Книга
← К списку книгЗагрузка разделов…
активнаАктивные записи участвуют в каталоге и синках. Неактивная книга скрыта, но не удалена из базы.
Книга
ПРЕДИСЛОВИЕ
Когда в 1969 г. было выпущено первое издание книги «Предотвращение выбросов», других работ по технологии борьбы с фонтанами не было. О’Брайен и Гойнс опубликовали первую работу в 1960 г., в которой рассмотрели процесс ликвидации проявления в скважине путем вымыва пластового флюида с одновременным поддержанием на постоянном уровне забойного давления. Впоследствии рядом других авторов было предложено несколько вариантов этой концепции, однако пока книга не была издана, вопросы предотвращения выбросов освещались в основном только в промышленных каталогах различных изготовителей оборудования. В книге систематизированы имеющиеся материалы по предотвращению выбросов, взятию под контроль проявляющих скважин и используемому оборудованию.
В последующие годы предложенная концепция получила дальнейшее развитие в ходе работ непосредственно на скважинах и появились учебные центры, в которых имитировались проявления и отрабатывалась практика применения методов с поддержанием постоянного забойного давления. Кроме того, в США и других странах правительственные агентства стали выдвигать требования в отношении обучения и аттестации бурового и руководящего персонала. Нефтяные компании организовали большое число учебных центров в США, и более 20 таких центров отвечают требованиям Управления по минеральным ресурсам. Отмечается значительное усовершенствование оборудования и методов прогнозирования пластового давления.
Все учебные центры располагают печатными материалами по предотвращению выбросов, но это в основном прямые инструкции, которые позволяют донести до слушателей необходимый минимум знаний за ограниченное инструктажом время. Большая часть бурового и руководящего персонала (но, к сожалению, не весь) посещает такие учебные центры. Все шире распространяется мнение, что компании должны иметь эффективную программу борьбы с проявлениями и принимать решения по выбору вариантов в соответствии с практическими условиями. Кроме того, в учебных центрах анализируются отдельные процедуры на буровой, которые при своей кажущейся незначительности могут сильно отразиться на буровых операциях.
Авторы почувствовали, что назрела необходимость в издании новой книги.
Большая загруженность не позволила мне подготовить материалы к печати самостоятельно, и я весьма признателен Райли Шеффилду, согласившемуся стать моим соавтором и сделать основные иллюстрации к тексту.
Хотя я уже оставил службу в корпорации «Галф ойл», однако у меня сохраняется искренняя благодарность этой компании и моим бывшим сослуживцам за их истинно новаторские попытки внедрить методику борьбы с проявлениями и за рекомендации к первому изданию.
У. К. Гойнс Хьюстон, шт. Техас
Глава 1
ДЛЯ РУКОВОДИТЕЛЕЙ И КОНТРОЛЬНЫХ ОРГАНОВ
Известно, что достоверность многих историй рушится при тщательной проверке; возможно, и эта история, которую услышал автор, не имеет реальной основы, но она иллюстрирует факт, который стоит рассмотреть. Группа инженеров решила проверить влияние световой интенсивности на производительность сборочной линии. После увеличения освещения производительность повысилась. Затем освещенность снизили, чтобы проверить результат. К их удивлению, производительность продолжала расти, несмотря на то что работать пришлось при освещенности, соответствующей свету луны. Долгое время не могли объяснить это удивительное явление,' пока один из рабочих не сказал: «Это просто. Мы почувствовали, что кто-то заботится о нашем труде, мы старались выполнять работу лучше».
То же касается и предупреждения выбросов. Когда администрация проявляет беспокойство, то моральный климат и работа персонала улучшаются. ■
. Бурение, скважины всегда сопровождается потенциальной опасностью выброса, и даже при хорошо организованной службе безопасности выбросы все же происходят. Однако тщательное планирование и реализация программы постоянного наблюдения могут предупредить многие случаи выброса (рис. 1.1 —1.5).
Для предотвращения выброса ведется наблюдение за работой буровой установки в напряженной ситуации. Такой контроль осуществляется лицами с ограниченными техническими знаниями, подверженными обычным человеческим слабостям. Кроме того, в последние годы число людей с большим опытом работы на буровой сократились. Часто выбросы происходят, когда руководитель отсутствует. Все эти факторы следует принимать во внимание при составлении программы предупреждения выбросов. Поэтому желательно использовать настолько простые процессы, насколько позволяют условия. Это подкреплено практикой и наблюдениями. Ниже даны основные пункты общей программы предупреждения выбросов. '
ПРОЕКТИРОВАНИЕ СТРОИТЕЛЬСТВА СКВАЖИН
Строительство каждой скважины необходимо тщательно проектировать с использованием всех имеющихся геологических сведений и опыта бурения на данном месторождении. Ожидаемое давление и возможные осложнения при бурении влияют на составление технологической карты применения промывочных растворов, на глу-
7
Рис. 1.1. На буровой производился обычный подъем инструмента для смены долота. Несколько УБТ уже находились за пальцем
бину установки башмака обсадной колонны, конструкцию скважины и выбор противовыбросового оборудования. Все эти факторы взаимосвязаны, влияют на безопасность буровых работ, с чем инженер должен считаться при составлении проекта строительства скважины.
Рис. 1.2. В течение промежутка времени, пока фотограф сменил кадр и снова сфокусировал аппарат, произошел выброс из скважины. При этом верховой находился на полатях
ПРОТИВОВЫБРОСОВОЕ И ВСПОМОГАТЕЛЬНОЕ ОБОРУДОВАНИЕ
Общеизвестно, что для работы необходимо иметь подходящее оборудование, однако часто преобладает желание обойтись имеющимся н избежать дополнительных затрат. Тем не менее деньги
9
Рис. 1.3. Не имея возможности закрыть скважину, бригада покинула буРис. 1.3. Не имея возможности закрыть скважину, бригада покинула буровуюровую
Рис. 1.3. Не имея возможности закрыть скважину, бригада покинула бу
Рис. 1.3. Не имея возможности закрыть скважину, бригада покинула бу
ровую
ровую
иногда тратят на приобретение оборудования в большем количестве, чем требуется для отдельной скважины. Компания-оператор должна тщательно подготовить комплект чертежей, на которых отражаются потребности в оборудовании при работе на суше, платформе и дне океана, причем эти потребности зависят от пла- 10
Рис. 1.4. Утяжеленные бурильные трубы, выброшенные из скважины, ударяют по вышке
стового давления. Если при строительстве скважины к работам будут привлекаться разные подрядчики, то на схемах должна отражаться возможность замены отдельных изделий. Нередко подрядчики покупали и устанавливали дополнительное оборудование, хотя под рукой имелось пригодное оборудование.
Рис. 1.5. УБТ опрокидывают вышку, но буровая не загорается
ИСПЫТАНИЕ И ОБСЛУЖИВАНИЕ
Необходимо обязательно иметь специальную программу испытания и обслуживания оборудования. Однако иногда этим требованием пренебрегают, если только не составлен письменный перечень требований. Подобные записи в ежедневном отчете по бурению скважины не только обеспечивают высокое качество работ, но и могут оказать значительную помощь членам бригады и руководству при исполнении их обязанностей.
УЧЕБНЫЕ ТРЕВОГИ
Учебные тревоги дают необходимую подготовку к быстрому обнаружению проявления и успешному закрытию скважины. Эти учебные тревоги, часто проводимые в соответствии с правительствен-, ными предписаниями, всегда должны быть составной частью процесса бурения.
12
Даже при наличии высококвалифицированного персонала только практика гарантирует правильность действий в критических условиях. Такое утверждение тем более справедливо, если в составе бригады имеются неопытные люди. Проведение учебных тревог в то время,когда бригада не знает об этом,заставляет персонал на буровой быть начеку и способствует предотвращению в будущем серьезных ошибок во время проявления. Учебные тревоги — благоприятная возможность проверки оборудования, к ним следует относиться самым серьезным образом. Их следует проводить через определенные промежутки времени и результаты отражать в буровом журнале. При надлежащей организации потери времени механического бурения будут небольшими.
Ответственные за учебные тревоги — бурильщик и буровой мастер— должны пользоваться поддержкой руководства.
ЛИКВИДАЦИЯ ПРОЯВЛЕНИЙ
Во время подготовки первого издания этой книги казалось, что все внимание промышленности было сфокусировано на противовыбросовом оборудовании, а вопросы ликвидации проявлений оставались в забвении. Противовыбросовое оборудование и операции по ликвидации проявления одинаково важны. По этой теме написано множество статей, и многие учебные центры предлагают свои услуги в обучении способам борьбы с проявлениями. В промышленности обычно используется методика поддержания постоянного забойного давления в процессе глушения проявления. Тем не менее имеются три принципиальные разновидности, которые перечислены ниже в порядке популярности: метод выжидания и утяжеления, метод бурильщика и непрерывный метод. В промышленности используются также модификации этих методов. Необходимо иметь представление о сравнительных преимуществах и ограничениях каждого метода. Целесообразно повсюду стандартизировать рабочие листы для всех этих методов.
Однако выбор метода ликвидации проявления зависит от конкретной ситуации при бурении, когда возникло это осложнение. Поскольку при проявлении почти одновременно может возникать несколько разнообразных ситуаций, не исключено отклонение от принятого метода борьбы с выбросом.
ОБУЧЕНИЕ ПЕРСОНАЛА
Курсы по обучению методам борьбы с выбросами первоначально были организованы буровыми компаниями и университетскими центрами. В настоящее время многие буровые подрядчики, фирмы, поставляющие буровой раствор, и отдельные учебные организации создали такие курсы, чтобы выполнить требования некоторых правительственных учреждений. Например, в США правительственные органы выдвигают специфические требования к обучению. Только официальные курсы имеют право на выдачу свидетельств,
разрешающих участие в буровых работах в пределах федеральных вод. Верховые рабочие, бурильщики, буровые мастера и начальники буровых работ должны иметь такие свидетельства на рабочем месте. Обычно правительственными правилами предусматривается прохождение начального пятидневного курса обучения с повторными однодневными занятиями для обновления знаний. В некоторых странах обучение на пятидневных курсах периодически повторяется.
До начала бурения на новой площади необходимо оценить качество обучения в соответствии с правительственными предписаниями, требованиями к оборудованию и технологии. Все нефтяные компании в процессе бурения обязаны проводить учебные тревоги. Ценность учебных тревог, проводимых с требуемой частотой, зависит прежде всего от серьезности подхода к делу. За это обучение несет ответственность начальник буровой, который должен иметь поддержку руководства. Обязанностью руководства является осуществление непрерывной и обширной программы обучения независимо от правительственных требований.
НАДЗОР
В приложении А содержится ряд пунктов, относящихся к предотвращению выбросов. Цель подобного перечня — оценка эффективности выполнения программы предотвращения выбросов.
Даже опытные работники службы надзора за работой буровой не забывают взглянуть на наиболее важные пункты, пока перечень находится под рукой. Считают, что этот перечень полезен и тем, кто на более высоком уровне будет оценивать всю программу.
Г л а в а 2
ПРИНЦИПЫ И СПОСОБЫ ПРЕДОТВРАЩЕНИЯ ГАЗОНЕФТЕВОДОПРОЯВЛЕНИЙ
Для читателей, не знакомых с буровыми установками, на рис. 2.1 и 2.2 приведены схемы системы циркуляции промывочной жидкости и основного противовыбросового оборудования (ОП).
ПРИНЦИПЫ
Обычно гидростатическое давление столба бурового раствора превышает пластовое давление, благодаря чему предотвращается поступление пластового флюида в скважину. Когда гидростатическое давление становится ниже пластового, флюиды из пласта поступают в скважину. Если приток небольшой и вызывает уменьшение измеряемой на поверхности плотности бурового раствора, то в этом случае говорят, что в растворе содержатся газ, мине- 14
Рис. 2.1. Схемы циркуляционной системы и противовыбросового оборудования.
Циркуляционная система: 1 — буровой насос; 2 — стояк; 3 — буровой шланг; 4 — вертлюг; 5 — шаровой кран; 6 — переводник рабочей трубы; 7 — бурильная труба; 8 — УБТ; 9— долото; 10 — патрубок с устьевой воронкой; 11— выкидная линия; 12— вибросито; 13 — приемная емкость бурового раствора; 14— линия долива скважины.
Противовыбросовое оборудование: А — превентор; В — линия глушения; С — резервная линия глушения; D — линия дросселирования; Е — резервная линия дросселирования; F — блок дросселирования; G — дроссель; Н — линия сброса от дросселя; / — газовый сепаратор; J — дегазатор; К — резервный амбар
рализованная вода или нефть. Заметное увеличение объема бурового раствора в приемной емкости свидетельствует о проявлении. Неуправляемый поток пластовых флюидов у поверхности называется открытым фонтаном.
Пока гидростатическое давление контролирует условия в скважине, выходящий из скважины буровой раствор направляется через выкидную линию (см. рис. 2.1) и при извлечении долота скважину можно оставлять открытой. В случае газонефтеводопро- явления для закрытия скважины требуется противовыбросовое и вспомогательное оборудование. Это можно сделать посредством универсального превентора (см. рис. 2.2, Л), плашечного превентора с трубными плашками (см. рис. 2.2,В) или, если бурильные трубы из скважины извлечены, превентора с глухими плашками (см. рис. 2.2. С).
Рис. 2.2. Сборка превенторов:
А—универсальный превентор закрыт; S — плашечный превентор с трубными плашками закрыт; С — плашечный превентор с глухими плашками закрыт;
1 — под давлением; 2 — ротор; 3 — выходная линия бурового раствора из скважины; 4 — универсальный превентор; 5 — плашечный превентор с трубными плашками; 6 — плашечный превентор с глухими плашками; 7— крестовина; 8 — линия дросселирования; 9— линия глушения; 10— резервная линия дросселирования; 11— резервная линия глушения
Кроме того, необходимы технические средства для закачки бурового раствора в скважину и для регулирования потока жидкости из скважины. Нагнетание бурового раствора производится через бурильные трубы или через одну из линий глушения скважины, выходящий поток регулируется дросселем на соответствующей линии.
Линия дросселирования идет к резервному амбару, куда сбрасывают излишнюю жидкость, или к сепаратору с отбойником, дегазатором и приемной емкостью, позволяющему жидкость дегазировать и сохранять. При использовании этого оборудования буровой раствор низкой плотности удаляется и вместо него применяется раствор более высокой плотности, позволяющий контролировать условия в скважине.
Любое проявление требует определенных действий для обеспечения контроля условий в скважине. Однако необходимо учитывать, что минерализованная вода или нефть при снижении давления сильно не расширяется и эти жидкости не вызывают такого беспокойства при ликвидации проявления, как газ. Тем не менее некоторое количество газа обычно сопутствует любому притоку в скважину.
Поэтому очень важно, чтобы персонал, которому придется бороться с выбросом, понимал поведение газа в скважине. Все ситуации предугадать невозможно, и способы ликвидации проявления и в конкретных условиях могут изменяться. Лицо, ответственное за контроль условий в скважине, должно знать о характере расширения газа при различных состояниях скважины.
По мере подъема газа вместе с промывочной жидкостью газ в скважине расширяется. Последнее поддается расчету. Вообще говоря, если давление удваивается, объем сокращается наполовину. И наоборот, если давление сокращается наполовину, объем удваивается.
Значительное содержание газа в растворе при устьевом давлении означает лишь небольшое снижение забойного давления. В столбе газированного бурового раствора давление быстро увеличивается с глубиной, так что объем проходящего по стволу газа очень мал и ненамного уменьшает плотность бурового раствора в скважине. На рис. 2.3 показано снижение забойного давления в результате газирования раствора [1, 2]. Фактическое снижение давления будет несколько меньшим, так как не учитывается растворимость газа.
Газовая пачка на забое скважины потенциально опасна, даже если она смешивается с буровым раствором, поскольку газ способен сильно расширяться, когда он поднимается по стволу скважины или вымывается раствором. При низком давлении близ устья газ вытесняет из скважины большое количество бурового раствора и сильно снижает забойное давление, значительно затрудняя контроль условий в скважине. На рис. 2.4 показано увеличение объема 0,16 м3 (1 баррель) газа по мере подъема по стволу скважины (конечно, такой объем газа на забое скважины существующими методами определить невозможно и рассматривается исключительно с целью иллюстрации сложности проблемы). Подобная ситуация вполне может сложиться в скважине, когда в результате осуществления спуско-подъемных операций произойдет откачка бурового раствора из ствола, если при этом не осуществляется контроль за доливом в скважину или объем долива меньше объема извлекаемых труб. Поскольку газ легче бурового раствора, начнется медленный подъем газа в скважине и по мере уменьшения высоты столба бурового раствора над ним газ все более расширяется. Первоначально это расширение очень небольшое, ио быстро увеличивается с приближением газовой пачки к устью.
Особое внимание следует уделять контролю условий в скважине при извлечении бурильных труб для замены долота, каротажа и т. д., даже если проводившиеся прежде проверки никаких поводов для тревоги не давали. В результате выбросов случались пожары.
Выбросы начинались, когда трубы уже были извлечены (или почти извлечены) из скважины, развивались так быстро, что бригадам не удавалось с ними справиться. Таким образом, необхо-
давления , МПадавления , МПаРис. 2.3. Снижение забойного давления в соответствии с уменьшением плотности бурового раствора на устье скважины в результате его газирования: 1 — газирование раствора 10 % (плотность, снижается с 1200 до 1080 кг/м3); 2— плотность снижается с 2160 до 1940 кг/м3; 3 — газирование раствора 25 % (плотность снижается с 1200 до 900 кг/м5); 4 — плотность снижается с 2160 до 1620 кг/м3; 5 — газирование раствора 33 % (плотность снижается с 1200 до 800кг/м3);6—плотность снижается
давления , МПа
давления , МПа
с 2160 до 1440 кг/м3; 7 — газирование раствора 50 % (плотность снижается с 1200’ до 600кг/м3); S — плотность снижается*
Эквивалентная плотность бурового раствора, кг/м1Эквивалентная плотность бурового раствора, кг/м1с 2160 до 1080 кг/м3
Эквивалентная плотность бурового раствора, кг/м1
Эквивалентная плотность бурового раствора, кг/м1
Рис. 2.4. Расширение пачки: газа поднимающейся в скважине от забоя до устья (кольцевое пространство между 114-мм бурильными трубами и 251-мм стволом)
димы раннее обнаружение проявления и быстрые действия по его ликвидации.
Чтобы определить, будут ли спуско-подъемные операции безопасными, рекомендуется приподнять трубы, вновь спустить их на. забой и после создания циркуляции наблюдать за газированием раствора.
При вымыве газа с забоя скважины происходит такое же расширение, но намного быстрей, поскольку буровой раствор с большей скоростью проталкивает газ к поверхности. При очень небольшом притоке в скважину газ может подниматься почти до* устья без заметного увеличения объема, затем в скважине может начаться проявление из-за расширения газа. В результате забойное давление снизится еще больше и приток флюидов в скважину ускорится.
Газ может подниматься по стволу закрытой скважины либо вымываться через дроссель, что предотвращает возможность его расширения. Поскольку давление не изменяется, если объем остается тем же, забойное давление будет равно начальному плюс
120 018 002 4 00120 018 002 4 00Эквивалентная плотность бурового раствора кг^м1Эквивалентная плотность бурового раствора кг^м1Рис. 2.5. Подъем пачки газа единичного объема без расширенияРис. 2.5. Подъем пачки газа единичного объема без расширениягидростатическое давление столба раствора ниже пачки газа (рис. 2.5). В таком случае обычно происходит разрыв пласта до того, как газ достигает поверхности. Если нерасширив- шаяся пачка газа достигнет поверхности, то на устьевое оборудование будет действовать начальное забойное давление. Таким образом, важно, чтобы по мере подъема пачка газа имела возможность расширяться.
120 018 002 4 00
120 018 002 4 00
Эквивалентная плотность бурового раствора кг^м1
Эквивалентная плотность бурового раствора кг^м1
Рис. 2.5. Подъем пачки газа единичного объема без расширения
Рис. 2.5. Подъем пачки газа единичного объема без расширения
Цели операций по ликвидации проявления — обеспечить постоянство забойного давления,
достаточного для предотвраще
ния дальнейшего притока пластовых флюидов в скважину, и управлять расширением газа по мере его подъема по стволу так, чтобы забойное давление оставалось постоянным. Сопутствующий рассматриваемому процессу прирост объема раствора в приемной емкости является следствием расширения газа, а не показателем притока пластового флюида в ствол скважины.
ПРЕДУПРЕДИТЕЛЬНЫЕ МЕРЫ
Большинство выбросов происходит во время спуско-подъемных операций, и они обычно являются результатом снижения уровня жидкости в скважине и пренебрежения необходимостью систематически доливать жидкость в скважину.
Когда начинают подъем инструмента и насос отключают, снижается противодавление на пласт. В скважине может начаться проявление и следует вести тщательный контроль, чтобы убедиться в его отсутствии. Конечно, в случае проявления перед подъемом инструмента плотность бурового раствора следует увеличить.
При подъеме бурильные трубы в какой-то мере действуют как поршень. Поэтому при движении бурильной колонны вверх происходит временное небольшое уменьшение давления. Ситуация усложняется, если вязкость бурового раствора высокая, глинистая корка на стенках скважины толстая, на колонне имеются резиновые протекторы, уменьшающие до минимума кольцевой зазор, на долоте образовался глинистый сальник и колонна оборудована обратным клапаном'
Резиновые протекторы могут набухать, если в буровом растворе присутствует газ, и это увеличивает свабирующий эффект. Поэтому следует использовать только протекторы с высоким сопротивлением к набуханию в углеводородах. Тенденция к свабированию сильнее проявляется вблизи забоя скважины и уменьшается у поверхности. Чем короче колонна труб, тем слабее эффект
19
свабирования. Свабирование проявляется в наибольшей степени в момент отрыва долота от забоя. В это время следует проводить самые тщательные проверки, чтобы выявить поступление в скважину пластовых флюидов.
Для установления факта свабирования следует наблюдать за уровнем бурового раствора в затрубном пространстве по мере подъема труб. В отсутствие эффекта свабирования уровень бурового раствора должен понижаться.
Если из скважины извлекаются трубы, занимающие объем 0,8 м3, то для ее долива потребуется 0,8 м3 бурового раствора. Если для долива потребовалось только 0,7 м3, значит, в скважину уже поступило из пласта 0,1 м3 газа, нефти или минерализованной воды. Это может привести к загрязнению бурового раствора, перекрытию забоя или закупорке ствола и создать угрозу выброса (см. рис. 2.4). При обнаружении притока колонну бурильных труб следует опустить до забоя, прокачать раствор и увеличить его плотность перед началом подъема инструмента. В критических ситуациях может оказаться обязательным требование поднять инструмент на небольшое расстояние, однако эта операция будет излишней, если тщательно контролировать забойное давление.
Наилучший метод основан на проверке количества бурового раствора, необходимого для замещения объема извлекаемых труб. В табл. 2.1 представлены замещаемые объемы для бурильных труб обычных длин и размеров. Замещаемый объем можно определить по таблицам или рассчитать по следующей формуле:
где Узам — замещаемый объем, м3; h — длина извлекаемых труб, м; т — линейная плотность труб, кг/м.
