Первый опыт применения распределенных по бурильной колонне динамических измерений для автоматизированной оптимизации бурения с использованием скважинных данных – Инженерная практика

Первый опыт применения распределенных по бурильной колонне динамических измерений для автоматизированной оптимизации бурения с использованием скважинных данных - Инженерная практика Электронная цифровая подпись

Расчет основных параметров бурового раствора.

Плотность бур. раствора (на основе эквивалента пластового давления):

Первый опыт применения распределенных по бурильной колонне динамических измерений для автоматизированной оптимизации бурения с использованием скважинных данных - Инженерная практика

k3 – коэффициент запаса на величину репрессии на пласт;
ρЭ-ПЛ – эквивалент пластового давления.

Эквивалент – это плотность жидкости, столб на конкретной глубине создает давление равное пластовому (поровому) давлению.

Первый опыт применения распределенных по бурильной колонне динамических измерений для автоматизированной оптимизации бурения с использованием скважинных данных - Инженерная практика

Первый опыт применения распределенных по бурильной колонне динамических измерений для автоматизированной оптимизации бурения с использованием скважинных данных - Инженерная практика

Первый опыт применения распределенных по бурильной колонне динамических измерений для автоматизированной оптимизации бурения с использованием скважинных данных - Инженерная практика

Где РПЛ, РГР, РПГ – пластовое давление, давление гидроразрыва, поглощения соответственно, кгс/см3;
Н – глубина залегания рассматриваемого пласта, м.
Расчет плотности бурового раствора из условия предупреждения ГНВП:

Интервал глубин, м <1200 1200-2500 >2500
k3 1,1-1,15 1,05-1,10 1,04-1,07
Репрессия на пласт 1,5 2,5 3,5

– для скважин глубиной более 2500 м должна удовлетворять соотношению:

Первый опыт применения распределенных по бурильной колонне динамических измерений для автоматизированной оптимизации бурения с использованием скважинных данных - Инженерная практика

Первый опыт применения распределенных по бурильной колонне динамических измерений для автоматизированной оптимизации бурения с использованием скважинных данных - Инженерная практика

Первый опыт применения распределенных по бурильной колонне динамических измерений для автоматизированной оптимизации бурения с использованием скважинных данных - Инженерная практика

Первый опыт применения распределенных по бурильной колонне динамических измерений для автоматизированной оптимизации бурения с использованием скважинных данных - Инженерная практика

Реологические параметры бурового раствора:

– Расчет пластической вязкости:

Первый опыт применения распределенных по бурильной колонне динамических измерений для автоматизированной оптимизации бурения с использованием скважинных данных - Инженерная практика

– Расчет динамического напряжения сдвига:

А) При скорости восходящего потока промывочной жидкости в кольцевом зазоре скважины υкп > υmin:

Первый опыт применения распределенных по бурильной колонне динамических измерений для автоматизированной оптимизации бурения с использованием скважинных данных - Инженерная практика

α – зенитный угол скважины;

Первый опыт применения распределенных по бурильной колонне динамических измерений для автоматизированной оптимизации бурения с использованием скважинных данных - Инженерная практика

Так как υкп > υmin, то:
Первый опыт применения распределенных по бурильной колонне динамических измерений для автоматизированной оптимизации бурения с использованием скважинных данных - Инженерная практика Где Ʈ – динамическое напряжение сдвига;

Определение режима течения промывочной жидкости

– для определения режима течения БР в колонне бур. труб определим критерий Хедстрема:
Первый опыт применения распределенных по бурильной колонне динамических измерений для автоматизированной оптимизации бурения с использованием скважинных данных - Инженерная практика

– критическое значение критерия Рейнольдса для бурильной колонны:

Первый опыт применения распределенных по бурильной колонне динамических измерений для автоматизированной оптимизации бурения с использованием скважинных данных - Инженерная практика

– расчет критерия Рейнольдса для бурильной колонны:

Первый опыт применения распределенных по бурильной колонне динамических измерений для автоматизированной оптимизации бурения с использованием скважинных данных - Инженерная практика

Так как Re БК > Re КР-БК, то режим течения БР в бурильной колонне турбулентный.

– для определения режима течения БР в кольцевом зазоре открытого ствола скважины определим критерий Хедстрема:

Первый опыт применения распределенных по бурильной колонне динамических измерений для автоматизированной оптимизации бурения с использованием скважинных данных - Инженерная практика

– критическое значение критерия Рейнольдса для кольцевого зазора открытого ствола скважины:

Первый опыт применения распределенных по бурильной колонне динамических измерений для автоматизированной оптимизации бурения с использованием скважинных данных - Инженерная практика

– расчет критерия Рейнольдса для кольцевого зазора открытого ствола скважины:

Первый опыт применения распределенных по бурильной колонне динамических измерений для автоматизированной оптимизации бурения с использованием скважинных данных - Инженерная практика

Так как Re КЗ > Re КР-КЗ, то режим течения бурового раствора в кольцевом зазоре открытого ствола скважины турбулентный.

– Для определения режима БР в кольцевом зазоре в обсадной колонне определим критерий Хедстрема:

Первый опыт применения распределенных по бурильной колонне динамических измерений для автоматизированной оптимизации бурения с использованием скважинных данных - Инженерная практика

Критическое значение критерия Рейнольдса для кольцевого зазора в обсадной колонне:

Первый опыт применения распределенных по бурильной колонне динамических измерений для автоматизированной оптимизации бурения с использованием скважинных данных - Инженерная практика

– расчет критерия Рейнольдса для кольцевого зазора открытого ствола скважины:

Первый опыт применения распределенных по бурильной колонне динамических измерений для автоматизированной оптимизации бурения с использованием скважинных данных - Инженерная практика

Так как Re КЗ > Re КР-КЗ, то режим течения бурового раствора в кольцевом зазоре в обсадной колонне турбулентный.

Расчет потерь давления в циркуляционной системе скважины.

Потери давления в циркуляционной системе наземного оборудования:

Первый опыт применения распределенных по бурильной колонне динамических измерений для автоматизированной оптимизации бурения с использованием скважинных данных - Инженерная практика

Первый опыт применения распределенных по бурильной колонне динамических измерений для автоматизированной оптимизации бурения с использованием скважинных данных - Инженерная практика – коэффициент гидравлических потерь, определяется как сумма коэффициентов потерь в отдельных элементах наземной циркуляционной системы:

– стояк- Первый опыт применения распределенных по бурильной колонне динамических измерений для автоматизированной оптимизации бурения с использованием скважинных данных - Инженерная практика

-буровой шланг- Первый опыт применения распределенных по бурильной колонне динамических измерений для автоматизированной оптимизации бурения с использованием скважинных данных - Инженерная практика

-вертлюг- Первый опыт применения распределенных по бурильной колонне динамических измерений для автоматизированной оптимизации бурения с использованием скважинных данных - Инженерная практика

-ведущая труба- Первый опыт применения распределенных по бурильной колонне динамических измерений для автоматизированной оптимизации бурения с использованием скважинных данных - Инженерная практика

Первый опыт применения распределенных по бурильной колонне динамических измерений для автоматизированной оптимизации бурения с использованием скважинных данных - Инженерная практика 1,07 0,52 0,44 0,90) Первый опыт применения распределенных по бурильной колонне динамических измерений для автоматизированной оптимизации бурения с использованием скважинных данных - Инженерная практика

Первый опыт применения распределенных по бурильной колонне динамических измерений для автоматизированной оптимизации бурения с использованием скважинных данных - Инженерная практика

Потери давления в бурильной колонне:

Первый опыт применения распределенных по бурильной колонне динамических измерений для автоматизированной оптимизации бурения с использованием скважинных данных - Инженерная практика

Первый опыт применения распределенных по бурильной колонне динамических измерений для автоматизированной оптимизации бурения с использованием скважинных данных - Инженерная практика

Так как при заданных условиях режим течения в бурильной колонне турбулентный, то величина коэффициент гидравлического сопротивления определяется кривой 1 (рис.3) в зависимости от значения критерия Рейнольдса

( Первый опыт применения распределенных по бурильной колонне динамических измерений для автоматизированной оптимизации бурения с использованием скважинных данных - Инженерная практика = 24480).

Первый опыт применения распределенных по бурильной колонне динамических измерений для автоматизированной оптимизации бурения с использованием скважинных данных - Инженерная практика (см.рис.3)

Первый опыт применения распределенных по бурильной колонне динамических измерений для автоматизированной оптимизации бурения с использованием скважинных данных - Инженерная практика

Потери давления в кольцевом зазоре открытого ствола

В кольцевом зазоре ствола скважины потери давления определяются по формуле:

Первый опыт применения распределенных по бурильной колонне динамических измерений для автоматизированной оптимизации бурения с использованием скважинных данных - Инженерная практика

Для заданных условий режим течения БР в кольцевом зазоре турбулентный.

Первый опыт применения распределенных по бурильной колонне динамических измерений для автоматизированной оптимизации бурения с использованием скважинных данных - Инженерная практика

коэффициент гидравлического сопротивления определяется кривой 2 (рис.3) в зависимости от значения критерия Рейнольдса

( Первый опыт применения распределенных по бурильной колонне динамических измерений для автоматизированной оптимизации бурения с использованием скважинных данных - Инженерная практика = 8404).

Первый опыт применения распределенных по бурильной колонне динамических измерений для автоматизированной оптимизации бурения с использованием скважинных данных - Инженерная практика (см.рис.3)

Потери давления в кольцевом зазоре кондуктора:

В кольцевом зазоре ствола скважины потери давления определяются по формуле:

Первый опыт применения распределенных по бурильной колонне динамических измерений для автоматизированной оптимизации бурения с использованием скважинных данных - Инженерная практика

Для заданных условий режим течения БР в кольцевом зазоре турбулентный.

Первый опыт применения распределенных по бурильной колонне динамических измерений для автоматизированной оптимизации бурения с использованием скважинных данных - Инженерная практика

коэффициент гидравлического сопротивления определяется кривой 3 (рис.3) в зависимости от значения критерия Рейнольдса

( Первый опыт применения распределенных по бурильной колонне динамических измерений для автоматизированной оптимизации бурения с использованием скважинных данных - Инженерная практика = 20975).

Первый опыт применения распределенных по бурильной колонне динамических измерений для автоматизированной оптимизации бурения с использованием скважинных данных - Инженерная практика (см.рис.3)

Суммарные потери давления в циркуляционной системе(рис.4) скважины (без долота):

Первый опыт применения распределенных по бурильной колонне динамических измерений для автоматизированной оптимизации бурения с использованием скважинных данных - Инженерная практика ;

Первый опыт применения распределенных по бурильной колонне динамических измерений для автоматизированной оптимизации бурения с использованием скважинных данных - Инженерная практика МПа

Величина рабочего давления бурового насоса должна находиться в пределах:

Первый опыт применения распределенных по бурильной колонне динамических измерений для автоматизированной оптимизации бурения с использованием скважинных данных - Инженерная практика

Первый опыт применения распределенных по бурильной колонне динамических измерений для автоматизированной оптимизации бурения с использованием скважинных данных - Инженерная практика – паспортное значение бурового насоса.

Подача бурового раствора одним насосом УНБ-600А, равна 28л/с обеспечивается при втулках насоса диаметром 160мм. При этом максимальное давление нагнетания бурового раствора не должно превышать 16,5 МПа.

Рабочее давление нагнетания БР не должно превышать:

Первый опыт применения распределенных по бурильной колонне динамических измерений для автоматизированной оптимизации бурения с использованием скважинных данных - Инженерная практика

Таким образом, резерв давления для реализации в гидромониторных насадках долота Первый опыт применения распределенных по бурильной колонне динамических измерений для автоматизированной оптимизации бурения с использованием скважинных данных - Инженерная практика

§

Условие гидроразрыва пласта:

Первый опыт применения распределенных по бурильной колонне динамических измерений для автоматизированной оптимизации бурения с использованием скважинных данных - Инженерная практика

Первый опыт применения распределенных по бурильной колонне динамических измерений для автоматизированной оптимизации бурения с использованием скважинных данных - Инженерная практика (75 МПа Первый опыт применения распределенных по бурильной колонне динамических измерений для автоматизированной оптимизации бурения с использованием скважинных данных - Инженерная практика

Определяем расчетный диаметр насадок гидромониторного долота

Трехшарошечное долото имеет три гидромониторные насадки диаметром ( Первый опыт применения распределенных по бурильной колонне динамических измерений для автоматизированной оптимизации бурения с использованием скважинных данных - Инженерная практика ).

Диаметр насадок определяется по формуле:

Первый опыт применения распределенных по бурильной колонне динамических измерений для автоматизированной оптимизации бурения с использованием скважинных данных - Инженерная практика

Где z-число насадок долота;

Первый опыт применения распределенных по бурильной колонне динамических измерений для автоматизированной оптимизации бурения с использованием скважинных данных - Инженерная практика – перепад давления в гидромониторных насадках долота, МПа.

Первый опыт применения распределенных по бурильной колонне динамических измерений для автоматизированной оптимизации бурения с использованием скважинных данных - Инженерная практика – коэффициент расхода насадки, зависящий от конструкции насадки ( при приближенных расчетах принимают для обычных долот 0,64-0,7, а для гидромониторных 0,9-0,95).

Первый опыт применения распределенных по бурильной колонне динамических измерений для автоматизированной оптимизации бурения с использованием скважинных данных - Инженерная практика

Первый опыт применения распределенных по бурильной колонне динамических измерений для автоматизированной оптимизации бурения с использованием скважинных данных - Инженерная практика

Расчет эксплуатационной колонны на прочность

При расчете выделяются три основные нагрузки:

· Внутреннее избыточное давление;

· Наружное избыточное давление смятия;

· Осевая нагрузка растяжения от собственного веса обсадной колонны.

Учитывая различные условия нагружения, обсадную колонну, как правило, составляют из нескольких секций обсадных труб одного типоразмера, как по толщине стенки, так и по механическим свойствам материала.

Условия расчета:

· Скважина нефтяная фонтанирующая;

· Скважина вертикальная;

· Эксплуатационная колонна диаметром 146мм;

· Глубина от устья скважины до башмака эксплуатационной колонны L=2930;

· Глубина спуска предыдущей обсадной колонны L0=350;

· Снижение уровня в эксплуатационной колонне при испытании на герметичность от устья H=1000 м;

· Уровень жидкости в эксплуатационной колонне в завершающий период эксплуатации H=1500 м;

· Расстояние от устья до уровня цементного раствора h=300 м;

· Удельный вес цементного раствора

· Удельный вес пластовой воды

· Удельный вес испытательной жидкости

· Удельный вес жидкости в эксплуатационной колонне при освоении

· Удельный вес жидкости (нефть) в эксплуатационной колонне в период ввода в эксплуатацию

· Удельный вес жидкости (нефть вода) в эксплуатационной колонне в завершающий период эксплуатации

· Удельный вес бурового раствора за эксплуатационной колонной

· Эксплуатационный объект расположен в интервале глубин 2910-2930 м

· Пластовые давления

· 2910 м Рпл= 31 МПа

· 2930 м Рпл= 31,3 МПа

· Запас прочности для обсадных труб в зоне эксплуатационного объекта n1=1.2

Построение эпюры внутреннего давления:

Определяем внутреннее давление в период ввода скважины в эксплуатацию.

Расчетная формула: Первый опыт применения распределенных по бурильной колонне динамических измерений для автоматизированной оптимизации бурения с использованием скважинных данных - Инженерная практика

На устье.

Первый опыт применения распределенных по бурильной колонне динамических измерений для автоматизированной оптимизации бурения с использованием скважинных данных - Инженерная практика

На глубине 2930 м.

Первый опыт применения распределенных по бурильной колонне динамических измерений для автоматизированной оптимизации бурения с использованием скважинных данных - Инженерная практика

Строим эпюру А-В (рис.3)

Первый опыт применения распределенных по бурильной колонне динамических измерений для автоматизированной оптимизации бурения с использованием скважинных данных - Инженерная практика

Внутреннее давление по окончании эксплуатации скважины.

На глубине 1500 м.

Первый опыт применения распределенных по бурильной колонне динамических измерений для автоматизированной оптимизации бурения с использованием скважинных данных - Инженерная практикаПервый опыт применения распределенных по бурильной колонне динамических измерений для автоматизированной оптимизации бурения с использованием скважинных данных - Инженерная практика

На глубине 2930 м.

Первый опыт применения распределенных по бурильной колонне динамических измерений для автоматизированной оптимизации бурения с использованием скважинных данных - Инженерная практика

Смотрим эпюру СD (рис.3).

Построение эпюры наружного давления

На устье.

Первый опыт применения распределенных по бурильной колонне динамических измерений для автоматизированной оптимизации бурения с использованием скважинных данных - Инженерная практика

Первый опыт применения распределенных по бурильной колонне динамических измерений для автоматизированной оптимизации бурения с использованием скважинных данных - Инженерная практикаПервый опыт применения распределенных по бурильной колонне динамических измерений для автоматизированной оптимизации бурения с использованием скважинных данных - Инженерная практика

На глубине 300 м около цемента.

Первый опыт применения распределенных по бурильной колонне динамических измерений для автоматизированной оптимизации бурения с использованием скважинных данных - Инженерная практика

На глубине 350 м.

Первый опыт применения распределенных по бурильной колонне динамических измерений для автоматизированной оптимизации бурения с использованием скважинных данных - Инженерная практика

На глубине 2930 м в продуктивном пласте.

Первый опыт применения распределенных по бурильной колонне динамических измерений для автоматизированной оптимизации бурения с использованием скважинных данных - Инженерная практика

Строим эпюру ABCD (рис.6). Из рис.6 следует что внешние давления для рассмотренных схем максимальны при цементировании эксплуатационной колонны.

Первый опыт применения распределенных по бурильной колонне динамических измерений для автоматизированной оптимизации бурения с использованием скважинных данных - Инженерная практика

Таким образом, максимальное наружное давление действует на обсадную колонну в момент окончания цементирования.

Построение эпюры избыточного наружного давления

Эпюра наружного избыточного давления строится для самых неблагоприятных условий нагружения, т.е. на заключительном этапе эксплуатации, когда вследствие снижения уровня жидкости в колонне внутреннее противодавление становится минимальным. Так как при снижении уровня жидкости в колонне она опорожняется до глубины 1500 м, то в интервале от устья до глубины 1500 м эпюра наружного избыточного давления аналогична эпюре наружного давления:

На устье

Первый опыт применения распределенных по бурильной колонне динамических измерений для автоматизированной оптимизации бурения с использованием скважинных данных - Инженерная практика

Первый опыт применения распределенных по бурильной колонне динамических измерений для автоматизированной оптимизации бурения с использованием скважинных данных - Инженерная практика

На глубине 300 м.

Первый опыт применения распределенных по бурильной колонне динамических измерений для автоматизированной оптимизации бурения с использованием скважинных данных - Инженерная практика

На глубине 350 м.

Первый опыт применения распределенных по бурильной колонне динамических измерений для автоматизированной оптимизации бурения с использованием скважинных данных - Инженерная практика

Первый опыт применения распределенных по бурильной колонне динамических измерений для автоматизированной оптимизации бурения с использованием скважинных данных - Инженерная практика

На глубине 1500 м.

Первый опыт применения распределенных по бурильной колонне динамических измерений для автоматизированной оптимизации бурения с использованием скважинных данных - Инженерная практика

На глубине 2860 м.

Первый опыт применения распределенных по бурильной колонне динамических измерений для автоматизированной оптимизации бурения с использованием скважинных данных - Инженерная практика

На глубине 2980 м.

Первый опыт применения распределенных по бурильной колонне динамических измерений для автоматизированной оптимизации бурения с использованием скважинных данных - Инженерная практика

Строим эпюру избыточных давлений АВСDEF. (рис.7).

Первый опыт применения распределенных по бурильной колонне динамических измерений для автоматизированной оптимизации бурения с использованием скважинных данных - Инженерная практика

Избыточное наружное давление при испытании эксплуатационной колонны на герметичность снижением уровня до 1000 м;

На устье

Первый опыт применения распределенных по бурильной колонне динамических измерений для автоматизированной оптимизации бурения с использованием скважинных данных - Инженерная практика

Первый опыт применения распределенных по бурильной колонне динамических измерений для автоматизированной оптимизации бурения с использованием скважинных данных - Инженерная практика

На глубине 350 м.

Первый опыт применения распределенных по бурильной колонне динамических измерений для автоматизированной оптимизации бурения с использованием скважинных данных - Инженерная практика

Первый опыт применения распределенных по бурильной колонне динамических измерений для автоматизированной оптимизации бурения с использованием скважинных данных - Инженерная практика

На глубине 1000 м.

Первый опыт применения распределенных по бурильной колонне динамических измерений для автоматизированной оптимизации бурения с использованием скважинных данных - Инженерная практика

На глубине 2930 м.

Первый опыт применения распределенных по бурильной колонне динамических измерений для автоматизированной оптимизации бурения с использованием скважинных данных - Инженерная практика

Избыточные внутренние давления при испытании эксплуатационной колонны на герметичность снижением уровня жидкости ( на устье создается давление , превышающее на 10% устьевое давление на момент начала эксплуатации.)

Некоторые расчетные значения внутреннего избыточного давления в характерных точнах:

На устье

Первый опыт применения распределенных по бурильной колонне динамических измерений для автоматизированной оптимизации бурения с использованием скважинных данных - Инженерная практика (на 10% выше устьевого).

На глубине 300 м.

Первый опыт применения распределенных по бурильной колонне динамических измерений для автоматизированной оптимизации бурения с использованием скважинных данных - Инженерная практика

На глубине 350 м.

Первый опыт применения распределенных по бурильной колонне динамических измерений для автоматизированной оптимизации бурения с использованием скважинных данных - Инженерная практика

На глубине 2930 м.

Первый опыт применения распределенных по бурильной колонне динамических измерений для автоматизированной оптимизации бурения с использованием скважинных данных - Инженерная практика

Строим график избыточных внутренних давлений ABCD (рис.8).

Первый опыт применения распределенных по бурильной колонне динамических измерений для автоматизированной оптимизации бурения с использованием скважинных данных - Инженерная практика

§

Цель расчета цементирования обсадной колонны заключается в определении:

· Объема буферной жидкости;

· Объема тампонажного раствора;

· Количества исходных материалов;

· Объема продавочной жидкости;

· Режима цементирования;

· Количества и техническая характеристика цементировочной техники.

Исходные данные для расчета прямого одноступенчатого цементирования обсадной колонны:

· Диаметр обсадных труб- 146мм

· Номинальный диаметр ствола скважины – 190,5 мм;

· Глубина (Н) спуска обсадной колонны –2948 м

· Высота Нц подъема цемента за обсадной колонной-2647 м

· Плотность ρбр –1170 кг/м3

· Плотность ρцр-1850 кг/м3

· Стоп-кольцо установлено на расстоянии h 20м от башмака обсадной колоны.

· Пластовое давление Рпл продуктивного горизонта-31,2 МПа

· Глубина Zпл кровли продуктивного горизонта-2910 м

· Объем манифольда- 0,8 м3

· Буферная жидкость-водный раствор соли(NaCl) плотностью- 1080 кг/м3

· Скорость потока цементного раствора в кольцевом зазоре- 1,8 м/с

1.Расчет максимальной высоты столба буферной жидкости за обсадной колонной:

Первый опыт применения распределенных по бурильной колонне динамических измерений для автоматизированной оптимизации бурения с использованием скважинных данных - Инженерная практика

Первый опыт применения распределенных по бурильной колонне динамических измерений для автоматизированной оптимизации бурения с использованием скважинных данных - Инженерная практика

Первый опыт применения распределенных по бурильной колонне динамических измерений для автоматизированной оптимизации бурения с использованием скважинных данных - Инженерная практика – коэффициент аномальности.

Первый опыт применения распределенных по бурильной колонне динамических измерений для автоматизированной оптимизации бурения с использованием скважинных данных - Инженерная практикаглубина кровли продуктивного пласта,м.

Первый опыт применения распределенных по бурильной колонне динамических измерений для автоматизированной оптимизации бурения с использованием скважинных данных - Инженерная практика

Первый опыт применения распределенных по бурильной колонне динамических измерений для автоматизированной оптимизации бурения с использованием скважинных данных - Инженерная практика

2. Определяем высоту столба бурового раствора в кольцевом зазоре скважины по формуле.

Первый опыт применения распределенных по бурильной колонне динамических измерений для автоматизированной оптимизации бурения с использованием скважинных данных - Инженерная практика

Первый опыт применения распределенных по бурильной колонне динамических измерений для автоматизированной оптимизации бурения с использованием скважинных данных - Инженерная практика

Где Н-глубина обсадной колонны,м;

Нц-длина столба цемента в кольцевом зазоре скважины,м;

Первый опыт применения распределенных по бурильной колонне динамических измерений для автоматизированной оптимизации бурения с использованием скважинных данных - Инженерная практика -высота буферной жидкости в кольцевом зазоре,м.

3. Находим требуемый объем цементного раствора по формуле:

Первый опыт применения распределенных по бурильной колонне динамических измерений для автоматизированной оптимизации бурения с использованием скважинных данных - Инженерная практика

Первый опыт применения распределенных по бурильной колонне динамических измерений для автоматизированной оптимизации бурения с использованием скважинных данных - Инженерная практика

Где Первый опыт применения распределенных по бурильной колонне динамических измерений для автоматизированной оптимизации бурения с использованием скважинных данных - Инженерная практика – коэффициент, учитывающий увеличение объема скважины за счет образования каверн, желобов, и др. дефектов ствола.(1,05-1,30);

Первый опыт применения распределенных по бурильной колонне динамических измерений для автоматизированной оптимизации бурения с использованием скважинных данных - Инженерная практика – высота цементного стакана (расстояние от стоп-кольца до башмака обсадной колонны),м.

4.Требуемая масса ( Первый опыт применения распределенных по бурильной колонне динамических измерений для автоматизированной оптимизации бурения с использованием скважинных данных - Инженерная практика сухого цемента:

Первый опыт применения распределенных по бурильной колонне динамических измерений для автоматизированной оптимизации бурения с использованием скважинных данных - Инженерная практика

Первый опыт применения распределенных по бурильной колонне динамических измерений для автоматизированной оптимизации бурения с использованием скважинных данных - Инженерная практикаПервый опыт применения распределенных по бурильной колонне динамических измерений для автоматизированной оптимизации бурения с использованием скважинных данных - Инженерная практика – водоцементное соотношение;

Первый опыт применения распределенных по бурильной колонне динамических измерений для автоматизированной оптимизации бурения с использованием скважинных данных - Инженерная практика – коэффициент, учитывающий потери (1,05);

Первый опыт применения распределенных по бурильной колонне динамических измерений для автоматизированной оптимизации бурения с использованием скважинных данных - Инженерная практика

Первый опыт применения распределенных по бурильной колонне динамических измерений для автоматизированной оптимизации бурения с использованием скважинных данных - Инженерная практика

Первый опыт применения распределенных по бурильной колонне динамических измерений для автоматизированной оптимизации бурения с использованием скважинных данных - Инженерная практика

Первый опыт применения распределенных по бурильной колонне динамических измерений для автоматизированной оптимизации бурения с использованием скважинных данных - Инженерная практика Количество воды для приготовления расчетного объема цементного раствора:

Первый опыт применения распределенных по бурильной колонне динамических измерений для автоматизированной оптимизации бурения с использованием скважинных данных - Инженерная практика

Первый опыт применения распределенных по бурильной колонне динамических измерений для автоматизированной оптимизации бурения с использованием скважинных данных - Инженерная практика – требуемая масса сухого цемента, т.

