насос на скорость глушения одновременно поддерживая
штуцером затрубное давление постоянным, таким образом получая
значение ICP на трубном манометре. (Значение ICP может быть также
посчитано используя метод утяжеления и ожидания. Однако показания
манометра являются предпочтительными).
3 Продолжать циркуляцию, используя штуцер для поддержания давления
насоса постоянным до тех пор пока пластовые флюиды не будут удалены
из скважины.
4 Остановить насос, проверить давления и приток.
Рис.3-8 показывает эпюру распределения давлений при методе постоянного
давления насоса. Подобно методу утяжеления и ожидания, контролем
процесса является давление насоса, которое контролируется штуцером.
Урок
3
3-19
еи
не
лв
аД
Газ на поверхности
IC P
Давление насоса
Запуск насоса
Давление в обсадной колонне
Количество прокаченных м3
Рис.3-8 График распределения давления для метода постоянного давления насоса
Метод обратной циркуляции
Метод обратной циркуляции, или " реверсирование" проявления, заключается
в закачке в затрубное пространство и возврат через трубы. Обратная
циркуляция применяется при КРС по следующим причинам:
• При обратной циркуляции сокращается время циркуляции. При прямой
циркуляции, объем вымываемой жидкости меньше чем при обратной
циркуляции. Обратная циркуляция часто называется "коротким способом"
а прямая циркуляция называется "длинным способом".
• Так как диаметр трубы меньше чем диаметр затрубного пространства,
скорость восходящего потока больше и способность вымыва жидкости
содержащей твердые примеси является больше.
• Из-за пути циркуляции, высокие давления возникающие из-за расширения
газа воздействуют на трубы а не на обсадную колонну. Трубы способны
лучше выдерживать эти давления.
При обратной циркуляции, направление циркуляции и процедура запуска
насоса отличаются от того что происходит при использовании прямой
циркуляции. Эти различия приведены в процедурах перечисленных ниже.
3-20
Ру ково дс тво по ко нтр олю за с ос тояние м с кважин для КРС
Процедуры обратной циркуляции
Подбить манифольд и насос для закачки жидкости в затрубное
пространство и приема возврата из труб.
2 Вывести насос на скорость глушения и поддерживать постоянное
давление в трубах штуцером. В результате этого появляется показание
ICP на затрубном манометре.
3 Продолжать циркуляцию, используя штуцер для контроля давления в
обсадной колонне.
Даже при циркуляции только жидкости, во время обратной циркуляции
возникает дополнительное "невидимое" давление на забое в большинстве
скважин, потому что диаметр трубы меньше чем диаметр затрубного
пространства. (см. Давление трения и "Анализы динамического давления").
Если скважина проперфорирована, может возникнуть ситуация в которой вся
жидкость может быть закачана в пласт, и возникнет повреждение пласта. Если
избыточное давление достаточно большое - может произойти разрыв пласта.
Динамическое забойное давление может быть уменьшено путем выбора
пониженной скорости насоса. Если возможно, необходимо использовать
гидравлическую программу для выбора скорости насоса.
1
Вымыв газовой пачки
Если проявление является нефтяным, то риск связанный с ним является
минимальным. Если проявление является в основном газовым, очень важно
знать о потенциальном скачке устьевого давления и использовать
необходимое оборудование для обратной циркуляции. Рис.3-10 - 3-15
показывают разницу между прямой и обратной циркуляцией при промывке
газовой пачки. Слева от иллюстрации представлена информация о прямой
циркуляции, справа - об обратной циркуляции. При анализе этих ситуаций
температура и сжимаемость газа не учитываются.
Урок
3
3-21
0 Па
2 806 166
Па
Данные по скважине
Подвеска 3 050 м 73 мм – объем 9,2 м3
Обсадная колонна 3 050 м 140 мм – объем 34 м3
Пластовое давление эквивалентно раствору 1 234
кг/м3 - 36 928 318 Па
Объем проявления - 3,2 м3
Высота притока – 285 м
Гидростатическое давление притока3 – 648 107 Па
Удельный вес раствора – 1 234 кг/м
SITP – 0 Па
SICP – 2 806 166 Па
Рис.3-9 Диаграмма скважины с газовым проявлением
3-22
Ру ково дс тво по ко нтр олю за с ос тояние м с кважин для КРС
4 095 486
Па
1 829 м
жидкости над
газом
393 м газа 4,4
м3
828 м
жидкости
ниже газа
прокачено 9,2 м3 –
прямая циркуляция
Прокачено 9,2 м3 (объем НКТ).
Пузырь расширился со
снижением гидростатического
давления над газом. Вместе с
расширением происходит
снижение гидростатического
давления в затрубе, вызывая
увеличение давления в
обсадной колонне
Прокачено 3,2 м3 (объем
затрубного пространства).
Пузырь был вымыт из обсадной
колонны и сейчас находится в
НКТ. Статическое давление в
обсадной колонне равно 0.
Статическое давление в НКТ
показывает сильное изменение
гидростатического давления изза большой длины трубного
пространства занятой газом.
12 107 193
Па
1 997 м
жидкости над
газом
1 053 м газа
3,2 м3
прокачено 3,2 м3 –
обратная циркуляция
Рис.3-10 Реверсирование газового проявления: стадия 1
Урок 3
3-23
Прокачено 11,9 м3. Пузырь
расширился и результатом
снижения давления в затрубе
является давление в затрубном
пространстве равное 4 681 540
Па
4 681 540
Па
1 540 м
жидкости
над газом
440 м газа
4,4 м3
1 070 м
жидкости
ниже газа
18 836 476
388 м
Па
жидкости над
газом
1 609 м газа
4,9 м3
Прокачено 6,4 м3.
Значительное расширение газа
произошло за короткий период
времени требуя интенсивную
регулировку штуцером.
Заметьте разницу в трубном
давлении на этом рисунке и на
предыдущем.
прокачено 11,9 м3 –
прямая циркуляция
1 053 м
жидкости
ниже газа
прокачено 6,4 м3 –
обратная циркуляция
Рис.3-11 Реверсирование газового проявления: стадия 2
3-24
Ру ково дс тво по ко нтр олю за с ос тояние м с кважин для КРС
5 846 754
Па
1 086 м
жидкости над
газом
Прокачено 15,9 м3.
Расширившийся пузырь и
снижение гидростатического
давления стали причиной роста
давления в затрубном до
5 846 754 Па
537 м газа 6 м
Прокачено 15,9 м3 –
прямая циркуляция
жидкости
над газом
20 753 219
Па
1 767 м газа
5,3 м3
3
1427 м
жидкости
ниже газа
47 м
Прокачено 6,9 м3. На диаграмме
видно быстрое расширение газа
по мере его продвижения к
устью. Наряду с расширением
пузыря и снижением
гидростатического давления в
затрубе, растет необходимость в
противодавлении создаваемом
штуцером за короткий период
времени.
1236 м
жидкости
ниже газа
Прокачено 6,9 м3 –
обратная циркуляция
Рис.3-12 Реверсирование газового проявления: стадия 3
Урок
3
3-25
Прокачено 19,9 м3.
Расширившийся пузырь и
7 680 759
Па
снижение гидростатического
давления стали причиной роста
578 м
давления в колонне до 7 680 759
жидкости над Па
газом
0 Па
688 м газа 7,7
м3
1 784 м
жидкости
ниже газа
Прокачено 12,4 м3. НКТ и затруб
полностью заполнены раствором
и скважина заглушена
прокачено 19,9 м3 –
прямая циркуляция
прокачено 12,4 м3 –
обратная циркуляция
Рис.3-13 Реверсирование газового проявления: стадия 4
3-26
Ру ково дс тво по ко нтр олю за с ос тояние м с кважин для КРС
9 м жидкости
над газом
10 597 242
Па
929 м газа
10,3 м3
2 112 м
жидкости
ниже газа
Прокачено 23,5 м3. Пузырь
расширился от начального
объема в 3,2 м3 до объема в 10,3
м3 занимаемого в затрубном
пространстве. Давление в
колонне 10 597 242 Па является
результатом снижения
гидростатического давления в
затрубе в результате
расширения.
0 Па
Скважина заглушена
прокачено 23,5 м3 –
прямая циркуляция
скважина заглушена
обратной циркуляцией
Рис.3-14 Реверсирование газового проявления: стадия 5
Урок
3
3-27
Замещение подвески
Замещение затруба
27,6
20,7
Реакция давления в трубах,
обратная циркуляция
,
а
П
М
еи
не
лв
аД
13,8
Реакция давления в затрубе ,
прямая циркуляция
6,9
15,9
31,8
47,7
Прокачено , м 3
Рис.3-15 График распределения давления во время реверсирования газового проявления
Распределение давлений во время реверсирования газового проявления
При принятии мер безопасности должно учитываться быстрое изменение
трубного давления при обратной циркуляции газовой пачки, как показано на
Рис.3-15.Необходимо использование подходящего оборудования, которое
прошло тестирование (где необходимо). Для более подробной информации
см. "Реверсирование газового проявления".
Для сравнения, если проявление является жидкостью (нефть или вода), потеря
гидростатического давления в трубах будет незначительной, потому что
жидкость не расширяется как газ, таким образом не создавая большого
увеличения в давлении в трубах.
В действительности, проявление обычно состоит не только из углеводородов
но также из попутного газа. Поэтому нужно быть готовым к росту давления в
трубах во время проведения обратной циркуляции. Это изменение является не
столь значительным, сколько при чисто газовом проявлении.
3-28
Ру ково дс тво по ко нтр олю за с ос тояние м с кважин для КРС
Нециркуляционные процедуры контроля скважины
Данные процедуры называются нециркуляционными, потому что в этом
случае хотя и применяется насос, отсутствует полный цикл циркуляции жидкость закачивается не до конца труб и обратно через затруб до устья и
наоборот. Эти процедуры включают использование метода глушения
скважины с вытеснением пластового флюида в пласт, метода постоянного
давления в трубах, объемного метода и двух видов метода смазать и стравить.
Метод глушения скважины с вытеснением пластового флюида в
пласт
Вытеснение пластового флюида в пласт является средством глушения
работающей скважины в которой производимая жидкость закачивается
обратно в пласт и в то же время подвеска заполнена раствором глушения
(Рис.3-16). Это не метод постоянного забойного давления: бригда специально
превышает пределы приемистости скважины одновременно стараясь не
превысить давление разрыва пласта.Это самый простой метод глушения, и
наиболее распространенный метод применямый в КРС.
Перед тем как начать глушение этим методом, необходимо учесть:
• Пластовое давление. Наилучшим источником получения этой информации
является показания забойного давления (BHP).
• Состояние перфорации.
• Если перфорация засорена и не готова к приему жидкости, могут
создаться высокие давления, которые приведут к повреждению
цементного камня.
• Наличие песка или шлама в системе, которые могут заблокировать
перфорацию, и мешать продвижению жидкости.
• Рядом расположенные зоны, в которых недавно производился
цементаж под давлением могут вызвать ограничения по давлениям при
производстве данных работ. Необходимо получить информацию о
давлении разрыва пласта и информацию о предыдущих ремонтах (см.
"Планирование и подготовка" ).
Урок
3
3-29
•
•
•
•
Состояние обсадных колонн и труб. Во время работы могут возникнуть
перетоки. Необходимо проверить данные предыдущих ремонтов для
определения ограничений давлений в связи с изношенностью труб и
обсадных колонн.
Состояние и рабочее давление фонтанной арматуры.
Наличие или отсутствие кольцевой жидкости, так называемой пакерной
жидкости, которая может воздействовать против применяемого
внутреннего давления на трубы. Гидростатическое давление кольцевой
жидкости (называемой "резерв") оказывает большое влияние на разрыв
труб. Для более подробной информации о пакерных жидкостях см. "Типы
жидкостей заканчивания и капитального ремонта скважин".
Совместимость пласта с жидкостью глушения (только в случае когда не
проводятся работы по ликвидации пласта)
Раствор глушения
Пластовая жидкость
Пакер
Рис.3-16 Глушение скважины с вытеснением пластового флюида в пласт
3-30
Ру ково дс тво по ко нтр олю за с ос тояние м с кважин для КРС
Данные необходимые для глушения скважины с вытеснением пластового
флюида в пласт
•
•
•
•
•
•
•
•
•
•
Пластовое давление, предпочтительно из показаний забойного давления
Избыточное давление, получаемое от жидкости глушения
Глубина перфорации, вертикальная и измеренная
Давление разрыва
Спецификация трубы: внутренний диаметр, длина, глубина спуска,
давление разрыва, коэффициент изношенности, состояние труб
Наличие или отсутствие кольцевой жидкости, и ее плотность
Зумпф: внутренний диаметр, длина
Размерность насоса - штанга, шток, мощность насоса
Устьевые давления - SITP, SICP, давление на обсадную колонну (если
имеется)
Рабочее давление фонтанной арматуры
Вычисления для глушения скважины с вытеснением пластового флюида
в пласт
При выполнении подготовки к глушению (см."План действий при глушении
скважины с вытеснением пластового флюида в пласт") выполните следующие
вычисления:
• Объем закачки. Данный объем включает объем НКТ и объем затрубного
пространства под пакером (если таковой имеется).
• Удельный вес раствора глушения. Плотность зависит от давления зоны
которая нуждается в глушении. Плотность включает запас безопасности в
690 - 2 070 кПа.(см. Рис.2-14).
• Давление разрыва. Давление разрыва пласта используется для
определения ограничений устьевого давления во время работы.
• Разрыв трубы. На практике давление разрыва труб снижают до 80% от
данного значения в справочнике. Если коррозия больше чем 20% толщины
стенки трубы, используется меньшее значение. Для определения этого
используется каверномер.
Урок
3
3-31
•
Максимальное трубное давление (механические ограничения). Эти
вычисления производятся с использованием значения гидростатического
давления в трубах, перед началом операций и по завершению операции, в
обоих случаях с наличием запасного раствора в кольцевом пространстве.
Формулы для вычисления приведены ниже.
Максимальное начальное давление в трубах (резерв отсутствует)
= Давление разрыва - (Гидростатическое давление в трубах )
= Давление разрыва - (Пластовое давление- SITP)
Максимальное конечное давление в трубах (резерв отсутствует)
= Давление разрыва - Гидростатическое давление жидкости глушения
Максимальное начальное давление в трубах (резерв присутствует)
= (Давление разрыва - Пластовое давление) + Гидростатическое давление
резерва
Максимальное конечное давление в трубах (резерв присутствует)
= (Давление разрыва - Гидростатическое давление жидкости глушения) +
Гидростатическое давление резерва
•
3-32
Максимальное трубное давление (ограничения пласта). Ограничение этого
значения защищает пласт, в начале с легкой жидкостью в подвеске и в
Ру ково дс тво по ко нтр олю за с ос тояние м с кважин для КРС
конечном итоге с жидкостью глушения. Формулы для вычисления
приведены ниже.
Максимальное трубное давление (Ограничения пласта)
= [Давление гидроразрыва (кг/м3) - Начальный вес раствора в НКТ *] ×
TVD пласта × 9,81
= [Давление гидроразрыва (кг/м3) - Конечный вес раствора в НКТ **] ×
TVD пласта × 9,81
* перед закачкой с вытеснением; пластовый флюид в НКТ
** после вытеснения; в НКТ раствор глушения
Данные вычисления как для максимального трубного давления (механические
ограничения) так и для максимального трубного давления (ограничения
пласта) являются лимитирующим фактором для давления закачки с
вытеснением в пласт.
График давления на Рис.3-17 иллюстрирует как механические так и пластовые
ограничения по давлению в трубах противопоставленные количеству ходов
или объему во время заполнения подвески жидкостью глушения. Повторите
план действий для глушения с вытеснением в пласт для лучшего понимания
информации.
Урок
3
3-33
начальное давление
конечное давление
линия разрыва трубы
максимальные
начальные
давления
линия разрыва
максимальные
конечные
давления
безопасный диапазон
закачки
линия SITP
количество ходов насоса или прокаченных м3
вытеснение объема
подвески и зумпфа
Рис.3-17 График распределения давления при глушении скважины с вытеснением
пластового флюида в пласт
План действий для глушения скважины с вытеснением пластового
флюида в пласт
В данном примере используются действительные данные для выполнения
вычислений и для построения графика необходимых при подготовке к
глушению.
Информация по скважине
•
•
•
•
•
•
•
3-34
Глубина пласта/перфорации: 3 100 м
Пластовое давление эквивалентноe: 1 054 кг/м3
Эквивалент давлению разрыва пласта: 1 654 кг/м3
Труба 114 мм, N80 Vam: 0.007934 м3/м до 3 100 м
Зумпф: 166 мм внутр.диаметр, длина = 24 м
Давление разрыва труб (новая): 58 122 802 Па
Давление в трубах после закрытия : 25 096 915 Па
Ру ково дс тво по ко нтр олю за с ос тояние м с кважин для КРС
•
•
•
Избыточное давление раствора глушения: 1 034 214 Па
Мощность насоса= 0.009 м3/ход
Запас раствора отсутствует
Вычисления для графика давлениий при глушении с вытеснением
пластового флюида в пласт
1.
2.
3.
4.
5.
6.
Урок
3
Посчитать вес жидкости глушения
Вес жидкости глушения = 1 054 + (1 034 214 ÷ 3 100 ÷ 9,81) = 1 088 кг/м3
Посчитать максимальное давление в трубах (пластовое ограничение)
Начальное ограничение (подвеска наполнена газом) = (1 654 - 228) x 3 100
x 9,81 = 43 366 086 Па
Конечное ограничение (подвеска наполнена жидкостью глушения) = (1654
- 1 090) x 3 100 x 9,81 = 17 151 804 Па
Посчитать предел разрыва труб.
Рабочий предел = 0.8 x 58 122 802 = 46 498 242 Па
Посчитать максимальное начальное и конечное давление в трубах
(механические ограничения, запаса нет)
Максимальное начальное давление =
[46 498 242 - (1 054 x 3 100 x 9,81)] + 25 096 915 = 39 541 963 Па
Максимальное конечное давление =
46 498 242 - (1 090 x 3 100 x 9,81) = 13 350 252 Па
Посчитать объем вытеснения/число ходов поршня
Подвеска: 3 100 x 0.007934 = 24,595 м3
Зумпф: 24 x (1662 x 7,854 x 10-7) = 0,519 м3
Всего м3 = 25,1 = 25 м3
Всего ходов = 25 ÷ 0.009 = 2 778 ходов
Построить графики SITP, Максимальное давление в трубах (пластовое
ограничение) (линия разрыва), Максимальное давление в трубах
(механические ограничения) на оси Х против ходов поршня на осиY
(Рис.3-18 ).
3-35
43366
конечное
давление, кПа
начальное
давление, кПа
линия разрыва трубы (нет резервной жидкости)
39542
линия гидроразрыва
17152
диапазон безопасной
закачки
25097
13350
линия SITP
700
1 400
2 100
2 778
количество ходов поршня
Рис.3-18 График давлений при глушении скважины с вытеснением пластового флюида в
пласт
Необходимо обратить внимание, что в этом примере верхний предел на
давление в трубах или давление насоса контролируется давлением разрыва
трубы (линия между 39 506 958 и 13 350 252 Па). Линия разрыва пласта не
является лимитирующей. Надо помнить, что было предположено что в
затрубном пространстве нет резерва гидростатического давления. Это условие
предполагается в старых скважинах или в скважинах о которых нет
информации.Это влияет на снижение максимального давления насоса. Если
известно что такая жидкость есть в скважине и ее плотность известна,
изменяются вычисления и график принимает другой вид, высшим пределом
становится линия разрыва.
Процедуры для для глушения с вытеснением пластовой жидкости в пласт
После составления графика, он используется как средство для контроля и
ограничения давления насоса. Важным моментом является то, что глушение с
вытеснением в пласт не имеет направления для возврата раствора.Таким
образом штуцер не устанавливается и не применятся для контроля давления
.Единственным инструментом является скорость насоса. Скорость насоса
подбирается в безопасных пределах закачки из графика.
3-36
Ру ково дс тво по ко нтр олю за с ос тояние м с кважин для КРС
Очень полезно наносить давления насоса прямо на график по мере закачки
раствора глушения (зеленая линия на Рис.3-19). Нанесенные точки
показывают направление приближения к пределу. Давление насоса возможно
снизить пока оно не достигнет предела, таким образом можно избежать
превышение предела.
начальное
давление, кПа
конечное
давление, кПа
поглощение в пласт
43389
стабилизированное
начальное давление насоса
39507
регулировка скорости
17 152
13 350
безопасный диапазон
закачки
25097
0
700
1 400
2 100
2 778
количество ходов поршня
Рис.3-19 График давлений при глушении скважины с вытеснением пластового флюида в
пласт
Меры предосторожности при глушении с вытеснением пластовой
жидкости в пласт
При использовании метода вытеснения пластовой жидкости в пласт для
глушения скважины, необходимо убедиться в следующем:
• Провести собрание по безопасности для обсуждения аспектов
безопасности. Провести анализ рисков и источников опасности
• Установить предохранительный клапан в подвеску и соединить его с
насосом
Урок
3
3-37
•
•
•
•
•
•
•
Установить испытанные предохранительные клапана на все оборудование
высокого давления
Убедиться что жидкость закачиваемая в пласт совместима с пластом и
содержит мало мехпримесей для предотвращения блокировки пор
Пометить оборудование высокого давления . Ознакомить персонал с этим
оборудованием и произвести инструктаж о местонахождении людей
вблизи этого оборудования во время закачки.
Быть готовым к нескольким глушениям. Давление может быть больше 0,
даже если весь раствор был прокачен. Дополнительный объем раствора
должен находиться в емкости.
Замерять и записывать объем прокаченной жидкости.
Если в качестве раствора глушения используется солевой раствор,
необходимо периодически перемешивать раствор, для поддержания
кристаллов соли в растворенном состоянии, таким образом поддерживая
плотность раствора. Аналогичное нужно делать в случе использования
бурового раствора (в случае ликвидации зоны). Барит будет находится в
суспензии.
Если начальное затрубное давление очень высоко, необходимо прокачать
вначале затрубное пространство или рассмотреть возможность
одновременной прокачки.
Увеличение затрубного давления
В случаях когда закачка флюида в пласт используется на скважинах
оборудованных пакерами, супервайзер должен контролировать увеличение
затрубного давления и быть уверенным в том что бригада немедленно
сообщает об увеличении забойного давления. Причиной увеличения давления
может быть термальное расширение, вызванное закачкой жидкости в
скважину или из-за наличия дыр в подвеске, утечек в оборудовании,
скользящих муфт, предохранительных клапанов и резиновых элементов
пакера. Появление давления или его рост влечет за собой несколько
последствий. Избыточное давление на площадь поперечного сечения пакера
вызывает огромную силу, достаточную для сдвига пакера и подвески вниз
(см.Рис3-20). Также, избыточное давление создает ситуацию, когда может
быть достигнут и превышен предел давления разрыва труб, необязательно на
поверхности, но так же на забое. В случае возникновения или роста давления,
3-38
Ру ково дс тво по ко нтр олю за с ос тояние м с кважин для КРС
необходимо стравить его до предыдущего значения и контролировать его
поведение. Если давление продолжает расти и его невозможно стравить,
необходимо остановить все работы до определения источника давления и его
снижения. Для более подробной информации см. "Непредвиденные
изменения в показаниях манометра".
Оборванная
подвеска
Рост SICP
Избыточное
давление
Рис.3-20 Рост давления в затрубном пространстве во время глушения скважины с
вытеснением пластового флюида в пласт
Миграция газа
Миграция газа произойдет во время глушения с закачкой в пласт газовых или
нефтяных скважин с высоким газовым фактором (GOR), особенно тогда,
когда вязкость раствора глушения недостаточна и скорость закачки невелика.
В этом случае миграция газа по подвеске вверх происходит быстрее чем
закачка в трубы (Рис.3-21). Обычно после прокачки необходимого объема и
Урок 3
3-39
остановки насосов, давление в скважине равно 0, и скважина заглушена.
Однако бывают случаи, когда SITP падает до 0, и скважина молчит, но
приблизительно через 30 минут SITP начинает расти. Это указывает на
миграцию газа. Единственным способом минимизации этого, является
закачка вязкой пачки перед закачкой раствора глушения, например полимера
XC. При подготовке к закачке любого раствора необходимо проверить его
совместимость с пластом.
Миграция газа
Раствор глушения
Рис.3-21 Миграция газа
Холодное глушение с вытесненим в пласт
Термином "холодное глушение с вытеснением в пласт" называется глушение
с вытесненим в пласт когда температура раствора глушения меньше чем
температура на забое. Разница температур создает термальные стрессы
которые приводят к уменьшению длины подвески. Но так как подвеска
фиксирована пакером или другим устройством она не может сжиматься,
создается сила натяжения на подвеске, которая действует по направлению
вверх на пакер и создает силу которая способна его сорвать. Используя
програмное обеспечение, можно определить величину этой силы и создать
балансирующую ей силу на пакер путем опрессовки затрубного пространства
на значение расчитанное программой.
3-40
Ру ково дс тво по ко нтр олю за с ос тояние м с кважин для КРС
Процедуры для контроля миграции газа
В предудущей главе было объяснено два тип поведения газа в стволе
скважины: расширение газа, когда газ свободно расширяется (при
использовании метода постоянного забойного давления), и миграция газа,
когда газ мигрирует в закрытом стволе и не может расширяться. Для повтора
см. "Поведение газа в скважине" .
Супервайзер должен знать следующие характеристики миграции газа:
• Миграция газа может произойти в закрытой скважине с газом в стволе (как
в преднамеренно закрытой скважине так и механически заблокированной)
• Показателями наличия миграции является увеличение SICP и SITP.
• Если не контролировать миграцию, то она приведет к повышению
давления во всем стволе
• Если игнорировать миграцию, это возростающее давление может
повредить пласт и может привести к потери раствора в пласт
• Миграция происходит быстрыми темпами в чистых растворах ремонта
(скорость 1 200 - 1800 метров в час).
Существует два метода борьбы с миграцией газа, "позволение расширяться",
метод постоянного трубного давления и объемный метод (так называемый
"ступенчатый" метод). Эти методы используются для контроля миграции газа
когда невозможна циркуляция скважины или глушение с вытеснением в
пласт. (Прочистить подвеску , настроить насосы, сместить скользящую муфту
или создать новый путь для циркуляции ).
Метод постоянного трубного давления
Метод постоянного трубного давления является самым простым из двух
методов, он говорит сам за себя. Он основан на следующих допущениях:
1 Отсутствует сообщение между подвеской и штуцером на затрубе.
2 Давление в трубах возможно контролировать.
Эта процедура может быть использована для контроля миграции газа во время
подготовки раствора глушения или во время подготовки к глушению.
Урок
3
3-41
Процедура для метода постоянного трубного давления
Дать возможность SITP вырасти на безопасный фактор в 340 - 680 кПа
(что предотвратит дальнейшее проявление из-за штуцирования). Это
называется нижним пределом.
Дать возможность SITP вырасти дополнительно на 340 - 680 кПа. Это
верхний предел.
Используя штуцер, стравить затруб до того пока трубное давление не
упадет до нижнего предела. Помните о задержке во времени (см. Важные
моменты ниже).
Повторяйте шаги 2 и 3, поддерживая трубное давление между нижним и
верхним пределом до необходимого, до начала применения другой
процедуры
Важные моменты: Между открытием штуцера и появлением значения
падения давления на трубном манометре существует задержка во
времени. Сигнал давления должен пройти вниз через затруб и наверх по
трубам до манометра, это расстояние составляет тысячи футов.
Рекомендуется открыть штуцер до появления давления на манометре,
затем закрыть штуцер и ждать появления разницы давления на
манометре.
1
2
3
4
Показание затрубного манометра не будет оставаться постоянным так как
будет показание трубного манометра (для достижения этого нельзя
использовать штуцер).По достижению успешных результатов, газ
продолжается расширяться по мере его продвижения вверх по затрубу . Если
вы не понимаете почему в данном случае затрубное давление должно
возрастать, повторите "Поведение газа в стволе скважины".
бъемный метод
O
Данная процедура преследует те же цели что и метод постоянного трубного
давления - позволить газу расширяться, но этот метод использует другой
процесс контроля. Этот метод используется когда нет сообщения с подвеской.
Так как мы не знаем давление в подвеске, процесс должен контролироваться
затрубным давлением и путем стравливания жидкости из затруба. На
площадке должна находиться откалиброванная емкость, расположенная под
наклоном вниз, с возможностью контролировать приток в 0,08 м3 (80 литров)
(для повтора темы по калибрации емкости см."Объем емкости").
3-42
Ру ково дс тво по ко нтр олю за с ос тояние м с кважин для КРС
Процедура для объемного метода
1
Выбрать запас безопасности и его диапазон
Рекомендуемый запас: 680 кПа; диапазон: 680 кПа.
2 Посчитать гидростатическое давление (Hp) на м3 жидкости в верхнем
затрубе
Hp на м3 (Па/м3) = Градиент жидкости (Па/м) ÷ Коэффициент вместимости
затрубного пространства (м3/м)
3 Посчитать объем стравливания за цикл
Объем стравливания (м3/цикл) = Диапазон (Па) ÷ Hp на м3 (Па/м3)
4 Сопоставить затрубное давление объему
стравливания. Рис.3-22
иллюстрирует объемные вычисления и построение графика для объема
стравливания
5 Позволить вырасти SICP на запас безопасности без стравливания
6 Позволить вырасти SICP на диапазон без стравливания
7 Поддерживая SICP, стравить небольшой объем жидкости в емкость до тех
пор пока объем посчитанный в шаге 3 будет стравлен. Повторять стадию 6 и 7
до тех пор пока газ не дойдет до поверхности и будет использоваться другая
процедура.
Важный момент: Во время выполнения этой операции, очень важно во
время стравливания держать постоянным SICP. Пошаговый график
представлен на Рис.3-22. Стравливание представлено плоской частью
графика - потому что SICP не растет и не падает.Для ускорения
стравливания нельзя открывать штуцер на большее значение (что будет
понижать SICP ниже линии), потому что может произойти следующее
проявление. Необходимо ждать: стравливание на первых стадиях займет
несколько часов (в зависимости от глубины скважины и флюида
скважины).
Урок
3
3-43
1=2 757 903+680 000+680 000 = 4 117 903
Па
2=4 117 903+680 000=4 797 903 Па
пример: SICP = 2 757 903 Па, диапазон и рекомендуемый
запас 680 кПа, объем стравливания 1,272 м3
11 032
стравливание и
поддержание
постоянного
давления в
8 274
обсадной колонне
9 653
а
П
к
не
но
ло
к
йо
нд
ас
бо
в
е
ин
ел
ва
д
миграция газа на
поверхность
6 895
,
рекомендуемый запас 680 кПа, диапазон
680 кПа
Градиент жидкости 13 572 Па/м
Удельная емкость затрубного пространства
0,028 м3/м (244мм х 1144 мм)
Гидростатическое давление на м3 жидкости
13 572 / 0,028 = 484 714 Па/м3
Объем для стравливания 680 000 / 484 714 =
1,4 м3
Давление в обсадной колонне
3=4 797 903+680 000=5 477 903Па и т.д.
5 516
диапазон
4 137
диапазон
запас
2 758
1 379
начальное SICP
1,3
2,6
3,9 5,2
6,5 7,8
9,2
10,5
стравленный объем, м3
Зависимость давления в обсадной колонне от
графика стравливания объемов жидкости
Рис.3-22 Объемные вычисления и график давлений
Часто возникает вопрос, "Как долго необходимо это делать?" Необходимо
помнить, что задачей является контроль миграции газа и позволение
расширению. Если газовая пачка достигнет устья во время ступенчатого
графика, работа завершена, и миграция газа проконтролирована.
(Подтверждением является звук проходящего через штуцер газа и стабильное
SICP в закрытой скважине).
В этот момент нельзя открывать штуцер, и стравливать газ из скважины. Это
приведет к снижению забойного давления и вероятному проявлению. И будет
необходимо повторить все сначала. Для промывки газа из устья скважины
(при постоянном забойном давлении) необходимо использовать процедуры
смазать и стравить.
3-44
Ру ково дс тво по ко нтр олю за с ос тояние м с кважин для КРС
Процедуры для вымывания газа из ствола скважины (Процедуры
смазать и стравить)
Процедура смазать и стравить используется для вымывания газа из верхней
части ствола скважины при постоянном забойном давлении, одновременно
предотвращая другое проявление. Существует два типа этой процедуры
(известные как "смазка" и "стравить и добавить") - объемный метод и метод
давлений.
Эти процедуры должны применяться в тех случаях когда невозможна
циркуляция. Они могут использоваться после применения объемного метода
(см."Объемный метод"). Также могут применяться на добывающих скважинах
для того чтобы убрать давление в колонне, которое заново появляется после
его стравливания открыванием задвижек.
В данных процедурах газ стравливается из скважины и замещается
жидкостью.Жидкость закачивается в затрубное пространство, затем требуется
время для разделения жидкости и газа, и наконец газ стравливают из
скважины, снижая давление в колонне на определенную величину . Процедура
заключается в 4 стадиях: закачка, ожидание, расчет, стравливание (затем
повтор).
Объемный метод - Смазать и стравить
Метод называется объмным, потому что количество стравливаемого давления
рассчитывается из величины закаченной жидкости. Производится замер
закачиваемой жидкости (откалиброванная емкость) и расчеты стравливания
основываются на гидростатическом давлении измеренного объема (см. Рис.323).
Процедура для объемного метода - Смазать и стравить
1
2
3
Урок
3
Качать в затрубное пространство закрытой скважины для увеличения
колонного давления на необходимый диапазон. Рекомендуемый диапазон
= 680 кПа
Позволить жидкости пройти сквозь газ (обычно 10-15 минут)
Сделать замер емкости и посчитать увеличение гидростатического
давления в скважине
3-45
Увеличение гидрост.давления = Закаченный объем (м3) x Гидростатическое
давление на м3
Заметка: Гидростатическое давление на м3 = градиент закаченного раствора
(Па/коэффициент емкости кольцевого пространства ). См вычисления
коэффициента емкости кольцевого пространства.
4 Стравить газ через штуцер на один диапазон плюс увеличение
гидростатического давления.
5 Повторять стадии 1-4 до полного вымыва газа.
Рис.3-24 иллюстрирует метод смазки и показывает лист для вычислений с
данными для рассчетов.
3
Посчитать
1
Закачать
SICP
увеличение (литров)
4
Стравить
2
Ждать
Рис.3-23 Диаграмма скважины для объемного метода
3-46
Ру ково дс тво по ко нтр олю за с ос тояние м с кважин для КРС
13 572 Па/м
6 895 кПа
7 584 кПа
1,287 м3
0,028 м3/м
3
гидростатическое давление на м = градиент
жидкости / удельная емкость верхней части затруба
начальное
6 895 кПа
SICP
диапазон
689 кПа
увеличение
увеличить
объем емкости
затрубное
гидро
началь- конечдолив
давление до
статики
ный
ный
7 584 кПа
7,949 м3 6,662 м3 1,287м3
6 957 кПа
6,62 м3
484 кПа
стравить
давление
до
1,287*484=
6 267 кПа
622,908 кПа
5,390 м3 1,230 м3 1,230*484= 5 647кПа
595,32 кПа
Рис.3-24 Пример скважины и и лист вычислений для объемного метода
Метод давлений - смазать и стравить
В данном методе 4 шага являются одинаковыми с объемным методом: качать,
ждать, вычислять, стравливать. Разница лишь в том, что метод давлений не
требует замера объема, что отражается на вычислениях. Данные вычисления
основаны на показаниях давления, перед и после закачки:
P3 = P12 / P2
P1 = SICP перед закачкой
P2 = стабилизированное SICP после закачки
P3 = давление для стравливания
На рис.3-25 представлен пример и лист рассчетов.
Урок
3
3-47
Р1
6 895 кПа
Р2
7 584 кПа
6 895 кПа
7 584 кПа
6 268 кПа
6 267кПа
6 957 кПа
5 646 кПа
Рис.3-25 Диаграмма скважины и лист вычислений для метода давлений
Особенностью данного метода является то, что если пласт принимает
жидкость, значение P3 регулируется само по себе. Необходимо помнить, что
для значения P2 используется значение стабилизированного давления после
остановки закачки. Если пласт принимает раствор, показание манометра
будет падать до тех пор пока скважина не перейдет снова в состояние баланса.
Например на Рис.3-25 если за 10 минут давление упадет с 7 584 до 7 446 кПа и
затем стабилизируется, необходимо подставить значение 7 446 в Р2 и заново
провести вычисления.
6 8952 / 7 446 = 6 385 кПа (новое P3). Стравить до 6 385 кПа, а не до 6 267,
как показано.
После начала следующего цикла, необходимо качать до момента пока не
достигнется давление 7 074 кПа. Затем ждать стабилизации давления. Если
давление в течение этого цикла продолжает падать и не может держать
дополнительные 689 кПа. Измените диапазон увеличения давления на 345
кПа, и смотрите бдет ли скважина его держать.
Главный момент: данный метод не приемлем для проявления в
результате депрессии (когда необходима закачка раствора глушения).
Допущение того что P3 = P12 / P2 действительно только тогда, когда
источником затрубного давления является наличие газа а не депрессия на
пласт. Прверка этого будет следующей: равняется ли SICP 0, если весь
3-48
Ру ково дс тво по ко нтр олю за с ос тояние м с кважин для КРС
газ вымыт из затрубного пространства. Если да, данный метод может
использоваться. Если нет, используйте объемный метод.
Выбор методов глушения скважины
В данной главе рассматриваются следующие методы глушения скважины:
• Глушение с вытеснением пластого флюида в пласт
• Прямая и обратная циркуляция
• Объемный метод
• Смазать и стравить - метод давлений
• Смазать и стравить - объемный метод
• Метод постоянного давления насоса
• Метод утяжеления и ожидания
Данный раздел представляет инструкции и помощь для выбора правильного
метода глушения, как для начального глушения работающей скважины так и
для глушения производимого во время проведения КРС.
Начальное глушение скважины
Глушение с вытеснением пластовых флюидов в пласт
Глушение с вытеснением в пласт и последующая циркуляция является
наиболее распространенным способом глушения работающей скважины. Во
время ранних стадий ремонта, эта процедура имеет следующие
характеристики:
• Метод является простым
Вызывает быстрое снижение давления в трубах
• Вытесняет содержимое подвески (пластовые углеводороды) обратно в
пласт
• Не вызывает повреждения пласта, учитываются давления разрыва пласта
(см. "План действий для глушения с вытеснением в пласт")
•
Урок
3
3-49
В дальнейших операциях при ремонте, в подвеске могут находиться остатки
кислоты, шлам от фрезерования и от ловильных работ. В этих случаях данный
метод является нежелательным.
Ограничениями для глушения с вытеснением в пласт является следующее:
Засоренная перфорация
• Подвеска засоренная песком, отложениями, парафином
•
Негерметичная подвеска
• Давление в кольцевом пространстве которое не возможно стравить
(показание пропускания подвески или пакера)
•
Прямая циркуляция (после глушения с вытеснением в пласт)
Данная процедура имеет следующие характеристики:
Наиболее распространенный метод глушения скважины
• Подвергает пласт меньшему давлению трения чем при обратной
циркуляции (при одинаковой скорости насоса)
• Не подвергает пласт тяжелой или грязной пакерной жидкости. (В
истощенной скважине давление пакерной жидкости может быть
значительно большим. Также, в старых скважинах пакерная жидкость
может содержать мехпримеси.)
• Является неэффективной для замещения тяжелого, грязного раствора
пакерной жидкости на легкий и чистый раствор, также требуется больше
времени
•
•
Создает давление на кондуктор при циркуляции остатков газа (газ под
пакером, остатки газа в подвеске).Давление может вызвать осложнения в
изношенной колонне.
Обратная циркуляция (после глушения с вытеснением в пласт)
Данная процедура имеет следующие характеристики:
Вызывает меньшие давления на кондуктор чем прямая циркуляция
• Более эффективно вытесняет жидкость, по причине высоких скоростей
подъема
•
3-50
Ру ково дс тво по ко нтр олю за с ос тояние м с кважин для КРС
•
Подвергает пласт более высоким давлениям трения чем прямая
циркуляция (скорость насоса одинаковая)
•
При наличие старой пакерной жидкости циркуляция возможна если
установлен отсекающий клапан для блокировки потерь жидкости в
перфорацию
•
Необходимо использование вязкой пачки, например НЕС, для сокращения
потерь раствoра во время циркуляции
Методы смазать и стравить (Давление и Объем)
Данные методы являются лучше метода глушения с вытеснением в пласт для
скважин с большим газовым фактором и с большим диамеиром НКТ.
Метод давлений является наилучшим в скважинах с высоким газовым
фактором, потому что средством контроля является давление, а не закаченный
объем. (см."Смазать и стравить - метод давлений").
Методы смазать и стравить применяются в скважинах когда после аварии
подвеска остается в скважине и сверху подвески скапливается газ.