Объем бурового раствора, используемый для долива в скважину, можно определить по изменению уровня бурового раствора в доливочной емкости либо по числу двойных ходов насоса. До- ливочная емкость позволяет точно замерять сравнительно небольшие объемы бурового раствора. Измерения объемов бурового раствора в приемной емкости обычно слишком неточные, чтобы выявить небольшие изменения в потребных объемах.
Доливочная емкость должна быть достаточно высокой относительно площади поперечного сечения, чтобы в результате долива в скважину при извлечении пяти свечей бурильных труб уровень раствора в емкости снизился по меньшей мере на 25 см.
Некоторые компании пользуются журналами по спуско-подъемным операциям для регистрации текущих и суммарных объемов долива на каждой скважине. Эти объемы можно сравнивать поинтервально с записями для предыдущих спуско-подъемных операций.
При осуществлении спуско-подъемных операций долив следует производить через каждые пять свечей бурильных труб и через 20
Объемы, замещаемые трубами
Ю
« о.
3
£ ^
Д s з
Наименование труб
Линейная плотность,
Замещаемый объем, м1
1 1
В
3
° Я S
5 = s
a
60
Насосно-компрессорные с резьбой Т and С
7,0
6,8
0,9
78
391
782
Насосно-компрессорные с резьбой TJ
7,0
7,6
1,0
88
438
875
73
Насосно-компрессорные с резьбой Т and С
9,7
9,5
1,2
109
547
1099
Насосно-компрессорные с резьбой TJ
9,7
10,8
1,4
125
615
1235
Облегченные бурильные трубы
10,2
10,9
1,4
125
625
1250
Бурильные трубы
15,5
16,2
2,1
187
933
1859
89
Насосно-компрессорные с резьбой Т and С
14,2
13,7
1,7
156
787
1573
Насосно-компрессорные с резьбой TJ
14,2
15,1
1,9
172
865
1729
Облегченные бурильные трубы
14,2
15,3
1,9
177
875
1756
Бурильные трубы
14,2
15,3
1,4
177
875
1756
То же
19,8
20,5
2,6
234
1177
2360
»
23,0
24,0
3,1
276
1375
2750
114
Насосно-компрессорные с резьбой Т and С
19,0
19,1
2,4
219
1094
2188
Насосно-компрессорные с резьбой TJ
19,0
21,7
2,8
250
1245
2490
Облегченные бурильные трубы
20,5
22,5
2,9
255
1287
2574
Бурильные трубы
24,7
26,5
3,4
302
1521
3037
То же
29,8
32,2
4,0
365
1818
3636
127
Облегченные бурильные трубы
22,3
26,4
3,4
302
1511
3022
Бурильные трубы
29,1
30,7
3,9
354
1761
3513
каждую свечу УБТ. На пульте бурильщика должны быть зафиксированы замещаемые объемы для бурильных труб и УБТ с различной толщиной стенки.
Самая легкая и точная проверка заключается в пересчете замещаемого объема при извлечении труб в число ходов насоса и в простом подсчете числа ходов насоса, пока буровой раствор не появится на выходе выкидной линии. Эта операция облегчается, если на буровой имеется счетчик числа ходов насоса или индикаторная лампочка. На всех разведочных скважинах и скважинах с АВПД должны использоваться доливочная емкость или счетчик числа ходов насоса. Промышленность выпускает индикаторы течения бурового раствора из скважины, которые будут останавливать счетчик, когда буровой раствор начнет выходить из патрубка с раструбом.
Снижение забойного давления во время подъема инструмента, выраженное через эквивалентную плотность бурового раствора, кг/м3
Глубина,
Прекращение циркуляции
Эффект свабирования *
Извлечение труб без долива в скважину **
Бурильные трубы
УБТ
5 свечей
10 свечей
5 свечей
10 свечей
530
5
5
34
65
161
322
760
8
8
17
32
80
161
3050
36
36
5
8
20
41
* Благодаря движению труб.
** Вследствие снижения уровня бурового раствора в скважине.
Поддерживать уровень жидкости в скважинах наиболее важно во время извлечения УБТ из скважины, так как объем УБТ -больше, чем у бурильных труб. При извлечении из скважины УБТ той же длины, что и бурильные трубы, снижение уровня бурового раствора будет в 4—5 раз больше. Для предупреждения падения забойного давления на большее значение, чем при извлечении бурильных труб, буровой раствор следует доливать в 4—5 раз чаще. При извлечении УБТ долив следует производить после каждой свечи.
Рассмотренные условия наиболее опасны в случае неглубокой необсаженной скважины с газоносными песками, потому что небольшой столб раствора обеспечивает лишь малое превышение забойного давления над пластовым.
В табл. 2.2 показано снижение забойного давления, происходящее в типичных условиях (114-мм бурильные трубы, 273-мм обсадная колонна, 203-мм УБТ, буровой раствор плотностью 1200 кг/м3). Для облегчения интерпретации изменение давления выражается через изменение эквивалентной плотности бурового раствора.
ВЫЯВЛЕНИЕ ГАЗОНЕФТЕВОДОПРОЯВЛЕНИЙ
Газонефтеводопроявления во время бурения обнаруживаются по увеличению уровня бурового раствора в приемной емкости и по повышенной скорости потока, выходящего из скважины. Газонефтеводопроявления возникают в следующих ситуациях.
Высокопроницаемый пласт, не сбалансированный давлением бурового раствора, является причиной наиболее опасного проявления, на что указывают быстро возрастающая скорость потока бурового раствора из скважины и резкий рост уровня бурового раствора в приемной емкости. Часто давление в бурильных трубах уменьшается, а подача бурового насоса возрастает. При газо- 22
проявлении буровой раствор на устье останется негазированным до тех пор, пока значительный объем бурового раствора не выйдет из скважины. Повышенный расход выходящего бурового раствора обычно отмечается почти одновременно с перерывами в бурении.
При вскрытии высокопроницаемого пласта и слегка несбалансированном пластовом давлении проявление трудно обнаружить быстро, так как первоначальная скорость потока небольшая и увеличение объема в приемной емкости происходит очень медленно до тех пор, пока пачка газа не окажется около поверхности.
С расширением газа вблизи устья буровой раствор начинает двигаться быстрее, забойное давление снижается и приток из пласта быстро увеличивается. Незаметное повышение уровня бурового раствора в приемной емкости, которое может быть связано с перерывом в бурении, будет иметь место, пока газ поднимается по стволу при поддержании низкой скорости циркуляции. Иногда может потребоваться почти полный цикл промывки скважины, чтобы стало заметным повышение уровня жидкости в приемной емкости. Очень резкое увеличение объема в приемной емкости является результатом недостаточно быстрого закрытия скважины.
При вскрытии малопроницаемого пласта в условиях несбалансированного пластового давления отмечаются лишь медленная скорость прироста объема раствора в приемной емкости и часто- только газирование раствора, если снижение забойного давления ниже пластового небольшое. Объем бурового раствора в приемной емкости может стабилизироваться при нулевом или низком давлении на дросселе, что обычно не связано с перерывами в бурении. Опасно допускать наличие таких жестких условий, если отсутствует значительный опыт работ на данной площади и в определенном интервале бурения. Такие условия характерны для интервала отложений вулфкемп в Делавэрском бассейне, где бурение с некоторым превышением пластового давления над забойным не только осуществляется, но и необходимо для предотвращения чрезмерно низких скоростей бурения.
Газонефтеводопроявления, обусловленные спуско-подъемными операциями, происходят, когда пластовое давление немного меньше гидростатического, так что при свабировании газ внедряется в скважину, или когда условия в скважине не сбалансированы, но герметичность поддерживается, в результате небольшой объем газа может поступить в скважину и просочиться наверх. Плотность бурового раствора увеличивать не следует для обеспечения контроля условий в скважине, если в процессе подъема инструмента заметный приток из пласта отсутствует. Когда скважину промывают, газ с забоя поднимается вверх; вблизи устья перед завершением цикла промывки ствола может начаться быстрое расширение газа. Газонефтеводопроявление этого типа часто можно распознать, так как оно начинается после спускоподъемных операций и скорость увеличения объема в приемной
емкости не такая резкая, как в первых двух случаях. Если газ вымывается при низком давлении на дросселе, то некоторое количество бурового раствора выйдет из скважины. Понижение забойного давления позволяет еще одной небольшой порции газа поступить в скважину и появиться на поверхности после одного цикла промывки. Это, в свою очередь, вызовет приток дополнительной меньшей порции газа после еще одного цикла промывки. Такие проявления следует хронометрировать и обращать на них пристальное внимание, чтобы отличать их от проявлений, происходящих при бурении в новых интервалах.
Обнаружение газонефтеводопроявлений во время бурения
Каждая буровая должна иметь уровнемер для быстрого определения повышения или снижения уровня бурового раствора в приемной емкости. Это минимальное требование. Для бурения разведочных и эксплуатационных скважин в сложных геологических условиях необходимо иметь регистрирующий и показывающий уровнемер, а также расходомер для измерения раствора в приемной емкости; записывающее устройство должно располагаться так, чтобы бурильщик мог видеть диаграмму в процессе бурения и спуско-подъемных операций. В условиях, когда бурильщику необходимы повторяющиеся проверки уровня раствора с целью обнаружения проявления за минимально возможное время, требуется надежный уровнемер па приемной емкости.
При газонефтеводопроявлений устьевое давление, необходимое для его удержания, в значительной мере зависит от быстроты закрытия скважины и сохранения возможно большего количества бурового раствора в скважине. Чем больше бурового раствора выйдет из скважины, тем большее противодавление придется создавать.
Когда буровой раствор не циркулирует, уровень во всех емкостях одинаков. При установившейся циркуляции уровень в приемной емкости опускается, а в первой емкости поднимается. В случае отсутствия дистанционного уровнемера с индикатором на посту бурильщика требуется перенастройка обычно применяемого уровнемера. Изменение расхода буровых насосов оказывает такое же влияние. Регистрирующие дистанционные уровнемеры должны отражать колебания уровня и его усредненную запись на диаграмме. Предпочтительно, чтобы эти индикаторы показывали приращение или уменьшение в единицах объема.
Расходомер, регистрирующий относительные изменения скорости потока на выходе из скважины, является важным устройством раннего обнаружения проявления, поскольку раствор, удерживаемый в оборудовании для удаления твердой фазы, в дегазаторах и смесительных устройствах, будет влиять на показание среднего уровня в емкости. Колебания этого уровня периодически повторяются во время бурения и могут происходить одновременно с проявлением. Поэтому изменение расхода бурового раствора, 24
выходящего из скважины, будет первым признаком проявления. Показания расходомера на выходе из скважины рекомендуют выводить на пост бурильщика и в помещение бурового мастера.
Для раннего обнаружения проявления в процессе бурения бурильщик должен иметь мгновенные данные о среднем объеме жидкости в задействованных емкостях, о приросте или уменьшении объема раствора и объемной скорости течения на выходе из скважины. Бурильщик должен уметь анализировать и использовать данные о расходе бурового раствора на выходе из скважины и об его объеме в емкостях. Кроме того, он должен быть заранее оповещен о намечаемом изменении в циркуляционной системе. Сразу после неожиданного изменения показаний бурильщик должен приподнять инструмент над забоем и проверить расход.
Обнаружение проявлений во время спуско-подъемных операций
На проявление при подъеме из скважины инструмента указывает то обстоятельство, что скважина не принимает буровой раствор в объеме, равном замещаемому объему извлеченных труб. При спуске в скважину уровень жидкости в емкости поднимается на большую высоту, чем определяется замещаемым объемом спускаемых труб.
Буровой мастер и бурильщик должны знать замещаемый объем десяти свечей бурильных труб и проверять прирост объема в емкости через определенные промежутки времени (если используются регистрирующие приборы), чтобы быть уверенными, что в емкость за это время не поступило слишком много бурового раствора.
Проявление при отсутствии инструмента в скважине
Если ствол заполнен и проверен после извлечения колонны бурильных труб из скважины, то нередко о емкости с буровым раствором вообще забывают. Тем не менее из рассмотренного поведения газовой пачки следует, что в это время может начаться течение жидкости. Когда бригада занята заменой долота, разборкой грунтоноски, проверкой результатов замера кривизны и т. д., выходную линию и ствол скважины иногда оставляют без какого- либо внимания.
До того как уровнемер в. емкости сможет зафиксировать приток жидкости, в выкидной линии начнется слабое течение бурового раствора. Если это заметят, то еще будет время принять меры до развития серьезных осложнений. Если же это обнаружится после того, как расход вытекающего из скважины раствора значительно возрастет, то восстановить контроль над условиями в скважине станет чрезвычайно трудно. Существует также опасность снижения уровня жидкости в скважине, когда трубы извлечены из-за утечки или поглощения, что может стать причиной га-
зонефтеводопроявления. Следовательно, за скважиной необходимо осуществлять непрерывный контроль, когда в ней нет инструмента.
При отсутствии инструмента в скважине превентор с глухими плашками обычно закрывают. Этим, кроме того, обеспечивается защита от падения посторонних предметов на забой скважины. В таком случае линия дросселирования должна быть открыта до манометра, чтобы можно было контролировать давление в скважине, либо открывают байпасный манифольд на вибросито и непрерывно следят, не началось ли течение. Однако все это не освобождает бурильщика от ответственности за поддержание максимального уровня жидкости в скважине; периодически превентор необходимо открывать и доливать раствор в скважину.
КОГДА СЛЕДУЕТ ЗАКРЫВАТЬ СКВАЖИНУ?
Когда скважину закрывают для ликвидации проявления, забойное давление возрастает и всегда существует опасность гидроразрыва пласта. Если обсадная колонна спущена достаточно глубоко и произошел гидроразрыв пласта, то процесс ликвидации проявления усложнится поглощением и, возможно, межпластовыми перетоками пластовых флюидов. Если башмак обсадной колонны установлен слишком высоко, то может произойти гидроразрыв до поверхности и образование грифона, что обычно приводит к потере скважины и буровой установки. Поскольку обычной методикой ликвидации проявления предполагается закрытие скважины, следует сделать выбор между риском гидроразрыва при закрытии и неопределенностью процесса глушения.
Скважина должна закрываться, когда возникнет приток пластового флюида, а разрыва до поверхности и образования грифона не будет. Если вероятность грифонообразования нулевая, то обычно лучше допустить риск гидроразрыва пласта при закрытии скважины, чем пытаться глушить проявление неопределенным методом.
Глубина спуска обсадной колонны должна выбираться весьма тщательно с учетом всех имеющихся данных, чтобы снизить до минимума опасность грифонообразования или гидроразрыва пласта во время закрытия скважины. '
Независимо от тщательности выбора глубины спуска обсадной колонны возможны проявления, при которых скважина закрываться не должна.
КОГДА СКВАЖИНУ ЗАКРЫВАТЬ НЕ СЛЕДУЕТ?
Существуют условия, когда скважину закрывать нельзя. По сведениям авторов, имеется немного статей, в которых достаточно полно рассматриваются сложность и опасность таких ситуаций. Закрытие скважины может привести к открытому фонтанированию в двух ситуациях.
26
Если существует опасность того, что находящийся под давлением пластовый флюид может вызвать гидроразрыв до поверхности (образуются трещины за обсадной колонной или в пласте),
Если обсадная колонна спущена на такую глубину, что вышележащие породы могут выдержать давление вскрытого пласта, но обсадная колонна или устьевое оборудование на такое давление не рассчитано.
В этих ситуациях не исключено открытое фонтанирование, при котором контроль над условиями в скважине может быть полностью потерян. Решение проблемы в этих двух ситуациях может заключаться в поддержании течения из скважины с последующей закачкой утяжеленного бурового раствора для ее глушения либо в использовании метода низкого давления на дросселе. В любом случае забойное давление будет неизвестным, а результаты неопределенными.
Короткие обсадные колонны
Закрытие скважины может стать опасным, если обсадная колонна спущена на небольшую глубину, так как в результате образования вертикальных трещин, идущих вдоль колонны до поверхности, не исключено открытое фонтанирование. Выбор глубины спуска кондуктора, при которой во время проявления исключается образование идущих до поверхности трещин, в какой-то мере неоднозначен и зависит от конкретной площади. В районах с крепкими породами успешно используются сравнительно короткие колонны, в то время как в районах с мягкими породами необходимо спускать более длинные обсадные колонны. Обычно такой разрыв до поверхности возможен, если спущено только направление и скважину при проявлении закрывают. Исключение из этого правила, т. е. разрыв до устья при большой глубине установки башмака обсадной колонны, возможно при морском бурении в глубоководных районах.
На площадях с возможным неглубоким залеганием углеводородов на направлении следует устанавливать дивертор (или отводное устройство), что часто определяется правительственными предписаниями. Дивертор — это универсальный превентор с большим проходным отверстием и с отводами большого диаметра, по которым буровой раствор и пластовые флюиды удаляются в сторону от буровой установки. Правильно спроектированная диверторная система не позволит закрыть скважину. Ее назначение — облегчить восстановление контроля условий в скважине.
Согласно некоторым правилам, на кондуктор требуется устанавливать сборку ОП. В отдельных случаях, особенно на морских площадях, где градиент гидроразрыва сравнительно мал, все же возможны заколонные проявления. Когда существует такая опасность, максимальное устьевое давление должно ограничиваться давлением опрессовки породы у башмака обсадной колонны минус гидростатическое давление столба жидкости от поверхности.
Это предельно допустимое давление сравнительно невелико, и его можно увеличить только удлинением кондуктора.
Следовательно, необходимо рассматривать соображения по ограничению давлений, которые могут возникнуть до спуска следующей обсадной колонны. Один подход заключается в ограничении плотности используемого бурового раствора (перед спуском промежуточной обсадной колонны) значением, меньшим плотности, при которой происходит разрыв породы, менее чем на 60 кг/м3. Другой подход, базирующийся на концепции «допустимого проявления», предполагает использование бурового раствора максимальной плотности (до спуска промежуточной колонны), определяемой плотностью, при которой происходит гидроразрыв породы у башмака обсадной колонны, минус некоторая плотность, эквивалентная устьевому давлению, при которой допускается гипотетическое газовое проявление. Объем и плотность бурового раствора, а также интенсивность этого гипотетического газового проявления должны быть оценены. Например, увеличение объема жидкости в емкости составляет 37 л при плотности бурового раствора 1220 кг/м3 и интенсивности проявления 60 кг/м3.
Если проявление произойдет, то в любом случае существует вероятность того, что оно по интенсивности будет сильнее гипотетического проявления в течение всего времени вплоть до закрытия скважины. В обоих случаях может возникнуть ситуация, при которой давление гидроразрыва будет превышено.
Рекомендуется следующий обобщенный подход к решению проблемы предотвращения проявлений:
проведение частых учебных тревог по закрытию скважины, чтобы прирост объема бурового раствора в емкости был минимальным;
спуск промежуточной обсадной колонны до глубины, на которой требуется применять буровой раствор плотностью 1500— 1560 кг/м3;
осторожное использование методов прогнозирования пластового давления, чтобы иметь возможность предупреждать возможные проявления и избегать их.
Наиболее важным, но не единственным соображением является гидроразрыв, вызванный проявлением. Когда при разбуривании зон АВПД плотность бурового раствора увеличивается, на вышележащие пласты с нормальным давлением начинает действовать повышенный перепад давления. Это увеличивает возможность прихвата труб. Если обсадная колонна спускается до того, как плотность раствора превысит рекомендуемый предел, то вероятность прихвата труб или гидроразрыва пласта во время проявления становится минимальной. Это следует обязательно учитывать даже тогда, когда градиент разрыва породы у башмака обсадной колонны может теоретически позволять спуск следующей обсадной колонны в зоны более высокого давления.
После спуска промежуточной колонны превышение давления гидроразрыва породы становится менее опасным, поскольку рас- 28
пространение трещин до поверхности перестает быть проблемой. Таким образом, при ликвидации проявления скважину следует закрывать вне зависимости от давления гидроразрыва.
Ограничение давления в обсадных колоннах
Для обсадных колонн обычно рекомендуется ограничение по давлению, которое не должно превышать 80 % прочности труб на разрыв от внутреннего давления. В некоторых случаях оно соответствует давлению испытания на заводе-изготовителе, согласно требованиям АНИ, но это не относится к колоннам из высокопрочных труб. Рекомендуются дополнительные испытания до этого значения. Допустимое давление, достигающее 100 % номинала, мало вероятно вследствие износа труб при бурении. Правительственными правилами могут предусматриваться более строгие ограничения допустимого давления — менее 80 % отмеченного предела прочности.
Анализ ограничений давления.
Решение проанализировать ограничения давления в обсадных колоннах на основе градиентов гидроразрыва оказывается чрезвычайно сложным для выполнения. В процессе ликвидации проявления давление у башмака обсадной колонны прямо не связано с устьевым давлением. Следовательно, ограничение давления у башмака обсадной колонны можно с уверенностью использовать только при начальном закрытии. Даже после этого не ясно, что делать: рискнуть не закрыть скважину и использовать ненадежную методику ликвидации проявления или закрыть скважину и пойти на риск потери циркуляции и образования грифона. Решение вопроса зависит от опыта работ на данном месторождении, глубины спуска обсадной колонны и политики компании.
Всегда следует принимать во внимание ограничения давления в обсадных трубах и прочности устьевой арматуры.
Ограничения давления для всех обсадных колонн, когда не применяются диверторы, должны быть отражены в программе бурения и вынесены на пульт управления дросселем. Эти ограничения необходимо учитывать не только во время' закрытия скважины, но и в процессе ликвидации проявления.
УВЕЛИЧЕНИЕ ОБЪЕМА БУРОВОГО РАСТВОРА
В ПРИЕМНОЙ ЕМКОСТИ
Прирост объема жидкости в емкости — сигнал к немедленным действиям, но действия эти различны.
При бурении или промывке
Когда обнаруживается быстрый рост объема бурового раствора в емкости, приподнимают колонну, останавливают насосы и проверяют наличие притока по течению раствора из скважины. Если имеется приток, то скважину закрывают или поток направляют через дивертор в зависимости от максимально допустимого для обсадной колонны давления. Выбирается метод ликвидации проявления.
Когда происходит неожиданный медленный рост объема жидкости в емкости при бурении на площадях или в интервалах с неизвестной проницаемостью, следует действовать в соответствии с п. 1.
Если отмечается медленное возрастание объема, а ожидаемое проявление следует за спуско-подъемными операциями в известных интервалах плотных пластов, то циркуляцию и бурение продолжают с использованием вращающегося превентора и дросселя, поддерживающего противодавление, достаточное для предохранения скважины от быстрой разгрузки.
При бурении в известном интервале малопроницаемого пласта, когда обнаруживается неожиданное медленное увеличение объема жидкости в емкости, бурение продолжают с использованием вращающегося превентора и дросселя, поддерживающего противодавление и предохраняющего скважину от быстрой разгрузки.
При спуско-подъемных операциях
Если колонна бурильных труб находится в скважине и замечено течение жидкости, то сразу же навинчивают обратный клапан и скважину закрывают с учетом ограничения давления согласно п. 1.