Первый опыт применения распределенных по бурильной колонне динамических измерений для автоматизированной оптимизации бурения с использованием скважинных данных - Инженерная практика м3

Первый опыт применения распределенных по бурильной колонне динамических измерений для автоматизированной оптимизации бурения с использованием скважинных данных - Инженерная практика Требуемый объем продавочной жидкости.

Первый опыт применения распределенных по бурильной колонне динамических измерений для автоматизированной оптимизации бурения с использованием скважинных данных - Инженерная практика

Первый опыт применения распределенных по бурильной колонне динамических измерений для автоматизированной оптимизации бурения с использованием скважинных данных - Инженерная практика – коэффициент сжимаемости продавочной жидкости (1,04);

Первый опыт применения распределенных по бурильной колонне динамических измерений для автоматизированной оптимизации бурения с использованием скважинных данных - Инженерная практика – объем манифольда, Первый опыт применения распределенных по бурильной колонне динамических измерений для автоматизированной оптимизации бурения с использованием скважинных данных - Инженерная практика (0,8 Первый опыт применения распределенных по бурильной колонне динамических измерений для автоматизированной оптимизации бурения с использованием скважинных данных - Инженерная практика )

Первый опыт применения распределенных по бурильной колонне динамических измерений для автоматизированной оптимизации бурения с использованием скважинных данных - Инженерная практика

7. Требуемая подача цементировочных агрегатов для продавки цементного раствора с требуемой скоростью (1,8 м/с).

Первый опыт применения распределенных по бурильной колонне динамических измерений для автоматизированной оптимизации бурения с использованием скважинных данных - Инженерная практика

Где Первый опыт применения распределенных по бурильной колонне динамических измерений для автоматизированной оптимизации бурения с использованием скважинных данных - Инженерная практика – скорость потока цементного раствора в кольцевом зазоре скважины,м/с.

Первый опыт применения распределенных по бурильной колонне динамических измерений для автоматизированной оптимизации бурения с использованием скважинных данных - Инженерная практика

Для цементировочного агрегата ЦА-320М производительность на IV передаче Первый опыт применения распределенных по бурильной колонне динамических измерений для автоматизированной оптимизации бурения с использованием скважинных данных - Инженерная практика при диаметре втулки 115 мм, а максимально допустимое давление Первый опыт применения распределенных по бурильной колонне динамических измерений для автоматизированной оптимизации бурения с использованием скважинных данных - Инженерная практика , т.е расчетный режим цементирования по давлению обеспечится данным агрегатом.

8. Определим необходимое число цементировочных агрегатов по формуле:

Первый опыт применения распределенных по бурильной колонне динамических измерений для автоматизированной оптимизации бурения с использованием скважинных данных - Инженерная практика

Первый опыт применения распределенных по бурильной колонне динамических измерений для автоматизированной оптимизации бурения с использованием скважинных данных - Инженерная практика – производительность цементировочного агрегата на i-ой скорости, л/с;

Первый опыт применения распределенных по бурильной колонне динамических измерений для автоматизированной оптимизации бурения с использованием скважинных данных - Инженерная практика

Принимаем четыре агрегата.

9. Определяем необходимое число цементосмесительных машин типа 2СМН-20:

Первый опыт применения распределенных по бурильной колонне динамических измерений для автоматизированной оптимизации бурения с использованием скважинных данных - Инженерная практика

Где Первый опыт применения распределенных по бурильной колонне динамических измерений для автоматизированной оптимизации бурения с использованием скважинных данных - Инженерная практика – вместимость бункера цементосмесительной машины(14,5 м3)

Первый опыт применения распределенных по бурильной колонне динамических измерений для автоматизированной оптимизации бурения с использованием скважинных данных - Инженерная практика – насыпная масса цемента (1,21 т/м3).

Первый опыт применения распределенных по бурильной колонне динамических измерений для автоматизированной оптимизации бурения с использованием скважинных данных - Инженерная практика

Принимаем число цементировочных машин типа 2СМН-20 равным четырем.

10. Определяем число цементировочных агрегатов для закачки буферной жидкости:

Первый опыт применения распределенных по бурильной колонне динамических измерений для автоматизированной оптимизации бурения с использованием скважинных данных - Инженерная практика

Первый опыт применения распределенных по бурильной колонне динамических измерений для автоматизированной оптимизации бурения с использованием скважинных данных - Инженерная практика

Вместимость одного мерного бака агрегата ЦА-320М составляет 6,4 м3, поэтому для закачки буферной жидкости потребуется один агрегат.

11. Определим число цементировочных агрегатов ЦА-320М для закачки цементного раствора по формуле:

Первый опыт применения распределенных по бурильной колонне динамических измерений для автоматизированной оптимизации бурения с использованием скважинных данных - Инженерная практика

Первый опыт применения распределенных по бурильной колонне динамических измерений для автоматизированной оптимизации бурения с использованием скважинных данных - Инженерная практика

Предусматриваем закачивание 0,98 объема продавочной жидкости 5-ю агрегатами

ЦА-320М при подаче 9,0 л/с. Оставшуюся часть объема продавочной жидкости будем закачивать одним агрегатом на III передаче при подаче 5,8 л/с для определения момента посадки верхней пробки на стоп кольцо.

Таким образом, имеем следующие объемы растворов для цементирования:

· Буферная жидкость- Первый опыт применения распределенных по бурильной колонне динамических измерений для автоматизированной оптимизации бурения с использованием скважинных данных - Инженерная практика -2,6 м3

· Цементный раствор= Первый опыт применения распределенных по бурильной колонне динамических измерений для автоматизированной оптимизации бурения с использованием скважинных данных - Инженерная практика -60 м3

· Продавочная жидкость- Первый опыт применения распределенных по бурильной колонне динамических измерений для автоматизированной оптимизации бурения с использованием скважинных данных - Инженерная практика – 33,3 м3

Объем продавочной жидкости для закачки на максимальной передаче-33,3 Первый опыт применения распределенных по бурильной колонне динамических измерений для автоматизированной оптимизации бурения с использованием скважинных данных - Инженерная практика 0,98=32,6 м3

Объем продавочной жидкости для закачки на минимальной передаче-33,3 Первый опыт применения распределенных по бурильной колонне динамических измерений для автоматизированной оптимизации бурения с использованием скважинных данных - Инженерная практика 0,02=0,7 м3

12. Продолжительность цементирования определяем по формуле:

Первый опыт применения распределенных по бурильной колонне динамических измерений для автоматизированной оптимизации бурения с использованием скважинных данных - Инженерная практика

Первый опыт применения распределенных по бурильной колонне динамических измерений для автоматизированной оптимизации бурения с использованием скважинных данных - Инженерная практика

Выбираем тампонажный цементный раствор для цементирования обсадной колонны, характеризующийся началом загустевания:

Первый опыт применения распределенных по бурильной колонне динамических измерений для автоматизированной оптимизации бурения с использованием скважинных данных - Инженерная практика

Принимаем тампонажный раствор на основе портландцемента по ПХЦ для нормальных температур с началом загустевания не менее:1,25· Первый опыт применения распределенных по бурильной колонне динамических измерений для автоматизированной оптимизации бурения с использованием скважинных данных - Инженерная практика = 84,4 мин. С началом схватывания не ранее 2 час и концом схватывания- не позднее 10 час.

13. Определяем максимальное давление перед посадкой верхней пробки на стоп-кольцо:

Первый опыт применения распределенных по бурильной колонне динамических измерений для автоматизированной оптимизации бурения с использованием скважинных данных - Инженерная практика

Где Первый опыт применения распределенных по бурильной колонне динамических измерений для автоматизированной оптимизации бурения с использованием скважинных данных - Инженерная практика – давление, создаваемое за счет плотности жидкости в затрубном зазоре и в трубах,( гидростатическое давление), МПа;

Первый опыт применения распределенных по бурильной колонне динамических измерений для автоматизированной оптимизации бурения с использованием скважинных данных - Инженерная практика

Первый опыт применения распределенных по бурильной колонне динамических измерений для автоматизированной оптимизации бурения с использованием скважинных данных - Инженерная практикаМПа

Первый опыт применения распределенных по бурильной колонне динамических измерений для автоматизированной оптимизации бурения с использованием скважинных данных - Инженерная практика – давление, необходимое для преодоления гидравлических сопротивлений, МПа.

Давление Первый опыт применения распределенных по бурильной колонне динамических измерений для автоматизированной оптимизации бурения с использованием скважинных данных - Инженерная практика в зависимости от глубины спуска обсадной колонны определяется по упрощенным формулам:

– при глубине до 1500 м:

Первый опыт применения распределенных по бурильной колонне динамических измерений для автоматизированной оптимизации бурения с использованием скважинных данных - Инженерная практика

– при глубине более 1500 м:

Первый опыт применения распределенных по бурильной колонне динамических измерений для автоматизированной оптимизации бурения с использованием скважинных данных - Инженерная практика

Первый опыт применения распределенных по бурильной колонне динамических измерений для автоматизированной оптимизации бурения с использованием скважинных данных - Инженерная практика

Первый опыт применения распределенных по бурильной колонне динамических измерений для автоматизированной оптимизации бурения с использованием скважинных данных - Инженерная практика

14. Расчет максимальной и минимальной плотности тампонажного раствора.

– максимальное значение (без учета буферной жидкости):

Первый опыт применения распределенных по бурильной колонне динамических измерений для автоматизированной оптимизации бурения с использованием скважинных данных - Инженерная практика

Первый опыт применения распределенных по бурильной колонне динамических измерений для автоматизированной оптимизации бурения с использованием скважинных данных - Инженерная практика

минимальное значение

Первый опыт применения распределенных по бурильной колонне динамических измерений для автоматизированной оптимизации бурения с использованием скважинных данных - Инженерная практика

L-глубина залегания слабого пласта,м.

Первый опыт применения распределенных по бурильной колонне динамических измерений для автоматизированной оптимизации бурения с использованием скважинных данных - Инженерная практика кг/м3

Выбор буровой установки

Первый опыт применения распределенных по бурильной колонне динамических измерений для автоматизированной оптимизации бурения с использованием скважинных данных - Инженерная практика 77,7 т

Первый опыт применения распределенных по бурильной колонне динамических измерений для автоматизированной оптимизации бурения с использованием скважинных данных - Инженерная практика 72,1 т

Первый опыт применения распределенных по бурильной колонне динамических измерений для автоматизированной оптимизации бурения с использованием скважинных данных - Инженерная практика

Выбираем буровую установку “Уралмаш-160 ЭСК-БМ”

Максимальная грузоподъемность, 160 т

Литература

1. Ганджумян Р.А., Калинин А.Г., Никитин Б.А. Инженерные расчеты при бурении глубоких скважин: Справочное пособие./Под редакцией А.Г. Калинина. – М.: ОАО Издательство «Недра», 2000.*

2. Повалихин А.С., А.Г. Калинин, А.П. Назаров. «Проектирование профиля наклонных горизонтальных скважин и боковых стволов». Учебное пособие.

3. Ганджумян Р.А., Калинин А.Г., Сердюк Н.И. Расчеты в бурении/Справочное пособие/Под редакцией А.Г.Калинина,-М:РГГРУ,2007,-688стр,

Английская система.

Общее давление = 4.680 psi 900 psi

На глубине 9,000 ft = 5.580 psi

СИСТЕМА СИ.

Общее давление = 323 Bars 62.1 Bars

На глубине 2744m = 385.1 Bars

Необходимое забойное давление может быть достигнуто путем увеличения удельного веса бурового раствора.

Удельный вес бурового раствора, необходимый для создания требуемого давления, называется эквивалентным весом бурового раствора и определяется по следующей формуле:

Эквивалентный вес = удельный вес бурового раствора Давление на устье

бурового раствора Константа x глубина

Используя приведенный выше пример, рассчитаем эквивалентный вес бурового раствора (EМW):

АНГЛИЙСКАЯ СИСТЕМА

EМW = 10.0 900 psi .

9000 ft x 0.052

EМW = 10.0 1.9

EМW = 11.9 lb/gal

СИСТЕМА СИ

EMW = 1.2 62.1 Bars .

2744 x 0.0981 Bars/м

EMW = 1.2 0.23

EMW = 1.43 kg/l

Это означает что, если мы заменим буровой раствор с начальным удельным весом 10.0 lb/gal (1.2 kg/l) буровым раствором с удельным весом 11.9 lb/gal, забойное давление будет таким же, как при создании давления 900 psi (62.1 Bars) в верхней части столба бурового раствора.

ЗАДАЧА №2.

Глубина скважины = 12,000 ft (3659 м), удельный вес бурового раствора = 13.0 lb/gal (1.56 kg/l). Трубные плашки закрыты, и раствор закачивается в скважину. Давление на устье = 1000 psi (68.9 Bars).

1. Определите гидростатическое давление на глубине 12,000 ft (3659 м).

Ответ: ________ psi ________ Bars

2. Определите гидростатическое давление на глубине 8,000 ft (2439 м).

Ответ: ________ psi ________ Bars

3. Определите гидростатическое давление на глубине 3,280 ft (1000 м).

Ответ: ________ psi ________ Bars

4. Определите удельный вес бурового раствора, необходимый для достижения соответствующего гидростатического давления.

Ответ: ________ lb/gal ________ kg/l

4. ЭКВИВАЛЕНТНАЯ ПЛОТНОСТЬ ЦИРКУЛЯЦИИ БУРОВОГО РАСТВОРА (ECD)

Эквивалентная плотность бурового раствора равна удельному весу бурового раствора находящегося в скважине, плюс потери давления на трение в кольцевом пространстве в зависимости от глубины скважины.

Математически, все вышесказанное, можно выразить следующей формулой:

Английская система ECD = MW (APL : 0.052 :TVD)

Система СИ ECD = MW (APL : 0.0981 :TVD)

Где: ECD– эквивалентная плотность циркуляции бурового раствора

(английская система в lb/gal; система СИ в kg/l)

APL– потери давления в кольцевом пространстве(английская система psi,

cистема СИ, bar.)

TVD– истинная вертикальная глубина

Например:

MW = 13.0 lb/gal (1.56 kg/l)

APL = 300 psi (20.7 Bars)

TVD = 15,000 ft (4573 м)

АНГЛИЙСКАЯ СИСТЕМА:

ECD = 13.0 (300 : 0.052 : 15,000) = 13.0 0.38 = 13.38 lb/gal

СИСТЕМА СИ:

ECD = 1.56 ( 20.7 : 0.0981 :4573) = 1.56 0.05 = 1.61

ЗАДАЧА №3

Глубина скважины = 10,000 ft (3048 м); удельный вес бурового раствора = 10.0 lb/gal (1.2 kg/l); потери давления в кольцевом пространстве = 200 psi (13.8 Bars)

Определите эквивалентную плотность циркуляции бурового раствора.

Ответ: __________ ft/gal __________ kg/l

5. КОЛЕБАНИЯ ДАВЛЕНИЯ

Колебания давления определяются как перепад давлений, которые вызваны движением бурильной колонны в стволе скважины. В процессе подъема бурильной колонны из скважины 10,000 ft (3048 м) с эквивалентным весом бурового раствора 0.12 kg/l колебания давления составят более 500 psi.

С целью компенсации эффекта свабирования, запас увеличения скорости при подъеме необходимо добавить к удельному весу бурового раствора.

Минимальный запас увеличения скорости при подъеме можно выразить следующей формулой:

MTM = Y.

100 (Dh – Dp)

Где: MTM – минимальный запас увеличения скорости при подъеме (kg/l)

Y – предельное напряжение сдвига (lb/100 ft2)

Dh – диаметр ствола скважины (in).

Dp – наружный диаметр бурильной трубы (in).

Например:

Глубина скважины = 10,000 ft (3049 м); диаметр ствола скважины = 8-1/2“; диаметр бурильной колонны = 5”; предельное напряжение сдвига бурового раствора = 25 lbs/100 ft2.

MTM = 25 = 0.0714 kg/l = 0.59 lb/gal

100 × (8.50 – 5.0)

Следовательно, максимальный запас увеличения скорости при подъеме будет следующим: 2 x 0.0714 = 0.1428 kg/l = 1.19 lb/gal

Другими словами, удельный вес бурового раствора запасом увеличения скорости при подъеме превышает расчетное пластовое давление, что обеспечивает безопасный подъем бурильной колонны из скважины.

В случае повреждения соединительной муфты между блоком ПВО и водоотделяющей колонной, гидростатическое давление на пласт уменьшится. (Это возможно при бурении с утяжеленным буровым раствором).

В случае повреждения соединения водоотделяющей колонны, суммарная величина гидростатического давления морской воды и столба оставшегося бурового раствора должна превышать пластовое давление.

Например:

Глубина скважины = 10,000 ft (3049 м); глубина воды = 600 ft (183 м); расстояние от стола ротора буровой установки до морского дна = 650 ft (198 м); пластовое давление = 8,000 psi (552 Bars).

АНГЛИЙСКАЯ СИСТЕМА

Необходимый удельный вес бурового раствора:

MW = Р = 8,000 = 15.4 lb/gal

D × 0.052 10,000 × 0.052

Гидростатическое давление морской воды:

P = MW × D × 0.052 = 8.5 × 600 × 0.052 = 265 psi

Необходимое давление столба бурового раствора:

8,000 psi – 265 psi = 7,735 psi

Необходимый удельный вес бурового раствора в столбе:

MW = P = 7735 = 15.9 lb/gal

D × 0.052 9350 × 0.052

Запас водоотделяющей колонны:

= 15.9 – 15.4 = 0.5 lb/gal

СИСТЕМА СИ:

Необходимый удельный вес бурового раствора:

MW = P = 552 = 1.85 kg/l

D × 0.0981 3049 × 0.0981

Гидростатическое давление морской воды:

P = MW × D × 0.0981 = 1.02 × 183 × 0.0981 = 18.3 Bars

Необходимое давление столба бурового раствора:

552 Bars – 18.3 Bars = 534 Bars

Необходимый удельный вес бурового раствора в столбе:

MW = P = 534 = 1.91 kg/l

D × 0.0981 2851 × 0.0981

Запас водоотделяющей колонны:

= 1.91 – 1.85 = 0.06 kg/l

Необходимо заметить, что если бурение ведется с запасом водоотделяющей колонны, запас увеличения скорости при подъеме необходимо добавить, если необходимый запас увеличения скорости превышает необходимый запас водоотделяющей колонны. Тогда запас водоотделяющей колонны не добавляется.

При бурении глубоких высокотемпературных скважин и скважин высокого давления возможность эффекта колебания давлений становится более явной. Поэтому спускоподъемные операции бурильной колонны и особенно обсадной колонны необходимо производить очень осторожно.

При потере циркуляции необходимо четко контролировать давление нагнетания на устье скважины, чтобы избежать разрыва пласта.

ЗАДАЧА №4.

Глубина скважины = 12,000 ft (3659 м); глубина воды = 328 ft (100 м); расстояние от стола ротора буровой установки до морского дна = 375 ft (114 м); пластовое давление = 8,300 psi (572 Bars); предельное напряжение сдвига бурового раствора = 20 lb/100 ft2.

Определите следующее:

1. Необходимый удельный вес бурового раствора:

Ответ: _________ lb/gal _________ kg/l

2. Необходимый запас водоотделяющей колонны:

Ответ: _________ lb/gal _________ kg/l

3. Необходимый запас увеличения скорости при подъеме:

Ответ: _________ lb/gal _________ kg/l

II. ПОТЕРЯ ГИДРАВЛИЧЕСКОГО ДАВЛЕНИЯ.

В процессе циркуляции бурового раствора в системе циркуляции происходят некоторые потери гидравлического давления. Поэтому буровики должны знать и понимать, как такие потери давления влияют на процесс управления скважиной. Потеря гидравлического давления происходит во всей закрытой системе циркуляции, а именно:

1. В наземном оборудовании.

2. Внутри бурильной колонны.

3. Внутри УБТ.

4. В промывочных насадках.

5. В кольцевом пространстве между УБТ и открытым стволом скважины.

6. В кольцевом пространстве между бурильной колонной и открытым стволом скважины.

7. Внутри штуцерной линии и линии глушения.

При изменении расхода бурового раствора или удельного веса бурового раствора величина суммарных потерь гидравлического давления будет изменяться. Естественно, что при переходе от режима бурения к режиму глушения скважины сумма потерь гидравлического давления будет изменяться. Основное отличие между режимом бурения и режимом глушения скважины заключается в потере гидравлического давления на штуцерной линии и линии глушения.

Для расчета величины потери давления используются следующие формулы:

а. Pt = Ps Pdp Pdc Pj Pdca Pdpa

Эта формула используется для расчета в режиме бурения.

б. Pt = Ps Pdp Pdc Pj Pdca Pdpa Pc&k

Эта формула используется для расчета в режиме глушения скважины.

Где: Pt – суммарная потеря давления

Ps – потеря давления в наземном оборудовании

Pdp – потеря давления внутри бурильной колонны

Pdc – потеря давления внутри УБТ

Pj – потеря давления в промывочных насадках

Pdca – потеря давления в кольцевом пространстве между УБТ и открытым стволом скважины

Pdpa – потеря давления в кольцевом пространстве между бурильной колонной и открытым стволом скважины

Pc&k – потеря давления в штуцерной линии и линии глушения

1. Ps – ПОТЕРЯ ДАВЛЕНИЯ В НАЗЕМНОМ ОБОРУДОВАНИИ.

Ps – потеря давления в системе наземного оборудования, т.е. величина суммарных потерь давления во всех узлах и элементах системы наземного оборудования. Система наземного оборудования состоит из: трубной обвязки буровых насосов, выкидной линии к полу буровой установки, стояка, трубной обвязки стояка, нагнетательного шланга, соединяющего стояк с вертлюгом, ведущей бурильной трубы. Суммарная величина потерь давления в системе наземного оборудования зависит от плотности бурового раствора, производительности насоса и внутреннего диаметра всех узлов и элементов системы.

Математически эту зависимость можно выразить следующей формулой:

Ps = C0.8 × Q1.8

d4.8

Где: C – плотность бурового раствора

Q – производительность бурового насоса

d – внутренний диаметр наземного оборудования

Из данного уравнения можно сделать вывод, что наземное оборудование системы циркуляции должно разрабатываться и подготавливаться к работе очень тщательно.

2. Pds и Pdc – ПОТЕРЯ ДАВЛЕНИЯ В БУРИЛЬНОЙ КОЛОННЕ.

Pds и Pdc – потери давления в бурильной колонне, т.е. суммарная величина потерь давления в бурильных трубах и утяжеленных бурильных трубах. Если в компоновку бурильной колонны включены толстостенные УБТ, то, конечно, соответствующий расчет потери давления на данном интервале необходимо произвести. Как уже было сказано выше, при рассмотрении вопроса потери давления в наземном оборудовании, суммарная величина потерь давления в бурильной колонне зависит от плотности бурового раствора, производительности насоса и внутреннего диаметра (или диаметров) всей компоновки бурильной колонны. Математически эту зависимость можно выразить следующей формулой:

Pdp = С0.8 xQ1.8 x G

d4.8

где: G– градиент, или:

Pdc = C0.8 x Q1.8

d4.8

3. Pj – ПОТЕРЯ ДАВЛЕНИЯ В ПРОМЫВОЧНЫХ НАСАДКАХ ДОЛОТА.

Потеря давления в промывочных насадках долота основывается на изменении скорости бурового раствора. Эта величина, как уже отмечалось выше, зависит от плотности бурового раствора, производительности насоса и диаметра промывочной насадки (или насадок). Математически это можно выразить следующей формулой:

Pj = C x Q2

Dj4

где: Dj – диаметр промывочной насадки.

В случае, если промывочная насадка долота закупорится, то давление подачи в скважину бурового раствора увеличится. Это можно проследить на приведенном ниже примере.

Предположим, что:

Pt = 2,500 psi

Pj = 1,200 psi

Если промывочная насадка закупорена, а количество ходов поршня насоса поддерживается в постоянном режиме, то Pj и Pt увеличатся.

Pувеличения = Pj × A12 – Рначальное

A22

Где: A2 = 2/3 A1

P = 1200 × A12 – 1200

4/9 A12

P = 1200 × (9/4) – 1200

P увеличения = 1500

Новое Pj = 1500 1200 1300 = 4000 psi

Давление подачи бурового раствора в скважину увеличится до 4,500 psi.

Представим себе такую же ситуацию, но теперь без промывочной насадки. В таком случае Pj и Pt понизятся.

Из вышесказанного очевидно, что перепад давления очень тесно связан с диаметром промывочной насадки долота, поэтому бурильщик должен очень тщательно подбирать необходимый размер промывочной насадки.

4. Pdpa и Pdca – ПОТЕРЯ ДАВЛЕНИЯ В КОЛЬЦЕВОМ ПРОСТРАНСТВЕ МЕЖДУ БУРИЛЬНОЙ КОЛОННОЙ И ОТКРЫТЫМ СТВОЛОМ СКВАЖИНЫ.

Pdpa и Pdca – потери давления, которые происходят в кольцевом пространстве между наружным диаметром компоновки бурильной трубы и внутренним диаметром открытого ствола скважины и обсадной колонны.

Величина потери давления в кольцевом пространстве непосредственно зависит от напряжения сдвига бурового раствора. Величину потери давления в кольцевом пространстве можно определить и другим образом, а именно: от величины давления на стояке отнять величину суммарных потерь давления в наземном оборудовании, бурильной колонне, долоте, штуцерной линии и линии глушения. Хотя этот метод и не идеальный, но благодаря точности расчетов величины потерь давления в интервале от наземного оборудования до долота, он считается довольно приемлемым методом определения потери давления в кольцевом пространстве.

5. Pc&k – ПОТЕРИ ДАВЛЕНИЯ В ШТУЦЕРНОЙ ЛИНИИ И ЛИНИИ

ГЛУШЕНИЯ.

Pc&k – это суммарная величина потерь давления в штуцерной линии и линии глушения, на стояке, в гибком шланге для бурового раствора между стояком и буровым узлом и в системе трубопроводов бурового узла. Величина потери давления в штуцерной линии и линии глушения зависит от плотности бурового раствора, производительности насоса и внутреннего диаметра всех линий трубопроводов.

Математически это можно выразить следующей формулой:

Pc&k = С0.8 x Q1.8

D4.8

III. РАССЧЕТЫ ОБЪЕМА.

Бурильщик должен уметь определить тип притока, объем притока, необходимое количество барита и объем сброса давления.

Чтобы определить вышеупомянутые позиции, потребуются некоторые конкретные данные, поэтому предусмотрительные буровики стараются всегда иметь их под рукой на рабочем месте.

Далее мы будем использовать такие данные при решении типовых задач. Необходимо заметить, что эти данные не всегда соответствуют конкретной буровой установке или используемому оборудованию.

§

  ОБЪЕМ
bbls м3
1. Песколовушка 3.18
2. Илоотделитель 6.35
3. Пескоотделитель 6.35
4. Рабочая емкость №1 63.50
5. Рабочая емкость №2 63.50
6. Резервная емкость №1 63.50
7. Резервная емкость №2 63.50
8. Доливная емкость 7.94

Буровики должны знать данные объема емкости для бурового раствора, чтобы определить bbls/ft или м3/м.