Глушение скважины во время проведения КРС
Данная информация поможет вам в выборе подходящего метода глушения
для конкретной ситуации.
ГНВП в результате свабирования
Для контроля проявления возникшего по причине свабирования наиболее
оптимальным методом является метод постоянного давления насоса
(известного как метод бурильщика). Этот метод может использоваться как
при прямой так и обратной циркуляции. Приемуществом обратной
циркуляции является наименьшее время. Если проявление произошло на
забое, объем промывки составит только объем подвески.
ГНВП при обратном клапане в подвеске
Обратный клапан должен использоваться для предотвращения проявлений в
скважинах с защемленным давлением под песчаными, парафиновыми или
Урок 3
3-51
ледяными пробками. Необходимо прменять прямую циркуляцию, так как
обратный клапан предотвращает обратную промывку .
ГНВП в результате депрессии
ГНВП, случающиеся в результате депрессии наиболее распространены во
время бурения, данный случай может произойти однако если ремонт
скважины включает углубление или зарезку второго ствола на новый пласт.
Для этого случая Schlumberger IPM рекомендует применение метода
бурильщика, так как проявление немедленно вымывается промывкой. После
вымыва пластового флюида, необходимо провести второй цикл промывки с
раствором глушения.
ГНВП в стволе без рабочей подвески
Данные ГНВП случаются во время проведения каротажных работ и других
операций с использованием кабеля. Если проявлением является газ
(доказательством является рост давления в закрытой скважине), необходимо
использовать объемный метод (см."Объемный метод").
Газ у поверхности при отсутствии подвески в стволе
Если скважина была закрыта на ночь без подвески в скважине, утром может
обнаружиться газ у поверхности.Также, после применения объемного метода
может наблюдаться газ у поверхности.Для глушения скважины в данных
ситуациях необходио применять метод смазать и стравить. Если в скважине
находится перфорация, принимющая раствор, необходимо использовать
метод давлений (см. Метод - "Cмазать и стравить").
3-52
Ру ково дс тво по ко нтр олю за с ос тояние м с кважин для КРС
4
Причины и Признаки ГНВП
Краткое содержание урока
Понимание супервайзером и бригадой КРС причин и признаков ГНВП может
его предотвратить или если оно произошло, минимизировать его последствия.
Цели урока
После завершения изучения материала данного урока и выполнения его
упражнений вы должны:
• Знать наиболее распространенные причины ГНВП во время КРС
• Знать признаки ГНВП и устьевые индикаторы проявления
• Знать порядок действий при наблюдении этих признаков
Причины ГНВП
Большинство проявлений может быть эффетивно и безопасно устранено если
супервайзер и бригада КРС тщательно отслеживает все операции и знает
необходимые меры действий при ГНВП. Однако наилучшим вариантом
остается предотвращение ГНВП. Знание причин ГНВП является первой
ступенью в предотвращении ГНВП. Причинами ГНВП являются следующие:
Урок
4
4-1
•
•
•
•
•
•
•
•
Недолив скважины во время СПО
Свабирование
Скважина с пульсирующим режимом
Недостаточная плотность раствора
Отсутствие контроля поддержания объема скважины во время СПО
Невозможность циркуляции скважины после периодов ее закрытия
Поглощение раствора
Отсутствие сигналов тревоги
Недостаточная плотность раствора
Плотность раствора, или вес влияют на гидростатическое давление в
скважине. Используя гидростатическое давление для контроля пластовых
флюидов от их притока в скважину называется первичным контролем
скважины. Первичный контроль скважины может быть потерян если
удельный вес раствора становится недостаточным для поддержания баланса
сквжины.
Удельный вес раствора становится недостаточным по следующим причинам:
• Некорректные данные о величине забойного давления.
• Раствор разбавлен водой, понижая его вес.
• Плотномер используемый для замера плотности показывает не точные
данные.
• Неправильное использование плотномера.
• Небольшое проявление на забое разбавило раствор. Небольшие притоки
пластовых флюидов могут остаться незамеченными.Они могут разбавить
промывочный раствор до такой степени, что раствор не может более
поддерживать баланс в скважине и может произойти ГНВП.
Возвращающаяся жидкость должна регулярно взвешиваться и необходимо
принимать действия по восстановлению необходимой плотности
закачиваемого раствора.
4-2
Ру ково дс тво по ко нтр олю за с ос тояние м с кважин для КРС
•
•
•
•
•
•
Жидкость в наземном оборудовании перемешивается из-за утечек в
задвижках и неправильного соединения линии.
Чрезмерное или неправильное использование воды рядом с емкостями
раствора может привести к разбавлению раствора
Бригада подбила прием насоса на неправильную емкость, и плотность
закачиваемого в скважину раствора не достаточна для поддержания
контроля скважины.
Недостаточное добавление добавок предотвращающих осаждение
утяжеляющих материалов, таким образом снижение плотности раствора в
скважине.
В растворе произошло термическое расширение (Рис.5-1).
Промывка газового пузыря или другой пластовой жидкости перекрытой
мостом или пакером. Во время промывки песчаных пробок или
разбуривания пакера, вы можете столкнуться с высокими давлениями под
пробкой или пакером. Давление под пакером или мостом может быть
более высоким чем гидростатическое давление жидкости промывки на
этой глубине. Этот дисбаланс может проявиться при миграции пузыря газа
под пластовым давлении вверх до моста. После удаления пробки, газ и
жидкость промывки меняются местами и газ быстро поднимается и
расширяется , вызывая увеличение потока, высвобождает подвеску и давая
возможность следующему проявлению.
Свабирование
Свабирование определяется как приток пластовых флюидов к скважине,
вызванный механическим действием, даже при наличие первичного контроля
скважины.Подвеска и то что на ней находится (пакер, насос, оборудование
для ремонтно-изоляционных работ) могут работать как плунжер насоса,
вызывая приток жидкости в скважину. Свабирование происходит когда:
• Между подвеской и внутренним диаметром колонны маленький зазор.
Этот зазор получается при подъеме пакера на подвеске или во время
концентрического ремонта когда трубы маленького диаметра
поднимаются из НКТ. Маленький зазор создает высокое давление
всасывания.
Урок
4
4-3
•
•
•
При использовании высоковязких растворов. Чем больше вязкость
раствора, тем больше его сопротивление к движению.Результатом этого
является то, что раствор сопротивляется движению при прохождении
приборов или труб и вызывает высокие давления свабирования и приток
жидкости в скважину.
Подвеска заблокирована и жидкость внутри подвески не может выходить,
таким образом возникает свабирование.
Подвеска поднимается с большой скоростью.
Поршневание
Поршневание возникает когда движение подвески вниз вызывают пульсацию
давления. Эта пульсация добавляется к гидростатическому давлению, и
итоговое давление вызывает потерю жидкости в разрывы или проницаемые
зоны.Если из за потери раствора гидростатическое давление снижается до
того, что теряется первичный контроль над скважиной, то происходит ГНВП.
Причины поршневания схожи с причинами свабирования:
• Маленький зазор между подвеской и стволом скважины
• Высоковязкие растворы
• Заблокированная подвеска, клапаны для регулирования противодавления,
поплавковый клапан
• Высокая скорость спуска
Недолив скважины во время СПО
Во время подьема подвески из скважины, металл поднимаемый из скважины
будет вызывать падение уровня жидкости в скважине. Если в скважине
отсутствует необходимый объем жидкости (с необходимым весом) для
компенсации вытеснения металла, первичный контроль скважины будет
потерян и будет вероятность ГНВП. Супервайзер должен следить за доливом
в скважину раствора с необходимым весом. Супервайзер и бригада КРС
должны следить за уровнем емкости долива во время СПО. Данные о доливе
должны записываться в лист долива. Лист долива представлен на Рис.4-1.
4-4
Ру ково дс тво по ко нтр олю за с ос тояние м с кважин для КРС
Отсутствие контроля поддержания объема скважины во время
СПО
Подъем НКТ или рабочей подвески
Большинство бригад КРС знают о необходимости долива скважины во время
СПО, однако одинаково необходимо измерять и контролировать объем для
долива в скважину , используя емкость долива и лист долива. Любые
отклонения от расчитанного объема могут вызвать проявление. При
свабировании, пластовая жидкость будет притекать в скважину , таким
образом необходимый объем для замещения металла будет меньше чем
расчитанный объем. Эта разница говорит о проявлении в скважине.
Отсутствие контроля за заполнением скважины или необходимых действий
при обнаружении неправильного объема долива может привести скважину в
работу и заполнению ствола пластовой жидкостью.
Для сокращения времени СПО и затрат, некоторые бригады продолжают СПО
даже при замеченном падении уровня. Однако все попытки сокращения
затрат и времени становятся нудачными когда происходит ГНВП при
отсутствии подвески в стволе скважины, и наступает необходимость подачи в
труб в скважину с высоким давлением для возвращения подвески в скважину ..
Спуск НКТ или рабочей подвески
Во время спуска в скважину НКТ или рабочей подвески, подвеска будет
вытеснять объем жидкости равный объему металла в трубах (или его полному
закрытому объему если подвеска закрыта клапаном или пробкой). Если
скважина отдает меньше жидкости чем было рассчитано, то это является
сигналом о потере жидкости в пласт. Скорость потери может расти до того
момента, пока уровень скважины не упадет и будет потерян первичный
контроль над скважиной, что приведет к ГНВП. Это можно предотвратить
если следить за объемом вытесняемого металла во время СПО.
Невозможность циркуляции скважины после периодов ее закрытия
При работе только в дневное время суток, скважина закрывается и
герметизируется на ночь. Ночью небольшое количества газа может
мигрировать в скважину . Когда скважину открывают, малый приток газа
Урок
4
4-5
может оказаться незамеченным. Необходимо производить полный цикл
циркуляции скважины для предотвращения миграции и расширения газа во
время дальнейших операций.Если в это время в стволе отсутствует подвеска,
то будет необходимо дополнительное время на ее спуск. Для повтора
процедуры закрытия см. "Процедуры закрытия скважины на ночь".
Поглощение раствора
Некоторые растворы ремонта могут быть поглощены перфорацией из-за
низких пластовых давлений, наличия разрывов, высокой проницаемости или
избыточного давления столба жидкости.
Отсутствие сигналов тревоги
В некоторых бригадах имеются доступные и визуальные сигналы тревоги при
увеличении уровня емкости и возврата. Иногда бригады выключают эти
сигналы из-за их шума и раздражения, или из-за выхода их из строя при
необходимости их регулировки. Выключение сигналов тревоги нарушает
механизм определения ГНВП.
Признаки ГНВП и первые действия
Бригада должна наблюдать за различными признаками ГНВП и условиями его
проявления. Ниже приведены признаки ГНВП и первые меры действия.
Признаками являются:
Неправильный объем долива скважины во время СПО
• Неправильный объем замещения во время спуска НКТ или рабочей
подвески
• Увеличение потока на возвратной линии
•
Увеличение объема раствора
• Появление нефти или газа на поверхности
•
Уменьшение удельного веса раствора
• Увеличение скорости проходки
•
4-6
Ру ково дс тво по ко нтр олю за с ос тояние м с кважин для КРС
•
Увеличение показаний индикатора веса
•
Поток из скважины при выключенных насосах
Неправильный объем долива скважины во время подъема НКТ
или рабочей подвески
Во время подъема НКТ или рабочей подвески из скважины, бригада должна
использовать емкость долива с записью расчитанного против измеренного
долива скважины. Отрицательное значение в листе долива показывает
начавшееся проявление (см.Рис.4-1).
Листдолива
Количество Датчик Посчитанный Замеренныйобъем
Разница
труб
емкости объемдолива
долива
долива наприрост наприрост общий наприрост общая
0
5
10
15
20
25
30
35
40
45
50
55
4,770
4,611
4,372
4,134
3,975
3,816
3,657
3,498
3,418
3,259
3,180
0,238
0,238
0,238
0,238
0,238
0,238
0,159
0,238
0,238
0,238
0,159
0,238
0,238
0,159
0,159
0,159
0,159
0,079
0,159
0,079
0,159
0,397
0,636
0,795
0,954
1,113
1,272
1,351
1,510
1,590
(-0,079)
0,0
0,0
(-0,079)
(-0,079)
(-0,079)
(-0,079)
(-0,159)
(-0,079)
(-0,159)
(-0,079)
(-0,079)
(-0,079)
(-0,159)
(-0.238)
(-0.318)
(-0.397)
(-0.556)
(-0.636)
(-0.795)
Пометки
скважина
проявляет,
закрытая
Рис.4-1 Образец листа долива
Из таблицы видно, что бригада поднимает 18,3 м 60 мм закрытой подвески.
Вытеснение закрытой подвески составляет приблизительно 0,003 м3/м или
0,048 м3/трубу . Из таблицы можно заметить отрицательное направление. Это
приводит к увеличению до 0,795 м3 после 50 штук трубы. Скважина начала
работать после подъема 50 штук, и была закрыта. Однако отрицательное
значение можно было заметить из листа долива гораздо раньше.
Урок 4
4-7
Важно: лист был заполнен через каждые 5 штук только для иллюстрации.На
скважине замеры должны производиться и записываться гораздо чаще,
особенно при подъеме большого количества труб.
Если скважина не пополняется расчитанным объемом долива, как показано на
листе долива, супервайзер должен проинструктировать бригаду о
необходимости спуска подвески на забой и контроле долива. Если скважина
работает, бригада должна закрыть скважину в соответствии с процедурой
закрытия. Когда подвеска будет на забое, необходимо провести промывку для
определения наличия проявления.
Супервайзер должен быть уверен, что бригада знает о последствиях
отрицательных значений на листе долива, подготовлена к остановке СПО и к
спуску подвески на забой.
Если нет емкости долива, объем долива скважины все равно должен
отслеживаться и записываться в лист. Бригада записывает долив вручную,
записывает необходимое число ходов поршня насоса и определяет
закаченный объем. Это должно записываться и при наличии емкости долива.
Неправильный объем замещения при спуске НКТ или рабочей
подвески
Величину неправильного объема замещения во время СПО можно наблюдать
если для контроля используется емкость долива и лист долива
Например, если бригада спускает 1 066,8 м 73 мм подвески (9,673 кг/м,
закрытая подвеска), объем замещения рассчитывается следующим образом:
(9,673 / 7 845,778) × 1 066,8 = 1,315 м3
Если емкость долива показывает что вернулось 0,843 м3, разница составляет
0,472 м3 (1,315-0,843). Это может быть объяснено тем, что 0,472 м3 ушло в
пласт. Если пласт поглощает раствор, первичный контроль над скважиной
может быть потерян и может произойти ГНВП.
Если это наблюдается, подвеска должна быть возвращена на забой.
Необходимо понизить скорость спуска и наблюдать за емкостью долива.
4-8
Ру ково дс тво по ко нтр олю за с ос тояние м с кважин для КРС
Необходимо всегда наблюдать за уровнем скважины и быть готовым к доливу
скважины если уровень падает.
Если пласт принимает жидкость из-за поршневания, некоторый раствор будет
возвращаться в скважину.В соответствии с основным принципом контроля
скважины, невозможно чтобы пласт отдавал больше чем принял во время
поршневания. Любое увеличение объема жидкости должно рассматриваться
как проявление и необходимо принимать соответствующие меры. Для того
чтобы знать о начале проявления бригада должна записывать объем
потерянной жидкости во время поршневания. Многие ГНВП произошли из-за
неправильности оценки ситуации, бригада считала что пласт раздувается.
Важный момент: во время спуска, супервайзер должен убедиться что бригада
доливает и в затруб и в подвеску. Долив должен происходить регулярно
(например через каждые 2-5 штук). Если подвеска не заполняется раствором,
давление затрубного пространства может вызвать смятие подвески.
Увеличение потока во время циркуляции
Бригада может наблюдать увеличение проявления скважины, отслеживая
поток в линии. Поток будет возрастать по мере увеличения проявления. Если
подъемник оборудован индикаторами потока, индикатор будет показывать
увеличение потока и сработают сигналы тревоги. Если проявление
достаточно большое, уровень может прейти за переходной ниппель выше
ПВО и разлиться на поверхность, рабочую площадку.
Если наблюдается любой из этих сигналов, бурильщик должен приподнять
подвеску, выключить насосы и если скважина продолжает переливать,
немедленно закрыть скважину в соответствии с процедурой закрытия
(см."Процедуры закрытия" ).
Увеличение объема раствора
Увеличение объема раствора -увеличение среднего уровня раствора
содержащегося в емкостях. Если в емкость не доливался раствор для его
пополнения то увеличение уровня служит показателем начавшегося
проявления. На подъемниках, оборудованных электронным счетчиком объема
Урок 4
4-9
емкости (PVT система), увеличение уровня сразу появится на счетчике и
сработает система оповещения.
На подъемниках не оборудованных такими системами, увеличение объема
раствора контролируется визуально при отслеживании жидкости возврата.
Данный индикатор является очень эффективным, если его показания
контролируются.
Как только бригада заметила увеличение объема, необходимо
проинформировать бурильщика. Бурильщик должен остановить циркуляцию,
проверить скважину на приток, и быть готовым закрыть скважину в
соответствии с процедурой закрытия.
Оборудование необходимое для отслеживания жидкости возврата включено в
стандарты Schlumberger IPM (см. "Стандарты IPM" в Приложении).
Проявление нефти или газа на поверхности
Проявление нефти в растворе возвращающемся в емкость или присутствие
пузырей газа в жидкости, должны восприниматься как переход скважины в
состояние с депрессией на пласт. Необходимо провести расследование
ситуации. Депрессия на пласт может быть показанием того что необходимо
увеличить плотность раствора. Более того, углеводороды на поверхности
являются угрозой огня и взрыва, и бригада должна предпринять необходимые
меры для предотвращения этого.
Уменьшение удельного веса раствора
Наличие в возврате раствора пластовых флюидов (нефть, газ или пластовая
вода) может снизить плотность раствора промывки, если плотность
пластовых флюидов меньше плотности промывочного раствора. Снижение
плотности, показывает о благоприятных условиях для ГНВП. Бригада должна
отслеживать плотность раствора промывки и увеличивать плотность если
наблюдается ее снижение.
4-10
Ру ково дс тво по ко нтр олю за с ос тояние м с кважин для КРС
Увеличение скорости проходки, фрезерования или промывки
Увеличение скорости проходки - это внезапное увеличение скорости проходки
при бурении новой породы, промывке песчаных пробок или перемычек.
Увеличение скорости проходки может быть результатом увеличения
пластового давления и соответствующего снижения давления столба
жидкости. При снижении гидростатического давления, долото или фрез
начинают быстрее проходить породу или инструмент и бурильщик замечает
что он чаще обычного должен ослаблять тормоз для поддержания нужного
веса. Увеличение скорости проходки не всегда означает ГНВП, это индикатор
того что что бригада должна следить за другими признаками ГНВП и быть
готовой к закрытию скважины.
Увеличение показаний индикатора веса
Рабочая подвеска выталкивается весом вытесняемой ей скважинной
жидкости.Если достаточное количество легкой жидкости поступает в
скважину, удельный вес всего объема раствора в скважине снижается и
бурильщик наблюдает увеличение показания индикатора веса. Бурильщик
должен следить за увеличением показания индикатора веса (если конечно это
не вызвано спуском оборудования на подвеске).
Поток скважины при выключенных насосах
Поток жидкости из скважины при выключенных насосах является очевидным
доказательством проявления. Если скважина работает при выключенных
насосах, бригада должна предположить что началось проявление и скважина
может начать фонтанировать. Бригада должна закрыть скважину в
соответствии с процедурами закрытия (см."Процедуры закрытия").
Существует много документов подтверждающих факт неспособности
бригады закрыть скважину во время проявления . Некоторые бригады
откладывали закрытие скважины пока искали причины работы скважины. В
некоторых регионах с определенной культурой, бригада может сомневаться в
закрытии скважины без разрешения супервайзера, который может
отсутствовать во время начавшегося проявления. Вы должны убедиться, что
ваша бригада понимает важность безпромедлительного закрытия скважины и
важность прнятия собственного решения.
Урок 4
4-11
4-12
Ру ково дс тво по ко нтр олю за с ос тояние м с кважин для КРС
5
Жидкости Заканчивания и Капитального
Ремонта Скважин
Краткое содержание урока
Данный урок рассматривает жидкости заканчивания и капитального ремонта
скважин. Существуют различные типы растворов, используемые Schlumberger
при проведении ремонтов. Этот раздел рассматривает функции, состав и
свойства этих жидкостей. Этот раздел также рассказывает об ответственности
супервайзера за поддержанием функций контроля скважины растворов.
Цели урока
После завершения изучения материала данного урока и выполнения его
упражнений вы должны:
• Давать определение понятиям: жидкость заканчивания, пакерная
жидкость и жидкость КРС
• Знать функции этих жидкостей
• Знать физические свойства и характеристики жидкостей ремонта и как они
измеряются
• Знать роль и обязанности супервайзера в поддержании функций контроля
скважины этих растворов, включая жидкости на основе твердых частиц и
чистые жидкости, и предотвращении потерь раствора в пласт, которые
могут влиять на первичный контроль скважины.
Урок
5
5-1
Типы жидкостей ремонта и заканчивания скважин
Жидкость заканчивания используется при заканчивании или освоении
скважины. Она обеспечивает первичный контроль в процессе заканчивания
скважины и разрабатывается для минимизации повреждения продуктивного
интервала.
Пакерная жидкость это жидкость заканчивания со специфическим
предназначением. Она помещается в скважину поверх пакера в затрубное
пространство между НКТ и колонной.Пакерная жидкость обеспечивает
гидростатическое давление для сопротивления давлению из-под пакера, и
обеспечивает нахождение пакера на месте. Пакерные жидкости обладают
дополнительными функциями:
• Компенсация внутреннего трубного давления во время работы скважины
(см. "Глушение с вытеснением пластовой жидкости в пласт").
• Обеспечение некорродирующей среды для обсадных колонн и НКТ.
• Обеспечение дополнительной поддержки для обсадных колонн.
Жидкости ремонта используются при глушении, замещения пакерной
жидкости, вымыве шлама и отложений, и для подачи жидкости для борьбы с
поглощениями в перфорацию. Жидкость ремонта обеспечивает первичный
контроль скважины. Эти жидкости также могут использоваться как
растворители, растворяя такие нефтепродукты как воск, асфальтены и
парафины, которые уменьшают диаметр труб и влияют на добычу. Жидкости
заканчивания разрабатываются для минимизации повреждений
продуктивного интервала, за исключением тех случаев когда интервалы
подлежат ликвидации.
Функции жидкостей заканчивания и КРС
Функции жидкостей заканчивания и КРС можно разделить на две основные
категории: активные функции и предупредительные функции. Активными
функциями являются:движение материала по скважине, обеспечение или
сопротивление силы, перенос энергии или тепла. Предупредительными
функциями являются: торможение или предотвращение коррозии, действий
бактерий повреждения пласта и т.д.
5-2
Ру ково дс тво по ко нтр олю за с ос тояние м с кважин для КРС
Активные функции растворов
Активными функциями растворов являются:
• Первичный контроль скважины. Жидкость ремонта обеспечивает уровень
гидростатического давления равный или больший чем пластовое давление
для избежания проявления во время проведения КРС. Если правильно
контролировать и ослеживать гидростатическое давление жидкости, оно
может считаться барьером.(для повтора см."Концепция барьеров").
• Циркуляция и замещение. Раствор вымывает из скважины такие ненужные
материалы как песок, шлам, цемент, остатки кислоты, металлическую
стружку. Жидкость также помогает циркулировать и помещать цемент,
кислоту, пачку для глушения, загелленую пачку или пропант.
• Охлаждение и смазка. Вовремя проведения ремонта включающего
углубление или зарезку второго ствола, жидкость охлаждает и смазывает
долото. Некоторые ремонтные работы включают фрезерование
подземного оборудования, например пакеров и изоляционных пробок.
Жидкость позволяет охлаждать и смазывать фрез во время его работы.
• Управление подземным оборудованием. Жидкость передает давление от
насоса на инструменты или оборудование скважины. Например, давление
насоса плюс собственное гидростатическое давление помогает управлять
гидравлическими пакерами, тестировать оборудование и т.д.
Предупредительные функции растворов
Предупредительными функциями растворов являются:
• Минимизация потерь жидкости в пласт.
• Потеря всего раствора в пласт должна контролироваться. Произойдет
проявление если уровень скважины упадет и будет потерян первичный
контроль над скважиной. Также, раствор может вызвать повреждение
пласта и стоимость жидкости ремонта возрастет при замене
потерянного раствора.
• Буровые растворы содержат твердую фазу для образования
непроницаемой корки на стенках скважины. Аналогичные растворы
иногда используются при проведении ремонтов. Однако
использование этих растворов может вызвать загрязнение пласта из-за
Урок
5
5-3
•
•
•
•
содержащихся в нем твердых частиц (см."Замена раствора на буровой
раствор"). Поэтому в большинстве случаев для избежания загрязнения
проницаемой зоны используются растворы без твердой фазы. Эти
чистые растворы не содержат твердой фазы для формирования корки,
таким образом они предотвращают потерю раствора своей вязкостью
или использованием добавок, которые образуют перемычки в пласте.
Поддержание стабильности со временем при колебаниях температуры.
Это относится к пакерным жидкостям. Свойства жидкости должны
оставаться неизменной со временем и даже при увеличении температуры.
Если из раствора будет осаждаться твердая фаза на пакер, сорвать пакер
будет невозможно, и будет необходимо проводить дорогостоящие
ловильные операции или операции по разбуриванию. Более того, при
осаждении твердых частиц, уменьшается гидростатическое давление
столба жидкости. Это влияет на поддержание силы противодавления
давлению в трубах.
Предупреждение загрязнения пласта, такого как набухание глин,
выпадение минеральных осадков и блокировка порового пространства.
Предупреждение действия бактерий в самом растворе и в пласте. Колонии
бактерий находятся в основных жидкостях, используемых для
приготовления растворов. Если жидкость содержит полимер, бактерии
будут его разлагать, понижая качество и разрушая раствор. Бактерии
находятся не только в жидкостях но также и в пласте, поэтому должны
тщательно контролироваться.
Предупреждение коррозии труб, обсадных колонн.
Свойства растворов заканчивания и капитального ремонта скважин
Инженер выбирает различные компоненты для раствора заканчивания и
капитального ремонта скважины, для того чтобы раствор функционировал как
этого требует каждая конкретная скважина. Каждый раствор состоит из
основы раствора и утяжелеящего компонента. Затем выбирается
дополнительный набор компонентов который необходим для каждой
конкретной скважины. Инженер по растворам определяет соответсвие
требованиям раствора, путем измерения следующих свойств:
• Плотность
5-4
Ру ково дс тво по ко нтр олю за с ос тояние м с кважин для КРС
•
•
•
•
•
Вязкость
Мутность
рН
Температура кристаллизации
Скорость водоотдачи
Плотность
Плотность это
единица измерения удельного веса раствора на единицу
3) или отношение удельного веса раствора к удельному весу
объема (кг/м
воды, известное как удельная масса. Измерение плотности нефти делается в
удельной массе API, выражаемой в градусах. Удельная масса АРI равная 10,
эквивалентна 1, что означает что плотность нефти равна плотности воды. В
таблице 5-1 представлены плотности различных растворов КРС. (Для
пояснения формул см. "Сокращения для химических соединений" в
Приложении).
Таблица 5-1 Плотности типичных жидкостей ремонта и заканчивания
Жидкость
Плотность
(кг/м )
2% NaCl
20% NaCl
KCl раствор
ZnBr2/CaBr 2/CaCl2 солевой
1,198 – 311,549
419,392 – 994,559
790,854
802,837 – 838,785
826,802 – 850,768
862,750 – 874,733
1 012,533 – 1 024,516
1 012,533
1 147,937
1 006,542 – 1 162,316
1 677,570 – 2 300,667
Азот
Пена
Метиловый спирт
Киросин
Дизель
Ксилол
Морская вода
раствор
10° API сырая нефть
30° API сырая нефть
50° API сырая нефть
определенного размера CaC03
Урок
5
3
998,154
874,733
776,475
1 006,542 – 1 677,570
5-5
Таблица 5-1 Плотности типичных жидкостей ремонта и заканчивания
Жидкость
Плотность
(кг/м )
3
карбонат железа
растворы на нефтяной основе
1 006,542 – 2 156,876
838,785 – 2 276,702
Плотность солевых растворов заканчивания (неорганическая соль и вода)
изменяется с температурой и должна корректироваться для поддержания
необходимой плотности раствора для балансировки пластового давления на
определенной глубине. Вычисления температурной поправки плотности
приведены на Рис.5-1.
5-6
Ру ково дс тво по ко нтр олю за с ос тояние м с кважин для КРС
пл.необход = [(BHT - Поверхностная темп.) Х Термический коэф-т] +
пл.пласта + пл.репрессии
.
пл.необход. = Требуемая плотность раствора (при поверхностной темп.)
пл.пласта = Эквивалентная плотность раствора
пл.репрессии = Необходимая репрессия
Забойная температура(BHT) = Пластовая температура
Поверхностная температура= Поверхностная температура
Термический коэф-т = 0,647
Пример:
Дано: Поверх.темп. = 305°, BHT = 369°К, Пласт = 1582 кг/м3
Найти: Необходимую плотность (с запасом в 24 кг/м3)
Решение:
плнеобход. = (369 - 305) х 0,647) + 1582 + 24 =
= 41 + 1582 + 24 = 1647 кг/м3
Рис.5-1 Температурная поправка плотности солевого раствора
Урок 5
5-7
Плотность солевых растворов (и нефтей) измеряется с помощью ареометра
(Рис.5-2). Ареометр измеряет удельную массу (не кг/м3). Термометр и
поправка на температуру в комплексе с ареометром дают возможность
приводить плотность к стандартным 288°К. Плотности используемые при
проведении КРС должны быть всегда основаны на этой температурной
ссылке.
Стеклянный ареометр для
измерения удельной массы.
Имеет утяжеленный
наконечник и
градуированную трубку .
Ареометры представлены в
различных размерах и
типах.
Рис.5-2 Ареометр
Твердофазные буровые растворы (используемые для ремонта или
заканчивания скважин), могут измеряться в кг/м3 сбалансированной или
опресованной шкалой для буровых растворов.
Вязкость
Вязкость это сопротивление жидкости течению. Разные жидкости имеют
разные вязкости. Например смола имеет большую вязкость чем вода, вязкость
40 W моторного масла больше чем вязкость моторного масла 10W. Вязкости
жидкостей заканчивания и капитального ремонта скважин обычно имеют
низкие значения. Вязкость повышается специальными добавками.
Увеличение вязкости, улучшает способность жидкости переносить или
поддерживать твердые частицы. Это также предотвращает потери жидкости в
перфорацию.
5-8
Ру ково дс тво по ко нтр олю за с ос тояние м с кважин для КРС
Бригада снимает два показания вязкости жидкости. Бригада замеряет
условную вязкость путем помещения 1.500 мл жидкости в вискозиметр
Марша и записывая время (в секундах) затраченное жидкостью для течения.
Инженер по растворам использут прибор реометр, для замера пластической
вязкости в Паскалях в секунду. Оба замера важны. Условная вязкость
используется при приготовлении раствора для определения необходимого
значения и для контроля за изменением вязкости во время проведения
ремонта. Более детальный анализ, проводимый инженером по растворам с
использованием ротационного визкозиметра определяет причины изменения
вязкости или отслеживает влияние разных добавок на вязкость.
Мутность раствора
Мутность определяет чистоту жидкости. Данное свойство является важным
когда КРС проводится в чувствительных к загрязнению пластах, которые
требуют применение чистых растворов без примесей. Если в жидкости
содержатся нежелательные частицы такие как ил, глина, водоросли, они
рассеиваются и вызывают мутность раствора. Если в жидкости не содержатся
твердые частицы, он является прозрачным. Мутность измеряется
нефелометром, и показания записываются в единицах нефелометрической
мутности (NTUs).
pH
рН флюида измеряет его кислотность или щелочность. Шкала рН изменяется
от 1 до 14, 1 соответствует наиболее кислотному показателю. Инженер по
растворам замеряет рН специальным прибором или лакмусовой бумагой. Он
следит за показаниями рН для предотвращения коррозии в стволе скважины,
для ограничения осадкообразования, ограничения набухания глин и для
проверки того, что все компоненты раствора правильно взаимодействуют.
Температура кристаллизации
Если тмпература раствора опускается ниже определенной точки, солевой
раствор, содержащий растворенные кристаллы соли начнет
кристаллизироваться и терять плотность.При кристаллизации раствор
Урок 5
5-9
начинает превращаться в кашу. Вязкость раствора может увеличиться
настолько, что раствор начнет блокировать трубы и станет непрокачиваемым.
Бригада должна знать точку кристаллизации раствора. Инженер проводит
тест, использую LCTD (растворение последнего кристалла). Раствор
охлаждается и размешивается при температуре начала образования
кристаллов. Затем раствор нагревается, до тех пор, пока не раствориться
последний кристалл, эта температура называется температурой
кристаллизации или LCTD. При температуре кристаллизации, последний
растворимый кристалл соли становится нерастворимым и выпадает в осадок.
Охлаждение солевого раствора приводит к выпадениею осадка. Эти данные
распространяются на все солевые растворы и находятся в справочнике M-I по
растворам заканчивания.
Инженер по растворам точно составляет формулу солевого раствора, которая
учитывает тенденцию кристаллизации раствора и температуру, которую
необходимо поддерживать во время ремонта.
Скорость водоотдачи
Как говорилось ранее, буровые растворы используют твердую фазу для
образования глинистой корки на стенках скважины.Инженер может
проверить эффективность глинистой корки путем проведения API теста
называемого фильтрационные потери API, который измеряет скорость
фильтрационных потерь (жидкой фазы) раствора через проницаемую
глинистую корку.
Компоненты растворов КРС и заканчивания скважины
Каждый раствор начинается с основы раствора и утяжелителя. Затем набор
добавок зависит от каждой конкретной скважины. Бригада может
использовать нефтяной раствор на нефтяной основе, раствор на водной
основе, солевой раствор или другой. Обычна основа под раствор выбирается
по ценовым качествам (самая дешевая) и чтобы удовлетворять два
требования:
• контролировать скважину
• предотвращать загрязнение призабойной зоны.
5-10
Ру ково дс тво по ко нтр олю за с ос тояние м с кважин для КРС
Основа раствора
Раствор имеет два основных компонента: жидкость или газ и твердые
частицы, необходимые для доведения раствора до нужного сотояния. Вода
является наиболее легкой в применении и наиболее дешевой чем растворы на
нефтяной основе, но она не всегда пригодна для некоторых пластов.
Вода
Вода для растворов на водной основе может быть из различных источников,
включая добываемую воду (соленая вода), свежую воду , питьевую воду , воду
из болот, или морскую воду
Нефть
Может использоваться сырая нефть, дизель, минеральное или синтетическое
масло, растительное масло
Газ
Для систем основанных на газе, для создания стабильных пен используется
азот в комбинации с водой и с поверхностно-активным веществом. Пена
используется при ремонте скважин с низкими пластовыми давлениями,
которые не могут поддерживать вес столба жидкости. Плотность газа
варьируется от 119,826 до 599,132 кг/м3.
Солевой раствор
Солевой раствор готовится в основном из химических солей таких как,
натрий, хлорид, кальций или хлорид калия. Он не содержит твердых примесей
и практически чистый. Он часто используется для минимизации загрязнения
призабойной зоны.
Утяжелители
Утяжелителем может являться барит (сульфат барита), известняк (карбонат
кальция), или неорганические соли такие как бромид цинка, хлорид кальция
или хлорид калия.
Урок
5
5-11
Добавки
Добавки используются для доведения раствора до необходимых условий.
Наиболее широко используемые добавки перечислены в таблице 5-2.
Таблица 5-2 Типичные добавки и их предназначение
Добавки
Загустители
ПАВ
Закупоривающие
агенты
pH контроль
Ингибиторы
Бактерициды
Назначение
Контроль поглощений, миграция газа, суспендирующий
агент
Эмульгаторы
Контроль поглощений
борьба с глинами, борьба с коррозией, ингибиция H2S
Борьба с отложениями и коррозией
Контроль количества бактерий
Растворы на водной основе
Растворы на водной основе используется в ремонте при ликвидации пласта,
когда проблема загрязнение пласта не является важным аспектом. Они также
могут применяться при перфорации с депрессией на пласт. Эти скважины
начинают немедленно работать, таким образом снижается возможность
загрязнения призабойной зоны пласта.
В данном справочнике не рассматривается физика этих растворов, за этой
информацией необходимо обращаться к справочнику по буровым растворам
M-I.
Неглинистые растворы используют частицы органической соли
определенного размера или карбонат кальция для обеспечения необходимой
плотности и перемычек в поровом пространстве, предотвращая фильтрацию
раствора в пласт. Твердые частицы в отличие от минералов глины, могут
растворяться в определенном растворителе (воде или кислоте), предотвращая
загрязнение пласта.
5-12
Ру ково дс тво по ко нтр олю за с ос тояние м с кважин для КРС
Растворы на нефтяной основе
Эмульсия “вода в нефти” является раствором с 40% нефти в солевом растворе.
Используется во время перфорации.
Твердофазные нефтяные растворы содержат утяжелитель (органофильная
глина), но не содержат свободной воды, и таким образом выбираются для
защиты чувствительных к воде глин. Настоящие растворы на нефти содержат
около 5 % воды. Основа , нефть (обычно дизель) рассеяна мелкими
пузырьками в воде, добавляется специальная эмульсифицирующая добавка
для того чтобы нефть и вода находились отдельно друг от друга.Обращенные
эмульсии раствора содержат 10-30% воды, которая рассеяна в нефти.
Растворы на нефтяной основе являются предпочтительными для заканчивания
и капитального ремонта скважин, потому что они вызывают меньшее
загрязнение пласта.
Солевые растворы
Солевой раствор это вода с большим объемом растворенной соли. Солевые
растворы используют во всем мире.Они повсеместно доступны, безопасны
для всех пластов, негорючие, без твердых частиц, дешевые при низкой
плотности (до 1 378 кг/м3), с малой плотностью могут быть приготовлены на
месте. При более высоких плотностях, они могут вызывать коррозию
оборудования скважины, очень дорогие, токсичные для персонала и для
окружающей среды. Многие из солевых растворов не содержат твердой фазы,
что означает высокую фильтрацию, отбор проб и тестирование (см."Единицы
фильтрации солевых растворов" в Приложении). В таблице 5-3 приведены
плотности различных солевых растворов.
Урок
5
5-13
Таблица 5-3 Плотности солевых растворов
Флюид
хлорид калия (KCl)
хлорид натрия(NaCl)
хлорид натрия/калия(NaCl/CaCl)
хлорид кальция(CaCl2)
хлорид цинка/кальция(ZnCl2)
бромид калия/хлора(KBr/KCl)
бромид натрия/хлорид натрия(NaBr/NaCl)
хлорид кальция/бромид кальция(CaCl2/
Диапазон плотности
(кг/м3)
1 006,542 – 1 162,316
1 006,542 – 1 162,316
1 198,264 – 1 318,091
1 318,091 – 1 401,969
1 437,917 – 1 917,223
1 174,299 – 1 306,108
1 198,264 – 1 485,848
1 401,969 – 1 809,379
CaBr2)
бромид цинка/бромид кальция/хлорид
кальция(ZnBr2/CaBr2/CaCl2)
1 677,870 – 2 300,667
Солевой раствор может быть приготовлен на скважине или его можно
приобрести у производителя. Бригада должна обрабатывать тяжелые солевые
растворы для сокращения их корродирующих свойств и следить за
выпадением солей в осадок.
Солевые растворы основаны на воде (питьвой, обработанной или морской),
используется несколько типов соли для получения необходимой плотности,
если необходимо добавляются загустители, добавки по контролю уровня рН и
агенты по контролю коррозии.
При использовании солевых растворов необходимо помнить о
кристаллизации (см. "Температура кристаллизации, стр.5-8"). Если соль
закристаллизировалась, она может забить трубы и задвижки. Если соль
осадилась в емкости, может измениться плотность раствора, и при закачке в
скважину данный раствор не сможет поддерживать первичный контроль
скважины. К счастью этот процесс обратим. Нагревание раствора выше
температуры кристаллизации, растворяет кристаллы соли без изменений в
плотности раствора.
5-14
Ру ково дс тво по ко нтр олю за с ос тояние м с кважин для КРС
Широкоиспользуемые солевые растворы
Широко используемыми солевыми растворами являются:
• Хлорид натрия
• Хлорид калия
• Хлорид кальция
Хлорид натрия
По статистике, хлорид натрия (NaCl) является наиболее используемым
солевым раствором. Его плотность может быть от 1006,542 до 1174,299 кг/м .