Когда УБТ находятся внутри превенторной сборки и выявлено течение жидкости, немедленно навинчивают обратный клапан и скважину закрывают с использованием универсального превентора, давление ограничивают в соответствии с п. 1. Если превентор закрыть на УБТ без открытия линии дросселирования, то УБТ, вероятно, будут выброшены из скважины. Для предотвращения выброса УБТ из скважины трубные плашки должны быть закрыты на конусной муфте или закрыты, если в стволе находится только одна свеча УБТ. В противном случае УБТ следует закрепить снизу оттяжками с использованием хомутов и цепей или канатов. В случае неожиданного обнаружения чрезмерного расхода жидкости УБТ могут быть освобождены (после чего они упадут в скважину) и глухие плашки закрыты.
При обнаружении течения жидкости, когда долото уже выведено из скважины, глухие плашки следует немедленно закрыть с соблюдением ограничения давления, как и в п. 1. В некоторых случаях буровой раствор можно закачать в скважину для сжатия газа и снижения давления на устье. Если во время закрытия дав- 30
.ление становится угрожающим, то циркуляцию следует устанавливать через линии глушении и дросселирования ниже превентора с глухими плашками; при этом максимально допустимое давление на дросселе определяется из условия прочности обсадных труб.
ПЛАВУЧИЕ БУРОВЫЕ УСТАНОВКИ
Имеются четыре фактора, обусловливающие существенное различие методик ликвидации проявлений при бурении с плавучих буровых установок, с одной стороны, и со стационарных платформ или на суше — с другой.
Градиент гидроразрыва меньше в глубоких водах. Таким образом, необходимы дополнительные обсадные колонны, а ОП не должно закрываться на второй колонне (направлении или кондукторе).
При бурении в сравнительно мелких водах заколонный выброс газа может привести к потоплению ПБУ вследствие снижения ее плавучести.
Длинные линии дросселирования от подводных колонных головок к дросселям на поверхности создают дополнительные сопротивления течению, что вызывает увеличение забойного давления. Это требует некоторого изменения методики ликвидации проявления.
Перемещения (в частности, вертикальная качка) ПБУ требуют специальной технологии при ликвидации проявления.
Градиенты гидроразрыва в сравнительно глубоких водах заметно ниже, чем на суше, вследствие пониженного градиента горного давления. Для моря этот градиент составляет 0,01 МПа/м в сравнении с 0,023 МПа/м для суши. В результате направление (или структурная обсадная колонна) спускается на 50—140 м ниже линии для возврата бурового раствора из скважины, а кондуктор спускают на 300—760 м ниже этой линии в зависимости от условий. Вторая колонна предназначена для снижения опасности гидроразрыва пород при нормальном бурении, а не для закрытия скважины. Перед тем как можно будет осуществлять обычные операции по управлению скважиной, должна быть спущена третья колонна.
В сравнительно неглубоких водах заколонные проявления, перешедшие в выброс, могут привести к потоплению ПБУ. Минимальная глубина воды, при которой эта проблема возникает, точно не известна. Однако известен случай, когда при глубине вод 180 м ПБУ почти затонула. Проблема заключается в том, что газ поднимается к поверхности, уменьшая плавучесть и влияя на остойчивость ПБУ. Эта проблема характерна в основном для заякоренных судов, которые, по существу, неподвижны. Необходимо предусмотреть средства освобождения якорных линий, предпочтительно с наветренной стороны. Под действием оставшихся натянутых якорных линий в сочетании с усилием, создаваемым подни-
мающимся газом и выходящим из скважины потоком, судно уйдет с точки. Буровая бригада должна иметь навыки по быстрой срезке бурильных труб и освобождению райзера.
Плавучие буровые установки с динамическим позиционированием будут смещаться с точки, что может привести к повреждению райзера с вытекающими отсюда последствиями, но опасность потопления судна в этом случае будет гораздо ниже. С увеличением глубины вод вероятность потопления снижается. Обычный подход к решению этой проблемы заключается в спуске до структурной колонны райзера и бурении пилотного ствола для выявления приповерхностных газонасыщенных зон.
Если газовых зон нет, то райзер поднимают, а ствол расширяют долотом. Если газ обнаружат, то скважину расширяют при гидростатическом давлении бурового раствора в райзере, создающем необходимое противодавление на пласт. Перед подъемом райзера в скважину закачивают утяжеленный буровой раствор. После подъема райзера спускают и цементируют обсадную колонну. Если проявление начинается, когда в скважину спущена только первая или вторая колонна, то используется дивертор.
Длинные линии дросселирования от подводной устьевой арматуры до поверхности создают противодавление, которое передается на забой. Подобный эффект («дроссель перед дросселем») изменяет технику поддержания постоянного давления в обсадных трубах во время запуска или изменения частоты ходов насоса. Расход выходящего бурового раствора следует регулировать с учетом давления на вспомогательной линии (для глушения скважины), идущей к подводному противовыбросовому оборудованию. При этом может потребоваться подвеска бурильных труб на специальных трубных плашках. К сожалению, имеется несколько типов подводных сборок ОП, которые не позволяют использовать этот метод. Когда вспомогательная линия не используется, отсутствуют данные о колебаниях забойного давления в результате изменения частоты ходов насоса, его остановки или повторного пуска.
Длинные линии дросселирования вызывают значительные потери давления, когда газ расширяется около поверхности. Чистый и загрязненный растворы движутся по линии дросселирования и увеличивают это давление до некоторого сравнительно высокого значения. Гидростатическое давление и потери на трение в линиях уменьшаются очень быстро, как только загрязненный раствор бывает заменен газом. Перед принятием необходимых действий требуется подождать поступления газа в линию дросселирования, а затем быстро отрегулировать давление в бурильных трубах, чтобы в разумных пределах поддержать забойное давление неизменным. Обучаемый персонал на ПБУ должен обращать на это особое внимание.
Перемещения ПБУ (в частности, вертикальная качка) приводят к неконтролируемому перемещению труб через сборку ОП, что повышает опасность разъединения труб в случае их прихвата и 32 ■
ускоряет износ превенторов. Обычно сначала скважину закрывают с помощью универсального превентора, закрывают нижний шаровой кран и удаляют рабочую трубу. Затем над шаровым краном через промывочную головку может быть присоединен гибкий стальной шланг, а колонна за замок подвешена на трубных плашках. Таким образом, перемещения судна гасятся гибкой линией, а не перемещением труб в превенторе.
Использование компенсатора вертикальной качки уменьшает опасность сильных ударов при спуске труб в ОП. В отсутствие такого компенсатора можно ожидать повышенного износа ОП за счет более жесткой посадки замка бурильных труб и повышенного перемещения труб через плашки превенторов.
Колонна опускается на плашки снижением давления в компенсаторе, пока не будет выполнен полный ход. Затем колонна спускается с помощью блока. Когда замок должен пройти через универсальный превентор, давление в компенсаторе может дополнительно снизиться. Расстояние между опорными плашками и полом буровой должно соответствовать замерам труб, чтобы быть уверенным в том, что трубы посажены правильно.
Если вертикальная качка невелика, то трубы могут оставаться в универсальном превенторе и перемещаться для предотвращения прихвата. Это тонкая операция, которая требует снижения давления в гидросистеме управления универсальным превентором, чтобы обеспечить возможность протаскивания труб. Даже при небольшой вертикальной качке замок может проходить через превентор. Кроме того, бурильщик должен постоянно находиться у тормоза, чтобы избежать поломки труб при прихвате. Компенсатор вертикальной качки не предназначен для перемещения труб через превентор, потому что он должен обеспечить стабильность положения труб по отношению к ОП.
Прихват труб обычно рассматривается как нечто второстепенное при ликвидации проявления и, как общее правило, предпочтительно колонну подвесить на плашки, а не использовать универсальный превентор для ликвидации проявлений при бурении с использованием ПБУ.
СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ
Bell Frank S. «High-Pressure Drilling and Blowout Prevention», Oil and Gas Journal, Vol. 55, No. 41, p. 139 (October 14, 1957).
Strong Af. W. «Mud Technique in Iran», Transactions, Petroleum Division, AIME, Vol. 132 (1939).
Глава 3
ПРОЦЕСС ГЛУШЕНИЯ СКВАЖИНЫ ПРИ ПРОЯВЛЕНИИ
.Для ликвидации проявления гидростатическое давление столба бурового раствора надо увеличивать до тех пор, пока оно не станет выше пластового давления. Обычно проявляющая скважина
33332 Заказ № 1834
33
33
может быть безопасно закрыта, чтобы обеспечить возможность стабилизации забойного давления, а затем производится циркуляция при постоянном давлении на забое с одновременным увеличением гидростатического давления до требуемого значения. Такой процесс известен как «метод поддержания постоянного давления на забое». Трубы должны находиться достаточно близко к забою, чтобы с помощью бурового раствора практически достижимой плотности можно было ликвидировать проявление.
Операции по закрытию скважины рассматривались ранее. Известны три варианта метода поддержания постоянного давления на забое во время вымыва поступивших в скважину пластовых флюидов и увеличения плотности бурового раствора.
Общее для всех вариантов — необходимость установления и сохранения постоянной скорости циркуляции (при глушении), чтобы стабилизировать давление в системе циркуляции. Давление в бурильных трубах, а иногда и в обсадных регулируется дросселем.
К этим вариантам относятся.
Метод ожидания и утяжеления — увеличение плотности бурового раствора в емкостях для последующего глушения скважины утяжеленным раствором до вымыва поступивших в скважину флюидов.
Метод бурильщика — промывка скважины от пластовых флюидов, закрытие устья, повышение плотности раствора до необходимого значения и глушение скважины путем циркуляции утяжеленного бурового раствора.
Непрерывный метод — немедленно начинается вымыв пластовых флюидов с одновременным увеличением плотности бурового раствора с максимально возможной скоростью. При этом плотность бурового раствора следует повысить до значения, необходимого для глушения в процессе циркуляции.
Из этих трех методов рекомендуется метод ожидания и утяжеления. Обычно требуется только один цикл циркуляции для глушения скважины. Этот метод обеспечивает снижение до минимума устьевого давления во время вымыва флюида. Если вместимость бурильной колонны меньше объема затрубного пространства в необсаженном стволе, то давление у башмака обсадной колонны будет ниже, чем во втором и третьем методах.
Метод бурильщика наиболее простой в использовании и позволяет немедленно начинать вымыв. Однако при этом требуются по меньшей мере два полных цикла циркуляции для ликвидации проявления, что приводит к более высокому устьевому давлению, чем в методах 1 и 3.
Непрерывный метод, описанный О’Брайеном и Гойнсом [1], позволяет начинать вымыв сразу после закрытия скважины, но требует регулирования давления в бурильных трубах (при повышенной плотности бурового раствора), чтобы поддерживать постоянное давление на забое. Давления в обсадных трубах и У башмака обсадной колонны находятся в диапазоне значений для 34
первых двух методов. Если во время начального вымыва плотность бурового раствора не может быть увеличена достаточно, чтобы обеспечить глушение скважины, то требуются по крайней мере два полных цикла промывки.
Если проявление происходит во время СПО или когда трубы находятся вне скважины, то по возможности колонна должна быть спущена до забоя, чтобы можно было использовать метод поддержания постоянного давления на забое. Для этого требуется обеспечить свободный или принудительный спуск труб в скважину через герметизированное устье.
Самопроизвольный спуск труб в скважину через герметизированное устье осуществляется, когда трубы находятся выше забоя, а вес бурильной колонны достаточно большой, чтобы трубы, преодолевая трение и направленное вверх усилие от давления в скважине, могли перемещаться вниз через закрытые превенторы. Колонна, снабженная обратным клапаном, спускается через закрытый превентор (обычно универсальный). Для поддержания постоянным давления на забое скважинная жидкость, замещаемая проходящими через превентор бурильными трубами, удаляется через дроссель. Если в результате миграции газа вверх устьевое давление поднимается, то для поддержания постоянным давления на забое удаляется дополнительный объем флюида.
Принудительный спуск производится, когда трубы находятся вне скважины или когда длина колонны в скважине недостаточна для дальнейшего спуска труб под действием собственного веса. Трубы принудительно должны спускаться в скважину, пока вес колонны не будет достаточным, чтобы преодолеть скважинное давление. Как и при свободном спуске труб, скважинная жидкость, замещаемая проходящими через превентор бурильными трубами, удаляется через дроссель, чтобы поддерживать постоянным давление на забое. Миграция газа вверх по стволу требует сброса дополнительного объема скважинной жидкости. Спуск труб в скважину под действием собственного веса может выполняться, когда для этого есть возможность.
После спуска труб до забоя скважина обычно глушится с помощью одного из вариантов метода поддержания постоянного забойного давления.
Ликвидация нефтегазоводопроявлений с использованием дивертора возможна тогда, когда на устье допускается создание лишь небольшого противодавления (или его вообще нельзя создавать) из-за спуска обсадной колонны на небольшую глубину. Превентор используется в качестве дивертора для отвода скважинных флюидов в сторону от буровой. К такому решению проблемы прибегают при бурении на море, а также в тех районах на суше, где встречаются неглубокозалегающие газоносные пласты. Поток из скважины направляется в запасную емкость (за борт при морском бурении) через разгрузочные линии. В этих условиях закачку раствора в скважину необходимо производить при максимальных расходах, чтобы поддерживать в ней как можно боль-
2*2*35
2*
2*
шее количество жидкости. Обычно для восстановления контроля над скважиной требуется применять утяжеленную промывочную жидкость.
Методы поддержания низкого давления на дросселе используются, когда начинается проявление и давление в обсадных трубах угрожает превысить допускаемые для них значения, чтобы предотвратить гидроразрыв пород вокруг обсадных колонн, которые были спущены на слишком малую глубину для правильного управления скважиной, и чтобы предотвратить ухудшение коллекторских свойств малопроницаемых продуктивных зон. Другим вариантом допускается непрерывное несбалансированное бурение в малопроницаемых пластах. Можно поддерживать некоторое противодавление, но давление на забоё становится ниже пластового. В этих условиях могут потребоваться циркуляция при более высоких расходах, чем необходимо для глушения скважины, и увеличение плотности бурового раствора при поддержании максимально допустимого давления на дросселе. Процесс ликвидации проявления при подобных обстоятельствах — это скорее искусство, нежели системный подход; тем не менее на некоторых площадях с твердыми породами компании прибегают к вариантам метода ликвидации проявления, которые обычно используют при разбуривании известных плотных пород.
В этих условиях бурение ведется при забойном давлении, которое несколько ниже пластового, и в скважину постоянно поступают небольшие объемы газа. Во время СПО обычно отмечается скопление газа в скважине. Низкое давление на дросселе (часто около 2 МПа) используется для предотвращения чрезмерной разгрузки бурового раствора после СПО. Более проницаемые пласты также могут оказаться нефтегазоводопроявляющими, однако с такими проявлениями несложно бороться методами поддержания постоянного давления на забое.
Когда используется метод поддержания низкого давления на дросселе, в скважину постоянно поступают новые порции пластовых флюидов. Объем притока зависит как от проницаемости, так и от степени несбалансированности давления (интенсивности проявления). Приток пластового флюида может быть уменьшен отчасти созданием циркуляции с более высокой скоростью, чем при обычном глушении скважины. Это приводит к увеличению потерь давления на трение в затрубном пространстве и способствует повышению газового фактора бурового раствора. В результате давление на забое возрастает, если только приток газа в скважину не слишком высок. В плотных породах указанных операций может быть вполне достаточно для частичной борьбы с проявлением, пока не будет установлен полный контроль условий в скважине путем увеличения плотности бурового раствора. Если к методу поддержания низкого давления на дросселе прибегают во время увеличения давления в скважине вследствие притока газа из проницаемого пласта, то поступающий газ смешивается с закачиваемым буровым раствором. Повышенный объем газа в скважине 36
приводит к росту давления в обсадной колонне; для поддержания этого давления в определенных пределах забойное давление снижается открытием дросселя, в результате чего дополнительный объем газа поступает в скважину. Продолжение этих работ ведет к выбросу.
Следовательно, если в разрезе преобладают высокопроницаемые пласты, при проявлении до спуска кондуктора буровой раствор, выходящий из скважины, необходимо отводить через дивертор, т. е. закрывать скважину не следует. При бурении из-под башмака кондуктора давление на забое нельзя снижать, если оно внезапно начнет возрастать, даже в случае превышения давления разрыва пород у башмака кондуктора. Таким образом, во избежание гидроразрыва пород и грифонообразования кондуктор следует спускать на достаточно большую глубину и ниже толстого непроницаемого барьера. Опыт работ на конкретной площади помогает выбрать необходимую глубину спуска обсадной колонны.
В ситуациях, когда большой объем газа поступает из высокопроницаемых зон, применяется метод поддержания низкого давления на дросселе, чтобы не допустить превышения предельно допустимого давления в обсадной колонне. К этому методу, в частности, прибегают, когда первоначально поступившая из пласта пачка газа подходит к устью, а давление в обсадных трубах приближается к допустимому максимуму. В некоторых случаях при использовании метода ожидания и утяжеления снижение давления на забое было небольшим и непродолжительным. В каждом случае возникало повторное проявление, которое было намного меньше, чем первое, и его удавалось легко ликвидировать. В данных обстоятельствах плотность бурового раствора, рассчитанная с учетом роста давления, будет отвечать требованиям и дополнительно повышаться не должна.
Глушение с устья используется для временного контролирования условий в скважине, когда газ достиг устья или трубы находятся слишком высоко над забоем, чтобы можно было прибегнуть к методу поддержания постоянного давления на забое. При подъеме газа до устья давление в обсадных трубах может быть уменьшено попеременной закачкой бурового раствора и стравливанием газа. Если в скважине имеется бурильная колонна, то нагнетание бурового раствора производится через нее.
Задавка поступившего флюида обратно в пласт обычно осуществляется для глушения добывающих скважин, а иногда и для ликвидации проявления в бурящихся скважинах. Этот метод используется, когда при вымыве флюида давление на устье приближается к предельному для оборудования, а также в случае закупорки бурильных труб, когда последние подняты из скважины или если известно, что флюид содержит опасные примеси. Задавка флюида в пласт может привести к межпластовым перетокам, если в скважине имеются длинные необсаженные участки ствола, а породы неустойчивы.
Объемный метод служит временной мерой для ограничения максимального забойного давления во время подъема газовой пачки и не рассматривается как метод глушения. Он используется, когда скважина не может быть промыта, так как трубы находятся вне скважины, колонна бурильных труб закупорена или циркуляционная система вышла из строя. Если бурильная колонна спущена до забоя, то забойное давление поддерживается постоянным путем стравливания бурового раствора; при этом давление остается неизменным и в бурильных трубах. Когда труб на забое нет или они закупорены, поднимающемуся газу позволяют расширяться стравливанием некоторого объема бурового раствора, чтобы компенсировать увеличение забойного давления. В конечном счете скважина должна быть заглушена одним из перечисленных методов.
Прежде чем обсуждать вопросы вымыва поступивших в скважину флюидов, необходимо рассмотреть физическую суть явлений.
ОЦЕНКА ЗАБОЙНОГО ДАВЛЕНИЯ ПО УСТЬЕВОМУ ДАВЛЕНИЮ В БУРИЛЬНЫХ ТРУБАХ
При проявлении пластовые флюиды поступают в ствол скважины. Пластовое давление в прискважинной зоне снижается, так что сразу после закрытия скважины забойное давление может отличаться от пластового. Тем не менее после некоторого периода времени, определяемого интенсивностью проявления и проницаемостью пласта, давление на забое повышается до пластового.
В равновесных условиях давление у нижнего торца колонны равно сумме избыточного давления и гидростатического давления столба бурового раствора в бурильных трубах. Сумма избыточного давления в обсадных трубах и гидростатического давления столба бурового раствора и пластовых флюидов в стволе определяет пластовое давление. Другими словами, колонна бурильных труб и затрубное пространство действуют, как U-образная трубка (рис. 3.1), которая уравновешена по отношению к пластовому давлению.
Плотность бурового раствора в бурильных трубах обычно известна, а плотность флюидов в затрубном пространстве нет. Поэтому по избыточному давлению в бурильных трубах можно надежно рассчитывать забойное давление, в то время как использовать для этого значения избыточного давления в кольцевом пространстве не представляется возможным.
Обычно избыточное давление в бурильных трубах используется для контролирования забойного давления в процессе вымыва поступивших в скважину флюидов. Когда скважина закрыта, а давления в бурильных трубах и затрубном пространстве могли стабилизироваться (см. рис. 3.1, Л),
Рзаб ~ Рпл = Ри. т "К Рг, т = Ри. о “Ь Рг. з>
где р3аб — забойное давление; рпл — пластовое давление; рИ. т и Ри. о — избыточные давления в бурильных трубах и обсадной ко- 38
AAБР и.т Ри. ОРц.т ^^ Ри.Т + Ртр.Т "*" Ртр. 3БР и.т Ри. ОРц.т ^^ Ри.Т + Ртр.Т "*" Ртр. 3Рзаб — Ри.т + Рг. т — Рпл =Рзаб=^ Ри. т + Рг.т + Ртр-з — Рпл +Рзаб — Ри.т + Рг. т — Рпл =Рзаб=^ Ри. т + Рг.т + Ртр-з — Рпл +=Ри.о + Рг. з+ Ртр.з = Ри.о + Рг. з + Ртр.з=Ри.о + Рг. з+ Ртр.з = Ри.о + Рг. з + Ртр.зРис. 3.1. Использование давления в бурильных трубах для определения забойного давления:А—скважина закрыта; Б — начало промывки через дроссельРис. 3.1. Использование давления в бурильных трубах для определения забойного давления:А—скважина закрыта; Б — начало промывки через дроссель
A
A
Б
Р и.т Ри. ОРц.т ^^ Ри.Т + Ртр.Т "*" Ртр. 3
Б
Р и.т Ри. ОРц.т ^^ Ри.Т + Ртр.Т "*" Ртр. 3
Рзаб — Ри.т + Рг. т — Рпл =Рзаб=^ Ри. т + Рг.т + Ртр-з — Рпл +
Рзаб — Ри.т + Рг. т — Рпл =Рзаб=^ Ри. т + Рг.т + Ртр-з — Рпл +
=Ри.о + Рг. з+ Ртр.з = Ри.о + Рг. з + Ртр.з
=Ри.о + Рг. з+ Ртр.з = Ри.о + Рг. з + Ртр.з
Рис. 3.1. Использование давления в бурильных трубах для определения забойного давления:
А—скважина закрыта; Б — начало промывки через дроссель
Рис. 3.1. Использование давления в бурильных трубах для определения забойного давления:
А—скважина закрыта; Б — начало промывки через дроссель
лонне соответственно; рг. т и рг. з — гидростатические давления в бурильных трубах и затрубном пространстве соответственно.
Начальное избыточное давление в бурильных трубах при закрытии- скважины определяет необходимое приращение плотности бурового раствора для ликвидации проявления. Требуемое приращение плотности
Ар = 105ри. т//7в,
где Др — требуемое приращение плотности бурового раствора, кг/м3; Ри.т — избыточное давление в бурильных трубах, МПа; На — глубина по вертикали спуска колонны бурильных труб, м.