ОБЪЕМ БУРИЛЬНОЙ КОЛОННЫ

Ниже приводится таблица, в которой указывается пропускная способность бурильной колонны, используемой обычно в Северном море.

ОБОРУДОВАНИЕ bbls/ft м3
5” бурильная труба (19.50 lb/ft) 0.0178 0.0093
3-1/2 “ бурильная труба (13.50 lb/ft) 0.0074 0.0039
9-1/2” УБТ (3” ID) 0.0087 0.0046
8” УБТ (2-3/16” ID) 0.0076 0.0040
6-1/2” УБТ (2-13/16” ID) 0.0076 0.0040
4-3/4” УБТ (2-1/4” ID) 0.0049 0.0026

ОБЪЕМ КОЛЬЦЕВОГО ПРОСТРАНСТВА.

Ниже приводится таблица объема кольцевого пространства между бурильной колонной и открытым стволом скважины, которые на практике наиболее часто встречаются.

Бурильная колонна Диаметр
ствола
bbls/ft м3
5” бурильная труба (19.50 lb/ft) 17-1/2 0.2732 0.1425
5” бурильная труба (19.50 lb/ft) 12-1/4 0.1215 0.0634
5” бурильная труба (19.50 lb/ft) 8-3/8 0.0439 0.0229
3-1/2” бурильная труба (13.50 lb/ft) 6” 0.0231 0.0120
9-1/2” УБТ 17-1/2 0.2098 0.1095
9-1/2” УБТ 12-1/4 0.0641 0.0334
8” УБТ 12-1/4 0.0836 0.0437
6-1/2” УБТ 8-3/8 0.0271 0.0142
4-3/4” УБТ 6” 0.0131 0.0068

Объем кольцевого пространства можно рассчитать по следующей формуле:

V = p x (D12 – D22) x L x C

Где: V – объем кольцевого пространства

D1 – диаметр ствола скважины или внутренний диаметр обсадной колонны

D2– наружный диаметр бурильной трубы или УБТ

L – длина бурильной колонны

C – постоянная

ПРИМЕЧАНИЕ: В английской системе, С = 0.001238; в системе СИ, С = 1.0.

Данные объема кольцевого пространства можно также найти в учебном пособии по цементированию скважин, которые имеются в наличии у каждой компании, выполняющей работы по цементированию скважин.

ВЫТЕСНЕНИЕ ОБЪЕМА БУРОВОГО РАСТВОРА МЕТАЛЛОМ БУРИЛЬНОЙ КОЛОННЫ.

Ниже приводится таблица вытеснения объемов бурового раствора металлом труб бурильных колонн, которые обычно используются в Северном море.

Бурильная колонна bbls/ft м3
5” бурильная труба (19.50 lb/ft) 0.0080 0.0418
3-1/2” бурильная труба (13.30 lb/ft) 0.0532 0.0028
9-1/2” УБТ (3” ID) 0.0790 0.0411
8” УБТ (2-13/16” ID) 0.0555 0.0284
6-1/2” УБТ (2-13/16” ID) 0.0333 0.0174
4-3/4“ УБТ (2-1/4” ID) 0.0170 0.0088

Необходимо заметить, что приведенные выше данные применимы только тогда, когда бурильная колонна не закупорена.

5. Ниже приводится таблица общего вытеснения объемов бурового раствора металлом труб бурильных колонн, которые обычно используются в Северном море.

Бурильная колонна bbls/ft м3
5” бурильная труба (19.50 lb/ft) 0.0247 0.0129
3-1/2” бурильная труба (13.30 lb/ft) 0.0123 0.0064
9-1/2” УБТ (3” ID) 0.0877 0.0457
8” УБТ (2-13/16” ID) 0.0622 0.0324
6-1/2” УБТ (2-13/16” ID) 0.0410 0.0214
4-3/4“ УБТ (2-1/4” ID) 0.0219 0.0114

§

Прежде чем приступать к выполнению работ по глушению скважины, следует произвести расчет количества барита, необходимого для того, чтобы задавить скважину. Расчетное количества барита должно быть доставлено на скважину до начала работ по глушению скважины.

Рассчитать необходимое количество барита можно по следующей формуле:

Барит = K x (Mk – Mo) x V

(Wb – Mk)

Где:

  Английская система Система СИ
K – постоянная
Mk – удельный вес бурового раствора для глушения скважины
Mо – первоначальный удельный вес бурового раствора
Wb – удельный вес барита
V – общий объем бурового раствора системы циркуляции
(в наземном оборудовании и в скважине)
Барит = количество мешков (100 lb/sk)
14.9
lb/gal
lb/gal
lb/gal
bbls
 
sk
kg/l
kg/l
kg/l
м3
 
sk

УВЕЛИЧЕНИЕ ОБЪЕМА БАРИТА

Барит, добавляемый в систему циркуляции, увеличит объем бурового раствора в системе циркуляции. Увеличение объема системы циркуляции можно рассчитать по следующей формуле:

V = SK

K

Где: Англ.система Система СИ

V – увеличение объема бурового раствора bbls м3

SK – мешки барита sk sk

K – постоянная 15 19

В случае, если возникнет необходимость закачивать частично утяжеленный буровой раствор, полученная таким образом величина может использоваться для определения того, насколько необходимо сократить добавки барита и для определения общего объема бурового раствора.

Необходимо также рассчитать производительность насоса при глушении скважины. Этот расчет можно выполнить, используя следующую формулу:

SPM = MR .

SK/V x V/stroke

Где:

Английская система Система СИ

SPM – число ходов поршня насоса в минуту spm spm

MR – максимальная скорость sk/min sk/min

V – объем bbls м3

В следующей таблице приводится объем закачиваемого бурового раствора типичным буровым насосом.

Диаметр поршня Производительность насоса
bbls/stroke м3/stroke
7 дюймов
6-3/4 дюйма
6-1/2 дюйма
0.1426
0.1326
0.1229
0.02334
0.02171
0.02022

В дальнейшем мы будем использовать эти данные при решении примерных задач по расчету объемов закачиваемого бурового раствора. Такие же данные должны находиться и на буровой.

РАЗМЕР И ПРОПУСКНАЯ СПОСОБНОСТЬ ОБСАДНОЙ КОЛОННЫ.

Размер О.К.
(inches)
WT/FT
(lbs)
ID
(inches)
bbls/ft м3
4-1/2 9.50
11.60
13.50
15.10
4.090
4.000
3.920
3.826
0.0162
0.0155
0.0149
0.0142
0.0084
0.0081
0.0078
0.0074
 
23.00
26.00
29.00
32.00
35.00
38.00
6.366
6.276
6.184
6.094
6.004
5.920
0.0393
0.0382
0.0371
0.0360
0.0350
0.0340
0.0205
0.0199
0.0193
0.0188
0.0182
0.0177
 
9-5/8 36.00
40.00
43.50
47.00
53.50
8.921
8.835
8.755
8.681
8.535
0.0773
0.0758
0.0744
0.0732
0.0707
0.0403
0.0395
0.0388
0.0381
0.0368
 
13-3/8 54.50
61.00
68.00
72.00
12.615
12.515
12.415
12.347
0.1545
0.1521
0.1497
0.1480
0.0805
0.0792
0.0780
0.0771
 

§

При бурении скважины очень важно знать точные параметры давления гидроразрыва пласта. Большинство решений в процессе управления скважиной принимаются на основе этих данных. Градиент давления гидроразрыва пласта можно определить по газокаротажной диаграмме, но это значение определяется после бурения из-под башмака обсадной колонны. Используемый метод называется “Тест на приемистость”.

Для проведения теста на приемистость скважина закрывается, и буровой раствор медленно закачивается в скважину. Раствор известной плотности (Wm) закачивается до тех пор, пока не будет достигнуто давления начала приемистости открытого участка ствола скважины и постоянной максимальной величины давления стабилизации (Ps). В процессе проведения теста на приемистость необходимо построить график увеличения давления на устье по отношению к закачиваемому объему бурового раствора. Построение такого графика необходимо для того, чтобы определить момент, когда нужно остановить режим нагнетания раствора.

Ниже приводится примерный график проведения теста на приемистость:

Первый опыт применения распределенных по бурильной колонне динамических измерений для автоматизированной оптимизации бурения с использованием скважинных данных - Инженерная практика

Как только первый прогиб в системе преодолен, увеличение давления для данного объема закачиваемого раствора будет постоянным, т.е. на графике получится прямая линия.

В точке “B” происходит выход пласта и интенсивность увеличения давления при данном объеме закачиваемого раствора начинает понижаться. Точка “B” считается точкой “приемистости” пласта и используется для определения давления гидроразрыва пласта. Обычно давление гидроразрыва пласта несколько повышают, чтобы записать еще несколько точек, с целью определения того, что максимальный предел был достигнут.

В точке “C” насосы выключают и записывают давление в закрытой скважине. В интервале между точками “C” и “D” скважина остается в закрытом состоянии, чтобы давление на устье стабилизировалось.

Давление, записанное в предельной точке “приемистости”, используется для расчета эквивалентного веса бурового раствора по следующей формуле:

Эквивалентный вес бурового раствора в слабом месте скважины:

Cлабым местом в скважине считается башмак последней обсадной колонны спущенной в скважину. Эквивалентный вес определяется по уравнению:

АНГЛИЙСКАЯ СИСТЕМА:

EMWcs = (Plot : 0.052 : TVDcs) MW

Где:EMWcs –эквивалентный вес бурового раствора в башмаке обсадной колонны,

lb/gal;

Plot –предельное давление опрессовки, после которого начинается

приемистость, psi;

TVDcs –истинная вертикальная глубина башмака обсадной колонны, m;

MW –удельный вес бурового раствора при опрессовке, ppg.

СИСТЕМА СИ

EMWcs = (Plot : 0.0981 : TVDcs) MW

Например:

Удельный вес бурового раствора = 12 lb/gal (1.44 kg/l)

Тест на приемистость пласта = 1700 psi (117 Bars)

Глубина башмака обсадной колонны = 9000 ft (2744 м)

АНГЛИЙСКАЯ СИСТЕМА:

EMWcs = (1700 : 0.052 : 9000) 12= 3.6 12.0 = 15.6 lb/gal

СИСТЕМА СИ:

EMWcs = (117 : 0.0981 : 2744) 1.44 = 0.43 1.44 = 1.87 kg/l

§

ПРОСТРАНСТВЕ.

Например:

Диаметр ствола скважины = 121/4

Удельный вес бурового раствора = 14 lb/gal (1.68 kg/l)

Бурильная труба = 5”, 19.50 lb/ft

УБТ = 8”, 2-13/16” ID.

Определите: Гидростатическое давление, оказываемое одним баррелем (1Bar) бурового раствора 14 lb/gal:

а) в кольцевом пространстве 5”.

б) в кольцевом пространстве 8 “.

Английская система:

а). HP = 0.052 x MW = 0.052 x 14 = 5.99 psi/bbl

VA 0.1215

б). HP = 0.052 x MW = 0.052 x 14 = 8.71 psi/bbl

VA 0.836

Система СИ:

а). HP = 0.0981 x MW = 0.0981 x 1.68 = 2.60 Bars/м3

VA 0.0634

б). HP = 0.0981 x MW = 0.0981 x 1.68 = 3.77 Bars/м3

VA 0.0437

IV. ПРИЧИНЫ ПРОЯВЛЕНИЙ В СКВАЖИНЕ.

A. ВСТУПЛЕНИЕ.

Конечная цель любой программы по управлению скважиной заключается в предотвращении выброса. Выброс – это состояние скважины, при котором невозможно управлять притоком пластовых флюидов в скважину. Другими словами, выброс является прямым результатом проявлений, т.е. притока пластовых флюидов в ствол скважины.

При окончании любой скважины бурением постоянно существует опасность притока пластовых флюидов в ствол скважины. Поэтому одна из основных задач, которая стоит перед бурильщиком, заключается в том, чтобы не дать возможности полученному проявлению перерасти в выброс.

Одна из причин любого проявления, можно сказать – основная причина, заключается в том, что пластовое давление превышает гидростатическое давление столба бурового раствора. Необходимо также, чтобы проницаемость пласта была адекватной величине, при которой пластовые флюиды смогут проникать из пласта в ствол скважины.

Поскольку буровики не могут управлять проницаемостью пласта, то одним из важнейших моментов в управлении скважиной является управление гидростатическим давлением ствола скважины, т.е. его величина должна превышать, или, по крайней мере, равняться величине пластового давления.

Рассмотрим несколько причин, в результате которых происходят проявления в скважине.

Б. НЕПОЛНОЕ ЗАПОЛНЕНИЕ СКВАЖИНЫ БУРОВЫМ РАСТВОРОМ.

Более 50 % проявлений в скважинах происходили в прошлом и происходят в настоящее время в процессе СПО бурильной колонны. Чаще всего проявление при СПО бурильной колонны происходит по двум причинам: (1) ствол скважины полностью не заполнен буровым раствором; (2) ствол скважины не принимает необходимый объем бурового раствора.

При подъеме бурильной колонны из ствола скважины, уровень столба бурового раствора в стволе скважины понижается на объем, который равен объему металла поднятых из скважины бурильных труб. Поэтому в ствол скважины необходимо постоянно доливать буровой раствор, объем которого равен объему метала поднятых бурильных труб. В противном случае, уровень столба бурового раствора при подъеме бурильной колонны будет понижаться, а следовательно, и гидростатическое давление в стволе скважины будет понижаться. В результате, когда гидростатическое давление ствола скважины понизится до величины, меньшей, чем величина пластового давления – произойдет приток пластовых флюидов в ствол скважины.

Читайте также:  Мобильная электронная подпись — сферы применения и настройка

При проведении спускоподъемных операций буровые насосы выключаются, таким образом, эквивалентная плотность циркуляции бурового раствора понижается (см. Раздел III). Следовательно, вполне возможно, что пласт, вскрытие которого происходило в нормальном управляемом режиме, при проведении СПО начнет фонтанировать.

Объем металла подымаемых из скважины бурильных труб можно вычислить, следовательно, объем бурового раствора, необходимый для замещения объема метала бурильных труб, можно вычислить и постоянно контролировать его долив в ствол скважины на протяжении всего времени проведения спускоподъемных операций.

До начала и во время СПО необходимо проводить визуальное наблюдение за скважиной. Бурильщик должен быть уверен, что скважина находится в статическом состоянии во время всех фаз СПО.

В. СВАБИРОВАНИЕ.

При подъеме бурильной колонны из скважины, вполне возможно, что гидростатическое давление ствола скважины понизится. Такое понижение гидростатического давления может вызвать приток пластовых флюидов в ствол скважины. Эффект “свабирования” очень сложная проблема, потому что даже незначительный приток пластовых флюидов в ствол скважины, благодаря “свабированию”, если вовремя не предпринять необходимые меры, вызовет повторный приток.

Эффект свабирования зависит от скорости подъема бурильной колонны, свойств бурового раствора и зазора кольцевого пространства между бурильной колонной и стволом скважины

В случае наличия признаков свабирования, бурильную колонну необходимо спустить обратно на забой скважины. Затем из скважины необходимо вымыть приток любых пластовых флюидов, и только после этого приступить к спускоподъемным операциям.

Г. НЕДОСТАТОЧНЫЙ ВЕС БУРОВОГО РАСТВОРА

Большинство проявлений и выбросов на скважинах происходят по двум причинам, о которых говорилось выше. Однако в зонах, где географически широко распространено бурение разведочно-эксплуатационных скважин с сопутствующими продуктивными пластами с аномальным давлением, проявление может быть вызвано недостаточным весом бурового раствора.

Хотя проявления, вызванные недостаточным весом бурового раствора, чаще всего происходят при бурении разведочно-эксплуатационных скважин, они также могут происходить и при бурении эксплуатационных скважин. Основная причина такого типа проявлений заключается в том, что при проведении буровых работ на предыдущих смежных эксплуатационных скважинах или работ по эксплуатации скважин пласт может подзаряжаться. То есть подзарядка пласта может происходить в результате перетока флюидов из пласта повышенного давления в пласт пониженного давления при негерметичности обсадной колонны, некачественных цементировочных работ, и т. д.

В настоящее время существует несколько методов прогнозирования пластового давления. Однако нельзя сказать, что данные методы дают точную картину прогноза пластовых давлений, поэтому большое значение в данном случае имеет опыт и квалификация бурильщика, его умение сопоставить данные со смежных скважин и даже его настроение на данный день.

Д. ПОТЕРЯ ЦИРКУЛЯЦИИ.

В результате потери циркуляции уровень столба бурового раствора в скважине понизится. Снижение уровня столба бурового раствора, в свою очередь, понизит гидростатический напор, и если величина гидростатического давления будет меньше величины пластового давления, произойдет приток пластовых флюидов в ствол скважины.

Градиент давления гидроразрыва пласта ниже башмака обсадной колонны можно определить, используя данные теста на приемистость пласта. Тем не менее, во многих регионах в процессе бурения скважин, часто сталкиваются с зонами низкого давления. Обычно эту проблему решают путем установки обсадной колонны и уменьшением удельного веса бурового раствора.

Ниже приводится несколько типичных причин потери циркуляции:

1. Гидростатическое давление меньше пластового давления.

2. Спуск бурильной колонны в ствол скважины на чрезмерно высоких скоростях.

3. Чрезмерно высокая скорость нагнетания бурового раствора при восстановлении циркуляции.

4. Закупоривание бурильной колонны.

5. Свойства бурового раствора, которые приводят к высокой эквивалентной плотности циркуляции.

Е. ЗАНИЖЕННЫЙ ЗАПАС УВЕЛИЧЕНИЯ СКОРОСТИ ПРИ СПО.

При СПО или при наращивании буровые насосы выключены. Когда насосы не работают, потери давления в кольцевом пространстве отсутствуют. Потери давления действуют как противодавление на пласт. Следовательно, когда насосы выключены, это противодавление отсутствует и если буровой раствор в пределах точки равновесия, то в этом случае возможен приток пластовых флюидов в ствол скважины.

Ж. ЗАНИЖЕННЫЙ ЗАПАС ВОДООТДЕЛЯЮЩЕЙ КОЛОННЫ.

Когда водоотделяющая колонна отсоединена от блока ПВО, гидростатический напор на пласт понижается. Если величина гидростатического давления меньше величины пластового давления, произойдет приток пластовых флюидов в ствол скважины. Эта проблема становится более актуальной при проведении буровых работ в зонах более глубоких вод.

З. МНОГОСТВОЛЬНОЕ БУРЕНИЕ.

Программы разработок месторождений в открытом море предусматривают бурение нескольких наклонно-направленных скважин с одной фиксированной платформы. Если скважина бурится из-под последней спущенной колонны существующей скважины, может произойти проявление.

И. СКОРОСТНОЕ БУРЕНИЕ.

При скоростном бурении газоносных песчаников шлам может содержать газ. Газ, содержащийся в шламе, может понизить гидростатическое давление до уровня, когда произойдет приток пластовых флюидов в ствол скважины.

V. ОБНАРУЖЕНИЕ ПРОЯВЛЕНИЙ.

A. ВСТУПЛЕНИЕ.

Приток пластовых флюидов в ствол скважины можно определить по некоторым предупреждающим признакам, которые наблюдаются на устье скважины. Ниже приводится перечень некоторых признаков, предупреждающих о возможном проявлении в скважине:

1. Увеличение объема бурового раствора в рабочей емкости.

2. Перелив бурового раствора из скважины.

3. Изменение скорости бурения.

4. Признаки газа, нефти или соленой воды.

Следует внимательно следить за состоянием скважины, чтобы вовремя обнаружить любые из вышеперечисленных предупреждающих признаков и определить фактические условия, существующие на забое скважины. Чем раньше будет обнаружено проявление, тем раньше будут проведены соответствующие операции по вымыву проявления из скважины, что имеет существенное значение при управлении скважиной.

Б. УВЕЛИЧЕНИЕ ОБЪЕМА БУРОВОГО РАСТВОРА В РАБОЧЕЙ ЕМКОСТИ.

Увеличение бурового раствора в рабочих емкостях, пожалуй, наиболее значительный признак того, что произошел приток пластовых флюидов в ствол скважины. Приток пластовых флюидов в ствол скважины увеличивает выход бурового раствора из кольцевого пространства, по сравнению с нагнетаемым в скважину объемом бурового раствора. Эта разница в объемах нагнетания и выхода бурового раствора наблюдается в рабочих емкостях. Увеличение, или прирост, объема бурового раствора в рабочих емкостях – один из сигналов бурильщику для незамедлительных соответствующих действий.

Все буровые установки должны быть оборудованы устройствами для измерения уровня бурового раствора в емкостях. Соответствующее устройство для измерения уровня бурового раствора должно постоянно показывать суммарный уровень бурового раствора в рабочих емкостях и эти показания должны всегда быть перед бурильщиком. Запасная система уровня объема бурового раствора должна быть расположена в лаборатории для контроля состояния и свойств бурового раствора.

ПРИМЕЧАНИЕ: Если наблюдается увеличение объема бурового раствора в рабочих емкостях, следует всегда считать, что это вызвано притоком пластовых флюидов в скважину.

В. УВЕЛИЧЕНИЕ РАСХОДА БУРОВОГО РАСТВОРА.

Скорость потока бурового раствора по выкидной линии должна быть постоянной, если:

1. Производительность насоса постоянная.

2. Нет притока пластовых флюидов в ствол скважины.

Приток любого пластового флюида (газ, нефть или вода) увеличивает расход бурового раствора. Лучше всего это заметно при газопроявлении. При расширении газа, давление выше газовой пачки понижается, и чем выше газовая пачка поднимается к устью скважины – расход бурового раствора увеличивается.

Пластовый флюид легче, чем буровой раствор. Следовательно, приток пластовых флюидов в ствол скважины облегчает столб бурового раствора, что в свою очередь приводит к увеличению расхода бурового раствора.

Г. УВЕЛИЧЕНИЕ МЕХАНИЧЕСКОЙ СКОРОСТИ БУРЕНИЯ.

Снижение механической скорости бурения за счет прохождения реуплотненной зоны, а затем резкое увеличение механической скорости бурения – это явный признак притока пластовых флюидов в скважину. Одна из причин увеличения скорости проходки заключается в том, что давление на превышение понизилось или потеряно вовсе. В мягких породах, где возможны изменения в давлении на равновесие, увеличение скорости проходки может быть довольно значительным.

При любом значительном изменении скорости бурения необходимо проверить скважину на перелив.

Д. СКВАЖИНА НЕ ПРИНИМАЕТ НЕОБХОДИМЫЙ ОБЪЕМ БУРОВОГО РАСТВОРА.

Следующий признак, по которому можно определить наличие проявления – это когда скважина не принимает необходимый объем бурового раствора при СПО. Это может быть вызвано эффектом свабирования и/или потерей противодавления, по причине остановки работы буровых насосов. Естественно, определенный объем бурового раствора будет поглощен пластом в процессе фильтрации. Этот объем поглощения бурового раствора необходимо записать и сравнить с поглощениями во время предыдущих спускоподъемных операций.

Е. ИЗМЕНИЕ СКОРОСТИ РАБОТЫ НАСОСА

Когда происходит приток пластовых флюидов в ствол скважины, гидростатическое давление в кольцевом пространстве понижается. В этом случае, буровой раствор бурильной колонны поступает в кольцевое пространство по закону “U-трубки”. Следовательно, давление бурового насоса понижается, а скорость работы бурового насоса увеличивается.

Необходимо заметить, что такие же характеристики бурового насоса наблюдаются при не герметичности бурильной колонны. В таких случаях всегда необходимо считать, что получено проявление.

Ж. ГАЗИРОВАННЫЙ БУРОВОЙ РАСТВОР.

При бурении очень часто встречаются ситуации наличия газированного или обводненного бурового раствора. Если в скважине присутствует газированный буровой раствор, то такую ситуацию необходимо рассматривать как наличие притока пластовых флюидов в скважину. Следует заметить, что газированный буровой раствор не является непосредственным признаком проявления.

Необходимо знать, что при бурении в зоне газоносного пласта в выкидной линии может быть некоторый объем газированного бурового раствора. Это будет понятно при рассмотрении взаимосвязи гидростатического и пластового давлений.

Наличие газированного бурового раствора в скважине может быть в результате следующих условий:

1. Газопроявление.

2. Свабирование.

3. Бурение в зоне газоносных пластов без притока пластового флюида.

Приток пластовой воды в ствол скважины происходит, когда давление вскрытого водоносного пласта превышает гидростатическое давление. Приток пластовой воды в ствол скважины можно обнаружить по следующим признакам:

1. Увеличение объема бурового раствора.

2. Увеличение расхода бурового раствора.

3. Более низкий удельный вес бурового раствора на выходе.

4. Изменение степени хлоридности бурового раствора.

5. Изменение удельного сопротивления.

Помните, ключ к успешному управлению скважиной – раннее обнаружение проявления.

VI. ДЕЙСТВИЯ ПОСЛЕ ПРОЯВЛЕНИЯ.

При обнаружении признаков проявления, о которых говорилось выше, необходимо произвести проверку скважины на перелив. Проверка скважины на перелив производится с тем, чтобы убедиться, действительно ли получено проявление.

Проверка скважины на перелив производится следующим образом:

1. Поднять квадрат над столом ротора на определенную высоту.

2. Выключить буровой насос.

3. Следить, происходит ли выход бурового раствора на выкидной линии.

В случае обнаружения проявления, скважину необходимо закрыть. Приемы по закрытию скважины могут быть различными, в зависимости от того, производятся ли буровые работы или спускоподъемные операции на скважине. Приемы по закрытию скважины зависят также от конструкции и глубины скважины.

A. БУРИЛЬНАЯ КОЛОННА НА ЗАБОЕ СКВАЖИНЫ.

Когда бурильная колонна находится на забое, бурильщик всегда должен отдавать себе отчет в том, что:

1. Скважину можно закрыть.

2. Скважину нельзя закрыть.

В плане буровых работ, еще до начала бурения, необходимо учитывать такие ситуации. Решение принимается на основе на данных градиента давления гидроразрыва, глубины установки обсадной колонны и конструкции ПВО.

Условия, при которых невозможно закрыть скважину:

1. Блок ПВО не установлен на устье скважины.

2. Обсадная колонна установлена на малой глубине с целью предотвращения гидроразрыва пород недалеко от морского дна.

3. Наличие давлений, превышающих прочность обсадной колонны.

А-1. СКВАЖИНУ ЗАКРЫТЬ НЕВОЗМОЖНО.

Если получено проявление и скважина не может быть закрыта, необходимо выполнить следующие приемы:

1. Открыть отводную линию с подветренной стороны буровой установки.

2. Закрыть другую отводную линию.

3. Закрыть клапан выкидной линии.

4. Закрыть клапан доливной ёмкости, если он находится в открытом положении.

5. Закрыть дивертор.

6. Начать режим нагнетания бурового раствора с максимальной производительностью.

Настроенная должным образом система закрытия выполнит первые четыре этапа автоматически. Другими словами, без открытого клапана отводной линии, закрыть дивертор физически будет невозможно.

Последний этап – начать закачивать буровой раствор с максимальной производительностью насоса, чтобы попытаться увеличить эквивалентную плотность циркуляции.