Многие графики показывают что предел плотности хлорида натрия
составляет 1198,264 кг/м , однако этого очень трудно добиться в полевых
условиях. Эта цифра основана на лабораторных условиях - использование
дистилированной воды с химически чистой солью, и перемешивание в
высокоскоростном блендере. Температура кристаллизации колеблется от
272°К для 1 006,542 кг/м до to 252°К для 1 174,299 кг/м .
В таблице 5-4 представлены количества NaCl необходимого для получения
различных плотностей, и также представлена температура их кристаллизации.
3
3
3
Урок
5
3
5-15
Табл.5-4 Состав и свойства раствора хлорида натрия
Плотность
(289 К)
Для приготовления 1 м3
Темп. крист.
3
Вода (м )
100% NaCl (кг) (градусы К)
1 006,542
1 018,525
1 030,507
1 042,490
1 054,473
1 066,455
1 078,438
1 090,420
1 102,403
1 114,386
1 126,368
1 138,351
1 150,334
1 162,316
1 174,299
1
0,994
0,987
0,981
0,975
0,969
0,962
0,956
0,950
0,937
0,931
0.925
0,918
0,912
0,899
11,409
25,673
45,642
62,761
79,881
99,849
116,962
134,082
154,050
174,019
193,987
211,107
231,075
251,044
271,013
272
271
270
269
268
267
265
264
263
261
260
258
256
254
252
Хлорид калия
Плотность хлорида калия (KCl) может быть от 1 006,542 до 1 174,299 кг/
м .Температура кристаллизации варьируется от 272°К для 1 006,542 кг/м до
288°К для 1 162,316 кг/м . В таблице 5-5 представлены количества КCl
необходимого для получения различных плотностей, и также представлена
температура их кристаллизации. Широко применяется 2% раствор KCl для
которого необходим NaCl, его таблица приготовления приведена в таблице 53
3
3
6.
Табл.5-5 Состав и свойства раствора хлорида калия
5-16
Плотность
(288° К)
Для приготовления 1 м3
Вода (м3)
100% KCl (кг)
Темп. крист.
(градусы К)
1 006,542
1 018,525
1 030,507
1 042,490
0,994
0,987
0,975
0,969
272
271
270
269
11,409
33,094
53,918
74,459
Ру ково дс тво по ко нтр олю за с ос тояние м с кважин для КРС
Табл.5-5 Состав и свойства раствора хлорида калия
Плотность
(288° К)
Для приготовления 1 м3
Вода (м3)
100% KCl (кг)
Темп. крист.
(градусы К)
1 054,473
1 066,455
1 078,438
1 090,420
1 102,403
1 114,386
1 126,368
1 138,351
1 150,334
1 162,316
0,962
0,950
0,943
0,931
0,925
0,918
0,906
0,899
0,887
0,881
269
268
267
266
265
264
263
265
277
288
95,283
95,283
136,648
157,472
178,013
198,836
219,377
240,201
261,031
281,572
Табл.5-6 Приготовление 2% раствора хлорида калия
Плотность
(288° К)
NaCl
(кг на 1 м3 воды)
KCl
(кг на 1 м3 воды)
1 018,525
1 054,473
1 078,438
1 102,403
1 126,368
1 150,334
1 162,316
0
113,208
194,969
283,019
386,397
477,987
610,063
44,969
46,541
47,799
48,805
49,686
50,943
58,176
Хлорид кальция
Плотность хлорида кальция (CaCl2) может быть от 1 006,542 до 1 389,987 кг/
м , для обеспечения большего диапазона плотности. Температура
кристаллизации варьируется от 272°К для 1 006,542 кг/м до 280°К для 1
389,987 кг/м . Сухой хлорид кальция может быть 77% и 94%. Предпочтение
отдается 94%, так как он содержит меньше ненужных примесей.
По экономическим соображениям, вместо CaCl2 часто используется раствор
NaCl/CaCl2. Во время приготовления раствора CaCl2, происходит
экзотермическая реакция (с выделением тепла), поэтому супервайзер должен
убедиться что бригада принимает меры для избежания ожогов.
3
3
3
Урок 5
5-17
В таблице 5-7 приведены необходимы количества CaCl2 для приготовления
растворов различных плотностей и соответствующая температура
кристаллизации.
Табл.5-7 Состав и свойства раствора хлорида кальция
Плотность
(288° К)
Для приготовления 0,159 м3
Темп. крист.
Вода (м3)
100% CaCl2 (кг) (градусы К)
1 006,542
1 030,507
1 054,473
1 078,438
1 102,403
1 126,368
1 150,334
1 174,299
1 198,264
1 222,230
1 246,195
1 270,160
1 294,125
1 318,091
1 342,056
1 366,021
1 389,987
1
0,994
0,987
0,981
0,969
0,956
0,950
0,937
0,931
0,918
0,912
0,899
0,887
0,881
0,868
0,855
0,843
10,843
40,792
70,748
100,704
134,654
168,597
202,830
236,780
270,730
305,245
339,478
373,717
407,950
442,182
476,415
513,503
550,585
272
271
269
267
265
262
259
255
251
245
239
231
222
243
255
270
280
Роль супервайзера в поддержании свойств раствора
Потому как многие КРС производятся на удаленных локациях без
присутствия инженера по растворам, супервайзер должен иметь основные
знания методов поддержания свойств раствора, понимание реологии
раствора, чистоты, фильтрации раствора и аспектов техники безопасности.
Данная глава рассказывает о контроле плотности и фильтрации раствора,
которые являются важными в контроле скважины при проведении КРС.
5-18
Ру ково дс тво по ко нтр олю за с ос тояние м с кважин для КРС
Контроль плотности
Супервайзера иногда принимают непосредственное участие в подготовке
раствора. Во многих ремонтах используются самые простые растворы, такие
как NaCl, 2% KCl или обыкновенный буровой раствор, поэтому многие
растворы приготавливаются прямо на скважинах. В других случаях,
супервайзеру может потребоваться изменить плотность приготовленного
раствора. Например, если был заказан раствор плотностью 1 222,230 кг/м3, а
пришел раствор плотностью 1 162,316 кг/м3, возникает необходимость
увеличения его плотности. Формулы, приведенные на Рис.5-5 могут быть
использованы для расчета количества соли, необходимого для увеличения
плотности раствора.
Твердофазные растворы
Формулы приведенные на Рис.5-3 используются для определения количества
утяжелителя для изменения плотности твердофазного раствора, в котором
твердая фаза не растворяется в основе раствора (например барит, карбонат
кальция). Необходимо учесть что для солевых растворов применяются другие
формулы.
Урок 5
5-19
Вес необходимого материала (кг на м3 основы раствора) =
кг/м3 твердой фазы × (fw2 - fw1) / (кг/м3 твердой фазы - fw2)
кг/м3 твердой фазы = кг/м3 утяжелителя (барит = 4 193,925 кг/м3)
кг/м3 твердой фазы= кг/м3 утяжелителя (барит = 4 193,925 кг/м3)
fw2 = необходимый вес раствора, кг/м3
fw1 = начальный вес раствора, кг/м3
Пример:
Дано:
79,494 м3 утяжеленного раствора на основе барита плотностью 1 150,334
кг/м3
Найти:
Необходимое количество кг барита для увеличения плотности до
1222,230 кг/м3
Решение:
кг/м3=4193,925×(1222,230-1150,334)/(4193,925-1222,230)=101,466 кг/м3
Количество кг = 101,466 x 79,494 = 8 065,950 кг
Рис.5-3 Увеличение плотности в твердофазных растворах
Для снижения плотности твердофазного раствора путем добавления воды,
используйте формулу из Рис.5-4.
5-20
Ру ково дс тво по ко нтр олю за с ос тояние м с кважин для КРС
Кол-во жидкости необходимое для снижения плотности
твердофазных растворов
Нач. объем жидкости (м3) × ( W 1 – W 2 )
Кол-во жидкости (м3) = --------------------------------------------------------------------------------------------------( W2 – Dw )
где:
W1 = Начальная плотность раствора (кг/м3)
W2 = Необходимая плотность (кг/м3)
Dw = Плотность раствора используеммого для разбавления (м3)
Пример:
Дано: 15,899 м3 1677,570 кг/м3 раствора на нефтяной основе; дизель
плотностью 838,785 кг/м3
Найти: Количество жидкости в м3 необходимое для доведения
раствора до плотности 1437,917 кг/м3
Решение:
15,899 × ( 1677,570 – 1437,917 )
Кол-во жидкости = ------------------------------------------------------------------------------ = 6, 36
( 1437,917 – 838,785 )
м3 дизеля
Рис.5-4 Снижение плотности в твердофазных растворах
Моносолевые растворы
Приготовление моносолевого раствора со специфической плотностью
является простейшей процедурой, включающей использование таблиц
(таблицы 5-4 - 5-7). Таблицы указывают необходимое количество соли и воды
для приготовление одного барреля раствора определенной плотности. Для
определения общего объема соли и воды необходимо умножить эту цифру на
необходимый объем.
Плотность солевого раствора повышается добавлением соли, используя
таблицы и формулы из рис.5-5.
Урок
5
5-21
Плотность солевого раствора можно понизить, путем его разбавления,
например добавлением жидкости (воды). На рис.5-6 представлены
необходимые формулы.
Необходимое кол-во соли (кг/м3 раствора) = Wi × Sf / Wf - Si
Конечный объем раствора= Начальный объем× Wi / Wf
Wi = вода на 1 м3 (из таблицы) при изначальной плотности
Wf = вода на 1 м3 (из таблицы) при необходимой плотности
Si = соль на 1 м3 (из таблицы) при изначальной плотности
Sf = соль на 1 м3 (из таблицы) при необходимой плотности
Пример:
Дано: 31,797 м3 1246,195 кг/м3 CaCl2 раствор
Найти: Объем CaCl2 в фунтах для увеличения плотности до 1318,091 кг/
м3 и конечный объем
Решение:
Из таблицы 5-7 : Wi = 0,912, Wf = 0,881, Si = 339,478, Sf = 442,182
Кол-во добавляемой соли на м3 = 0,912 × 442,182 / 0,881 - 339,478 =
=118,5 кг/м3
Необходимое кол-во соли= 118,5 × 31,797 = 3767,838 кг
Конечный объем= 31,797 × 0,912 / 0,881 = 32,9 м3
Рис.5-5 Увеличение плотности в моносолевых растворах
5-22
Ру ково дс тво по ко нтр олю за с ос тояние м с кважин для КРС
Необходимое количество м3 жидкости для понижения плотности (на
м3 существующего раствора) =
(Di - Df) / (Df - Da)
Di = начальная плотность раствора, кг/м3
Df = необходимая плотность раствора, кг/м3
Da = плотность добавляемой жидкости, кг/м3 (вода = 998,154 кг/м3)
Пример:
Дано: 23,848 м3 1186,282 кг/м3 раствор NaCl
Найти: Кол-во баррелей воды для разбавления раствора до 1 126,368
кг/м3
Solution:
Di = 1186,282 кг/м3, Df = 1126,368 кг/м3, Da = 998,154 кг/м3
Необходимое кол-во воды на 1 м3= (1186,282-1126,368) /
(1126,368-998,154) = 0.467 м3 на м3
Необходимый суммарный объем воды = 0.467 × 23,848 = 11,137 м3
Рис.5-6 Снижение плотности раствора путем его разбавления
Уменьшение плотности солевого раствора вызовет изменение температуры
кристаллизации (как показано на таблицах 5-4 - 5-7), таким образом
некоторые растворы будут замерзать при более высоких температурах.
Необходимо всегда использовать подходящие таблицы для используемого
раствора. Необходимо следить за значением температуры кристаллизации при
конечной плотности раствора. Если температура окружающей среды где
замешивается и хранится раствор ниже необходимой, следует принять
соответствующие меры. Если подготовка и хранение раствора
осуществляются в закрытом помещении, перед изменением плотности
необходимо использовать нагреватели, для поддержания температуры
солевого раствора выше температуры кристаллизации.
Урок
5
5-23
Полисолевые растворы
Для получения растворов высоких плотностей для контролирования более
высоких пластовых давлений, необходимо использовать раствор с двумя или
тремя солями. Плотность некоторых этих растворов достигает 2300,667 кг/м3
(см.табл.5-3). Однако изменение веса этих растворов необходимо
осуществлять аккуратно, во избежании выпадения соли в осадок. При
увеличении плотности необходимо использовать добавление воды и точные
пропорции соли, в обратном случае излишняя соль выпадет в осадок.
Вычисления объемов соли и воды более сложные, чем для моносолевых
растворов.
Для работы с тяжелыми растворами в полевых условиях, необходим
квалифицированный персонал для поддержания свойств раствора.
Пример вычислений плотности для двусолевого раствора см." Повышение
плотности раствора с поли-солевым составом" Приложения.
Влияние температуры и кристаллизации на плотность раствора
Специально приготовленные солевые растворы используются в капитальном
ремонте скважин, где пластовое давление требует жидкость весом более
1378,004 кг/м3. Обычно инженер разрабатывающий программу КРС
определяет свойства раствора. Растворному пункту необходимо знать
минимальную и максимальную ожидаемую температуры, для того чтобы
приготовить раствор необходимой плотности, которая будет оставаться
неизменной под влиянием температуры на забое и в то же время
предотвращать кристаллизацию в холодных условиях региона или времени
года.
Растворы бывают летнего и зимнего типов, что позволяет сохранять свои
свойства при различных температурах.
Для взвешивания раствора на скважине, необходимо использовать ареометр
для солевых растворов, погрешность которого составляет 59,913 кг/м3.
Возможность поправки на температуру рассматривалась ранее
(см."Плотность"). Формула для поправки на температуру приведена на Рис.57.
5-24
Ру ково дс тво по ко нтр олю за с ос тояние м с кважин для КРС
Скорректированная плотность
раствора (кг/м3) =
Удельная масса× 988,154 ×
поправка на температуру
Пример:
Дано: Температура воздуха= 306°К,
уд.мас. = 1.2; поправка на
температуру табличное значение
= 1.110.
Шкала удельноймассы
Переводная таблица
температуры (сзади)
Термометр
Найти: Вес раствора,
скорректированный для стандартной
температуры
Решение:
Скорректированная плотность раствора=
1,2 × 988,154 × 1,110 = 1 304 кг/м3
Рис.5-7 Температурная поправка с ареометром
Необходимо помнить, что плотность сырой нефти в скважине так же
чувствительна к температуре. Если для взвешивания нефти используются
весы для определения плотности бурового раствора, настоящая плотность
будет меньше, и необходимо использовать необходимые формулы для ее
поправки (см."Гидростатическое давление нефти"). Если для определения
плотности используется ареометр, поправка на температуру также может
быть рассчитана по формуле приведенной на Рис.5-7.
Ненамеренное разбавление раствора
Плотность солевого раствора может снизиться, если раствор разбавлен водой,
когда дождевая вода или вода с буровой попадает в емкость с раствором.
Солевые растворы (в особенности тяжелые полисолевые растворы) могут
быть разбавлены путем абсорбации воды напрямую из воздуха. Поэтому эти
растворы должна хранится в закрытых емкостях.
Урок
5
5-25
Контроль фильтрационных потерь раствора
Существует 2 пути контроля фильтрационных потерь раствора:
• Обрабатывать раствор понизителем фильтрации.
• Обработать часть раствора и закачать его в зону принимающую раствор.
Этот метод называется закачкой пачки глушения.
Обработка раствора понизителем фильтрации
В низкопроницаемых зонах, для повышения вязкости в раствор можно
добавлять полимер НЕС. Полимер снижает скорость течения раствора внутри
порового пространства пласта.
В высокопроницаемых зонах, когда потери раствора очень высоки, как в
кавернозных породах или породах с естественными разрывами, можно
добавлять добавки которые механически блокируют пути течения. Эти
добавки постепенно разрушаются и не вызывают постоянного загрязнения
пласта. Они растворяются водой, пластовой нефтью или кислотой.
Приготовление и закачка пачки глушения
Закачка полимерной гелевой пачки с соленой водой (NaCl, KCl, и т.д.)
показали хорошие результаты.
1 Смешать 0,907-1,361 кг полимера (например НЕС) с одним баррелем
раствора ремонта на весь объем для обработки всего интервала
перфорации плюс 50%(обычно достаточно 3,180 - 4,770 м3).
2 Прокачать необходимое число ходов поршня насоса для помещения пачки
в перфорацию, оставляя запас раствора в подвеске.
3 Отслеживать уровень в скважине, дать 1-2 часа для действия пачки
глушения. Если уровень жидкости упал, заполнить подвеску для
помещения дополнительного объема пачки глушения в перфорацию.
Замещение жидкости на буровой раствор
Буровые растворы используются для контроля ГНВП когда попытки
глушения с обыкновенным раствором не удались. В некоторых случаях
5-26
Ру ково дс тво по ко нтр олю за с ос тояние м с кважин для КРС
глушение высокопродуктивной зоны газовой скважины обыкновенным
раствором с загеленной пачкой глушения занимает 2 недели. После
нахождения скважины в статическом состоянии несколько часов, скважина
начинает заново работать. После замещения на буровой раствор скважина
становится заглушенной. Потери раствора в пласт остаются минимальными,
так что ремонт может быть продолжен со скважиной полной бурового
раствора. К сожалению, после того как скважина запущена в добычу ,
становится очевидным загрязнение пласта.
В ситуации описанной выше, решение продолжать глушение скважины
солевым раствором может зависеть от навыков супервайзера и умения и
навыков бригады субподрядчиков и их супервайзеров. Необходимо проявлять
постоянную бдительность - бригада должна постоянно следить за доливом
скважины, спускать и поднимать трубы с правильной скоростью для
избежания свабирования и пульсирующего давления. Небольшое
свабирование или пульсирующее давление могут вызвать ГНВП. Миграция
пузырей газа к поверхности, будет вытеснять раствор из скважины и приведет
к фонтанированию скважины. При работе бригад только в дневное время
суток, иногда необходимо глушить скважину перед ее открытием утром.Если
бригада недостаточно опытна, или мастер некомпетентен в своей работе,
супервайзер сам должен рассмотреть возможность использования бурового
раствора.
Необходимо помнить, что заказчик нанимает бригаду для выполнения
ремонта с целью улучшения или восстановления добычи. Необходимо
приложить все усилия, чтобы раствор применяемый в КРС, поддерживался в
надлежащем состоянии для достижения его цели.
Урок
5
5-27
5-28
Ру ково дс тво по ко нтр олю за с ос тояние м с кважин для КРС
6
Наземное и Подземное Оборудование
Краткое содержание урока
Данный урок содержит информацию об оборудовании использующемся в
КРС. Сюда входит подземное оборудование ствола скважины, фонтанная
арматура, устьевая арматура, противовыбросовое оборудование.
Цели урока
После завершения изучения материала данного урока и выполнения его
упражнений вы должны:
• Знать конфигурации подземного оборудования ствола скважины, включая
оборудование фонтанных скважин и скважин с механизированной
добычей.
• Знать основные типы и функции пакеров, посадочных ниппелей,
мандрелей, циркуляционных муфт,наружных и внутренних протекторов, и
подземных предохранительных клапанов.
• Знать секции "A," "B," и “C” устьевого оборудования.
• Знать функции компонентов фонтанной арматуры.
• Знать наземное каротажное оборудование для контроля давления.
• Знать функции и предназначение наземной системы безопасности.
Урок
6
6-1
•
•
•
Знать типы, функции и применение ПВО, включая универсальный
превентор, плашечный превентор, предохранительные клапаны, штуцеры,
панели управления ПВО, аккумуляторы и клапаны противодавления.
Знать требования политики Schlumberger к объемам аккумуляторов на
скважине.
Знать требования к тестированию противовыбросового оборудования для
подъемников, гладкого кабеля, каротажного кабеля, и проволоки.
Типичное оборудование ствола скважины
В данной главе рассказывается о типичном заканчивании скважин в
различных географических регионах (Рис.6-1 - Рис.6-8). В главе
представлены компоненты типичного оборудования заканчивания скважин и
основные моменты относительно контроля скважин, безопасности и др.
аспектов.
Эксплуатационная Основные моменты:
подвеска
•
Эксплуатационная
колонна
•
Воронка
•
Возможность циркуляции
жидкости глушения
Отсутствие контроля уровня
жидкости в кольцевом
пространстве
Подверженность коррозии
Перфорация
Рис.6-1 Открытое заканчивание скважины
6-2
Ру ково дс тво по ко нтр олю за с ос тояние м с кважин для КРС
Основные моменты
• Возможность циркуляции
раствора глушения c
Пакерная
жидкость
вытеснением жидкости в
пласт
• Возможность циркуляции
раствора глушения после
Эксплуатационный
срыва пакера. При
пакер
постоянном пакере ,
необходимо убрать элементы
уплотнения.
• Обработанная пакерная
жидкость защищает колонну
• Пакерная жидкость служит
сопротивлением внутреннему
давлению разрыва труб
Рис.6-2 Оборудование ствола скважины пакером•с добычей из одной зоны
Циркуляционная
муфта
Основные моменты
Такие же как и у оборудования
ствола скважины пакером с
добычей из одной зоны плюс:
• Возможность установки
Ниппель дляпробки
изоляционной пробки над
пакером.
• Возможность циркуляции
через циркуляционную
муфту , без срыва пакера.
Ниппель дляпробки
• Обработанная пакерная
жидкость защищает колонну
от коррозии
• На подвеску можно
установить забойный
осекатель скважины
Рис.6-3 .Оборудование ствола скважины пакером с• ниппелями, циркуляционными
муфтами, и забойным отсекателем скважины, управляемым с поверхности
Урок
6
6-3
Короткая
подвеска (SS)
Длинная
подвеска (LS)
Съемный
двойной пакер
Основные моменты:
• Возможность независимой
•
•
•
Пакер
эксплуатации нескольких
пластов
Возможность циркуляции
затрубного пространства
через циркуляционные
муфты.
Обработанная пакерная
жидкость защищает колонну
от коррозии
Сложная конфигурация
оборудования может
осложнить контроль за
скважиной, из-за множества
возможностей для утечек и
сообщений между
различными зонами с
разными пластовыми
Рис.6-4 Оборудование скважины для эксплуатации нескольких зон с добычей по
нескольким насосно-компрессорным колоннам
6-4
Ру ково дс тво по ко нтр олю за с ос тояние м с кважин для КРС
Эксплуатационная подвеска
Пакер для фильтра и
уплотнительная компановка
Корпус с отверстиями
Основные моменты:
• При помощи специальных
инструментов и процедур, в
•
Щелевой фильтр
Фильтр с сигнальным
устройством показывающим
степень его загрязнения
перфорацию помещается
гравий для контроля выноса
песка
Оборудование контроля
песка легко повреждается и
требует специального
обращения
Пакер и нижняя
уплотнительная компановка
Рис.6-5 Оборудование для контроля за выносом песка
Урок 6
6-5
Основные моменты:
•
•
•
Подвижная компановка
насоса соеденена с
погружным насосом
штангами. При ходе вверх,
нефть всасывается в
подвижный клапан. При ходе
вниз, всасывающий клапан
закрывается, и нефть
проходит через подвижный
клапан в подвеску и
поступает на поверхность.
Большинство наземных
механизированных скважин
оборудовано ШГН.
Происходит свабирование, во
время подъема штанг при
КРС. Опасно при наличии
Н2S.
Штанги
Подвеска
Нагнетательный
клапан
Всасывающий
клапан
ШГН
Якорь
Рис.6-6 Механизированная добыча-штанговый насос
6-6
Ру ково дс тво по ко нтр олю за с ос тояние м с кважин для КРС
Эксплуатационная
подвеска
Закачкагазавзатрубное
пространство
Клапангазлифтаустановлен
вбоковоймандрели
Основные моменты:
•
•
•
•
Съемныйпакер
Упорныйниппель
•
Воронка (WRG)
•
Газлифт используется в 90%
наземных скважин с
механизированной добычей
Нефть поднимается за счет
закачиваемого газа, который
расширяется, увеличивая
скорость подъема путем
снижения плотности нефти
Объем газа, его давление и
количество пусковых
отверстий зависят от
диаметра подвески, объема
подвески, пластового
давления, плотности
жидкости и глубины.
Требует частого проведения
КРС для обслуживания
клапанов газлифта.
Возможно образование
гидратов в подвеске и
устьевом оборудовании,
осложняющие процесс
контроля скважины.
Обсадная колонна
подвергается высоким
давлениям нагнетания.
Рис.6-7 Механизированная добыча -газлифт
Урок
6
6-7
Освинцованный кабель
Манжета кабеля
Циркуляционная муфта
Двойной съемный пакер
(модифицированный)
Циркуляционная муфта
Упорный посадочный нипель
Насос
Защитное устройство на входе
насоса
Рис.6-8 Механизированная добыча -электроцентробежный насос (ЭЦН )
Компоненты подвески заканчивания скважины
В данной секции представлены функции принципиальных компонентов
подвески заканчивания скважины (Более подробную информацию можно
найти в статье Schlumberger"Заканчивание нефтяных и газовых скважин,
Издание Е, Декабрь 1996"). Компонентами подвески заканчивания являются:
• Эксплуатационные пакера
• Приспособления заканчивания
• Забойные отсекатели скважины
• Катушки для подвески насосно-компрессорных труб
6-8
Ру ково дс тво по ко нтр олю за с ос тояние м с кважин для КРС
•
Пакер-пробки
Эксплуатационные пакера
Несмотря на большое разнообразие моделей и типов пакеров, они все имеют
одно общее: они обеспечивают эффективный поток из пласта к подвеске без
ограничения добычи. Они обладают следующими функциями:
• Изоляция затрубного пространства
Пакеры изолируют затруб между подвеской и обсадной колонной или
хвостовиком. Это улучшает поток в трубах а также дает возможность
отдельного использования кольцевого пространства, когда требуется
использование газлифта (см.Рис.6-7)
• Скважинный якорь
Многие пакеры служат якорями для подвесок
• Защита затрубного пространства
Отсеченное затрубное пространство, созданное пакером, защищает обсадную
колонну или хвостовик от пластового давления и от коррозийной среды
• Зональная изоляция
Пакеры изолируют различные эксплуатируемые зоны в одном стволе
скважины. В некоторых регионах изоляция зон требуется законодательством.
Существуют различные способы категоризации множества типов пакеров.
Двумя основными категориями являются съемные пакера и постоянные
пакера.
Съемные пакеры
Съемные пакеры (Рис.6-9) могут быть сорваны и подняты на поверхность
подвеской заканчивания. Данный тип пакера используется когда жизненный
цикл оборудования ствола скважины достаточно короткий, подземная среда
достаточно благоприятная, при планировании эксплуатации нескольких зон, и
если требуется частое проведение КРС. Они подразделяются на различные
типы посадки:
Урок
6
6-9
•
•
6-10
Гидравлический пакер (Рис.6-9) сажается без механических манипуляций
подвески. После того как пакер спущен на необходимую глубину,
жидкость в подвеске подвергается гидравлическому давлению против
пробки, или бросается шар для изоляции пласта от нагнетаемого
гидравлического давления. При определенном гидравлическом давлении,
шпильки гидравлического механического механизма срезаются, и якорные
устройства пакера врезается в колонну и распакеровывается резина
пакера, изолируя пакер от обсадной колонны, чтобы нефть или газ не
поступали в затруб. После посадки пакера, энергия остается в храповом
механизме, и поддерживает резину и якорь в распакерованном состоянии,
таким образом для активизации пакера не требуется вес подвески или
натяжение как в механическом пакере.
Механический пакер (Рис.6-9) является наиболее широко используемым в
нефтяной промышленности. Эти пакеры распакеровываются вращением
подвески, весом или натяжением на пакере. Основная идея заключается в
том, что на пакер через подвеску прикладывается определенное
количество силы. Сила заключена в оборудовании, таким образом
колебания давления и температуры не вызывают превышения
эксплуатационных ограничений пакера или подвески.
Ру ково дс тво по ко нтр олю за с ос тояние м с кважин для КРС
Уплотнительные элементы
Гидравлические плашки
(сопротивляются
движению вверх)
Гидравлический механизм
посадки
Уплотнительные элементы
Плашки, действующие в обоих
направлениях
Гидравлический пакер
Механические плашки
Механический пакер
Рис.6-9 Съемные пакера
Постоянные пакера
Постоянные пакера (Рис.6-10) разрабатываются для установки и оставления
их в скважине. Если необходимо их убрать, они подвергаются разбуриванию.
Эти пакеры используются в скважинах с длинным жизненным циклом, или
где скважинные условия являются неблагоприятными (высокие давления,
высокие температуры, высокие нагрузки на пакер, высокое содержание H2S).
Они используются если известно, что КРС будут проводиться только для
смены подвески. Некоторые конфигурации постоянного пакера позволяют
подвеске удлиняться и сжиматься из-за влияния температур в скважине,
см.Рис.6-10.
Урок
6
6-11
Удлинитель под верхний
уплотнительный элемент
Верхние плашки
Уплотнительная
компановка
Допустимое движение
подвески
Уплотнительные
элементы
Приемное гнездо
пакера с
полированными
стенками
Посадочный и храповой
механизмы
Нижние плашки
Нижний переводник (если
необходимо возможна
замена на нижний
уплотнительный элемент)
Постоянный
пакер
Рис.6-10 Постоянные пакера
Постоянный пакер с
дополнительным
уплотняющим элементом
выше пакера
При проведении КРС, давление скапливающееся под пакером может вызвать
серьезные последствия (см."Скопившееся давление под пакером").
Катушки для подвешивания насосно-компрессорных труб
Катушки для подвешивания насосно-компрессорных труб фиксируют
подвеску на фонтанной арматуре. Она находится в гнезде для подвески в
секции "В" фонтанной арматуры (рис.6-16), и удерживается на месте весом
подвески и держащими шпильками, которые являются частью гнезда
катушки. После установки катушки, шпильки фиксируются и затягиваются.
Уплотнение из эластомера герметизирует верх кольцевого пространства
(см.Рис.6-11). Большинство катушек снабжены внутренней резьбой или
профилем для установки клапана противодавления (Рис.6-42). Катушка также
6-12
Ру ково дс тво по ко нтр олю за с ос тояние м с кважин для КРС
может служить местом подсоединения линии гидравлического контроля для
управления клапанами-отсекателями (Рис.6-15).
Подвеска лифтовой колонны
W KM тип U -H M
Внутренний
игольчатый клапан
( позволяет
закрывать
гидравлическое
давление в
предохранительном
клапане )
Подвеска Camero n для
двойной лифтовой колонны
Линия контроля
предохранительного
клапана
Подвеска лифтовой колонны
в катушке W K M тип U
Рис.6-11 Типичные катушки для подвески насосно-компрессорных труб
Урок
6
6-13
Пакер-пробки
Пакер пробки используются как временное устройство для изоляции, которые
можно позже поднять из скважины, или они могут быть использованы как
постоянные изоляционные устройства. Они используются для изоляции зон
при проведении ГРП или цементажа, так же используются для временной или
постоянной ликвидации скважины. Существуют так же расширяющиеся виды
пробок. Они спускаются на трубах, а затем сажаются в затрубном
пространстве. На рис.6-12 показан пример пакер-пробок сажаемых
механически и на кабеле. Эти пробки являются постоянными и подвергаются
разбуриванию.
Посадочный механизм на
кабеле
Набор переходников
Пакер-пробка,
устанавливаемая с
помощью кабеля
Механическая
пакер-пробка
Пакер-пробка,
устанавливаемая с
помощью кабеля
Рис.6-12 Пакер-пробки
6-14
Ру ково дс тво по ко нтр олю за с ос тояние м с кважин для КРС
Приспособления заканчивания
Кроме эксплуатационной подвески и пакера, подвеска заканчивания может
содержать различные приспособления. Эти приспособления служат
посадочными местами для съемных инструментов, приборов закрытия
скважины, мест доступа к кольцевому пространству , и другого оборудования.
Посадочные ниппели
Эксплуатационная подвеска может служить посадочным местом для
множества инструментов, таких как подземные штуцеры, регуляторы, пробки
и компановок инструментов. Эти приспособление называются устройствами
для регулирования дебита. Для того чтобы оснастить подвеску этими
устройствами, подвеска должна быть оборудована посадочными ниппелями.
Эти ниппели обеспечивают:
• Место для посадки прибора
• Средство для герметизации вокруг прибора
• Блокировку инструмента на месте
Посадочные ниппели имеют внутреннюю герметизирующую поверхность и
блокирующее углубление, которое сопрягается с замком.
Хотя существует множество вариаций между производителями, посадочные
ниппели подразделяются на две основные категории: упорные ниппели и
селективные ниппели.
• Упорные ниппели (Рис.6-13) обладают ограниченным внутренним
диаметром, в который входит инструмент. Посадочное плечо на
инструментах больше чем внутренний диаметр плеча в ниппеле, таким
образом инструмент не может пройти через него, и из-за этого этот
ниппель называется упорным. В ниппеле также находится
герметизирующее и блокирующее устройство. Упорный ниппель может
быть спущен в подвеску как единственный ниппель, или как нижний
ниппель после серии селективных посадочных ниппелей. Для уменьшения
внутреннего диаметра от устья до забоя может быть спущена целая серия
упорных ниппелей.
• Селективные ниппели (Рис.6-13) не содержат посадочного плеча, для
установки устройств контроля дебита скважины. Замки спускаемые с
Урок
6
6-15
устройствами контроля дебита имеют сокращающиеся колодки, которые
распрямляются наружу и активизируют замок в ниппеле. Без
вмешательства посадочного плеча, приборы могут проходить через
ниппели и садиться в нужный ниппель посредством оператора
каротажного кабеля. Рис.6-14 представляет компановку инструментов
посаженных в посадочный ниппель.
Стопорный паз
Стопорный паз
Упорное плечо
Место уплотнения
Место уплотнения
Упорный нипель
Рис.6-13 Типичные посадочные ниппели
6-16
Селективный посадочный
нипель
Ру ково дс тво по ко нтр олю за с ос тояние м с кважин для КРС
Л овильная ш ей ка
Зам ковая защ елка
С елективны й проф и ль
Г е р м е ти з и р у ю щ и й
м е ха н и з м
Рис.6-14 Устройство для контроля добычи в селективном посадочном ниппеле
Необходимо чтобы супервайзер записывал глубину спуска и описание
ниппеля. Данная информация будет необходима при проведении КРС.
Боковые мандрели
Эти посадочные устройства выступают от подвески, и служат посадочным
местом для других инструментов, и в то же время они не ограничивают
приток жидкости. В данные мандрели помещаются клапана газлифта,
клапана нагнетания, промывочные клапаны (см.Рис.6-7).
Урок
6
6-17
Циркуляционные муфты
Циркуляционные муфты служат для обеспечения сообщения между
подвеской и затрубным пространством и используются для проведения
циркуляции во время глушения скважины или для эксплуатации какого-то
одного пласта (см.Рис.6-3). Эти муфты открываются и закрываются при
помощи каротажного инструмента.
Внутренние протекторы
Внутренние протекторы это секции толстостенных труб, которые
устанавливаются выше или ниже оборудования заканчивания, например
ниппелей, которые вызывают турбулентный поток жидкости. Толстые стенки
сопротивляются эррозии потока.
Соединение враструб с развальцовкой наружной трубы (Наружные
протекторы)
Толстостенные секции труб, обработанные затвердителями, термальной
обработкой и часто покрыты эластичным материалом. Они устанавливаются
рядом с эксплуатируемым интервалом, для сопротивлению эррозийному
действию потока из перфорации.
Забойные отсекатели скважины
Эти клапана останавливают поток скважины в колонне. Скважинные клапана,
отсекатели шарикового типа являются неотъемлемой частью подвески и
могут быть убраны только путем подъема всей подвески. Клапана отсекатели
управляемые с помощью кабеля находятся в посадочных ниппелях и их
можно достать только с помощью инструментов на кабеле. Данные клапана
классифицируются методами их управления:
Забойные отсекатели скважины управляемые с поверхности (SCSSSV)
Эти клапана соединяются с поверхностью гидравлической линией контроля
(см.Рис.6-15). Панель управления на поверхности используется для закрытия
клапана вручную или автоматически, автоматическое закрытие происходит в
непредвиденных ситуациях, таких как пожар или неконтролируемый поток
вниз через клапан.Эти клапана самостоятельно закрываются если исчезает
6-18
Ру ково дс тво по ко нтр олю за с ос тояние м с кважин для КРС
гидравлическое давление контроля. Эти клапана обязательны на морских
скважинах Эти клапана устанавливаются как можно ближе к устью скважины,
чтобы в случае повреждения линии гидравлического контроля
гидравлическое давление жидкости в затрубном пространстве не открыло
клапан. Они устанавливаются на небольших глубинах для возможности их
подъема и ремонта.
Контрольная линия
Посадочный нипель
с отверстиями
Предохранительный
клапан
Рис.6-15 Забойный отсекатель скважины, управляемый с поверхности (SCSSSV)
Забойные отсекатели скважины управляемые скважиной (SSCSSV)
Этот тип клапанов управляется условиями скважины. Когда забойное
давление или скорость потока достигают заданного значения дифференциала
давления, клапан автоматически закрывается. Клапан приводится в действие
дифференциалом давлениям в клапане, создаваемым увеличением скорости
потока, которое происходит когда нарушается целостность подвески выше
клапана. Эти клапана также называются штормовыми штуцерами.
Урок
6
6-19
Устьевая и фонтанная арматура
Устьевая арматура подразделяется на три секции: "A," "B," и "C" (см рис.6-16)
Игольчатый клапан
Задвижка на отводящей линии
Крестовина
Главные
задвижки
Секция С
Гнездо для
обратного клапана
Болты крепления
подвески НКТ
Подвеска НКТ
Секция B
Затрубные задвижки
Секция A
Кондуктор
Эксплуатационная
колонна
Подвеска НКТ
Рис.6-16 Типичная устьевая и фонтанная арматура
Секция "A" состоит из нижней секции устьевой арматуры, которая соединена
резьбой или сварным швом с крайней зацементированной колонной.Эта
секция поддерживает вес ПВО во время бурения и вес остальной устьевой
арматуры во время эксплуатации скважины путем перекладывания веса на
поверхность зацементированного кондуктора.Также в секции "A" находится
отделение под установку катушки и герметизатора для следующей обсадной
колонны. Это может быть промежуточная или эксплуатационная колонна . В
6-20
Ру ково дс тво по ко нтр олю за с ос тояние м с кважин для КРС
секции "A" находится одно или два отверстия для соединения поверхности с
затрубным пространством, для отслеживания давления, для закачки
ингибиторов, или для глушения или цементации скважины в случае опасных
условий давления. Примером опасных условий давлений может быть разрыв
обсадной колонны, вызванный действием давления глушения с вытеснением в
пласт на обсадную колонну через повреждения или дыры в подвеске.
Затрубные клапана служат проводником, через который жидкость глушения
закачивается в затрубное пространство и стравливается газ. Эти процедуры
подробно описаны в секции "Процедуры по удалению газа из скважины
(Процедуры смазать и стравить)".
Секция "B", которая находится сверху на секции "A", включает вторичный
герметизирующий элемент вверху эксплуатационный колонны. Вторичный
герметизирующий элемент является резервным на случай выхода из строя
первичного в секции "A". Секция "B" состоит из врезанного гнезда под
катушку и первичной изоляции для подвески.В секции "B" есть две выкидных
линии. На одной из них расположен манометр для контроля давления в
трубном или затрубном пространстве.
Секция "C" находится наверху секции "B". Она состоит из трубной головки, и
набора задвижек называемых фонтанной арматурой.
Внизу елки расположены один или несколько главных вентилей (при
заканчивании с несколькими подвесками, каждая подвеска будет оборудована
главным вентилем). Главный вентиль является основным пунктом доступа к
подвеске. Когда скважина работает или проводится ремонт - вентиль
полностью открыт. Рабочее давление вентиля способно выдерживать полное
устьевое давление, и может использоваться для закрытия скважины и работы
с фонтанной арматурой без глушения. Над главным вентилем находится
соединение для выкидной линии, тройник или крестовина. Задвижка и штуцер
(не показаны на Рис.6-16) находятся на одной или двух сторонах выкидной
линии. Сверху соединения часто находится задвижка свабирования, с
адаптером под лубрикатор. Лубрикатор это устройство для спуска труб в
работающую скважину или скважину находящуюся под давлением. Один
конец лубрикатора соединен с задвижкой свабирования, другой конец
содержит герметизирующий элемент для герметизации каротажного кабеля
во во время спуска прибора (см.Рис.6-17).
Урок 6
6-21
Кабель
Сальник
Резиновый
уплотнитель
Лубрикатор
Инструмен
т
Клапан
стравливания
Муфтовое
соединение
Устье
скважины
Клапан для каротажа
(открыт)
Клапан
свабирования
(закрыт)
Клапан
свабирования
(открыт)
Прибор
Прибор в лубрикаторе
Прибор в скважине
Рис.6-17 Монтаж каротажного оборудования
Все части катушки каждой секции устьевой арматуры располагаются таким
образом, чтобы подвеска находилась в середине катушки. Расположение
подвески является критическим, так как расположение последующего фланца
зависит от того, находится подвеска в центре катушки или нет.