Плотность бурового раствора, необходимая для глушения скважины,
рк = Рн + Ар + Арь
где рк — конечная плотность раствора при глушении скважины; рн — плотность бурового раствора в бурильных трубах в момент начала проявления; Api — приращение плотности бурового раствора.
В некоторых случаях предусматривается некоторый запас плотности на СПО — увеличение плотности бурового раствора выше значения, необходимого для уравновешивания пластового давления. Это делается для компенсации эффектов свабирования и понижения высоты столба бурового раствора между операциями по доливу при подъеме инструмента. В процессе глушения скважины подобный запас плотности не требуется, но он может
оказаться необходимым, когда после проявления трубы извлекаются из скважины.
При вымыве поступившего в скважину флюида к избыточному трубному давлению в закрытой скважине добавляются потери давлений на трение, т. е.
Рц. т = Ри. т 4“ Ртр. т 4~ Ртр. 3,'
где рц. т — давление циркуляции в бурильных трубах; рТр. т и рТр. з — потери давления на трение в бурильных трубах (включая УБТ и сопла долота) и затрубном пространстве соответственно.
Давления при создании циркуляции показаны на рис. 3.1,5. При определении давления на забое скважины потери давления на трение в бурильных трубах ртр. т не учитываются, так как они уже были использованы для перемещения бурового раствора вниз по колонне:
Рзаб = Ри. т 4“ Рг. т 4“ Ртр. з
ИЛИ >
Рзаб — Ри. о 4“ Рг. з 4“ Ргр. з-
Аналогично давление в кондукторе останется прежним, так как потери давления на трение в затрубном пространстве используются для движения флюида в нем. Таким образом, при поддержании постоянного избыточного давления в обсадной колонне Ри. о забойное давление будет оставаться почти неизменным, если только не изменится гидростатическое давление флюидов в затрубном пространстве. Фактически забойное давление увеличивается на величину, соответствующую потерям давления на трение в затрубном пространстве. Это давление мало при низких скоростях циркуляции, используемых для ликвидации проявлений, и рассматривается как небольшой коэффициент запаса. Любое изменение давления в обсадных трубах (на дросселе) будет отражаться на забойном давлении и на давлении в бурильных трубах.
Гидростатическое давление флюидов в затрубном пространстве рг. 3 изменяется при расширении газа по мере вымыва пластовых флюидов вверх, но в течение коротких периодов (например, во время установления или смены подачи насоса) при поддержании неизменным давления в обсадных трубах гидростатическое давление в затрубном пространстве остается почти постоянным.
Следовательно, давление в обсадной колонне при закрытом устье скважины рц. о можно использовать для установления начального давления циркуляции в бурильных трубах, при котором обеспечивается фактически постоянное забойное давление. При поддержании давления в обсадных трубах постоянным повышение скорости циркуляции до значения, необходимого для глушения, приводит к увеличению забойного давления на небольшую величину, равную потерям давления на трение в кольцевом про- 40
странстве ртр. в. Установленное значение давления циркуляции в бурильных трубах может быть использовано для регулирования забойного давления во время последующей циркуляции при ус* ловии, что
подача насоса поддерживается постоянной;
давление в бурильных трубах поддерживается неизменным путем регулирования дросселя.
Принцип вымыва пластового флюида при постоянной подаче насоса и поддержании неизменного давления в бурильных трубах является основой всех методов ликвидации проявления с поддержанием постоянного забойного давления.
Потери давления на трение при промывке скважины могут быть определены до проявления по давлению циркуляции при пониженной подаче насоса, которая должна быть использована для ликвидации проявления. Это измеренное давление циркуляции при пониженной подаче насоса включает потери давления на трение в бурильных трубах и затрубном пространстве. Начальное давление циркуляции в бурильных трубах определяется суммированием давления в бурильных трубах при закрытом устье скважины и потерь давления на трение при ликвидации проявления:
(Рц. т)н = Ри. Т + (Ртр. т)н«
Необходимо измерять давление при скорости циркуляции во время глушения для обоих насосов и в процессе бурения записывать показания каждую вахту и вновь производить замеры по крайней мере через каждые 150 м и после каждого изменения плотности бурового раствора.
Во время ликвидации проявления желательно не изменять скорость циркуляции, однако иногда приходится приостанавливать процесс вымыва или регулировать расход. Расход закачиваемого раствора можно изменять или восстанавливать циркуляцию, но забойное давление следует сохранять постоянным путем поддержания на одном и том же уровне давления в обсадной колонне при изменении подачи насоса. Этот вопрос будет рассматриваться более подробно.
При изменении плотности закачиваемого бурового раствора меняются как гидростатическое давление рг. т, так и потери давления на трение в бурильных трубах рТр. т; таким образом, для поддержания постоянного забойного давления необходимо регулировать давление в бурильных трубах. Процедуры поддержания постоянного забойного давления во время изменения плотности бурового раствора для трех основных методов глушения различны.
При использовании метода бурильщика поступившие в скважину пластовые флюиды полностью вымываются без изменения плотности бурового раствора, затрубное пространство и бурильные трубы заполняются буровым раствором одинаковой плотности; следовательно, по давлению в затрубном пространстве в этом случае можно точно судить о забойном давлении. Такая ситуация сохраняется до тех пор, пока плотность бурового раствора в за-
трубном пространстве не изменится. При прекращении циркуляции давление в бурильных трубах будет равно давлению в обсадной колонне, если все пластовые флюиды уже вымыты.
После доведения плотности бурового раствора в емкостях до необходимого для глушения значения циркуляция восстанавливается и в это время поддерживается постоянное давление в затрубном пространстве.
Постоянным давление в обсадной колонне сохраняется до тех пор, пока бурильные трубы не заполнятся раствором необходимой для глушения плотности. Когда этот раствор достигает долота, определяют давление циркуляции в бурильных трубах и поддерживают его постоянным, пока раствор данной плотности не достигнет устья. Если буровой раствор с требуемой для глушения плотностью полностью заполнит скважину, то давления в бурильных трубах и в обсадной колонне при остановке насосов будут равны нулю.
В случае использования метода ожидания и утяжеления во время закачки бурового раствора для глушения пластовые флюиды все еще находятся в затрубном пространстве. Поэтому давление в бурильных трубах — единственный надежный показатель забойного давления. Для поддержания постоянного забойного давления в бурильных трубах давление снижают по мере движения утяжеленного бурового раствора вниз по бурильной колонне. Конечное давление циркуляции в бурильных трубах
(Рц. т)к = [(Рц. т)н Ри. т] (рк/рн)
ИЛИ
(Рц. т)к = (Ртр. т)н (рк/рн).
Конечное давление циркуляции в бурильных трубах может быть рассчитано любым из этих двух методов. Если потери давления на трение в бурильных трубах при расходе, создаваемом во время глушения скважины, не замерялись, поскольку бурильная колонна находилась выше забоя или были засорены сопла, то (рц. т)к должно определяться первым методом.
По мере нагнетания утяжеленного бурового раствора давление в бурильных трубах снижают, чтобы компенсировать увеличение плотности бурового раствора. Снижение давления циркуляции производится в соответствии с объемом закачанного бурового раствора, так что конечное давление циркуляции будет иметь место, когда утяжеленный буровой раствор достигнет долота. В дальнейшем это давление циркуляции поддерживается до тех пор, пока утяжеленный буровой раствор не появится на выходе из скважины. Изменение давления в бурильных трубах во время глушения методом ожидания и утяжеления показано на рис. 3.2.
На практике может быть удобным нанести на график начальное и конечное давления циркуляции в зависимости от числа двойных ходов насоса (рис. 3.3). Давление, которое следует поддер- 42
Рис. 3.3. График изменения давления циркуляции по мере закачки в бурильные трубы утяжеленного бурового раствора:А — давление, МПа; В — число двойных ходов насоса; С — время, мин;/ — начальное; 2 — конечноеРис. 3.3. График изменения давления циркуляции по мере закачки в бурильные трубы утяжеленного бурового раствора:А — давление, МПа; В — число двойных ходов насоса; С — время, мин;/ — начальное; 2 — конечное13,112.612,011,410,910,39.89,28, 78,17,6010020030 040050060070080090010000368И141 71922252 813,112.612,011,410,910,39.89,28, 78,17,6010020030 040050060070080090010000368И141 71922252 8
Рис. 3.3. График изменения давления циркуляции по мере закачки в бурильные трубы утяжеленного бурового раствора:
А — давление, МПа; В — число двойных ходов насоса; С — время, мин;
/ — начальное; 2 — конечное
Рис. 3.3. График изменения давления циркуляции по мере закачки в бурильные трубы утяжеленного бурового раствора:
А — давление, МПа; В — число двойных ходов насоса; С — время, мин;
/ — начальное; 2 — конечное
13,1
12.6
12,0
11,4
10,9
10,3
9.8
9,2
8, 7
8,1
7,6
0
100
200
30 0
400
500
600
700
800
900
1000
0
3
6
8
И
14
1 7
19
22
25
2 8
13,1
12.6
12,0
11,4
10,9
10,3
9.8
9,2
8, 7
8,1
7,6
0
100
200
30 0
400
500
600
700
800
900
1000
0
3
6
8
И
14
1 7
19
22
25
2 8
Рис. 3.2. Снижение давления в бурильных трубах (по мере закачки утяжеленного. бурового раствора1 на заданном уровне поддерживается забойное давление):
1 — начальное давление циркуляции в бурильных трубах (рц т)н; 2— заранее измеренные потери давления на трение при расходе, создаваемом во время глушения, (Ртр. т)н; 3 — давление в бурильных трубах при закрытом устье Ри т; 4 — утяжеленный буровой раствор достиг долога; 5 — конечное давление циркуляции в бурильных трубах (рц т)к
живать в бурильных трубах при промежуточном числе ходов, можно определить по графику и представить в табличной форме.
Пример расчета
Дано: начальная плотность бурового раствора рн= 1440 кг/м3; плотность утяжеленного бурового раствора рк=1560 кг/м3; потери давления на трение при циркуляции утяжеленного бурового раствора ртр. 1—6,9 МПа при 36 двойных ходах в минуту; давление в бурильных трубах при закрытом устье скважины ри. т = = 6,2 МПа; вместимость бурильной колонны соответствует 1000 двойных ходов.
Определить: начальное и конечное ожидаемые давления в бурильных трубах во время циркуляции при расходе, создаваемом во время глушения:
(рц. т)и = Ри. Т + Ртр. т",
(рц. т)н = 6,2 +6,9 — 13,1 МПа;
(Рц. т)к = Ртр. т Рк/рн’,
(рц т)к = 6,9.1560/1440 = 7,6 МПа.
Давление в зависимости от числа ходов насоса можно определить графически, для этого на график наносят начальное и ко- 43
нечное давление циркуляции и эти точки соединяют. Заполнение бурильной колонны, выражаемые через число двойных ходов насоса, отражается в таблице ниже графика для десяти прираще- ций. Давление при каждом приращении можно определить по графику или рассчитать.
При использовании непрерывного метода вымыв пластовых флюидов начинается сразу же за стабилизацией давления после закрытия скважины. К увеличению плотности бурового раствора рекомендуется приступать как можно быстрее. Скорость наращивания плотности зависит как от подачи насоса, так и от эффективности системы приготовления бурового раствора. Необходимо' отметить, что в случае проявления большой интенсивности равновесной плотности бурового раствора может оказаться недостаточно для глушения. Циркуляцию и утяжеление продолжают до тех пор, пока утяжеленный буровой раствор выровненной плотности не появится на устье. Дальнейшее утяжеление и промывку ведут циклами и заканчивают, когда буровой раствор с плотностью глушения достигнет устья.
Плотность бурового раствора в бурильных трубах в любой момент времени определяет поддерживаемое в них давление, а не расстояние, на которое перемещается утяжеленный буровой раствор вниз по трубам, как в методе ожидания и утяжеления. Следовательно, должен быть построен график, показывающий зависимость плотности бурового раствора от требуемого давления в бурильных трубах, и это давление будет поддерживаться в бурильных трубах после того, как буровой раствор данной плотности достигнет долота. Поэтому необходимо регистрировать время и число двойных ходов, когда плотность бурового раствора в емкостях каждый раз увеличивается на заданное приращение. Двойные ходы насоса (или время для заполнения бурильных труб до долота) добавляются к ранее определенному значению при поддержании соответствующего давления в бурильных трубах. Начальное и конечное давления циркуляции определяют точно так же, как в описанном методе ожидания и утяжеления.
При использовании всех трех методов для ликвидации проявления необходимо обеспечивать постоянное забойное давление во время вымыва флюида. Забойное давление поддерживается постоянным путем регулирования давления в бурильных трубах на уровне, зависящем от скорости закачки и плотности бурового раствора. Давление в бурильных трубах регулируется дросселем.
При увеличении проходного сечения дросселя давление в бурильных трубах уменьшается, и наоборот. Реакция на регулирование дросселя, т. е. изменение давления в бурильных трубах, всегда несколько запаздывает. Проходное сечение дросселя должно изменяться понемногу, и следует делать выдержку, чтобы по манометру зарегистрировать изменение давления в бурильных трубах, прежде чем снова производить регулировку дросселя. Продолжительность такого запаздывания реакции увеличивается с ростом глубины и концентрации газа. Ориентировочно 44
принимается, что время запаздывания составляет 1 с на 300 м ствола скважины. Это довольно усредненная величина, которая может изменяться в 2 раза.
Давление в обсадной колонне реагирует на возмущение почти мгновенно и может быть использовано для оценки необходимого изменения проходного сечения дросселя. Например, если в результате уменьшения проходного сечения дросселя давление в обсадной колонне возрастет на 0,7 МПа, то позднее следует ожидать почти такого же увеличения стабилизированного давления в бурильных трубах.
ЯВЛЕНИЯ, ПРОИСХОДЯЩИЕ ПРИ ПОДДЕРЖАНИИ ЗАБОЙНОГО ДАВЛЕНИЯ ПОСТОЯННЫМ
Если во время вымыва пластовых флюидов забойное давление поддерживается постоянным, то по мере подхода к устью газ будет расширяться. Поскольку газ гораздо менее плотный, чем буровой раствор, увеличение длины газовой пачки вызывает снижение гидростатического давления и повышение давления в обсадной колонне. На длину газовой пачки и, следовательно, на давление в обсадной колонне влияют размер проявляющей зоны, интенсивность проявления, расширение газа по мере вымыва и геометрия ствола. Когда используются методы поддержания постоянного забойного давления, происходит ряд прогнозируемых событий. Отчетливое представление о влиянии перечисленных факторов на давление в обсадной колонне помогает понять реакцию на изменение этого давления во время вымыва пластовых флюидов.
Для обсуждения проявления рассматривается типичная скважина. Бурильная колонна; бурильные трубы наружным диаметром 114 мм и линейной плотностью 24,7 кг/м; УБТ наружным диаметром 178 мм, внутренним диаметром 71 мм и общей длиной 180 м. Обсадная колонна и открытый ствол; 244-мм трубы внутренним диаметром 220 мм (69,8 кг/м), башмак колонны на глубине 915 м; 216-мм долото; общая глубина (по вертикали) 3050 м. Буровые насосы; трехцилиндровые со 152-мм цилиндровыми втулками и длиной хода 305 мм, КПД 95 %, подача за один ход 15,8 л. Буровой раствор и проявление; начальная плотность раствора 1440 кг/м3, начальный объем поступившего газа 3,2 м3 (принимается в виде отдельной пачки), интенсивность проявления 120 кг/м3.
На схеме скважины (рис. 3.4) в точках резких изменений геометрических размеров приведены суммарные значения двойных ходов насоса, что помогает определить реакции на изменение давления при вымыве пластовых флюидов. Двойные ходы насоса суммируются от устья до забоя при закачке раствора в бурильную колонну и от забоя до устья при подъеме раствора в затрубном пространстве.
Ниже дается объяснение изменениям при вымыве 3,2 м3 поступившего в скважину газа. Размер проявления и конфигурация
Глубина, М Число двойных ходов
истинная изме- до верти- реп- кали. паяО 0 -гистинная изме- до верти- реп- кали. паяО 0 -гНЗсрса при заполнении затрубного -труб пространства
истинная изме- до верти- реп- кали. пая
О 0 -г
истинная изме- до верти- реп- кали. пая
О 0 -г
-т-4991 О
2870- Л -136(2,15И3) ]34О
-^ *3050-^ *3050I И t :с 305Q—В—й—0 -1387
-^ *3050
-^ *3050
Рис. 3.5. Зависимость давления в обсадной колонне и эквивалентная плотность бурового раствора у ее башмака от числа двойных ходов насоса при использовании метода ожидания и утяжеления (а) и метода бурильщика (6)Рис. 3.5. Зависимость давления в обсадной колонне и эквивалентная плотность бурового раствора у ее башмака от числа двойных ходов насоса при использовании метода ожидания и утяжеления (а) и метода бурильщика (6)Рис. 3.4. Схема типичной скважины: а — открытый ствол, 216-мм долото; 6 — 244-мм обсадная колонна, внутренний диаметр 220 мм, линейная плотность 69,8 кг/м; с — вертикальный ствол
Рис. 3.5. Зависимость давления в обсадной колонне и эквивалентная плотность бурового раствора у ее башмака от числа двойных ходов насоса при использовании метода ожидания и утяжеления (а) и метода бурильщика (6)
Рис. 3.5. Зависимость давления в обсадной колонне и эквивалентная плотность бурового раствора у ее башмака от числа двойных ходов насоса при использовании метода ожидания и утяжеления (а) и метода бурильщика (6)
скважины усиливают некоторые изменения давления, которые имеют место. Давление в обсадной колонне и эквивалентная плотность бурового раствора у ее башмака в зависимости от суммы двойных ходов насоса наносятся на график (рис. 3.5). Эквивалентная плотность бурового раствора у башмака обсадной колонны и давление у колонной головки обычно ниже при использовании метода ожидания и утяжеления, нежели в методе бурильщика. Для непрерывного метода характерно, что давление в обсадной колонне и эквивалентная плотность бурового раствора у ее башмака будут иметь значения, располагающиеся между кривыми для двух других методов. Ниже рассматриваются различные ситуации во время вымыва пластовых флюидов; эти ситуации на рис. 3.5 помечены точками.
Начальное закрытие устья скважины. Газ находится вокруг и выше УБТ.
После 136 двойных ходов весь газ находится над УБТ. Давление в обсадной колонне снижается из-за уменьшения длины газовой пачки, так как газ в кольцевом пространстве переходит из области УБТ в область бурильных труб. В действительности давление в обсадной колонне при закрытом устье скважины и его снижение будут немного меньшими. Модель допускает, что долото 46
находится на забое, но так бывает редко. Обычно верхний замок бурильной колонны располагается над ротором, поэтому долото будет находиться выше забоя на расстоянии 4,5 м.
Спустя 1387 двойных ходов утяжеленный буровой раствор, согласно методу ожидания и утяжеления, достигает долота, а раствор, вытесненный из бурильной колонны, в затрубном пространстве располагается ниже газа. В методе бурильщика буровой раствор с начальной плотностью находится у долота ниже пачки газа в затрубном пространстве. Теперь давление в обсадной колонне по методу бурильщика будет расти быстрее, чем по методу ожидания и утяжеления, так как более тяжелый буровой раствор, используемый для глушения, способствует снижению этого давления.
Через 3022 двойных хода (только в методе ожидания и утяжеления) верхняя часть газовой пачки достигает башмака обсадной колонны. Обычно нереализуемая на практике эквивалентная плотность бурового раствора у башмака обсадной колонны достигает максимума и начинает уменьшаться, хотя давление в обсадной колонне продолжает расти.
При 3043 двойных ходах (только в методе бурильщика) верх газовой пачки достигает башмака обсадной колонны, а давление здесь — максимума. Это замедление по сравнению с методом ожидания и утяжеления является следствием более высокого давления в обсадной колонне и меньшей длины пачки газа. В методе ожидания и утяжеления давления в обсадной колонне и у ее башмака ниже.
Поскольку давление в бурильных трубах поддерживается постоянным, давление в открытом стволе не будет увеличиваться после точек 4 или 5 (в зависимости от метода), независимо от давления в обсадной колонне. Последнее не должно превышать максимально допустимого давления для колонной головки и ОП, но если имеются более жесткие ограничения на давление у башмака обсадной колонны, то ими можно пренебречь. Уровень бурового раствора в емкости будет подниматься быстро, так как газ расширяется. Это нормальное явление, которое не должно вызывать тревоги.
После 3380 двойных ходов весь газ находится в обсадной колонне (см. рис. 3.4). Давление в кондукторе увеличивается, но давление у башмака обсадной колонны уменьшается, начиная с точки 4 или 5. Точку 6 легко рассчитать, и она должна быть известна оператору, управляющему дросселем.
К 4135 двойным ходам (только в методе ожидания и утяжеления) газ достигает дросселя и давление в обсадной колонне снижается.
Спустя 4271 двойной ход (только в методе бурильщика) газ достигает дросселя и давление в обсадной колонне снижается.
После 4767 двойных ходов (только в методе ожидания и утяжеления) утяжеленный буровой раствор достигает башмака обсадной колонны.
Рис. 3.6. Сравнение расчетных и фактических давлений в обсадной колонне для метода ожидания и утяжеления: 1 — расчетные; 2 — фактические
Через 4991 двойной ход буровой раствор достигает устья и свободный газ выходит из скважины. Буровой раствор насыщен газом из-за перемешивания. Когда используют метод бурильщика, насосы останавливают и сравнивают давления в бурильной и обсадной колоннах. Они должны быть одинаковыми, если газ уже вымыт (учитываются различия в показаниях манометров). В методе ожидания и утяжеления закачка продолжается и давление в обсадной колонне продолжает снижаться, так как утяжеленный раствор заменяет буровой раствор, первоначально находившийся в бурильных трубах.
И. После 6378 двойных ходов (только в методе ожидания и утяжеления) утяжеленный буровой раствор находится у устья скважины. При остановке насосов давление в обсадной колонне равно нулю.
Рассмотренные ситуации, за исключением пунктов 4 и 5, можно легко выявить на месте работ путем наблюдения за давлением в обсадной колонне и числом двойных ходов насоса с использованием схемы, подобной приведенной на рис. 3.4.
Рис. 3.5 — это компьютерная модель проявления. Данные, фактически наблюдаемые во время проявлений, сравниваются с компьютерными моделями существующих типичных вариантов (рис. 3.6). Фактические данные более плавные, а максимальные давления ниже, чем у компьютерных моделей. В действительности максимальное значение давления достигается быстрее, чем прогнозировалось. Это различие в положении максимума давления обусловлено перемешиванием газа и бурового раствора, в то время как модель предполагает существование одной непрерывной газовой пачки. Раннее появление максимума давления происходит из-за миграции газа во время закачки раствора. Вообще говоря, модели дают достаточно хорошее согласование с фактическими данными по скважинам, чтобы сопоставлять тенденции и методы.