В случае, если используемый буровой раствор полностью исчерпан, морская вода может быть использована в качестве промывочной жидкости.

А-2. СКВАЖИНА МОЖЕТ БЫТЬ ЗАКРЫТА.

1. Открыть задвижку штуцера.

2. Убедиться, что штуцерная линия открыта.

3. Закрыть верхний универсальный превентор.

4. Закрыть скважину, используя регулируемый штуцер (или штуцера).

5. Снять и записать показания избыточного давления в бурильной колонне и в кольцевом пространстве (SIDPP и SICP).

Давление в бурильной колонне и давление в кольцевом пространстве необходимо записывать каждую минуту. Эти данные необходимо записывать, пока давление не стабилизируется. Следует заметить, что в некоторых случаях давление будет продолжать увеличиваться, поскольку под воздействием гравитационного разделения пластового флюида, приток будет увеличиваться. В этом случае, скорость нарастания давления будет равномерной.

На плавучих буровых установках рекомендуется демонтировать ведущую бурильную трубу с тем, чтобы бурильную колонну можно было подвешивать на трубных плашках. На плавучих буровых установках рекомендуются следующие приемы:

1. Установить квадрат на определенную высоту.

2. Закрыть нижний шаровой кран ведущей бурильной трубы.

3. Развинтить ведущую бурильную трубу выше закрытого КШЦ и убрать квадрат в шурф.

4. Установить на бурильную колонну аварийную компоновку с коротким переводником.

5. Поднять колонну и открыть задвижку ведущей бурильной трубы.

В этот момент необходимо принять решение: подвешивать ли бурильную трубу или расхаживать бурильную колонну. Возможными факторами, влияющими на принятие решения, могут быть: сдвиг корабля и ожидаемое давление в кольцевом пространстве.

Б. БУРИЛЬНАЯ КОЛОННА ВЫШЕ ЗАБОЯ СКВАЖИНЫ.

Приемы по закрытию скважины, когда бурильная колонна находится выше забоя скважины или при СПО, зависят от установленной обсадной колонны.

§

РАБОТЫ НА ПЛАВУЧИХ БУРОВЫХ УСТАНОВКАХ.

При наличии одного из приведенных ниже признаков:
1. Увеличение расхода бурового раствора.
2. Скважина не принимает необходимый объем бурового раствора.
3. Увеличение объема бурового раствора в рабочих емкостях.
4. Изменение скорости проходки.
5. Изменение давления нагнетания.
6. Снижение удельного веса бурового раствора.
7. Увеличение хлоридности бурового раствора.
 
    
1. Приподнимите квадрат над ротором на высоту удобную для развинчивания.
2. Выключите буровые насосы.
3. Проверьте скважину на перелив.
 
   
 
     
  Переливает ли скважина? Нет Продолжайте работы
   
      
         

Да

   
Немедленно сообщите буровому мастеру.
   
Откройте задвижку отводной линии.
   
Закройте задвижку выкидной линии.
   
Закройте дивертор.
   
Начните режим нагнетания бурового раствора с максимальной производительностью.
   
Осуществляйте управление скважиной согласно установленным правилам.

Рисунок №2.

ПРИЕМЫ ЗАКРЫТИЯ СКВАЖИНЫ С БЛОКОМ ПВО НА ОБСАДНОЙ КОЛОННЕ.

При наличии одного из приведенных ниже признаков:
1. Увеличение расхода бурового раствора.
2. Скважина не принимает необходимый объем бурового раствора.
3. Увеличение объема бурового раствора в рабочих емкостях.
4. Изменение скорости проходки.
5. Изменение давления нагнетания.
6. Снижение удельного веса бурового раствора.
7. Увеличение хлоридности бурового раствора.
 
    
1. Приподнимите квадрат над ротором на высоту удобную для развинчивания.
2. Выключите буровые насосы.
3. Проверьте скважину на перелив.
 
         
  Переливает ли скважина? Нет Продолжайте работы
   
      
        

Да

      
Немедленно сообщите буровому мастеру.
   
Откройте подводную задвижку штуцера и убедитесь, что штуцерная линия открыта.
   
Закройте верхний универсальный превентор.
   
Закройте регулируемый штуцер.
   
Запишите данные:
1. Избыточного давления в бурильной колонне.
2. Избыточного давления в кольцевом пространстве.
3. Увеличение объема бурового раствора в рабочих емкостях.
   
Закройте нижние трубные плашки.
   
Спустите бурильную колонну, пока она не сядет на нижние трубные плашки ft.
   
Запишите данные:
1. Избыточного давления в бурильной колонне.
2. Избыточного давления в кольцевом пространстве.
Осуществляйте управление скважиной согласно установленным правилам.
    

VII. ПРИЕМЫ ПО УПРАВЛЕНИЮ СКВАЖИНОЙ.

ГЛУШЕНИЕ СКВАЖИНЫ С ИСПОЛЬЗОВАНИЕМ МЕТОДА УПРАВЛЕНИЯ СКВАЖИНОЙ ПУТЕМ РЕГУЛИРОВАНИЯ ДАВЛЕНИЯ БУРИЛЬНОЙ ТРУБЫ.

Метод управления скважиной путем регулирования давления бурильной трубы – это наиболее эффективный метод для управления проявляющей скважиной и используется в ситуациях, когда бурильная колонна находится на забое или приподнята над забоем скважины.

В предыдущем разделе этого учебного пособия, вопросы предупреждающих признаков проявления рассматривались наряду с тем, какие операции необходимо произвести, чтобы подтвердить наличие притока пластовых флюидов в скважину.

В ситуациях, когда обсадная колонна установлена на небольшой глубине или при вскрытии слабого пласта, может оказаться, что закрывать скважину не разумно. Бурильщик обязан четко знать и понимать ситуации, когда необходимо закрыть скважину, и когда такой необходимости нет.

Ниже рассматриваются приемы по глушению скважины, с использованием листа глушения с установленным блоком ПВО.

A. Некоторые данные должны быть всегда под рукой, уточняться и записываться каждые двенадцать (12) часов. Прежде всего, эти данные необходимы при низкой скорости циркуляции.

Данные, которые должны быть у бурильщика:

1. Глубина, при которой установлена низкая скорость циркуляции.

2. Глубина башмака обсадной колонны.

3. Максимальное допустимое давление в кольцевом пространстве.

4. Максимальное пластовое давление.

5. Пропускная способность бурильной трубы.

6. Пропускная способность КНБК.

7. Пропускная способность наземного оборудования.

8. Общая пропускная способность (от устья до долота).

9. Давление на выкиде насоса (насос №1) при низкой скорости циркуляции.

10. Давление на выкиде насоса (насос №2) при низкой скорости циркуляции.

11. Производительность насоса.

12. Количество барита.

13. Общий объем раствора.

Б. Если проверка на перелив показывает, что скважина переливает, необходимо выполнить следующие приемы:

1. Закрыть скважину согласно приемам, которые были рассмотрены ранее. (См. рисунки №1, №2, и №3).

2. Снять и записать следующие параметры:

а. Стабилизированное давление в бурильной колонне (пункт №14)

б. Стабилизированное давление в кольцевом пространстве (пункт №15)

в. Увеличение объема бурового раствора в рабочей емкости (пункт 16)

ПРИМЕЧАНИЕ: Если в бурильной колонне установлен обратный плавающий клапан, то давление, необходимое для открытия этого клапана будет считаться как стабилизированное давление бурильной трубы.

3. Записать параметры начального удельного веса бурового раствора, W1 (пункт №17)

4. Записать глубину, при которой получено проявление (необходимо учитывать глубину скважины по вертикали (TVD)). (пункт №18).

Необходимо произвести следующие расчеты:

5. Используя формулу, которая указана в пункте №19, рассчитать и записать начальное давление циркуляции (PIC).

6. Используя формулу, которая указана в пункте №20, рассчитать и записать пластовое давление (PF) .

7. Рассчитать параметры нового удельного веса бурового раствора(W2), который необходим для балансирования пластового давления.

8. Рассчитать необходимое избыточное давление. В случаях, если ожидается возможность потери циркуляции, величина избыточного давления может быть максимально допустимой, и рассчитать ее можно по формуле, указанной в пункте №22.

9. Рассчитать и записать удельный вес бурового раствора для глушения скважины.

10. Рассчитать и записать объем бурильной колонны.

11. Рассчитать и записать объем кольцевого пространства.

12. Рассчитать и записать объем от устья до долота.

13. Рассчитать и записать общий объем бурового раствора.

14. Рассчитать и записать число ходов, необходимых для глушения скважины.

15. Рассчитать и записать количество барита, необходимого для утяжеления бурового раствора для глушения скважины.

16. Рассчитать и записать увеличение объема бурового раствора на устье, в связи с утяжелением бурового раствора

17. Рассчитать и записать конечное давление циркуляции.

Когда вышеупомянутые расчеты будут произведены и записаны, можно приступать к глушению скважины.

Режим работы насосов должен соответствовать скорости циркуляции для глушения скважины. Когда давление циркуляции в бурильной колонне стабилизируется с необходимым давлением в кольцевом пространстве, регулируя штуцером, поддерживайте постоянное давление в бурильной колонне. Закачивание бурового раствора необходимо производить непрерывно, поддерживая постоянную скорость циркуляции.

При закачивании утяжеленного бурового раствора необходимо произвести корректировку давления в бурильной колонне. Закачиваемый утяжеленный буровой раствор увеличивает потери на трение и гидростатическое давление. Величина этих изменений не повысит забойное давление, если правильно регулировать давление циркуляции в бурильной колонне.

Закачивание бурового раствора необходимо производить непрерывно, при постоянной скорости циркуляции, пока утяжеленный буровой раствор полностью не заполнит ствол скважины.

Следующее что необходимо сделать – проверить скважину на перелив.

§

I. ПРЕДВАРИТЕЛЬНО ЗАПИСАННЫЕ ДАННЫЕ

1. Глубина = ________ ft

2. Глубина обсадной колонны = ________ ft

3. Максимальное давление в кольцевом пространстве = ________ psi

при наличии бурового раствора = ________ lb/gal

4. Максимальное пластовое давление = ________ psi

при наличии бурового раствора = ________ lb/gal

5. Удельный объем бурильной трубы = ________ bbls/ft

6. Удельный объем КНБК = ________ bbls/ft

7. Объем раствора в емкостях = ________ bbls

8. Общий объем от устья до долота = ________ bbls

9. Давление на выкиде насоса № 1 (Pc) = ________ psi, при ________ spm

10. Давление на выкиде насоса №2 (Pc) = ________ psi, при ________spm

11. Производительность насосов на ход = ________ bbls/stroke

12. Количество барита = ________ sacks (мешки)

13. Общий объем раствора в приемных емкостях = ________ bbls

II. ЗАМЕРИТЬ И ЗАПИСАТЬ

14. Стабилизированное SIDPP = Pdp ________ psi

15. SICP = Pa ________ psi

16. Увеличение объема бурового раствора в емкости = V ________ bbls

17. Начальный удельный вес бурового раствора = W1 ________ lb/gal

18. Глубина = TVD________ ft

III. РАССЧИТАТЬ:

19. Начальное давление циркуляции, PIC:

PIC = Pc Pdp = ________ psi

20. Пластовое давление, PF:

PF = глубина x MW x 0.052 Pdp = ________ psi

21. Удельный вес бурового раствора для балансирования пласта, W2:

W2 = PF= ________ lb/gal

0.052 x глубина

22. Избыточный вес бурового раствора, Wob:

Wob = Избыточное давление = ________ lb/gal

0. 052 х глубина

23. Удельный вес бурового раствора для глушения скважины, Wk:

Wk = W2 x Wob = ________ lb/gal

24. Объем бурильной колонны: = ________ bbls

25. Объем кольцевого пространства: = ________ bbls

26. Объем от устья до долота: = ________ bbls

27. Общий объем раствора = ________ bbls

28. Необходимое количество ходов: = ________ strokes

29. Необходимое количество барита:

14.9 Wk – W1 x Vt = ________ sacks (мешки)

35.5 – Wk

30. Увеличение объема бурового раствора:

V = sacks (мешки) = ________ bbls

14.9

31. Конечное давление циркуляции:

Pfc = PIC (Wk) = ________ psi

W1

ПРИМЕР

ДАННЫЕ:

Глубина скважины = 14,000 ft (4268 м)

Удельный вес бурового раствора = 14.0 lb/gal (1.68 kg/l)

Обсадная колонна = 9 5/8” – 43.50 lb/ft – 12,000 ft (3659 м)

Увеличение объема раствора в емкости = 25 bbl (3.97 м3)

SIDPP = 250 psi (17.2 Bars)

SICP = 450 psi (31.03 Bars)

Диаметр скважины = 8 3/8

Градиент разрыва = 16.5 lb/gal (1.68 kg/l)

Бурильная труба = 5”, 19.50 lb/ft

УБТ = 25 – 61/2” (750 ft) (229 м)

Давление насоса = 900 psi (62.1 Bars) при 40 spm

Скорость приготовления барита = 4 sacks/min (мешка/мин)

Объем емкости на поверхности = 1500 bbls (238 м3)

Объем оборудования на поверхности = 6 bbls (0.95 м3)

ОПРЕДЕЛИТЬ:

1. Начальное давление циркуляции.

2. Пластовое давление.

3. Удельный вес бурового раствора для сбалансирования пластового давления.

4. Вес бурового раствора для получения избыточного баланса 200 psi.

5. Максимально допустимое давление на устье при наличии бурового раствора начального удельного веса в кольцевом пространстве.

6. Объем бурильной колонны.

7. Объем кольцевого пространства.

8. Общий объем бурового раствора в системе.

9. Необходимое количество барита для глушения скважины с избыточным балансом 200 psi.

10. Увеличение объема бурового раствора.

РЕШЕНИЕ. СИСТЕМА СИ.

1. PIC = Pc Pdp = 62.1 17.2 = 79.3 Bars

2. PF = D x MW x 0.0981 Pdp = 4268 x 1.68 x 0.0981 17.2 = 730.4 17.2

PF = 720.6 Bars

3. W2 = PF= 720.6 = 1.72 kg/l

0.0981 x D 0.0981 x 4268

4. Wk = PF = Pob= 720.6 13.8 = 1.75 kg/l

0.0981 x D 0.0981 x 4268

5. 1.68 RD (получаемое по тесту на приемистость)

6. Глубина скважины = 4268 м

УБТ = 229 м

Бурильная труба = 4040 м

Объем бурильной трубы = 0.0093 м3/м х 4040 м = 37.6 м3

Объем УБТ = 0.0040 м3/м х 229 м = 0.9 м3

Общий объем: Vt = 37.6 0.9 = 38.5 м3

7. Объем пространства между УБТ и открытым стволом скважины

= 0.0142 м3/м х 229 м = 3.3 м3

Объем пространства между бурильной трубой и открытым стволом скважины

= 0.0229 м3/м х 381 м = 8.7 м3

Объем пространства между бурильной трубой и обсадной трубой 9 5/8

Пропускная способность 3658 м 0.0388 м3/м, обсадная труба 9 5/8”:

=0.0388 м3/м х 3658 м = 141.9 м3

Вытеснение 3658 м бурильной трубы 5”

= 0.0129 м3/м х 3658 м = 47.2 м3

Объем кольцевого пространства в интервале обсаженного ствола скважины

= 141.9 – 47.2 = 94.7 м3

Объем кольцевого пространства

= 3.3 8.7 94.7 = 106.7 м3

8. 238 0.95 106.7 = 345.7 м3

9. Количество барита

= 92 x Wk – W1x 345.7 = 92 x 17.5 – 1.68 x 345.7 = 973 sacks (мешка)

4.3 – Wk 4.3 – 1.75

10. V = SK (мешок) 973 = 10.5 м3

С 92

§

1. PIC = Pc Pdp = 900 250 = 1150 psi

2. PF = D x MW x 0.052 Pdp = 14,000 x 14.0 x 0.052 250 = 10,192 250

PF =10,442 psi

3. W2 = PF= 10,442 = 14.3 lb/gal

0.052 D 0.052 x 14,000

4. Wk = PF Pob = 10,442 200 = 10,642 = 14.6 lb/gal

(0.052 14,000) 0.052 x 14,000 0.052 14,000

5. 16.5 lb/gal (получаемое по тесту на приемистость)

6. Глубина скважины = 14,000 ft

УБТ = 750 ft

Бурильная труба = 13,250 ft

Объем бурильной трубы = 0.178 bbls/ft x 13,250 ft = 235.9 bbls

Объем УБТ = 0.0076 х 750 = 5.7 ft

Общий объем: Vt = 235.7 5.7 = 241.4 bbls

7. Объем пространства между УБТ и открытым стволом скважины

= 0.0271 bbls/ft x 750 ft = 20/3 bbls

Объем пространства между бурильной трубой и открытым стволом скважины

= 0.439 х 1250 = 54.9 bbls

Объем пространства между бурильной трубой и обсадной трубой 9 5/8

Пропускная способность 12,000 ft 43.50 lb/ft, обсадная труба 9 5/8”:

= 0.0744 х 12,000 ft = 892.8 bbls

Вытеснение 12,000 ft бурильной трубы 5”

= 0.0247 х 12,000 ft = 296.4 bbls

Объем кольцевого пространства в интервале обсаженного ствола скважины

= 892.8 – 296.4 = 596.4 bbls

= 20.3 54.9 596.4 = 671.6 bbls = 672

8. 1500 6 672 = 2178 bbls

9. Количество барита

= 14.9 x (Wk – W1) x Vt = 14.9 x (14.6 – 14) x 2178 = 14.9 x 0.0287 x 2178

(35.5 – 14. 6) (35.5 – 14.6)

= 932 sacks (мешка)

10. V = SK (мешок) = 932 = 62.6 bbls

С 14.9

РЕЗЮМЕ.

1. Закрыть скважину скважина, используя данную процедуру.

2. Записать параметры: статического давления в кольцевом пространстве, статического давления в бурильной колонне и увеличения объема бурового раствора в емкостях.

3. В режиме постоянной производительности насоса начать закачивать буровой раствор и при помощи штуцера поддерживать постоянное давление в бурильной колонне.

4. Поскольку утяжеленный буровой раствор закачивается в бурильную колонну, откорректировать давление в бурильной колонне.

5. Продолжать закачивать утяжеленный буровой раствор в режиме постоянной производительности насоса, до тех пор, пока раствор полностью не заполнит ствол скважины.

6. Остановить насосы и проверить скважину на перелив.

ОБЪЕМНЫЙ МЕТОД

Объемный метод применяется, когда бурильной колонны нет в скважине или она приподнята над забоем и не может быть спущена обратно на забой скважины.

Объемный метод может использоваться в следующих случаях:

A. Когда бурильная колонна поднята из скважины

Б. Когда бурильная колонна негерметична

В. Когда бурильная колонна закупорена

Г. Когда СПО бурильной колонны под давлением не возможен

Принцип объемного метода управления скважиной заключается в том, что в процессе подъема газовой пачки к устью, она выдавливает буровой раствор, который выходит через штуцер.

Вышеупомянутый принцип может быть выражен математически следующим образом:

PF = Pa Pab Pbb

Где:

PF = пластовое давление

Pa = давление в кольцевом пространстве

Pab = гидростатическое давление бурового раствора над газовой пачкой

Pbb = гидростатическое давление бурового раствора ниже газовой пачки

При применении объемного метода глушения скважины, газовая пачка должна расширяться, вместе с тем, необходимо поддерживать постоянное забойное давление. Постоянное забойное давление поддерживается путем стравливания бурового раствора, находящегося над газовой пачкой. Величина стравленного раствора представляет гидростатический напор, который равен увеличению давления в кольцевом пространстве вследствие расширения газа.

Последовательность операций при применении объемного метода:

1. Увеличить давление в кольцевом пространстве на 50 – 100 psi (от 3.5 до 7 Bars). Эта величина зависит от удельного веса бурового раствора, глубины скважины и градиента давления гидроразрыва пласта.

2. Рассчитать какой объем расширения газа (V) даст сокращение гидростатического давления от 25 до 75 psi (от 1.8 до 5 Bars).

3. Увеличить давление в кольцевом пространстве до величины, определенной в пункте два (2).

4. Стравить объем бурового раствора, рассчитанный в пункте два (2), через штуцер.

5. Повторить последовательность операций (3) и (4), пока газовая пачка не выйдет на поверхность.

Стравливание газовой пачки производится следующим образом:

1. Закачайте от 5 до 10 bbls (от 1 до 2 м3) бурового раствора в кольцевое пространство.

2. Подождите, пока газ отделится от раствора.

3. Стравливайте газ, пока давление не понизится до величины, эквивалентной величине бурового раствора, закачиваемого в кольцевое пространство.

4. Повторите операции пунктов (2) и (3), пока газ не выйдет из кольцевого пространства.

ПРИМЕЧАНИЕ: В процессе стравливания газовой пачки, обычно необходимо уменьшить объем закачиваемого в ствол скважины бурового раствора до того, как газовая пачка будет полностью выдавлена из скважины. Это особенно важно на заключительной стадии стравливания газовой пачки, поскольку объем газовой пачки в кольцевом пространстве постепенно, с каждым этапом закачивания бурового раствора и стравливания газа, уменьшается.

5. После того, как газовая пачка полностью стравлена, не снижайте давление в кольцевом пространстве, поскольку это может вызвать повторное проявление.

БАРИТОВЫЕ ПРОБКИ.

Одна из наиболее опасных ситуаций может возникнуть в том случае, когда проявляющий пласт вызывает гидроразрыв другого продуктивного пласта. В этом случае, флюиды проявляющего пласта в неконтролируемых объемах могут проникать в зону поглощения. Иными словами происходит переток флюидов из пласта повышенного давления в пласт пониженного давления. В этом случае использовать обычные методы управления скважиной невозможно. Поэтому первостепенная задача заключается в том, чтобы остановить переток флюида из пласта повышенного давления в пласт пониженного давления. Для этого в зоне между пластом повышенного давления и пластом пониженного давления устанавливается баритовая пробка высокой плотности. Баритовые пробки могут загерметизировать кольцевое пространство одним из приведенных ниже способом или несколькими сразу.

1. Баритовая пробка высокой плотности увеличивает гидростатическое давление проявляющего пласта и может уменьшить или полностью остановить приток флюидов.

2. Из-за высокой водоотдачи возможен процесс обезвоживания, вследствие чего образуется твердая баритовая пробка.

3. Поскольку предел текучести низкий и вязкость невысокая, барит может оседать, образуя, таким образом, твердую баритовую пробку.

Баритовая пробка – это пульпа, состоящая из барита, воды и растворителя, понижающего вязкость.

Для приготовления одного барреля 22 lb/gal (2.64 RD) баритовой пробки используется следующая рецептура:

750 Ibs барита

21gal промывочной воды

1/2 фунта растворителя (пирофосфат натриевой кислоты)

1/4 фунта каустической соды

В идеале баритовая пробка должна иметь следующие свойства:

1. Высокую плотность

2. Высокую водоотдачу

3. Высокую скорость осаждения

Если скорость осаждения барита высокая, то вязкость и предел текучести должны быть низкими.

Приготовление и установка баритовой пробки:

1. Рассчитайте необходимый объем пульпы, который необходимо закачать, чтобы достичь необходимой высоты столба баритовой пробки. К расчетному объему добавьте 25 % – 50 % теоретического объема кольцевого пространства.

2. Приготовьте утяжеленную пульпу 18 – 24 lb/gal (2.64 RD). Рекомендуется готовить смесь более тяжелого удельного веса.

3. Приготовление и закачивание готовой баритовой пульпы необходимо выполнять с высокой производительностью, чтобы предотвратить возможность оседания барита в бурильной колонне. Рекомендуемая производительность – от 5 до 8 bbls (от 0.79 до 1.27 м3).

4. Если на заключительной стадии закачивания баритовой пробки конец бурильной трубы пустой, может возникнуть необходимость в вымыве остатков баритовой пробки. При этом существует большой риск вымыва осевшего барита, что приведет к перетоку флюидов из пласта высокого давления в пласт низкого давления. При необходимости повторной установки баритовой пробки, может оказаться, что произвести такие операции невозможно.

5. Чтобы определить, ликвидирован ли перелив флюидов из пласта высокого давления в пласт низкого давления и для проведения заключительной операции по герметизации, необходимо использовать данные наблюдений за давлениями и данные геотермической съемки.

§

A.ВВЕДЕНИЕ.

Основной принцип управления скважиной заключается в том, что давление столба бурового раствора должно превышать пластовое давление. Если по каким-то причинам обеспечить такую ситуацию не представляется возможным, то в наличии всегда должна быть запасная система. В качестве такой запасной системы используется противовыбросовое оборудование.

Б.СИСТЕМА ПРОТИВОВЫБРОСОВЫХ ПРЕВЕНТОРОВ.

Противовыбросовые превентора представляют собой систему, которая предназначена для “закрытия” скважины в случае, если пластовые давления превышают гидростатическое давление столба бурового раствора. В начале, система противовыбросовых превенторов была разработана как аварийное оборудование. В настоящее время, система ПВО используется для увеличения скорости бурения, она дает возможность использовать более легкий буровой раствор, и в то же время, способствует безопасности выполнения буровых работ.

Система противовыбросового оборудования позволяет производить следующие операции:

а. Герметизировать ствол скважины.

б. Контролировать выход флюидов.

в. Закачивать флюид в ствол скважины.

г. Осуществлять спуск/подъем бурильной колонны.

В систему противовыбросовых превенторов входят следующие компоненты:

а). Колонная головка.

б). Обсадная колонна.

в). Барабан для бурового каната.

г). Водоотделяющая колонна.

д). Отводные устройства.

е). Ротор.

ж). Универсальный превентор.

з). Плашечный превентор.

и). Выкидная и штуцерная линии и задвижки.

к). Штуцерные манифольды.

л). Пульт управления.

Системы ПВО можно разделить на три основные типа:

1. Отводные устройства.

а). Стационарная буровая установка.

б). Плавающая буровая установка.

2. Блок ПВО с подводным расположением.

3. Блок ПВО с наземным расположением.

1.ОТВОДНЫЕ УСТРОЙСТВА.

Ниже приводится типичная схема отводного устройства, используемого на стационарных наземных буровых установках, на платформах и буровых установках с самоподъемным основанием. Отводные устройства не предназначены для “герметизации” скважины, на которой получено проявление. Их основная задача заключается в том, чтобы “отводить” флюидопроявления на некоторое расстояние от буровой установки.

Первый опыт применения распределенных по бурильной колонне динамических измерений для автоматизированной оптимизации бурения с использованием скважинных данных - Инженерная практика

В компоновку отводных устройств, используемых на плавучих буровых установках, обычно входит универсальный превентор, который устанавливается над выкидной линией и безрезьбовым соединением. Функция такого дивертора – такая же как и отводного устройства стационарной буровой установки.

Первый опыт применения распределенных по бурильной колонне динамических измерений для автоматизированной оптимизации бурения с использованием скважинных данных - Инженерная практика

2.БЛОКИ ПВО.

Функции системы противовыбросовых превенторов на плавучих буровых установках такие же, как и на наземных стационарных буровых установках. Основная функция системы ПВО – это обеспечение управления скважиной при получении проявления, обеспечение циркуляции доведенного до необходимых параметров бурового раствора и возврат скважины в статическое, уравновешенное состояние. Система ПВО должна обеспечивать выполнение следующих приемов:

а). Герметизация бурильной колонны.