Наземные системы безопасности
Наземные системы безопасности, называемые аварийной системой закрытия
(ESD), созданы для остановки добычи в случае аварии или катастрофы. На
Рис.6-18 представлена типичная наземная система безопасности на
добывающей платформе. Пневматический предохранительный клапан
устанавливается на вторичную центральную задвижку арматуры, и служит
средством закрытия скважины на поверхности. Наземные системы
безопасности закрывают скважину ниже устья. Панель управления
обеспечивает гидравлическое давление для контроля подземных
6-22
Ру ково дс тво по ко нтр олю за с ос тояние м с кважин для КРС
предохранительных клапанов, сепаратор обеспечивает необходимое
пневматическое давление. Клапаны аварийного закрытия скважины
расположены в стратегических местах, таких как причал судна, вход и выход
с локации, площадка для вертолета.
Аварийный клапан
закрытия
Аварийный клапан
закрытия
Ручной вентиль
Плавкие
предохранители
Плавкий
предохранитель
Пневматический
предохранительный
клапан
Трубо
провод
Аварийный клапан
закрытия
Коллектор для
нескольких
скважин
Панель управления
для нескольких
скважин
Забойный отсекатель скважины,
управляемый с поверхности
Штуцер
Линия подачи давления
Контрольная линия
низкого давления
Рис.6-18 Типичная наземная система безопасности
Пневматические наземные предохранительные клапана
На Рис.6-19 представлена типичная пневматическая система безопасности.
Справа представлена схема работа клапана. Контрольное давление действует
на плунжер, который сжимает пружину и держит клапан в открытом
положении. Когда давление отрегулировано, сила пружины возвращает
клапан в закрытое положение .
Урок
6
6-23
Клапан открыт
Контроль
давления
Шток
Поршень
Плавкая блокировочная головка
Шток
Уплотнение шток
Протектор резьбы
Пружина
Цилиндр
Поршень
Давление линии
Ворота
Уплотнительная секция
Пружина
Клапан закрыт
Крышка
Выпускное отверстие
Корпус клапана
Наземный предохранительный клапан
Работа предохранительного клапана
Рис.6-19 Пневматический предохранительный клапан и его принцип работы
Плавкие предохранители и пробки
Плавкие предохранители низкого давления (Рис.6-20) содержат материал,
который будет плавиться в случае пожара или сверхестественно высокой
температуры. Температура плавления зависит от выбранного материала, и
может быть от 343°К до 589°К. Когда материал достигает точки плавления,
выпускается контрольное давление из камеры наземного клапана и клапан
закрывается.
6-24
Ру ково дс тво по ко нтр олю за с ос тояние м с кважин для КРС
Рис.6-20 Плавкий предохранитель низкого давления
Плавкие предохранители высокого давления (Рис.6-21) иногда
устанавливаются на гидравлические линии контроля забойных отсекателей
скважины управляемых с поверхности. В присутствии высоких температур,
эластичный материал начинает плавиться и контрольное давление
выпускается из линии контроля, закрывая клапан.
Пружина
Уплотнительное
кольцо
Поршень
Эвтектический диск
Контроль
давления
Рис.6-21 Плавкий предохранитель высокого давления
Клапана для резки кабеля
Скважины в которых будут проводиться работы с кабелем могут быть
оборудованы клапанами для резки кабеля. Эти клапана являются наземными ,
способными резать проволоку и плетеный кабель. Эти клапана работают по
тому же принципу что и пневматические клапана, но вместо пневматического
давления для поддержки клапана в открытом состоянии используют
гидравлическое давление. Пружина и ворота способны резать кабель
Урок
6
6-25
диаметром 5,6 мм. На рис.6-22 представлена работа по резке кабеля. На рис.623 представлены все компоненты клапана-резака.
Кабель
Клапан
стравливания
К каротажной установке
Устьевые переходники
Клапан свабирования
К трубопроводу
Задвижка на резаке
кабеля
Активатор
Фонтанная задвижка
Каротажный
прибор
Рис.6-22 Работа по резке кабеля
6-26
Ру ково дс тво по ко нтр олю за с ос тояние м с кважин для КРС
Уплотнитель верхнего штока
Гидравлический вход
Верхний шток
Поршень
Пружины
Выпускное отверстие
Болт крышки
Рис.6-23 Типичный клапан по резке каротажного кабеля
Задвижки
На рис.6-24 представлена типичная задвижка устьевой арматуры.
Необходимо периодически проверять задвижки для обнаружения утечек через
уплотняющие элементы из-за эродирующего эффекта жидкости. Другим
местом утечек может быть поверхность вокруг ствола клапана, из-за
повышенной изнашиваемости.Некоторые модели задвижек снабжены
портами для закачки уплотнительного материала, для ликвидации утечек.
Там где используются ручные задвижки, бригада должна знать сколько
поворотов необходимо сделать для открытия или закрытия задвижки. Если
задвижку не удается повернуть, это говорит о наличии барьеров внутри
механизма.
Урок
6
6-27
Крышка
Шток
Нагнетательный
порт для уплотнения
Заслонка
Гнездо для
заслонки
Рис.6-24 Типичная задвижка на фонтанной арматуре
Противовыбросовое оборудование
Противовыбросовое оборудование используемое для контроля скважин при
ГНВП, включает следующее:
• Универсальные превенторы
• Плашечные превенторы
• Шаровые краны
• Штуцеры
• Панели управления ПВО
• Клапаны противодавления
6-28
Ру ково дс тво по ко нтр олю за с ос тояние м с кважин для КРС
Универсальные превенторы
При закрытии, универсальный превентор изолирует кольцевое пространство
между подвеской и стенками скважины. Для герметизации используется
эластичный элемент округлый формы, цельный, и может быть представлен в
разных вариациях (см.Рис.6-25).
Индикатор движения плунжера
Уплотнительный
элемент
Уплотнительный
элемент
Переходное
кольцо
Плунжер
Камера открытия
Камера открытия
Плунжер
Камера закрытия
Камера закрытия
Hydril GK
Рабочие характеристики
•
•
•
•
Может закрыть открытый
ствол (не рекомендуется)
Герметизация происходит
при помощи давления
скважины.
Необходимо снижать
давление закрытия при
возростании скважинного
давления .
Возможность замера хода
поршня для ограничения
Shaffer Spherical
Рабочие характеристики
•
•
•
Может закрыть открытый
ствол (не рекомендуется).
Герметизация происходит при
помощи давления скважины.
Не возможно замерить ход
поршня для ограничения
Рис.6-25 Универсальный противовыбросовый превентор
Дизайн универсальных превенторов разработан для::
• Закрытия вокруг труб различного диаметра
Урок
6
6-29
•
•
•
Закрытия на компонентах с неправильными формами
Закрывать трубы спущенные под давлением
Закрывать открытый ствол в аварийных ситуациях
Рекомендации по установке, обслуживанию и использованию
универсальных превенторов
Несмотря на то, что установка, тестирование и обслуживание универсальных
превенторов производится подрядчиком, вам необходимо знать процедуры
управления, и быть готовым дать распоряжения если безопасность находится
под вопросом.
• Подъемная петля предназначается только для подъема универсального
превентора а не всего ПВО.
• Если возможно, необходимо проверить цветовой код на элементе
превентора. Он должен соответствовать используемой жидкости
(см.Таблицу 6-1 для описания составных пакера и цветовых кодов).
• Запорные клапана часто расположены в линиях открытия и закрытия (для
целей тестирования и изоляции). Необходимо убедиться, что клапаны
полностью открыты во время проведения ремонта, так чтобы если
потребуется превентор мог быть закрыт.
• Необходимо чтобы запасной уплотнительный элемент находился на
скважине при работе с H2S. Элемент подверженный H2S, медленно
твердеет и теряет эластичность.
• Необходимо убедиться что во время проведения ремонта к
универсальному превентору подано гидравлическое давление открытия.
Это будет держать уплотнительные элементы в открытом состоянии и
позволит избежать повреждений.
• Необходимо чтобы на скважине находился справочник производителя.
Этот справочник содержит информацию о высоте превентора, требования
к жидкости закрытия, количество запчастей, внутреннее расположение
резиновых элементов, тестирование и т.д.
• Необходимо сверить показание манометра на затрубном манифольде и
данные справочника
6-30
Ру ково дс тво по ко нтр олю за с ос тояние м с кважин для КРС
Табл.6-1 Уплотнительные элементы для универсальных превенторов
Эластомер
Цвето Код
вой
произво Рекомендации
код
дителя производителя
Hydril
резина
Черный
R
Shaffer
резина
Красный
1 или 2
Hydril
нитрил
Красный
S
Shaffer
нитрил
Синий
5 или 6
Cameron
нитрил
Черный
n/a
Hydril
неопрен
Зеленый
Жидкости на основе воды с менее
чем 5% содержанием нефти и
рабочими температурами больше
чем 239°K; пригодны для работы с
H2S .
Работы с низкими температурами и
жидкостями на основе воды.
Растворы на нефтяной основе с
анилиновой точкой между
347°K и 118°K; для работ с H2S и
температурами больше 266°K.
Растворы на водной и нефтяной
основе и для работ с H2S .
Растворы на водной и нефтяной
основе и для работ с H2S .
Диапазон температуры от 239°K до
394°K.
N
Растворы на нефтяной основе с
рабочими температурами между
266°K и 239°K; пригодны для
работы с H2S .
Плашечные превенторы
Плашечные превенторы (Рис.6-26) используют два противостоящих
плунжера (или ручные болты) для задвигания двух противостоящих блока
плашек. В зависимости от геометрии и положения уплотнительных элементов
плашечных блоков (Рис.6-27), плашки могут использоваться для следующих
целей:
• Уплотнение вокруг труб или подвески определенного диаметра (трубные
плашки)
• Уплотнение вокруг двух подвесок одновременно (двойные или
высаженные плашки)
• Уплотнение вокруг кабеля
Урок 6
6-31
Уплотнение вокруг насосных штанг (эксплуатационные плашки)
• Срезка труб (срезающие плашки)
• Срезка труб и уплотнение пространства выше срезки (глухие/срезающие
плашки)
• Уплотнение открытого ствола (глухие плашки)
• Уплотнение вокруг труб различных размеров (регулируемые плашки )
Плашки могут удерживать небольшое давление сверху, но основная их цель
это удерживать давление снизу. Плашки короче чем универсальный
превентор, и поэтому они могут быть установлены только одного типа на
скважине, из-за ограничений в высоте со стороны структуры подъемника.
Обычно плашки закрыватся быстрее чем универсальный превентор и
используют меньше гидравлической жидкости. Они не должны закрываться
на замковых соединениях или высаженных концах трубы, потому что это
приведет к повреждениям. Большинство плашек используемых при ремонтах,
снабжены возможностью ручного закрытия в закрытой позиции, что
является достаточно необходимым при контроле скважины или при закрытии
скважины на ночное время суток. На рис.6-27 приведены типы плашечных
блоков, используемых при КРС. Несколько плашек используемых в
ремонтных операциях приведены на Рис.6-28. В таблице 6-2 приведены
размеры плашек используемых в КРС.
•
6-32
Ру ково дс тво по ко нтр олю за с ос тояние м с кважин для КРС
Канавка для металличе ского
уплотнительного кольца
Верхнее фланцевое
соединение
Болты крепления
крышки
Уплотнение штока вторичных плашек
Крышка
Выкидная линия
Стопорные
болты
Плунжер для смены
плашек
Штоки плашек
Плашечный блок
Плунжер
Рис.6-26 Плашечный противовыбросовый превентор
Урок 6
6-33
Трубные плашки
Срезные плашки
Универсальные плашки
Двойные плашки
Внешний уплотнитель
Блок плашек
Плашечный пакер
Плашечная компановка
Рис.6-27 Типы плашек
6-34
Ру ково дс тво по ко нтр олю за с ос тояние м с кважин для КРС
Плашечный превентор для каротажных работ
•
•
•
•
•
Закрывается на проволоке
Рабочее давление до 103.4 МПа
Ручное управление
Может быть оборудован гидравлическим
управлением
Возможна установка уравновешивающего клапана
Плашечный превентор для эксплуатируемой
скважины
•
•
•
Блоки плашек размером 38 мм диаметра насосных
штанг
Рабочее давление 13,8 МПа
Ручное управление
Плашечный превентор Cameron модель
•
•
•
•
•
U
Размеры 179 мм и 279 мм, рабочее давление 20,7 103,4,МПа
Двойная и одиночная конфигурация
Ручное и гидравлическое управление плашками
Давление скважины помогает уплотнению плашек
Доступ к плашкам через гидравлическую систему
смены плашек
Плашечный превентор Hydril Sentinel
•
•
•
Размеры 179 мм и 279 мм, рабочее давление 68,9 103,4 МПа
Доступ к плашкам через навесные ворота
Маленькие размеры для минимизации требований к
габаритам
Плашечный превентор Shaffer модельSL
•
Размеры 179 мм и 279 мм, рабочее давление 68,9 103,4 МПа
Плашки автоматически закрываются при закрытии
скважины
• Доступ к плашкам через навесные ворота
• Водоотводное отверстие показывает утечки через
уплотнительные элементы
• Модели LWS и LWP имеют ручные плашечные
замки
Рис.6-28 Широко используемые плашечные превенторы
•
Урок 6
6-35
Табл.6-2 Типичные плашечные превенторы используемые в КРС
103
Рабочее
давление
мм
Номинальный размер
179 мм
20,7 МПа
Shaffer LWP
34,4 МПа
Shaffer LWS
Cameron U
Shaffer LWS
68,9 МПа
Cameron G-2
Shaffer LWS
Cameron U
Shaffer SL
Cameron G-2
Cameron U
Cameron QRC
103,4 МПа Cameron QRC
Hydril Sentinel
Shaffer SL
229
мм
279 мм
Shaffer LWP
Shaffer LWS
Shaffer LWS
Cameron U
Shaffer LWS
Cameron U
Cameron U
Cameron U
Cameron U
Hydril Sentinel
Рекомендации по установке и использованию плашечных превенторов
Несмотря на то, что установка, тестирование и обслуживание универсальных
превенторов производится подрядчиком, вам необходимо знать процедуры
управления, и быть готовым дать распоряжения если безопасность находится
под вопросом..
• Плашечные превенторы иногда устанавливаются сверху вниз, приводя их
к непригодному состоянию для контроля скважины. На Рис.6-26
представлена правильная постановка: выкидные линии превентора
должны находиться ниже воображаемой центральной линии плашек.
• После установки превентора, необходимо оставить необходимое место
для ручных вентилей, чтобы персонал мог закрыть плашки с безопасного
расстояния.
• Многие плашки Cameron, Shaffer, и Hydril имеют запасные штоки
уплотнительных элементов для страхования рабочих (Рис.6-26). При
отсутствии запасных штоков уплотнительных элементов, при наличии
утечки скважинное давление может прорваться в гидравлическую
систему. Уплотнительное устройство приводится в действие затягиванием
болтов и подачей пластичного материала через обратный клапан в полость
вокруг штока плашки. Необходимо убедиться, что бригада знает о месте
6-36
Ру ково дс тво по ко нтр олю за с ос тояние м с кважин для КРС
•
•
•
положения этих уплотнительных элементов и знает как они приводятся в
действие.
Запасные уплотнительные элементы не должны использоваться каждый
день. Если в рабочих уплотнительных элементах обнаружена утечка,
необходимо использовать запасной уплотнительный элемент, и при
первой возможности заменить рабочий элемент.
Плашечные превенторы с запасными плашками имеют контрольные
отверстия, для отслеживания состояния рабочих плашек.
Просачивающаяся жидкость из водоотводных отверстий является
индикатором утечки в первичном герметизирующем элементе.
Необходимо убедиться, что бригада знает место положения
водоотводящих отверстий и они не засорены шламом или закрыты
пробками.
Необходимо чтобы паспорт превентора находился на скважине. В нем
содержится информация о габаритах превентора, требованиях к жидкости
закрытия, количество запчастей, расположение уплотнительных
элементов, расположение водоотводящих отверстий, процедуры по смене
плашек, тестирование и другие вопросы.
Шаровыекраны
Эти краны используются для герметизации труб в случае ГНВП. Они
представлены в различных конфигурациях.
Полнопроходные шаровые краны
Внутри полнопроходных шаровых кранах (Рис.6-29) расположен шар
который вращается вращением вентиля вручную. В открытом состоянии эти
краны имеют полную открытую полость, которая позволяет доступ к
скважине и избежание эрозии вызываемой высокой скоростью потока
жидкости. Полнопроходные шаровые краны могут частью подвески или
могут наворачиваться на конец подвески когда скважина фонтанирует через
трубы. Из-за полного проходного отверстия, при ГНВП бригада имеет все
шансы установить кран на подвеску. Необходимо чтобы шаровый кран и
переходник к нему всегда находился у пульта бурильщика. Вентиль для
закрытия также должен находиться на рабочей площадке.
Урок
6
6-37
Шар
Шаровый кран
ствол
Ключ
Рис.6-29 Полнопроходные шаровые краны
Внутренние превенторы
Внутренние превенторы это пружинные однопутевые обратные клапаны,
которые герметизируют подвеску. При поступлении давления из скважины
плунжер идет вверх и закрывает и герметизирует трубу, в открытом
состоянии возможна прямая циркуляция.
Внутренние превенторы "Grаy"
Наиболее распространенным видом внутреннего превентора является
превентор "Grаy" (Рис.6-30). Когда необходим спуск подвески при закрытом
превенторе, бригада устанавливает внутренний превентор над
полнопроходным предохранительном клапаном. Полнопроходной клапан
затем может быть открыт и два клапана спускаются в скважину. Внутренний
превентор будет оказывать противодавление пластовому давлению и
позволять проводить циркуляцию через подвеску.
6-38
Ру ково дс тво по ко нтр олю за с ос тояние м с кважин для КРС
Ш ток освобождения
клапана
Ш тифт обратного
клапана
Соединение клапана
Пружина клапана
Стопорный болт для штока
М еханизм высвобождения
Гнездо клапана
Верх клапана
Корпус клапана
Рис.6-30 Внутренний превентор ("Grаy")
Сбросной обратный клапан
Еще один тип внутреннего превентора - сбросной обратный клапан, или
"дарт" Рис.6-31. Он помещается в подвеску и затем бросается или
прокачивается через подвеску , клапан садится в специальный посадочный
ниппель, установленный в подвеске. Этот клапан вынимается из подвески с
помощью каротажных приспособлений..
Урок
6
6-39
Посадочный нипель
Подъемный инструмент
Сбросной обратный клапан
Рис.6-31 Cбросной обратный клапан
Клапана устанавливаемые с помощью каротажного кабеля
Эти клапана обладают теми же функциями что и внутренние превенторы, но
они устанавливаются в посадочный ниппель подвески на кабеле. Если в
подвеске нет ниппелей, эти клапана могут сажаться устройством называемым
пробкой с уплотнительным кольцом, которая удерживает клапан внутри
трубы. Многие клапана используют мандрели, которые сдвигаются кабелем
для открытия отверстий для уравновешивания давления через клапан перед
его срывом. Необходимо быть осторожным после уравновешивания давления
и срыва клапанов. Любой газ находящийся под клапаном может вести себя
как проявление. Существует много производителей этих клапанов. Типичный
клапан представлен на Рис.6-32..
6-40
Ру ково дс тво по ко нтр олю за с ос тояние м с кважин для КРС
Ловильная шейка
Захватывающий
механизм
Байпасс
Уплотнитель
компановки
Перепускное
отверстие внутри
клапана находится в
открытом состоянии
за счет мандрели,
которая позволяет
перепускать
жидкость во время
прохождения
клапаном нескольких
ниппелей
одинакового размера.
Рис.6-32 Клапаны устанавливаемые с помощью каротажного кабеля
Штуцеры
Штуцеры предназначаются для создания противодавления при ГНВП. Они
бывают как ручные так и с дистанционной гидравлической панелью
управления для различных диапазонов давления.
Штуцеры с ручным управлением (Рис.6-33) обычно имеют конусообразную
втулку и конусообразное гнездо, шибер и гнездо вместе образуют отверстие
для контроля потока жидкости и давления. Жидкость начинает течь через
отверстие, при регулировании противодавления поворотом задвижки, которая
регулирует вход втулки в седло. Втулка и гнездо обычно сделаны из карбида
вольфрама, который имеет повышенную стойкость к абразивному износу ,
создаваемому турбулентным потоком жидкости.
Урок
6
6-41
Штуцеры с дистанционным управлением (Рис.6-33) расположены в
штуцерном манифольде, но управляются с помощью дистанционной панели
управления расположенной на скважине (Рис.6-34). Это позволяет оператору
общаться с бурильщиком во время глушения скважины. Штуцеры с
дистанционным управлением обладают некоторыми свойствами,
отсутствующими у штуцеров с ручным управлением:
•
Возможность контроля скоростей штуцера
•
Затрубный и трубный манометр находятся на панели управления
•
На панели находится счетчик ходов поршня
•
В аварийной ситуации может управляться вручную
Уплотнение
Шибер
Шибер
Гнездо
Гнездо
Управление
Штуцерсручнымуправлением
Штуцерсдистанционнымуправлением
Рис.6-33 Типичные штуцеры с ручным и дистанционным управлением
6-42
Ру ково дс тво по ко нтр олю за с ос тояние м с кважин для КРС
Манометр затрубного
давления
Индикаторскорости
насосаинакопленных
ходовпоршня
Манометр трубного
давления
Индикаторпозиции
штуцера
Панельуправления
штуцером
(открыть/закрыть)
Рис.6-34 Панель управления для штуцера с дистанционным управлением
Штуцеры используемые при добыче (Рис.6-35) обычно находятся на
задвижке отводящей линии фонтанной арматуры (Рис.6-16). Они выполняют
ту же роль что и штуцеры для бурения и КРС - ограничивают поток жидкости.
Дебит может быть ограничен в случаях ограничения подвески по объему или
при наличии превышения абразивных примесей.
Эти штуцеры подразделяются на 2 типа: регулируемые и нерегулируемые.
Для ограничения потока в нерегулируемом штуцере стоит втулка
определенного диаметра. В регулируемых штуцерах для ограничения потока
используются такие механизмы как дарт и гнездо, игла и гнездо, ворота и
гнездо. На Рис.6-35 представлены две модели штуцеров Cameron,
регулируемый и нерегулируемый.
Урок 6
6-43
Пробка штуцера
Игла
Гнездо
Игольчатый штуцер
Нерегулируемый
штуцер Cameron H2I
Cameron H2
Рис.6-35 Нерегулируемый и регулируемый штуцеры
Системы управления ПВО
Системы контроля ПВО состоят из блока управления, аккумуляторов и
дистанционных панелей управления.
Гидравлические блоки управления
На рис.6-36 представлен типичный гидравлический блок управления , часто
называемый "блок закрытия". Блок состоит из следующих компонентов:
• Гидравлические насосы, которые подают энергию к аккумуляторам.
• Запасные насосы, в случае отказа основных насосов. В некоторых случаях
применяется запасная система азота для источника давления для
аккумуляторов.
• Регулятор для снижения давления в аккумуляторах до уровня давления в
манифольде. Давление манифольда используется для управления
плашками превентора и клапанами установленными на выкидных линиях
ПВО.
• Регулятор для снижения давления в аккумуляторах до уровня
необходимого для управления универсальным превентором.
6-44
Ру ково дс тво по ко нтр олю за с ос тояние м с кважин для КРС
•
•
•
•
•
•
•
•
•
Манифольд с гидравлическим управлением, который содержит
регулируемое давление манифольда.
Четырехходовой вентиль управления на гидравлическом манифольде. Эти
вентили подают давление манифольда к плашечному превентору или к
коренной задвижке (HCR).
Четырехходовой вентиль для подачи давления к универсальному
превентору.
Перепускной клапан, используемый для подачи нерегулируемого
давления аккумуляторов к компонентам ПВО (например при
использовании глухих плашек).
Соединения с аккумуляторами, насосами, моторами, и панелями
управления.
Перепускные клапана для насосов.
Емкость для жидкости управления ПВО.
Манометры для аккумулятора, воздуха, манифольда и затрубного
давления.
Расходометр для отслеживания объема жидкости используемой для
управления ПВО и заряда аккумуляторов.
Рис.6-36 Гидравлический блок управления
Урок
6
6-45
Аккумуляторы
Аккумуляторы - железные цилиндры в форме бутылей находятся там же где и
блок управления ПВО (Рис.6-36). При работе на морских платформах, они
соеденены с блоком управления и могут находится в другом месте на
скважине. Аккумуляторы содержат энергию в форме жидкости под
давлением, которая используется для открытия и закрытия превентора и
задвижек. Блок управления закачивает жидкость в аккумуляторы, которые
содержат азот. Это сжимает газ, повышает его давление и держит энергию в
жидкости для дальнейшего использования.
Объем жидкости управления в аккумуляторах между максимальным
давлением системы и давлением выше предварительно заряженного на 1,4
МПа называется объемом эксплуатации (Рис.6-40). Руководство по контролю
скважин Schlumberger требует чтобы блок управления обеспечивал
достаточное количество объема эксплуатации и чтобы проводился тест на
определение количества подаваемого объема эксплуатации ("Тестирование
аккумуляторов"). Объем эксплуатации меньше чем действительный объем в
аккумуляторах из-за безопасного запаса в 1,4 МПа.
у нивер сал ьны й
пр евентор
тр у бны е пла ш к и
гл ух ие пл аш ки
кор енная за движ ка
HCR
тр у бны е пла ш к и
179 м м х 34,5 М па
бл ок пр ев ентор а
Рис.6-37 Данные необходимые для рассчета объема аккумуляторной установки - ПВО
6-46
Ру ково дс тво по ко нтр олю за с ос тояние м с кважин для КРС
первоначальный заряд
6,9 МПа
давление системы
макс. 20,7 МПа
бутыли
аккумулятора
система закрытия
Рис.6-38 Данные необходимые для рассчета объема аккумуляторной установки -система
закрытия
Универ сал ьный
Т р уб ный
Гл ухо й
HCR
л итр ов
дл я
з акрытия
17,3
5,5
5,5
2,3
литро в
дл я
открытия
12,2
4,5
4,5
2,3
Рис.6-39 Данные необходимые для рассчета объема аккумуляторной установки -объем
открытия/закрытия
На Рис.6-40 показано, что объем эксплуатации может быть подсчитан с
помощью простого уравнения основанного на газовом законе, который
рассматривался ранее (см."Концепция барьеров"). Пример вычислений
основан на прменении следующей процедуры Schlumberger, как указано в
руководстве Schlumberger по контролю состояния скважин.
С выключенными насосами, необходимо иметь достаточный объем жидкости
для выполнения следующего (давление аккумуляторов выше предварительно
заряженного на 1,4 МПа):
1 Закрыть универсальный превентор
2 Закрыть плашки (все кроме глухих).
3 Открыть все HCR.
Урок
6
6-47
4
5
6
7
8
6-48
Открыть универсальный превентор
Открыть плашки.
Закрыть все HCR.
Закрыть универсальный превентор.
Открыть HCR для штуцерной линии
Ру ково дс тво по ко нтр олю за с ос тояние м с кважин для КРС
Объем аккумулятора
Дано:
Уравнение для вычисления полезного объема (см.шаг 2 далее)
Блок превентора (из Рис.6-37)
Блок закрытия (из Рис.6-38)
Таблица объемов открытия/закрытия (из Рис.6-39)
Найти: Количество 38 литровых бутылей
Решение:
1
Добавить объемы превентора.
Закрытие универсального превентора
= 17,3
Закрытие 2 трубных плашек (2 × 1.45) = 11,0
Открытие HCR
= 2,3
Открытие универсального превентора = 12,2
Открытие 2 трубных плашек (2 × 1.18) = 9,0
2
3
4
Закрытие HCR
= 2,3
Закрытие универсального превентора
= 17,3
Открытие HCR
= 2,3
Всего
=73,7 литров
Определить полезный объем для одного бутыля аккумулятора
Полезный объем одного бутыля аккумулятора (литров) = Объем
бутыля (литров) × [(Давление первоначального зарядач Конечное
давление) - (Давление первоначального заряда ч Давление системы)]
= 38 л × [(6,9 МПа /8,3* МПа) - (6,9 МПа /20,7 МПа)] = 19 литров
*1,4 МПа больше первоначального заряда
Определить конечное число бутылей (округлить до целого числа).
= 73,7 литров /19 литров/бутыль = 3.88 = 4 бутыля
Рис.6-40 Расчет необходимого объема
Урок 6
6-49
Панели управления
Панели управления, как показано на Рис.6-41 позволяют управлять
превентором на расстоянии. На рисунке показана панель управления
находящаяся на рабочей площадке. При работе на земле, подобные панели
управления помещают на удаленное расстояние от скважины. При работе на
морских платформах, в офис мастера помещают дополнительную панель
управления. На панели управления находится центральное управление,
которое необходимо привести в действие и держать в этой позиции во время
управления ПВО..
Рис.6-41 Панель управления ПВО
Клапана для регулирования противодавления и двухходовые
обратные клапана
Клапан для регулирования противодавления (Рис.6-42) - обратный клапан,
устанавливаемый в катушку для подвески НКТ для предотвращения притока
во время демонтажа фонтанной арматуры и установки ПВО перед ремонтом.
Он также устанавливается перед демонтажом ПВО и установкой фонтанной
арматуры после КРС. Клапан позволяет производить закачку с устья и
держать давления снизу.
Двухходовой обратный клапан герметизирует давление снизу или сверху.
Клапан для регулирования противодавления заменяют на двухходовой
6-50
Ру ково дс тво по ко нтр олю за с ос тояние м с кважин для КРС
обратный клапан для тестирования ПВО. Двухходовой обратный клапан
позволяет стравливать давление находящееся под клапаном.
Правая внутренняя
резьба для штанги
Уплотнительное
кольцо
Левая наружная
резьба
Одностороннее
уплотнение (позволяет
закачку)
Пружина
Уплотнительное
кольцо
Левая наружная
резьба
Двустороннее
уплотнение
Плунжер клапана
Шток клапана
Рис.6-42 Клапан для регулирования противодавления
Для установки и удаления клапана противодавления или двухходового
обратного клапана используется длинная штанга. На одном конце штанги
находится правая резьба для наворачивания на клапана с одинаковым
внутренним диаметром. Клапана имеют наружную левую резьбу (Рис.6-42).
Следовательно, при удалении клапана, штангу поворачивают вправо пока она
не отсоединилась. Поворотом вправо клапан снимается с подвески. При
данной операции необходимо использовать лубрикатор, так как может
высвободиться давление. Для установки или съемки этих клапанов
привлекается только опытные работники.
Тестирование ПВО
В данной секции представлены параметры тестирования ПВО. Эти параметры
используются для определения приемлимости ПВО и систем управления.
Урок
6
6-51
Первоначальная опрессовка ПВО
После установки ПВО на скважину, бригада должна произвести опрессовку
следующего оборудования:
• Превентор
• Штуцерный манифольд
• Линия глушения и задвижки
• Предохранительные клапана
Для этого оборудования необходимо вначале провести опрессовку на низкое
давление (1,4-2,1 МПа), а затем произвести опрессовку на высокое давления.
Давление опрессовки на высокое давление не должно превышать наименьшее
из следующего:
• Максимальное устьевое давление
• Давление на устьевой арматуре
• 70% от минимального внутреннего давления текучести колонны
Если характеристики обсадной колонны снизились из-за изношенности,
необходимо не превышать это значение. Необходимо проверить информацию
по давлениям в обсадной колонне и устьевой арматуре. Затрубное
пространство опрессовывается на 50% его значения при проведении
опрессовки на высокое давление в соответсвии с руководством по контролю
скважин Schlumberger.
Опрессовка на высокое давление должна проводиться в течении 10 минут, без
визуальных утечек и падений давления после его стабилизации. Опрессовка
на низкое давление должна проводиться в течении 5 минут.
Процедура опрессовки должна оговаривать необходимость использования
диаграмного самописца для записи давления. В некоторых регионах
использование самописца и проведение постоянной записи опрессовки
является обязательным . Если самописец необходим, нужно убедиться что он
откалиброван и сертифицирован. Он должен иметь часы с циферблатом в
один или четыре часа для того чтобы быть уверенным в том что линия
записанная самописцем достаточна длинная для интерпретации 5 или 10
минутного теста.
6-52
Ру ково дс тво по ко нтр олю за с ос тояние м с кважин для КРС
Тестирование системы управления
Тестирование системы управления должно включать проверку заряда азота,
тестирование аккумулятора, тест на подачу насоса, тест гидравлических
линий открытия и закрытия. Тестирование аккумялятора проводится в
соответствии с требованиями руководства Schlumberger по контролю
скважин.
Проверка первоначального заряда азота
Этот тест проверяет первоначальный заряд азота в каждом аккумуляторе
перед зарядкой аккумулятора жидкостью. Блок закрытия откалиброван на
10,3, 13,8 или 20,7 МПа. Соответствующие заряды для каждой единичной
мощности представлены ниже:
Единичная мощность Первоначальный заряд
МПа
5,2 МПа
13,8 МПа
6,9 МПа
20,7 МПа
6,9 МПа
первоначальный заряд может быть проверен перед монтажем ПВО..
10,3
Тестирование аккумуляторов
Тестирование аккумуляторов (см. Руководство Schlumberger по контролю над
скважинами) проверяет состояние бутылей в системе аккумуляторов. Тест
определяет объем эксплуатации и мощность насосов блока закрытия.
Процедура теста является следующей:
1 Проверить манометр аккумулятора на полный заряд (В зависимости от
установки это будет 10,3, 13,8 или 20,7 МПа).
2 Изолировать питающий насос от аккумулятора.
3 Установить подвеску в положение для закрытия (муфтовые соединения
находятся за пределами плашек).
4 Закрыть универсальный превентор.
5 Последовательно закрыть все плашки (не глухие плашки).
6 Открыть все клапана HCR .
Урок 6
6-53
7
8
9
10
11
12
Открыть универсальный превентор.
Открыть каждую плашку.
Закрыть все клапана HCR.
Открыть клапан HCR на штуцерной линии .
Записать давление аккумулятора. Оно должно быть выше
первоначального заряда на 1,4 МПа. Низкое давление может быть
показателем повреждения емкости аккумулятора, низкого
первоначального заряда, неправильных установок регулятора, или система
с недостаточным объемом может не соответствовать требованиям
Schlumberger (см. Вычисления объемов аккумулятора).
Привести в работу насосы аккумулятора. Записать время зарядки, которое
должно быть не менее 15 минут.
Тест на определение мощности насоса блока закрытия
Этот тест определяет способность насосов блока закрытия закрывать
скважину в случае потери или изросходования заряда аккумулятора. Каждый
насос должен закрывать универсальный превентор, открывать клапана HCR ,
и перезаряжать манифольд. Процедура теста следующая:
1 Закрыть клапана изоляции аккумулятора для изоляции всех бутылей от
манифольда.
2 Если в системе более одного насоса, изолировать насос от подачи энергии.
3 Закрыть универсальный превентор и открыть клапана HCR , на
штуцерной линии (при налиичии таковой).
4 Записать время закрытия универсального превентора для каждого насоса,
открыть клапана HCR , перезарядить давление универсального превентора
и манифольда на 1,4 МПа выше давления предварительного заряда (8,3
МПа для систем с давлением 13,8 или 20,7 МПа; 6,6 МПа для системы с
давлением 10,3 МПа).
Записанное время должно быть меньше 2 минут. Если нет, необходимо
проверить линии закрытия и открытия на наличие сужений, засоренности
фильтра, неисправности регулятора., состояние насоса..
6-54
Ру ково дс тво по ко нтр олю за с ос тояние м с кважин для КРС
Система управления и линии
Линии открытия и закрытия каждого превентора так же как и HCR и
манифольд блока закрытия должны опрессовываться на величину системы в
начале ремонта (10,3, 13,8 или 20,7 МПа). Давлению опрессовки должны
подвергаться линии до превентора, а не сам превентор.
Опрессуйте линии открытия и закрытия до запорных вентилей,
расположенных рядом с превентором. Если задвижек нет, можно перекрыть
линии и опрессовать на величину системы. После отсоединения, соединение
опрессовывается на нормальное давление закрытия.
Данная опрессовка не должна проводиться во время КРС, за исключением
случаев когда становится трудным поддерживать необходимое
гидравлическое давление - например когда в системе есть утечки и насосы
отключаются.
Периодичное тестирование
Руководство Schlumberger по контролю за состоянием скважины определяет
периодичность опрессовки ПВО в 14 дней, не более 21 дня.Наиболее частая
опрессовка рекомендуется для капитального ремонта. Законодательство США
устанавливает периодичность опрессовки ПВО в 7 дней для ремонта и в 14
дней для ПВО для бурения на федеральной земле и морских платформах.
Периодичность ГНВП и периодичность поломки оборудования выше при
КРС где глушение скважины происходит гораздо чаще. Более того
эррозийные жидкости, отложения, шлам часто циркулируются через систему
и могут повредить оборудование.
Следующая процедура рекомендуется для проверки того, что ПВО работает
корректно:
• Опрессовка компонент ПВО каждые 7 дней, включая щтуцер и
предохранительные клапана на рабочей площадке. Опрессовывать на
низкое и высокое давление, так же как и при начальной опрессовке ПВО.
• Опрессовка соединений штуцерного манифольда каждые 7 дней, как при
начальной опрессовке. Каждая задвижка должна опрессовываться
отдельно если необходимо.
Урок 6
6-55
Если любой компонент ПВО или штуцерного манифольда, штуцерная линия,
предохранительные клапана или блок управления ремонтировались или
заменялись, они должны тщательно опрессовываться и проверяться перед
началом их эксплуатации.
Необходимо проводить ежедневные функциональные испытания, принимая
во внимание механическое состояние и работу следующего оборудования:
• Всех превенторов (не закрывать глухие плашки при наличии трубы в
превенторе)
• Штуцерных задвижек
• Задвижек штуцерного манифольда и манифольда глушения
Тестирование каротажного ПВО
В данной секции описываются процедуры испытания ПВО для провода,
крученого кабеля. Каротажные компании обычно обеспечивают энергию,
насосы, жидкость опрессовки и проводят опрессовку. Данная информация
поможет вам оценить результаты опрессовки этого оборудования.
Заводские испытания
Сервисная компания должна проводить заводские испытания (не на
скважине) компановки лубрикатора для проволоки и крученого кабеля на
величину больше рабочего давления оборудования в 1.5 раза каждые 6
месяцев.
В цехе собирается компановка из лубрикатора, устьевого оборудования,
каротажного ПВО и тройникового соединения и опрессовывается как
функциональная единица. Проверьте документацию испытания и сопоставьте
серийные номера в документах с номерами на оборудовании.
Испытания на рабочей площадке
Процедура испытания для металлического кабеля
1
6-56
Открыть и закрыть плашки каротажного превентора и визуально
проверить на наличие повреждений.
Ру ково дс тво по ко нтр олю за с ос тояние м с кважин для КРС
2
3
4
После монтажа, закрыть плашки и опрессовать на максимально
допустимое давление на поверхности (MASP).
Опрессовать всю компановку лубрикатора на величину рабочего давления
лубрикатора или арматуры, наименьшую из них.
Повторять испытание каждый раз когда нарушается соединение между
каротажным ПВО и арматурой.
Процедура испытания для крученого или проводящего кабеля
1
2
3
Открыть и закрыть плашки каротажного превентора и визуально
проверить на наличие повреждений.
После монтажа, закрыть каротажные плашки вокруг арматурного стержня
и опрессовать на 6,9 МПа. Стержень применяется потому, что давление
применяемое на кабель будет стравливаться через провода.
Опрессовать всю компановку лубрикатора на величину рабочего давления
лубрикатора или арматуры, наименьшую из них. Небольшие утечки в
устьевой арматуре являются нормой.
Вакуумный дегазатор
Вакуумный дегазатор (Рис.6-43) использует давление вакуума для извлечения
газа из бурового раствора или жидкости заканчивания. Дегазированная
жидкость возвращается в емкость а газ вентилируется.
Урок 6
6-57
Рис.6-43 Вакуумный дегазатор
Рис.6-44 иллюстрирует процесс дегазации. Газированная жидкость поступает
в устройство через подводящую линию. Жидкость рассеиваится по листу
водоотделителя и газ извлекается с помощью вакуума. Дегазированная
жидкость выходит из устройства и возвращается в емкость, а извлеченный газ
выходит по вентиляционной линии. Вентиляционная линия ведет к
безопасному месту , обычно к вершине подъемника. Поплавковый регулятор
поддерживает уровень жидкости внутри дегазатора на оптимальном уровне.