ВЛИЯНИЕ ПЕРЕМЕННЫХ
Влияние размера проявления
Размер проявления, т. е. начальный объем пластового флюида, поступившего в ствол скважины, влияет на давление в обсадной колонне. Это особенно верно при газопроявлениях. Размер проявления зависит от его интенсивности и проницаемости пласта, 48
Рис. 3.7. Влияние размера проявления на расчетное максимальное давление в обсадной колонне при интенсивности проявления 120 кг/м3 для метода ожидания и утяжеления
а также от скорости реакции буровой бригады. Проявление при большой неуравновешенности пластового и забойного давлений из высокопроницаемых пластов должно определяться (для последующего принятия необходимых мер) как можно быстрее; однако были случаи, когда начальный приток газа превышал 24 м3. При проявлениях в условиях неуравновешенности в 120 кг/м3 приток из высокопроницаемых пластов может составлять 1,6—3,2 м3.
На рис. 3.7 показано увеличение расчетного максимального давления в обсадной колонне в зависимости от размера проявления при неуравновешенности в 120 кг/м3 для типичной скважины, схема которой показана на рис. 3.4. Начальная плотность бурового раствора 1440 кг/м3. Хотя в данном случае предполагается движение газа в виде единой пачки, совершенно ясно, что максимальное давление в обсадной колонне значительно повышается с увеличением начального объема поступившего газа. Это доказывает необходимость тренировки бригады, чтобы быстро обнаружить проявление и немедленно закрыть скважину.
Влияние интенсивности проявления
Интенсивность проявления характеризуется увеличением плотности бурового раствора, необходимым для глушения скважины. Она определяется разницей между пластовым давлением и гидростатическим давлением бурового раствора. По существу, это показатель движущей силы притока флюида в скважину, и от интенсивности в какой-то мере зависит размер проявления. Влияние интенсивности проявления на максимальное давление в обсадной колонне показано на рис. 3.8. Этот график построен для уже рассмотренной типичной скважины при постоянном начальном объеме притока; тем не менее при более высокой интенсивности проявления при прочих равных условиях ожидается повышенный размер проявления.
Когда для ликвидации проявления используется метод ожидания и утяжеления, а объемы притока в скважину постоянны, интенсивность проявления также будет изменяться во времени, если в обсадной колонне развивается максимальное давление, например при закрытии скважины или при подходе пачки газа к устью. Для той же типичной скважины при начальной плотности бурового раствора 1440 кг/м3 и при низкой интенсивности проявления (60—180 кг/м3) максимальные давления в обсадной колонне отмечаются во время циркуляции, как только пачка газа
Интенсивность проявления,кг/м3Интенсивность проявления,кг/м3Рис. 3.8. Зависимость максимального давления в обсадной колонне от интенсивности проявления при начальном притоке газа 3,2 м3 для метода ожидания и утяжеленияРис. 3.8. Зависимость максимального давления в обсадной колонне от интенсивности проявления при начальном притоке газа 3,2 м3 для метода ожидания и утяжеленияРис. 3.9. Зависимость давления в обсадной колонне от объема закачки бурового раствора и интенсивности проявления в процессе вымыва поступивших в скважину 3,2 м3 газаРис. 3.9. Зависимость давления в обсадной колонне от объема закачки бурового раствора и интенсивности проявления в процессе вымыва поступивших в скважину 3,2 м3 газа
Интенсивность проявления,кг/м3
Интенсивность проявления,кг/м3
Рис. 3.8. Зависимость максимального давления в обсадной колонне от интенсивности проявления при начальном притоке газа 3,2 м3 для метода ожидания и утяжеления
Рис. 3.8. Зависимость максимального давления в обсадной колонне от интенсивности проявления при начальном притоке газа 3,2 м3 для метода ожидания и утяжеления
Рис. 3.9. Зависимость давления в обсадной колонне от объема закачки бурового раствора и интенсивности проявления в процессе вымыва поступивших в скважину 3,2 м3 газа
Рис. 3.9. Зависимость давления в обсадной колонне от объема закачки бурового раствора и интенсивности проявления в процессе вымыва поступивших в скважину 3,2 м3 газа
достигнет устья (рис. 3.9). При более высокой интенсивности проявления максимальное давление в обсадной колонне развивается при закрытии устья скважины.
Водопроявления
Проницаемые интервалы, содержащие минерализованную воду, могут стать проявляющими, если при их разбуривании применяются буровые растворы с недостаточной плотностью. При неправильных действиях эти проявления могут привести к выбросам, но с ними бороться гораздо легче, чем при нефтегазопроявлениях. Поскольку плотность пластовых вод намного ближе к плотности бурового раствора, чем плотность газа, и возможность расширения растворенного газа сравнительно небольшая, во время ликвидации водопроявления ожидается гораздо меньшее давление в обсадной колонне, нежели при ликвидации газопроявления тех же начального объема и интенсивности. Некоторое количество газа может быть растворено в воде, и у устья следует ожидать ее дегазации. Загрязнение пресноводного бурового раствора минерализованной водой вызывает загущение бурового раствора, что усугубляет осложнения.
Проявления при использовании буровых растворов на нефтяной основе
На забое скважины поступающие из пласта газы растворяются в буровом растворе с высоким содержанием нефти, а у устья, где давление на жидкость уменьшается, происходит резкое выделение газа из раствора. Это обстоятельство может оказаться полезным, если оно не будет неожиданным, так как позволяет ликвидировать газопроявление при меньшем давлении в обсадной колонне, чем требовалось бы при использовании буровых растворов на водной основе. Тем не менее пониженные давления и меньшее расширение газа, вследствие того что близ устья в буровом растворе оста-
ется еще много газа, могут ввести в заблуждение, поскольку даже при небольшом по размеру газопроявлении внезапно появляется больше газа, чем получили при расширении во время циркуляции. Это может вызвать перегрузку устьевого оборудования и привести к пожару. Проявление следует считать газовым, пока не будет установлено, что это не так.
ПОДГОТОВКА К ЛИКВИДАЦИИ ПРОЯВЛЕНИЯ
Подготовка к ликвидации проявления почти такая же, как и при гидравлических испытаниях ОП. Она должна проводиться со всей тщательностью. Такая подготовка ведется как до, так и во время бурения. Для стандартизации процессов ликвидации проявления целесообразно использовать готовые формы [2], составленные для начального закрытия скважины, а также для трех методов глушения (ожидания и утяжеления, бурильщика и непрерывного). В этих формах на непромокаемой бумаге можно писать карандашом и стирать написанное.
Начальное закрытие скважины
Предварительно зарегистрированная информация
Обсадная колонна:
Диаметрмм; линейная плотностькг/м;
марка стали; предел текучестиМПа;
глубина спуска (по вертикали)м
Максимально допустимое давление в обсадной колонне:
Давление гидроразрываМПа при плотности бурового раствора
кг/м3
Максимальное рабочее давлениеМПа
Данные о циркуляции:
Нормальная циркуляция
Насос № 1:ход/мин; подачам3/мин; давление
МПа; плотность растворакг/м3; замеренная глубинам
Насос № 2:ход/мин; подачам3/мин; давлениеМПа;
плотность растворакг/м3; замеренная глубинам
Вместимость бурильной колонны:
Бурильных труб № 1м3/м; бурильных труб № 2м3/м;
УБТм3/м
Кольцевое пространство № 1м3/м; кольцевое пространство № 2
м3/м; кольцевое пространство № 3м3/м
Немедленные действия
При бурении
Остановить ротор, поднять рабочую трубу, остановить насос, открыть линию дросселирования, приоткрыть дроссель (если он закрыт), закрыть превентор, закрыть дроссель
При спуско-подъемных операциях
Навернуть предохранительный клапан, открыть линию дросселирования и дроссель (если он закрыт), закрыть предохранительный клапан, закрыть превентор, закрыть дроссель, приподнять рабочую трубу, открыть предохранительный клапан
При необходимости использовать метод поддержания низкого давления на дросселе, чтобы избежать превышения давления гидроразрыва пласта Дождаться стабилизации давления
Данные, регистрируемые при закрытии скважины
Давление в бурильной колоннеМПа; давление в обсадной колонне
МПа; плотность бурового растворакг/м3; глубина скважины по вертикалим; глубина скважины измереннаям;
размер проявлениям3
Давление гидроразрыва
(Давление опрессовки породы у башмака обсадной колонны) — (глубина спуска по вертикали) Х[(плотность используемого бурового раствора) — (плотность раствора при утечке)]МПа—м (кг/м3 —
кг/м3)
Вместимость и замещаемый объем
Наружный диаметр, мм (замок)
Линейная плотность, кг/м
Замещаемый объем, л/м
Вместимость, л/м
Бурильные трубы (сталь марки Е)
73 (с широким проходным отверстием
15,5
2,0
2,3
89 (то же)'
19,8
2,6
3,9
114 (»)
23,0
3,1
3,4
114 (»)
24,7
3,3
7,4
127 (с комбинированной высадкой)
29,0
4,0
9,1
127 (то же)
38,1
5,2
8,0
140 (»)
32,6
4,5
11,4
140 (»)
36,8
5,0
10,9
УБТ
114 (с 51-мм отверстием)
69,4
8,9
2,6
152 (с 73-мм отверстием)
110,1
14,1
4,2
159 (то же)
122,1
15,6
4,2
165 (»)
134,8
17,2
4,2
171 (»)
148,0
18,9
4,2
178 (»)
164,8
20,6
4,2
190 (»)
190,2
24,3
4,2
197 (»)■
205,1
26,3
4,2
203 (»)
221,4
28,3
4,2
216 (»)
254,1
32,5
4,2
229 (с 76-мм отверстием)
285,5
36,6
4,5
Открытый ствол
95
156
—
7,1
19,0
—
216
—
36,6
—
311
—
76,0
—
444
—
155,0
—
Вместимость кольцевого пространства
(Вместимость открытого ствола) —(замещаемый объем труб) — (вместимость труб)
Примечания
Давление при подаче насоса во время глушения должно замеряться в начале каждой смены после бурения каждых 150 м ствола или после каждого изменения плотности бурового раствора на 12 кг/м3. Давление гидроразрыва должно быть заново рассчитано после каждого изменения плотности бурового раствора на 12 кг/м3.
Бурильщик должен заранее определить длину рабочей трубы, чтобы избежать закрытия превентора на замке, и записать ее длинум.
При любом движении труб через закрытый универсальный превентор давление в гидравлической системе управления должно быть отрегулировано на минимальное значение, еще обеспечивающее уплотнение.
Рабочий листок ликвидации проявления методом ожидания и утяжеления
Начальное закрытие скважины
Давление в закрытой бурильной колоннеМПа
Давление в обсадной колоннеМПа
Плотность бурового растворакг/м3
Размер проявлениям3
Глубина скважины по вертикалим
Глубина скважины измереннаям
Порядок работы
Утяжеление бурового раствора
Рассчитать требуемую плотность и утяжелить буровой раствор в емкостях Поддерживать неизменным давление в бурильных трубах путем стравливания флюида через дроссель
График изменения давления
Нанести на график начальное давление циркуляции при нулевом числе ходов насоса
Нанести на график конечное давление циркуляции при числе ходов, соответствующем заполнению бурильной колонны до долота
Соединить точки начального и конечного давлений циркуляции прямой линией Заполнить табличку (значения давления, времени и числа ходов насоса)
У становление циркуляции
Переключить насос на режим, обеспечивающий подачу, необходимую для глушения, и поддерживать ее на одном уровне, пока давление в обсадной колонне сохраняется постоянным
Давление в бурильной колонне должно быть примерно равно давлению в закрытой скважине плюс потери давления на трение при расходе во время глушения. (Если оно слишком высокое, значит, закупорено долото, продолжать промывку. Внести поправки в график с использованием переменных значений давления циркуляции. Рассчитать новое значение конечного давления циркуляции и заново построить график. Если же давление в бурильной колонне слишком низкое, значит, промыты трубы в соединениях или имеет место поглощение. Закрыть скважину и посмотреть руководство)
Циркуляция утяжеленного бурового раствора
Поддерживать давление в бурильных трубах в соответствии с графиком путем регулирования дросселя
Поддерживать постоянную плотность бурового раствора в приемной емкости Если плотность бурового раствора в приемной емкости начинает снижаться, закрыть скважину, утяжелить раствор, восстановить циркуляцию на том же режиме, как и прежде
Когда утяжеленный буровой раствор достигнет долота, поддерживать постоянным конечное давление циркуляции
Когда негазированный утяжеленный буровой раствор достигнет устья, остановить насос, убедиться в отсутствии течения в выходной линии
Расчеты
Увеличение плотности бурового раствора.
(Требуемая плотность) = (существующая плотность) + (избыточное давление в бурильных трубах)/(глубина по вертикали)-Кзапас плотности на СПО) = -кг/м3+МПа/м+кг/м3 =кг/м3
Давления циркуляции.
(Начальное давление циркуляции) = (избыточное давление в бурильных трубах) + (потери давления на трение при ликвидации проявления)=
=МПа+МПа=МПа либо устанавливающееся давление при
постоянном давлении в обсадной колонне
(Конечное давление циркуляции) = (потери давления на трение при расходе во время ликвидации проявления) X (требуемая плотность бурового раствора)/(на
чальная плотность бурового раствора) =МПаХкг/м3/
кг/м3=МПа
Промывка до долота
(Объем) = (вместимость бурильных труб) X (длина бурильной колонны) =
=л=м3
(Эквивалентное число двойных ходов насоса) = (Объем)/(подача за один ход) =м3/м3/ход=ходов
(Время) = (объем)/(подача насоса) =м3/м3/мин=мин
или (число ходов) = (время) X (число ходов в 1 мин)
График изменения давления в бурильных трубах
Потребности в барите (плотность 4200 кг/м3)
(Потребность в барите для приготовления 1 м3 раствора)=4200 [(требуемая плотность) —(существующая плотность) ]/[4200—(требуемая плотность)] =
_ 4 200 (кг/м3 —кг/м3) _
4 200—кг/м3
=кг/м3
(Общая потребность в барите) =кг/м3Хм3=кг/м3Х м3=кг
(Скорость смешения) =кг/м3Х (расход при глушении) =кг/м3Х
м3/мин=кг/мин
Рабочий листок ликвидации проявления непрерывным методомНачальное закрытие скважиныДавление в закрытой бурильной колоннеМПаРабочий листок ликвидации проявления непрерывным методомНачальное закрытие скважиныДавление в закрытой бурильной колоннеМПа
Рабочий листок ликвидации проявления непрерывным методом
Начальное закрытие скважины
Давление в закрытой бурильной колоннеМПа
Рабочий листок ликвидации проявления непрерывным методом
Начальное закрытие скважины
Давление в закрытой бурильной колоннеМПа
Давление в обсадной колоннеМПа
Плотность бурового растворакг/м3
Размер проявлениям3
Глубина скважины по вертикалим
Глубина скважины измереннаям
Порядок работы
У становление циркуляции
Переключить насос на режим, обеспечивающий подачу, необходимую для глушения, и поддерживать ее на одном уровне, пока давление в обсадной колонне сохраняется постоянным
Давление в бурильной колонне должно быть примерно равно давлению в закрытой скважине плюс потери давления на трение при расходе во время глушения. (Если оно слишком высокое, значит, закупорено долото, продолжать промывку. Внести поправки в график с использованием переменных значений давления циркуляции. Рассчитать новое значение конечного давления циркуляции и заново построить график. Если же давление в бурильной колонне слишком низкое, значит, промыты трубы в соединениях или имеет место поглощение. Закрыть скважину и посмотреть руководство)
Начало утяжеления бурового раствора
Записать на графике число ходов насоса или время, за которое плотность бурового раствора в приемной емкости увеличивается на 12 или 24 кг/м3 Рассчитать требуемую плотность бурового раствора
Подготовка графика изменения давления в бурильных трубах
Записать в табличку ниже графика одинаковые приращения плотности бурового раствора от начального значения до требуемого конечного
Нанести точку начального давления циркуляции на график выше начальной плотности бурового раствора
Нанести точку конечного давления циркуляции на график выше конечной плотности бурового раствора
Соединить прямой линией точки начального и конечного давлений циркуляции Записать в табличку значения давления в бурильных трубах. Рассчитать число ходов насоса или время заполнения бурильной колонны до долота буровым раствором повышенной плотности
Записать в табличку число ходов насоса или время утяжеления бурового раствора и заполнения бурильной колонны до долота буровым раствором повышенной плотности
Глушение скважины
Поддерживать давление в бурильных трубах при каждом приращении плотности при значениях числа ходов насоса или времени, когда каждый утяжеленный буровой раствор достигает долота
Когда буровой раствор конечной плотности достигает долота, поддерживать постоянным конечное давление циркуляции до полной ликвидации проявления. Когда негазированный буровой раствор конечной плотности достигнет поверхности, остановить циркуляцию и проверить существование течения
Расчеты
Увеличение плотности бурового раствора
(Требуемая плотность) = (существующая плотность) + (избыточное давление в бурильных трубах)/(глубина по вертикали)+запас плотности на СПО = =кг/м3+МПа/м+кг/м3=кг/м3
Давление циркуляции
(Начальное давление циркуляции) = (избыточное давление в бурильных трубах) + (потери давления на трение при расходе во время ликвидации проявления) =МПа-f-МПа =МПа либо устанавливаю
щееся давление при постоянном давлении в обсадной колонне
(Конечное давление циркуляции) = (потери давления на трение при расходе во время ликвидации проявления)*Х (требуемая плотность бурового раствора)/(на- чальная плотность бурового раствора) =МПаХкг/м3/
/кг/м3=МПа
Промывка до долота
(Объем) = (вместимость бурильных труб) X (длина бурильной колонны) = =л=м3
(Эквивалентное число двойных ходов насоса) = (объем)/(подача за один ход) = =м3/м3/ход=ходов. (Время) = (объем)/(подача
насоса) =м3/м3/мин=мин или (число ходов) =
= (время) X (число ходов в 1 мин)
График изменения давления в бурильных трубах
В—давление в бурильных трубах-С — число ходов или время утяжеления;Р —число ходов или время заполнения бурильной, колонны до долота;В—давление в бурильных трубах-С — число ходов или время утяжеления;Р —число ходов или время заполнения бурильной, колонны до долота;
В—давление в бурильных трубах-
С — число ходов или время утяжеления;
Р —число ходов или время заполнения бурильной, колонны до долота;
В—давление в бурильных трубах-
С — число ходов или время утяжеления;
Р —число ходов или время заполнения бурильной, колонны до долота;
Е—общее число ходов или время.
Потребности в барите (плотность 4200 кг/м3)
(Потребность в барите для приготовления 1 м3 раствора) =4200Х[(требуемая ■ плотность) —(существующая плотность) ]/[4200—(требуемая -плотность) ]=
_ 4 200 (кг/м3 —кг/м3)
4 200 —кг/м3
= кг/м3
(Общая потребность в барите) = кг/м3Хм3 =кг/м3Х м3 =
=кг. (Скорость смешения) = кг/м3X (расход при глушении) =кг/м3Х
X м3/мин=кг/мин
Рабочий листок ликвидации проявления по методу бурильщика
Начальное закрытие скважины
Давление в закрытой бурильной колоннеМПа
Давление в обсадной колоннеМПа
Плотность бурового растворакг/м3
Глубина скважины по вертикалим
Глубина скважины измереннаям
* Как установлено заранее или (начальное давление циркуляции) — (избыточное давление в бурильных трубах).
56
Порядок работы
Установление циркуляции
Переключить насос на режим, обеспечивающий подачу, необходимую для глушения, и поддерживать ее на одном уровне, пока давление в обсадной колонне сохраняется постоянным. Давление в бурильной колонне должно быть примерно равно давлению, в закрытой скважине плюс потери давления на трение при расходе во время глушения. (Если оно слишком высокое, значит, закупорено долото; продолжать промывку. Если оно слишком низкое, значит, промыты трубы в соединениях или имеет место поглощение. Закрыть скважину и посмотреть руководство)
Записать давление в бурильных трубахМПа при числе ходов насоса
ход/мин и подачем3/мин
Вымыв пластового флюида
Поддерживать постоянными подачу насоса при закачке утяжеленного бурового раствора и давление в бурильных трубах регулированием дросселя.
Давление в обсадной колонне должно иметь возможность изменяться Поддерживать неизменной плотность бурового раствора в приемной емкости Если плотность бурового раствора в приемной емкости начинает снижаться, закрыть скважину, утяжелить раствор и восстановить циркуляцию, как и прежде Когда газ, минерализованная вода или нефть будут удалены, закрыть скважину
Записать новое значение давления в обсадной колоннеМПа (оно
должно быть таким же, как давление в бурильных трубах при закрытом устье)
Утяжеление раствора
Рассчитать требуемую плотность бурового раствора и утяжелить его в емкостях
Промывка утяжеленным буровым раствором
Переключить насос на режим, обеспечивающий подачу, необходимую для глушения, и поддерживать давление в обсадной колонне постоянным регулированием дросселя
Поддерживать подачу при глушении на одном уровне
Рассчитать число ходов или время, необходимое для заполнения бурильной колонны до долота
Когда утяжеленный буровой раствор достигнет долота, записать давление в бурильных трубахМПа
Поддерживать давление в бурильных трубах постоянным регулированием дросселя
Когда утяжеленный буровой раствор достигнет поверхности, закрыть скважину и убедиться в отсутствии течения в выходной линии
Расчеты
Увеличение плотности бурового раствора
(Требуемая плотность) = (существующая плотность) + (избыточное давление в бурильных трубах)/(глубина по вертикали)-(-(запас плотности на СПО) = =кг/м3+МПа/м+кг/м3=кг/м3
Давления циркуляции
(Начальное давление циркуляции) = (избыточное давление в бурильных трубах) + (потери давления на трение при ликвидации проявления)= МПа+ +МПа=МПа либо устанавливающееся давление при посто
янном давлении в обсадной колонне
Промывка до долота
(Объем) = (вместимость бурильных труб) X (длина бурильной колонны) = =л=м3
(Эквивалентное число двойных ходов насоса) = (объем)/(подача за один ход) = =м3/м3/ход=ходов. (Время) = (объем)/(подача
насоса) =м3/м3/мин=мин или (число ходов) =
(время) X (число ходов в 1 мин)
Потребности в барите (плотность 4200 кг/м3)
(Потребность в барите для приготовления 1 м3 раствора)=4200 [(требуемая плотность) — (существующая плотность) У[4200—(требуемая плотность) ] = _ 4 200 (кг/м3 —,кг/м3)
4 200 —кг/м3
= кг/м3 (Общая потребность в барите) =кг/м3Хм3 =кг/м3Хм3 =
=кг. (Скорость смешения) =кг/м3Х (расход при глушении) =
кг/м3Хм3/мин=кг/мин
Разбавление запасного бурового раствора водой (Требуемый объем воды) =[ (существующая плотность)—(требуемая плотность) X (существующий объем раствора)/[требуемая плотность раствора) — _ Ю00]=(Щ!^^= м3
кг/м3 — 1 000
Примечание. Если используется запас плотности на СПО, то к моменту достижения утяжеленным буровым раствором долота давление в бурильных трубах будет меньше конечного давления циркуляции. Когда утяжеленный буровой раствор приближается к поверхности и дроссель полностью открыт, давление в бурильных трубах будет увеличиваться до расчетного конечного давления циркуляции.