б). Закрытие скважины при наличии или отсутствии бурильного инструмента в скважине.

в). Промывка ствола скважины.

г). Подвешивание бурильной колонны, закрытие скважины и передвижение плавучей буровой установки.

Основной спорный вопрос, который постоянно подвергался дискуссии и до сих пор дискутируется – это схема расположение блока ПВО, оборудования для глушения скважины и штуцера. В настоящее время используются несколько типовых схем расположения блока ПВО, причем, все эти схемы имеют свои как преимущества, так и недостатки. Приведенная ниже схема блока ПВО предназначена для плавучих буровых установок. Расчетное давление блока ПВО должно быть равным или выше максимального давления на устье скважины.

Читайте также:  Как получить или перевыпустить ключ ЭЦП через компьютер за 5 мин.

На рисунке №4 показана обычная схема подводного блока ПВО.

На рисунке №5 показана нижняя часть подводного блока ПВО.

На рисунке №6 показан чертеж типичного подводного блока ПВО.

На рисунке № 7 показана схема поверхностного блока ПВО.

Первый опыт применения распределенных по бурильной колонне динамических измерений для автоматизированной оптимизации бурения с использованием скважинных данных - Инженерная практика

Рисунок 4. Типичный блок подводного превентора

Первый опыт применения распределенных по бурильной колонне динамических измерений для автоматизированной оптимизации бурения с использованием скважинных данных - Инженерная практика

Рисунок 5.Типичноеуплотнениенижнего соединителя райзера.

Первый опыт применения распределенных по бурильной колонне динамических измерений для автоматизированной оптимизации бурения с использованием скважинных данных - Инженерная практика

Рисунок 6. Изометрический разрез блока ПВО.

……

Первый опыт применения распределенных по бурильной колонне динамических измерений для автоматизированной оптимизации бурения с использованием скважинных данных - Инженерная практика

Рисунок 7.Типичный блок наземного ПВО 13 58 дюймов на 10000 psi

ПОТИВОВЫБРОСОВЫЕ ПЛАШЕЧНЫЕ ПРЕВЕНТОРЫ.

Трубные плашки должны быть оборудованы фиксирующим устройством. В случае выхода из строя системы гидравлического управления, плашки могут удерживаться в закрытом положении при помощи фиксирующего устройства.

Плашечный превентор Shaffer “LWS” (см. рис.11), оборудован фиксирующим устройством. При эксплуатации этого превентора, плашки автоматически фиксируются в замкнутом положении после закрытия плашек. На рисунке 13 приводится более детальная схема автоматически фиксирующего устройства. При подаче давления на открывающуюся часть гидравлической системы плашек, плашки открываются.

Плашечный превентор типа Cameron “U” оборудован вспомогательным устройством для фиксированного закрытия плашек. Для работы вспомогательного устройства, так называемого “клиновидного замка”, требуется дополнительное гидравлическое давление. На рисунке 20 приводится детальная схема превентора типа Cameron “U”.

Для соединения узлов блока ПВО рекомендуется использовать хомутные соединения, а не фланцевые соединения. Хомутные соединения более компактны, и, следовательно, уменьшают габариты и вес блока ПВО. Они более просты в обслуживании и эксплуатации.

Первый опыт применения распределенных по бурильной колонне динамических измерений для автоматизированной оптимизации бурения с использованием скважинных данных - Инженерная практика

Рисунок 8. Противовыбросовой превентор SHAFFER с ручным фиксатором.

1. Корпус.

2. Шток плашки.

3. Уплотнение штока плашки.

4. Уплотнение крышки.

5. Откидная крышка (правая).

Откидная крышка (левая).

6. Заглушка крышки и корпуса.

7. Обратный клапан – вторичное уплотнение.

8. Герметик – вторичное уплотнение.

9. Плунжер – вторичное уплотнение.

10. Заглушка – вторичное уплотнение.

11. Спускная пробка – вторичное уплотнение.

12. Подъемное ушко.

13. Стопорный болт.

Крепежный болт крышки (длинный).

14. Крепежный болт крышки (длинный).

Крепежный болт крышки (короткий).

15. Распорная втулка цилиндра.

16. Кольцевое уплотнение цилиндра и головки цилиндра.

Кольцевое уплотнение головки цилиндра (маленькое)

Кольцевое уплотнение головки цилиндра (большое)

17. Кольцевое уплотнение отверстия цилиндра коллектора.

Кольцевое уплотнение цилиндра коллектора.

18. Цилиндр (правый).

Цилиндр (левый).

19. Поршень в сборе.

20. Контргайка поршня.

21. Стопорный болт.

22. Фиксирующий шток.

23. Уплотнение фиксирующего штока.

24. Головка цилиндра (левая)

Головка цилиндра (правая)

25. Заглушка.

26. Гайка упорного болта головки цилиндра.

27. Шпилька упорного болта головки цилиндра.

28. Крепежный болт цилиндра.

29. Гнездо крепежного болта цилиндра.

30. Шарнирный палец.

31. Заглушка.

32. Кольцевое уплотнение шарнирного пальца.

33. Стопор шарнирного пальца (резьбовой)

34. Заглушка.

35. Стопор шарнирного пальца (пружинящее кольцо).

36. Защитный колпак (верхний).

37. Защитный колпак (нижний).

38. Предохранитель шарнира.

39. Подшипник шарнира.

40. Кронштейн шарнира (правый).

Кронштейн шарнира (левый).

41. Установочный штифт.

42. Кольцевое уплотнение кронштейна шарнира.

43. Пресс-масленка.

44. Крепежный болт кронштейна шарнира (длинный).

45. Крепежный болт кронштейна шарнира (короткий).

46. Заглушка для предохранения резьбы.

47. Шарнир коллектора (прямой).

48. Кольцевые уплотнения шарнира коллектора.

Первый опыт применения распределенных по бурильной колонне динамических измерений для автоматизированной оптимизации бурения с использованием скважинных данных - Инженерная практика

Рисунок 10.Поперечный разрез компоновки поршня.

1. Уплотнение штока плашки.

2. Крышка.

4. Распорная втулка поршня.

5. Цилиндр.

6. Головка цилиндра.

7. Фиксирующий шток.

8. Уплотнение фиксирующего штока.

9. Наружная контргайка.

10. Поршень.

11. Внутренняя контргайка.

Первый опыт применения распределенных по бурильной колонне динамических измерений для автоматизированной оптимизации бурения с использованием скважинных данных - Инженерная практика

Рис.11 Противовыбросовой превенторSHAFFER с автоматическим фиксатором.

1. Корпус.

2. Крышка (левая).

Крышка(правая).

3. Цилиндр (правый).

Цилиндр (левый).

4. Плунжер.

5. Спускная пробка крышки.

6. Уплотнение крышки.

7. Уплотнительная компоновка плунжера.

8. Обратный клапан – вторичное уплотнение.

9. Герметик – вторичное уплотнение.

10. Плунжер – вторичное уплотнение.

11. Заглушка – вторичное уплотнение.

12. Кольцевое уплотнение цилиндра.

13. Поршень в сборе.

14. Контргайка.

15. Сдвоенное кольцевое уплотнение головки цилиндра.

16. Кольцевое уплотнение головки цилиндра.

17. Головка цилиндра.

18. Коллектор цилиндра.

19. Кольцевое уплотнение коллектора.

20. Штифты цилиндра.

21. Крепежный болт крышки.

22. Заглушка, гнездо заглушки, крышка и корпус.

23. Шарнирный палец.

24. Кольцевое уплотнение шарнирного пальца.

25. Заглушка шарнира.

26. Стопор шарнирного пальца, пружинящее кольцо.

27. Защитный колпак шарнирного пальца, верхний.

Защитный колпак шарнирного пальца, нижний.

28. Стопор шарнира (резьбовой).

29. Заглушка стопора шарнира.

30. Подшипник шарнира.

31. Кронштейн шарнира (правый).

Кронштейн шарнира (левый).

32. Коллектор шарнира, прямой.

Коллектор шарнира, смещенный.

33. Уплотнительные кольца коллектора шарнира.

34. Крепежный болт кронштейна шарнира, короткий.

Крепежный болт кронштейна шарнира, длинный.

35. Заглушка для предохранения резьбы.

36. Уплотнительное кольцо кронштейна шарнира.

37. Пресс-масленка кронштейна шарнира.

38. Установочный штифт.

(е) Компоновка плашечного превентора.

(е) Гайковерт крышки.

Первый опыт применения распределенных по бурильной колонне динамических измерений для автоматизированной оптимизации бурения с использованием скважинных данных - Инженерная практика

Рисунок 13.Поперечный разрез компоновки поршня.

1. Зажимной конус.

2. Зажимной бронзовый сегмент.

3. Оправка.

4. Пластина-фиксатор.

5. Пружинный стопор.

6. Зажимной конус.

7. Зажимной бронзовый сегмент.

8. Резьба регулировки закрытия.

9. Шток плашки.

ПЛАШКИ SHAFFER.

Плашки Shaffer являются плавающими плашками. На рисунке 14 показаны плашки такого типа с направляющими клиньями и наклонной самоочищающейся нижней частью, функция которой заключается в устранении налипаний бурового раствора и песка.

Первый опыт применения распределенных по бурильной колонне динамических измерений для автоматизированной оптимизации бурения с использованием скважинных данных - Инженерная практика

Рисунок 15. Детали плашки SHAFFER.

1. Стягивающие болты.

2. Оправка.

3. Резиновое уплотнение.

4. Фиксирующие болты.

5. Вкладыш.

СРЕЗНЫЕ ПЛАШКИ SHAFFER.

Срезные плашки Shaffer типа 72 срезают трубу и одновременно герметизируют скважину. Для обычной операции срезки необходимо рабочее давление на закрытие 1500 psi. Срезные плашки могут также использоваться для полной герметизации скважины.

Первый опыт применения распределенных по бурильной колонне динамических измерений для автоматизированной оптимизации бурения с использованием скважинных данных - Инженерная практика

Рисунок 16.Срезные плашки SHAFFER типа 72.

1. Полукруглое уплотнение.

2. Верхний вкладыш плашки.

3. Верхняя оправка.

4. Углубление для бурильной трубы.

5. Нижняя оправка.

6. Нижний вкладыш плашки.

7. Полукруглое уплотнение.

8. Нижний нож.

Рисунок 17-18.Схема операции срезки бурильной трубы срезными плашками SHAFFER типа 72

1. Верхний вкладыш плашки.

2. Верхняя оправка.

3. Полукруглое уплотнение.

4. Стальное полукольцо.

5. Поддерживающая пластина.

6. Горизонтальное уплотнение.

7. Нижний вкладыш плашки.

8. Нижняя оправка.

9. Полукруглое уплотнение.

10. Стальное полукольцо.

11. Нижний нож.

Первый опыт применения распределенных по бурильной колонне динамических измерений для автоматизированной оптимизации бурения с использованием скважинных данных - Инженерная практика

Рис. 19. ПВО фирмы CAMERON TYPE-U

Первый опыт применения распределенных по бурильной колонне динамических измерений для автоматизированной оптимизации бурения с использованием скважинных данных - Инженерная практика

Рисунок 20.Плашечный противовыбросовой превентор CAMERON типа “U”.

1. Корпус.

2. Промежуточный фланец

3. Крышка.

4. Плунжер в сборе.

5. Рабочий поршень.

6. Рабочий цилиндр.

7. Корпус упорного болта.

8. Упорный болт.

9. Поршень изменения позиции, “открыто”.

10. Поршень изменения позиции, “закрыто”.

11. Цилиндр, изменение позиции плунжера.

12. Болт крышки.

13. Шпилька упорного болта корпуса.

14. Гайка упорного болта корпуса.

15. Контрольный клапан для пластиковой смазки.

16. Болт для пластиковой смазки.

17. Заглушка для пластиковой смазки.

18. Кольцо для пластиковой смазки.

19. Кольцо, Пластмассовое Включение питания

20. Уплотнительное кольцо соединительного стержня.

21. Сдвоенное кольцо.

22. Уплотнение крышки.

23. Направляющий стержень плунжера.

24. Кольцевое уплотнение рабочего цилиндра.

25. Кольцевое уплотнение между стержнем рабочего цилиндра и внутренним фланцем.

26. Кольцевое уплотнение рабочего поршня.

27. Уплотнительное кольцо хвостового стержня.

28. Маслосъёмное кольцевое уплотнение.

29. Кольцевое уплотнение между поршнем изменения положения плунжера и корпусом.

30. Кольцевое уплотнение между поршнем изменения положения плунжера и внутренним фланцем.

31. Кольцевое уплотнение между цилиндром изменения положения плунжера и внутренним фланцем.

32. Кольцевое уплотнение между цилиндром изменения положения плунжера и крышкой.

33. Кольцевое уплотнение стержня изменения положения плунжера.

34. Кольцевое уплотнение фиксатора болта крышки.

35. Крепежный болт внутреннего фланца крышки.

36. Сальник предохранительного клапана.

37. Пробка предохранительного клапана.

38. Подъёмное ушко.

39. Пластиковая смазка.

Первый опыт применения распределенных по бурильной колонне динамических измерений для автоматизированной оптимизации бурения с использованием скважинных данных - Инженерная практика

Рисунок 22.Плашки CAMERON U типа

1. Плашка.

2. Верхнее уплотнение.

3. Уплотнение плашки.

4. Компоновка плашки.

УНИВЕРСАЛЬНЫЕ ПРОТИВОВЫБРОСОВЫЕ ПРЕВЕНТОРЫ.

Для закрытия скважины, на которой получено проявление, обычно в первую очередь используется универсальный превентор. Универсальный превентор специально разработанный упругий элемент, армированный стальными сегментами, который может обеспечить уплотнение любого цилиндрического или почти цилиндрического объекта, проходящего через превентор. Он также герметизирует открытый ствол скважины, и через него могут проходить замковые соединения (без значительного повреждения уплотнительного элемента).

Площадь поршня универсального превентора значительно больше, чем у других превенторов, поэтому рабочий режим данного превентора осуществляется при гораздо меньших давлениях. В результате уменьшается тенденция к выдавливанию уплотнительного элемента в зазоры и тем самым повышается долговечность элемента. Для увеличения срока службы уплотнительного элемента много внимания следует уделять регулированию давления закрытия. На линии закрытия необходим регулирующий клапан, позволяющий рабочей жидкости поступать в превентор и выходить из него. При принудительном спуске труб через герметизированное устье или при вращении регулирующий клапан должен быть отрегулирован так, чтобы допустить небольшую протечку вокруг трубы при минимальном давлении со стороны закрытия. Небольшая протечка, иными словами смазка, облегчает прохождение бурильной трубы и особенно замковых соединений через превентор с наименьшим сопротивлением и рассеивает тепло, возникающее при трении, в результате чего, износ уплотнительго элемента значительно уменьшается.

Универсальные превенторы, используемые под водой, должны быть снабжены аккумуляторными емкостями, подсоединенными к полостям закрытия и открытия. Быстрое перемещение труб под воздействием вертикальной качки судна является причиной резкого повышения скорости течения, которая слишком высока, чтобы ею можно было точно управлять с помощью регулирующего клапана. В аккумуляторной емкости газ сжимается и расширяется, что приводит к движению жидкости из превентора в эту емкость и наоборот. На подводных ПВО давление закрытия нельзя регулировать визуально, чтобы обеспечить небольшую утечку рабочей жидкости, как это делается в случае наземными ПВО. Компании- изготовители могут предоставить таблицы или графики минимальных давлений закрытия при самопроизвольном спуске труб под давлением через свои ППВО. Это необходимо для выполнения работ с плавучих буровых установок.

УНИВЕРСАЛЬНЫЕ ПРЕВЕНТОРЫ HYDRIL.

В настоящее время компания HYDRIL производит три типа универсальных превенторов, а именно:

а. MSP

б. GK

в. GL

Уплотнительный элемент универсальных превенторов представляет собой комплект металлических сегментов, импрегнированных в цельное эластическое кольцо. Превентор закрывается при подаче рабочей жидкости в отверстие давления на закрытие. Под действием рабочей жидкости поршень с конусной расточкой перемещается вверх и начинает сжимать уплотнительный элемент, пока он плотно не обхватит герметизируемую трубу. Открывается превентор при подаче рабочей жидкости в отверстие давления на открытие.

На рисунке 23 показан поперечный разрез уплотнительного элемента компании Hydril.

На рисунке 24 показан весь уплотнительный элемент компании Hydril.

Первый опыт применения распределенных по бурильной колонне динамических измерений для автоматизированной оптимизации бурения с использованием скважинных данных - Инженерная практика

Уплотнительный элемент противовыбросового превентора компании Hydril может быть трех типов: из натурального и синтетического нитрильного или неопренового каучука.

Натуральный каучук используется только тогда, когда при бурении применяется буровой раствор на водной основе без добавок нефти. Уплотнительный элемент из натурального каучука маркируется буквой “R” после серийного номера. Использование данного уплотнительного элемента с применением раствора без добавок нефти гарантирует длительный срок эксплуатации.

Синтетический нитрильный каучук используется тогда, когда при бурении применяется буровой раствор на нефтяной основе или раствор с нефтяными добавками. Уплотнительный элемент из синтетического каучука маркируется красной полосой и буквой “S” после серийного номера. Поскольку при низких температурах синтетический каучук становится хрупким, применение данного уплотнительного элемента ограничивается температурами выше –7ОС.

Неопреновый каучук используется при выполнении бурильных работ в условиях низких температур. Уплотнительный элемент из неопренового каучука маркируется зеленой полосой и буквой “N” после серийного номера. При применении бурового раствора на нефтяной основе срок эксплуатации данного уплотнителя намного выше уплотнителя из натурального каучука, и, в сравнении с уплотнителем из синтетического нитрильного каучука, данный уплотнитель более устойчив к низким температурам; его применение ограничивается температурами выше –34ОС.

Наличие в скважине H2S не влияет на выбор типа уплотнительного элемента. Уплотнительный элемент следует выбирать, учитывая используемый буровой раствор. Конечно, наличие в скважине H2S сокращает срок эксплуатации уплотнительного элемента, тем не менее, срок его эксплуатации можно увеличить, правильно выбрав тип уплотнителя соответственно применяемому буровому раствору.

Необходимо отметить, что замену уплотнительного элемента можно производить при наличие бурильных труб в скважине. При замене, изношенный уплотнительный элемент разрезается полностью и удаляется, новый уплотнитель ровно разрезается с одной стороны между двумя любыми металлическими сегментами и устанавливается вокруг тела бурильной трубы. Ровный разрез уплотнительного элемента не влияет на эффективность его функций. (см. рис. 25-26).

Первый опыт применения распределенных по бурильной колонне динамических измерений для автоматизированной оптимизации бурения с использованием скважинных данных - Инженерная практика

Рисунок 25. Метод разрезания уплотнительного элемента.

Рисунок 26. Установка разрезанного уплотнительного элемента.

Поперечный разрез универсального превентора/дивертора Hydril “MSP”, схема компонентов превентора и их перечень приводятся на рисунках 27 – 28.

Поперечный разрез универсального превентора Hydril “GL” и схемы компонентов превентора приводятся на рисунках 29 – 30.

Поперечный разрез универсального превентора Hydril “GK” и схема компонентов превентора с фиксирующейся и резьбовой крышкой приводятся на рисунках 31 – 32.

Первый опыт применения распределенных по бурильной колонне динамических измерений для автоматизированной оптимизации бурения с использованием скважинных данных - Инженерная практика

Рисунок 27. Поперечный разрез универсального превентора/дивертора Hydril “MSP”.

Рисунок 28. Схема компонентов универсального превентора/дивертора Hydril “MSP”.

1. Крышка ПВО.

2. Эластичный уплотнительный элемент.

3. Поршень.

4. U-образный сальниковый уплотнитель (наружный).

5. U-образный сальниковый уплотнитель (внутренний).

Уплотнительное кольцо.

6. Корпус.

7. Уплотнительное кольцо.

8. Заглушка трубы.

9. 12-гаечное стопорное кольцо.

10. Шестигранный крепежный болт.

Первый опыт применения распределенных по бурильной колонне динамических измерений для автоматизированной оптимизации бурения с использованием скважинных данных - Инженерная практика

Рисунок 29. Противовыбросовый превентор Hydril “GL”.

1. Эластичный уплотнительный элемент.

2. Запорная крышка.

3. Головка открывающей камеры.

4. Открывающая камера.

5. Поршень.

6. Закрывающая камера.

7. Вторичная (уравнивающая) камера.

Первый опыт применения распределенных по бурильной колонне динамических измерений для автоматизированной оптимизации бурения с использованием скважинных данных - Инженерная практика

Рисунок 30. Два варианта компоновки противовыбросового превентора Hydril “GL”.

Первый опыт применения распределенных по бурильной колонне динамических измерений для автоматизированной оптимизации бурения с использованием скважинных данных - Инженерная практика

Рисунок 31. Противовыбросовый превентор Hydril “GK”.

1. Эластичный уплотнительный элемент с металлическими сегментами.

2. Уплотнительные кольца головки цилиндра.

3. Нижние уплотнители цилиндра.

4. Крышка ПВО.

5. Сальниковое уплотнение крышки.

6. Верхние уплотнители цилиндра.

7. Штуцер полости открытия.

8. Поршень ПВО.

9. Штуцер полости закрытия.

10. Корпус ПВО.

Первый опыт применения распределенных по бурильной колонне динамических измерений для автоматизированной оптимизации бурения с использованием скважинных данных - Инженерная практика

Рисунок 32. Схемы компоновки противовыбросового превентора Hydril “GК”.

(Резьбовая и фиксирующаяся крышки ПВО).

УНИВЕРСАЛЬНЫЕ ПРЕВЕНТОРЫ SHAFFER.

Сферический противовыбросовый превентор Shaffer разработан специально для эксплуатации в подводном положении.

Уплотнительный элемент удерживается в открытом положении под действием гидростатического давления колонны стояка. (См. рис.33).

Первый опыт применения распределенных по бурильной колонне динамических измерений для автоматизированной оптимизации бурения с использованием скважинных данных - Инженерная практика

Когда уплотнительный элемент находится в полностью открытом положении, зоны герметизации “B” и “C” не активизированы, и буровой раствор проходит вокруг уплотнения. Гидростатическое давление раствора воздействует на зону дельта A1 и противодействует направленному вверх гидростатическому давлению жидкости на закрытие ниже этой же зоны. Высота столба бурового раствора и гидравлической жидкости практически одинаковы, но благодаря более высокой плотности бурового раствора создается давление, необходимое для открытия.

Под действием давления на закрытие поршень подымается вверх и зоны герметизации “B” и “C” активизируются. Зона дельта A1 перемещается к зоне дельта A2. Правая сторона дельта A2 – верхний край зоны герметизации “B”. Когда поршень подымается вверх, зона дельта A2 уменьшается до тех пор, пока не достигнет нулевого показателя в зоне дельта A3.

На рисунке 34 показан поперечный разрез сферического противовыбросового превентора Shaffer с клиновидной крышкой. На рисунке 35 приводится схема компоновки ПВО Shaffer.

Первый опыт применения распределенных по бурильной колонне динамических измерений для автоматизированной оптимизации бурения с использованием скважинных данных - Инженерная практика

На рисунках 36 и 37 показан поперечный разрез и схема компоновки сферического противовыбросового превентора Shaffer с крышкой, крепящейся болтами.

Первый опыт применения распределенных по бурильной колонне динамических измерений для автоматизированной оптимизации бурения с использованием скважинных данных - Инженерная практика

РЕКОМЕНДУЕМОЕ ДАВЛЕНИЕ НА ЗАКРЫТИЕ ПРИ СПО ПОД ДАВЛЕНИЕМ.

Давление на закрытие сферического противовыбросового превентора для различных скважин приводится в графическом изображении на рисунке 38.

Параметры данных давлений могут использоваться в качестве приблизительной исходной точки. Если условия режима бурения предусматривают небольшую течь, можно понизить давление на закрытие до получения небольшой течи.

При закрытии превентора, когда бурильная труба находится в статическом состоянии, рекомендуется использовать давление на закрытие в 1500 psi.

Первый опыт применения распределенных по бурильной колонне динамических измерений для автоматизированной оптимизации бурения с использованием скважинных данных - Инженерная практика

СОЕДИНЕНИЯ.

Гидравлические соединения обычно устанавливаются в верхней и нижней части подводного блока ПВО. Верхний соединитель соединяет нижний блок водоотделяющей колонны с блоком ПВО. Нижний соединитель соединяет блок ПВО с устьем скважины. Нижний соединитель должен точно соответствовать используемой компоновке оборудования устья скважины. Иными словами, если на скважине используется оборудование устья скважины Cameron, то нижний соединитель должен быть фирмы Cameron; если на скважине используется устьевое оборудование Vetco, соединитель Vetco “H-4” должен использоваться в обязательном порядке. Расчетное рабочее давление обеих соединителей должно быть одинаковым и полностью соответствовать рабочему давлению блока ПВО. Нижний соединитель должен иметь расчетное рабочее давление, так как он подвержен воздействию устьевого давления. При нормальном рабочем режиме верхний соединитель не подвержен воздействию устьевого давления.

На рисунках 39, 40, 41, 42 и 43 приводятся иллюстрации различных гидравлических соединителей.

Первый опыт применения распределенных по бурильной колонне динамических измерений для автоматизированной оптимизации бурения с использованием скважинных данных - Инженерная практика

Рисунок 39. Поперечный разрез соединителя Cameron.

Первый опыт применения распределенных по бурильной колонне динамических измерений для автоматизированной оптимизации бурения с использованием скважинных данных - Инженерная практика

Рисунок 40. Автоматически закрывающийся соединитель National в открытом положении.

Первый опыт применения распределенных по бурильной колонне динамических измерений для автоматизированной оптимизации бурения с использованием скважинных данных - Инженерная практика

Рисунок 41. Автоматически закрывающийся соединитель National в закрытом положении.

Первый опыт применения распределенных по бурильной колонне динамических измерений для автоматизированной оптимизации бурения с использованием скважинных данных - Инженерная практика

Рисунок 42. Поперечный разрез соединителя Vetco H-4

1. Профиль стыка оборудования устья скважины.

2. Поршень аварийной системы закрытия.

3. Аварийное отверстие разжима.

4. Основное отверстие разжима.

5. Основное стопорное отверстие.

6. Фиксатор.

7. Кулачок.

8. Внутренняя система трубопроводов.

9. Поршень основной системы закрытия.

Первый опыт применения распределенных по бурильной колонне динамических измерений для автоматизированной оптимизации бурения с использованием скважинных данных - Инженерная практикаПервый опыт применения распределенных по бурильной колонне динамических измерений для автоматизированной оптимизации бурения с использованием скважинных данных - Инженерная практикаПервый опыт применения распределенных по бурильной колонне динамических измерений для автоматизированной оптимизации бурения с использованием скважинных данных - Инженерная практика

Рисунок 43. Схема функции разжима соединителя Vetco “H – 4”.

1* При одинаковом рабочем давлении гидравлический цилиндр обеспечивает усилие на разжим на 23 % больше давления на закрытие.

2* Поршень аварийной системы разжима не соединен с кулачком, но всегда находится в режиме готовности. Аварийная система создает на кулачок 100 % дополнительного усилия на разжим.