6-58
Ру ково дс тво по ко нтр олю за с ос тояние м с кважин для КРС
Выпуск газа
Вакуумный насос
Подводящая линия
Поплавковый
регулятор
Раствор на
выходе
Лист водоотделителя
Газированная
жидкость
Рис.6-44 Работа по дегазации
Эхолот
Это устройство используется для определения уровня жидкости и количества
муфт до этой точки. Правильное название этого устройства - акустический
ленточный самописец уровня жидкости. В нефтяной промышленности он
называется эхолотом.
Эхолот состоит из двойного канального усилителя/самописца управляемого с
помощью микропроцессора, и приспособления "пистолет/микрофон" рис.645. Газовый пистолет генерирует акустический импульс, который проходит
через газ в скважине. Пульс отражается от муфт подвески и от уровня
жидкости. Микрофон переводит акустическое отражение в электрический
сигнал. Усилитель/самописец одновременно обрабатывает и фильтрует
сигнал через два канала и записывает два графика на бумагу . Один канал
обрабатывет муфты, другой - уровень жидкости.
Оператор считает количество отражений муфт до уровня жидкости и
умножает на среднюю длину трубы для определения глубины уровня
жидкости.
Урок 6
6-59
Рис.6-45 Эхолот
6-60
Ру ково дс тво по ко нтр олю за с ос тояние м с кважин для КРС
7
Осложнения При ГНВП
Краткий обзор урока
В данной главе рассматриваются осложнения которые могут возникнуть во
время ГНВП. Также рассматриваются оборудование и процедуры, которые
применяются для минимазации последствий осложнений.
Цели урока
После завершения изучения материала данного урока и выполнения его
упражнений вы должны:
• Знать оборудование и процедуры используемые для герметизации дыр в
подвеске.
• Знать оборудование и методы используемые для создания сообщения
между подвеской и затрубом:
• Сдвиг циркуляционной муфты
• Подъем фиктивного клапана газлифта из боковой мандрели
• Перфорация подвески
• Вычислять дифференциальное давление перед созданием сообщения
между подвеской и затрубом
Урок
7
7-1
•
•
•
•
•
•
Объяснять необходимость стабилизации устьевого давления после
установления сообщения между подвеской и затрубом
Знать потенциальные проблемы, которые могут возникнуть во время
промывки проявления, включая следующее:
• Поломка оборудования
• Проблемы в работе штуцера
• Управление газом
Объяснять проблемы со штуцером или подвеской, которые могут
возникнуть во время циркуляции
Объяснять требования к процедурам применяющимся при внезапных
изменениях в показаниях манометра
Знать последствия захваченного давления под пакером во время
проведения ремонта и процедур для решения этой проблемы.
Знать ситуации, в которых необходима закачка через обратный клапан
Негерметичность в подвеске
Негерметичность в подвеске может привести к нежелательному сообщению
или перетокам между подвеской и обсадной колонной, которые усложняют
процесс контроля над скважинами. Даже такая простая операция как
глушение с вытеснением в пласт становится трудной если существуют
перетоки. Наилучшим способом избавиться от перетоков является установка
герметизирующей компановки, которая может быть спущена на кабеле или
гибкой трубе.
Первым шагом в герметизации дыр является нахождение места сообщений,
путем использования пробки с уплотняющим кольцом и "конского хвоста".
Пробка с уплотняющим кольцом (Рис.7-1) используется для установки
стопорной муфты в подвеску с 8-нитками круглой резьбы (8 ниток круглой
резьбы на дюйм), для того чтобы каротажные инструменты и любые другие
инструменты не падали на забой при неосторожном падении. Стопорная
муфта является необходимым при использовании боковой мандрели газлифта,
потому что оно предотвращает потерю клапана.
7-2
Ру ково дс тво по ко нтр олю за с ос тояние м с кважин для КРС
Конский хвост (Рис.7-1) это пеньковая пакля, привязывается к пробке и
спускается в скважину с медленной скоростью во время того как
стравливается давление из затруба. Когда пакля доходит до отверстий в
подвеске, она застревает и останавливает движение пробки, в зависимости от
размера дыр. Супервайзер должен записать глубину на которой инструмент
обнаружил дыры, и на основе этой информации должен принять решение
устанавливать герметизирующую компановку или нет.
Нипель
Ловильная шейка
Отверстия для
срезных штифтов
Инструмент для спуска
стопорной муфты
« Конский
хвост »
Рис.7-1 Стопорная муфта и "конский хвост"
Если необходимо спускать герметизирующее устройство, необходимо
определить внутренний диаметр забойного предохранительного клапана,
ниппелей и скользящих муфт так же необходимо определить проходной
диаметр подвески. Если в подвеске много дыр, необходимо определить
расстояние между верхней и нижней дырами. Это расстояние играет значение
при выборе герметизирующей компановки, которая состоит из нижнего
герметизатора, распорной трубы и верхнего герметизатора.
После получения необходимых данных необходимо:
1 Спустить и посадить нижнее кольцо для заякоривания герметизирующей
компановки.
Урок
7
7-3
2
3
Спустить герметизирующую компановку и посадить на якорь.
Установить верхнее кольцо для фиксации на верхней точке
герметизирующей компановки.
Если операция прошла успешно, дыры будут загерметизированы, и можно
будет производить закачку жидкости через распорную трубу , которая будет
изолировать НКТ и затрубное пространство.
На Рис.7-2 показано что верхний и нижний элементы герметизирующего
устройства служат уплотнителями выше и ниже дыры в подвеске. Верхний
конец распорной трубы наворачивается к верхнему герметизирующему
элементу и нижний конец распорной трубы входит в нижний элемент. В
нижнем элементе расположено гнездо, которое принимает нижний конец
распорной трубы, на котором расположены уплотнительные элементы.
Герметизирующее устройство тестируется путем стравливания давления из
кольцевого пространства. Если давление падает и не восстанавливается,
значит герметизирующее устройство держит давление.
7-4
Ру ково дс тво по ко нтр олю за с ос тояние м с кважин для КРС
Верхний стопорный механизм
Верхний герметизатор
Отверстие в трубе
Разделительная
труба
НКТ
Нижний герметизатор
Нижний стопорный механизм
Уплотнение
разделительной трубы
Полированный ствол
Рис.7-2 Герметизирующая компановка
Сообщение между НКТ и затрубным пространством
В некоторых случаях предпочтение отдается циркуляционным методам
глушения а не нециркуляционным. Циркуляционное глушение требует
наличия сообщения между НКТ и затрубным пространством. Сообщение
может быть установлено одним из следующих методов:
• Сдвиг циркуляционной муфты в положение "открыто"
• Подъем фиктивного клапана газлифта из боковой мандрели
• Перфорация подвески
Независимо от используемого метода, сообщение устанавливается с помощью
спуска каротажного прибора на кабеле или гибкой трубе.
Урок 7
7-5
Перед началом операции, супервайзер должен выяснить о наличии
дифференциального давления между подвеской и обсадной колонной на
глубине где нужно установить сообщение. Для более подробной информации
о вычисленни дифференциального давления и установки сообщения на
необходимой глубине см."Определение дифференциального давления".
Сдвиг циркуляционной муфты в позицию "открыто"
Для установления сообщения можно использовать циркуляционную муфту.
Бригада спускает инструмент для сдвига муфты на кабеле или гибкой трубе, и
использует его для установки муфты в позицию "открыто", таким образом
устанавливая поток из подвески в затрубное пространство (Рис.7-3).
Циркуляционные муфты снабжены уравнивающей функцией. Теоретически
эта функция позволяет ставить муфту в позицию "открыто" с большим
дифференциальным давлением между подвеской и колонной.
Практически, однако, существует возможность повреждения или неудачи при
сдвиге, при наличии большого дифференциального давления. Поэтому
рекомендуется уравновесить дифференциальное давление перед операцией по
сдвигу муфты. Уравновешивание иногда осуществляется путем добавления
давления в сторону с низким давлением. Необходимо оставить небольшое
дифференциальное давление (344,7-689,4 кПа) на время сдвига муфты, чтобы
оператор мог увидеть изменение в показании манометра. Это изменение будет
указывать на то, что муфта успешно сдвинута.
Существует два типа циркуляционных муфт. Один вид муфт сдвигается вверх
для открытия, другой вид сдвигается вниз. Супервайзер должен уметь
различать типы муфт и делать заказ соответствующих инструментов у
каротажной компании.
7-6
Ру ково дс тво по ко нтр олю за с ос тояние м с кважин для КРС
Закрыто
Отверстие
Открыто
Циркуляционная
муфта
Рис.7-3 Сдвиг циркуляционной муфты в позицию "открыто"
Подъем фиктивного клапана газлифта
Оборудование газлифта устанавливается в скважинах где происходит
снижение пластового давления за долго до извлечения запасов нефти. Когда
используется боковое оборудование газлифта, спускается много боковых
мандрелей. Мандрели используются для установки в них клапанов газлифта
(Рис.7-4). Если мандрели устанавливаются в первоначальном оборудовании
ствола скважины, то устанавливаются фиктивные клапана. Фиктивные
клапана закрывают отверстия в боковой оправке для избежания
нежелательного сообщения между подвеской и затрубным пространством.
Позже их можно удалить и заменить на клапана.
После установки клапанов, в затрубное пространство нагнетается газ,
который поступает в мандрель через отверстия. Эти отверстия расположены в
Урок
7
7-7
клапане газлифта. Через эти отверстия газ продвигается к подвеске. Газ
облегчает столб жидкости гидростатически, и истощенное пластовое
давление обеспечивет приток нефти .
Боковая мандрель
Отверстия для
нагнетания газа
Фиктивный клапан /
клапан для нагнетания
газа (газлифта)
Рис.7-4 Мандрель с клапаном для газлифта
Отверстия в боковых мандрелях могут использоваться для установления
сообщения между подвеской и затрубным пространством когда это
необходимо. Бригада устанавливает специальный съемный прибор для
захвата и подъема клапана с его места в боковой оправе (Рис.7-5). После того
как клапан вынят из оправы, отверстия открыты и установлено сообщение
между подвеской и затрубным пространством.
7-8
Ру ково дс тво по ко нтр олю за с ос тояние м с кважин для КРС
Фиктивный клапан
газлифта, установленный
в боковой мандрели
Съемной механизм,
направляемый
выбросовым
инструментом, касается
и захватывает клапан
Фиктивный клапан / клапан
извлекается движением
вверх и вибрированием
извлекающего
инструмента. Сообщение с
затрубом восстановлено.
Рис.7-5 Выемка клапана из мандрели
Урок
7
7-9
Перфорация подвески
Третьим методом установления сообщения между подвеской и затрубным
пространством является перфорация подвески. Бригада спускает перфоратор,
с механическим или взрывчатым веществом на определенную глубину ,
которая находится как можно ближе к пакеру . Перфоратор приводится в
действие и сообщение устанавливается (Рис.7-6).
Обсадная колонна
НКТ
Перфоратор
Перфорационные
отверстия
Пакер
Рис.7-6 Перфорация
7-10
Ру ково дс тво по ко нтр олю за с ос тояние м с кважин для КРС
Определение наличия разности давлений
Независимо от используемого метода для получения сообщения между
подвеской и затрубным пространством, необходимо определить наличие
разности давлений между подвеской и затрубным пространством на глубине
устанавливаемого сообщения.
Если дифференциал положительный (суммарное давление затрубного
пространства больше чем суммарное давление в подвеске на определенной
глубине), кабель может вылететь из скважины или гибкая труба будет
синусоидально изогнута, возможно возникнет необходимость в проведении
ловильных работ. Если дифференциал отрицательный (суммарное давление в
подвеске больше чем суммарное давление затрубного пространства), подъем
клапана или сдвиг муфты может быть трудным или невозможным . Более
того, результатом подъема фиктивного клапана газлифта может быть
повреждение ловильной шейки (специальная вилка соединителя в фиктивном
клапане которая входит в гнездо соединителя на инструменте спуска/
подъема). Это повреждение сделает невозможным удаление клапана в
будущем и так же ограничит добычу скважины когда будет необходимо
использовать газлифт.
На рис.7-7 представлен пример информации которой владеет бригада при
определении наличия разности давлений. В данном примере существует
только два способа получения сообщения с затрубным пространством: через
циркуляционную муфту выше пакера и через мандрель газлифта.Для
определение наличия разности давлений в этих местах необходимо знать
информацию о жидкости в этих местах. Также супервайзер должен знать
вертикальную глубину циркуляционной муфты и мандрели газлифта и
вертикальную длину столба жидкости в этих местах.
Необходимо провести вычисления суммарного давления на данных глубинах
для подвески и затрубного пространства. Это делается для определения
наличия разности давлений, необходимо подсчитать суммарное давление вниз
до вериткальной глубины этих мест, в подвеске и затрубном пространстве и
сравнить эти две цифры. Эти вычисления приведены на рис.7-8 .
На рис.7-8 приведены вычисления, которые необходимо проделать перед
открытием циркуляционной муфты для глушения скважины перед началом
ремонта.
Урок 7
7-11
SITP 19.3
SICP 0
Па
МПа
газ 2 601 Па/м от поверхности до
глубины 1449 м по вертикали
мандрель газлифта на глубине 1 555 м
по вертикали
плотность нефти 861,3 кг/м
замеренная при температуре 317 К – от
глубины 1 449 м 3 511 м по вертикали
3
циркуляционная муфта на глубине
м по вертикали
3 504
пакерная жидкость 1 330 кг/м
3
Рис.7-7 Информация необходимая для определения разности давлений между затрубным
пространством и НКТ
7-12
Ру ково дс тво по ко нтр олю за с ос тояние м с кважин для КРС
Разность давленией (Па) =
Суммарное затрубное давление (Па) - Суммарное давление в трубах
(Па)
Пример:
1
2
Дано: Информация по скважине из Рис.7-7
Найти: Разность давлений между затрубом и подвеской
Найти суммарное затрубное давление.
Суммарное затрубное давление = SICP + (9,81 × Плотность раствора ×
Вертикальная глубина) = 0 + (9,81 × 1330 × 3510,7) = 45 805 156 Па
Найти суммарное гидростатическое давление в трубах.
Часть A: Гидростатика газа
Гидростатика газа = Градиент газа x Вертикальная глубина
Гидростатика газа = 2601,4 × 1449 = 3 769 429 Па
Часть B: Гидростатика нефти
Поправка на температуру:
Температура - 60)- = API
Плотность – (------------------------------------------------поправка
10
(112 - 60)
32.5 – ------------------------ = 27.3 API поправка
10
Посчитать гидростатику нефти .
141.5
-------------------------- × 0 .433 × Верт. глубина
131.5 + API поправка
141.5
---------------- × 0.433 × ( 11,518 – 4,754 ) = 2,609.7 = 2,610 psi
131.5 + 27.3
3
4
Посчитать суммарное давление в трубах.
SITP + Гидростатика в трубах
2,800psi SITP + 547psi Гидростатика Газа + 2,610psi Гидростатика
Нефти = 5,957psi
Посчитать разность давлений.
Суммарное давление в затрубе psi - Суммарное давление в трубахpsi
6648 psi - 5957 psi = 691 psi
Урок
7
7-13
Рис.7-8 Вычисления необходимые для определения разности давлений между затрубным
пространством и НКТ
Если подсчитанное значение является положительным, как в примере на
Рис.7-8, это означает что существует дифференциал между затрубом и
подвеской, что означает возможность выбрасывания из скважины
каротажного инструмента. Для избежания этой проблемы, необходимо
добавить давление в подвеску , для уравновешивания давления между
затрубом и подвеской, или стравить давление из затруба.
Если подсчитанное значение является отрицательным, между подвеской и
затрубным пространством существует дифференциал , что означает, что сдвиг
муфты или подъем клапана будет сделать трудно. Если возможно,
необходимо стравить давление из подвески или добавить давление в
затрубное пространство.
В любом случае необходимо сделать попытку уравновесить или по крайней
мере минимизировать разность давлений перед установкой сообщения между
подвеской и затрубным пространством.
Стабилизация устьевого давления
После успешной установки сообщения между подвеской и затрубным
пространством, необходимо дать устьевому давлению стабилизироваться.
Даже после проведения вычислений для предсказания величины
стабилизированного устьевого давления, результаты вычислений могут быть
всего лишь догадкой, потому что вычисления основаны на принятых
величинах плотностей скважинных флюидов. Так же величина пластового
давления используемая в вычислениях не всегда является точной.
На устьевое давление влияет много факторов, таких как неизвестные
плотности флюидов в подвеске и затрубном пространстве, особенно в КРС.
Со временем в солевом растворе выпадает осадок, и устремляется по
направляется по направлению к пакеру . Осадок скапливается вокруг муфты и
не дает жидкости притекать через нее (см.А на Рис.7-9), таким образом
нарушается сообщение, даже после того как оно открыто с помощью
циркуляционной муфты, оборудования газлифта или перфорации. Осаждение
может вызвать изменения в плотности раствора и создать фактор влияющий
на стабилизацию.
7-14
Ру ково дс тво по ко нтр олю за с ос тояние м с кважин для КРС
Точная плотность раствора в подвеске может быть не известна, и если
существует наличие разности давлений между подвеской и затрубным
пространством, существует возможность эффекта U-образной трубы до тех
пор, пока не восстановится равновесие (см.В на Рис.7-9). U-образный поток
может вызвать изменения в показаниях манометра. Более того, если скважина
не закрыта, приток возникает из затрубного пространства а не из пласта.
Точная интерпретация показаний устьевого давления становится трудной.
Перед началом глушения, при использовании как циркуляционных так и
нециркуляционных методов, важно чтобы устьевое давление было
стабильным.
Урок
7
7-15
Дифференциальное
давление между
НКТ и обсадной
колонной создает
U-образное
движение жидкости
Осевшая
соль
Циркуляционная
муфта
Рис.7-9 Влияние осажденной соли и потока U-трубы на сообщение между затрубным
пространством и НКТ
Реверсирование газовых проявлений
В предыдущей главе проводилось объяснение концепции реверсирования
газовых проявлений и были представлены соответствующие графики
распределения давления в подвеске и обсадной колонне (см."Процедуры
обратной циркуляции"). Как уже говорилось, потому что газ замещает объем
подвески гораздо быстрее при обратной циркуляции в сравнении с прямой
циркуляцией, происходит быстрое возрастание давление в подвеске.
7-16
Ру ково дс тво по ко нтр олю за с ос тояние м с кважин для КРС
Поведение газа может вызвать проблемы с некоторым оборудованием и с его
контролем.
Дублер для полнопроходной задвижки
Во время обратной циркуляции, устанавливается полнопроходная задвижка
на циркуляционную линию между верхом подвески и штуцерным
манифольдом. Если во время промывки газового проявления, откажет хотя бы
один компонент промывочной линии, первым действием бригады будет
остановка насосов и закрытие штуцера. Однако этим действием невозможно
остановить приток газа, потому что при обратной циркуляции штуцер
направлен по напрвлению вниз на промывочной линии. Бригада в итоге
закроет предохранительную задвижку на подвеске, но существует опасность
его размыва или разрыва из-за эрродирующего эффекта газа с высокой
скоростью потока. По этой причине необходимо устанавливать задвижку дублера на подвеску . Может использоваться задвижка с малым моментом или
гидравлически управляемая задвижка (Рис.7-10). Этот тип задвижек является
наиболее надежным при наличии сильного потока чем полнопроходные
задвижки.При использовании задвижки с малым моментом необходимо
управлять вручную. При использовании пневматического активатора,
необходимо иметь плавкую крышку , для того чтобы быть уверенным в том,
что задвижка закроется в случае пожара.
Урок
7
7-17
Задвижка с
малым моментом
Пневмопривод
Полнопроходная
задвижка
Переходник
Рабочая
подвеска
Рис.7-10 Типы резервных предохранительных задвижек
Места утечек в "шарнирном колене"
Утечки могут произойти в шарнирных коленах любой длины, как на сгибах
так и на соединениях. (Рис.7-11). Фланцевые соединения обеспечивают
лучшую систему для потока под давлением, но к сожалению они не всегда
доступны. Все линии шарнирного колена должны быть проверены на наличие
изношенностей, повреждений, или других дефектов перед его установкой.
После установки, линии должны быть опрессованы на величину равную
ожидаемому устьевому давлению плюс 20%.
Линии использующиеся для направления потока от подвески к штуцерному
манифольду должны быть промаркированы и окружены цепями. Персонал
должен находиться вдали от линий пока скважина не будет заглушена и
опереция по глушению не будет завершена.
7-18
Ру ково дс тво по ко нтр олю за с ос тояние м с кважин для КРС
Резьбовое соединение
(место утечек )
«Колено »
(место утечек )
Рис.7-11 Места утечек в шарнирном колене
Штуцеры
Штуцеры с ручным и дистанционным управлением представляют
потенциальную проблему во время обратной циркуляции. Штуцеры с
дистанционным управлением, пневматические или гидравлические не могут
управляться достаточно быстро. Ручные штуцеры, которыми трудно
управлять без наличия в них давления, могут быть очень медленными и
трудноуправляемыми при наличии давления. На рис.7-12 представлен график
обратной циркуляции, быстродействующий штуцер является
необходимостью. Если штуцер не будет приведен в действие в оперативном
порядке, большее количество проявления будет притекать в скважину и
операция по глушению продлится.
При обратной промывке газового проявления, противодавление в подвеске
должно быстро увеличиваться, чтобы компенсировать потери
гидростатического давления из-за расширения газа. Если штуцер не может
поддерживать необходимое противодавление, забойное давление снизиться и
Урок
7
7-19
может произойти другое проявление, таким образом все больше усложняя
ситуацию.
После стравливания газа на поверхности, гидростатическое давление в
затрубном пространстве начинает быстро возрастать. Как следствие,
необходимое противодавление должно снизиться относительно роста
гидростатического давления. Если штуцер невозможно быстро открыть,
забойное давление начнет возрастать и может достигнуть опасного значения.
Скорость движения жидкости и газа через штуцер будет достаточна высока,
из-за малого внутреннего диаметра шарнирного колена, которое соединяет
подвеску со штуцерным манифольдом. Высокая скорость потока может
привести к размыву или разрыву штуцера.
И наоборот, если проявление является жидкостью (нефть или вода), то
вышеописанные проблемы не имеют применения к этой ситуации. Так как
жидкость не расширяется как газ, то не будет таких потерь гидростатического
давления. Вместо постоянного увеличения устьевого давления, устьевое
давление будет снижаться.
Однако на практике жидкие углеводороды редко проявляются без попутного
газа. Поэтому будет наблюдаться увеличение устьевого давления, но не столь
сильное как при газовом проявлении.
7-20
Ру ково дс тво по ко нтр олю за с ос тояние м с кважин для КРС
МПа
27,6
Быстрая работа
штуцером
необходима для
создания
противодавления
Если штуцер быстро не закрыть, то забойное
давление снизится и может начаться новое
проявление
20,7
13,8
6,9
Для восстановления
давления из-за роста
гидростатического давления
в трубах необходимо
быстрое регулирование
штуцера
15,9
Прокачено м3
Если штуцер невозможно
быстро открыть, забойное
давление возрастет, что
приведет к потере
циркуляции или
поглощению жидкости
пластом
31,8
Рис.7-12 Работа штуцером для реверсирования газового выброса
Атмосферныйдегазатор
Если во время обратной промывки используется атмосферный дегазатор
(Рис.7-13) то могут возникнуть проблемы. В дегазаторе находятся
перегородки в форме спирали. Когда жидкость поступает в дегазатор и течет
по перегородкам она начинает вращаться. Тяжелая жидкость собирается у
стенок, газ отделяется, поднимается на верх и выходит через вентиляционную
линию.
Перегородки увеличивают площадь течения жидкости, таким образом
способствуют отделению газа от жидкости.
Рабочее давление является ограничивающим фактором для
производительности дегазатора. Рабочее давление определяется
гидростатическим давлением жидкости в дагазаторе и противодавлением,
создаваемым диаметром и длиной вентиляционного отверстия.
Урок
7
7-21
Производительность дегазатора будет максимальной при наличии
достаточного гидравлического затвора и вентиляционной линии с большим
внутренним диаметром. Если поток через дегазатор такой что
противодавление больше рабочего давления, дегазатор будет опустошаться
через разгрузочную линию, что может создать проблему, так как газ будет
распыляться на оборудование и рабочих.
В случае опустошения дегазатора и распыления газа, рабочие должны
немедленно перекрыть штуцер и остановить насос, и затем заполнить
дегазатор. После этого скважину можно начать штуцировать снова на малых
скоростях. Перед началом глушения, необходимо проверить рабочее
состояние дегазатора. Размер дегазатора должен соответствовать
предстоящим работам. Смотри Руководство Schlumberger для требований и
инструкций по размерам дегазатора.
7-22
Ру ково дс тво по ко нтр олю за с ос тояние м с кважин для КРС
Вытяжная линия (не
допускается
установка задвижек
на эту линию)
Газ
Подвод жидкости
от штуцера
Отбойник
Разрядное устройство сифона
«d»
Выход жидкости
«D» (гидравлический затвор или
U-образная труба)
Разгрузочная линия
Сливная линия и задвижка
Рис.7-13 Атмосферный дегазатор
Проблемы возникающие во время циркуляции
Во время промывки проявления могут возникнуть механические проблемы и
поломка оборудования. Данная глава описывает эти проблемы и
рекомендуемые решения.
Размыв штуцера
Размыв или повреждение штуцера первоначально трудно обнаружить, но
можно заметить некоторые сигналы этого. Первым признаком размытого
Урок 7
7-23
штуцера будет негерметичность штуцера в закрытом состоянии. Другим
признаком, хотя и не столь заметным, является необходимость регулировки
штуцера во время глушения, обычно это не требуется. Решение проблемы
очень простое, необходимо заменить неисправный штуцер на новый, путем
изоляции неисправного штуцера с помощью верхней и нижней задвижек на
штуцерном манифольде. После того как скважина заглушена, необходимо
исправить поломанный штуцер, протестировать его и продолжить его
эксплуатацию. Если запасного штуцера нет, необходимо отревезировать
штуцер перед началом глушения.
Засоренный штуцер
Увеличение давления в затрубном пространстве сопровождаемое
увеличением давления насоса может являться показателем того, что штуцер
засорен. Рост обоих давлений может быть достаточно быстрым, и будет
вредным для скважины. Другим показателем засоренного штуцера является
потеря раствора выходящего из скважины совместно с ростом давлений. Если
бригада заметила что штуцер засорен, необходимо немедленно остановить
насосы.
Так же как и при размытом штуцере, необходимо заменить штуцер на
исправный, путем изоляции неисправного штуцера с помощью верхней и
нижней задвижек на штуцерном манифольде. С помощью нового штуцера
стравить давление и продолжать промывку.
После того как скважина заглушена, необходимо прочистить засоренный
штуцер. Это может быть опасно, и в некоторых случаях необходимо
обратиться к специалисту у которого есть специальное оборудования для
работы с примесями в штуцере, которые могут быть причиной высокого
давления. Любое неосторожное высвобождение давления может повредить
или убить рядом стоящих людей.
Размыв подвески
Так же как и размыв штуцера, размыв подвески очень трудно определить.
Теоретически при размыве подвески давление насоса начинает снижаться.
7-24
Ру ково дс тво по ко нтр олю за с ос тояние м с кважин для КРС
Однако снижение происхоодит настолько медленно, что оно часто проходит
незамеченным. Дыра будет продолжать расти до полного обрыва.
Другим признаком размытой подвески является преждевременное
возвращение раствора глушения, в случае замещения легкого раствора на
тяжелый.
Необходимо знать что большинство размывов случается на местах
соединений или участках трубы, зажимаемых клиньями, поэтому эти места
необходимо проверять более тщательно. При первом признаке размыва, эту
трубу необходимо убрать из подвески, положить отдельно от остальных труб
и выкрасить в красный цвет, чтобы ее случайно не спустили в скважину.
Засоренная подвеска
Когда подвеска забивается, наблюдается рост давления насоса без роста
давления в обсадной колонне. На самом деле, давление в обсадной колонне и
поток возвращающейся жидкости могут снижаться. Если это снижение
происходит, бригада должна остановить насос, закрыть штуцер и закрыть
скважину. Можно попытаться подать давление в подвеску чтобы
освободиться от барьера. Однако это может повредить призабойную зону и
продуктивный пласт, поэтому это не рекомендуется делать.
Если барьер не убирается закачкой давления, необходимо начать объемный
метод контроля скважины и планировать перфорацию подвески для
восстановления контроля над скважиной. Для повтора этой работы
см."Объемный метод".
Неожиденные изменения в показаниях манометра
Если бригада заметила неожиданные изменения в показаниях манометра на
насосе или затрубном пространстве, необходимо прежде всего проверить их
перед принятием каких-либо действий. Например, если давление насоса резко
выросло, бригада может открыть штуцер для ослабления давления. Но пред
этим, необходимо проверить показания затрубного манометра. Если
затрубный манометр не показывет какие-либо изменения, то проблема в
подвеске. И если открыть штуцер, и противодавление снизится, можно
получить дополнительный приток.
Урок 7
7-25
Любые ненормальности в поведении давления циркуляции должны вести к
оценке ситуации с двух сторон скважины. Если эти изменения происходят на
затрубном манометре, то проблема со стороны подвески.
Захваченное давление под пакерами
Незамеченное захваченное давление под пакером может иметь серьезные
последствия на контроль скважины если оборудование поднимается с
давлением. Давление можно свабировать из скважины с помощью
оборудования ствола скважины до тех пор пока сила станет достаточной для
гидравлического выноса оборудования из скважины.
Перед срывом пакера, необходимо убедиться что байпасные отверстия
находятся в рабочем состоянии. Они помогут уравновесить давление под и
над пакером.
Также, необходимо убедиться в том, что над пакером находится достаточное
гидростатическое давление для обеспечения первичного контроля скважины
перед срывом пакера.
Использование обратного клапана в рабочей подвеске
Некоторое оборудование скважины может быть засорено гидратными
пробками, парафином, воском, песком или льдом (в условиях вечной
мерзлоты). На противоположной стороны пробки всегда скапливается
давление. Проходя эти пробки рабочей подвеской, давление сильно
возрастает и как результат этого происходит неуправляемое ГНВП.
Для избежания неконтролируемого потока, необходимо установить в
подвеску обратный клапан. Обратный клапан может быть плунжерного типа
или откидного типа. Оба эти клапана устанавливаются в посадочный
переходник, установленный в подвеске.
7-26
Ру ково дс тво по ко нтр олю за с ос тояние м с кважин для КРС
8
Роль и Обязанности Супервайзера
Краткое содержание урока
Как супервайзер, во время проведения капитального ремонта скважин у вас
существует много обязанностей. В основном вы будете работать с
контракторами и сервисными компаниями, которые будут выполнять работы,
а вы будете руководить работами. Вы будете обладать финансовыми,
административными функциями, будете ответственным за координацию и
транспортное обеспечение, технику безопасности, документацию и будете
ответственным за принятие каждодневных решений. В большинстве случаев
КРС выполняется в два этапа: этап планирования и этап внедрения. В данной
главе рассматриваются обязанности супервайзера на каждом этапе, и
основное внимание уделяется контролю скважин. Также в этой главе
рассматривается документация и отчетность ГНВП.
Цели урока
После завершения изучения материала данного урока и выполнения его
упражнений вы должны:
• Уметь читать и понимать процедуры КРС, включая типичные условные
сокращения и схемы скважин.
• Знать свои обязанности по контролю скважины при планировании и
осуществлении КРС.
Урок
8
8-1
•
Документировать информацию относящуюся к контролю скважины во
время и после КРС.
Планирование и подготовка
Планирование и подготовка к КРС включает в себя проведение таких работ
как:
• Проверка плана работ
• Интерпретация корреляционного каротажа
• Координация работ с отделом добычи
• Координация работ с геофизической компанией
• Проверка фонтанной арматуры
• Проверка плана одновременных работ (SIMOPS)
• Ознакомление бригады с планом работ
• Вычисление объема необходимой емкости
• Проверка наличия тренинга по контролю скважин у подрядчиков
• Соответствие стандарту по H2S
• Повтор процедур тестирования ПВО и методов закрытия скважины
Проверка плана работ
Перед началом ремонта скважины, инженер готовит план работ, документ
который описывает всю процедуру ремонта. План работ описывает детально
все необходимые работы, включая тип используемой жидкости, оборудования
и стадии ремонта. План работ также включает в себя схему скважины со
глубинами спущенного оборудования, внутренними диаметрами, типами
соединений и прочим. Типичный план работ приведен в "Пример плана
работ".
План работ проверяется и утверждается суперинтендантом или менеджером
проекта. Супервайзер должен проверять план работ и сравнивать с
исторической информацией по каротажным работам, предыдущим ремонтам
и данным тестирования скважины. Можно обнаружить расхождения в данных
8-2
Ру ково дс тво по ко нтр олю за с ос тояние м с кважин для КРС
плана работ и данных по истории скважины по глубинам, пластовым
давлениям, местонахождению ниппелей, наличия оборванного инструмента,
ограничений по давлению на обсадную колонну и др. При обнаружении
расхождений в данных необходимо переделать план работ в соответствии с
уточненными данными.
Координация работ с отделом добычи
Перед началом ремонта, необходима связаться с суперинтендантом данного
месторождения для обсуждения плана работа для конкретной скважины и
определения даты глушения скважины. Если имеются поверхностные
отсекатели скважины, их необходимо отключить (см."Забойные отсекатели
скважины"). В некоторых регионых отключение этих клапанов утверждается
местными управляющими органами. Если тройниковые клапана управляются
с отдаленной станции, линии управления активаторов клапанов должны быть
отсоеденены и помечены в соответствии с местными процедурами. На
скважинах с газлифтом, необходимо спланировать отключение газлифта до
начала ремонта.
Координация работ с геофизической компаний
Если на скважине необходимо проведение геофизических работ, необходимо
обеспечить геофизическую компанию следующей информацией, основанной
на плане работ и схеме скважины:
• Точное нахождение и номер скважины. Если скважина оборудована
несколькими лифтовыми колоннами, необходимо дать номер лифтовой
колонны и соответствующей задвижки.
• Состояние скважины (работает или закрыта) и скважинное давление.
• Размеры подвески и подземного оборудования, включая сужения во
внутреннем диаметре.
• Тип соединения необходимого для каротажного оборудования.
• Тип необходимой каротажной работы и краткий обзор плана работ.
• Нулевая отметка или высота поднятия роторного стола (для калибрации
глубины). Это измерение высоты рабочей площадки подъемника - иногда
относительно вкладыша под ведущую бурильную трубу - как нулевая
Урок
8
8-3
•
•
•
•
отметка. Так как большинство подъемников КРС не имеют вкладыша под
ведущую бурильную трубу , то нулевой отметкой считается роторный
стол. Каротажные данные, взятые с учетом вкладыша под ведущую
бурильную трубу , используются для каллибрации корреляции для КРС.
Высота вкладыша под ведущую бурильную трубу на буровых будет
отличаться от нулевой отметки подъемника КРС. Поправки корреляции
для подземных глубин основаны на расстоянии между нулевой отметкой
подъемника КРС и высотой вкладыша под ведущую бурильную трубу на
буровой, на момент проведения каротажной работы.
Наличие пробок.
Требования к инспекции и испытанию каротажного оборудования.
Специальные инструкции по техники безопасности во время проведения
одновременных операций. На морских платформах и суше одновременно
проводятся работы по бурению и ремонту или ремонту и добыче.
Требования к лубрикатору и каротажному ПВО.
Проверка фонтанной арматуры
Необходимо выехать на месторождение с представителем отдела добычи и
провести следующее:
1 Установить местонахождение устьевой арматуры (иногда бригада
становится не на ту скважину ).
2 Если скважина оборудована несколькими лифтовыми колоннами,
представитель отдела добычи должен определить необходимые задвижки
для доступа к подвескам.
3 Определить тип фонтанной арматуры, компановку арматуры и
компановку и состояние задвижек.
4 Определить состояние лифтовых колон, закрыты или работают.
5 Проверить наличие игольчатых клапанов и манометров на всех лифтовых
колоннах и отводящих линиях.
6 Проверить и записать все давления, включая давление в обсадной колонне.
7 Определить рабочее состояние главной задвижки, задвижек на отводящих
линиях.
8-4
Ру ково дс тво по ко нтр олю за с ос тояние м с кважин для КРС
8
Проверить состояние предохранительных клапанов (если имеются). При
наличии предохранительных клапанов необходимо чтобы представитель
отдела добычи определил закрыты они или открыты. Представитель так
же должен определить необходимо ли активизировать или выключить
функцию автоматического закрытия клапана во время ремонта согласно
политики клиента.
Проверка плана одновременных работ (SIMOPS)
В некоторых регионах, на морских платформах и суше, работы по бурению и
добыче могут проводиться на соседних скважинах со скважиной на которой
собираются проводить ремонт. Эти работы называются
одновременными(SIMOPS). У клиента будут иметься специфические
процедуры и политика для проведения одновременных работ, такие как
требование к площадке и использование аварийных станций выключения,
которые также используются при отключении добычи в аварийной ситуации.
Необходимо проверить все положения об одновременном проведении работ
со стороны клиента вместе с его представителем и убедиться в понимании
своей роли в этом.
Повтор плана работ с бригадой
Перед началом монтажа на скважине, вы должны встретиться с мастером из
подрядной организации или другим представителем и обсудить следующие
вопросы:
• План работ и объем работ выполняемый подрядчиком.
• Нужный номер скважины и нужный номер подвески.
• Состояние всех лифтовых и обсадных колон.
• Конфигурация подземного оборудования ствола скважины.
• Процедуры стравливания давления и отсоединение от коллектора.
• Процедуры глушения скважины и требования к раствору глушения.
• Процедуры монтажа и испытания ПВО.
• Требования к инспекции и тестированию скважинного оборудования.
• Вопросы техники безопасности.
Урок
8
8-5
•
•
Предотвращение загрязнения окружающей среды и контроль.
Процедуры эвакуации в аварийной ситуации.
Вычисление объема необходимой емкости
Объем емкости является критическим если объем ограничивает процесс
глушения. Необходимо убедиться, что у вас имеется емкость с достаточным
объемом для промывки полного объема скважины. (Для повтора вычислений
емкости см."Объем емкостей"). Если в качестве раствора глушения будет
использоваться фильтрованный солевой раствор, потребуется дополнительная
емкость для того чтобы не смешивать грязный раствор с чистым. Объемы
скважины могут быть подсчитаны с помощью данных длин и диаметров из
плана работ, используя формулы из Рис.2-7 и 2-8.
Проверка наличия тренинга по контролю скважин у подрядчиков
Вы должны проверить наличие тренинга по контролю скважин и наличия
соответствующих сертификатов у рабочих подрядной организации.
Существует два вида сертификатов по контролю скважин для КРС:
• Сертификат по контролю скважин Заканчивание/КРС, уровень
супервайзера. Этот сертификат выдается Международной ассоциацией
буровых подрядчиков (IADC), в рамках программы WellCAP и имеет
соответствующий логотип IADC.
• Сертификат супервайзера по КРС и заканчиванию скважин. Этот
сертификат выдавался Службой управления полезных ископаемых (MMS)
США до 15 Октября 2002 года. ММS болше не выдает данные
сертификаты.
Оба вида сертификатов действительны в течении 2 лет. Необходимо
проверять срок действия.
Международный форум по вопросам контроля скважин (IWCF) является
третьей организацией выдающей сертификаты для работ по интервенции и
бурению, на данном этапе они не выдают сертификаты по контролю скважин
для проведения КРС. Обучение по интервенции скважин включает в себя
работы с помощью кабеля, гибкой трубы. Если данные работы входят в состав
КРС необходимо чтобы операторы каротажного кабеля, гибкой трубы и
8-6
Ру ково дс тво по ко нтр олю за с ос тояние м с кважин для КРС
операторы работающие на скважинах с высоким давлением также имели
необходимые сертификаты. IADC также выдает эти сертификаты, и MMS
выдавало их до 15 Октября 2002 года.
Соответствие стандарту по H2S
Необходимо знать стандарт Schlumberger относительно H2S (OFS-QHSES015) и быть готовым готовым выполнять работы в соответствии с этим
стандартом в регионах с наличием H2S. Основные пункты этого документа
являются следующими:
• "При выполнении работ в регионах с наличием H2S, необходимо иметь
план действия в чрезвычайной ситуации. Должен быть доступен план
действия на случай непредвиденных дополнительных обстоятельств, с
информацией на случай чрезвычайной ситуации. Перед началом монтажа,
супервайзер и персонал компании должны ознакомиться с планом по
закрытию скважины и эвакуации."
• "Необходимо провести прверку плана действия на случай непредвиденных
дополнительных обстоятельств перед началом работ в регионах где нет
информации или возможно наличие H2S".
• "План действия на случай непредвиденных дополнительных
обстоятельств должен периодически проверяться с помощью учебных
тревог по H2S".
• "При работе в регионах с H2S или с подозрением на H2S, учебные
тревоги по H2S должны проводиться по меньшей мере каждую
неделю".
• "Учебные тревоги должны планироваться заранее и заострять
внимание на основных моментах".
