б) Видалення газу з свердловини

Оскільки відновлення циркуляції продовжується всього декілька хвилин, зазвичай вважається, що даний етап видалення газу з свердловини відповідає циркуляції при сталому режимі роботи насоса.

Принцип і процедура:

Як ми вже знаємо, у всіх випадках, коли гідростатичний тиск в кільцевому просторі змінний, контрольованою величиною на цьому етапі служитиме тиск нагнітання.

Оскільки етап відновлення циркуляції дає нам величину Р_поч1, яка дозволяє забезпечити Р_виб = Р_пл+ DР_репр, операції, які необхідно провести, будуть дуже простими:

• бурильник повинен підтримувати витрату Q_глуш постійним;

• оператор на дроселі повинен дроселювати потік для збереження постійного тиску Р_поч1 до повного видалення газу.

Висновок: Вимивання газу здійснюється з постійною витратою і при постійному тиску нагнітання Р_поч1, рівному Р_{б к} + Р_бк1 + DР_репр.

Тиск в кільцевому просторі Р_кп в процесі вимивання газу

При вимиванні пластового флюїду тиск в кільцевому просторі, що створюється на дроселі, компенсує зміни гідростатичного тиску в кільцевому просторі для збереження постійного Р_виб. Таким чином, рішення ухвалюють шляхом перевірки зміни Р_{гст кп}.

У будь-який момент тиск в газі дорівнює вибійному тиску мінус гідростатичний тиск за рахунок стовпа бурового розчину між вибоєм і газом. Оскільки вибійний тиск підтримується постійним, і гідростатичний тиск бурового розчину під пачкою газу збільшується у міру підйому газу, тиск в останньому поступово зменшуватиметься.

Згідно із законом Бойля-Маріотта (PV = константа), об'єм його повинен збільшитися.

Наслідки збільшення об'єму:

• рівень бурового розчину в місткостях на поверхні і витрату в кільцевому просторі збільшаться;

• гідростатичний тиск в кільцевому просторі зменшиться;

• Р_кп збільшиться.

Слід зазначити, що ці явища незначні, коли газ знаходиться на вибої, але важливість їх зростає, коли він близький до поверхні...

1-й висновок: Оскільки гідростатичний тиск в кільцевому просторі схильний до зменшення, оператор на дроселі повинен забезпечити на гирлі в кільцевому просторі тиск Р_кп , що росте, на дроселі в процесі підйому газу.

При зменшенні гідростатичного тиску в кільцевому просторі потрібно забезпечити на дроселі вищий тиск!

На практиці мовиться: в процесі підйому газу тиск в кільцевому просторі підвищується.

Максимальний гирловий тиск в кільцевому просторі вийде, коли гідростатичний тиск в ньому буде мінімальним, тобто коли висота газу в свердловині буде максимальною.

За умови, що кільцевий простір має правильну форму, максимальна висота газу вийде, коли газ знаходиться під ОП.

2-й висновок: Максимальний “поверхневий” тиск в кільцевому просторі виходить, коли газ знаходиться під ОП.

Оскільки величина Рвст_{кп макс} розраховується при закритій свердловині (див. параграф, що стосується параметрів, пов'язаних з міцністю обсадної колони), супервайзер повинен бути упевненим впродовж управління свердловиною і, особливо, коли газ наближається до ОП, в надійності своїх розрахунків і істинності свідчення манометра..

Величина Рвст_{кп макс}, визначена тільки з буровим розчином результатний щільності в кільцевому просторі, дозволяє також розрахувати об'єм припливу пластового флюїду, коли газ буде у поверхні, що є цінною інформацією для роботи з приймальними місткостями.

в) Нагнітання бурового розчину з необхідною густиною

Ця операція, також здійснювана з постійною витратою Q_глуш за один повний цикл, але ділиться на два різних етапи:

• закачування бурового розчину в бурильну колону

• підйом бурового розчину в кільцевому просторі.

Вона може здійснюватися після закриття свердловини і зупинки насоса (газ видалений) або протягом початкової циркуляції аж до повернення рівня місткостей до початкового значення.

Закачування бурового розчину в бурильну колону

Базовий принцип:

• при незмінному гідростатичному тиску в кільцевому просторі контрольованою величиною зазвичай служить тиск на гирлі в кільцевому просторі;

• при однорідному флюїді відомої густини, що закачується на постійним режимі в бурильну колону, контрольованою величиною протягом цього етапу може також служити тиск нагнітання (на стояку), визначуваний по спеціальному графіку.

Процедури:

Якщо обважений буровий розчин , що закачується після видалення газу і якщо бажано виходити з свідчення манометра кільцевого простору, що адекватно сенсу явищ, робота буде простою:

• бурильник повинен зберігати витрату Q_глуш постійною;

• оператор на дроселі повинен переконатися в тому, що значення тиску по манометру кільцевого простору залишається постійним і рівним Р_бк1 + DР_репр до тих пір, поки буровий розчин не досягне долота.

Дійсно, ми знаходимося на “автоматичному” етапі, оскільки постійна витрата створює при постійному ступені відкриття дроселя постійну величину Р_кп;

за нормальних умов ніяких маніпуляцій на дроселі не знадобиться: постійне Р_кп при постійному гідростатичному тиску в кільцевому просторі створює постійний вибійний тиск.

1. Які можливі ускладнення в процесі буріння нафтових і газових свердловин?

2. По яких причинах виникає більшість ускладнень в процесі буріння свердловин?

3. По яких причинах можливі поглинання бурового розчину?

4. Як класифікуються поглинання за інтенсивністю?

5. Якими заходами можна попередити поглинання бурового розчину?

6. Як ліквідовуються поглинання різної інтенсивності?

7. Які види ускладнень пов’язані з порушенням пристовбурної зони свердловини?

8. Які причини приводять до осипань та обвалювань стінок свердловини?

9. Як попередити осипання та обвалювання стінок свердловини?

10. Як визначаються інтервали поглинання бурового розчину?

11. Які методи застосовують для ізоляції зон поглинань?

12. Що слід розуміти під ГНВП?

13. Які причини приводять до виникнення ГНВП?

14. При яких умовах ГНВП можуть перейти у викиди?

15. За якими ознаками можна виявити ГНВП?

16. Які заходи приймаються для попередження ГНВП?

17. Яке призначення має проти викидне обладнання?

18. Які операції можна виконувати за допомогою проти викидного обладнання?

19. Із яких основних вузлів складається противикидне обладнання?

20. Призначення і типи превенторів. Що можна зробити за допомогою превенторів?

21. Лінії маніфольду проти викидного обладнання. Яке вони мають призначення?

22. Яке призначення пультів управління проти викидного обладнання? Їх типи і основні вузли.

23. Які операції можна виконувати з основного і допоміжного пультів управління ОП?

24. Які є типові схеми обв’язки устя свердловини противикидним обладнанням?

25. Як повинна діяти бурова вахта на випадок ГНВП?

26. Що слід розуміти під грифонами і міжколонними проявами?

27. Які причини виникнення грифонів і між колонних проявів?

28. Які є способи попередження і ліквідації грифонів?

Дата добавления: 2015-07-25