3* При движении поршня между лицевой стороной фиксаторов и корпусом устьевой головки, благодаря наклонной конфигурации поршня, создается усилие, обеспечивающее открытие/закрытие соединения.

ТЕЛЕСКОПИЧЕСКОЕ СОЕДИНЕНИЕ.

Телескопическое соединение предназначено для соединения водоотделяющей колонны и буровой установки. Телескопическое соединение компенсирует вертикальные колебания бурового судна.

Верхняя часть телескопического соединения, внутренняя труба, состыкована с буровой установкой и, таким образом, любые колебания буровой установки и внутренней трубы происходят одновременно. Нижняя часть телескопического соединения, наружная труба, состыкована с водоотделяющей колонной и, таким образом, остается неподвижной относительно морского дна.

Натяжное кольцо телескопической секции состыковано с наружной трубой. Натяжное кольцо состыковано с натяжным устройством водоотделяющей колонны и, таким образом, сохраняет растяжение водоотделяющей колонны.

На рисунке 44 приводится иллюстрация современного телескопического соединения.

Первый опыт применения распределенных по бурильной колонне динамических измерений для автоматизированной оптимизации бурения с использованием скважинных данных - Инженерная практика

Рисунок 44. Компоновка телескопического соединения.

1. Съемное шарнирное соединение.

2. Набивной сальник.

3. Уплотнительная втулка сепараторного кольца.

4. Уплотнительное компрессионное кольцо.

5. Верхний уплотнительный элемент.

6. Сборочный узел уплотнительной втулки.

7. Нижний уплотнительный элемент.

8. Кольцо натяжного устройства.

9. Соединительная муфта для штуцерной линии и линии глушения.

ШАРОВЫЙ ШАРНИР.

Шаровой шарнир компенсирует угловое смещение осей плавучей буровой установки и подводного оборудования устья скважины. Шаровой шарнир допускает угол смещения водоотделяющей колонны от 7 до 12 градусов.

На рисунке 45 приводится поперечный разрез шарового шарнира.

Первый опыт применения распределенных по бурильной колонне динамических измерений для автоматизированной оптимизации бурения с использованием скважинных данных - Инженерная практика

Рисунок 45. Шаровой шарнир фирмы Cameron.

ЗАДВИЖКИ ШТУЦЕРНОЙ ЛИНИ И ЛИНИИ ГЛУШЕНИЯ.

Рекомендуется, чтобы в схеме компоновки блока подводного ПВО, были два (2) выхода для подключения штуцерной линии и один (1) выход для подключения линии глушения. Поскольку боковые выходы очень сильно подвержены эрозии, то задвижки необходимо устанавливать как можно ближе к блоку ППВО.

Рекомендуется также, чтобы на каждой линии были установлены по два (2) “безаварийных” запорных клапана.

Пример “безаварийного” запорного клапана показан на рисунке 46.

Первый опыт применения распределенных по бурильной колонне динамических измерений для автоматизированной оптимизации бурения с использованием скважинных данных - Инженерная практика

Рисунок 46. Поперечный разрез “безаварийного” запорного клапана.

1. Двойное герметичное уплотнение.

2. Шариковый упорный подшипник.

3. Двойное динамическое уплотнение.

4. Бронзовая втулка.

5. Уплотнение шпинделя.

6. Винт для механической регулировки.

7. Поршень с бронзовой облицовкой.

8. Никелированная пружина.

9. Резиновый вкладыш в ослабленном положении.

10. Обратный клапан.

ВОДООТДЕЛЯЮЩАЯ КОЛОННА И СОЕДИНИТЕЛИ.

Стояк предназначен для провода потока бурового раствора от блока ПВО на устье. Водоотделяющая колонна на типичном плавучем буровом судне состоит из 40 или 50 соединительных муфт. Соединительные муфты водоотделяющей колонны – это быстросоединяемые замки. На современных блоках ПВО штуцерные линии и линии глушения закрепляются снаружи стояка. В схему компоновки штуцерной линии и линии глушения также входят соединительные муфты.

Первый опыт применения распределенных по бурильной колонне динамических измерений для автоматизированной оптимизации бурения с использованием скважинных данных - Инженерная практика

Рисунок 47. Соединительные муфты стояка, штуцерной линии и линии глушения фирмы

Cameron.

СИСТЕМЫ УПРАВЛЕНИЯ ПРОТИВОВЫБРОСОВЫМИ ПРЕВЕНТОРАМИ.

Для подачи к превенторам больших объемов рабочей жидкости необходимо обеспечить высокие расходы. Поскольку противовыбросовый превентор, клапаны штуцерной линии и линии глушения управляются при помощи гидравлической системы, то особое внимание следует уделять гидравлической системе управления.

Система управления подводным блоком ПВО в настоящее время может быть двух типов: гидравлическая и электрогидравлическая.

Типичная гидравлическая система управления может управляться механически, с насосно-аккумоляторной установки, или дистанционно, с пульта бурильщика, который обычно устанавливается около поста бурильщика, или с дистанционного пульта управления, который обычно устанавливается в офисе бурового мастера.

ГИДРАВЛИЧЕСКАЯ УСТАНОВКА.

Гидравлическая установка – это источник питания системы управления ПВО.

Главные компоненты гидравлической установки:

1. Емкость для хранения гидравлической жидкости.

2. Насосы высокого давления для подкачки рабочей жидкости в аккумуляторные баллоны. Возможно использование как электрических, так и пневматических насосов.

3. Аккумуляторные баллоны для хранения рабочей жидкости под давлением.

4. Манифольд управления задвижками и регуляторами давления, чтобы направлять поток рабочей жидкости к отдельным компонентам ПВО.

Внутренняя система трубопроводов, оборудование фильтрации и испытания являются неотъемлемой частью гидравлической установки. Все объемы и расход жидкости гидравлической установки базируются на объемах жидкости и времени срабатывания функций блока ПВО. Дивертор и противовыбросовые превентора будут использоваться по отдельности, поэтому при расчете необходимых объемов учитывается только объем, необходимый для срабатывания элементов блока ПВО. Один из первых необходимых расчетов – определение полезного объема аккумулятора, т.е. объема жидкости, который может быть подан из аккумуляторной емкости при изменении давления в ней от рабочего до значения, превышающего давление зарядки. Определение полезного объема аккумулятора необходимо для обеспечения надежности функций блока ПВО и безопасности буровой платформы. Согласно правилам Норвежского Управления нефтяной промышленности, объем рабочей жидкости на 25% должен превышать объем, необходимый для выполнения функций закрытия – открытия всех элементов блока ПВО. Общепринято, что предварительная зарядка аккумулятора должна составлять давление в 1000 psi (70 бар). Если давление меньше данного показателя, вплоть до 750 psi (52 бар), оборудование все таки будет работать, но интервал времени на срабатывание значительно увеличится.

Ниже приводится примерный расчет необходимого объема рабочей жидкости аккумулятора. Вместимость емкости – это общий объем жидкости аккумулятора (жидкость и газ), не учитывая объем поршня, объем внутренних клапанов и других внутренних элементов. Рабочий объем жидкости – это суммарное количество жидкости аккумулятора, которое зависит от предварительной зарядки газом (давление) и от объема жидкости.

Уравнение для расчета объема рабочей жидкости, Vf:

1. Vf = Vg Vl

где: Vg = объем газа

Vl = жидкий объем

При предварительной зарядке аккумулятора с давлением зарядки PC, жидкость в аккумуляторе отсутствует, Vl= 0:

2. тогда Vf = Vg1

При заполнении аккумулятора жидкостью, газ сжимается до давления жидкости, P. Новый объем газа, Vg2, можно рассчитать, используя закон Бойля:

3. Vg2 = Vg1 PC

P

Поскольку объем газа замещается жидкостью, тогда:

4. Vl = Vg1 – Vg2

Подставив уравнение (2) в уравнение (4), получим:

Vl = Vf ( 1 – PC)

P

Коэффициент объема выражен уравнением l – PCи устанавливает соотношение объема

P

жидкости к объему аккумулятора, которое основано на давлении предварительной зарядки и давлении жидкости.

При расчете вместимости емкости необходимо учитывать, что она должна, как минимум в 1,5 раза превышать полезный объем жидкости в аккумуляторе, т.е. ее объем должен составлять приблизительно 1300 – 1400 л. Примерный расчет вместимости аккумуляторной системы приводится ниже. Необходимо заметить, что данный расчет соответствует требованиям Норвежского Управления нефтяной промышленности.

В таблицах №№: l, 2, 3 и 4 приводятся требования параметров объема гидравлических противовыбросовых превенторов и гидравлических задвижек.

В таблице № 5 приводится краткий перечень необходимого количества жидкости аккумулятора при различных давлениях.

На рисунке № 48 приводится типичная схема аккумуляторной системы Кoomey.

На рисунке № 49 приводится перечень элементов аккумуляторной системы, показанной на рис. № 48.

На рисунках № 50 и № 51 показаны два (2) типа баллонов аккумулятора.

На рисунке № 52 приводится схема полной подводной гидравлической системы управления.

§

Номинальный размер: 13-5/8 дюйма;

Давление: 5000 psi

Линия глушения/штуцерная линия: 3 дюйма

ФУНКЦИЯ ФИРМА ПРОИЗВОДИТЕЛЬ КОЛИЧЕСТВО ОБЪЕМ НА КАЖДУЮ ФУНКЦИЮ GAL (Л) КОЭФФИЦИЕНТ НЕОБХОДИМОГО УМНОЖЕНИЯ НЕОБХОДИМЫЙ ОБЪЕМ GAL (Л)
Закрытие плашек Cameron 5.80 (21.9) 34.80 (131.7)
Открытие плашек Cameron 5.45 (20.6) 16.35 (61.9)
Закрытие кольцевого пространства. Shaffer 23.58 (89.2) 47.16 (178.5)
Уравнительная камера открытия кольц. пространства Shaffer 3.73 (14.1)
17.41 (65.9)
7.46 (28.2)
17.41 (65.9)
Открытие задвижек линии глушения и штуцерной линии * McEvoy 4 (макс) 0.9 (3.4) 3.60 (13.6)

Объем для необходимого количества операций: 126.78 (479.8)

Дополнительные 25% согласно требованиям правил: 31.70 (119.9)

Необходимый объем жидкости: 158.48 (599.7)

Давление предварительной зарядки (PC) = 1000 psi (70 бар)

Рабочее давление (P) = 3000 psi (200 бар)

Коэффициент объема = l – PC= l – 71.4 = 0.663

P = 212

ВМЕСТИМОСТЬ АККУМУЛЯТОРНОЙ СИСТЕМЫ = 233(904.5)

· Безотказный механизм (большая пружина) автоматически закроет задвижку, когда гидравлическое давление понизится.

Для подводных аккумуляторных емкостей давление предварительной зарядки

(в Мпа): рз = 7 0,1 0,01Н, где Н – глубина моря,м.

Формула для давления предварительной зарядки может быть использована для определения полезного объема аккумуляторных емкостей. Так, второе выражение для

Подсчета этого объема будет иметь следующий вид:

Vп = Vф [1- (7,1 0,01Н/ 21,1 0,01Н )] , где К= [1- (7,1 0,01Н/ 21,1 0,01Н )]

К- объемный фактор.

УНИВЕРСАЛЬНЫЕ ПРЕВЕНТОРЫ, ДИВЕРТОРЫ.

Модель или тип Диаметр условного прохода (inches) Рабочее давление (psi) Диаметр проходного отверстия (inches) Давление в системе управления (psi) Объем жидкости (gal) Герметизация открытого ствола
Закрытие Открытие
CAMERON
А
А
А
А
А
А
А
А
А

13 5/8
13 5/8
16 3/4

5,000
10,000
15,000
5,000
10,000
15,000
5,000
10,000
5,000
7 1/14
7 1/14
7 1/14

13 5/8
13 5/8
16 3/4

1,500
1,500
не примен.
1,500
1,500
не примен.
1,500
1,500
1,500
2.2
4.0*
не примен.
7.8
12.1
не примен.
15.5
21.5
33.0
1.9
3.1*
не примен.
6.5
10.5
не примен.
13.9
18.7
29.0
 
 

Не
применяется

HYDRIL
GK
GK
GK
GK
GK
GK
GK
GK
GK
GK
GK
GK
GK
GK
GK
GK

13 5/8

16 3/4

7 1/14

13 5/8

3,000
5,000
3,000
5,000
3,000
5,000
3,000
5,000
2,000
3,000
5,000
2,000
10,000
10,000
10,000
10,000
7 1/14
7 1/14
8 15/16
8 15/16

13 5/8
13 5/8
16 3/4
16 3/4
16 3/4
17 7/8
7 1/14

13 5/8

1,500
1,500
1,500
1,500
1,500
1,500
1,500
1,500
1,500
1,500
1,500
1,500
1,500
1,500
1,500
1,500
2.42
3.28
3.68
5.81
6.32
8.34
9.66
15.28
14.81
17.87
24.40
17.93
8.01
13.52
21.34
29.35
1.90
2.81
2.90
4.93
4.71
6.78
7.60
12.04
10.65
13.43
16.94
12.28
6.02
10.17
16.04
20.96
1,000
1,000
1,050
1,150
1,150
1,150
1,150
1,150
1,150
1,150
1,150
1,150
1,150
1,150
1,150
1,150
GL
GL
GL
GL
13 5/8
16 3/4
18 3/4
21 1/4
5,000
5,000
5,000
5,000
13 5/8
16 3/4
18 3/4
21 1/4
1,500
1,500
1,500
1,500
16.80
28.73
37.4
48.58
16.80
28.73
37.4
48.58
1,300
1,300
1,300
1,300
MSP
MSP
MSP
MSP
MSP
MSP

29 1/2

2,000
2,000
2,000
2,000
2,000

7 1/14
8 15/16

20 3/4*
21 1/4
29 1/2

1,500
1,500
1,500
1,500
1,500
1,500
2.42
3.89
6.32
26.39
26.39
60.0**
1.68
2.51
4.45
16.09
16.09

1,000
1,050
1,150
1,100
1,100
1,500

Примечание: * – Устаревший стандарт Американского нефтяного института

** – Полный ход поршня

Модель или тип Диаметр условного прохода (inches) Рабочее давление (psi) Диаметр проходного отверстия (inches) Давление в системе управления (psi) Объем жидкости (gal) Герметизация открытого ствола
Закрытие Открытие
REGAN
K
K
K
K
K
K
K
K
K
K
K
K

8 5/8
9 5/8
10 3/4
11 3/4
11 3/4
13 3/8
13 3/4

18 5/8

3,000
3,000
3,000
3,000
3,000
3,000
3,000
3,000
3,000
3,000
3,000
3,000

6 1/4
7 7/8
8 7/8

10 7/8
11 1/8
12 3/8
13 3/4
 

3,000
3,000
3,000
3,000
3,000
3,000
3,000
3,000
3,000
3,000
3,000
3,000
0.2
0.8
1.6
3.4
5.7
7.6
8.1
10.3
15.3
19.9
22.5
29.5
Не
применяется
Изменяемая
величина
KFD
KFD
KFD
KFD
KFD
18 5/8 1,000
1,000
1,000
1,000
1,000
1,75
2.5
2.5
3.0
3.0
KFL
KFL
KFL
KFL
KFL
KFL
KFL
KFL
KFL
KFL
KFL
KFL
KFL
13 5/8
13 5/8
13 5/8
16 3/4
16 3/4
16 3/4
3,000
5,000
10,000
3,000
5,000
10,000
2,000
3,000
5,000
1,000
2,000
1,000
2,000
13 5/8
13 5/8
13 5/8
16 3/4
16 3/4
16 3/4
20 3/4
20 3/4
20 3/4

26 1/2
26 1/2

скв. 500
скв. 500
скв. 500
скв. 500
скв. 500
скв. 500
скв. 500
скв. 500
скв. 500
скв. 500
скв. 500
скв. 500
скв. 500
19 1/2

24 1/2
25 3/4

31 1/2
28 1/2

47 1/2

51 1/2

Torus
Torus Torus
Torus
3,000*
6,000*
3,000*
6,000*
7 1/16
7 1/16
3,000
3,000
3,000
3,000
4.3
4.3
8.1
8.1
RUCKER – SHAFFER
сферический

13 5/8
13 5/8
16 3/4
18 3/4

3,000
5,000
3,000
5,000
3,000
5,000
3,000
5,000
10,000
5,000
5,000
7 1/16
7 1/16

13 5/8
13 5/8
13 5/8
16 3/4
18 3/4

1,500
1,500
1,500
1,500
1,500
1,500
1,500
1,500
1,500
1,500
1,500
4.57
4.57
7.23
11.05
11.00
18.67
23.50
23.58
51.24
33.26
48.16
3.21
3.21
5.03
8.72
6.78
14.59
14.67
17.41
42.68
25.61
37.61
Изменяемая
величина
  21 1/4 2,000
5,000
21 1/4
21 1/4
1,500
1,500
32.59
61.37
16.92
47.76
 

§

Модель или тип Диаметр условного прохода (inches) Рабочее давление
(psi)
Диаметр проходн. отверстия (inches) Давление в системе управления (psi) Объем жидкости
(gal)
Отношение при закрытии Отношение при открытии
закрытие открытие
BOWEN
2 1/2 од.
2 1/2 од.
2 1/2 дв.
2 1/2 дв.
2 9/16 од.
3 од.
3 од.
3 дв.
3 дв.
4 од.
4 од.
4 дв.
4 дв.
4 1/16 од.
4 1/16 од.
4 1/2 од.
4 1/2 од.
4 1/2 дв.
4 1/2 дв.
5 1/2 од.
71/16 од.
6,000
10,000
5,000
10,000
15,000
5,000
10,000
5,000
10,000
5,000
10,000
5,000
10,000
10,000
15,000
3,000
10,000
5,000
10,000
3,000
10,000
2 1/2
2 1/2
2 1/2
2 1/2
2 9/16

4 1/16
4 1/16
4 1/2
4 1/2
4 1/2
4 1/2
5 1/2
7 1/16

1,300

1,001
1,000

1,110

1,110
1,000
3,000

1,110

1,110

0.17
0.19
0.36
0.43
0.3
0.30
0.30
0.54
0.54
0.91
0.91
1.81
1.81
0.43
0.43
0.91
0.91
1.83
1.83
1.51
0.74
0.16
0.19
0.28
0.35
0.3
0.22
0.22
0.49
0.49
0.81
0.81
1.62
1.62
0.34
0.34
0.81
0.81
1.64
1.64
1.37
0.75
7.9:1
7.9:1
7.9:1
7.9:1
8.18:1
13.2:1
13.2:1
13.2:1
13.2:1
15.3:1
15.3:1
15.3:1
15.3:1
13.6:1
13.6:1
15.3:1
15.3:1
15.3:1
15.3:1
20.8:1
10.9:1
 
Не применяется.
 
Давление в скважине должно корректироваться при помощи плашек.
CAMERON
Модель или тип Диаметр условного прохода (inches) Рабочее давление
(psi)
Диаметр проходн. Отверстия (inches) Давление в системе управления (psi) Объем жидкости
(gal)
Отношение при закрытии Отношение при открытии
закрытие открытие
 
U
U
U
U
U
U
U
U
U
U
U
U
U
U
U
U
U
U
U

71/16
71/16

13 5/8
13 5/8
13 5/8
16 ¾
16 ¾
18 ¾

21 ¼
21 ¼

3,000
5,000
10,000
15,000
3,000
5,000
10,000
15,000
3,000
5,000
10,000
15,000
3,000
5,000
10,000
2,000
3,000
2,000
7,500
6 1/16
6 1/16
6 1/16
6 1/16

13 5/8
13 5/8
13 5/8
13 5/8
16 ¾
16 ¾
18 ¾
20 ¾
20 ¾
21 ¼
21 ¼

1,500/3,000
1,500/3,000
1,500/3,000
1,500/3,000
1,500/3,000
1,500/3,000
1,500/3,000
1,500/3,000
1,500/3,000
1,500/3,000
1,500/3,000
1,500/3,000
1,500/3,000
1,500/3,000
1,500/3,000
1,500/3,000
1,500/3,000
1,500/3,000
1,500/3,000
1.33
1.33
1.33
1.33
3.36
3.36
3.36
3.36
5.80
5.80
5.80
11.3
9.8
9.8

8.40
8.40
8.40
20.4

1.28
1.28
1.28
1.28
3.20
3.20
3.20
3.20
5.45
5.45
5.45
11.7
10.6
10.6
24.9
7.85
7.85
7.85
17.8
7:1
7:1
7:1
7:1
7:1
7:1
7:1
7:1
7:1
7:1
7:1
6.6:1
6.7:1
6.7:1
7.4:1
7:1
7:1
7:1
5.5:1
2.3:1
2.3:1
2.3:1
2.3:1
2.3:1
2.3:1
2.3:1
2.3:1
2.3:1
2.3:1
2.3:1
2.3:1
1.4:1
1.4:1
 
1.2:1
1.2:1
1.2:1
 
CAMERON
U
U
U
26 ¾
26 ¾
10,000
2,000
3,000
21 ¼
26 ¾
26 ¾
1,500/3,000
1,500/3,000
1,500/3,000
26.5
10.4
10.4
24.1
9.85
9.85
7.2:1
7:1
7:1
 
0.63:1
0.63:1
U –(глухой 13 5/8
13 5/8
16 ¾
16 ¾
5,000
10,000
3,000
5,000
2,000
3,000
13 5/8
13 5/8
16 ¾
16 ¾
20 ¾
20 ¾
1,500/2,500
1,500/2,500
1,500/2,500
1,500/2,500
1,500/2,500
1,500/2,500
11.6
11.6
10.8
10.8
16.8
16.8
10.9
10.9
11.7
11.7
15.7
15.7
14:1
14:1
9:1
9:1
14:1
14:1
2.3:1
2.3:1
1.4:1
1.4:1
1.2:1
1.2:1
QRC
QRC
QRC
QRC
QRC
QRC
QRC
QRC
QRC
QRC
3,000
5,000
3,000
5,000
3,000
5,000
3,000
2,000
2,000
2,000
6 1/16
6 1/16

13 5/8
16 ¾
17 ¾
17 ¾

1,500/3,000
1,500/3,000
1,500/3,000
1,500/3,000
1,500/3,000
1,500/3,000
1,500/3,000
1,500/3,000
1,500/3,000
1,500/3,000
0.81
0.81
2.36
2.36
2.77
2.77
4.42
6.0
6.0
6.0
0.95
0.95
2.36
2.70
3.18
3.18
5.10
7.05
7.05
7.05
7.75:1
7.75:1
9.05:1
9.05:1
9.05:1
9.05:1
8.64:1
8.64:1
8.64:1
8.64:1
1.5:1
1.5:1
1.83:1
1.83:1
1.21:1
1.21:1
1.07:1
0.62:1
0.62:1
0.62:1
SS
SS
SS
SS
SS
SS
SS
SS
3,000
5,000
3,000
5,000
3,000
5,000
3,000
5,000
6 1/16
6 1/16

13 5/8
13 5/8

1,500/3,000
1,500/3,000
1,500/3,000
1,500/3,000
1,500/3,000
1,500/3,000
1,500/3,000
1,500/3,000
0.8
0.8
1.5
1.5
1.5
1.5
2.9
2.9
0.7
0.7
1.3
1.3
1.3
1.3
2.5
2.5
3.8:1
3.8:1
3.9:1
3.9:1
3.9:1
3.9:1
3.7:1
3.7:1
1:1
1:1
1:1
1:1
1:1
1:1
1:1
1:1
Тип F
с типом W2
 
3,000
5,000
10,000
15,000
3,000
5,000
3,000
5,000
10,000
3,000
5,000
2,000
3,000
2,000
3,000
3,000
5,000
6 1/16
6 1/16
6 1/16
6 1/16

13 5/8
13 5/8
16 ¾
16 ¾
20 ¼
20 ¼
6 1/16
6 1/16

500/1,500
500/1,500
500/1,500
500/1,500
500/1,500
500/1,500
500/1,500
500/1,500
500/1,500
500/1,500
500/1,500
500/1,500
500/1,500
500/1,500
500/1,500
500/1,500
500/1,500
1.5
1.5
1.5
1.5
2.8
2.8
2.8
2.8
2.8
4.1
4.1
5.0
5.0
5.0
5.0
2.3
2.3
2.3
2.3
2.3
2.3
3.7
3.7
3.7
3.7
3.7
5.3
5.3
6.0
6.0
6.0
6.0
3.05
3.05
 
Изменяемая
 
величина
4.5:1
4.5:1
4.5:1
4.5:1
2.5:1
2.5:1
2.5:1
2.5:1
2.5:1
2:1
2:1
2:1
2:1
2:1
2:1
4.5:1
4.5:1
          
Модель или тип Диаметр условного прохода (inches) Рабочее давление
(psi)
Диаметр проходн. Отверстия (inches) Давление в системе управления (psi) Объем жидкости
(gal)
Отношение при закрытии Отношение при открытии
Закрытие открытие
CAMERON
Тип F
c типом W
15,000
3,000
5,000
3,000
5,000
10,000
3,000
5,000
2,000
3,000
2,000
3,000
6 1/16

13 5/8
13 5/8
16 ¾
16 ¾
20 ¼
20 ¼

500/1,500
500/1,500
500/1,500
500/1,500
500/1,500
500/1,500
500/1,500
500/1,500
500/1,500
500/1,500
500/1,500
500/1,500
2.3
3.7
3.7
3.7
3.7
3.7
6.8
6.8
7.6
7.6
7.6
7.6
3.05
4.6
4.6
4.6
4.6
4.6
8.1
8.1
9.1
9.1
9.1
9.1
 
Изменяемая
 
величина
4.5:1
2.5:1
2.5:1
2.5:1
2.5:1
2.5:1
2:1
2:1
2:1
2:1
2:1
2:1
Тип F
c типом L
3,000
5,000
10,000
15,000
3,000
5,000
3,000
5,000
10,000
3,000
5,000
2,000
3,000
2,000
3,000
6 1/16
6 1/16
6 1/16
6 1/16

13 5/8
13 5/8
16 ¾
16 ¾
20 ¼
20 ¼

250/1,500
250/1,500
250/1,500
250/1,500
250/1,500
250/1,500
250/1,500
250/1,500
250/1,500
250/1,500
250/1,500
250/1,500
250/1,500
250/1,500
250/1,500
3.97
3.97
3.97
3.97
6.85
6.85
6.85
6.85
6.85
10.30
10.30
11.71
11.71
11.71
11.71
3.46
3.46
3.46
3.46
6.19
6.19
6.19
6.19
6.19
9.38
9.38
10.66
10.66
10.66
10.66
 
 
Изменяемая
 
величина
4.9:1
4.9:1
4.9:1
4.9:1
3.44:1
3.44:1
3.44:1
3.44:1
3.44:1
2.3:1
2.3:1
2.3:1
2.3:1
2.3:1
2.3:1
Тип F
c типом H
3,000
5,000
10,000
15,000
3,000
5,000
3,000
5,000
10,000
3,000
5,000
2,000
3,000
2,000
3,000
6 1/16
6 1/16
6 1/16
6 1/16