• "Учебные тревоги должны проводиться в разные дни недели в разное
время суток".
• "Учения должны соответствовать местным постановлениям, требованиям
заказчика или OFS." Требования OFS являются следующими:
• Бригады работающие на скважинах с H2S должны быть
сертифицированы на уровень 2 по H2S соответствующим
инструктором.
Урок
8
8-7
Бригады работающие на скважинах с отсутствием H2S должны быть
сертифицированы на уровень 1 по H2S .
"При работе с добываемым газом или с попутным газом или газом
выделющимся из бурового раствора из скважин с H2S, рабочий предел
Schlumberger составляет 10 частей на миллион свободного H2S. 10 PPM
является уровнем выключения наших приборов. При любой концентрации
больше 10 частей на миллион необходимо одевать специальные
дыхательные аппараты, в противном случае все работы прекращаются и
весь персонал эвакуируется".
•
•
Повтор процедур тестирования ПВО
Для соответствия и следования требованиям компании Schlumberger по
тестированию ПВО необходимо повторять письменные процедуры
тестирования ПВО у подрядной организации (см. "Первоначальная
опрессовка ПВО").
Проведение учебных тревог по ГНВП
Спланируйте детали процедуры глушения скважины, включая тип ПВО и
оборудования КРС, которе будет использоваться на данной скважине и
проинформируйте подрядчика, чтобы бригада знала что вы от них ожидаете.
После завершения учений, проведите дискуссию с бригадой, назовите
положительные стороны в их работе и затем обсудить стороны для
улучшения. Необходимо убедиться в том, что люди понимают то, что вы от
них жидаете. Учебные тревоги проводятся еженедельно, за исключением тех
случаев когда требуется проведение чаще из-за плохих показателей. Если
бригада работает по вахтам, учебная тревога должна проводиться с каждой
вахтой. Процедуры учебной тревоги могут быть взяты из руководства
Schlumberger по контролю скважин. Процедуры являются следующими:
Во время подъема НКТ или рабочей подвески
1 Супервайзер инициирует учебную тревогу подачей сигнала бригаде.
Записать время начала.
2 Бурильщик садит подвеску в клиновой захват.
8-8
Ру ково дс тво по ко нтр олю за с ос тояние м с кважин для КРС
3
4
5
6
Бригада устанавливает и наворачивает предохранительный клапан с
необходимым моментом на подвеску .
Бригада закрывает предохранительный клапан с помощью ключа
(необходимо следить за тем, знает ли бригада в какую сторону
поворачивать ключ).
Бурильщик симулирует закрытие универсального превентора (необходимо
следить за тем, использует ли бурильщик во время закрытия
универсального превентора и времени его закрытия главный воздушный
корректор).
Записать время окончания.
Во время циркуляции
1 Супервайзер инициирует учебную тревогу подачей сигнала бригаде.
Записать время начала.
2 Бурильщик останавливает вращение (если применимо) и поднимает
подвеску до определенного положения.
3 Бурильщик останавливает закачку и проверяет скважину на приток.
4 Супервайзер говорит бурильщику "Скважина проявляет".
5 Бурильщик подает сигнал тревоги бригаде (наблюдайте за реакцией
бригады).
6 Бурильщик изображает закрытие универсального превентора (необходимо
следить за тем, использует ли бурильщик во время закрытия
универсального превентора и времени его закрытия главный воздушный
корректор).
7 Записать время окончания.
Обычно, опытная бригада должна завершить все за 2 минуты или меньше.
Убедитесь что результаты учений записаны в ежедневный отчет.
Урок
8
8-9
Проверка ПВО
Проверьте ПВО вместе с мастером бригады, используя следующие листы
контрольных проверок:
Блок превентора
• Превентор правильно установлен и зафиксирован.
• Все части превентора установлены лицевой стороной вверх (отверстия для
штуцера и глушения расположены под средней линией).
• В превенторе и гидравлических линиях не видно утечек.
• Гидравлические линии защищены соответствующим образом.
• Панель управления ПВО находится в безопасном и доступном месте.
• Ручные маховики для управления плашечными превенторам находятся на
рабочей площадке.
• Имеются необходимы стелажи для безопасного монтажа и демонтажа
ПВО, установки линии связи и т.д.
• Руководство по эксплуатации плашечных и универсальных превенторов
находится на рабочей площадке, с информацией компании производителя
о давлении закрытия, местоположении ручных маховиков и о рабочих
давлениях.
• Ручные маховики на плашках Shаffer ПВО не засорены
(см."Рекомендации по установке и использованию плашечных
превенторов").
• Тестировочное оборудование для ПВО проверено и находится на рабочей
площадке (если необходимо).
• Элемент универсального превентора сделан из из соответствующего
химического состава как показывает цветовой код (см.Таблицу 6-1).
Блок закрытия ПВО
• Выключатели, четырехходовые вентили, регуляторы и манометры
помечены надлежащим образом.
• Манометры, смотровые стекла и счетчики находятся в рабочем состоянии
.
8-10
Ру ково дс тво по ко нтр олю за с ос тояние м с кважин для КРС
•
•
•
•
•
•
•
Трубы без утечек, и закреплены для сопротивления вибрации.
В блоке управления находится необходимый уровень жидкости.
Рукоятки панели управления находятся в правильной позиции (закрыты
или открыты, не блокированы или центрированы).
Рукоятка управления глухими плашками закреплена во избежание
неумышленной активации.
Давления аккумулятора, манифольда и универсального превентора
показывают правильные величины.
Все бутыли аккумулятора заряжены.
Бутыли аккумулятора не изолированы от блока закрытия закрытыми
задвижками.
Штуцерный манифольд
• Линии заякорены для сопротивления вибрации.
• Манометры находятся в удовлетворительном состоянии и расположены
так, чтобы было видно оператору штуцера.
• Оборудование без утечек.
• На рабочей площадке имеются все ключи.
• Штуцер находится в доступном месте.
• Все задвижки смазаны и могут быть управляемы одним человеком.
• Задвижки установлены в нужную позицию (закрыто или открыто).
• Байпасная линия подбита к амбару для сжигания нефтяного газа.
Прочее
• Обратный клапан и шаровый кран с необходимыми переводниками
находятся на рабочей площадке.
• Ключи для закрытия задвижек находятся в доступном месте.
• Перепускные клапана насосов откалиброваны и находятся на нужном
уровне для оценки системой управления.
• Вентиляционная линия перепускного клапана насоса заякорена.
Урок
8
8-11
•
•
Счетчик ходов поршня находится в рабочем состоянии.
Система PVT и расходомер (если имеется) находятся в рабочем состоянии.
Общение
Вашей обязанностью является установление и поддержание положительного
общения с подрядной организацией и другим персоналом. Ваше отношение и
поведение находится на виду у бригады, и будет влиять на их поведение и
работу . Необходимо выделить время для персонала подрядной организации, и
объяснить им что вы от них требуете. Будьте объективным, точным,
последовательным, понимающим и честным при принятии решений. Более
того, необходимо чтобы все члены бригады полностью понимали свои
должностные обязанности.
Выполнение КРС
В данной главе описываются ваши обязанности на каждом этапе
традиционного ремонта скважины - т.е. скважина заглушена, фонтанная
арматура заменена на ПВО, через которое производится работа.
1 Глушение скважины
Ваши обязанности начинаются с использования процедур по глушению
скважины. Для повтора см."Процедуры по контролю скважин". Многие
скважины могут быть заглушены методом вытеснения в пласт, для глушения
подвески, и затем промыты с помощью метода постоянного давления насоса
для глушения затруба.
Во время глушения, необходимо сделать так чтобы осуществлять супервайз
над всей операцией, вместо того чтобы ограничиваться только штуцером (за
исключением того если у вас нет доверия к опыту подрядчика).Двигайтесь по
рабочей площадке, наблюдайте за работой бригады и делайте следующие
проверки:
• Был ли раствор правильно замерен?
• Берется ли раствор из нужной емкости?
8-12
Ру ково дс тво по ко нтр олю за с ос тояние м с кважин для КРС
•
•
•
•
•
•
Если используется тежелый солевой раствор, добавляются ли добавки для
избежания осаждения соли?
Направляется ли возвращающаяся жидкость из скважины в сепаратор?
Находится ли сепаратор в рабочем состоянии или он закупорен? Газ
должен выходить из сепаратора через вентиляционную трубу .
Есть ли утечки в циркуляционной системе?
Держит ли оператор штуцера необходимое давление? Поддерживает ли
оператор насоса необходимую скорость насоса?
Каковы устьевые ограничения давлений? (Для повтора см."Вычисления
для глушения с вытеснением в пласт"). Знает ли бригада об этих
ограничениях и знает чли что необходимо предпринять в случае
достижения этих лимитов?
Если начинает расти давление во время глушения с вытеснением в пласт,
знает ли бригада что необходимо предпринять?
2 Наблюдайте за восстановлением давления
Когда подвеска полностью заполнена жидкостью глушения, наблюдайте за
SITP приблизительно 1 час. Если восстановления давления не происходит,
отсоедините промывочную линию и наблюдайте скважину на наличие
притока. Также откройте соответствующую задвижку на затрубе и проверьте
затруб на проявление. Если вы видите приток:
• Закройте задвижку на затрубе.
• Закройте скважину .
• Следите за давлением.
• Продумывайте увеличение плотности раствора и повторное глушение
скважины.
3 Следите за уровнем жидкости
Если уровень жидкости неизменно падает, продумайте следующие варианты:
• Заполнить и держать скважину полной с помощью насоса глушения.
• Продумать уменьшение плотности раствора (до точки баланса). Если
первоначальный раствор 1 379 кПа, уменьшите на 344,7 кПа и попробуйте
еще раз.
Урок
8
8-13
•
•
Приготовить и закачать пачку для ликвидации поглощений в зону
поглощений и продолжать наблюдение (см."Приготовление и закачка
вязкой пачки").
Установить клапана противодавления и демонтаривоть арматуру во время
долива скважины.
4 Установить клапана противодавления.
Некоторые обратные клапана устанавливаются в подвеску с посадочными
ниппелями с помощью каротажного кабеля. Другие клапана сажаются
механическим способ в подвеску сразу под арматурой. Эти механические
барьеры должны присутствовать перед демонтажом арматуры в шаге 5. Если
используется клапана на каротажном кабеле, следуйте процедуре:
• Установить плашки под каротажное оборудование и лубрикатор на
фонтанную арматуру .
• Опрессовать плашки и лубрикатор.
• Установить клапан противодавления с помощью кабеля. Политика
заказчика может требовать установку более чем одного клапана.
5 Демонтаж фонтанной арматуры и монтаж ПВО.
Необходимо убедиться что на площадке присутствует техник для инспекции
фонтанной арматуры. Необходимо иметь дополнительные штифты, муфты и
гайки если первоначальные износились. Необходимо также иметь
уплотнительное кольцо для планшайбы.
6 Срыв клапанов противодавления.
Установить двухходовой обратный клапан - если трубная головка сделана под
этот тип клапана (Рис.6-42). Двухходовой обратный клапан держит давление
сверху и позволяет опрессовывать ПВО. На обратном клапане нарезана такая
же резьба как и на обратном клапане, и он сажается на то же место в трубной
головке. Данное не применимо если используется обратный клапан с
каротажным кабелем.
7 Опрессовать превентор в соответствии с процедурами согласованными с
подрядчиком. Во время опрессовки учитывать следующее.
•
8-14
Необходимо убедиться что опрессовка происходит под необходимыми
давлениями и проводиться в течении необходимого времени.
Ру ково дс тво по ко нтр олю за с ос тояние м с кважин для КРС
•
•
•
При опрессовке задвижек, убедитесь что опрессованные задвижки
открываются вниз. Это обеспечивает наблюдение за утечками.
Проверьте что диаграмный самописец подключен и работает. Может
потребоваться ваша подпись на диаграмме. Если так, необходимо чтобы
оператор проводящий опрессовку и представитель заказчика поставили
свои подписи и дату . Если используется насос для гидравлических
испытаний, проверьте что игольчатый клапан открыт между насосом и
превентором. Если нет, это означает что были опрессованы только линии,
и опрессовка не действительна.
Проинструктируйте работников о необходимости находиться на
расстоянии от линий и оборудования высокого давления. Поместите
предупреждающие знаки.
8 Выполните ремонт скважины.
9 Заполните подвеску и затруб жидкостью, определенной в плане работ.
Тип жидкости в скважине будет различной от скважины к скважине. Она
будет зависеть от того как была освоена скважина (перфорирована, освоена
азотом, свабирована). Затрубное пространство должно быть заполнено
соответствующей пакерной жидкостью, которая может состоять из
бактерицидов, ингибиторов коррозии, буфера рН, загустителей для
поддержании твердых частиц во взвешенном состоянии на протяжении
нескольких лет. Перед вытеснением в затруб, убедитесь что пакерная
жидкость обладает необходимыми свойствами.Неправильно подобранная
жидкость может привести к коррозии обсадных колон и подвески.
Неправильно подобранная суспензия может привести к осаждению твердых
частиц на пакер, делая невозможным его срыв при следующем ремонте.
10 Переустановите пробки сажаемые с помощью кабеля или клапана
противодавления.
11 Демонтируйте ПВО.
12 Установите фонтанную арматуру .
Убедитесь что в планшайбу установлено новое уплотнительное кольцо. Перед
установкой кольца проверьте что кольцевая канавка чистая и вытерта насухо.
Убедитесь что используются неповрежденные гайки и муфты в соединениях,
и что гайки затянуты соответствующим образом для избежания нагрузки на
Урок
8
8-15
одну сторону соединения и повреждения уплотнительного кольца. Если
использовался клапан противодавления, поднимите его и замените на
двухходовой обратный клапан для возможности опрессовки.
13 Опрессуйте фонтанную арматуру
и фланцы.
Если вы работаете в регионах где требуется документация по опрессовке,
потребуется подписанная диаграмма как указано в пункте 7.
14 Достаньте клапана с помощью каротажного кабеля или клапана
противодавления.
Скважина готова к освоению.
Важно: Когда необходимо внести изменения в утвержденный план работ,
НЕОБХОДИМО СЛЕДОВАТЬ ПРОЦЕССУ УПРАВЛЕНИЯ
ИЗМЕНЕНИЯМИ в соответствии со стандартами Schlumberger IPM(см.
"Стандарты IPM" Приложение).
Документация ГНВП
Обязанности супервайзера включают в себя документирование информации
по контролю скважины ежедневно и по окончанию работ
Ежедневная информация
Ежедневная информация необходима для принятия решений по контролю
скважин, для управления изменениями, и для передачи информации по
перевахтовке при работе 24 чача в сутки. Ежедневная информация включает
следующее:
• Объем и плотность использовавшегося раствора.
• Описание процедур глушения, включая использованный метод, история
по давлениям, перерывы, закаченные объемы, любые осложнения такие
как поломка оборудования или поглощения.
• Изменения свойств раствора под влиянием добавок или проявления.
• Весь поглощенный раствор, включая объем и характеристики.
• Посадка или срыв клапанов противодавления.
8-16
Ру ково дс тво по ко нтр олю за с ос тояние м с кважин для КРС
•
•
•
•
•
•
•
•
Все изменения в конфигурации ПВО, включая смену плашек.
Опрессовка ПВО.
Обнаруженные подземные ограничения (случившиеся при СПО, спуске
хвостовика, зарезке вторых стволов, подъема пакеров, посадки
каротажных инструментов и т.д.).
Изменения в конфигурации подвески в скважине, включая глубины.
Детали герметизации скважины на ночное время суток (при работе только
в дневное время суток).
Детали открыти скважины утром (при работе только в дневное время
суток).
Подозрительные шумы, запахи, оттоки.
Все оборудование спущенное и поднятое из скважины. Список включает
детальное описание глубины посадки, внутренние диаметры, внешние
диаметры, длины, диапазон давлений, производителя, серийный номер и
т.д.
Информация по окончании работ
Необходимо помнить что скважина на который был произведен ремонт будет
снова находиться в ремонте (средний промежуток в США приблизительно 5
лет). Для планировки контроля скважины в последующих ремонтах, в отчете
необходимо отразить следующее:
• Пластовое давление в каждой известной точке.
• Наличие H2S и его концентрация.
• Местонахождение и описание оборудования оставленного в скважине.
• Любые известные ухудшения параметров обсадной колонны и
ограничения по давлениям.
• Конфигурация ствола скважины.
• Все обсадные колонны и лифтовые колонны, включая вертикальные
глубины, измеренные глубины, номинальные размеры, вес на фут, и
марку.
Урок
8
8-17
•
•
•
•
•
•
•
•
Вертикальные глубины, измеренные глубины и описание ниппелей,
клапанов газлифта, дебитомеров, отверстия для впрыскивания химикатов.
Местонахождение подземных или наземных предохранительных
клапанов.
Местонахождение и описание линий управления или линий впрыскивания
химикатов.
Местонахождение и описание подземного насосного оборудования в
механизированных скважинах.
Местонахождение каждой эксплуатируемой зоны, включая интервалы
перфорации, глубину посадки пакера и описание.
Местонахождение ликвидированных зон, включая глубины и детали
цементных мостов.
Описание пакерной жидкости и ее плотность.
Все длины, внутренние и внешние диаметры, размеры и длины ловильных
шеек и все типы соединений оборудования ствола скважины.
Пример плана работа для КРС
Данный пример плана работ основан на действительном ремонте скважины, в
скважине были проведены работы по ликвидации истощенных зон и
освоению вышележащей зоны. Частная информация, такая как детали и
названия сервисных компаний была изменена или опущена. План работ
является типичным, поскольку он содержит широкоиспользуемые
сокращения, неформальные термины, и иногда недостаточную информацию.
Схема ствола скважины приведена на Рис.8-1 и Рис.8-2, за ними следует
8-18
Ру ково дс тво по ко нтр олю за с ос тояние м с кважин для КРС
список используемых сокращений. После изучения плана работ, ответьте на
соответствующие вопросы упражнения для проверки понимания.
План работ на капитальный ремонт скважины Золотой Каньон
965- 1A2
Блок:Золотой Каньон 965
Договор: OCS - G - 13000
Номер скважины.: 1A2
Цель ремонта: Промыть скважину до двойного пакера до глубины 3 142 м. Провести
ремонтоно-изоляционные работы в зонах I-3 и J-4.
Освоить зону H-2 (без гравийного фильтра), с интервалами перфорации от 2637 до 2644
м, 2645-2647 м, 2651-2652 м, 40 отверстий на метр, с зарядами DP.
Скважина:
Платформа:
1
Фоурчон C-2
Текущее состояние
API Номер:
-//-
AFE:
-//-
Скважина закрыта, и ждет переезда бригды. SITP:LS - 861,8
кПа, SS - 11721,1 кПа
Координаты: -//BHL:
-//-
H-2 Песчаник
Урок
8
Ожидаемый УВ:
Газ
Дебит-жидкость:
7,9 м3/день
Объемы добычи—
Газа:
0.05 MMCFPD
Глубина кровли
залежи (Tvd)
MASP из BHP градиент газа
2 362 м
18 753,7 кПа
8-19
BHP@1 078 кг/м3
экв.вес
25 165,9 кПа
Градиент жидкости
(Па/м)
2714 (рассчитанный)
MW
использованный
для бурения
интервала
MASP (из
вес.раст. - 60 кг/
м3- PFG)
-
-
1.Перед началом переезда, получить документы на переезд с картой трубопровода и
картой расположения скважин. Закрыть скважину . Переехать на локацию с
северозапада. Встать на скважину произвести монтаж вышки.
2.Заглушить скважину
раствором 1150 кг/м3 NaCl. Установить клапана
противодавления в короткую и длинную подвески. Используйте клапана типа Н CIW
51 мм. В подвеске лифтовой колонны находится 60,3 мм EUE 8rd соединение вверху .
Открыть предохранительный клапан. Демонтироать фонтанную арматуру .
3. Произвести монтаж ПВО. Установить глухие плашки в середину . В нижние плашки
установить 60,3 мм - 88,9 мм VBR. Установить в верхние плашки - 60,3 мм двойные
плашки. Опрессовать ПВО на 24,1 /34,5 МПа.
4. Собрать промывочную линию и произвести шаблонирование установить “магна”
пробку . Спустить “магна” пробку и посадить в SWS ниппель на глубину 3266 м.
Опрессовать пробку на 6,9 МПа. Закачать 7,6 м цемента.
5. Собрать каротажный кабель(е-линия) и лубрикатор на короткой подвеске. Сделать
резку в короткой подвеске на глубине 3135 м. Встать на длинную подвеску и отрезать
подвеску на глубине 3138 м.
6.Собрать двойной клиновой захват и элеваторы, и начать подъем до тех пор пока оба
забойных отсекателя не будут на поверхности. Посадить длинную подвеску на клинья и
продолжать подъем короткой подвески. Используйте подвеску 60,3 мм в качестве
рабочей подвески. Необходимо иметь протекторы. Если подвеска не пригодна к
использованию, положите ее на стеллажи. Перед погрузкой на баржу необходимо
проверить подвеску в доке.
7. Сменить верхние плашки на трубные плашки 73 мм и опрессовать на 34,5 МПа.
8. Проработать ствол долотом и скрепером до вершины подвески, используя в качестве
рабочей подвески 73 мм BTS-8.
8-20
Ру ково дс тво по ко нтр олю за с ос тояние м с кважин для КРС
9. Посадить 73 мм, цементировочный пакер 58 кг/м, на подвеску 60,3 мм и спустить на
глубину 3135 м. Посадить цементировочный пакер и опрессовать на 6,9 МПа. Провести
цементаж зон J-4 и I-3, цементом 1941 кг/м3, 4,3 кубических метра. При возможности
закачать под давлением превышающим давление закачки на 6,9 МПа. Оставить 15 м
цемента на пакере. Промыть обратной циркуляцией до вершины цементной пробки.
10.Опрессовать эксплуатационную колонну
на 19,3 МПа.
11.Посадить 193,7 мм, пакер модели D 58 кг/м, на подвеску и спустить до глубины 2530
м. Посадить пакер и опрессовать на 6,9 МПа.
12.Поднять рабочую подвеску на устье. Установить протекторы на резьбовые
соединения..
13. Смонтировать подвеску 73 мм, 9,7 кг/м, L-8O, ABC Mod. Спустить подвеску в
соответствии с диаграммой заканчивания скважины. Подвеска не будет подвержена
крутящему моменту и внутренней опрессовке. Уплотнительная компановка будет
опрессовываться в мастерской на 34,5 МПа и будет иметь диаграмму опрессовки. В
подвеске будет установлен патрубок 1,8 м, для внутренней опрессовки верхнего
соединения. Забойный отсекатель скважины 73 мм будет поставлен компанией Tri City
Tools. Подвеска лифтовой колонны также будет иметь 1,8 м патрубок, и будет будет
опрессована. Подвеска для лифтовой колонны будет иметь резьбу 73 мм ABC Mod.
Необходимо иметь достаточное количество переводников для подвески. Необходимо
опрессовать уплотнительные элементы на 6,9 МПа. Заполнить затрубное пространство
ингибитором коррозии и опрессовать затруб на 6,9 МПа. (Если скважина глотает
раствор, выместите ингибитор коррозии. Необходимо обсудить вес раствора
заканчивания с офисом перед вымывом ингибитора коррозии).
14.Опрессовать подвеску на 20,7 МПа..
15.Установить клапан противодавления.
16.Демонтировать ПВО и смонтировать фонтанную арматуру . Поднять клапан
противодавления и установить двухходовой обратный клапан. Опрессовать арматуру
на 34,5 МПа. Поднять двухходовой обратный клапан.
17.Смонтировать Е-линию, лубрикатор с инжектором смазки. Опрессовать лубрикатор
на 20,7 МПа. Спустить 51 мм перфораторы, заряженные зарядами 20 выстрелов на метр
DP, для перфорации H-2 в интервалах от 2637 до 2644 м и 2645 - 2647 м и 2651 - 2652 м
@ 40 выстрелов на метр. Перед сборкой Е-линии обсудить с офисом возможность
перфорации с отрицательным дифференциальным давлением.
18.Смонтировать агрегат для свабирования и провести свабирование скважины.
Промыть скважину до устья. Ожидать MASP 19,3 МПа.
Урок 8
8-21
19.Закрыть забойные отсекатели скважины и фонтанную арматуру . Провести передачу
документов (5 документов) на забойные отсекатели и фонтанную арматуру операторам
добычи.
20.Подготовиться к переезду ..
8-22
Ру ково дс тво по ко нтр олю за с ос тояние м с кважин для КРС
Оборудованиестволаскважины
159м
SCSSV–короткаяподвеска
60,3ммТЕ5Мна182м
660ммспущенадо159м
SCSSV–длиннаяподвеска
60,3ммТЕ5Мна191м
•
•
•
•
•
1375м
273мм,67,7кг/м, HCN-80иК-55BT&C
(CIW)
•
•
60,3мм“SWS”нипельна3119м
внутреннийдиаметр47,6мм
60,3мм“SWS”нипельна3146м
внутреннийдиаметр45,5мм
60,3мм“SWS”нипельна3125м
внутреннийдиаметр47,6мм
Двойнойпакерна 3143м
•
EOT-WRGна3148м
Песчанник«I-3» - перфорациявинтервале
3199–3221м
(абсолютнаяглубина 2814–2831м)
Песчанник«J-3» - перфорациявинтервале
3723–3726м
(абсолютнаяглубина 3206–3208м)
Песчанник«J-4А» -перфорациявинтервале
3740–3747м
(абсолютнаяглубина 3219–3228м)
Песчанник«J-5» - перфорациявинтервале
3801–3810м
(абсолютнаяглубина 3270–3286м)
194мм58кг/мР-110на3873м
внутреннийдиаметробсаднойколонны168мм
(абсолютнаяглубина 3332м)
194мммодельF-1на3183м
Экранвинтервале3196–3225м
ПредохранительныйпатрубокНКТ(70ммх49мм) в
интервале3194–3225м
194мммодельF-1на3260м
60,3мм“SWS”нипельна3266м, вн.диам.47,6мм
Экран110винтервале3719–3730м
60,3ммзаглушкаMagnaRange+381ммна3729м
194мммодельDна3732м
60,3мм“SWS”нипельна3735м, вн.диам.47,6мм
Экран110винтервале3736–3753м
60,3ммзаглушкаMagnaRange+533ммна3755м
194мммодельDна3771м
60,3мм“SWS”нипельна3773м, вн.диам.47,6мм
Экранвинтервале3793–3822м
Глубина воды: 48,2 м
Изначальная высота
стола ротора
(KBE):33,8 м
Изначальная высота
стола ротора (KBE) до
THF: 14,9 м
Буровая: Deep Driller 3
Фонт.арм.: 52 мм 5M x
52 мм 5M двойная
•
Резьба на подвеске
лифтовой колонны
(верх):
60,3 мм EUE 8rd
Резьба на подвеске
лифтовой колонны
(Низ):
60,3 мм 7 кг/м, BTS-8
Подвеска: 60,3 мм, 7
кг/м, L-80, BTS-8 с
керамич. покрытием
1417 м подвески
Раствор заканчивания:
1258 кг/м3 CaCl
ЗаглушкаCIBP194ммна3825м(абс. глубина3287м)
3905м(постволу)
4145м(постволу)
Забойна4161м(постволу),3595м(абсолютная)
Рис.8-1 Схема для примера плана работ (существующее оборудование ствола скважины)
Урок 8
8-23
Предложенное оборудование
Клапан SCSSV модель SE 5M 73 мм на 183 м
1150 NaCl
кг/м3
Нипель «SWS» 60,3 ммна 2521 м (внутренний диаметр 47,6 мм)
Эксплуатационный пакер
194 ммна 2530 м
Песчанник «Н-2» - Перфорация в интервале 2637 – 2644 м (по стволу)
Верх перфорации 2651 – 2652 м (по стволу)
Перфорация ВТМ плотностью 40 выстрелов на метр с глубоко
проникающими зарядами
Цементировочный пакер 194 мм на 3136 м с 15 м цемента сверху
3121 м
Верх длинной и короткойподвесок на 3138 м
Принудительная прокачка 4,3 м3 цемента в песчанники «I-3» и «J-4»
•
•
•
•
•
•
•
•
Глубина воды: 48 м
Буровая: 1
KBE: 35 м
Фонт.армат.: 65 мм 34,5 МПа x 52 мм 34,5
МПа
Трубная головка : 179 мм 69 МПа CIW
Резьба на подвеске лифтовой колонны
(верх)::
73 мм ABC Mod Box
Резьба на подвеске лифтовой колонны
(низ)::
73 мм ABC Mod Box
Подвеска: 73 мм, 9,673 кг/м,
L-80, ABC Mod
Раствор заканчивания:
1150 кг/м3 NaCl
Рис.8-2 Схема для примера плана работ (предложенное оборудование ствола скважины)
•
8-24
Ру ково дс тво по ко нтр олю за с ос тояние м с кважин для КРС
Аббревиатура и терминология
Нижеприведенный список содержит пояснения к сокращениям
использующимся в плане работ. Эти пояснения помогут вам лучше
разобраться в плане работ и при последующих обращениях с планами работ
для КРС.
MASP из
BHP – Градиент
Газа
MASP из
MW-60 кг/м3-PFG
CIW
EUE 8rd
“Магна” пробка
SWS Ниппель
SWN Ниппель
E-линия
Урок 8
Это расчет MASP(максимально допустимое давление на
поверхности) основанное на вычитании давления столба
газа в затрубе из пластового давления. Это вычисление
требуется органами управления и основано на
предположении того, что в затрубе находится только газ.
В этом случае MASP - максимально допустимое давление
на поверхности. PFG - градиент разрыва пласта.
Вычисляется максимально возможное давление на
обсадной колонне, которое при добавлении к давлению
жидкости в затрубе будет давать давление на пласт
равное его силе разрыва (меньше или равно 60 кг/м3).Это
вычисление требуется местными органами управления
для процесса бурения, и не применяется для КРС
Cameron Iron Works.(Компания сменила название на
Cameron, но предыдущее название еще используется)
Наружная высадка, 8 круглая резьба. Это резьба API
(американский нефтяной институт), трубная резьба с 8
круглыми резьбами на 25 мм. Внутренний диаметр
высажен наружу. См.стр.5-1 "Baker Tech Facts" для более
подробной информации..
Пробка для герметизации для различных внутренних
диаметров.
Селективный посадочный ниппель
Упорный ниппель
Электрическая линия (каротажная линия, кабель)
8-25
Кумулятивная
торпеда
Norm
BTS-8
Модель “D”
Устройство для резки труб с зарядами взрывчатого
вещества
Натуральные радиоактивные минералы. Выпадают в
осадок из добываемой жидкости, радиоактивные
минералы образующие отложения в трубах . Уровень
радиации измеряется с помощью счетчика Гейгера.
Круглая резьба API с 8 нитками резьбы на 25 мм
Постоянный пакер, выпускаемый компанией Baker Oil
Tools
L-8O
ABC Mod L-80
Запись крутящего
момента
Корпусной
перфоратор
Агрегат
свабирования
Отрабатывать
скважину
KBE
KBE до THF
8-26
Марка и сила труб
ABC Mod - трубное соединение с канавкой c тефлоновым
уплотнителем
Процесс с использованием устройства для создания
крутящего момента, который доводит соединение до
определенного момента и записывает крутящий момент
примененный к каждому соединению.
Тип компановки перфоратора с использованием спуска
зарядов на каротажном кабеле, извлекаемые; в отличие от
перфораторов спускаемых на трубах, которые не
извлекаются.
Агрегат для свабирования жидкости из труб для
намеренного создания отрицательного
дифференциального давления для освоения скважины.
Чашки свабирования поднимаются из труб с помощью
крученого кабеля на лебедку.
Вызов притока скважины на некоторое время для очистки
призабойной зоны от шлама, загрязненной жидкости и
жидкости ремонта
Измерение от мостков до среднего уровня моря. Это
значение будет различным для каждой скважины.
Измерение расстояния от мостков до подвесной катушки.
Ру ково дс тво по ко нтр олю за с ос тояние м с кважин для КРС
Tbg Hgr Conn
EOT-WRG
Cоединение подвески лифтовой колонны.
Конечная точка трубы, управление при вхождениие
каротажного кабеля. Управление для вхождения кабеля
это расширяющееся место соединенное с концом трубы.
Помогает направлять каротажные инструменты в
подвеску во время подъема с каротажным кабелем.
Пример плана работ дает вам основные инструкции, стадии работы и
определенный уровень деталей над которыми необходимо работать. Однако
отсутствует информация о:
1 Процедуре для глушения скважины.
2 Свойства раствора, добавки, примеси, пределы мутности.
Урок 8
8-27
8-28
Ру ково дс тво по ко нтр олю за с ос тояние м с кважин для КРС
ПРИЛОЖЕНИЕ
CHAPTER0
ПР ИЛОЖЕНИЕ
A
Сокращения для химических соединений
Название соединения
Карбонат бария
Сульфат бария (Барит)
Бромид кальция
Карбонат кальция
Хлорид кальция
Соляная кислота
Плавиковая кислота
Карбонат железа
Метанол
Хлористый калий
Бромид натрия
Хлорид натрия
Бромид цинка
Пр ил ожение
Сокращение
BaCO3
BaSO4
CaBr2
CaCO3
CaCl2
HCl
HFl
FeCO3
Ch4O
KCl
NaBr
NaCl
ZnBr2
A-1
Формулы
Вычисления объема затрубного пространства
Удельная емкость затрубного пространства (м3/м) = [Внутренний диаметр
обсадной колонны (мм2) − Наружный диаметр НКТ (мм2)] × 7,854 × 10−7
Объем затрубного пространства = Удельная емкость затрубного
пространства (м3/м) × Длина (м)
Сбалансированный вес раствора (с коэффициентом запаса) =
[Коэффициент запаса (Па) + Пластовое давление (Па)] / TVD (м) /
9,81
Сбалансированный вес раствора = Градиент пласта (Па/м) / 9,81
Сбалансированный вес раствора = Пластовое давление (Па/м) / TVD (м) /
9,81
Вычисления для метода глушения с вытеснением пластового флюида в
пласт
Максимальное трубное давление (механические ограничения):
Максимальное начальное трубное давление (дублирующей жидкости
нет)
= Рабочее давление разрыва труб− Гидростатическое давление в
трубах
= Рабочее давление разрыва труб − (Пластовое давление- SITP)
Максимальное конечное трубное давление (дублирующей жидкости
нет)
= Рабочее давление разрыва труб − Гидростатическое давление
жидкости глушения
Максимальное начальное трубное давление (есть дублирующая
жидкость)
= (Рабочее давление разрыва труб − Пластовое давление) +
Дублирующее гидростатическое давление
Максимальное конечное трубное давление (есть дублирующая
жидкость)
A-2
Ру ково дс тво по ко нтр олю за с ос тянием скважин пр и КРС
= (Рабочее давление разрыва труб − Гидростатическое давление
жидкости глушения) + Дублирующее гидростатическое давление
Максимальное трубное давление (ограничения пласта):
В подвеске пластовый флюид (перед глушением)
= [сопротивление пласта гидроразрыву (кг/м3) − первоначальный вес
жидкости в НКТ (кг/м3)] × Глубина залегания пласта TVD × 9,81)
В подвеске раствор глушения (после глушения)
= [сопротивление пласта гидроразрыву (кг/м3) − вес раствора глушения
в НКТ (кг/м3)] × Глубина залегания пласта TVD × 9,81
Вычисления для процедур смазать и стравить
Объемный метод:
Гидростатическое давление на кубометр (жидкости)
= Градиент жидкости (Па/м) / Удельная емкость затрубного
пространства (м3/м)
Увеличение гидростатики (в результате закачки раствора)
= Гидростатическое давление на кубометр × количество прокаченных
кубометров
Метод давлений:
P3 = P12 / P2
где:
P1 = SICP перед закачкой раствора в затрубное пространство
P2 = стабилизированное SICP после закачки раствора раствора в
затрубное пространство
P3 = давление необходимое для стравливания SICP
Вычисления для объемного метода
Гидростатическое давление на баррель жидкости в верхней части
затрубного пространства (Па/м3)
= Градиент жидкости (Па/м) ч Емкостной коэффициент верхней части
затрубного пространства(м3/м)
Пр ил ожение
A-3
Объем стравливания за один цикл (м3)
= Диапазон давления (Па) ч Гидростатическое давление на кубометр
жидкости (Па/м3)
Вычисления эффекта гидростатического давления при СПО
Допустимый объем вытеснения труб (м3) = Допустимые потери давления
(Па) × (Емкостной коэффициент труб + Емкостной коэффициент
затрубного пространства ) / [9,81 × Вес раствора (кг/м3)]
Длина НКТ (м) эквивалентная допустимому объему вытеснения=
(Допустимый объем × 7845,778) / Вес НКТ (кг/м)
Площадь2 поперечного сечения круга (м2) = 7,854 × 10−7 × Внешний
диаметр
Забойное давление циркуляции (Па)
Прямая циркуляция:
Забойное давление циркуляции (Па) = Гидростатическое давление (Па)
+ Потери на трение в затрубном пространстве (Па)
Обратная циркуляция:
Забойное давление циркуляции (Па) = Гидростатическое давление (Па)
+ Потери на трение в НКТ (Па)
Вычисления для сырой нефти
Если температура> 60° F:
API скорректированная плотность
=
(грF) - 60)
---------------------------------Плотность (показания психометра) (°API ) – -(-Температура
10
Если температура < 60° F:
A-4
Ру ково дс тво по ко нтр олю за с ос тянием скважин пр и КРС
API cкорректированная плотность =
Плотность (показания психометра)(°API ) –
Гидростат. давление (Па)
(60 - Температура (грF))
-----------------------------------10
141.5
= --------------------------- × 9810 × TVD(м)
131.5 + API cкоррект.
