Спуск обсадной колонны

Последовательность спуска секций в скважину и использование вспомогательных элементов (центраторы, скребки, турбулизаторы и др.) определяются конструкцией обсадной колонны, предусмотренной в индивидуальном плане работ по ее подготовке, спуску и цементированию, который разрабатывается технологическим или производственно-технологическим отделом УБР. Во время спуска осуществляют строгий контроль за соблюдением порядка комплектования колонны в соответствии с планом по группам прочности стали и толщине стенок труб.

Сначала в скважину спускают низ обсадной колонны, включающий башмак, заливочный патрубок, обратный клапан и упорное кольцо. Все элементы низа колонны рекомендуется свинчивать с использованием твердеющей смазки на основе эпоксидных смол. Использование обратного клапана обязательно, если в скважине имелись газопроявления. Надежность работы клапана на пропуск жидкости проверяют на поверхности посредством пробной циркуляции с помощью цементировочного агрегата, который подключают к компоновке. Затем в порядке очередности спуска к устью скважины подают обсадные трубы и перед наращиванием их шаблонируют. Со стороны муфты в трубу вводят жесткий цилиндрический шаблон.

Условный диаметр обсадной трубы, мм ........…………... 114 – 219, 245 – 340, 407 - 508

Длина шаблона, мм ………………………………………..150, 300

Разница между внутренним номинальным

диаметром трубы и наружным диаметром шаблона, мм .......... 3, 4, 5.

При подъеме трубы шаблон должен свободно пройти через нее и выпасть. Если шаблон задерживается, то трубу отбраковывают. Над устьем скважины с нижнего конца приподнятой трубы свинчивают предохранительное кольцо, промывают и смазывают резьбу.

У кондуктора и промежуточных колонн резьбовые соединения нижних труб обычно проваривают прерывистым сварным швом для предупреждения их отвинчивания при последующих работах в скважине.

Во время спуска обсадной колонны ведут документальный учет каждой наращиваемой трубы, в нем указывают номер трубы, группу прочности стали, толщину стенки, длину трубы, отмечают суммарную длину колонны и общую ее массу. На заметку берут все особые условия и осложнения, возникшие при спуске, записывают сведения об отбраковке отдельных труб и их замене.

Скорость спуска колонны поддерживают в пределах 0,3 - 0,8 м/с.

Если колонна оснащена обратным клапаном, после спуска 10 - 20 труб доливают промывочную жидкость внутрь колонны, чтобы не допустить смятия труб избыточным наружным давлением.

По мере необходимости проводят промежуточные промывки с помощью цементировочного агрегата или бурового насоса. Во время промывки необходимо непрерывно расхаживать колонну.

Разработан метод секционного спуска обсадных колонн. Длину секций определяют с учетом грузоподъемности буровой установки, состояния скважины и прочности труб. Для спуска обсадных колонн секциями применяют специальные разъединители и стыковочные узлы, обеспечивающие соединение секций в скважине. Все секции, кроме верхней, спускают на колонне бурильных труб, которую после закачки цементного раствора отсоединяют и извлекают на поверхность. Спуск обсадных колонн секциями позволяет значительно снизить нагрузки, возникающие в буровом оборудовании при этих работах, и повысить надежность цементирования. Недостаток этого метода состоит в том, что создается некоторая опасность нарушения герметичности колонны на стыках секций и повышается суммарная продолжительность работ по креплению скважины.

Билет 18 – 2 .Классификация хим. реагентов , применяемых для обработки ПЖ.

1. снижение вязкости ПЖ. – фосфаты , хромлигносульфанат (ХЛС) , лигниты, ПАВ .

2. Повышение вязкости - КМЦ , крахмалы, биополимеры.

3. Снижение водоотдачи – КМЦ , сайпан, сайдрил, гипан ,КССБ – комбинированная сульфитспиртовая барда , УЩР ( углещелочной реагент) ТЩР ( торфощелочной реагент)

4. Утяжелители _ барит .

5. Регулирование рН - - каустическая сода , кальцинированная сода.

6. Эмульгаторы – нефть , сульфонафтены ,

7. Смазывающие добавки – окисленный петролатум, графит , нефть .

Билет 18 – 3.

Устройство превенторов . Обвязка превенторной установки . управление превенторами.

Устройство превентора : Универсальный - обеспечивает герметизацию устья скважины за счет уплотнительного резинового элемента и закрывается первым в случае выброса. .