13 5/8
13 5/8
16 ¾
16 ¾
20 ¼
20 ¼

1,000/5,000
1,000/5,000
1,000/5,000
1,000/5,000
1,000/5,000
1,000/5,000
1,000/5,000
1,000/5,000
1,000/5,000
1,000/5,000
1,000/5,000
1,000/5,000
1,000/5,000
1,000/5,000
1,000/5,000
0.52
0.52
0.52
0.52
0.90
0.90
0.90
0.90
0.90
1.52
1.52
1.73
1.73
1.73
1.73
1.05
1.05
1.05
1.05
1.80
1.80
1.80
1.80
1.80
2.70
2.70
3.08
3.08
3.08
3.08
 
Изменяемая
 
величина
1.5:1
1.5:1
1.5:1
1.5:1
1:1
1:1
1:1
1:1
1:1
2/3:1
2/3:1
2/3:1
2/3:1
2/3:1
2/3:1

DRESSER OME
Тип H 3,000
2,000
  2,000
2,000
1.1
1.1
0.94
0.94
6.5:1
6.5:1
1:1
1:1
Модель или тип Диаметр условного прохода (inches) Рабочее давление
(psi)
Диаметр проходн. Отверстия (inches) Давление в системе управления (psi) Объем жидкости
(gal)
Отношение при закрытии Отношение при открытии
Закрытие открытие
RUCKER – SHAFFER
LWS ручной блокировкой 4 1/16

7 1/16
7 1/16

13 5/8
13 5/8

16 3/4

10,000
3,000
5,000
10,000
15,000
3,000
5,000
10,000
3,000
5,000
10,000
3,000
5,000
10,000
3,000
5,000
2,000
3,000
4 1/16
7 1/16
7 1/16
7 1/16
7 1/16

13 5/8
13 5/8
13 5/8
16 3/4
16 3/4
21 1/4
21 1/4

1,500/3,000
1,500/3,000
1,500/3,000
1,500/3,000
1,500/3,000
1,500/3,000
1,500/3,000
1,500/3,000
1,500/3,000
1,500/3,000
1,500/3,000
1,500/3,000
1,500/3,000
1,500/3,000
1,500/3,000
1,500/3,000
1,500/3,000
1,500/3,000
0.50
1.20
1.20
6.35
6.35
2.58
2.58
2.44
1.75
2.98
3.62
3.36
3.36
10.59
4.69
6.60
5.07
5.07
0.47
1.00
1.00
5.89
5.89
2.26
2.26
2.14
1.45
2.62
3.31
2.95
2.95
9.82
4.13
6.03
4.46
4.46
8.45:1
4.44:1
4.45:1
10.63:1
10.63:1
5.58:1
5.58:1
5.58:1
4.45:1
5.58:1
7.83:1
5.58:1
5.58:1
10.63:1
5.58:1
7.85:1
5.58:1
5.58:1
4.74:1
1.82:1
1.82:1
13.40:1
13.40:1
3.00:1
3.00:1
1.69:1
1.16:1
2.10:1
2.20:1
1.75:1
1.75:1
3.47:1
1.40:1
1.59:1
0.78:1
0.78:1
LWP 3,000
3,000
7 1/16 1,500/3,000
1,500/3,000
0.55
0.77
0.51
0.68
4:1
4:1
1.81:1
2.5:1
LWS
с автоблокировкой
7 1/16

11*

12*
13 5/8
13 5/8 *
13 5/8 *
16 3/4
16 3/4
16 3/4 *
18 3/4 *

20 *

20 *
21 1/4 *
21 1/4 *

15,000
5,000
5,000
10,000
10,000
3,000
3,000
5,000
5,000
10,000
3,000
5,000
5,000
10,000
2,000
2,000
3,000
3,000
7,500
10,000
7 1/16

13 5/8
13 5/8
13 5/8
13 5/8
13 5/8
16 3/4
16 3/4
16 3/4
18 3/4
21 1/4
21 1/4
21 1/4
21 1/4
21 1/4
21 1/4

1,500/3,000
1,500/3,000
1,500/3,000
1,500/3,000
1,500/3,000
1,500/3,000
1,500/3,000
1,500/3,000
1,500/3,000
1,500/3,000
1,500/3,000
1,500/3,000
1,500/3,000
1,500/3,000
1,500/3,000
1,500/3,000
1,500/3,000
1,500/3,000
1,500/3,000
1,500/3,000
7.24
4.75
9.31
4.20
8.23
5.34
10.56
5.30
10.56
1.56
7.25
7.25
13.97
15.30
7.80
16.88
7.80
16.88
16.05
16.05
6.60
4.18
8.48
3.70
7.50
4.70
9.62
4.67
9.62
10.52
6.38
6.38
12.71
13.21
6.86
15.35
6.86
15.35
13.86
13.86
10.85:1
8.16:1
10.85:1
8.16:1
10.85:1
8.16:1
10.85:1
8.16:1
10.85:1
10.85:1
8.16:1
8.16:1
10.85:1
7.11:1
8.16:1
10.85:1
8.16:1
10.85:1
7.11:1
7.11:1
19.44:1
3.07:1
7.82:1
2.21:1
5.24:1
2.56:1
5.25:1
2.56:1
5.25:1
3.47:1
2.05:1
1.59:1
3.61:1
1.83:1
1.15:1
2.52:1
1.15:1
2.52:1
1.63:1
1.63:1
B и E 3,000
5,000
3,000
5,000
3,000
7 1/16
7 1/16
1,500/3,000
1,500/3,000
1,500/3,000
1,500/3,000
1,500/3,000
2.75
2.75
2.75
2.75
3.25
2.3
2.3
2.3
2.3
2.7
6:1
6:1
6:1
6:1
6:1
2.57:1
2.57:1
1.89:1
1.89:1
1.51:1
B и E 5,000
3,000
5,000
2,000
13 5/8
13 5/8
15 1/2
1,500/3,000
1,500/3,000
1,500/3,000
1,500/3,000
3.25
3.55
3.55
3.65
2.7
2.9
2.9
3.0
6:1
6:1
6:1
6:1
1.35:1
1.14:1
1.14:1
1.05:1

Примечание: * – Срезные плашки

§

Модель или тип Диаметр условного прохода (inches) Рабочее давление
(psi)
Диаметр проходного отверстия (inches) Давление в системе управления (psi) Объем жидкости (gal)
Закрытие Открытие
CAMERON
HRC
HCR
HCR
HCR
3,000
5,000
3,000
5,000
1,500
1,500
1,500
1,500
0.61
0.61
2.25
2.25
0.52
0.52
1.95
1.95
F
F
F
F
F
F
F
F
F
F
F
F
F

2 1/2
2 1/2

960 – 3,000
5,000-15,000
960 – 3,000
5,000-15,000
960 -10,000
15,000
960 – 2,000
3,000 – 2,000
10,000
15,000
2,000 – 5,000
10,000
2,000 – 5,000
1 13/16
1 13/16
2 1/16
2 1/16
2 9/16
2 9/16
3 1/8
3 1/8
3 1/8
3 1/8
4 1/8
4 1/8
6 1/8
1,500/5,000
1,500/5,000
1,500/5,000
1,500/5,000
1,500/5,000
1,500/5,000
1,500/5,000
1,500/5,000
1,500/5,000
1,500/5,000
1,500/5,000
1,500/5,000
1,500/5,000
0.10
0.16
0.10
0.16
0.20
0.40
0.15
0.24
0.28
0.49
0.30
0.59
0.84
0.10
0.16
0.10
0.16
0.20
0.40
0.15
0.24
0.28
0.49
0.30
0.59
0.84
DV
DV
DV
DV
DV
DV
DV
3,000
5,000
3,000
3,000
3,000
5,000
3,000

13 5/8

1,500
1,500
1,500
1,500
1,500
1,500
1,500
0.8
0.8
2.1
2.4
5.7
5.7
11.8
1.1
1.1
3.6
5.6
11.4
11.4
22.7
ROCKWELL
AC

2 1/2
2 1/2
2 1/2
2 1/2

2,000
3,000
5,000
10,000
2,000
3,000
5,000
10,000
2,000
3,000
5,000
2,000
3,000
5,000
  2,500
2,500
2,500
2,500
2,500
2,500
2,500
2,500
2,500
2,500
2,500
2,500
2,500
2,500
0.13
0.13
0.13
0.21
0.26
0.26
0.26
0.45
0.30
0.51
0.51
0.69
0.69
1.04
0.11
0.11
0.11
0.20
0.23
0.23
0.23
0.42
0.25
0.46
0.46
0.62
0.62
0.98
Модель или тип Диаметр условного прохода (inches) Рабочее давление
(psi)
Диаметр проходного отверстия (inches) Давление в системе управления (psi) Объем жидкости (gal)
Закрытие Открытие
CAMERON
FS

2 1/16
2 1/16
2 1/2
2 1/2
2 1/2

3 1/16

4 1/16

2,000
2,000
3,000
3,000
5,000
5,000
10,000
15,000
2,000
3,000
5,000
2,000
3,000
5,000
10,000
3,000
5,000
10,000
1 11/16
2 1/16
1 11/16
2 1/16
1 11/16
2 1/16
2 1/16
2 1/16
2 9/16
2 9/16
2 9/16
3 1/8
3 1/8
3 1/8
3 1/16
4 1/16
4 1/16
4 1/16
3,000
3,000
3,000
3,000
3,000
3,000
3,000
3,000
3,000
3,000
3,000
3,000
3,000
3,000
3,000
3,000
3,000
3,000
0.2
0.2
0.2
0.2
0.2
0.2
0.4
0.4
0.3
0.3
0.3
0.3
0.3
0.3
0.6
0.8
0.8
1.3
0.2
0.2
0.2
0.2
0.2
0.2
0.4
0.4
0.3
0.3
0.3
0.3
0.3
0.3
0.6
0.8
0.8
1.3
FS
с автоблокировкой

2 1/16
2 1/16
2 1/2
2 1/2
2 1/2

3 1/16

4 1/16

2,000
2,000
3,000
3,000
5,000
5,000
10,000
15,000
2,000
3,000
5,000
2,000
3,000
5,000
10,000
3,000
5,000
10,000
3,000
1 11/16
2 1/16
1 11/16
2 1/16
1 11/16
2 1/16
2 1/16
2 1/16
2 9/16
2 9/16
2 9/16
3 1/8
3 1/8
3 1/8
3 1/16
4 1/16
4 1/16
4 1/16
7 1/16
3,000
3,000
3,000
3,000
3,000
3,000
3,000
3,000
3,000
3,000
3,000
3,000
3,000
3,000
3,000
3,000
3,000
3,000
3,000
0.3
0.3
0.3
0.3
0.3
0.3
0.4
0.4
0.3
0.3
0.3
0.4
0.4
0.4
0.6
0.8
0.8
0.8
0.3
0.3
0.3
0.3
0.3
0.3
0.4
0.4
0.3
0.3
0.3
0.4
0.4
0.4
0.6
0.8
0.8
0.8
DB

3 1/16

4 1/16

3,000
5,000
10,000
3,000
5,000
10,000
3,000
3 1/8
3 1/8
3 1/16
4 1/16
4 1/16
4 1/16
7 1/16
3,000
3,000
3,000
3,000
3,000
3,000
3,000
0.3
0.3
0.6
0.8
0.8
1.3
2.0
0.3
0.3
0.6
0.8
0.8
1.3
2.0

Таблица 5. Объемы жидкости аккумуляторной системы:

3,000 psi давление системы – 1,200 psi предварительная зарядка системы.

Давление
аккумуляторной системы
(psi)
Объем аккумулятора
10 галлонов.
запас жидкости* (gal)
20 галлонов.
запас жидкости* (gal)
3,000
2,800
2,500
2,000
1,500
1,200
5.97
5.68
5.17
3.97
1.98
11.94
11.36
10.34
7.94
3.96

Примечание: * – запас жидкости при давлении выше 1200 psi.

Первый опыт применения распределенных по бурильной колонне динамических измерений для автоматизированной оптимизации бурения с использованием скважинных данных - Инженерная практика

Рисунок 49: Типичная схема системы управления ПВО.

1. Поступление воздуха. Обычно, давление подачи воздуха 125 psi. При более высоком давлении подачи воздуха, понадобится клапан для насосов подачи воздуха №88660.

2. Устройство для смазки. Расположено на входной линии рабочих насосов. Используемая смазка: масло SAE 10.

3. Клапан байпаса, обеспечивает байпас гидропневматического клапана при необходимости давления, превышающего 3,000 psi (при нормальном режиме работы обычно находится в закрытом положении).

4. Автоматический гидропневматический клапан. Перекрывает поступление воздуха, когда гидравлическое давление находится в пределах 2,900 – 3,000 psi. Автоматически открывается при 2,600 – 2,700 psi. В зависимости от настройки (регулируемый порог).

5. Ручные задвижки отключения гидропневматических насосов (обычно в открытом положении).

6. Гидропневматические насосы. Нормальное рабочее давление – 125 psi.

7. Ручная задвижка отключения гидропневматических насосов (обычно в открытом положении).

8. Фильтр на всасывающей линии.

9. Обратный клапан.

10. Триплексные или дуплексные насосы с электроприводом.

11. Маноконтакт, запускает электродвигатель при падении давления ниже 2,500 psi и останавливает его при давлении 3,000 psi (регулируемые пороги).

12. Пусковая коробка на три положения (отключение – авто – ручное управление), обычно находится в автоматическом положении.

13. Ручная задвижка отключения насоса с электроприводом на всасывающей линии.

14. Фильтр на всасывающей линии.

15. Обратный клапан.

16. Задвижка отключения аккумуляторной батареи (обычно в открытом положении).

17. Аккумулятор – давление предварительной зарядки 1,000 psi ± 10% исключительно под азотом.

18. Предохранительный клапан, градуированный на 3,300 – 3,500 psi – возврат в резервуар.

19. Сетевой масляный фильтр высокого давления.

20. Регулятор давления: уменьшает давление с 3,000 psi до 1,500 psi для системы “манифольда” (плашечный превентор с задвижками).

21. Обратный клапан.

22. Четырех ходовые краны на 3 положения . Четырех ходовые краны позволяют направлять масло на превентор или на задвижки для их закрытия. Эти распределители управляются пневматикой при помощи цилиндров под контролем пневматических распределителей на пульте дистанционного управления на буровой. Такие краны никогда не должны находиться в центральном положении.

23. Клапан байпаса: позволяет исключить регулировку на 1,500 psi и непосредственно подать в рабочий манифольд рабочую жидкость с давлением аккумуляторов, обычно находится в закрытом положении. Может иметь дистанционное управление.

24. Предохранительный клапан.

25. Ручной клапан продувки участка высокого давления, обычно в закрытом положении. При зарядке емкостей аккумуляторной системы клапан должен быть в открытом положении.

26. Селектор на 2 положения. Дистанционное управление – управление с пульта бурильщика: обеспечивает выбор пункта управления.

27. Регулятор затрубного давления: позволяет регулировать рабочее давление ПВО от 0 до 3,000 psi с целью настройки давления закрытия скважины под давлением. Обеспечивает протаскивание бурильной колонны. Этот регулятор имеет пневматическое управление от сети сжатого воздуха, которая, в свою очередь, регулируется пультом дистанционного управления. Некоторые регуляторы представлены типом “Fail Safe”, то есть, сохраняют возможность регулировки в случае выхода из строя дистанционного управления.

28. Манометр давления аккумулятора.

29. Манометр давления манифольда.

30. Манометр давления затрубья.

31-33. Пневматическая передача давлений на пульт дистанционного управления.

34. Воздушный фильтр.

35. Воздушный регулятор для регулятора давления.

36. Воздушный регулятор для пневматической передачи. Рабочее давление регулятора для пневматической передачи давлений от 12 – 15 psi.

37. Соединительная плата пучка труб пневматического управления.

38. Индикатор уровня масла в резервуаре.

39. Заглушка заполнения резервуара.

40. Четырех ходовые краны на три положения.

41. Обратный клапан.

42. Предохранительный клапан.

43. Вспомогательные линии (испытательные или отводные)

44. Вспомогательная линия для возврата жидкости.

45. Заглушка слива.

46. Инспекционная заглушка.

Первый опыт применения распределенных по бурильной колонне динамических измерений для автоматизированной оптимизации бурения с использованием скважинных данных - Инженерная практика

Рисунок 50. Аккумуляторный баллон с эластичной разделительной диафрагмой.

1. Газовый клапан.

2. Верхний съемный вкладыш гидроциклона.

3. Бесшовный корпус стального баллона.

4. Гофрированная баллон.

5. Внутренность аккумулятора.

6. Задняя бабка баллона.

7. Слив нефти.

8. Предохранительный клапан.

Первый опыт применения распределенных по бурильной колонне динамических измерений для автоматизированной оптимизации бурения с использованием скважинных данных - Инженерная практика

Рисунок 51. Аккумуляторный баллон поплавкового типа.

Первый опыт применения распределенных по бурильной колонне динамических измерений для автоматизированной оптимизации бурения с использованием скважинных данных - Инженерная практика

Рисунок 52. Схема гидравлической системы управления для морского бурения.

1. Электрический пульт управления бурильщика.

2. Рукав гидравлического управления.

3. Барабан для подводного шланга.

4. Рукав для подачи рабочей жидкости.

5. Хомут для крепления шланга.

6. Шаровой шарнир.

7. Штуцерная линия и линия глушения.

8. Аккумуляторы: 8 – 20 галлонов.

9. Распределительная коробка.

10. Устройство для управления донным противовыбросовым превентором.

11. “U” – образные превентора с клиновидными фиксаторами.

12. Устьевая цанговая муфта.

13. Блок аккумуляторов.

14. Кабельный шкив (на рисунке не показан)

15. Канал замка коллектора.

16. Распределительная коробка.

17. Кабеля и катушки.

18. Центральный пульт управления.

19. Дистанционный электрический пульт управления.

20. Батарея из параллельно соединенных элементов.

21. Зарядное устройство батареи.

22. Пульт управления для спуска блока ПВО.

23. Телескопическое соединение.

24. Система водо-отделяющей колонны.

25. Соединительный замок “RCK”, представляющий одно целое с водо-отделяющей колонной.

26. Подводный электрогидравлический кабель.

27. Универсальный превентор.

28. Стыковочный узел водо-отделяющей колонны.

29. Цанговая муфта водо-отделяющей колонны.

30. Универсальный превентор.

31. Два безотказных клапана (на рисунке не показаны).

32. Блок ПВО.

33. Безотказные клапана

РЕГУЛЯТОРЫ ДАВЛЕНИЯ.

При использовании плашечных и универсальных превенторов на манифольде необходимо устанавливать регуляторы давления.

Рекомендуемое давление закрытия превенторов – 1500 psi, но так как, в настоящее время, многие буровые установки оборудованы аккумуляторами с рабочим давлением 3000 psi, следовательно, давление аккумулятора необходимо стравить до 1500 psi. Вокруг данного регулятора с целью обеспечения максимального рабочего давления, если потребуется, необходимо устанавливать байпасную линию.

На манифольде управления универсального превентора показаны два регулятора давления. Функция регулятора на входе заключается в том, чтобы трансформировать давление до 1500 psi до того момента, когда давление достигнет позиции второго регулятора. Функция второго регулятора – регулировать давление необходимое для закрытия универсального превентора. В процессе СПО под давлением, в момент прохода замковых соединений через уплотнительный элемент универсального превентора, при помощи этого регулятора, путем стравливания флюида, поддерживается постоянное давление закрытия превентора.

В основном данные регуляторы производят компании Payne, Hydril и Koomey. Регуляторы компаний Payne и Koomey пневматические, поэтому являются превосходными регуляторами для проведения СПО под давлением. Регуляторы компании Hydril пружинного типа и, хотя не столь же чувствительные как пневматические регуляторы, вполне приемлемы для использования при проведении СПО под давлением.

ВСПОМОГАТЕЛЬНАЯ АКУСТИЧЕСКАЯ СИСТЕМА.

Вспомогательная акустическая система управления предназначена для обеспечения управления относительно критических функций блока ПВО. Контроль и управление производится посредством акустических сигналов. Акустическая система должна быть независимой от основной системы управления противовыбросовыми превенторами. Основная функция акустической системы – обеспечение управления блоком ПВО после демонтажа буровой установки.

Основные элементы вспомогательной акустической системы управления ПВО делятся на две группы:

1. Наземное оборудование

2. Подводное оборудование

Основные элементы вспомогательной акустической системы управления ПВО показаны на рисунке 53.

НАЗЕМНОЕ ОБОРУДОВАНИЕ.

1. НАЗЕМНЫЙ БЛОК УПРАВЛЕНИЯ.

Наземный блок управления обеспечивает питанием преобразователь, смонтированный на корпусе. Блок работает от аккумуляторной батареи, которую необходимо перезаряжать через каждые 8 часов работы.

2. УСТРОЙСТВО КОНТРОЛЯ.

Устройство контроля моделирует электрическую нагрузку подводного электромагнитного клапана, контролирует подводные аккумуляторные батареи и рабочий режим подводного электрооборудования.

3. ЗАРЯДНОЕ УСТРОЙСТВО АККУМУЛЯТОРНОЙ БАТАРЕИ.

Зарядное устройство производит зарядку как наземной так и подводной систем аккумуляторных батарей.

4. СМОНТИРОВАННЫЙ НА КОРПУСЕ ПРЕОБРАЗОВАТЕЛЬ.

Смонтированный на корпусе преобразователь направляет конический 30-градусный акустический штуцер в нисходящем направлении.

5. ПОРТАТИВНЫЙ ПРЕОБРАЗОВАТЕЛЬ.

Портативный преобразователь может быть спущен в ствол скважины. Этот преобразователь излучает горизонтальную форму луча.

ПОДВОДНОЕ ОБОРУДОВАНИЕ.

6. ПОДВОДНЫЙ БЛОК УПРАВЛЕНИЯ –

Подводный блок управления контролирует функции блока ПВО. На данном приспособлении установлен портативный блок питания и используется как для проверочных так и для эксплуатационных функций.

7. ПОДВОДНЫЙ ПРЕОБРАЗОВАТЕЛЬ.

Подводный преобразователь устанавливается на каждом рукаве гидрофона, которые при погружении в воду автоматически развертываются.

8. ПАКЕТ СЕКЦИЙ ПОДВОДНЫХ КЛАПАНОВ.

Гидравлический, независимый от давления пакет секций подводных клапанов имеет три функциональные положения (ОТКРЫТИЕ, ЗАКРЫТИЕ, ПРОДУВКА).

9. ПОДВОДНЫЕ АККУМУЛЯТОРЫНЫЕ БАТАРЕИ.

Подводные аккумуляторные батареи обеспечивают энергопитанием необходимые функции блока ПВО. Золотниковые клапана обеспечивают акустический режим работы блока ПВО без отключения основной системы управления.

Первый опыт применения распределенных по бурильной колонне динамических измерений для автоматизированной оптимизации бурения с использованием скважинных данных - Инженерная практика

Рисунок 53: Акустическая система управления фирмы Cameron.

На рисунке 54 показан блок ПВО и акустическая система в поднятом положении. С целью предотвращения повреждения системы рукава находятся в поднятом положении. Рукава и гидрофон приводятся в поднятое положение при помощи гидравлической системы.

Первый опыт применения распределенных по бурильной колонне динамических измерений для автоматизированной оптимизации бурения с использованием скважинных данных - Инженерная практика

Рисунок 54:

1. Гидрофон.

2. Опорный рычаг в поднятом положении.

3. Акустика аккумулятора.

4. Блок ПВО.

5. Отверстие атмосферного давления.

6. Азот.

7. Силовой цилиндр гидропривода.

8. Продувочный вентиль.

9. Аккумуляторы.

10. Направляющая воронка.

11. Камера давления акустической системы.

12. Гидравлическая жидкость.

На рисунке 55 показан блок ПВО и акустическая система в развернутом положении. При погружении блока ПВО в воду, увеличивающееся гидростатическое давление заставляет полость аккумуляторного баллона, расположенного справа, наполняться морской водой и выдавливает гидравлическую жидкость из баллона в рабочий цилиндр, который в свою очередь развертывает рукава гидрофона.

Первый опыт применения распределенных по бурильной колонне динамических измерений для автоматизированной оптимизации бурения с использованием скважинных данных - Инженерная практика

Рисунок 55:

1. Акустика аккумулятора.

2. Камера давления акустики.

3. Блок ПВО.

4. Азот.

5. Отверстие атмосферного давления.

6. Гидрофон.

7. Опорный рычаг в развернутом положении.

8. Продувочный вентиль.

9. Силовой цилиндр гидропривода.

10. Аккумуляторы.

11. Направляющая воронка.

12. Морская вода.

13. Гидравлическая жидкость.

НАЗЕМНОЕ ОБОРУДОВАНИЕ.

А. ШТУЦЕРНЫЕ МАНИФОЛЬДЫ.

Необходимо заметить, что разработка и усовершенствование схемы манифольда как отдельной, индивидуальной единицы велась на протяжении многих лет. Большинство специалистов придерживаются какого то одного, а некоторые специалисты нескольких, приемлемых стандартов схемы манифольда. Тем не менее, при проектировании и строительстве штуцерных манифольдов необходимо придерживаться следующих требований:

1. Установить шаровую пробку или глухой фланец на конце тройника для предохранения его от разъедания или размыва в точке, где выходящий из скважины поток меняет направление.

2. Изолировать каждый штуцер с задвижками.

3. Обеспечить минимум одно-четырех дюймовый прямолинейный интервал на маршруте потока бурового раствора.

Штуцерные манифольды должны быть оборудованы как механическими так и гидравлическими штуцерами, что позволяет более точно осуществлять режим управления скважиной при глушении скважины.

Штуцер Super Cameron показан на рисунках 56 и 57. Рабочее давление данного штуцера – 10,000 psi; хотя в настоящее время штуцеры такого типа производятся с рабочим давлением 15,000 psi и 20,000 psi. Этот штуцер в основном предназначен для проведения бурильных работ в зонах с большой концентрацией сероводорода (H2S). Следует заметить, что штуцер Super Cameron не сможет осуществить полное закрытие скважины.

Типичная схема штуцерного манифольда с рабочим давлением 10,000 psi приводится на рисунке 58.

Изометрическая схема типичного штуцерного манифольда, используемая в морском бурении показана на рисунке 59.

На рисунке 60 показана схема штуцерного манифольда с рабочим давлением 15,000 psi, которая была разработана Норвежской нефтяной компанией.

Штуцер Super Swaco, поперечный разрез которого приводится на рисунке 61, может быть использован при проведении бурильных работ в зонах с наличием сероводорода. Штуцер Super Swaco осуществляет полное закрытие скважины.

На рисунке 63 приводится схема панели управления штуцера Super Swaco.

На рисунке 64 приводится типичная схема системы гидравлического штуцера.

Первый опыт применения распределенных по бурильной колонне динамических измерений для автоматизированной оптимизации бурения с использованием скважинных данных - Инженерная практика

Рисунок 56: Схема поперечного разреза штуцера Super Cameron.

Первый опыт применения распределенных по бурильной колонне динамических измерений для автоматизированной оптимизации бурения с использованием скважинных данных - Инженерная практика

Рисунок 57: Штуцерная задвижка и седло для штуцера Super Cameron.

Первый опыт применения распределенных по бурильной колонне динамических измерений для автоматизированной оптимизации бурения с использованием скважинных данных - Инженерная практика

Рисунок 58: Схема штуцерного манифольда.

1. Гидравлический запорный клапан.

2. Четырех дюймовый крановый клапан (конический вентиль).