Вычисления для цилиндрической емкости
Удельная емкость(м3/м) = Внутренний диаметр емкости (м2) × 7,854×10−7
Объем емкости (м3) = Внутренний диаметр емкости (м2) × 7,854×10−7 ×
Высота емкости (м)
Вычисления для вытеснения
Коэффициент вытеснения (м3/м) = Вес трубы (кг/м) ч 7845,778 (только для
стали)
Коэффициент вытеснения (м3/м) = [Внешний диаметр НКТ (мм2) −
Внутренний диаметр НКТ (мм2)] × 7,854×10−7
Объем вытеснения (м3) = Коэффициент вытеснения (м3/м) × Длина (м)
Коэффициент вытеснения для трубы с закрытым концом (м3/м) =
Внешний диаметр (мм2) × 7,854×10−7
Эквивалентный вес раствора = Давление (Па) ч TVD (м) ч 9,81
Эквивалентный вес раствора = Градиент давления (Па/м) ч 9,81
Конечное давление циркуляции (для метода Утяжеления и Ожидания)
Конечное давление циркуляции (FCP) = SCRP (Па) × Плотность раствора
глушения (кг/м3) ч Начальная плотность раствора (кг/м3)
Пр ил ожение
A-5
Плотность раствора (кг/м3) = Градиент давления (Па/м) /
9,81
Сила вызванная давлением
(Ньютон) = Давление (Па) × Площадь
поперечного сечения (мм2)
Гидростатическое давление (Па) = Плотность раствора (Па) × 9,81 × TVD
(м)
Гидростатическое давление = Градиент давления (Па/м) / TVD (м)
Вычисления потерь гидростатического давления (подъем сухих НКТ)
Падение уровня жидкости (м) = (Коэффициент вытеснения × Поднятая
длина ) ч (Удельная емкость затрубного пространства + Удельная емкость
НКТ)
Падение уровня жидкости (м) = [(Вес НКТ (кг/м)/ 7845,778) × Поднятая
длина] / (Внутренний диаметр обсадной колонны2 − Наружный диаметр
НКТ2 × 7,854 × 10−7) + (Внутренний диаметр НКТ2 × 7,854 × 10−7)
Потери гидростатического давления = Падение уровня жидкости (м) ×
Плотность раствора (кг/м3) × 9,81
Вычисления потерь гидростатического давления (подъем с сифоном)
Падение уровня жидкости (м) = (Коэффициент вытеснения для труб с
закрытым концом × Поднятая длина) ч Удельная емкость затрубного
пространства
Падение уровня жидкости (м) = [(Вес НКТ (кг/м) / 7845,778) × Поднятая
длина] / Наружный диаметр НКТ2 × 7,854 × 10−7
Потери гидростатического давления = Падение уровня жидкости (м) ×
Плотность раствора (кг/м3) × 9,81
Первоначальное давление циркуляции (Для методов утяжеления и
ожидания и постоянного давления насоса)
Первоначальное давление циркуляции (ICP) = SITP (Па) + SCRP (Па)
Вычисления внутреннего объема
Удельная емкость (м3/м) = Внутренний диаметр (мм2) × 7,854 × 10−7
A-6
Ру ково дс тво по ко нтр олю за с ос тянием скважин пр и КРС
Внутренний объем (м3) = Удельная емкость (м3/м) × Длина (м)
Плотность раствора глушения (сбалансированная) = (SITP /
перфорации /9,81) + Плотность раствора в трубах (кг/м3)
TVD
Плотность раствора глушения (репрессия) = ((Запас безопасности (Па) +
SITP) / TVD перф. / 9,81) + Плотность раствора в трубах (кг/м3)
Градиент давления (Па/м) = Плотность раствора (кг/м3) × 9,81
Вычисления для насоса
Действительная мощность насоса (м3/ход) = количество прокаченных
кубов ч количество ходов поршня
Необходимая скорость насоса (ходов/мин) = Необходимая подача объема
(м3/мин) / действительная мощность насоса (м3/мин)
Действительная подача объема (м3/мин) = увеличение объема в емкости (в
м3)/время закачки (в минутах)
Вычисления объема для прямоугольной емкости
Объем емкости (м3) = Длина (м) × Ширина (м) × Высота (м)
Удельная емкость резервуара (м3/м) = Объем емкости (м3) / Высота
емкости (м)
Упрощенный газовый закон
P1 × V1 = P2 × V2
or P2 = P1 × V1 / V2
or V2 = P1 × V1/ P2
где:
P1 = начальное давление газа (Па)
P2 = конечное давление газа (Па)
V1 = первоначальный объем газа (м3)
V2 = конечный объем газа (м3)
Статическое забойное давление (BHP) = SITP (Па) + Суммарное
гидростатическое давление в трубах (Па)
Пр ил ожение
A-7
ПР ИЛОЖЕНИЕ С
Увеличение плотности в полисолевых растворах
Объем добавляемой воды (в баррелях) = Vi × [(Si2 × Wf) / Sf2 ]− Wi
Количество добавляемой соли (в фунтах) = Vi × [(Si2 × Sf1) / Sf2 ]− Si1
Конечный объем= Начальный объем× Si2 / Sf2
Где:
Vi = Начальный объем раствора(м3)
Di = Начальная плотность раствора(кг/м3)
Df = Необходимая плотность раствора (кг/м3)
Si1 = Соль 1 (CaBr2), начальный объем в кг на м3*
Si2 = Соль 2 (CaCl2), начальный объем в кг на м3*
Sf1 = Соль 1 (CaBr2), конечный объем в кг на м3*
Sf2 = Соль 2 (CaCl2), конечный объем в кг на м3*
Wi = Начальный объем воды на м3*
Wf = Конечный объем воды на м3*
*Из Таблицы А-1
Пример:
Дано: 63,6 м3 раствора CaBr2/CaCl2 1498 кг/м3
Найти: Какое количество соли и какой объем воды необходимы для
увеличения плотности раствора до1678 кг/м3 и конечный объем
раствора
Решение (Из Таблицы А-1):
Si1 = 32,241 кг CaBr2 , 1498 кг/м3
Si2 = 81,583 кг CaCl2 ,1498 кг/м3
Sf1 = 85,992 кг CaBr2 ,1678 кг/м3
Sf2 = 67,717 кг CaCl2 , 1678 кг/м3
Wi = 0,784 м3, 1498 кг/м3
Wf = 0,712 м3, 1678 кг/м3
Объем добавляемой воды = 63,6 × [(81,583 × 0,712) / 67,717 − 0,784] =
4,693 м3
Объем добавляемой соли (CaBr2) = 63,6 × [(513,142 × 540,874) /
425,926 − 202,792] = 28546 кг
Конечный объем раствора = 63,6 × (513,142 / 425,926) = 76,623 м3
A-8
Ру ково дс тво по ко нтр олю за с ос тянием скважин пр и КРС
Табл. А-1 Приготовление раствора CaBr2/CaCl2
Пр ил ожение
Плотность
(294 град. К)
Для приготовления1 м3
Сухой CaBr2(кг) Сухой CaCl2(кг)
Вода (м3)
1 402
1 438
1 498
1 558
1 618
1 678
1 738
1 798
22,567
90,155
202,792
315,514
428,237
540,874
653,596
766,233
0.822
0.807
0.784
0.760
0.736
0,712
0.689
0.665
559,646
542,215
513,142
484,070
454,970
425,926
396,854
367,782
A-9
ПР ИЛОЖЕНИЕ
D
Коэффициенты пересчета
Коэффициентыпересчета
из
Для перевода
в
Площадь
Квадратные дюймы
Квадратные дюймы
Квадратные сантиметры
Квадратные милиметры
Квадратные сантиметры
Квадратные милиметры
Квадратные дюймы
Квадратные дюймы
Барели в минуту
Кубические футы в минуту
Кубические футы в минуту
Кубические футы в минуту
Кубические метры в секунду
Кубические метры в секунду
Кубические метры в секунду
Галоны в минуту
Галоны в минуту
Галоны в минуту
Галоны в минуту
Литры в минуту
Литры в минуту
Литры в минуту
Галоны в минуту
Кубические метры в секунду
Галоны в минуту
Литры в минуту
Галоны в минуту
Кубические футы в минуту
Литры в минуту
Барелей в минуту
Кубические футы в минуту
Литры в минуту
Кубические метры в секунду
Кубические метры в секунду
Кубических футов в минуту
Галоны в минуту
Фунты
Фунты
Фунты
Дины
Килограммы
Ньютоны
Дины
Килограммы
Ньютоны
Фунты
Фунты
Фунты
Скорость промывки
Ударная сила
умножить на
6,45
645,2
0,155
1,55 * 10-3
42,0
4,72 * 10-4
7,48
28,32
15850
2118
60000
0,0238
0,134
3,79
6,309 * 10-5
1,667 * 10-5
0,0353
0,264
4,45 * 105
0,454
4,448
2,25 * 10-6
2,20
0,2248
* Американские галлоны
A-10
Ру ково дс тво по ко нтр олю за с ос тянием скважин пр и КРС
из
Для перевода
в
Длина
Футы
Дюймы
Дюймы
Сантиметры
Милиметры
Метры
Метры
Милиметры
Сантиметры
Дюймы
Дюймы
Футы
Фунты / галон
Фунты / галон
Фунты / галон
Грамм / кубический сантиметр
Фунтов / кубический фут
Удельная плотность
Плотность раствора
Фунты / кубический фут
Удельная плотность
Грамм / кубический сантиметр
Фунты / галон
Фунты / галон
Фунты / галон
Гидравлическая мощность
умножить на
0,305
25,40
2,54
0,394
0,03937
3,281
7,48
0,120
0,1198
8,347
0,134
8,34
Мощность
Гидравлическая мощность
(метрическая)
Киловаты
Фут * фунт / секунда
Гидравлическая мощность
0,746
550
0,986
1,014
Гидравлическая мощность
Гидравлическая мощность
Гидравлическая мощность
(метрическая)
Гидравлическая мощность
(метрическая)
Киловатт
Фут * фунт / секунда
Фут * фунт / секунда
542,5
Гидравлическая мощность
Гидравлическая мощность
1,341
0,00181
Атмосфера
Атмосфера
Атмосфера
Килограммы / кв. сантиметр
Килограммы / кв. сантиметр
Фунты / кв. дюйм
Фунты / кв. дюйм
Фунты / кв. дюйм
Давление
Фунты / кв. дюйм
Килограммы / кв. сантиметр
Паскаль
Атмосфера
Фунты / кв. дюйм
Атмосфера
Килограммы / кв. сантиметр
Паскаль
14,696
1,033
1,013 * 105
0,9678
14,223
0,0680
0,0703
6,894 * 103
* Американские галлоны
Пр ил ожение
A-11
из
Для перевода
в
умножить на
Скорость
Футы / секунду
Футы / минуту
Метры / секунду
Метры / секунду
Метры / секунду
Метры / секунду
Футы / минуту
Футы / секунду
Барель
Кубические сантиметры
Кубические сантиметры
Кубические сантиметры
Кубические сантиметры
Кубические сантиметры
Кубические футы
Кубические футы
Кубические футы
Кубические футы
Кубические футы
Кубические дюймы
Кубические дюймы
Кубические дюймы
Кубические дюймы
Кубические дюймы
Кубические метры
Кубические метры
Кубические метры
Галоны
Галоны
Галоны
Галоны
Галоны
Галоны
Галоны
Кубические футы
Кубические дюймы
Кубические метры
Галоны
Литры
Кубические сантиметры
Кубические дюймы
Кубические метры
Галоны
Литры
Кубические сантиметры
Кубические футы
Кубические метры
Галоны
Литры
Кубические сантиметры
Кубические футы
Галоны
Барель
Кубические сантиметры
Кубические футы
Кубические дюймы
Кубические метры
Литры
Фунты
Тонны (метрические)
Тонны (метрические)
Тонны (метрические)
Фунты
Килограммы
0,305
5,08 * 10-3
196,8
3,28
Объем
Масса
42
3,531 * 10-5
0,06102
10-6
2,642 * 10-4
0,001
28320
1728
0,02832
7,48
28,32
16,39
5,787 * 10-4
1,639 * 10-5
4,329 * 10-3
0,01639
106
35,31
264,2
0,0238
3785
0,1337
231
3,785 * 10-3
3,785
4,535 * 10-4
2205
1000
* Американские галлоны
A-12
Ру ково дс тво по ко нтр олю за с ос тянием скважин пр и КРС
ПР ИЛОЖЕНИЕ Е
Установки фильтрации солевых растворов
Рис.А-1 Фильтрационная установка с использованием инфузорной земли
Рис.А-2 Фильтрационная установка с использованием картриджей
Пр ил ожение
A-13
ПР
ИЛОЖЕНИЕ
F
Стандарты IPM
Номер
IPM-PO-QAS-001
IPM-PO-QAS-002
IPM-ST-QAS-001
IPM-ST-QAS-002
IPM-ST-QAS-003
IPM-ST-QAS-004
IPM-PR-QAS-001
IPM-FO-QAS-001
IPM-CORP-S004
IPM-ST-HSE-001
IPM-ST-HSE-002
IPM-ST-HSE-003
IPM-PR-HSE-004
IPM-PR-HSE-005
IPM-ST-WCI-001
IPM-ST-WCI-002
IPM-ST-WCI-003
IPM-ST-WCI-004
IPM-ST-WCI-005
IPM-ST-WCI-006
IPM-ST-WCI-007
IPM-ST-WCI-008
IPM-ST-WCI-009
A-14
Название
Номер в InTouch
Корпоративная политика QHSE
3286066
Политика инжиниринга
3286067
Форматирование документов
3274817
Согласующий документ проекта
3286070
Глоссарий терминов QHSE
3286072
Управление процессом внесения изменений
3286073
Контроль документов и их нумерование
3274819
Форма оценки и устранения факторов риска
3286075
Компенсация и риск
3286076
Аппаратура системы обнаружения присутствия газа 3286077
Спасательные средства и оборудование эвакуации 3286078
Одновременное проведение операций
3286079
Обеспечение санитарно-гигиенических условий в 3286082
лагерях и жилых помещениях
Подготовка пособия по одновременному
3286083
проведению работ разного профиля
Система управления системными скважинными
3286084
работами (WEMS)
Информация, хранящаяся на объекте
3286085
Оборудование для обнаружения выброса
3286086
Испытание оборудования для управления скважиной 3286087
Минимальные требования к ПВО и девертеру
3286088
Сертификация управления скважиной
3286089
Согласование процедур по управлению скважиной 3286090
Учебные тревоги по управлению скважиной
3286091
Опрессовка обсадной колонны, хвостовика и НКТ 3286092
Ру ково дс тво по ко нтр олю за с ос тянием скважин пр и КРС
Номер
IPM-ST-WCI-010
IPM-ST-WCI-011
IPM-ST-WCI-012
IPM-ST-WCI-013
IPM-ST-WCI-014
IPM-ST-WCI-015
IPM-ST-WCI-016
IPM-ST-WCI-017
IPM-ST-WCI-018
IPM-ST-WCI-019
IPM-ST-WCI-020
IPM-ST-WCI-021
IPM-ST-WCI-022
IPM-ST-WCI-023
IPM-ST-WCI-024
IPM-ST-WCI-025
IPM-ST-WCI-026
IPM-ST-WCI-027
IPM-ST-WCI-028
IPM-PR-WCI-002
IPM-PR-WCI-003
IPM-PR-WCI-004
Пр ил ожение
Название
Минимальные запасы химреагентов
Допустимая величина выброса
Барьеры
Распределение полномочий в ходе скважинных
работ
Соглашение по конкретным процедурам
по управлению скважиной
Метод закрытия скважины
Метод управления скважиной
Обнаружение выброса
Предотвращение выбросы
Постоянное забойное давление
Представление отчетов о выбросах
Оценка факторов риска в связи с поступлением газа
с малых глубин и план соответствующих аврийных
мероприятий
Контроль скважины во время спуска
обсадной колонны
Процедура определения герметичности и
прочности башмака
Процедуры для радиоактивных источников
Проектирование обсадной колонны и НКТ
Временная и постоянная ликвидация скважин
Исследование ствола скважины и предотвращение
столкновений
Инструктаж по управлению скважиной
Процедура спуска инструмента в скважину под
давлением
Испытание насосного оборудования и для
приготовления цемента
Производственные требования для цементных
растворов
Номер в InTouch
3286093
3286095
3286096
3286098
3286099
3286101
3286103
3286104
3286106
3286107
3286108
3286109
3286110
3286111
3286112
3286113
3286114
3286115
3286116
3286117
3286118
3286119
A-15
Номер
IPM-PR-WCI-005
IPM-PR-WCI-006
IPM-PR-WCI-007
IPM-PR-WCI-008
IPM-REF-WCI-001
A-16
Название
Номер в InTouch
Закачка цемента
3286120
Установка и тестирование цементных пробок
3286122
Подготовка программы по профилю скважины
Комплексный технико-производственный регламент 3303422
3286124
Расчет коэффициента безопасности
Ру ково дс тво по ко нтр олю за с ос тянием скважин пр и КРС
ПР ИЛОЖЕНИЕ
G
Листы с упражнениями по контролю за состоянием скважины
г р а д и е н т ж и д ко с т и
П а /м
Па
S IC P , P a
К о эф . б е зо п а с н о с т и ,
Па
Ps
Рабо чее давление,
давление
о бъем
=
Па
Pw
г р а д и е н т ж и д а ко с т и
у дельная ем ко сть затр.
о бъем стравливания
за цикл
Р ш туцера 1
=
П а /м
Pw
м
д а в л е н и е /о б ъ е м
= Ра + Рs + Pw =
Па
Р ш туц ера 2
= Р ш туц ера 1 + P w =
Па
Р ш туц ера 3
= Р ш туц ера 2 + P w =
Па
3
,(
)
а
П
ын
но
ло
к
йо
нд
ас
бо
еи
не
лв
а
Д
3
Р ш туцера 4
Р ш туц ера 3
Р ш туц ера 2
Р ш туц ера 1
S IC P
О бъем стравленны й из скваж ины ( м 3 )
Пр ил ожение
A-17
Лист «Смазать и Стравить» - объемный метод
Начальный SICP
давление
объем
увеличить
затрубное
давление до
A-18
Рабочий диапазон, Pw
градиент раствора
уд. емкость затрубного
объем расходного резервуара
начальный конечный
объем
долива
увеличение
гидростат.
давления
стравить
затрубное
давление до
Ру ково дс тво по ко нтр олю за с ос тянием скважин пр и КРС
Лист «Смазать и Стравить» - метод Давлений*
диапазон рабочего давления
Па
SICP (P1)
Па
Р1 = давление перед закачкой
Р2 = давление после закачки
(стабилизированное давление)
Р3 = давление для стравливания
* не применимо для проявлений в
результате депрессии
Пр ил ожение
A-19
A-20
Ру ково дс тво по ко нтр олю за с ос тянием скважин пр и КРС
ИНДЕКСЫ
CHAPTER0
Сокращения применяемые в планах работ для
КРС 8-25
Тестирование аккумуляторов 6-53
Аккумуляторы 6-46
Кислотная обработка 1-10
Активные функции растворов 5-3
Добавки 5-12
Отсутствие сигналов тревоги 4-6
Удельная емкость затрубного пространства 223
Универсальные превенторы
установка, обслуживание,
использование 6-30
обзор 6-28
Объем затрубного пространства 2-24
Удельная масса API 5-5
Смена установок механизированной добычи
нефти и газа 1-12
Атмосферный дегазатор 7-21
Клапана для регулирования противодавления
6-50
Сбалансированный удельный вес раствора 214
Концепция барьера 2-43
Основа раствора 5-11
Наружные протекторы 6-18
Проверка блока закрытия ПВО 8-10
Панель управления превентора 6-50
Системы управления ПВО
обзор 6-44
тестирование 6-51, 6-52
Противовыбросовое оборудование 6-28
проверка ПВО 8-9
периодичное тестирование 6-53
Проверка ПВО 8-10
Первоначальная опрессовка ПВО 6-52
Повтор процедур тестирования ПВО 8-8
Index
Забойное давление 2-18
Увеличение скорости проходки 4-11
Пакер-пробки 6-14
Солевые растворы
чистые 5-10, 5-12
влияние температуры и кристаллизации на
плотность раствора 5-24
полисолевые 5-23
обзор 5-13
моносолевые 5-21
влияние температуры на плотность 5-25
ненамеренное разбавление раствора 5-25
Глушение с вытеснением пластового флюида
в пласт 3-29
и миграция газа 3-39
вычисления 3-32
холодное глушение 3-40
меры предосторожности 3-37
выбор методов 3-49
данные необходимые для глушения 3-31
вычисления графика давлений 3-35
процедуры 3-36
план действий 3-34
Хлорид кальция 5-17
Вычисления
объем аккумулятора 6-49
действительная производительность
насоса 2-29
допустимый объем вытеснения 2-36
удельная емкость 2-23
объем затруба 2-23
сбалансированный вес раствора 2-15
сбалансированный вес раствора с запасом
2-16
влияние миграции газа на забойное
давление 2-48
температурная поправка плотности
I-1
раствора 5-6
глушение с вытеснением в пласт 3-32, 3-33
график распределения давлений для
глушения с вытеснением в пласт 334
удельная емкость 2-23
забойное давление циркуляции 2-39
площадь поперечного сечения 2-40
разность максимального и минимального
значения силы 2-41
разность максимального и минимального
значения силы (НКТ и затруб) 7-13
вытеснение 2-24
эквивалентный вес раствора 2-13
жидкость для снижения плотности
раствора 5-23
объемы жидкости ремонта и скважины 221
гидростатическое давление 2-10, 2-11
гидростатическое давление (с поправкой
на температуру ) 2-13
эффект гидростатического давления 2-36
потери гидростатического давления (сухая
труба) 2-34
потери гидростатического давления
(подъем с сифоном) 2-35
внутренний объем 2-23
удельный вес раствора глушения 2-16
количество жидкости необходимое для
снижения плотности твердофазных
растворов 5-21
сила давления 2-40
градиент давления 2-11
производительность насоса 2-28
необходимая скорость насоса 2-30
необходимое количество соли для
увеличения плотности
моносолевых растворов 5-22
статическое забойное давление 2-18
анализы статической скважины 2-18
удельная емкость резервуара 2-28
I-2
объем емкости 2-28
поправка плотности на температуру 2-13
объем расширяющегося газа 2-45
ожидание и утяжеление 3-12
вес материала необходимого для
увеличения плотности
твердофазных растворов 5-20
скважинное и пластовое давление 2-8
удельная емкость 2-22
закачка углекислого газа 1-11
Емкость обсадных колонн 2-22
Увеличение давления в обсадной колонне 3-38
Обратные клапана
двухходовые 6-50
Места утечек в шарнирном колене 7-18
Штуцерный манифольд, проверка 8-11
Размыв штуцера 7-23
Штуцеры 6-41
во время обратной циркуляции 7-19
засоренный штуцер 7-24
размыв7-23
Фонтанная арматура
проверка 8-4
компоненты 6-20
Проблемы при циркуляции 7-23
Циркуляционные процедуры контроля
скважины 3-21
постоянное давление насоса 3-19
обзор 3-11
ожидание и утяжеление 3-12
Циркуляция
и поток скважины 4-9
при открытии скважины 4-5
Солевой раствор 5-11, 5-13
Тест на определение мощности насоса блока
закрытия 6-54
Связь
с персоналом 8-12
с геофизической компанией 8-3
Приспособления заканчивания 6-15
Жидкости заканчивания
Well Control for Workover Operations
компоненты 5-10
функции 5-2
свойства 5-4
типы 5-2
Компоненты подвески заканчивания 6-8
Концентрический ремонт 1-15
Конусообразование
газ 1-5
вода 1-6
Постоянное давление насоса
метод 3-19
процедуры 3-19
Постоянное давление в трубах
метод3 -41
процедуры 3-42
Традиционный подъемник КРС 8-12
Традиционный КРС 1-14
Перевод скважины 1-11
Координация работ с отделом добычи 8-3
Гидростатическое давление сырой нефти 2-12
Температура кристаллизации 5-9
Уменьшение удельного веса раствора 4-10
Бригады работающие в дневное время суток
циркуляция после открытия 4-5
открытие 3-7
закрытие 3-6
Дегазатор
атмосферный 7-21
вакуумный 6-57
Дельта сила 2-41
Плотность 5-5
Уменьшение удельного веса раствора 4-10
Разность максимального и минимального
значений силы 2-38
Разность давулений 7-11
Разбавление раствора 5-25
Объем вытеснения 2-24
при спуске НКТ или рабочей подвески 4-8
Замещение на буровой раствор 5-26
Документация ГНВП 8-16
Увеличение скорости проходки 4-11
Index
Буровые растворы 5-26
Сбросной обратный клапан 6-39
Анализы динамического давления 2-37
Эхолот 6-59
Наземные системы безопасности 6-22
Оборудование
концентрический ремонт 1-15
традиционный ремонт 1-14
ремонт с насосным агрегатом 1-17
ремонт или замена 1-3
ремонт с помощью каротажного кабеля 116
Эквивалентный вес раствора 2-13
Избыточное поступление воды 1-6
Избыточное поступление газа 1-5
Внутренние протекторы 6-18
Недостаточная плотность раствора 4-2
Фильтрация раствора
потери 5-26
поглощение раствора 4-6
скорость водоотдачи 5-10
Роль супервайзера в поддержании свойств
раствора 5-18
Объемы емкостей 2-27
Уменьшение удельного веса раствора 4-10
Растворы
активные функции 5-3
добавки 5-12
основа раствора 5-11
солевые растворы 5-13
жидкости заканчивания 5-2
компоненты 5-10
температура кристаллизации 5-9
плотность 5-5
контроль плотности 5-19
гидроразрыв 1-10
функции 5-2
скорость водоотдачи 5-10
поддержание свойств 5-18
на нефтяной основе 5-13
pH 5-9
I-3
предупредительные функции 5-3
свойства 5-4
твердофазные 5-19
мутность 5-9
вязкость 5-8
на водной основе 5-12
утяжелители 5-11
жидкости ремонта 5-2
Сила, давление 2-40
Силы 2-37
Загрязнение призабойной зоны 1-4
Гидроразрыв 1-10
Давление трения 2-5
Принципы трения 2-5
Полнопроходные задвижки
дублер 7-17
обзор 6-37
Плавкие предохранители и пробки 6-24
Газ
как основа раствора 5-11
у поверхности 3-52, 4-10
Поведение газа 2-44
расширение в открытом стволе 2-44
расширение в заглушенной скважине 2-46
миграция в закрытой скважине 2-47
Миграция газа 3-39
Газовое проявление
график давлений во время реверсирования
3-28
реверсирование 3-21, 7-16
Газовый закон 2-44
Миграция газа
контроль 3-39
в закрытой скважине 2-47
Избыточное поступление газа 1-5
Неожиданные изменения в показаниях
манометра 7-25
Градиент давления 2-8
Внутренний превентор Gray 6-38
стандарт H2S 8-7
Катушки для подвешивания НКТ 6-12
I-4
Долив скважины
во время СПО 4-5
контроль долива во время СПО 4-5
контроль во время подъема 4-7
Негерметичность в подвеске 7-2
Гидравлические блоки управления 6-44
Гидроразрыв 1-10
Ареометр, его использование 5-8
Гидростатическое давление
и градиент давления 2-8
потери при подъеме НКТ 2-33
сырой нефти 2-12
Эффект гидростатического давления 2-33
Выполнение ремонта 8-12
Интенсификация добычи 1-10
Закачка
углекислого газа 1-11
пара 1-11
заводнение 1-11
Нагнетательные скважины 1-11
Внутренние превенторы 6-38
Проявление
в результате свабирования 3-51
при депрессии 3-52
с обратным клапаном в подвеске 3-51
с поднятой подвеской 3-52
Смотри также Газовые проявления
Проявления
причины 4-1
признаки 4-6
Удельный вес раствора глушения 2-16
Приготовление и закачка пачки глушения 5-26
Посадочные ниппели 6-15
метод LCTD 5-10
Смазать и стравить
метод давлений 3-47
процедуры 3-45
выбор методов 3-49
Увеличение скорости фрезерования 4-11
Полисолевые растворы 5-23
Загрязнение призабойной зоны 1-4
Well Control for Workover Operations
Проверка первоначального заряда азота 6-53
Нециркуляционные процедуры контроля
скважины
глушение с вытеснением пластового
флюида в пласт 3-29
постоянное трубное давление 3-41
смазать и стравить 3-45
обзор 3-29
объемный метод 3-42
Нефть
как основа раствора 5-11
на поверхности 4-10
Репрессия 2-17
Пакерная жидкость 5-2
Пакеры
и захваченное давление 7-26
постоянные 6-11
эксплуатационные 6-9
съемные 6-9
Перфорация НКТ 7-10
Постоянные пакера 6-11
pH 5-9
Увеличение объема раствора 4-10
Пакер-пробки 6-14
Пневматические наземные
предохранительные клапана 6-23
Хлорид калия 5-16
Давление
в обсадной колонне 3-38
динамические анализы 2-37
трения 2-5
гидростатическое 2-8
медленной циркуляции 3-3
статические анализы 2-18
на поверхности 7-14
устьевые показатели 2-3
захваченное 3-8
захваченное давление под пакерами 7-26
Сила давления 2-40
Градиент давления 2-8, 2-9
Метод давлений (смазать и стравить) 3-45
Index
Предупредительные функции растворов 5-3
Первичный контроль скважины 3-1
Принципы трения 2-5
Эксплуатационные пакера 6-9
Методы повышения нефтеотдачи 1-10
Подъем фиктивного клапана газлифта 7-7
Подъем НКТ
и потери гидростатического давления 2-33
Подъем НКТ 4-7
и долив скважины 4-4
контроль долива 4-5
Подъем рабочей подвески 4-8
и контроль долива скважины 4-5, 4-7
Вычисления для насоса 2-29
Производительность насоса 2-28
Давление трения и насоса 2-5
Ремонт спомощью насосного агрегата 1-17
Плашечные превенторы
установка и использование 6-34
обзор 6-30
Освоение другого пласта 1-7
Ремонт поврежденного оборудования 1-3
Съемные пакера 6-11
Обратная циркуляция
метод 3-20
процедуры 3-21
выбор методов3-49
Спуск НКТ 4-5, 4-8
Наземные системы безопасности 6-22
Предохранительные клапана
полнопроходные 6-37
пневматические устьевые 6-23
в подвеске 6-38
забойные отсекатели управляемые
скважиной 6-19
забойные отсекатели управляемые с
поверхности 6-18
Пример плана работ для КРС 8-18
Вынос песка 1-4
Вторичный контроль скважины 3-1
SICP 2-3
I-5
Процедуры закрытия скважины
для традиционного подъемника КРС
(циркуляция на забое) 3-5
для традиционного подъемника КРС
(СПО) 3-5
для бригад работающих в дневное время
суток 3-6
обзор 3-4
SITP 2-3
показания с клапаном противодавления 310
Боковые мандрели 6-17
Одновременные работы 8-5
Моносолевые растворы 5-21
Скользящие муфты 6-18, 7-5
Давление медленной циркуляции 3-3
Хлорид натрия 5-15
Твердофазные растворы 5-19
Кислотная обработка 1-10
Удельная масса 5-5
Стабилизация устьевого давления 7-14
Статическое забойное давление 2-18
Анализы статической скважины 2-18
Закачка пара 1-11
Кислотная обработка 1-10
Шаровые краны 6-37
Забойные ртсекатели скважины
управляемые скважиной 6-19
управляемые с поверхности 6-18
Устьевые индикаторы давления 2-3
Нефть или газ на поверхности 4-10
Стабилизация устьевого давления 7-14
Наземные системы безопасности 6-22
ПАВ 5-12
Поршневание 4-4
ГНВП в результате свабировании 3-51
Свабирование 4-3
Вычисления объема емкости 8-6
Аббревиатура и терминология 8-25
Курсы ГНВП 8-6
Захваченное давление 3-8
I-6
Задвижки 6-27
Система долива 4-7
НКТ
места утечек 7-2
перфорация 7-10
подъем 4-5, 4-8
спуск 4-5
Емкость НКТ 2-22
Катушки для подвески НКТ 6-12
Клапана устанавливаемые с помощью
каротажного кабеля 6-40
Сообщение НКТ-Затруб 7-5
Мутность 5-9
Двухходовые обратные клапана 6-50
ГНВП при депрессии 3-52
Эффект U-трубы 2-21
Вакуумный дегазатор 6-57
Вязкость 5-8
Объемный метод (смазать и стравить) 3-45
Объемный метод 3-402
Ожидание и утяжеление
метод 3-12
процедура 3-13
Увеличение скорости промывки 4-11
Растворы на водной основе 5-12
Избыточное поступление воды 1-6
Искусственное заводнение 1-11
Показатели индикатора веса 4-11
Утяжелители 5-11
Контроль скважин
документация 8-16
учебные тревоги 8-8
обзор вычислений 2-2
тренинг 8-6
Оборудования для контроля скважин
для концентрического ремонта 1-15
для традиционного ремонта 1-14
для ремонта с помощью каротажного
кабеля 1-16
для ремонта с насосным агрегатом 1-17
Перевод скважин 1-11
Well Control for Workover Operations
Поток скважины
увеличение во время циркуляции 4-9
с выключенными насосами 4-11
Глушение скважины
в течение ремонта 3-51
первоначальное 3-49
Компоненты фонтанной арматуры 6-20
Методы глушения скважины
выбор 3-49
Тестирование каротажного превентора 6-56
испытания в мастерской 6-54
на рабочей площадке 6-54
Ремонт с помощью каротажного кабеля 1-16
Клапана для резки кабеля 6-25
Клапана устанавливаемые с помощью
каротажного кабеля 6-40
Рабочая подвеска
засоренная 7-25
подъем 4-5, 4-8
спуск 4-5
размыв 7-24
Жидкости ремонта
компоненты 5-10
определения 5-2
функции 5-2
свойства 5-4
типы 5-2
Процедуры для КРС
аббревиатура и терминология 8-25
обзор 8-2
повтор с бригадой 8-5
образец 8-19
КРС
результаты 1-12
концентрический 1-15
традиционный 1-14
выполнение 8-12
обзор вычислений 2-2
планирование и подготовка 8-2
причины 1-3
типы 1-13
Index
тренинг по контролю скважин 8-6
с каротажным кабелем 1-16
с насосным агрегатом 1-17
Обратный клапан в рабочей подвеске 7-26
I-7
I-8
Well Control for Workover Operations
Словарь
Аккумулятор
Затрубное
пространство
Универсальный
превентор
Емкость
затрубного
пространства
Удельная
емкость
затрубного
пространства
Объем
затрубного
пространства
Плотность API
Водоотдача API
Механизирован
ная добыча
Словарь
Устройство в гидравлической системе для хранения энергии может
применяться для снижения колебаний давления. Энергия хранится путем
сжатия первоначального заряда газа гидравлической жидкостью из
заряжающей системы. В зависимости от объема жидкости и первоначального
заряда аккумулятора, ограниченный объем гидравлической энергии
становится независимым от любого другого источника энергии. Системы
контроля давления обычно имеют достаточный объем аккумуляторов для
управления превентором с отключенными источниками энергии.
Пространство между двумя концентрическими объектами, например между
стенками скважины и обсадной колонной, или между обсадной колонной и
НКТ, которое может служить путем течения флюидов.
Смотри противовыбросовый превентор.
Единица объема на метр длины затрубного пространства (м3/м) или
суммарный объем (м3) затрубного пространства. Смотри также Удельная
емкость затрубного пространства.
Единица объема на метр длины затрубного пространства (м3/м).
Суммарный объем затрубного пространства (м3).
Шкала используемая в США для определения плотности жидких нефтяных
продуктов (вес на единицу объема). Плотность API выражается в градусах и
часто называется “градусы API“. Чем меньше значение, тем больше плотность
нефти. Смотри также Относительная плотность.
Нежелательная миграция жидкой фазы бурового раствора или цементного
раствора в пласт, часто минимизируется с помощью добавления различных
реагентов. Также называется “поглощение“.
Любая система, добавляющая энергию к столбу жидкости в скважине с целью
инициализации или увеличения добычи из скважины.Системы
механизированной добычи включают штанговые насосы и
электроцентробежные насосы.
G-1
Атмосферный
дегазатор
Клапан
противодавления (BPV)
Бактерицид
Сбалансирован
ный вес
раствора
Вздутие
Барьер
Соединение
враструб с
развальцовкой
наружной
трубы
Глухая плашка
Смотри Дегазатор.
Тип обратного клапана, обычно устанавливаемого в катушку для подвески
лифта, для изолирования НКТ. Клапан противодавления разработан для
регулирования противодавления из-под низа, в то же время позволяя закачку
жидкости сверху, которая может потребоваться для целей контроля скважины.
Химическая добавка, уничтожающая бактерии. Бактерициды обычно
используются в буровых растворах на водной основе, содержащих природный
крахмал и смолы, наиболее подверженные воздействию бактерий. Выбор
бактерицидов ограничен; они должны быть эффективны и требуют разрешения
на использование от государственных органов и должны быть одобрены
политикой компании..
Эквивалент веса раствора пластовому давлению в конкретной скважине.
Поглощение всего раствора в трещины пласта при циркуляции. При остановке
циркуляции жидкость вновь поступает в скважину, создавая видимость выброса.
Любой непроницаемый материал или устройство, временно или постоянно
ограничивающие поток скважинной или пластовой жидкости.
Секция толстостенной НКТ, установленной в перфорированном интервале,
через которую должна проходить эксплуатационная колонна. Может
потребоваться при заканчивании скважин, пробуренных на несколько пластов. В
дополнение к большей толщине стенок, стенка соединения враструб с
развальцовкой наружной трубы часто обрабатывается для сопротивления
действию потока жидкости, возможному вблизи перфорационного интервала.
Толстостенный стальной компонент стандартного плашечного
противовыбросового превентора. В обычной трубной плашке две стальных
колодки, соединяющиеся в центре ствола скважины для герметизации
скважины, имеют отверстие (пол-отверстия на каждой колодке), через которое
проходит труба. В глухой плашке отверстия для трубы нет, она сплошная для
того, чтобы закрывать скважину при отсутствии бурильной колонны. См. также
Противовыбросовый превентор.
Противовыброс
овый превентор
G-2
Большая задвижка на устье скважины, которую можно закрыть, если бригада
потеряет контроль над пластовыми жидкостями. Закрыв эту задвижку (обычно
управление осуществляется дистанционно при помощи гидроприводов), бригада
может начать увеличение плотности бурового раствора пока нельзя будет
открыть превентор и сохранить контроль за пластом. Превенторы выпускаются
Ру ково дс тво по ко нтр олю за с ос тояние м с кважин для КРС
Система
контроля
превентора
Забойное
давление (BHP)
Пробка
Солевой
раствор
Словарь
различного вида, диаметра, для различного номинального давления.
Большинство блоков противовыбросовых превенторов имеют минимум один
универсальный превентор вверху блока и один или более плашечных
превенторов внизу. Герметизирующий элемент универсального превентора
похож на большой резиновый пончик, который механически вставляется
внутрь для герметизации трубы (УБТ, бурильных труб, колонны или НКТ)
или необсаженного ствола скважины. Плашечный превентор состоит из двух
половинок крышки для скважины, разделенной посередине. Гидравлические
цилиндры большого диаметра, обычно оттянутые, удерживают две половинки
крышки вместе на середине для герметизации скважины. В других дизайнах в
середине имеется круглое отверстие, соответствующее диаметру трубы для
герметизации скважины при спущенной колонне. Универсальные превенторы
могут герметизировать трубы различного диаметра, в то время как плашечные
превенторы эффективны для герметизации в более ограниченном ряде
случаев .
Система которая создает и посылает гидравлическую жидкость под
давлением для открытия и закрытия плашек, универсального превентора,
клапанов на блоке превентора.
Далвление, обычно измеряемое в Паскалях (Па), на забое скважины.Это
давление может быть посчитано в условиях статики, с заполненной
скважиной с помощью следующей формулы BHP = вес раствора Х Глубина Х
9,81, где BHP это забойное давление в фунтах на квадратный дюйм, вес
раствора - удельный вес раствора в кг/м3 , глубина - вертикальная глубина в
метрах, и 9,81 это гравитационная постоянная. Для условия циркуляции, BHP
увеличивается на величину трения жидкости в затрубе.
Образование в скважине материала такого как, минеральные отложения,
парафиновые отложения или мехпримеси, которые ограничивают доступ к
стволу скважины, или в некоторых случаях закрывают ствол скважины.
Раствор неорганических солей на водной основе используемый в качестве
флюида для контроля скважины во время проведения работ по заканчиванию
и капитального ремонта. Солевые растворы свободны от твердой фазы, и не
содержат частиц которые могут засорить или повредить эксплуатируемый
интервал. Также соли раствора могут препятствовать таким реакциям пласта
как набухание глин. Солевые растворы обычно приготавливаются для
конкретных условий.
G-3
Глушение с
вытеснением
пластовых
флюидов в
пласт
Удельная
емкость
Обратный
клапан
Шарнирное
колено
Штуцер
Размыв
штуцера
G-4
Любая процедура закачки в которой жидкость закачивается в скважину
против давления. Часто закачка пластовой жидкости, которая поступает в
скважину во время проявления. Данная процедура является опасной, также
данная процедура используется если пластовая жидкость содержит
сероводород, для предотвращения его выхода на поверхность. Данный метод
также используется когда нормальная циркуляция не может быть вызвана ,
например в случае обвала стенок скважины. Главным риском в данном методе
является то, что бригада не может контролировать путь следования жидкости
и жидкость обычно идет по пути наименьшего сопротивления. Также, если в
скважине зацементирован только кондуктор, жидкость может пойти по
направлению башмака колонны и затем достигнуть поверхности. Это может
вызвать эффект разжижения и дестабилизации почвы, и может привести к
образованию воронки и потери оборудования и жизни людей. Термин
“холодное глушение” используется для описания глушения, когда
температура раствора глушения ниже температуры жидкости в скважине.
Общий термин означающий объем на единицу длины (м3/м). Например
смотри Удельная емкость затрубного пространства.
Механизм позволяющий жидкости течь или действовать давлению только в
одном направлении.Обратные клапаны используются во многих случаях как
устройство контроля или устройство безопасности. Обратные клапана
разрабатываются под определенные типы жидкостей и условий работы.
Некоторые типы клапанов менее устойчивы к шламу, в то время как шлам
загромождает проход трубы где установлен обратный клапан.
Соединение шкворневых шарниров используемое в линиях высокого
давления.
Устройство с соплом устанавливаемое в линию для ограничения потока
жидкости или давления. Устьевые штуцеры являются частью фонтанной
арматуры на скважине. Штуцеры также используются для контроля потока
бурового раствора из скважины когда скважина закрыта превентором и
происходит вымыв притока из скважины. Регулируемые штуцеры позволяют
менять параметры потока жидкости и давления для соответствия требованиям
добычи. Штуцеры управляются вручную или гидроприводом от панели
управления.
Смотри Размыв.
Ру ково дс тво по ко нтр олю за с ос тояние м с кважин для КРС
Забойное
давление
циркуляции
Циркуляционна
я процедура
контроля
скважины
Фонтанная
арматура
Блок закрытия
Гибкая труба
Установка
ГНКТ
Инструмент для
спуска
стопорной
муфты
Словарь
Смотри Забойное давление.
Процедура использующая систему циркуляции жидкости и имеющая путь
выхода для жидкости.
Набор задвижек, катушек, манометров и штуцеров встроенных в устьевую
арматуру, устанавливаемую на скважину для контроля добычи. Фонтанные
арматуры представлены в различных размерах и конфигурациях - для низких
и высоких давлений, и для оборудования скважин для добычи из одного или
нескольких интервалов, в зависимости от типа скважины и ее характеристик.
Фонтанная арматура обеспечивает первичный и вторичный контроли для
нормального процесса добычи и для закрытия скважины. Также она позволяет
безопасно проводить операции с кабелем, гибкой трубой.