Он может герметизировать находящийся в скважине любой элемент БК – сама БТ, замок БТ. квадрат. Универсальный превенторы закрываются только гидравлически : жидкость под давлением подается в рабочий цилиндр через камеру закрытия. Основные узлы превентора следующие : стальной корпус, поршень, камеры открытия и закрытия , уплотнительный элемент, который включает кольцо из армированной синтетической резины ( имеет высокую прочность на разрыв) , резиновые кольца могут сжиматься и охватывать БТ, НКТ, создавая герметическое уплотнение вокруг трубы и в затрубном пространстве . Гидравлическое давление поднимает поршень , который сжимает уплотнительный элемент , усиленный вставками и создающий плотный контакт с БТ. Прилагаемое усилие рассчитано на сжатие резинового элемента до степени , обеспечивающей герметичное уплотнение . Уплотнительный элемент может быть освобожден за счет подачи давления жидкости в пространстве над поршнем через камеру открытия . Под действием давления жидкости поршень опускается , в результате чего уплотнительный элемент расширяется и занимает первоначальное положение.

Плашечный превентор состоит из корпуса , к которому на шпильках крепятся крышки гидравлических цилиндров и плашек . Плашки могут быть с отверстиями под трубы или без отверстий – глухие. Каждая плашка перемещается с помощью поршня расположенного в гидравлическом цилиндре и штока . В цилиндры масло подается под давлением через коллектор Превентор имеет основной дистанционный гидравлический привод и ручной карданный привод для каждой плашки. Ручной привод применяют для закрытия превентора в случае разряжения гидроаккумулятора гидравлического привода , а также для фиксации плашек в закрытом положении. Перемещение плашек вручную для закрытия превентора осуществляется вращением при помощи штурвала вилки, , которое через телескопическое винтовое соединение , преобразуется в поступательное движение поршня с плашкой. Открывать превентор вручную нельзя , так как телескопическое винтовое соединение имеет одностороннее действие.

Принципиальная схема обвязки ПВО . На устье скважины после спуска и цементирования кондуктора устанавливают комплект ПВО _ два плашечных превентора и универсальный Схема герметизации такова на фланец верхнего конца кондуктора устанавливают крестовину с двумя боковыми отводами , затем устанавливают плашечный превенторы и универсальный . Над верхним превентором устанавливают патрубок- направление . Пока на устье давление атмосферное и необходимости в герметизации нет , промывочная жидкость из скважины при бурении направляется по патрубку – направлению в очистную систему . К патрубку присоединяют трубопровод от емкости для долива скважины при подъеме БК.

К крестовине присоединяют два трубопровода : рабочий и аварийный , Рабочий снабжают быстросъемным и регулируемым штуцером, после закрытия превентора поток промывочной жидкости направляется из скважины по рабочему трубопроводу в очистную систему . К рабочему трубопроводу подсоединяют линии от бурового насоса и от насоса , способного создавать более высокое давление ( от цем . агрегата ) По напорным линиям подают утяжеленнуюПЖ , если необходимо ликвидировать начавшееся проявление.

Аварийная линия служит для отвода пластовой жидкости или газа в специальный амбар или на факел , если скважину нельзя оставить закрытой на время пока ведутся подготовительные работы к глушению скважины. На рабочем и аварийном трубопроводах устанавливают краны высокого давления с дистанционным управлением , манометры высокого давления , иногда расходомер.

Весь комплект ПВО размещают между полом буровой и поверхностью земли. Рабочий и аварийный трубопроводы кладут на специальные стойки - опоры и крепят , чтобы устранить возможность сильной вибрации при эксплуатации.

Обвязка превенторов : линия глушения соединена с буровым насосом и служит для закачки в скважину утяжеленного бурового раствора .

линия дросселирования для слива бурового раствора и отбора флюидов из скважины с противодавлением на пласт.

Система управления превенторами .

Дистанционный пульт управления , работает от гидравлического давления в общей системе . Пульт управления закрывает каждый превентор через систему трубопроводов и распределительные клапаны дистанционного управления . Пульт управления размещают на безопасном расстоянии от буровой вышки. Основные элементы системы управления : батарея аккумуляторов, нагнетательные насосы, резервуар с жидкостью, манифольд и система трубопроводов для подачи жидкости к превентору.

Билет 18 -4 Структура и содержание планов ликвидации аварий в процессе строительства скважин .

Ловильные работы и ликвидация прихватов - весьма ответственные операции, неумелое ведение которых может привести к серьезным поломкам бурового оборудования и вышки, гибели скважины и несчастным случаям с людьми. Поэтому о возникновении аварии бурильщик обязан немедленно известить бурового мастера, а в случае его отсутствия - руководителя участка или разведки, не приостанавливая проведения первоочередных мер по ликвидации аварии. В случае затянувшейся ликвидации аварии, но не позднее чем через 5 сут с момента ее возникновения, составляется план ликвидации аварии, утверждаемый руководством бурового предприятия. Все мероприятия по ликвидации аварии (прихвата) необходимо выполнять быстро и организованно; чем дольше находится инструмент в скважине, тем труднее будет его извлечь.