Предохранительный и обратный клапаны (внутренний превентор) должны размещаться на полу буровой и находиться в постоянной готовности к работе. Комплект из обоих клапанов (предохранительного и внутреннего) необходимо иметь для каждого типоразмера бурильного замка в колонне труб.
Предварительно зарегистрированная информация в форме для начального закрытия скважины должна соответствовать текущему моменту. Бурильщик должен записывать потери давления на трение при расходе, который предполагается поддерживать во время глушения, для каждого насоса по меньшей мере каждую вахту, после проводки 150 м ствола при изменении плотности бурового раствора. Эта информация используется для расчета начального давления циркуляции. При бурении с плавучих установок должны быть записаны данные о давлении при трех пониженных подачах насоса. Необходимо также знать о падении давления на дросселе или в линии глушения при этих трех подачах, чтобы правильно рассчитать давление циркуляции. В зависимости от условий после бурения каждых 30—150 м необходимо вновь оценивать вместимость колонны бурильных труб.
У пульта бурильщика должна быть вывешена схема, показывающая расстояния от стола ротора до каждого комплекта плашек и до универсального превентора (рис. 3.10). Бурильщик может использовать эту информацию, чтобы избежать закрытия превенторов на бурильном замке.
58
Полезным, хотя и не всегда используемым инструментом для оператора на дросселе является схема скважины, на которой показано число двойных ходов насоса в точках резких изменений геометрических размеров (см. рис. 3.4), а более сложная ситуация показана на рис. 3.11. Эта схема постоянно использовалась одним из авторов и помогала знать, что происходит в скважине во время проявления. Кроме того, она позволяла предвидеть ошибки, которые могут появиться при расчете графика снижения давления. Например, допущение, что бурильная колонна имеет постоянный внутренний диаметр или что давление в бурильных трубах всегда изменяется по линейному закону в зависимости от закачиваемых объемов, в этой усложненной бурильной колонне ошибочно. Предположение, что вся колонна имеет такую же вместимость, как и колонна, составленная из труб линейной плотностью 24,6 кг/м, даст
Стол ротора
Универсальный
превентор
Превентор с глухими плашками -
Веохнии превентор с трубными плашками
Крестовина ]
Нижний превентор | с трубными плашками
Рис. 3.10. Расстояния (в м) от стола ротора до превенторов. Обсадная колонна диаметром 343 мм опрессована на давление 21 МПа; в интервале 2152— 2744 м установлен 298-мм хвостовик; башмак испытан при гидростатическом давлении столба бурового раствора плотностью 1585 кг/м3
завышенное значение давления, которое при 2000 двойных ходов составит примерно 15 % суммарного изменения давления (рис. 3.12). Если фактическая вместимость бурильной колонны рассчи
тывается и принимается, что давление в зависимости от числа ходов насоса снижается линейно, то при 1734 двойных ходах будет получено заниженное значение давления (более чем на 10 % от общего изменения давления).
Например, при интенсивности проявления в этой скважине 204 кг/м3 во время движения утяжеленного бурового раствора до долота требовалось уменьшить давление в бурильных трубах на 7,6 МПа. В скважине были вскрыты пласты, устойчивость кото
рых вызывала сомнения, а проявляющим оказался высокопроницаемый пласт. В этой ситуации целесообразнее было бы поддерживать избыточное забойное давление на 1,1 МПа (над пластовым), нежели избыточное пластовое давление на 0,8 МПа. В наклонных скважинах гидростатическое давление следует определять по истинной вертикальной глубине.
Такие расчеты необходимо выполнить для каждой комбинированной колонны во время бурения, если должен использоваться метод ожидания и утяжеления или непрерывный метод.
В методе ожидания и утяжеления при использовании комбинированной колонны для каждой точки, в которой изменяется
Рис. 3.11. Схема скважины с комбинированной колонной бурильных труб (буровые насосы типа 12Р160 с 140-мм цилиндровыми втулками, КПД 95 %, подача за один ход 13 л):Рис. 3.11. Схема скважины с комбинированной колонной бурильных труб (буровые насосы типа 12Р160 с 140-мм цилиндровыми втулками, КПД 95 %, подача за один ход 13 л):Число ДВОЙНЫХ ходов насосаЧисло ДВОЙНЫХ ходов насосаРис. 3.12. Сравнение типичных методов расчета снижения давления при поддержании постоянного забойного давления в процессе закачки утяжеленного бурового раствора в комбинированную колонну:Рис. 3.12. Сравнение типичных методов расчета снижения давления при поддержании постоянного забойного давления в процессе закачки утяжеленного бурового раствора в комбинированную колонну:
Рис. 3.11. Схема скважины с комбинированной колонной бурильных труб (буровые насосы типа 12Р160 с 140-мм цилиндровыми втулками, КПД 95 %, подача за один ход 13 л):
Рис. 3.11. Схема скважины с комбинированной колонной бурильных труб (буровые насосы типа 12Р160 с 140-мм цилиндровыми втулками, КПД 95 %, подача за один ход 13 л):
Число ДВОЙНЫХ ходов насоса
Число ДВОЙНЫХ ходов насоса
Рис. 3.12. Сравнение типичных методов расчета снижения давления при поддержании постоянного забойного давления в процессе закачки утяжеленного бурового раствора в комбинированную колонну:
Рис. 3.12. Сравнение типичных методов расчета снижения давления при поддержании постоянного забойного давления в процессе закачки утяжеленного бурового раствора в комбинированную колонну:
внутренний диаметр, должны быть рассчитаны двойные ходы насоса, а давление в бурильных трубах следует нанести на график в функции числа этих двойных ходов. Требуемое давление в бурильных трубах при каждом изменении внутреннего диаметра может быть рассчитано по следующему уравнению:
(Рц. т)1 (Рц. т)1! Apr. т + Лртр. т,
где (рц. т) i— давление циркуляции в бурильных трубах, когда утяжеленный буровой раствор достигает места изменения внутреннего диаметра; (рц.т)н —начальное давление циркуляции
Глубина, м Число двойных ходов в бурИЛЬНЫХ трубЗХ; ДОр. Т ИЗ- истин- изме- насоса при заполнении
пая по репная,затрубногоменение гидростатического дав-
верти-пространства трубЛСНИЯ В бурИЛЬНЫХ ТрубЭХ>
Дрг, Т Ри. Т (7/В)1/Нв",
а — открытый ствол, 165-мм долото; b — 244-мм обсадная колонна, внутренний диаметр 222 мм, линейная плотность 64,5 кг/м; с — 194-хвостовик, внутренний диаметр 168 мм, линейная плотность 58 кг/м; d — вертикальный ствол; е — 114-мм трубы, сталь марки G, линейная плотность 29,7 кг/м, вместимость 6,7 л/м; / — 114-мм трубы, сталь марки Е, линейная плотность 24,6 кг/м, вместимость 7,4 л/м; g — 89-мм трубы, сталь марки Е, линейная плотность 19,8 кг/м, вместимость 3,9 л/м; h — 89-мм толстостенные трубы, внутренний диаметр 57 мм, вместимость 2,6 л/м; I—121-мм забойная компоновка, внутренний диаметр 57 мм, вместимость 2,6 л/ма — открытый ствол, 165-мм долото; b — 244-мм обсадная колонна, внутренний диаметр 222 мм, линейная плотность 64,5 кг/м; с — 194-хвостовик, внутренний диаметр 168 мм, линейная плотность 58 кг/м; d — вертикальный ствол; е — 114-мм трубы, сталь марки G, линейная плотность 29,7 кг/м, вместимость 6,7 л/м; / — 114-мм трубы, сталь марки Е, линейная плотность 24,6 кг/м, вместимость 7,4 л/м; g — 89-мм трубы, сталь марки Е, линейная плотность 19,8 кг/м, вместимость 3,9 л/м; h — 89-мм толстостенные трубы, внутренний диаметр 57 мм, вместимость 2,6 л/м; I—121-мм забойная компоновка, внутренний диаметр 57 мм, вместимость 2,6 л/мV — фактическое снижение давления, выражаемое в процентах от глубины скважины по вертикали, при изменении внутреннего диаметра бурильных труб; 2 — расчетное снижение давления при допущении одноразмерности бурильной колонны до долота, состоящей из труб линейной плотностью 24,6 кг/м, и линейной зависимости этого снижения от числа двойных ходов насоса; 3 — расчетное снижение давления с учетом фактической вместимости бурильных труб и допущения о линейной зависимости этого снижения от числа двойных ходов насосаV — фактическое снижение давления, выражаемое в процентах от глубины скважины по вертикали, при изменении внутреннего диаметра бурильных труб; 2 — расчетное снижение давления при допущении одноразмерности бурильной колонны до долота, состоящей из труб линейной плотностью 24,6 кг/м, и линейной зависимости этого снижения от числа двойных ходов насоса; 3 — расчетное снижение давления с учетом фактической вместимости бурильных труб и допущения о линейной зависимости этого снижения от числа двойных ходов насоса(//в) 1— глубина по вертикали до места изменения диаметра; Нв — глубина забоя по вертикали;
а — открытый ствол, 165-мм долото; b — 244-мм обсадная колонна, внутренний диаметр 222 мм, линейная плотность 64,5 кг/м; с — 194-хвостовик, внутренний диаметр 168 мм, линейная плотность 58 кг/м; d — вертикальный ствол; е — 114-мм трубы, сталь марки G, линейная плотность 29,7 кг/м, вместимость 6,7 л/м; / — 114-мм трубы, сталь марки Е, линейная плотность 24,6 кг/м, вместимость 7,4 л/м; g — 89-мм трубы, сталь марки Е, линейная плотность 19,8 кг/м, вместимость 3,9 л/м; h — 89-мм толстостенные трубы, внутренний диаметр 57 мм, вместимость 2,6 л/м; I—121-мм забойная компоновка, внутренний диаметр 57 мм, вместимость 2,6 л/м
а — открытый ствол, 165-мм долото; b — 244-мм обсадная колонна, внутренний диаметр 222 мм, линейная плотность 64,5 кг/м; с — 194-хвостовик, внутренний диаметр 168 мм, линейная плотность 58 кг/м; d — вертикальный ствол; е — 114-мм трубы, сталь марки G, линейная плотность 29,7 кг/м, вместимость 6,7 л/м; / — 114-мм трубы, сталь марки Е, линейная плотность 24,6 кг/м, вместимость 7,4 л/м; g — 89-мм трубы, сталь марки Е, линейная плотность 19,8 кг/м, вместимость 3,9 л/м; h — 89-мм толстостенные трубы, внутренний диаметр 57 мм, вместимость 2,6 л/м; I—121-мм забойная компоновка, внутренний диаметр 57 мм, вместимость 2,6 л/м
V — фактическое снижение давления, выражаемое в процентах от глубины скважины по вертикали, при изменении внутреннего диаметра бурильных труб; 2 — расчетное снижение давления при допущении одноразмерности бурильной колонны до долота, состоящей из труб линейной плотностью 24,6 кг/м, и линейной зависимости этого снижения от числа двойных ходов насоса; 3 — расчетное снижение давления с учетом фактической вместимости бурильных труб и допущения о линейной зависимости этого снижения от числа двойных ходов насоса
V — фактическое снижение давления, выражаемое в процентах от глубины скважины по вертикали, при изменении внутреннего диаметра бурильных труб; 2 — расчетное снижение давления при допущении одноразмерности бурильной колонны до долота, состоящей из труб линейной плотностью 24,6 кг/м, и линейной зависимости этого снижения от числа двойных ходов насоса; 3 — расчетное снижение давления с учетом фактической вместимости бурильных труб и допущения о линейной зависимости этого снижения от числа двойных ходов насоса
Ртр. т — изменение потерь давления на трение в бурильных трубах ;
Артр. Т = [(Рц. т)1—Ри. т] J13)1——;
Низ Рн
(ЯИз)1—измеренная глубина до места изменения диаметра; Низ — измеренная глубина забоя.
ЗАКРЫТИЕ СКВАЖИНЫ
Предполагается, что скважину можно закрыть и поддерживать давление неизменным. Это не касается ситуации, когда бурение ведется ниже направления, первой или второй обсадной колонны на подводной колонной головке, а также кондуктора, который спущен на такую небольшую глубину, что при закрытии устья скважины возможны гидроразрыв и грифонообразование.
В гл. 2 описывались «жесткое» и «мягкое» закрытия устья скважины. Некоторые буровики предпочитают «жесткое» закрытие, особенно на площадях с высокопроницаемыми пластами, так как в этом случае уменьшается время закрытия и, следовательно, сокращается объем поступающих в скважину пластовых флюидов. Задвижки блока дросселирования должны находиться в том же положении, что и дроссель. Задвижки на манифольдах к байпасному и другим дросселям должны быть закрыты. Задвижка с дистанционным управлением на крестовине ОП должна находиться в закрытом положении. Скважина не должна закрываться с помощью ручной задвижки, находящейся непосредственно на крестовине ОП, так как в этом случае нельзя будет измерять давления в обсадной колонне. Не менее 10 мин может потребоваться для открытия этой задвижки, за это время давление в обсадной колонне может достичь опасного предела или даже произойти ее разрушение. При закрытии превентора нужно открыть гидравлически управляемую задвижку на крестовине.
«Жесткое» закрытие может выполняться при наличии дросселя или ручной задвижки перед закрытым дросселем, и по мере роста давления в обсадной колонне его можно регистрировать. Открытый полностью или частично дроссель может быть закрыт плавно, что позволяет осуществлять мягкое закрытие.
Измерение давления в бурильной колонне, снабженной обратным клапаном
Обратные клапаны позволяют производить закачку бурового раствора в колонну бурильных труб и герметизируют поперечное сечение труб при обратном потоке. Обратный клапан должен быть открыт, чтобы измерить давление в трубах и определить забой-
ное давление. Во время бурения обратные клапаны обычно не нужны, и большинство компаний оставляет решение вопроса о их применении на усмотрение начальника буровой установки. Чаще всего их применяют при быстрой проводке неглубоких скважин, когда в результате увеличения объема выбуренных частиц в растворе в бурильных трубах во время соединения появляется обратный поток.
Имеются обратные клапаны трех типов: плунжерный, откидной и задавливаемый. Последний обычно вместе с колонной не спускается, а задавливается и сажается в ниппеле, располагаемом около долота. При выборе размера этого клапана определяющим является минимальный внутренний диаметр труб. Некоторые буровики в откидных клапанах сверлят отверстия диаметром 1,5—3 мм, чтобы на устье скважины можно было иметь показания давления при почти отсутствующем обратном течении.
Если отверстия в клапане нет, то давление в бурильных трубах при закрытом устье скважины можно определять следующим образом.
Измерьте остаточное давление при выпуске небольшого объема (около 40 л) бурового раствора из обсадной колонны и контролируйте это давление. Если давление в обсадной колонне уменьшается, то снова выпустите такой же объем бурового раствора. Продолжайте эту операцию, пока давление не стабилизируется.
Постепенно увеличивайте давление в бурильных трубах с поддержанием постоянного темпа, обеспечиваемого имеющимся оборудованием. Для этой цели пригоден цементировочный агрегат. После того как манометр начнет реагировать, давление в бурильных трубах будет расти линейно, пока не откроется клапан. Затем давление в течение короткого периода времени останется постоянным. Это и будет давлением в бурильных трубах при закрытом устье скважины. Будьте внимательны и не создавайте в скважине избыточного давления, на что будет указывать увеличение давления в обсадной колонне. Если же в указанный период давление будет расти, то давление ниже обратного клапана будет равно давлению в бурильных трубах минус увеличение затрубного давления.
ОПРЕДЕЛЕНИЕ НАЧАЛЬНОГО ДАВЛЕНИЯ ЦИРКУЛЯЦИИ
Начальное давление циркуляции при ликвидации проявления — это давление в циркуляционной системе плюс давление в бурильных трубах при закрытом устье скважины. Это давление по мере закачки утяжеленного бурового раствора изменяется (метод ожидания и утяжеления и непрерывный метод) или поддерживается постоянным (метод бурильщика), пока скважина не очистится от пластовых флюидов.
Имеются два приемлемых метода определения начального давления циркуляции.
62
Убедитесь в том, что в скважине нет чрезмерного давления, для чего следует открыть дроссель. Плавно переведите насос на режим работы во время глушения, одновременно поддерживайте постоянным давление в обсадной колонне путем регулирования дросселя. Давление в бурильных трубах после стабилизации потока характеризует начальное давление циркуляции. Циркуляцию с установившимся при ликвидации проявления расходом и постоянным давлением в обсадной колонне следует поддерживать до стабилизации давления в бурильных трубах, т. е. допускать изменение давления при перемещении раствора к забою и по колонне до устья.
Начальное давление циркуляции равно сумме давления в бурильных трубах при расходе во время ликвидации проявления (определенного заранее) и давления в бурильных трубах при закрытом устье скважины.
Иногда любой метод может оказываться недостоверным. Первый метод не требует никакой подготовки. Давление в обсадной колонне, необходимое для поддержания постоянным забойного давления, может измениться во время запуска насоса в результате того, что газ перейдет из пространства за УБТ в пространство за бурильными трубами. Это может стать причиной небольшой погрешности в определении начального давления циркуляции.
Второй метод проще, но может быть недостоверным, если произойдут значительные изменения после измерения давления при расходе, который будет поддерживаться в процессе глушения (такие, как изменения свойств бурового раствора, КПД насоса и длины колонны бурильных труб, частичная закупорка долота).
Если начальное давление насоса оценивается первым и вторым методами и между ними существует значительная разница, то лучше использовать первый метод. Если первый метод дает более высокое значение давления, чем второй, значит, произошла частичная закупорка долота или колонны бурильных труб. Если первый метод дает заниженное значение давления, а колонна спущена до забоя, то не исключено, что произошел промыв бурильных труб, имеет место частичная потеря циркуляции или уменьшился КПД насоса. Если есть сомнение в том, что давление циркуляции выбрано верно, то закачка должна быть остановлена и создана циркуляция в новом режиме. Если подача насоса должна быть изменена, прежде чем утяжеленный буровой раствор достигнет долота, то новое давление циркуляции может быть рассчитано по следующей формуле:
(Рц. т)2 = 1(Рц. т)1 Ри. т] [(Qгл)■2^(Qгл)l]1’9 + Ри, т,
где (рц. т)з—новое давление циркуляции; (рц. T)i — начальное давление циркуляции; (ФглЪ— новая подача бурового насоса при ликвидации проявления; (Qra)i — первоначальная подача бурового насоса при ликвидации проявления.
Рассчитайте новое «начальное» и конечное давления циркуля
ции и перестройте график давления.
ЛИКВИДАЦИЯ ПРОЯВЛЕНИЙ, КОГДА КОЛОННА БУРИЛЬНЫХ ТРУБ НАХОДИТСЯ НА ЗАБОЕ
Рассматриваются необходимые операции и факторы, с которыми приходится считаться во время глушения. Ранее уже обсуждались требуемые вычисления, причем методики расчетов включены в соответствующие формы по ликвидации проявлений. Последующие комментарии относятся ко всем методам ликвидации проявлений, предусматривающим поддержание постоянного забойного давления.
Вместо времени рекомендуется пользоваться суммарными значениями двойных ходов насоса, если имеются соответствующие резервные счетчики. Второй параметр обеспечивает большую точность, особенно если насосы должны останавливаться. Однако, если имеется только один счетчик числа двойных ходов насоса, следует также отмечать время и подачу насоса. При выходе из строя счетчика числа двойных ходов насоса в качестве переменного параметра можно использовать время.
Во время глушения трубы необходимо перемещать медленно и не следует пытаться пропустить бурильный замок через закрытый превентор. Рекомендуется сохранять буровой раствор над превентором и поддерживать минимальное давление в системе управления превенторами. Требуется убедиться, что буровой раствор в емкостях высокого качества и имеет необходимую плотность.
Если во время глушения возникают какие-либо осложнения, то следует выключить насосы, закрыть устье скважины и оценить ситуацию. Восстановление циркуляции зависит от конкретных условий и рассматривается как отдельный процесс.
Метод ожидания и утяжеления
Нельзя забывать, что давление циркуляции в бурильных трубах должно определяться во время бурения заранее, еще до развития проявления, и при расходе, который будет поддерживаться в процессе глушения. Рекомендуется следующее.
Закрыть устье скважины.
Дождаться стабилизации давления в бурильных трубах.
Считать и записать:
давление в бурильных трубах при закрытом устье скважины;
давление в обсадной колонне при закрытом устье скважины;
увеличение объема бурового раствора в емкости;
плотность бурового раствора.
Рассчитать:
увеличение плотности бурового раствора (от исходной до необходимой для глушения);
начальное давление циркуляции по давлению в бурильных трубах при закрытом устье скважины и потерям давления на трение при расходе во время глушения;
64
конечное давление циркуляции;
число двойных ходов насоса или время, необходимое для заполнения колонны до долота;
давление в бурильных трубах во время заполнения колонны утяжеленным буровым раствором.
Контролировать давление в бурильных трубах во время утяжеления бурового раствора в емкостях до требуемой для глушения плотности. Если давление в бурильных трубах начинает расти от некоторого стабильного значения, то, вероятнее всего, происходит подъем газовой пачки. Когда это происходит, поддерживать давление в бурильных трубах постоянным снижением давления в обсадной колонне через дроссель.
Частично открыть дроссель. Отрегулировать режим работы насоса для обеспечения расхода, необходимого при глушении, одновременно поддерживать постоянным давление в обсадной колонне с помощью регулируемого дросселя. После стабилизации расхода и давления считать и записать давление в бурильных трубах.
Если давление циркуляции в бурильных трубах приближенно не равно сумме начального давления в бурильных трубах при закрытом устье скважины и измеренных потерь давления на трение при расходе во время глушения, значит, что-то изменилось в системе циркуляции. Если давление циркуляции выше расчетного значения, принять и использовать это значение. Пересчитать конечное давление циркуляции, если разница значительна. Если имеются сомнения, закрыть устье скважины и оценить ситуацию.
Регулировать давление в бурильных трубах дросселем в соответствии с графиком или табличными значениями, пока утяжеленный буровой раствор не достигнет долота.
Продолжать вымыв флюида, поддерживая постоянным давление в бурильных трубах и скорость закачки. Непрерывно контролировать плотность закачиваемого бурового раствора. Если плотность бурового раствора в приемной емкости падает ниже требуемого значения, выключить насосы, закрыть устье скважины и утяжелить раствор. Затем восстановить циркуляцию.
Продолжать циркуляцию, пока утяжеленный буровой раствор не достигнет устья.
См. ниже раздел «Открытие превентора».
Если во время глушения что-либо будет сделано не так, как требуется, выключить насосы, закрыть скважину и оценить обстановку.
Если утяжеленный буровой раствор уже достиг долота, то циркуляция может быть восстановлена, для чего необходимо следующее:
поддерживать постоянным давление на дросселе и перевести насос на режим, обеспечивающий требуемую подачу;
при требуемой подаче насоса поддерживать давление в бурильных трубах постоянным.