3. Трех дюймовый крановый клапан (конический вентиль).

4. Трех дюймовый регулируемый штуцер.

5. Регулируемый штуцер дистанционного управления с рабочим давлением 10,000 psi.

6. Коническая пробка и ввертной тройник с боковым отводом.

7. Линия на газосепаратор для бурового раствора.

8. Факельная линия.

Первый опыт применения распределенных по бурильной колонне динамических измерений для автоматизированной оптимизации бурения с использованием скважинных данных - Инженерная практика

Рисунок 59: Изометрическая схема типичного штуцерного манифольда, используемая в морском бурении.

1. Линия на газосепаратор для бурового раствора.

2. Линия на амбар для хранения бурового раствора.

3. Линия на цементировочный манифольд.

4. Линия на факел для сжигания попутного газа.

5. Линия на нагнетательный манифольд.

6. Линия глушения.

7. Штуцерная линия.

Первый опыт применения распределенных по бурильной колонне динамических измерений для автоматизированной оптимизации бурения с использованием скважинных данных - Инженерная практика

Рисунок 60: Схема штуцерного манифольда и манифольда глушения с рабочим давлением 15,000 psi для проведения бурильных работ в зонах с наличием сероводорода MR-01-75, разработанная Национальной ассоциациацией инженеров-коррозионистов.

Первый опыт применения распределенных по бурильной колонне динамических измерений для автоматизированной оптимизации бурения с использованием скважинных данных - Инженерная практика

Рисунок 61: Схема поперечного разреза штуцера Super Swaco.

Первый опыт применения распределенных по бурильной колонне динамических измерений для автоматизированной оптимизации бурения с использованием скважинных данных - Инженерная практика

Рис.62. Супер- штуцер SWACO – Эквивалент проходного отверстия

§

Первый опыт применения распределенных по бурильной колонне динамических измерений для автоматизированной оптимизации бурения с использованием скважинных данных - Инженерная практика

Рисунок 63: Схема панели управления Супер штуцера Swaco.

Первый опыт применения распределенных по бурильной колонне динамических измерений для автоматизированной оптимизации бурения с использованием скважинных данных - Инженерная практика

Рисунок 64: Типичная схема системы гидравлического штуцера.

1. Датчик давления на стояке.

2. Линия выхода бурового раствора с бурового насоса.

3. Противовыбросовый превентор.

4. Бурильная колонна.

5. Обсадная колонна.

6. Штуцер.

7. Датчик давления на манифольде буровых насосов.

8. Вспомогательный штуцер.

9. Линия на приемную емкость бурового раствора.

10. Пульт управления.

ЗАКАЧИВАЕМЫЙ ОБРАТНЫЙ КЛАПАН.

Закачиваемый обратный клапан устанавливается вместе с посадочным переводником. Посадочный переводник может быть установлен в любой точке бурильного инструмента, но обычно он устанавливается на уровне утяжеленных бурильных труб.

При получении проявления этот клапан просто закачивается в бурильную колонну. В процессе подачи бурового раствора через бурильные трубы клапан располагается в соединении, обеспечивая циркуляцию бурового раствора, но не допускает его возврата бурильный инструмент. Обратный клапан может быть извлечен с помощью кабеля, оснащенного специальным захватным приспособлением, или при подъеме бурильного инструмента.

В морском бурении закачиваемый обратный клапан может также использоваться перед выполнением операции по срезке бурильной трубы.

Иллюстрация закачиваемого обратного клапана приводится на рисунках 65 и 66.

Первый опыт применения распределенных по бурильной колонне динамических измерений для автоматизированной оптимизации бурения с использованием скважинных данных - Инженерная практика

Рисунок 65 – 66: Закачиваемый обратный клапан и посадочный переводник компании Hydril:

1. Сборка обратного клапана.

2. Корпус.

3. Наконечник клапана.

4. Шар клапана.

5. Пружина клапана.

6. Зажимное приспособление.

7. Сборка скользящего корпуса.

8. Скользящий корпус.

9. Упорные кольца.

10. Зажимные болты упорного кольца.

11. Контргайка.

12. Шестигранный стопорный винт.

13. Пакер.

14. Посадочный переводник.

15. Стопорное кольцо.

ВНУТРЕННИЙ ПРОТИВОВЫБРОСОВЫЙ ПРЕВЕНТОР

Внутренний противовыбросовый превентор является обратным клапаном для работы в тяжелых режимах, который включает в себя коническую втулку, с тем, чтобы понизить режущий эффект бурового раствора на седло клапана и, таким образом, облегчить режим принудительного закрытия. Установленный в бурильной колонне внутренний противовыбросовый превентор защищает вертлюг, буровой шланг, стояк и буровые насосы от воздействия флюидов проявления.

Как минимум один внутренний противовыбросовый превентор для каждого типоразмера компоновки буровой колонны всегда должен находиться на полу буровой установки.

Каждый внутренний противовыбросовый превентор должен быть опрессован и проверен стационарным оборудованием перед транспортировкой на буровую площадку.

На рисунке 67 приводится схема поперечного разреза внутреннего противовыбросового превентора.

Первый опыт применения распределенных по бурильной колонне динамических измерений для автоматизированной оптимизации бурения с использованием скважинных данных - Инженерная практика

Рисунок 67: Поперечный разрез внутреннего противовыбросового превентора Gray.

1. Зажимной винт выпускного клапана.

2. Расцепной инструмент.

3. Штифт обратного клапана.

4. Шток выпускного клапана.

5. Посадочное гнездо клапана.

6. Втулка клапана.

7. Головка клапана.

8. Коробка обратного клапана.

9. Пружина клапана.

ГАЗОСЕПАРАТОР ДЛЯ БУРОВОГО РАСТВОРА.

Типичная схема газосепаратора для бурового раствора показана на рисунке 68. Обратите внимание, что подводящая линия от штуцерного манифольда подсоединена непосредственно к оболочке резервуара, с тем, чтобы свести к минимуму эрозию и улучшить процесс разделения газа от бурового раствора.

Газоотводная линия соединена с буровой вышкой и продувочной линией. Продувочная линия смонтирована над верхней площадкой буровой вышки.

Первый опыт применения распределенных по бурильной колонне динамических измерений для автоматизированной оптимизации бурения с использованием скважинных данных - Инженерная практика

Рисунок 68: Типичная схема газосепаратора для бурового раствора.

1. Газоотвод, наружный диаметр 6 дюймов или больше.

2. Внутренний стакан, 7 5/8 дюйма.

3. Отверстия размером от 3/4 до 1 дюйма на расстоянии 3 дюйма одно от другого.

4. Резервуар, наружный диаметр 30 дюймов.

5. Подводящая линия, наружный диаметр 4 дюйма, подсоединенная непосредственно к оболочке резервуара.

6. Стягивающее кольцо.

7. Полукруглые перегородки, расположенный по принципу спирали.

8. Линия на доливную емкость.

9. S-образное колено трубы, наружный диаметр 8 дюймов.

10. Спускной патрубок или промывочная линия.

11. Коническая пробка.

ОБРАТНЫЙ ПОПЛАВКОВЫЙ КЛАПАН БУРИЛЬНОЙ КОЛОННЫ.

Обратный поплавковый клапан бурильной колонны обычно устанавливается в наддолотном переводнике. Этот клапан предотвращает приток пластовых флюидов в бурильную колонну. На рисунке 69 показан обратный поплавковый клапан бурильной колонны с промывочной и продувочной створкой.

Первый опыт применения распределенных по бурильной колонне динамических измерений для автоматизированной оптимизации бурения с использованием скважинных данных - Инженерная практика

ВЕРХНИЙ ЗАПОРНЫЙ КЛАПАН ВЕДУЩЕЙ БУРИЛЬНОЙ ТРУБЫ

Верхний запорный клапан ведущей бурильной трубы – это шаровой клапан с ручным управлением, который устанавливается между рабочей бурильной трубой и вертлюгом. Внутренний диаметр верхнего запорного клапана ведущей бурильной трубы должен быть равен внутреннему диаметру рабочей бурильной трубы.

Верхний запорный клапан ведущей бурильной трубы, который устанавливается выше рабочей бурильной трубы, должен иметь левостороннюю резьбу.

Опрессовка и испытание верхнего запорного клапана ведущей бурильной трубы должна производиться на стационарном оборудовании на все рабочие давления, от минимального до максимального.

Все члены буровой бригады должны быть обучены правилам регулирования клапана при помощи гаечного ключа и знать место хранения ключа на буровой установке.

На рисунках 70 – 71 показан верхний запорный клапан ведущей бурильной трубы “A-1”

НИЖНИЙ ЗАПОРНЫЙ КЛАПАН ВЕДУЩЕЙ БУРИЛЬНОЙ ТРУБЫ

Нижний запорный клапан ведущей бурильной трубы – это шаровой клапан с ручным управлением, который устанавливается между рабочей бурильной трубой и переводником ведущей бурильной трубы. Внутренний диаметр нижнего клапана ведущей бурильной трубы должен быть равен внутреннему диаметру рабочей бурильной трубы.

Опрессовка и испытание верхнего запорного клапана ведущей бурильной трубы должна производиться на стационарном оборудовании на все рабочие давления.

Нижний запорный клапан ведущей бурильной трубы может также использоваться как предохранительный клапан на выкидной линии бурового насоса. Гаечный ключ для регулировки запорного клапана и должен храниться в удобном месте на буровой вышке и все члены буровой бригады должны знать место расположения ключа.

Нижний запорный клапан ведущей бурильной трубы фирмы Hydril показан на рисунках 72,73 и 74.

Первый опыт применения распределенных по бурильной колонне динамических измерений для автоматизированной оптимизации бурения с использованием скважинных данных - Инженерная практика

Рисунок 70: Внешний вид верхнего запорного клапана ведущей бурильной трубы.

Рисунок 71: Поперечный разрез верхнего запорного клапана ведущей бурильной трубы.

1. Корпус.

2. Седло шарового клапана.

3. Уплотнительное кольцо.

4. Стопорный винт.

5. Передвижной кронштейн.

6. Шар.

7. Пружина шара.

8. Крышка-колпак клапана.

9. Колпачковая гайка.

10. Подшипник.

11. Индикатор.

12. Стопорный винт.

13. Зажимная гайка.

14. Пресс-масленка.

15. Уплотнительный шток.

16. Уплотнительное кольцо.

17. Ключ квадрата.

18. Накидной ключ.

19. Кольцо.

20. Уплотнительное кольцо.

21. Стопорная гайка передвижного кронштейна.

Первый опыт применения распределенных по бурильной колонне динамических измерений для автоматизированной оптимизации бурения с использованием скважинных данных - Инженерная практика

Рисунок 72: Поперечный разрез нижнего клапана ведущей бурильной трубы.

1. Нижний переводник.

2. Верхний переводник.

3. Сферическая пробка.

4. Обойма подшипника – передняя.

5. Обойма подшипника – задняя.

6. Седло клапана.

7. Универсальный шарнир.

8. Штепсельный ключ.

9. Пружина.

10. Шар.

11. Стопорный штифт.

12. Кольцо.

13. Кольцо.

14. Опорное кольцо.

15. Уплотнительный элемент.

16. Заглушка трубы.

Первый опыт применения распределенных по бурильной колонне динамических измерений для автоматизированной оптимизации бурения с использованием скважинных данных - Инженерная практика

Рисунок 73: Внешний вид нижнего клапана ведущей бурильной трубы Hydril.

Первый опыт применения распределенных по бурильной колонне динамических измерений для автоматизированной оптимизации бурения с использованием скважинных данных - Инженерная практика

Рис.75. Типичная система доливной емкости.

ПОДВОДНЫ Е МОРСКИЕ УСТЬЯ СКВАЖИН.

Строительство каждой скважины необходимо тщательно проектировать с использованием всех имеющихся геологических сведений и опыта бурения на данном месторождении. В зависимости от геологических и географических условий конструкция скважин и устья скважин могут быть разнообразными. Конструкция разведочных скважин, которая обычно используется в Северном море, выглядит следующим образом:

1. Обсадная колонна 30 дюймов.

2. Обсадная колонна 20 дюймов.

3. Обсадная колонна 13 3/8 дюйма.

4. Обсадная колонна 9 5/8 дюйма.

5. Обсадная колонна 7 дюймов.

Схема устья скважины для данных типоразмеров обсадных колонн выглядит следующим образом:

Бурение начинается с забурки под 30-дюймовый кондуктор. Зачастую бурение под кондуктор ведется с выносом бурового шлама на морское дно. При необходимости, можно спустить временную донную направляющую плиту.

Далее, спускается и цементируется с выходом раствора на морское дно 30-дюймовая обсадная колонна и корпус устьевой головки с донной направляющей плитой. Спускается устьевая головка 18 3/4 дюйма и 20-дюймовая обсадная колонна. Эта устьевая головка спускается в 30-дюймовую устьевую колонную головку. Устьевая колонная головка 18 3/4 дюйма обеспечивает спуск и герметизацию последующей обсадной колонны. Обсадные колонны 13 3/8; 9 5/8 и 7 дюймов спускаются и герметизируются в устьевой колонной головке 18 3/4 дюйма. При проектировании конструкции скважины, в обязательном порядке необходимо предусмотреть возможность стыковки нижней соединительной муфты блока ПВО к верхней части устья скважины.

На рисунке 76 показана схема спуска и герметизации обсадных колонн.

Подвески обсадных колонн обычно имеют проходное сечение, которое необходимо для пропуска флюида циркуляции в процессе цементировочных работ. После цементажа проходное сечение подвески обсадной колонны герметизируется уплотнительным узлом. Уплотнительный узел может спускаться вместе с подвесной головкой или же как отдельная единица. Уплотнительный узел приводится в рабочий режим под воздействием крутящего момента, нагрузки или гидравлического давления.

Узлы подвесок обсадных колонн стыкуются с корпусом устьевых головок. Поэтому, при бурении уплотнительные поверхности устьевых головок должны быть защищены защитными втулками после спуска каждой обсадной колонны. Защитные втулки остаются в скважине до спуска следующей колонны обсадных труб.

Первый опыт применения распределенных по бурильной колонне динамических измерений для автоматизированной оптимизации бурения с использованием скважинных данных - Инженерная практика

Рисунок 76: Компоновки подводного морского устья скважины Vetco.

А.

1. Корпус устьевой колонной головки “SG-5” 18 ¾ дюйма, макс. давление на устье 10,000 psi.

2. Корпус устьевой колонной головки 30 дюймов.

3. Донная направляющая плита.

4. Защитная втулка 18 ¾ x 7 дюймов.

5. Уплотнение “T”- типа подвески обсадной колонны “SG-5” 18 3/4 x 7 дюймов.

6. Уплотнение “T”- типа подвески обсадной колонны “SG-5” 18 3/4x 9 5/8 дюйма.

7. Уплотнение “T”- типа подвески обсадной колонны “SG-5” 18 3/4x 13 3/8 дюйма.

Б.

1. Подвеска обсадной колонны.

2. Корпус устьевой головки.

3. Головка колонны направления.

Первый опыт применения распределенных по бурильной колонне динамических измерений для автоматизированной оптимизации бурения с использованием скважинных данных - Инженерная практика

Рисунок 77: Схема установки временной донной направляющей плиты и донного кондуктора.

1. Донная направляющая плита с 30-дюймовым кондуктором и устьевой колонной головкой.

2. Временная направляющая плита с направляющим основанием.

Первый опыт применения распределенных по бурильной колонне динамических измерений для автоматизированной оптимизации бурения с использованием скважинных данных - Инженерная практика

Рисунок 78: Компоновка подводного морского устья скважины.

1. Корпус подвески обсадной колонны 7 дюймов.

2. Корпус подвески обсадной колонны 9 5/8 дюйма.

3. Корпус подвески обсадной колонны 13 3/8 дюйма.

4. Три корпуса подвески устьевой колонной головки высокого давления 163/4; 183/4 и 211/4 дюйма.

Рисунок 79: Спуск и герметизация обсадной колонны по технологии Vetco.

А. Спускной инструмент соединяется с подвесной головкой обсадной колонны с помощью левосторонней резьбы.

В. Крутящий момент на уплотнительный узел передается при помощи клиньев, которые входят в зацепление со шпоночными пазами на уплотнительном узле.

С. Уплотнительный узел соединяется с корпусом подвесной головки обсадной колонны при помощи правосторонней резьбы. Уплотнительный узел под воздействием спускаемого инструмента вращается в правую сторону, и вместе с тем, происходит расцепление спускаемого инструмента от подвесной головки обсадной колонны.

D. Уплотнение между спускаемым инструментом и подвесной головкой обсадной колонны сохраняется, что позволяет проверить герметичность уплотнительного узла как только он приводится в рабочий режим..

СИСТЕМА ПОДВЕСКИ ЛИНИЙ ПОДАЧИ БУРОВОГО РАСТВОРА.

При бурении разведочно-эксплуатационных скважин с передвижной буровой установки, опирающейся на морское дно, иногда желательно поддержать вес обсадной колонны в буровом растворе, заполненной до уровня морского дна. Это позволяет временно законсервировать скважину, с тем, чтобы дать полную характеристику месторождения, принять решение по заканчиванию скважин и определить рентабельность промышленной разработки месторождения.

На рисунке 80 приводится типичная схема арматуры со всеми колоннами обсадных труб, посаженных на морском дне. Система разработана для того, чтобы подвесить все колонны обсадных труб на дне моря и расположить их на поверхности, где находится стандартное оборудование устья скважины, средства управления, мониторы и уплотнители затрубья.

В данном случае используется два основных типа донных подвесок: оправка со шлицами и развальцованная пружина. Подвески имеют промывочные отверстия для вымыва цемента из затрубья. После цементажа промывочные отверстия закрываются и образуют герметичное уплотнение.

Наземное оборудование, используемое с линией бурового раствора – это стандартное оборудование, во многом схожее с оборудованием, которое используется при бурении с наземных буровых установок. ( см. рис 80).

Когда скважина временно законсервирована, каждая колонна обсадных труб подымается с морского дна и посадочные переводники для каждой колонны заменяются заглушкой с обратным клапаном. Подъем обсадных колонн производится по нарастающей: от наименьшего диаметра до наибольшего, т.е. обсадная колонна большего диаметра выступает в качестве направляющей. Пример временной консервации скважины показан на рисунке 80.

А. 1. Посадочный переводник 75/8 дюйма.

2. Посадочный переводник 103/4 дюйма.

3. Посадочный переводник 16 дюймов.

4. Подвесная головка обсадной колонны 75/8 дюйма.

5. Подвесная головка обсадной колонны 103/4 дюйма.

6. Подвесная головка обсадной колонны 16 дюймов.

7. Сварное стыковочное соединение.

Б. 1. Быстро закрываемое устье.

2. Втулка-заглушка.

3. Уплотнение.

4. Уплотнительная втулка.

5. Уплотнение.

6. Уплотнительная втулка.

7. Уплотнение.

8. Стояк обсадной колонны.

9. Постоянное направляющее основание.

10. Кондуктор.

В. Временно законсервированная скважина.

Первый опыт применения распределенных по бурильной колонне динамических измерений для автоматизированной оптимизации бурения с использованием скважинных данных - Инженерная практика

Рисунок 80:

КОЭФИЦИЕНТЫ ПЕРЕВОДА ЕДИНИЦ ИЗМЕРЕНИЯ.

ОБЪЕМ 1 литр (л) = 0.264 галлона (gal)

1 галлон = 3.785 литра

1 баррель (bar) = 42 галлона

1 баррель = 5.615 футов куб. (ft3)

1 баррель = 0.1590 м3 = 158.97 л

1 метр куб. (м3) = 6.29 баррелей

1 м3 = 35.314 футов куб. (ft3)

1 ft3 = 0/0283 м3

ДАВЛЕНИЕ 1 bar = 14.50 psi

1 psi = 0.690 bar

ДЛИНА 1 фут (ft) = 0.305 м

1 м = 3.281 ft

СМЕШАННЫЕ 1 Паскаль (Па) = 2.089 фунтов/100 футов квадр. (lb/ft2)

ЕДИНИЦЫ 1 lb/100ft2 = 0.4787 Па

По лезвию бритвы – нюансы инжиниринга буровых растворов для узкого окна эцп – инженерная практика

Настоящая статья написана главным редактором журнала «Инженерная практика» Александром Долгопольским в качестве краткого обзора публикации SPE 173059-MS “Defining Fragile – The Challenge of Engineering Drilling Fluids for Narrow ECD Windows”. Данную публикацию подготовили David Knox, Roman Bulgachev и Iain Cameron (BP) для Конференции по бурению Международной ассоциации буровых подрядчиков и Общества инженеров нефтегазовой промышленности (IADC/SPE), проведенной 17-19 марта 2022 года в г. Лондоне. Публикация не рецензировалась.


29.06.2022
Инженерная практика №05/2022

Работа рассказывает о процессе выработки в компании BP корпоративного стандарта в отношении буровых растворов с плоским реологическим профилем, или, как это обозначается в англоязычной терминологии, с «плоской реологией». Основные реологические свойства таких растворов – пластическая вязкость (ПВ), динамическое напряжение сдвига (ДНС) и структурная прочность (прочность геля, ПГ) – должны оставаться практически неизменными при изменении температуры. Это особенно важно при бурении глубоких и сложных скважин и, в частности, при глубоководном бурении в условиях узкого допустимого диапазона («окна») значений эквивалентной циркуляционной плотности (ЭЦП) раствора.

По словам авторов, исторически в ВР к моменту начала рассматриваемого проекта сложилось следующее определение раствора с плоским реологическим профилем:

  • ПВ при 4°С < 2,5 х ПВ при 50°С;
  • прочность 10-мин геля < 1,7 х прочность 10-с геля;
  • прочность 30-мин геля < 1,3 х прочность 10-мин геля;
  • прочность всех гелей при 4°С < 1,2 х ПГ этих же гелей при 50°С.

Такие критерии успешно работали при бурении в Мексиканском заливе, однако в других географических точках и при других геологических условиях такие критерии оказываются слишком узкими. Новые условия и новые композиции растворов требовали выработки нового «стандарта плоской реологии», в связи с чем и стартовал рассматриваемый проект.

Если говорить конкретнее, то авторы описывают сравнительные лабораторные и промысловые испытания содержащих и не содержащих органофильные глины инвертно-эмульсионных буровых растворов (ИЭБР). Авторы напоминают, что органофильные глины традиционно применялись в качестве структурообразователя (загустителя) ИЭБР и обеспечивали отличную прочность геля и вынос выбуриваемой породы. Однако реологические свойства такого раствора в значительной мере зависят от температуры.

Отказ от использования глин в пользу полимерных загустителей не только существенно выравнивает реологический профиль в требуемом диапазоне температур, но и сглаживает колебания (пульсирование) давления в стволе при включениях/отключениях буровых насосов, чреватые обрушениями стенок скважин. Однако с уменьшением глинистой составляющей повышается риск плотностного расслаивания раствора, особенно при понижении вязкости раствора ради уменьшения его ЭЦП.

Рис. 7.1. Пластическая вязкость и динамическое напряжение сдвига ГИЭБР и БГБР в процессе бурения интервала диаметром 311,1 мм в соседних скважинах
Рис. 7.1. Пластическая вязкость и динамическое напряжение сдвига ГИЭБР и БГБР в процессе бурения интервала диаметром 311,1 мм в соседних скважинах
Рис. 7.2. Напряжение сдвига (углы закручивания) для ГИЭБР и БГБР при скоростях сдвига 3 и 6 об./мин в процессе бурения интервала диаметром 311,1 мм в соседних скважинах
Рис. 7.2. Напряжение сдвига (углы закручивания) для ГИЭБР и БГБР при скоростях сдвига 3 и 6 об./мин в процессе бурения интервала диаметром 311,1 мм в соседних скважинах

Для сравнительных испытаний был выбран участок одного из месторождений в Северном море с «отличнопоходящими» условиями бурения скважин: наличием интервалов поглощения, неустойчивостью стенок скважины и осложнениями в процессе цементирования колонн. Как видно из сравнительных диаграмм, приведенных на рисунках 7.1 – 7.3, реологические свойства безглинистых буровых растворов (БГБР) оказались в целом ниже, чему у ИЭБР. Это еще раз указывает на более высокий риск разрушения раствора, в котором глина заменена на полимерный загуститель. В тоже время, это безусловный плюс с точки зрения поддержания заданного диапазона ЭЦП.

Рис. 7.3. Прочности гелей ГИЭБР и БГБР в процессе бурения интервала диаметром 311,1 мм в соседних скважинах
Рис. 7.3. Прочности гелей ГИЭБР и БГБР в процессе бурения интервала диаметром 311,1 мм в соседних скважинах

Авторы также подчеркивают, что по соотношению прочности 10-мин и 10-с гелей БГБР не удовлетворял обозначенным выше критериям «плоской реологии». Однако такое отхождение предусматривалось по результатам предварительных лабораторных испытаний и не послужило основанием для отказа от такого раствора.

Рис. 7.4. Стабильность эквивалентной статической (ЭСП) и эквивалентной циркуляционной (ЭЦП) плотности ГИЭБР при зарезке бокового ствола диаметром 330,2 мм
Рис. 7.4. Стабильность эквивалентной статической (ЭСП) и эквивалентной циркуляционной (ЭЦП) плотности ГИЭБР при зарезке бокового ствола диаметром 330,2 мм

Далее авторы приводят сравнение динамики эквивалентной статической (ЭСП) и эквивалентной циркуляционной (ЭЦП) плотности ГИЭБР и БГБР при зарезке боковых стволов одного и того же диаметра из одной скважины (рис. 7.4, 7.5). Характеристики БГБР оказались более стабильными, а разница между ЭСП и ЭЦП – меньшей.

Рис. 7.5. Стабильность ЭСП и ЭЦП плотности БГБР при зарезке бокового ствола диаметром 330,2 мм
Рис. 7.5. Стабильность ЭСП и ЭЦП плотности БГБР при зарезке бокового ствола диаметром 330,2 мм

Дальнейшие замеры показали менее выраженные колебания давления БГБР при отключении/включении буровых насосов при наращивании колонны и спускоподъемных операциях (СПО), что авторы объясняют, опять же, более низкими реологическими характеристиками БГБР при более высокой стабильности соотношения ЭСП/ЭЦП.Наконец, отдельная часть рассматриваемого исследования была посвящена прослеживанию связи между результатами лабораторных тестов и показателями растворов в процессе бурения скважин, замеряемыми датчиками давления в процессе бурения. Так, например, авторы приходят к выводу, что результаты лабораторных испытаний на прочность геля, выполняемых при помощи вискозиметра со стандартными скоростями сдвига, слабо коррелируют с практическими результатами, в связи с чем их в данном случае, вероятно, не следует принимать в качестве критерия выбора раствора «с плоской реологией». В то же время испытания на прочность геля при низких скоростях сдвига коррелируют с рабочими данными достаточно хорошо.

В заключение авторы подчеркивают, что вовсе не считают результаты свой работы исчерпывающими, поскольку испытывался БГБР лишь одного типа при ограниченном наборе условий, и призывают всех заинтересованных специалистов продолжить изучение свойств безглинистых и низкоглинистых инвертно-эмульсионных буровых растворов и разработку методов прогнозирования их рабочих характеристик.

Оцените статью
ЭЦП Эксперт
Добавить комментарий

Adblock
detector