При ликвидации аварий в скважинах допускаются повышенные нагрузки на буровое оборудование, отдельные его узлы и бурильную колонну. Для предупреждения несчастных случаев с персоналом, участвующим в ликвидации аварии, необходимо строго руководствоваться Правилами техники безопасности в нефтяной промышленности и Едиными техническими правилами ведения работ при строительстве скважин на нефтяных, газовых и газоконденсатных месторождениях.

Билет 19 – 1 технология бурения с отбором керна.

Для отбора керна используется специальный породоразрушающий инструмент – бурильные головки (ГОСТ 21210) и керноприемные устройства (ГОСТ 21949).

Бурголовка (рис. 1.), разрушая породу по периферии забоя, оставляет в центре скважины колонку породы (керн), поступающую при углублении скважины в керноприемное устройство, состоящее из корпуса и керноприемной трубы (керноприемника).

Корпус керноприемного устройства служит для соединения бурильной головки с бурильной колонной, размещения керноприемника и защиты его от механических повреждений, а также для пропуска бурового раствора к промывочным каналам бурголовки.

Керноприемник предназначен для приема керна, сохранения его во время бурения от механических повреждений и гидроэрозионного воздействия бурового раствора и сохранения при подъеме на поверхность. Для выполнения этих функций в нижней части керноприеника устанавливают кернорватели и кернодержатели, а вверху клапан, пропускающий через себя вытесняемый из керноприемника буровой раствор при заполнении его керном.

П о способу установки керноприемника в корпусе ГОСТ 21949 «Устройства керноприемные» предусматривает изготовление керноприемных устройств как с несъемными, так и со съемными керноприемниками.

При бурении с несъемными керноприемниками для подъема на поверхность заполненного керном керноприемника необходимо поднимать всю бурильную колонну.

При бурении со съемным керноприемником бурильная колонна не поднимается, Внутрь колонны на канате спускается специальный ловитель, с помощью которого из керноприемного устройства извлекают керноприемник и поднимают его на поверхность. При помощи этого же ловителя порожний керноприемник спускают и устанавливают в корпусе.

В настоящее время разработан целый ряд керноприемных устройств с несъемными керноприемниками «Недра», «Кембрий», «Силур» предназначенных для различных условий отбора керна и имеющих аналогичную конструкцию.

Для керноприемных устройств изготовляют шарошечные (рис. 2.), алмазные (рис. 3.), лопастные и ИСМ бурголовки, предназначенные для бурения в породах различной твердости и абразивности.

ГОСТ 21210 предусмотрено выпускать шарошечные и лопастные бурильные головки диаметрами от 76,0 до 349,2 мм.

П ример условного обозначения бурголовки для керноприемных устройств без съемного керноприемника (К) с наружным диаметром Дн = 212,7, внутренним диаметром Дв = 80 мм для бурения мягких пород: К 212,7 / 80 М ГОСТ 21210-75.

Пример условного обозначения бурголовки для керноприемных устройств со съемным керноприемником (КС) с наружным диаметром Дн = 187,3 , внутренним диаметром Дв = 40 мм для бурения абразивных пород средней твердости: КС 187,3 / 40 СЗ ГОСТ 21210.

чтобы обеспечить высокий процент выноса керна в турбинном бурении созданы специальные турбобуры для бурения с отбором керна , в них турбобур , керноприемное устройство и бурголовка представляют собой одно целое , этот турбобур приспособлен к работе на высокооборотном режиме.

Перед спуском в скважину снаряд для отбора керна собирают на поверхности , тщательно осматривают . Бурголовки нужно спускать в скважину по возможности без расширения ствола скважины; при этом следует следить за показаниями индикатора веса. В случае затяжки БК этот интервал прорабатывают. При спуске инструмента в скважину , не доходя до забоя на 10 – 12 м , включают буровые насосы , при роторном бурении вращают БК с одновременной плавной подачей ее на забой , при турбинном бурении включают турбобур и с плавной подачей доходят до забоя , снарядом бурят без отрыва от забоя , при этом бурголовку на забой подают равномерно. Перед отрывом керна от забоя или перед наращиванием при роторном бурении необходимо вращать инструмент до снятия осевой нагрузки на бурильную головку. Отрыв керна нужно производить при непрерывной промывке и замедленном подъеме инструмента . чтобы лучше сохранить керн при подъеме инструмента , следует избегать резких ударов бурильных труб. Режим работы при отборе керна устанавливают исходя из типоразмера долота , глубины бурения , характера проходимых пород и способа бурения .

Билет 19 – 2 Технология двухступенчатого цементирования .