б) Видалення газу з свердловини
Оскільки відновлення циркуляції продовжується всього декілька хвилин, зазвичай вважається, що даний етап видалення газу з свердловини відповідає циркуляції при сталому режимі роботи насоса.
Принцип і процедура:
Як ми вже знаємо, у всіх випадках, коли гідростатичний тиск в кільцевому просторі змінний, контрольованою величиною на цьому етапі служитиме тиск нагнітання.
Оскільки етап відновлення циркуляції дає нам величину Рпоч1, яка дозволяє забезпечити Рвиб = Рпл+ DРрепр, операції, які необхідно провести, будуть дуже простими:
• бурильник повинен підтримувати витрату Qглуш постійним;
• оператор на дроселі повинен дроселювати потік для збереження постійного тиску Рпоч1 до повного видалення газу.
Висновок: Вимивання газу здійснюється з постійною витратою і при постійному тиску нагнітання Рпоч1 , рівному Рбк+ Рбк1 + DРрепр .
Тиск в кільцевому просторі Ркп в процесі вимивання газу
При вимиванні пластового флюїду тиск в кільцевому просторі, що створюється на дроселі, компенсує зміни гідростатичного тиску в кільцевому просторі для збереження постійного Рвиб. Таким чином, рішення ухвалюють шляхом перевірки зміни Ргст кп .
У будь-який момент тиск в газі дорівнює вибійному тиску мінус гідростатичний тиск за рахунок стовпа бурового розчину між вибоєм і газом. Оскільки вибійний тиск підтримується постійним, і гідростатичний тиск бурового розчину під пачкою газу збільшується у міру підйому газу, тиск в останньому поступово зменшуватиметься.
Згідно із законом Бойля-Маріотта (PV = константа), об'єм його повинен збільшитися.
Наслідки збільшення об'єму:
• рівень бурового розчину в місткостях на поверхні і витрату в кільцевому просторі збільшаться;
• гідростатичний тиск в кільцевому просторі зменшиться;
• Ркп збільшиться.
Слід зазначити, що ці явища незначні, коли газ знаходиться на вибої, але важливість їх зростає, коли він близький до поверхні...
1-й висновок: Оскільки гідростатичний тиск в кільцевому просторі схильний до зменшення, оператор на дроселі повинен забезпечити на гирлі в кільцевому просторі тиск Ркп , що росте, на дроселі в процесі підйому газу.
При зменшенні гідростатичного тиску в кільцевому просторі потрібно забезпечити на дроселі вищий тиск!
На практиці мовиться: в процесі підйому газу тиск в кільцевому просторі підвищується.
Максимальний гирловий тиск в кільцевому просторі вийде, коли гідростатичний тиск в ньому буде мінімальним, тобто коли висота газу в свердловині буде максимальною.
За умови, що кільцевий простір має правильну форму, максимальна висота газу вийде, коли газ знаходиться під ОП.
2-й висновок: Максимальний “поверхневий” тиск в кільцевому просторі виходить, коли газ знаходиться під ОП.
Оскільки величина Рвсткп макс розраховується при закритій свердловині (див. параграф, що стосується параметрів, пов'язаних з міцністю обсадної колони), супервайзер повинен бути упевненим впродовж управління свердловиною і, особливо, коли газ наближається до ОП, в надійності своїх розрахунків і істинності свідчення манометра..
Величина Рвсткп макс, визначена тільки з буровим розчином результатний щільності в кільцевому просторі, дозволяє також розрахувати об'єм припливу пластового флюїду, коли газ буде у поверхні, що є цінною інформацією для роботи з приймальними місткостями.
в) Нагнітання бурового розчину з необхідною густиною 
Ця операція, також здійснювана з постійною витратою Qглуш за один повний цикл, але ділиться на два різних етапи:
• закачування бурового розчину в бурильну колону
• підйом бурового розчинув кільцевому просторі.
Вона може здійснюватися після закриття свердловини і зупинки насоса (газ видалений) або протягом початкової циркуляції аж до повернення рівня місткостей до початкового значення.
Закачування бурового розчину в бурильну колону
Базовий принцип:
• при незмінному гідростатичному тиску в кільцевому просторі контрольованою величиною зазвичай служить тиск на гирлі в кільцевому просторі;
• при однорідному флюїді відомої густини , що закачується на постійним режимі в бурильну колону, контрольованою величиною протягом цього етапу може також служити тиск нагнітання (на стояку), визначуваний по спеціальному графіку.
Процедури:
Якщо обважений буровий розчин , що закачується після видалення газу і якщо бажано виходити з свідчення манометра кільцевого простору, що адекватно сенсу явищ, робота буде простою:
• бурильник повинен зберігати витрату Qглуш постійною;
• оператор на дроселі повинен переконатися в тому, що значення тиску по манометру кільцевого простору залишається постійним і рівнимРбк1 + DРрепр до тих пір, поки буровий розчин не досягне долота.
Дійсно, ми знаходимося на “автоматичному” етапі, оскільки постійна витрата створює при постійному ступені відкриття дроселя постійну величину Ркп;
за нормальних умов ніяких маніпуляцій на дроселі не знадобиться: постійне Ркппри постійному гідростатичному тиску в кільцевому просторі створює постійний вибійний тиск.
1. Які можливі ускладнення в процесі буріння нафтових і газових свердловин ?
2. По яких причинах виникає більшість ускладнень в процесі буріння свердловин ?
3. По яких причинах можливі поглинання бурового розчину ?
4. Як класифікуються поглинання за інтенсивністю ?
5. Якими заходами можна попередити поглинання бурового розчину ?
6. Як ліквідовуються поглинання різної інтенсивності ?
7. Які види ускладнень пов’язані з порушенням пристовбурної зони свердловини ?
8. Які причини приводять до осипань та обвалювань стінок свердловини?
9. Як попередити осипання та обвалювання стінок свердловини ?
10. Як визначаються інтервали поглинання бурового розчину ?
11. Які методи застосовують для ізоляції зон поглинань ?
12. Що слід розуміти під ГНВП ?
13. Які причини приводять до виникнення ГНВП ?
14. При яких умовах ГНВП можуть перейти у викиди ?
15. За якими ознаками можна виявити ГНВП ?
16. Які заходи приймаються для попередження ГНВП ?
17. Яке призначення має проти викидне обладнання ?
18. Які операції можна виконувати за допомогою проти викидного обладнання?
19. Із яких основних вузлів складається противикидне обладнання ?
20. Призначення і типи превенторів. Що можна зробити за допомогою превенторів?
21. Лінії маніфольду проти викидного обладнання. Яке вони мають призначення ?
22. Яке призначення пультів управління проти викидного обладнання ? Їх типи і основні вузли.
23. Які операції можна виконувати з основного і допоміжного пультів управління ОП ?
24. Які є типові схеми обв’язки устя свердловини противикидним обладнанням?
25. Як повинна діяти бурова вахта на випадок ГНВП ?
26. Що слід розуміти під грифонами і міжколонними проявами?
27. Які причини виникнення грифонів і між колонних проявів ?
28. Які є способи попередження і ліквідації грифонів ?
Дата добавления: 2014-12-29; просмотров: 1270;