65653 Заказ № 1834
65
65
Если утяжеленный буровой раствор еще не достиг долота, то должен соблюдаться следующий порядок работы:
считать показание счетчика числа двойных ходов насоса и на графике давления в бурильных трубах в зависимости от числа двойных ходов выбрать точку, которая оставит время для стабилизации давления после того, как стабилизируется подача насоса;
если изменения подачи насоса значительны, пересчитать «начальное» и конечное давления циркуляции и построить новый график давления в бурильных трубах;
приоткрыть дроссель и запустить насос. Перевести насос на режим, обеспечивающий необходимую для глушения подачу, одновременно поддерживать постоянным давление на дросселе. Затем отрегулировать дроссель так, чтобы число двойных ходов насоса и давление соответствовали выбранной на графике точке.
Непрерывный метод
Следует помнить, что давление циркуляции в бурильных трубах должно определяться при расходе, необходимом для глушения, во время бурения до возникновения какого-либо проявления.
Закрыть скважину.
Дождаться стабилизации давления в бурильных трубах.
Считать и записать:
давление в бурильных трубах при закрытом устье скважины;
давление в обсадной колонне при закрытом устье скважины;
увеличение объема бурового раствора в емкости;
■ плотность бурового раствора.
Приоткрыть дроссель и перевести насос на режим, обеспечивающий необходимую для глушения подачу, одновременно поддерживать постоянным давление в обсадной колонне. После стабилизации расхода и давления считать и записать давление в бурильных трубах.
Если давление циркуляции в бурильных трубах приближенно не равно сумме начального давления в бурильных трубах при закрытом устье скважины и измеренных потерь давления на трение при подаче во время глушения, значит, что-то изменилось в системе циркуляции. Если давление циркуляции выше расчетного значения, принять и использовать это значение. В сомнительных случаях закрыть скважину, временно прекратить увеличение плотности раствора и оценить ситуацию.
После создания циркуляции начать утяжеление бурового раствора. Записать число двойных ходов или время, необходимое для утяжеления бурового раствора в приемной емкости на каждые 12 или 24 кг/м3.
Рассчитать:
требуемое увеличение плотности бурового раствора;
начальное давление циркуляции с использованием предварительно замеренных потерь давления на трение при расходе во время глушения. (Если установившееся начальное давление циркуляции значительно выше расчетного, построить новый график потерь давления на трение при расходе во время глушения);
конечное давление циркуляции;
время или число двойных ходов насоса, необходимое для заполнения колонны до долота;
давление в бурильных трубах для каждого приращения плотности бурового раствора (по графику на рабочей форме);
число двойных ходов или время, необходимое для того, чтобы при каждом увеличении плотности буровой раствор достиг долота (должно соответствовать текущим значениям графика на рабочей форме).
Регулировать давление в бурильных трубах дросселем в соответствии с графиком, пока при каждом приращении плотности буровой раствор не достигнет долота.
Если скорость приготовления утяжеленного раствора недостаточна для достижения требуемой для глушения плотности за один цикл, то плотность подаваемого в скважину бурового раствора поддерживать на одном уровне до тех пор, пока этот раствор не появится на выходе из скважины. Затем снова начать увеличение плотности бурового раствора. Поддерживать давление в бурильных трубах в соответствии с графиком, пока утяжеленный буровой раствор не достигнет долота.
Когда буровой раствор с Необходимой для глушения плотностью достигнет долота, при конечном давлении циркуляции поддерживать давление в бурильных трубах постоянным, пока этот раствор не появится на выходе из скважины.
Выключить насосы и закрыть скважину.
См. ниже параграф «Открытие превентора».
Если во время глушения что-либо будет сделано не так, как требуется, выключить насосы, закрыть устье скважины и оценить ситуацию.
Для восстановления циркуляции необходимо следующее:
поддерживать давление на дросселе постоянным регулированием его открытия во время перевода насоса на нужный режим работы;
затем сохранять давление в бурильных трубах неизменным при требуемой подаче насоса.
Если закачиваемый утяжеленный буровой раствор еще не достиг долота, а изменения давления циркуляции при данной плотности бурового раствора значительны, пересчитать начальное и конечное давления циркуляции и построить новый график давления в бурильных трубах.
Метод бурильщика
Нельзя забывать, что давление циркуляции в бурильных трубах должно определяться при расходе, необходимом для глушения, во время бурения до возникновения какого-либо .проявления.
Закрыть скважину.
Дождаться стабилизации давления в бурильных трубах.
Считать и записать:
давление в бурильных трубах при закрытой скважине;
давление в обсадной колонне при закрытой скважине;
увеличение объема бурового раствора в емкости;
плотность бурового раствора.
Приоткрыть дроссель и перевести насос на режим, обеспечивающий необходимую для глушения подачу, одновременно поддерживать на одном уровне давление в обсадной колонне регулированием дросселя. После стабилизации расхода и давления считать и записать давление в бурильных трубах.
Если давление циркуляции в бурильных трубах приближенно не равно сумме начального давления в бурильных трубах при закрытом устье скважины и измеренных потерь давления на трение при подаче во время глушения, значит, что-то изменилось в системе циркуляции. Если давление выше расчетного значения, принять и использовать это значение. В сомнительных случаях закрыть скважину и оценить возникшую ситуацию.
Во время циркуляции рассчитать плотность бурового раствора, необходимую для глушения.
Поддерживать давление циркуляции до тех пор, пока скважина не очистится от пластовых флюидов.
Закрыть скважину. Записать давление в бурильных трубах, давление в обсадной колонне и объем бурового раствора в приемной емкости. Давления в бурильных трубах и в обсадной колонне должны быть примерно одинаковы и равны первоначальному давлению в бурильных трубах при закрытом устье скважины.
Если давление в бурильных трубах равно начальному, а давление в обсадной колонне выше, значит, скважина не очищена от пластовых флюидов. Промывать до тех пор, пока давления в обсадной колонне и в бурильных трубах не станут почти одинаковыми.
Если давление в бурильных трубах при закрытом устье скважины окажется выше первоначального значения, проверить, нет ли остаточного давления. В отсутствие такого давления плотность бурового раствора должна быть выше, чем было установлено при первоначальном закрытии скважины. Использовать текущее давление в бурильных трубах для определения необходимой для глушения плотности бурового раствора.
Плотность бурового раствора в емкостях довести до необходимого для глушения значения и непрерывно следить за давлением в бурильных трубах.
68
Когда плотность бурового раствора до требуемого для глушения значения доведена, приоткрыть дроссель и перевести насос на режим, обеспечивающий необходимый расход. Поддерживать в обсадной колонне постоянное давление, равное давлению при закрытом устье, пока вся колонна бурильных труб не будет заполнена утяжеленным буровым раствором.
Когда утяжеленный буровой раствор достигнет долота, записать давление циркуляции в бурильных трубах и поддерживать его постоянным.
Продолжать циркуляцию, пока утяжеленный буровой раствор не появится на устье.
Если во время глушения что-либо будет сделано не так, как требуется, выключить насосы, закрыть скважину и оценить ситуацию.
До увеличения плотности бурового раствора или после того, как утяжеленный буровой раствор пройдет через долото, поступать следующим образом:
поддерживать постоянным давление на дросселе во время перевода насоса на требуемый режим;
затем сохранять постоянным давление в бурильных трубах при необходимой подаче насоса.
Если утяжеленный буровой раствор еще не достиг долота, поддерживать давление в обсадной колонне при том же постоянном значении, которое было до изменения расхода.
Открытие превенторов
При закрытии заглушенной скважины давления в бурильных трубах и на дросселе равны нулю.
Если имеется давление на дросселе, а в бурильных трубах давление равно нулю, значит, в затрубном пространстве все еще есть пластовые флюиды. В этих условиях требуется восстановить циркуляцию и вымыть пластовые флюиды из затрубного пространства при поддержании постоянного давления в бурильных трубах. Не следует повышать плотность бурового раствора.
Существование давления в бурильных трубах означает, что плотность утяжеленного бурового раствора недостаточна и скважина не заглушена. Необходимо принять соответствующие меры по глушению.
Если скважина заглушена, то требуется проверить отсутствие течения чёрез дроссель, отвести людей от устья и открыть превенторы.
ОСОБЫЕ СИТУАЦИИ
Борьба с выбросами путем использования диверторов
Когда обсадная колонна спущена на небольшую глубину, закрытие скважины может привести к гидроразрыву пород до поверхности. При этом будет полностью потерян контроль условий
в скважине и возникнут многочисленные осложнения (в том числе образуется кратер и буровая установка провалится), если не допустить фонтанирования скважины через обсадную колонну, а продукцию не отводить в сторону через дивертор. С подобной проблемой чаще сталкиваются при морском бурении вследствие пониженных градиентов гидроразрыва. Когда встречаются неглубоко залегающие газоносные пласты и выходящий поток отводится в сторону через дивертор, возможны три ситуации: скважина будет фонтанировать, пока пласт не истощится, произойдет ее закупорка или скважина будет взята под контроль увеличением гидростатического давления в ее стволе.
При проявлениях из неглубоко залегающих газоносных пластов необходимы немедленные меры. Сбросовые диверторные линии должны быть открыты, а сам дивертор закрыт. Необходимо использовать оба насоса для быстрейшей закачки в скважину как можно большего объема бурового раствора. Задействованные емкости, когда опустеют, должны заполняться водой, чтобы продолжать закачку после использования всего имеющегося бурового раствора. В процессе приготовления утяжеленного раствора плотностью 2160—2640 кг/м3 закачка должна продолжаться. При большом объеме выходящего газа происходит значительное разжижение раствора. В большинстве случаев рассчитать гидростатическое давление невозможно. Основным принципом действий является взятие скважины под контроль, для чего требуется увеличить гидростатическое давление в затрубном пространстве до значения, которое выше пластового.
Следующий вопрос касается взвешенного в растворе барита. Время отстаивания раствора с образованием баритного тампона в условиях течения на забое точному прогнозу не поддается. Преимущества тампона в противовес гомогенному раствору сомнительны, поскольку для оседания тампона необходимо, чтобы гидростатическое давление взвешенного баритного раствора было выше, чем давление в скважине. Преждевременное образование баритного тампона может привести к закупорке долота и бурильных труб и, следовательно, к потере скважины. Загущенный баритом раствор не должен образовывать пробку вокруг долота, чтобы в будущем его можно было поднять из скважины. Из-за высокой плотности бурового раствора как гомогенная система, так и баритный тампон повышают вероятность прихвата инструмента под воздействием перепада давления при вскрытии песчаных пластов низкого давления и гидроразрыва слабосцементиро- ванных пластов, но благодаря низкой скорости фильтрации раствор так себя вести не будет. Если необходим прочный тампон, то после глушения скважины необходимо закачать цемент.
Для ликвидации выброса газа с небольших глубин, когда скважину закрывать нельзя, рекомендуются следующие повторные действия.
Создать близ скважины запас барита минимум 710 т (6000 мешков).
70
При возможности залить в емкость 84 м3 пресной воды. Добавить гель, каустическую соду и лигнит или лигносульфонат с учетом результатов пилотных испытаний по приготовлению раствора плотностью 2160—2400 кг/м3 (19,9 кг геля, 0,71—1,42 кг каустической соды и 2,8—5,7 кг разжижителя на 1 м3 воды). При этом будет получено 150—160 м3 раствора в зависимости от его плотности.
Для приготовления и закачки раствора может быть использован цементировочный агрегат. Приготовить пробные порции раствора. Взять пробы и убедиться, что оборудование и персонал в состоянии готовить гомогенный раствор постоянной плотности и закачивать его при максимальном расходе.
Приготовить и закачать раствор при максимальном расходе.
После того как скважина заглушена, заполнить затрубное пространство буровым раствором низкой плотности или водой и убедиться в полном отсутствии притока.
Если приток в скважину полностью не ликвидирован, то необходимо дополнительно закачать буровой раствор. Объем и плотность закачиваемого бурового раствора зависят от вместимости скважины и темпа притока в нее.
Если приток прекратился, то возможность извлечения бурильных труб будет зависеть от конкретной обстановки. Иногда сталкивались с прихватом труб. В некоторых случаях при извлечении труб после создания тампона происходило свабирование скважины и приток возобновлялся, в то время как в других случаях извлечение труб никакими осложнениями не сопровождалось.
МЕТОД поддержания пониженного давления на дросселе
Методом предусматриваются процессы ликвидации проявлений, которые реализуются при меньшем давлении на дросселе, чем необходимо для предотвращения притока пластовых флюидов. Операции изменяются в зависимости от конкретных условий и логически должны быть названы методами поддержания низкого давления на дросселе.
Когда во время вымыва флюида при постоянном давлении на забое давление на дросселе начинает расти, появляется естественное чувство, что низкие давления могут быть безопаснее и незнакомые с делом бурильщики иногда произвольно снижают давление на дросселе, тем самым допуская приток пластовых флюидов и создавая серьезные затруднения. В высокопроницаемых породах попытка ликвидировать проявление поддержанием пониженного давления на дросселе представляется сомнительной операцией, которая может быстро привести к неуправляемой ситуации. Следовательно, этот процесс при разбуривании высокопроницаемых пород должен осуществляться только в случае крайней необходимости.
Рис. 3.13. Отрегулированное норРис. 3.13. Отрегулированное нормальное давление циркуляциимальное давление циркуляцииМетод поддержания низкого давления на дросселе используется в следующих случаях.
Рис. 3.13. Отрегулированное нор
Рис. 3.13. Отрегулированное нор
мальное давление циркуляции
мальное давление циркуляции
Когда проявление происходит после СПО при несбалансированном бурении в плотных породах. Обычно такое бурение осуществляется на некоторых площадях с целью увеличения скорости проходки.
Чтобы избежать загрязнения породы в известных плотных трещиноватых пластах.
Когда давление в обсадной колонне угрожает превысить предельно допустимое значение.
Когда во время начального закрытия скважины может быть превышено давление разрыва породы ниже кондуктора, который спущен на слишком небольшую глубину, чтобы избежать развития трещин до поверхности. В высокопроницаемых породах
этот метод, по существу, можно рассматривать как процесс ликвидации выброса с использованием дивертора и должен применяться как единственно возможный.
Последние два случая обусловлены плохой конструкцией скважины, и их следует избегать.
Снижение давления на дросселе ниже требуемого для поддержания стабилизирующего давления в бурильных трубах приводит к снижению забойного давления и непрерывному притоку пластовых флюидов в скважину. Если даже давление в бурильных трубах не используется для поддержания постоянным забой
ного давления на уровне, предотвращающем поступление пластовых флюидов, то при поддержании низкого давления на дросселе целесообразно контролировать давление в бурильных трубах.
Какой бы расход бурового раствора при циркуляции ни использовался, его можно рассматривать как необходимый для глушения и ему соответствуют определенные потери давления на трение. Это могут быть измеренные потери давления на трение при расходе, обеспечивающем глушение, нормальное давление циркуляции или новое значение потерь давления на трение, соответствующее новому расходу при глушении скважины.
Новое значение потерь давления на трение, соответствующее расходу во время глушения, может быть получено с помощью любой графической зависимости давления циркуляции от расхода, подобной представленной на рис. 3.13, или рассчитанной по следующей формуле:
(/7тр. тД — (рц. т)1 (^/Ql)1,9!
где Q2 и Qi — новое и измеренное значения расхода при глушении скважины соответственно.
Иногда еще до проявления полезно нанести на график (см. рис. 3.13) два или три измеренных расхода и давления, необходимых для глушения. Таким образом можно определить потери давления на трение при любом расходе во время глушения.
При любом используемом для глушения расходе давление в бурильных трубах больше потерь давления на трение, соответствующих расходу при глушении (замеренных, рассчитанных или определенных по графику). Оно равно забойному давлению минус гидростатическое давление бурового раствора в бурильных трубах. Это давление можно выразить через приращение эквивалентной плотности бурового раствора АрЭКв:
Арэкв = Ю® (ри. т" Ртр. т)/Яв.
Эквивалентная плотность циркулирующего бурового раствора равна сумме приращения эквивалентной плотности и плотности бурового раствора в бурильных трубах.
Необходимо отметить следующее обстоятельство. Если давление в бурильных трубах меньше потерь на трение при расходе во время глушения, то на выходе из долота давление будет меньше гидростатического давления столба закачиваемого раствора; соответственно окажется меньшей и эквивалентная плотность циркулирующего раствора.
Плотные породы
При разбуривании плотных пород формаций Пенсильвания — вулфкемп в Делавэрском бассейне на западе Техаса при несбалансированном пластовом давлении во время СПО обычно случаются проявления. Обычная практика ликвидации проявления заключается в поддержании давления на дросселе примерно 2,1 МПа в процессе бурения с использованием вращающегося превентора. Чаще всего плотность бурового раствора не увеличивается во время вымыва поступившего при СПО газа, и в конечном счете при дальнейшем бурении развивается стационарное течение газа с низким расходом. Бурение в несбалансирбванных условиях требует применения вращающихся превенторов и сепараторов достаточного объема. Плотность бурового раствора увеличивают, когда расход газа становится чрезмерным во время бурения или после СПО. Неполадки в бурении или быстрое увеличение уровня раствора в емкостях следует интерпретировать как проявление из высокопроницаемого пласта, и бороться с ним необходимо герметизацией устья и использованием метода уравновешенного забойного давления.
Когда разбуриваются естественно трещиноватые плотные продуктивные пласты, поглощение часто рассматривается как серьезное осложнение, приводящее к снижению продуктивности скважины. Значительные притоки углеводородов в таких скважинах
возможны только после их заканчивания и осуществления гидроразрыва пласта. В этих условиях, типичных для бурения скважин на меловые отложения остин в Центральном Техасе, практикуется бурение с поддержанием забойного давления, почти равным или немного ниже пластового, для уменьшения вероятности поглощения.
Наиболее важный довод в пользу метода поддержания низкого давления на дросселе при разбуривании плотных пород — ограниченность потенциальных притоков из таких пластов. Поэтому не нужно использовать тщательно разработанную процедуру поддержания постоянного забойного давления, как это делается при вскрытии высокопроницаемых пластов.
Проницаемые породы
На площадях, где ожидаются проявления из высокопроницаемых пород, снижение давления на дросселе может привести к притоку в скважину больших объемов пластовых флюидов. Такое проявление может легко перейти в выброс, поэтому, за исключением случаев крайней необходимости, снижение давления на дросселе допускать нельзя.
Низкое давление на дросселе может потребоваться, когда давление в скважине приближается к предельному для устьевого оборудования или обсадных колонн. Этого можно избежать при правильном выборе конструкции скважины. Если оборудование имеет настолько малый запас прочности, что во время вы- мыва пластовых флюидов возможно превышение предельно допустимого давления, то необходимо рассмотреть вопрос о задавливании этих флюидов обратно в пласт. Необходимо заранее предусмотреть возможность гидроразрыва пласта, прежде чем будет достигнуто предельно допустимое давление. Это стало стандартной практикой на некоторых площадях с высокой концентрацией сероводорода в пластовых флюидах. Однако в результате гидроразрыва могут происходить межпластовые перетоки, если только необсаженная часть ствола скважины не будет очень небольшой.
При вымыве большого объема пластовых флюидов давление, по-видимому, может приближаться к предельному для оборудования. В этом случае требуемая плотность бурового раствора определяется при первоначальном закрытии скважины. При выбранном для глушения расходе необходимо продолжать закачку бурового раствора. Снижение давления на дросселе приводит к уменьшению давления циркуляции в бурильных трубах и забойного давления и неизбежно вызывает приток пластовых флюидов. Поэтому давление на дросселе нельзя уменьшать ниже предельно допустимого значения, кроме того, необходимо контролировать давление в бурильных трубах. Это условие обычно требуется соблюдать, когда первоначально поступивший пластовый флюид находится близко к поверхности. По мере выхода газа из 74
скважины необходимо прикрыть дроссель, чтобы не превысить максимально допустимое затрубное давление. Это способствует увеличению давления циркуляции в бурильных трубах, которое при использовании метода поддержания постоянного давления на забое должно сохраняться неизменным после достижения конечного значения.
Вторичное проявление произойдет, если давление циркуляции в бурильных трубах станет ниже требуемого. Вторичное прояв ление обычно меньше по размеру, чем первоначальное, и его ликвидация может осуществляться тем же способом, что и ликвидация первого. Меньший размер проявления должен сопровождаться пониженным максимальным давлением в обсадной колонне.
Преимущество метода ожидания и утяжеления в этих обстоятельствах очевидно. По сравнению с непрерывным методом глушения, и особенно с методом бурильщика, снижается вероятность достижения максимально допустимого давления, кроме того, уменьшаются длительность периода несбалансированности условий на забое и ее степень.
Кондуктор никогда нельзя спускать на такую глубину, при которой вышележащие породы не позволяют герметизировать устье скважины. Если кондуктор спускают и правильно цементируют ниже некоторой минимальной глубины, которая определяется для каждой конкретной площади, то превышение давления начала гидроразрыва пласта у башмака обсадной колонны может вызвать подземные перетоки, но не гидроразрыв до устья (грифонообразование).
При вскрытии неглубоко залегающих высокопроницаемых газонасыщенных песчаных пластов необходимо открыть дроссель, пустить в ход оба буровых насоса для закачки раствора в скважину, открыть разгрузочную линию и использовать методы глушения через дивертор.
МИГРАЦИЯ ГАЗА
Увеличение давления вслед за начальным периодом его стабилизации свидетельствует о том, что газовая пачка движется к устью. Если пачка газа начинает подниматься, то надо создать условия для ее расширения во избежание гидроразрыва пород. Это может произойти в трех наиболее распространенных ситуациях:
в ожидании доставки утяжелителя;
в ожидании перфорационного оборудования, когда трубы забиты;
в ожидании установки для принудительного спуска в скважину.
Если бурильная колонна находится у забоя и не закупорена, то забойное давление можно поддерживать постоянным путем открытия дросселя.
Если же колонна бурильных труб забита или трубы не находятся у забоя, то некоторое количество бурового раствора должно быть выпущено из обсадной колонны, чтобы газ мог расширяться. Необходим метод точного измерения сбрасываемого раствора. Поэтому дроссель с ручным управлением должен быть обвязан таким образом, чтобы выпускать буровой раствор в мерную емкость.
Расчеты для последующих операций основаны на допущении о движении газа в виде идеальной единичной газовой пачки и не точны, но в них предполагается расширение пачки газа при минимуме или отсутствии притока из пласта. Операции заключаются в следующем.
Позволить давлению в обсадной колонне увеличиться на 0,7 МПа (как безопасный предел) и еще на 0,7 МПа. В результате забойное давление возрастет на 1,4 МПа.
Рассчитать снижение гидростатического давления (на забое) при удалении 1 м3 бурового раствора:
Apr/AV=12,5p/(^-d2),
где Арг — изменение гидростатического давления, МПа; AV — объем выпущенного бурового раствора, м3; dK— внутренний диаметр обсадных труб и ствола скважины, мм; dT— наружный диаметр бурильных труб (нулевой, если трубы извлечены или находятся над газовой пачкой), мм; р — плотность бурового раствора, кг/м3.