Общее определение гидравлической системы и аккумуляторов используемых
для контроля превентора во время бурения или капитального ремонта
скважин.
1. Длинная непрерывная гибкая труба скрученная в барабан. Труба
распрямляется по мере ее спуска в скважину и затем сворачивается обратно в
барабан при подъеме из скважины. В зависимости от диаметра трубы (25 мм.
до 114 мм) и размера барабана, длина гибкой трубы может быть в диапазоне
от 600 м до 4 500 м или больше. 2.Обобщенный термин использующийся для
описания ГНКТ и сопутствующего оборудования. Технология гибкой трубы в
качестве метода капитального ремонта представляет несколько ключевых
приемуществ. Возможность безопасно работать в условиях работающей
скважины, с непрерывной подвеской, позволяющей закачку жидкости в
любое время независимо от ее местонахождения или направления.
оборудование для транспортировки и применения гибкой насоснокомпрессорной трубы (ГНКТ), включающее в себя барабан для ГНКТ,
головку инжектора для проталкивания трубы в скважину, комплект устьевого
противовыбросового оборудования, источник питания (обычно дизельный
двигатель и гидравлические насосы), и пульт управления. Агрегат делает
возможным непрерывную циркуляцию при спуске ГНКТ в скважину.
спускаемый на кабеле инструмент, служащий для установки стопорной
муфты НКТ.
G-5
Оборудование
для
заканчивания
Комплект скважинного оборудования и труб для обеспечения безопасной и
эффективной добычи из нефтяной или газовой скважины. См. также
Раствор
заканчивания
Жидкость, используемая для управлением давлением в скважине во время
процесса заканчивания. Данные жидкости специальным образом готовятся,
чтобы исключить нанесение повреждений пласту и скважинному
оборудованию заканчивания. Жидкость должна быть химически совместима с
пластом и пластовыми флюидами, очень хорошо фильтрована, чтобы
исключить попадание твердых частиц в прискважинную зону
Полный набор труб, пакеров, регуляторов потока жидкости и других
приспособлений для заканчивания скважины.
Вторжение одного пластового флюида в зону, занимаемую другим,
вызываемое депрессией
Колонна для
заканчивания
Образование
конуса
обводнения
Метод
постоянного
давления насоса
Метод
постоянного
давления в НКТ
Температура
кристаллизаци
и
Дегазатор
Разность сил
Разность
давлений
Плотность
Снижение
плотности
G-6
Повторное заканчивание.
Процедура контроля скважинного давления, когда благодаря использованию
задвижки поддерживается постоянный напор насоса и постоянное забойное
давление при циркуляции
См. Метод постоянного давления насоса
Температура, при которой в соляном растворе заданной температуры при
остывании образуются кристаллы.
Оборудование, удаляющее воздух или газ из бурового раствора. Вакуумный
дегазатор работает посредством увеличения размера пузырьков газа в
буровом растворе (воздействуя на раствор вакуумом). Атмосферный
дегазатор увеличивает площадь поверхности раствора таким образом, что
пузырьки высвобождаются (благодаря использованию различных каскадных
отражателей)
Несбалансированная или дифференциальная сила
Несбалансированное или дифференциальное давление.
Масса или удельный вес вещества на единицу объема. Буровые растворы
обычно измеряются в кг/м3. См.также плотность API.
Снижение плотности раствора в скважине, вызванное притоком пластовой
жидкости.
Ру ково дс тво по ко нтр олю за с ос тояние м с кважин для КРС
Дифференциаль
ная сила
Разность
давлений
Разбавление
Замещение
Коэффициент
вытеснения
Объем
вытеснения
Перепад
Увеличение
скорости
проходки
Сухая труба
Штанга
Двойные
(высаженные)
плашки
Словарь
См.Разность сил.
Измерение силы жидкости на единицу площади (измеряется в фунтах на
квадратный дюйм), вычитается из большего значения силы жидкости на
единицу площади. Это сравнение может быть сделано между давлениями
внутри и снаружи трубы, в камере давления перед и после преграждения пути
течения жидкости, или просто между двумя точками по пути течения
жидкости, например двумя точками через пакер или по трубе.
Процесс добавления жидкости с целью уменьшения содержания твердой фазы
и поддержания свойств раствора в активной системе.
Процесс удаления одной жидкости из скважины и замещение ее другой
жидкостью. Это производится путем закачки буферной жидкости, которая
совместима с обеими жидкостями, за буферной жидкостью следует новая
жидкость. По мере закачки буферной жидкости и нового раствора,
предыдущий раствор вытесняется через затрубное пространство между
бурильной колонной и стенками скважины. В некоторых случаях эта
процедура может быть изменена путем закачки в затрубное пространство и
вымещением раствора через бурильную колонну. Эта процедура называется
обратной циркуляцией.
Объем скважинной жидкости, которая вытесняется метром трубы.
Суммарный объем вытесняемый трубой.
Смотри Перепад давления.
Внезапноеувеличение скорости бурения. Когда эта величина значительно
большая, это может являться признаком смены породы, изменением порового
давления пластовой жидкости и таким образом является предупреждением о
возможном проявлении.
Состояние во время подъемной операции, в котором уровень жидкости
внутри подвески падает ниже уровня устья, таким образом при развинчивании
труб нет жидкости. Сравните с Подъем с сифоном.
Длинная штанга с резьбой на одном конце, используемая для установки и
удаления клапанов противодавления или двухходовых клапанов из катушек
для подвески НКТ.
Трубные плашки которые герметизируют две подвески одновременно. См.
также Противовыбросовый превентор.
G-7
Фиктивный
клапан
газлифта
Динамическое
давление
Потери
динамического
давления
Эхолот
Эквивалентная
циркуляционна
я
плотность(ECD)
Эквивалентный
вес раствора
Фильтрационна
я корка
Аварийное
оборудование
Ловильные
работы
Ловильный
инструмент
G-8
Пустой клапан газлифта, устанавливается в мандрель газлифта для изоляции
подвески от затруба. Клапана газлифта часто заменяются на фиктивные
клапана на время проведения ремонта скважин с оборудованием для газлифта.
Давление жидкости находящейся в движении. Также называется давлением
трения.
См. Давление медленной циркуляции.
Устройство, используемое для определения уровня жидкости в скважине и
количество локаторов муфт до этой точки.
Эффективная плотность, получаемая путем циркуляции жидкости против
пласта, учитывается перепад давления в затрубе через рассматриваемую
точку. Расчет ECD производится следующим образом: d + P/9,81*D, где d удельный вес раствора (кг/м3), Р - перепад давления в затрубе между
глубиной D и поверхностью (Па), D - вертикальная глубина (м). ECD важный параметр для предотвращения проявлений и поглощений, особенно в
скважинах с узким коридором между градиентом разрыва и градиентом
порового давления.
Удельный вес раствора или эквивалент плотности, определенного давления
(Па) на определенной вертикальной глубине (м).
Отложения осадка на проницаемой поверхности, когда раствор, например
буровой, под давлением воздействует на поверхность. Фильтрат это
жидкость, проходящая через поверхность, и оставляющая корку на
поверхности. Для определения скорости фильтрации и свойств корки
проводятся анализы буровых растворов.
Все что оставлено в скважине, например металл, инструменты, бурильная
труба или другие предметы. После того как эти предметы упали в скважину
они называются аварийными. Обычно все что спускается в скважину
замеряется, так что можно подобрать необходимый ловильный инструмент.
Работы по извлечению аварийного инструмента из скважины. Основными
моментами в ловильных работах является наличие данных по размерам и типу
аварийного оборудования, условия скважины, ловильные инструменты и план
работ для восстановления оборудования на поверхности.
Любое специальное механическое устройство, используемое в ловильных
работах.
Ру ково дс тво по ко нтр олю за с ос тояние м с кважин для КРС
Опрессовка
Устройство для
регулирования
дебита
Прямая
циркуляция
Потери на
трение
Давление
трения
Полнопроходно
й
предохранитель
ный клапан
Условная
вязкость
Плавкий
предохранитель
Газосепаратор
Газовая шапка
Режим Газовой
шапки
Вытеснение
газом
Словарь
Тест проводимый для определения стабильности скважины или целостности
пробки, клапана или задвижки. В большинстве случаев, опрессовка
показывает стабильность уровня или условий за определенный период.
Категория приспособлений колонны заканчивания, используемое для
направления, контроля или регулирования потока пластовых флюидов
(например штуцер, забойный регулятор).
Циркуляция по направлению в трубы и обратно из затруба.
Снижение давления жидкости, вызванное его трением о закрытую
поверхность (напр. трубу). Чем быстрее двигается жидкость, тем больше
потери.
Смотри Динамическое давление.
Клапан, устанавливаемый в подвеску, который имеет неограниченное
проходное отверстие когда находится в позиции открыто.
Смотри Вязкость.
Предохранитель с резьбой, наворачивается на крышку вентиля и держит его в
открытой позиции. В случае возгорания, материал предохранителя начнет
плавиться и таким образом, позволит стержню клапана двигаться назад и
закрыть клапан.
Сепаратор использующийся для отделения газа от жидкости вымываемой из
скважины, например буровой раствор во время бурения. Газосепаратор
обычно состоит из сосуда с несколькими тарелками с выходом для жидкости
на дне и дренажной линией на верху сосуда.
Газ, скопившийся в верхней части залежи, где температура, давление и
характеристики жидкости позволяют собираться свободному газу. Энергия от
расширения газовой шапки обеспечивает первоначальный механизм для
добычи нефти. Смотри Режим Газовой шапки.
Энергия газовой шапки, которая расширяется и вытесняет нефть в скважину и
на поверхность. См. также Газовая шапка, Режим Газовой шапки, Режим
Растворенного газа.
Механизм извлечения нефти для нефтяных скважин содержащих
растворенный газ или свободный газ, где используется энергия
расширяющегося газа для вытеснения нефти из резервуара в
G-9
Расширение
газа
Газлифт
Мандрель
газлифта
Клапана
газлифта
Миграция газа
Гелевая пачка
Гравийный
фильтр
G-10
скважину.Система с газовым вытеснением использует энергию пластового
газа, который может находиться в свободном или растворенном состоянии,
для добычи нефти.См. Режим Газовой шапки, Режим Растворенного газа.
Увеличение объема газа, ведущее к снижению давления.
Метод добычи при котором газ нагнетается в подвеску НКТ для снижения
гидростатического давления столба жидкости. Это снижение забойного
давления позволяет пластовым флюидам притекать в скважину при больших
скоростях. Нагнетаемый газ обычно подается через затрубное пространство и
поступает в подвеску через серию клапанов газлифта. Местонахождение
газлифта, давление и скорость закачки газа определяются условиями
скважины. Также см. Клапана газлифта.
Устройство, устанавливаемое в подвеску скважины с газлифтом для
установки в нее клапанов газлифта и подобных механизмов которым
необходимо сообщение с затрубом. В обыкновенной мандрели газлифта,
клапана газлифта устанавливаются по мере спуска НКТ в скважину, так чтобы
была возможность подъема и ремонта клапанов. В боковых мандрелях,
клапана устанавливаются и удаляются при помощи каротажного кабеля, когда
мандрель спущена в скважину. В данном случае, установленные компоненты
не преграждают путь движения жидкости, таким образом давая возможность
доступа к скважине и к компонентам установленным ниже.
Клапана используемые в системе газлифта для контроля поступления потока
газа в НКТ. Клапана газлифта находятся в мандрели газлифта, которая также
обеспечивает сообщение с подачей газа в затруб. Работа клапанов газлифта
определяется определенными давлениями открытия и закрытия в трубах и
затрубе, в зависимости от применения. См. также Газлифт.
Движение газа в закрытой скважине, где он не может расширяться. Если не
происходит расширение газа его объем не меняется, и следовательно его
давление остается неизменным. Миграция газа вызывает нежелательное
увеличение скважинного давления.
Жидкость насыщенная загустителями. Пачка закачивается напротив
проблемной зоны для снижения поглощений.
Метод контроля выноса песка используемый для предотвращения выноса
песка из пласта. В фильтре установлен металлический экран, и окружающее
пространство заполняется гравием определенного размера для
предотвращения прохождения песка. Основной целью является стабилизация
Ру ково дс тво по ко нтр олю за с ос тояние м с кважин для КРС
Высокопроница
емая зона
пласта, наряду лишь с небольшими ухудшениями в производительности
скважины.
Интервал или участок пласта который в которм происходит фильтрация с
большей скоростью чем в других пластах. См.также Низкопроницаемая зона,
Проницаемость.
Пакер Hookwall
QHSE
Коренная
задвижка (HCR)
Гидравлически
й блок
управления
Штуцер с
гидроприводом
Гидравлически
й пакер
Гидравлическа
я посадка
Эффект
гидростатическ
ого давления
Гидростатическ
ое давление
Словарь
См. Механический пакер.
Соращение для “качество, здоровье, безопасность и окружающая среда“. Эти
четыре аспекта являются первостепенно важными для нефтегазовой отрасли.
Строгое соблюдение этих правил является требованием для всех операторов
во всем мире а также диктуется внутренней политикой большинства
корпораций.
Гидравлическая задвижка на выкидной линии превентора. Задвижка с
высокой силой закрытия означает что небольшое количество гидравлического
давления будет создавать большую силу закрытия задвижки.
Смонтированная компановка из аккумуляторов, насосов, задвижек,
регуляторов, манометров, используемых для управления противовыбросовым
превентором.
См. Штуцер.
Пакер с посадкой без механических манипуляций подвески. См. также Пакер.
Посадка или метод работы с использованием гидравлической силы,
приложенной посредством подвески для активации скважнного инструмента.
Во многих случаях используется шар, который бросают в подвеску, он
садиться в посадочное седло, и используется для сдвига или активизации
механизма при определенных давлениях.
Работа силы создаваемой гидростатическим давлением. См.также
Гидростатическое давление.
1. В геологии, нормальное предсказуемое давление на определенной глубине,
или давление на единицу площади создаваемое столбом свежей воды на
данной глубине. 2. В бурении, сила на единицу площади создаваемое столбом
жидкости. Оно вычисляется следующей формулой Р= пл.бур.раст. х Глубина
х 9,81, где пл.бур.раст. - плотность бурового раствора в кг/м3, Глубина вертикальная глубина в метрах, и 9,81 - гравитационная постоянная.
3.Давление в любой точке столба жидкости равно весу жидкости над этой
G-11
точкой.Удельный вес раствора должен всегда отслеживаться и подбираться
для условий бурения. Правильный вес раствора является необходимым для
предотвращения ГНВП, однако чрезмерное давление также нежелательно, так
как создает разрывы пласта, что вызовет поглощения раствора. См. также
Проявление.
Приток
Нагнетательная
скважина
Внутренний
превентор
Обратная
эмульсия
Проявление
Выбросовый
инструмент
Глушение
G-12
Приток в скважину пластовых флюидов. См. также Проявление.
Скважина в которую производится нагнетание жидкости, первоочередная
задача которой является поддержание пластового давления. Существует два
основных типа нагнетания: вода и газ. Может нагнетаться сепарированный газ
из добывающих скважин или газ другой газ может нагнетаться в верхнюю
часть резервуара. Нагнетание воды широко используется на морских
платформах, где нагнетается отфильтрованная морская вода в нижнюю часть
резервуара.
Клапан предотвращающий приток внутрь трубы. Часто используется
совместно с полнопроходной задвижкой во время работ со скважиной под
давлением.
Раствор на нефтяной основе в которой пресная или соленая вода является
дисперсной фазой, а дизель, масло являются непрерывной фазой. Другими
словами это эмульсия “вода в нефти”, что является противоположным
раствору на нефтяной основе,в котором “нефть в воде”.
Приток пластовой жидкости в скважину.Проявление является результатом
того,что давление в скважине меньше пластового давления, таким образом
инициализируется приток. Это может произойти по двум причинам: удельный
вес раствора недостаточен, и гидростатическое давление столба жидкости не
удерживает пластовые флюиды. Это происходит если плотность раствора
внезапно уменьшается или неправильно подобрана, или если разбуриваемая
порода содержит большее давление. Этот тип проявления называется
проявлением в результате свабирования. Второй причиной проявления,
является эффект давления переходящей жидкости, обычно в результате
движения буровой колонны или обсадной колонны, понижается давление в
скважине. Данное проявление называется механически вызванное.
Специальный инструмент с высадкой или со смещенным центром,
используется для спуска или подъема механизмов из боковых мандрелей.
Остановить работу скважины или остановить приток пластовых флюидов к
скважине. Процедуры глушения обычно включают циркуляцию пластовых
флюидов из скважины или закачку более тяжелого раствора в скважину, или
все вместе. В случае механически вызванного проявления, когда плотность
Ру ково дс тво по ко нтр олю за с ос тояние м с кважин для КРС
Удельный вес
раствора
глушения
Пачка
глушения
Раствор
уравновешиваю
щий пластовое
давление
Посадочный
ниппель
Растворение
последнего
кристалла
(LCTD)
Потеря
циркуляции
Низкопроницае
мая зона
Словарь
раствора достаточна для глушения скважины, а проявление произошло в
результате движения подвески, бурильщик должен вымыть пластовые
флюиды из скважины. В случае проявления в результате депрессии на пласт,
бурильщик должен вымыть пластовые флюиды из скважины и увеличить
плотность раствора. Для работающей скважины, закачивается раствор
глушения с достаточной плотностью чтобы остановить приток флюидов в
скважину.
Вес раствора глушения, или плотность, которая может создать
гидростатическое давление равное или большее пластового давления. Также
называется “пачка глушения”.
Пачка высокой плотности, закачиваемая в скважину для обеспечения
дополнительного гидростатического давления.
Раствор, плотность которого достаточно высока для создания
гидростатического давления в точке притока в скважине и остановления
притока. Эти растворы должны всегда находиться на рабочей площадке для
избежания потери контроля скважины или выброса.
Компонент заканчивания, представляющий собой короткую секцию
толстостенной трубы с обработанной внутренней поверхностью, которая
обеспечивает герметизацию и профиль для посадки. Посадочные ниппели
используются в большинстве конфигураций подвесок заканчивания на
определенных интервалах для возможности установки регуляторов дебита
таких как пробки и штуцеры. Используются три вида посадочных ниппелей:
упорный ниппель, селективный ниппель, и ниппель для клапана отсекателя.
Метод определения температуры кристаллизации солевого раствора. См.
также Температура кристаллизации
Недостаточное количество раствора возвращающегося на поверхность после
закачки его в скважину. Потеря циркуляции происходит когда долото
вскрывает естественные трещины, разрывы или каверны, и раствор уходит в
пласт. Потеря циркуляция может также произойти из-за подвергания пласта
тяжелому раствору, который создает разрывы в пласте.
Пласт или зона с ограниченными возможностями принимать флюиды.
См.также Высокопроницаемая зоны, Проницаемость.
G-13
Процедура
Смазать и
Стравить
Лубрикатор
Штуцер с
ручным
управлением
Кислотная
обработка
Измеренная
глубина (MD)
Процедура контроля скважины которая заключается в закачке раствора в
верхнюю часть закрытой скважины и затем снятием газа.
Длинная труба высокого давления, устанавливаемая на вершину фонтанной
арматуры, для возможности подачи инструментов в скважину под давлением.
В КРС, данный термин применяется к оборудованию контроля давления при
проведении операций с помощью металлического кабеля, для установки
инструментов при подготовке к спуску или подъему оборудования при
завершении работ.Лубрикаторы также используются также при работе с
гибкой трубой.
См. Штуцер.
Обработка пласта кислотой. В песчаниках, кислота реагирует с растворимыми
частицами в породе для увеличения размеров порового пространства. В
карбонатах, кислота растворяет полностью породу. В обоих случаях
кислотная обработка улучшает проницаемость пласта. Кислотные обработки
делаются при высоких скоростях закачки, но при давлении меньшем чем
давление разрыва пласта. Это позволяет кислоте проникать в пласт и
расширять охват обработки одновременно избегая повреждения пласта.
Длина скважины, замеренная по стенкам скважины. За исключением
вертикальных скважин, эта величина всегда больше чем вертикальная
глубина скважины, в результате того, что скважины имеют кривизну. Так как
скважина не может быть физически измерена от конца до конца, замер
делается путем подсчета количества буровых труб, муфт. См.также
Фактическая глубина скважины по вертикали.
Механический
пакер
Фрезерование
Реология
раствора
Естественное
повреждение
G-14
Пакер, посадка которого осуществляется движением подвески - кручением,
весом, или натяжением на пакер. См.также Пакер.
Использование фреза или другого подобного инструмента для резания и
удаления частей оборудования из скважины. Для успешного выполнения
данной работы необходимо правильно подобрать инструменты, жидкости м
технику выполнения.
См.Реология.
Повреждение в скважине вызванное не механическим повреждением
оборудования заканчивания скважины. Естественные повреждения бывают
Ру ково дс тво по ко нтр олю за с ос тояние м с кважин для КРС
Монтаж
Упорный
ниппель
Репрессия
Пакер
Пакерная
жидкость
Уплотнитель
Уплотнительна
я компановка
Перфорация
Перфоратор
Словарь
следующими: конусообразование воды или газа, блокирование эмульсии,
закупорка порового пространства.
Сборка, соединение частей оборудования для его использования.
См.Посадочный ниппель.
Давление в скважине, превосходящее по величине значение пластового
давления. Это давление необходимо для предотвращения притока в скважину
пластовых флюидов. Однако это давление может значительно снизить
процесс бурения, путем упрочнения породы и ограничением удаления шлама
из под долота.Также чрезмерное давление совместно с плохими
характеристиками раствора могут вызвать прихват инструмента. Так как
пластовое давление отличается от пласта к пласту, в то время как плотность
раствора остается практически неизменной, значение давления будет разным
от зоны к зоне.
Подземное оборудование для изоляции затрубного пространства от лифтовой
колонны, во время добычи, нагнетания или обработки пласта. Типичная
компановка пакера состоит из клиньев, которые врезаются в колонну и
резинового элемента, который служит герметизирующим устройством.
Пакеры подразделяются по их применению, методу посадки и методу срыва.
Жидкость между затрубным пространством над пакером. Основными
функциями жидкости являются: 1. обеспечение гидростатического давления
для снижения разности давления на резиновом элементе пакера, 2.снижение
разности давления на стенки трубы и обсадной колонны для предотвращения
смятия, и 3. защита металла и эластичного элемента от коррозии.
Для обеспечения гидравлической изоляции, с помощью уплотнительного
элемента, например пакера, специального пластика или жидкости
Уплотнительное устройство (обычно из эластичного материала), которое
герметизирует пространство между одной и второй частью подземного
оборудования.
Отверстия для сообщения с пластом, через которые происходит приток
флюидов в скважину. Наиболее широко используемым методом является
кумулятивная перфорация. Другие методы перфорации используют пулевое
перфорирование, абразивно-струйное перфорирование.
Устройство для перфорации скважин при подготовке к запуску
скважины.Перфораторы с зарядами спускаются на заданную глубину и
G-15
Постоянный
пакер
Проницаемость
pH
Трубные
плашки
Пластическая
вязкость
Пробка
“Конский
хвост”
Первоначальны
й заряд
Градиент
давления
Падение
давления
Сила давления
Потери
давления
Метод давления
приводятся в действие для создания перфорационных отверстий в обсадной
колонне, цементе и пласте.
Пакер, разработанный для постоянного нахождения в скважине, по причине
конфигурации оборудования скважины.
Свойство горных пород пропускать сквозь себя жидкости и газы при наличии
перепада давления.
Показатель кислотности или щелочности вещества. Шкала от 0 до 14,
значения ниже 7 классифицируются как кислые, выше 7 щелочные.
Вид герметизирующего элемента в превенторе, которые производятся с
полукругом по краю (для образования круга со второй плашкой) для закрытия
вокруг трубы.Большинство плашек выпускаются под один размер труб и не
закрываются вокруг муфт или других соединений. Подвидом этих плашек
являются регулируемые плашки, которые закрываются на трубах различного
размера. См.также Противовыбросовый превентор.
См.Вязкость.
Любое приспособление для закрытия дыр или прохода.
Отрезок пеньковой пакли или другого материала для определения
негерметичностей в трубах.
Газ под давлением, помещаемый в бутыли аккумулятора. Обычно
используется азот.Заряд предназначен для подачи энергии при управлении
превентором.
Изменение давления с глубиной, обычно измеряется в Па/м. В зонах с
нормальным давлением давление возрастает как и ожидалось. Нормальный
градиент воды 9,795 kPa/m, и 10,519 кПа/м для воды с 100 000 частей на
миллион суммарных растворенных солей. Отклонения от нормального
давления являются высоким или низким давлениями.
Потеря давления в результате трения вызываемого прохождением флюида
через трубу, клапан, или другое устройство.
Сила создаваемая давлением воздействующим на поверхность.
См.Потери на трение.
Процедура Смазать и Стравить, использующая в качестве контроля процесса
давление манометра. Сравните с Объемным методом. См.также Процедура
Смазать и стравить.
G-16
Ру ково дс тво по ко нтр олю за с ос тояние м с кважин для КРС
Первичные
методы добычи
нефти
Первичный
контроль
скважины
Эксплуатацион
ные плашки
Пропант
Плашечный
превентор
Зумпф
Повторное
освоение
Относительная
плотность
Обратная
циркуляция
Реология
Словарь
Первая стадия добычи, при которой для добычи нефти используется энергия
резервуара, хотя могут применяться некоторые формы механизированной
добычи для борьбы со снижением добычи. Сравните Вторичная добыча.
См.Контроль скважины.
Плашечный превентор, герметизирующий вокруг штанги в скважинах с
штанговыми насосами.См.также Противовыбросовый превентор.
Подается с жидкостью ГРП для удерживания трещины после ГРП в открытом
сотоянии. Может использоваться пропант со смоляным покрытием или
керамическим материалом таким как спеченый боксит. Материал пропанта
тщательно сортируется по размерности и сферичности, для обеспечения
удовлетворительной подачи флюида из пласта к скважине.
См. Противовыбросовый превентор.
Дополнительный интервал в конце скважины (после последней продуктивной
зоны), обычно меньшего диаметра чем основной ствол скважины. Он
позволяет проводить исследования скважины, место для аварийного
инструмента, позволяет оставлять перфораторы, все то что уменьшает
эффективную глубину скважины.
Работы по ремонту оборудования ствола скважины для восстановления
первоначальной продуктивности. См.также Освоение.
Отношение удельного веса заданного объема вещества при данной
температуре к весу того же объема воды той же температуры. Плотность API
является производной от относительной плотности. См. плотность API.
Циркуляция жидкости по направлению через затрубное пространство с
выходом через подвеску. Обратная циркуляция часто используется для
удаления удаления шлама из ствола скважины, так как в подвеске создается
высокая скорость восходящего потока больше шлама можно вымыть по
сравнению с прямой циркуляцией.См.также Прямая циркуляция.
Наука изучающая деформацию и течение жидкостей. Термин также
используется для определения свойств флюида, как в реологии буровых
растворов. Реология важное свойство буровых растворов, растворов ремонта
и заканчивания, цементных растворов и специальных жидкостей и пачек.
реология раствора постоянно измеряется и регулируется для соответсвия
целям заданной операции.
G-17
КРС с помощью
подъемника
Скорость
спуска
Инструмент для
спуска
Вторичные
методы
извлечения
нефти
КРС с помощью подъемника с вышкой и лебедкой. Скважина обычно
глушится, убирается фонтанная арматура и устанавливается ПВО на время
проведения ремонта. См.также КРС.
Скорость (в секундах, минутах на 1 трубу) при которой происходит спуск
подвески в скважину.
Подземный инструмент используемый для спуска и установки забойных
пробок или подобного оборудования. Термин используется для ряда
инструментов используемых в КРС, таких как гибкая труба, ремонт с
подъемником или работ под давлением.
1. использование системы искусственного заводнения или закачки газа для
поддержания пластового давления для поддержания добычи и снижения
скорости падения добычи 2. искусственное заводнение истощенного
резервуара. 3. методы извлечения трудноизвлекаемых запасов. Сравните
Первичные методы
Вторичный
контроль
скважины
Селективный
ниппель
Срезающие
плашки
Сдвижной
механизм
Забойное
давление
закрытой
скважины
См. Контроль скважины.
См.Посадочный ниппель.
Закрывающий элемент для срезания трубы во время закрытия превентора.
Срезающие плашки используются как последнее средство для контроля
скважины во время проявления. Как только трубы срезаны, они остаются
висеть на превенторе и операция по глушению становится более трудной. При
срезке разрушаются только верхняя часть труб, нижняя же часть остается
целой. См.также Противовыбросовый превентор.
Инструмент для подбора позиции циркуляционной муфты или подобного
оборудования ствола скважины. Данный механизм спускается на кабеле,
также используется вместе с гибкой трубой в горизонтальных и наклонных
скважинах. Сдвижные механизмы обычно производятся под один размер
циркуляционной муфты.
Сила на единицу площади, создаваемая на забое закрытой скважины. Обычно
это комбинация гидростатического давления и любого дополнительного
давления.
(SIBHP)
G-18
Ру ково дс тво по ко нтр олю за с ос тояние м с кважин для КРС
Давление в
обсадной
колонне
закрытой
скважины
(SICP)
Давление в
закрытой
скважине (SIP)
Давление жидкости в затрубном пространстве на поверхности в закрытой
скважине.
Сила на единицу площади, создаваемая на забое закрытой скважины. SIP
может быть равно нулю, это говорит о том что открытый пласт сбалансирован
гидростатическим давлением столба жидкости. Если давление равно нулю,
это означает что скважина заглушена, и может быть безопасно
открыта.Смотри также Давление в трубах закрытой скважины и Давление в
обсадной колонне закрытой скважине.
Давление в
трубах
закрытой
скважины
(SITP)
Боковая
мандрель
Одновременные
работы
(SIMOP)
Проволока
Циркуляционна
я муфта
Давление
медленной
циркуляции
(SCRP)
Словарь
Показание давления на трубном манометре скважины находящейся в
статическом состоянии.
См.Мандрель газлифта.
Термин в основном используется при работе на морских платформах, или при
нескольких фонтанных арматурах, где происходит доступ к нескольким
стволам скважин, например буровая, установка сликлайн, и установка гибкой
трубы работают одновременно. Одновременные операции влияют на
процедуры безопасности и на план действия при чрезвычайной ситуации.
Одножильный кабель использующийся для подъема и спуска инструментов в
скважины. Кабель проходит через сальник и через оборудования для контроля
давления установленные на фонтанной арматуре для обеспечения
безопасного проведения работ в работающих скважинах.
Приспособление оборудования ствола скважины, которое служит для
создания сообщения между лифтовой колонной и затрубом. В муфте
находится система отверстий которые открываются и закрываются путем
сдвига скользящего компонента, который управляется проволокой.
Давление вызываемое насосом когда скорость закачки снижена до скорости
меньшей чем нормальная скорость циркуляции. Это давление устанавливают
во время глушения скважины. Скважины глушат при этих скоростях, так как
процесс легче контролировать, пласт подвергается меньшему трению и
происходит снижение скорости выхода газа из скважины.
G-19
Работы в
скважине под
давлением
Режим
растворенного
газа
Удельная масса
Шаровый кран
Статическое
забойное
давление
Анализы
статической
скважины
Стопорная
муфта
Штормовой
штуцер
Предохранител
ьный клапан
СПО в
скважине под
давлением
G-20
Процесс спуска трубы в скважину против силы давления (напр. когда
скважина закрыта и вес трубы не достаточен для преодоления силы давления
действующей вверх). В КРС работы под давлением сопровождаются
использованием гидравлической силы для “вталкивания” трубы через головку
агрегата или через превентор.
Система в которой движущей силой нефти из резервура является
растворенный в нефти газ. По мере продвижения жидкости к стволу
скважины, изменение давления приводит к высвобождению газа из
растворенного состояния, он смешивается с нефтью и усиливает поток
пластовых флюидов.. См.также Режим Газовой шапки и Газовый режим.
Отношение плотности жидкости к плотности воды. Стандартная удельная
масса для воды 1.0.
Задвижка наворичиваемая на подвеску в случае начала проявления во время
СПО. Шаровый кран находится всегда на рабочей площадке. При работах в
скважине под давлением, шаровый кран или предохранительный кран,
находятся в ящике для защиты от поломки.
См.Забойное давление.
Тестирование скважины находящейся в статическом состоянии.
Устройство предотвращающее прохождение инструмента через данную
точку.
См. Забойный управляемый отсекатель скважины.
Предохраниетльный клапан устанавливаемый в подвеску.
Спуск или подъем подвески в скважину под давлением с помощью
герметизирующего устройства например динамического превентора
(резиновый рукав)для удержания давления и флюидов. Работы с гибкой
трубой и другие специализированные работы могут проводиться на
незаглушенной скважине с использованием специального герметизирующего
оборудования.
Ру ково дс тво по ко нтр олю за с ос тояние м с кважин для КРС
Забойный
управляемый
отсекатель
скважины
Защитный механизм устанавливаемый в верхнюю часть ствола скважины для
обеспечения аварийного закрытия ствола в случае непредвиденной ситуации.
Существуют два типа: управляемый с поверхности и управляемый
скважиной. В обоих случаях отсекатели разработаны чтобы быть надежными,
так чтобы в случае поломки или повреждения установок на поверхности ствол
скважины был перекрыт.
Устьевые
показатели
Показания, индикаторы и другие данные доступные бригаде на устье
скважины. Например показания манометра, показатели потока, уровень
емкости и показания детектора газа.
Поверхностно-активное вещество с функциями эмульгатора, дисперсанта,
гидрофобного агента, гидрофильного агента, пенообразователя и
пеноудалителя.
Быстрый рост давления в результате спуска подвески с большой скоростью
или при включении бурового насоса после начала операции.
Подъем пластовой жидкости в ствол скважины посредством механического
действия, которое снижает давление на забое, например подъем инструмента
из скважины. Если давление значительно снизилось, пластовые флюиды
начинают притекать в скважину.
Показатель для конкретной емкости, объема на единицу высоты емкости
(например баррелей или галлонов на дюйм).
ПАВ
Поршневание
Свабирование
Удельная
емкость
резервуара
(емкости)
Лист долива
СПО
Фактическая
глубина
скважины по
вертикали
(TVD)
Емкость трубы
Пробка для
НКТ
Словарь
Запись произведенного долива или вытесненного раствора скважины, во
время СПО и сравнение с теоретическими данными.
Операции по спуску или подъему труб.
Расстояние по вертикали от поверхности до точки забоя скважины.
Фактическая глубина скважины по вертикали важна для определения
забойных давлений, которые напрямую зависят от гидростатического
давления столба жидкости в скважине. Для этих вычислений величина
Измеренной глубины не подходит, необходимо использовать фактическую
глубину скважины по вертикали.
Внутренний объем трубы определенного размера на единицу длины (м3/м).
Механическое устройство устанавливаемое в подвеску на каротажном кабеле
для предотвращения потока.
G-21
Скважинный
клапанотсекатель
Мутность
Тип предохранительного клапана который является частью подвески и
удаляется только вместе с трубой.
Измерение количества взвешенного вещества в растворе на водной основе.
Результаты замера записываются в единицах нефелометрической мутности
(NTU).
Депрессия
Полезный
объем
Эффект Uобразной трубы
Превентор с
универсальным
и плашками
Загуститель
Вязкость
Объемный
метод
G-22
Давление (сила на единицу площади) на пласт в стволе скважины меньше
давления жидкости в пласте. Если пласт обладает хорошими ФЕС
(фильтрационно-емкостными свойствами), пластовые флюиды начинают
притекать в ствол скважины.
Объем жидкости контроля превентора в аккумуляторе, с давлением в
диапазоне между максимальным и минимальным давлением.
В U-образной трубе, высота жидкости в одной трубке изменяется с
изменением плотности жидкости в другой трубке. В скважине с подвеской на
забое, подвеска является одной трубкой и затрубное пространство между
подвеской и и стенками скважины является другой трубкой. Если в подвеску
поступает более плотный раствор, жидкость начинает течь из затруба и
наоборот. На практике в подвеску закачивают более тяжелый раствор для
подъема сухих труб и это называется использование эффекта U-образной
трубы.
Плашечный превентор с универсальными плашками под разные диаметры
труб.
Агент для повышения вязкости в растворах ремонта и заканчиванния
скважин.
Свойство жидкостей сопротивляться течению. Вязкость растворов ремонта
измеряется двумя путями: условная вязкость и пластическая вязкость.
Условня вязкость измеряется Вискозиметром Марша, и основана на том,
сколько секунд потребуется 1,5 л жидкости для прохождения через
вискозиметр. Пластическая вязкость, измеряется реометром, основана на
отношении касательного напряжения к скорости сдвига и измеряется в
Паскалях на секунду (Па*с).
Процедура контроля скважины Смзать и Стравить, в которой записывается
объем закаченного раствора в скважину. Из этих данных рассчитывается
гидростатическое давление скважины. И объем давления снимаемого из
скважины основывается на вычислении гидростатического давления.
Ру ково дс тво по ко нтр олю за с ос тояние м с кважин для КРС
Объемный
метод
Кавернозные
породы
Метод
ожидания и
утяжеления
Негерметичност
ь
Водонапорный
режим
Заводнение
Контроль
скважины
Обслуживание
скважин
Подъем с
сифоном
Словарь
Средство контроля миграции газа в скважине где циркуляция невозможна.
Газу позволяют расширяться путем стравливания расчитанного объема
жидкости через штуцер по мере продвижения газа к устью.
Породы содержащие каверны, например известняки другие породы
подверженные разъеданию водой.
метод контроля скважины который заключается в закрытии скважины и
утяжелении раствора до раствора глушения скважины. Затем раствор
глушения закачивается в скважину а проявление пластовых флюидов
одновременно с эти вымывается. Для контроля процесса используется график
давлений в подвеске.
Дыра в трубе размываемая эрродирующим высокоскоростным потоком
жидкости проходящей через нее.
Механизм движения нефти, в котором нефть движется за счет напора
подстилающих вод. По мере истощения резервуара, вода продвигается по
направлению вверх вытесняя нефть до тех пор пока энергия водяного пласта
не высвободится и скважина начинает давать слишком много воды.
Вторичный метод извлечения запасов, при котором вода нагнетается в пласт
для вытеснения нефти. Вода из нагнетательных скважин физически вытесняет
нефть к близрасположенным добывающим скважинам.
Технология поддержания давления в пласте для предотвращения проявления
пластовых флюидов в скважину. Первичный контроль скважины
фокусируется на предотвращении проявлений посредством поддержания
гидростатического давления равным или большим пластовому давлению.
Если первичный контроль над скважиной потерян, применяется вторичный
метод контроля скважины для восстановления первичного контроля над
скважиной. Вторичный контроль скважины состоит из использования ПВО и
системы циркуляции наряду с процедурами контроля скважины для
циркуляции раствора глушения и вымыва проявления, восстанавливая баланс
скважины.
Работы производимые на скважине после заканчивания и освоения скважины.
Данные работы производятся для поддержания и улучшения
производительности скважины, хотя некоторые работы с установками ГНКТ
и проволокой выполняются для оценки и контроля показателей резервуара.
Условия во время подъема, при которых уровень жидкости внутри подвески
не падает ниже уровня устья скважины, и поэтому во время развинчивания
труб жидкость выливается на рабочую площадку.
G-23
Работы с
помощью
кабеля
Съемный
предохранитель
ный клапан
устанавливаем
ый с помощью
кабеля
Рабочая
подвеска
Капитальный
ремонт
скважины
Раствор
ремонта
Нулевая
отметка
Ремонт производимый с помощью кабеля (с одной или несколькими жилами).
Обычно это относится к работам по каротажу а также к работам с помощью
проволоки (кабель из одной жилы).
Тип предохранительного клапана устанавливаемого с помощью каротажного
кабеля.
Общий термин, описывающий колонну используемую для ремонта скважины
или проведения стимуляций. Гибкая труба также называется рабочей
подвеской.
Процесс представляющий основной ремонт или проведение стимуляции
скважин. Во многих случаях, ремонт включает в себя подъем и смену
подвески после глушения скважины и монтажа подъемника. Ремонт
производимый через НКТ используя ГНКТ, работы в скважине под
давлением, проволоку, проводятся для избежания смены подвески. Эти
работы сохраняют достаточное количество времени и денег.
Жидкость для контроля скважины, обычно солевой раствор, используемый
при проведении ремонта скважины. Так ка ствол скважины находится в
постоянном контакте с пластом, жидкость ремонта должна быть чистой и
химически совместимой с пластовыми флюидами и породой пласта.
Точка отсчета для работ на кабеле.
Источники
Нефтяной словарь Schlumberger . Ed. Gretchen Gillis. Июнь 2002.
www.glossary.oilfield.slb.com
Словарь для нефтяной промышленности . 2nd ed. Austin: Petroleum Extension
Service, Division of Continuing Education, University of Texas at Austin, 1997.
G-24
Ру ково дс тво по ко нтр олю за с ос тояние м с кважин для КРС