Выпустить небольшое количество бурового раствора и рассчитать снижение забойного давления:
Арзаб = Ару + АV (Арг/АУ),
где Арзаб — снижение забойного давления; Ару — снижение устьевого давления в результате расширения газа.
Повторять этап 3, пока снижение забойного давления не составит 0,7 МПа (еще 0,7 МПа остается как безопасный предел).
Допустить увеличение устьевого давления еще на 0,7 МПа.
Повторить этапы 3, 4 и 5, пока давление повышается.
Если газ достиг устья, то до начала осуществления других процессов может возникнуть необходимость в глушении с устья. Если существует угроза достижения предельных для оборудования давлений, то может потребоваться задавка флюидов в пласт. Решение о задавке флюидов обратно в пласт должно быть принято и реализовано достаточно рано, чтобы можно было произвести гидроразрыв пласта без превышения допустимых для оборудования пределов давления.
Удаление на устье скважины бурового раствора не приводит к снижению забойного давления до небезопасных значений, пока устьевое давление снижается.
76
Если во время выпуска бурового раствора из скважины давление не снижается, значит, имеет место приток пластовых флюидов в скважину.
. Подъем и расширение единичной пачки газа можно рассчитать.
Высота подъема единичной пачки газа без расширения или изменения объема затрубного пространства
А/7=105Дру/р,
где А//— высота подъема единичной пачки газа, м; Дру — увеличение устьевого давления, МПа; р — плотность бурового раствора, кг/м3.
Увеличение длины идеальной пачки газа А£п во время короткого периода отбора бурового раствора
А£П=АУ/С3,*
где Сз — удельная вместимость затрубного пространства скважины (в месте расположения газовой пачки), м3/м; ДУ — объем выпущенного бурового раствора, м3.
Первоначальная длина газовой пачки
£п — Уф/Сэ,
где £п — первоначальная длина газовой пачки, м; Уф — объем поступившего в скважину пластового флюида, м3.
Если построить графическую зависимость положения верха или низа газовой пачки от глубины, то можно видеть, что наклон каждой линии будет меняться при прохождении верха и низа газовой пачки через каждый участок, где резко изменяется площадь поперечного сечения затрубного пространства. Это свидетельствует о необходимости пересчета отношения Арг/АУ.
Межпластовые перетоки
Межпластовые перетоки, которые часто называют подземными выбросами, могут происходить по нескольким причинам. Различают два основных типа межпластовых перетоков:
) переток из глубокозалегающего пласта высокого давления в вышележащий пласт низкого давления. Обычно этому способствует гидроразрыв неглубоко залегающего пласта под воздействием высокого давления в скважине;
) переток из пласта высокого давления в более глубокий пласт низкого давления.
Основные причины межпластовых перетоков первого типа:
неоправданно большие размеры проявления вследствие задержки закрытия скважины, неправильной борьбы с проявлением или временного выхода из строя оборудования;
чрезмерное давление в скважине в результате неправильной борьбы с проявлением;
недостаточная глубина спуска обсадной колонны;
повреждение насосно-компрессорных труб и обсадной колонны в добывающей скважине;
задавливание флюидов обратно в пласт, когда имеется длинный необсаженный интервал, а градиент пластового давления увеличивается с глубиной;
поглощение во время бурения, сопровождающееся значительным падением уровня жидкости в скважине.
Межпластовые перетоки второго типа могут происходить в том случае, если вскрыт интервал с АВПД, а бурение ведется в интервале с низкими пластовыми давлениями без спуска обсадной колонны. Это осложнение возможно также при вскрытии истощенных пластов.
При любом типе перетоков не исключен прихват бурильных труб, при большом расходе межпластовый переток ликвидировать очень трудно. Интервалы перетока иногда определяются с помощью температурного каротажа внутри бурильных Труб.
Межпластовый переток первого типа иногда удается ликвидировать созданием столба утяжеленного бурового раствора от забоя до интервала, подвергшегося гидроразрыву (обычно, если не проводят каротаж, принимают, что он находится у башмака обсадной колонны). Одновременно в затрубное пространство закачивают легкий буровой раствор, который примерно соответствует . градиенту разрыва пород. Утяжеленный буровой раствор должен быть закачан так быстро, как только возможно. Эта операция будет успешной, если комбинированный столб бурового раствора обеспечит достаточное гидростатическое давление, а утяжеленный буровой раствор не так быстро разбавится потоком.
Баритные тампоны часто размещают в нижнем интервале для разделения части или всего столба утяжеленного бурового раствора, причем их оседание не будет происходить до тех пор, пока под действием гидростатического давления переток не прекратится. Точно так же и цемент не может создать герметичный барьер, пока гидростатическое давление не приостановит течение. Для создания тампонов использовались такие материалы, как ильменит и галенит, можно также применять слюденистый гематит. Все эти материалы имеют более высокую плотность, чем барит. При необходимости использования оседающих тампонов должны быть проведены тщательные испытания с предполагаемыми материалами и с добавками каустической соды и разбавителя, которые обеспечивают выпадение этих материалов в осадок. В таком случае после помещения тампона колонну бурильных труб необходимо приподнять выше башмака обсадной колонны при условии, что попытка оказалась успешной, трубы не прихвачены.
При таких межпластовых перетоках столб бурового раствора может «плавать» сверху потока. Давления в бурильных трубах и в обсадной колонне могут быть равны нулю, и будет казаться, 78
что скважина заглушена, однако давление в обсадной колонне будет медленно расти, если переток продолжается.
Когда применение двух растворов с разными плотностями оказывается безуспешным, можно предпринять другие меры. Смеси бентонита и солярки или цемента, бентонита и солярки, приготовленные в пропорции 855 кг/м3, почти мгновенно твердеют в потоке соленой воды или при контактировании с буровым раствором на водной основе. Это позволяет проводить тампонирование, когда наблюдается переток, при условии, что пластовые флюиды не разбавляют смесь слишком быстро. Такие смеси успешно используют для остановки сильных перетоков соленой воды и в некоторых случаях применяют до того, как утяжеленный буровой раствор и баритные тампоны остановят медленный межпластовый переток. Одна из фирм, выполняющая работы по цементированию, рекомендует использовать гуаровую смолу, смешанную с материалом упомянутых тампонов, так как она повышает склонность к загустению в соленой воде. Для предотвращения закупорки бурильных труб совершенно необходимо предварительно закачивать разделитель — солярку в объеме 1,6—2,4 м3. С 1982 г. одна из компаний поставляет смесь силиката натрия, которая затвердевает при смешении с раствором хлористого кальция. Хотя имеется тенденция к осаждению при закачке в поток минерализованной воды, после силиката лучше закачивать раствор хлористого кальция. В смесь включают радиоактивные материалы, так что конечное расположение тампона может быть определено каротажем. Бурильные трубы должны быть очищены, чтобы при необходимости можно было провести соответствующую обработку, а для того чтобы убедиться, что переток прекратился, осуществляют температурный каротаж. Эти методы влекут за собой прихват труб и обычно не используются, если трубы еще не прихвачены. Однако иногда необходимо допускать прихват труб для контроля условий в скважине.
Для загущения бурового раствора на нефтяной основе используется органический бентонит, обработанный амином. Когда бентонит, взвешенный в воде (около 780 кг/м3), смешивается с нефтью, происходит его осаждение подобно обычной нормальной смеси бентонита и солярки при смешении с водой или с буровым раствором на водной основе. Эта смесь была использована одним из авторов для прекращения сильного межпластового перетока нефти. В случае перетоков газа буровой раствор и смеси, образующие тампоны, разделяют порциями нефти, которые закачивают в бурильные трубы (либо одну порцию — в бурильные трубы, другую — в затрубное пространство).
В нескольких случаях межпластовых перетоков в законченных скважинах, когда имелись отверстия в насосно-компрессорных трубах и в обсадной колонне, один из авторов закачивал буровой раствор через колонну насосно-компрессорных труб и одновременно нагнетал смесь бентонита и солярки в затрубное пространство. Смешение этих фаз в трещинах за обсадной колон-
ной или в затрубном пространстве привело к образованию тампона, а продолжение закачки бурового раствора через колонну насосно-компрессорных труб позволило заглушить скважину. Это было выполнено после повторных попыток глушения с использованием менее сложных процессов, окончившихся неудачей. Хотя применялись разные смеси и поддерживалось высокое давление при схватывании, при очистке они удалялись намного легче, чем цемент.
Межпластовый переток второго типа может быть ликвидирован только в том случае, если заглушен нижний интервал, так что до устья может быть создан адекватный столб бурового раствора. Закупоривающие смеси могут быть использованы способами, подобными тем, которые описаны для перетока первого типа.
Использование обычных уплотнительных материалов в буровом растворе для прекращения межпластового перетока редко бывает успешным.
Глушение с устья и задавливание в пласт
Встречаются обстоятельства, при которых для борьбы с выбросом буровой раствор закачивают в скважину непосредственно с устья.
Когда газ достигает поверхности, давление может быть уменьшено путем чередующейся закачки бурового раствора и выпуска газа. Этот метод известен как глушение с устья.
Иногда для ликвидации проявления, осуществляют непрерывную закачку в скважину с устья, и метод известен как задавливание флюидов обратно в пласт.
Процесс глушения с устья может быть необходим, когда газ находится у устья, а труб в скважине нет, через бурильную колонну циркуляция производиться не может или в скважине находится лишь несколько труб. В последнем случае буровой раствор должен закачиваться в бурильные трубы, а не в затрубное пространство.
При глушении с устья необходимо точно измерять затрубное давление и объем закачиваемого бурового раствора. Операции по глушению обычно базируются на заданном снижении давления в обсадной колонне (например, 0,7 МПа). Объем закачиваемого бурового раствора для обеспечения гидростатического давления в скважине, соответствующего желаемому снижению давления,
V = 105С3Ар/6,
где V— закачиваемый объем, м3; Ар— требуемое снижение давления, МПа; С3 — вместимость затрубного пространства, м3/м; р — плотность используемого бурового раствора, кг/м3.
Закачивают расчетный объем бурового раствора и позволяют ему опускаться вниз, через дроссель выпускают только сухой газ. 80
Важно выпускать газ, а не пары бурового раствора. Во время и после закачки обычно наблюдается заметное увеличение давления. Выпуск газа продолжается, пока не будет компенсировано увеличение и обеспечено требуемое снижение давления.
Этот процесс глушения может быть использован лишь теоретически, причем заполнение ствола скважины буровым раствором— весьма трудоемкая операция. Прежде чем газ и буровой раствор полностью разделятся и появится возможность выпуска газа, могут потребоваться длительные периоды ожидания. Поэтому процесс обычно ограничивается снижением давления до уровня, при котором можно безопасно спускать трубы в скважину под давлением.
Задавливание газа в пласт путем закачки бурового раствора может производиться вне зависимости от места нахождения газа в скважине. Межпластовые перетоки обычно возникают при наличии длинного необсаженного участка ствола. При недостаточно прочном или негерметизированном устьевом оборудовании может появиться необходимость в спасении скважины. При поступлении в скважину сероводорода его иногда задавливают обратно в пласт. К этому методу глушения скважины можно прибегнуть и в том случае, когда ожидается, что при ликвидации газопроявления методами поддержания постоянного забойного давления в обсадной колонне развивается давление, превышающее предельное для устьевого оборудования.
При межпластовых перетоках в затрубное пространство можно закачать буровой раствор достаточной плотности, чтобы получить нулевое давление в обсадной колонне. Это не обеспечивает глушения скважины, но позволяет снизить давление, чтобы можно было проводить другие операции, например спуск труб через гер- -метизированное устье. Столб бурового раствора имеет тенденцию «плавать» на флюиде перетока; иногда разделение по плотности вызывает рост давления, который проявляется быстрее, если пластовым флюидом явлйется газ, а не нефть или минерализованная вода.
Закупоренное долото
Если во время борьбы с проявлением долото окажется полностью закупоренным, то необходимо перфорировать бурильную колонну или очистить насадки долота с помощью кумулятивного заряда. Перфорировать бурильную колонну следует как можно ближе к долоту. Если циркуляция через бурильные трубы не может быть установлена, то может потребоваться глушение скважины с устья или задавка флюида обратно в пласт.
До перфорации требуется отрегулировать давление в обсадной колонне, как уже рассматривалось в разделе «Миграция газа».
В начале циркуляции может быть обнаружено частичное закупоривание долота. Если это происходит во время вымыва пла-
81
стового флюида, то будет отмечаться быстрое увеличение давления в бурильных трубах. В таком случае давление в обсадной колонне необходимо поддерживать на уровне, существовавшем до закупоривания, до тех пор пока не будет изменен режим работы насоса и не произойдет стабилизация давления в бурильных трубах. В большинстве случаев конечная подача насоса будет ниже, чем первоначальный расход во время глушения, чтобы давление нагнетания было ниже допустимых пределов для цилиндровой втулки насоса.
БУРИЛЬНЫЕ ТРУБЫ ВЫШЕ ЗАБОЯ
Для эффективной ликвидации проявления необходимо, чтобы нижний конец колонны бурильных труб находился ближе к забою скважины; это позволит контролировать забойное давление и не допускать чрезмерного увеличения плотности бурового раствора. Если проявление происходит тогда, когда колонна бурильных труб находится выше забоя, то должны быть предприняты меры по спуску труб до забоя. Используются два основных метода:
спуск труб под давлением через закрытые превенторы, когда веса бурильных труб для этого вполне достаточно;
принудительный спуск под давлением, когда вес бурильной колонны недостаточен для самопроизвольного перемещения труб через закрытые превенторы.
За счет давления в скважине на бурильные трубы действует выталкивающая сила
F=WTP,
где F — выталкивающая сила под действием давления в скважине, Н; dT — наружный диаметр бурильных труб, бурильного замка или УБТ в превенторе, мм; р— давление в скважине, МПа.
Должна быть преодолена также сила трения, которая изменяется в зависимости от типа превентора и давления в системе управления.
Если в скважине бурильных труб нет, а вес свечи УБТ превышает выталкивающую силу, то в УБТ может быть установлен обратный клапан, а универсальный превентор закрыт на УБТ. После этого можно открыть глухие плашки и спустить в скважину УБТ под действием собственного веса. При недостаточном весе труб в скважине рекомендуется осуществить их принудительный спуск через закрытые превенторы, пока бурильная колонна не начнет перемещаться через превенторы сравнительно легко под действием собственного веса. Важно точно измерять давление в скважине, которое может привести к выбросу труб.
Обратные клапаны (внутренние превенторы) и полнопроходные предохранительные клапаны должны находиться на полу буровой и быть готовы для установки в любое время. Для каждого типа бурильного замка в колонне должны иметься ком- 82
плекты обоих устройств (предохранительный клапан и внутренний превентор). Ключ для закрытия предохранительного клапана должен быть всегда под рукой, т. е. подвешен в удобном месте на буровой. Использованное уплотнительное кольцо превентора, приваренное к ключу, предохранит его от падения в скважину.
Для поддержания постоянного забойного давления при спуске труб через герметизированное устье необходимо достаточно часто выпускать из затрубного пространства буровой раствор в объеме, равном полному замещаемому объему бурильных труб. При извлечении труб из скважины эквивалентный объем должен быть закачан в нее. Обычно извлечение труб из скважины под давлением не рекомендуется. Однако на подводных сборках извлечение труб под давлением необходимо, чтобы вставить в колонну устройство для подвески труб перед освобождением плавучей буровой установки в штормовых условиях.
Когда пачка газа поступает в нижнюю часть бурильной колонны, давление в обсадной колонне увеличивается, так как длина этой пачки становится больше. Тем не менее только в связи с таким увеличением давления выпускать дополнительный объем бурового раствора не требуется. Если давление в обсадной колонне становится критическим или газ в затрубном пространстве поднимается вверх во время спуска труб через герметизированное устье, то необходимо предпринять дополнительные действия (см. разделы «Миграция газа» и «Глушение с устья и задавливание в пласт»).
Спуск труб в скважину через герметизированное устье под действием собственного веса
При самопроизвольном спуске труб в скважину через герметизированное устье используются три метода: а) спуск через закрытый универсальный превентор; в) спуск перехватом от универсального превентора к плашечному; с) спуск перехватом между двумя плашечными превенторами.
Для выбора метода спуска труб в скважину через герметизированное устье можно воспользоваться следующими рекомендациями.
Устьевое давление, МПа
Глубина, на которую необходимо спустить колонну под давлением, м
Метод спуска
<^7
а
7-10,5
^300
а
10,5
>300
b или с
>10,5
—
с
При спуске труб через универсальный превентор необходимо наблюдать за ним, для чего требуется поднять или развернуть в сторону патрубок с устьевой воронкой. При пропускании бурильного замка через превентор необходимо видеть небольшую струйку бурового раствора. Если такой струйки нет, то требуется снижать давление ступенями по 0,35 МПа, пока струйка не появится или пока давление в этой системе не будет равно 0,35 МПа. При спуске труб через герметизированное устье просачивание должно быть очень небольшим, в это время универсальный превентор нуждается в смазке. Гель (бентонит) с небольшим количеством воды — хорошее смазочное средство, химически не воздействующее на уплотнение универсального превентора, подобно маслу.
Общие требования к спуску труб через герметизированное устье
Снять резиновые трубные протекторы во время спуска труб через герметизированное устье скважины.
При извлечении труб из скважины под давлением трубные протекторы могут собираться под плашками верхнего превентора. Необходимо периодически прекращать подъем труб, закрывать плашки нижнего превентора, открывать плашки верхнего превентора и извлекать трубу с протекторами из скважины.
Для спуска труб через герметизированное устье скважины перехватом между превенторами должно иметься пространство для повышения и снижения в нем давления, а также для размещения бурильного замка. Это пространство между превенторами необходимо также для пропуска бурильного замка с предохранительным клапаном и с обратным клапаном, предназначенным для начала работ.
Для точного регулирования и измерения объема бурового раствора, выпускаемого из затрубного пространства или закачиваемого в него, следует использовать мерную емкость и ручной регулируемый дроссель.
Не использовать нижний плашечный превентор для спуска труб через герметизированное устье. Сохранить его на аварийный случай. Благодаря этому допускается возможность подсоединения другого превентора или установки трубных плашек нужного размера в имеющемся превенторе.
Регистрировать давление в обсадной колонне, а также объемы выпускаемого и закачиваемого бурового раствора во время спуска труб через герметизированное устье.
Перед спуском в скважину убедиться в том, что предохранительный клапан открыт.
Поддерживать бурильные трубы заполненными.
Составить план борьбы с авариями при спуске труб через герметизированное устье, чтобы иметь запасной внутренний превентор и обратный клапан для бурильных труб.
84
Спуск труб через закрытый универсальный превентор
Когда случается проявление, немедленно установить в бурильной колонне открытый полнопроходный предохранительный клапан.
Закрыть клапан и закрыть скважину с помощью универсального превентора. Считать и записать давление в обсадной колонне. Обратный клапан (внутренний превентор) устанавливают над предохранительным клапаном и последний открывают до спуска труб в скважину через герметизированное устье. Это предотвращает обратное течение и в то же время допускает нормальную циркуляцию.
Уменьшать давление в системе управления универсальным превентором (как уже описывалось). Не использовать с этой целью гидравлическую систему для открытия превентора.
Спустить трубы в скважину через герметизированное устье. Пропускать бурильные замки через уплотнение универсального превентора с минимальной скоростью. По мере повышения давления в скважине выпускать требуемые объемы бурового раствора в мерную емкость. Использовать дроссель с ручной регулировкой.
Во время спуска труб в скважину через герметизированное устье миграция газа вызывает дополнительное увеличение давления в обсадной колонне. Провести необходимые расчеты (см. подраздел «Миграция газа»). Объем выпускаемого бурового раствора должен определяться замещаемым объемом труб и объемом, необходимым для расширения газовой пачки.
Когда долото достигнет забоя, начать вымыв пластового флюида с использованием стандартного метода глушения скважины.
Подъем труб через закрытый универсальный превентор
Обычно трубы не должны извлекаться под давлением. Однако в некоторых случаях (например, когда при использовании подводных колонных головок операции по глушению должны быть отложены из-за неблагоприятных погодных условий) это может оказаться необходимым. Иногда бурильную колонну приподнимают, чтобы поместить долото в обсадной колонне и избежать прихвата труб, но так делать не рекомендуется. При извлечении труб под давлением через закрытый превентор предлагается следующая последовательность операций.
Если расстояние, на которое поднимают трубы под давлением, сравнительно небольшое (менее 80 свечей), а давление не превышает 5,6 МПа, заполнить бурильную колонну утяжеленным буровым раствором, необходимым для глушения скважины, затем залить в колонну 5—8 м3 бурового раствора, плотность которого на 180 кг/м3 больше. Этот раствор должен циркулировать при постоянном забойном давлении. По мере подъема труб уровень
бурового раствора в бурильной колонне будет снижаться, поэтому долива раствора в затрубное пространство не требуется. Контролировать затрубное давление и, если оно упадет ниже первоначального значения, следует закачать в скважину буровой раствор. Эта операция не может быть распространена на все трубы, извлекаемые из скважины.
При осложнении, требующем извлечения труб из скважины, установить задавливаемый обратный клапан или спускаемую на тросе мостовую пробку.
Контролировать давление в скважине. Рассчитать выталкивающую силу, действующую на поперечное сечение труб. Немедленно заказать установку для принудительного спуска труб под давлением и дополнительные превенторы, если ожидается их использование.
Смонтировать точно градуированную мерную емкость для буровых флюидов и подсоединить насос высокого давления малой подачи к линии глушения.
Настроить регулятор давления в системе управления универсальным превентором. Не использовать с этой целью гидравлическую систему для открытия превентора.
Открыть задвижки на линии глушения и создать насосом избыточное давление примерно 0,7 МПа. Это дополнительно предотвращает удаление пластовых флюидов в промежутках между доливами скважины. Поддерживать избыточное давление примерно 0,7 МПа.
Извлечь трубы под давлением через уплотнение превентора. Медленно (0,5 м/с) перемещать бурильные замки через уплотнение превентора, периодически доливать в скважину требуемый объем бурового раствора. Не допускать, чтобы давление в обсадной колонне падало ниже значения, которое было перед подъемом труб. Как руководство в определении необходимого объема долива следует пользоваться заранее заполняемыми бланками долива при СПО. Необходимый объем долива определяют суммированием расчетной вместимости труб и расчетного объема долива во время «нормального» спуска-подъема, т. е. замещаемого объема и вместимости бурильных труб.
Спуск труб через герметизированное устье перехватом м,ежду плашечными превенторами
Когда случается проявление, немедленно установить полнопроходный открытый предохранительный клапан в бурильных трубах.
Закрыть клапан и закрыть скважину с помощью универсального превентора. Считать и записать давление в обсадной колонне. Обратный клапан (внутренний превентор) устанавливают над предохранительным клапаном и последний открывают до спуска труб в скважину через герметизированное устье. Этим предотвращается обратное течение и в то же время допускается
Рис. 3.14. Спуск труб через закрытый верхний плашечный превентор. Показано положение, когда бурильный замок находится непосредственно над закрытыми плашками: 1 — нижний превентор с трубными плашками; 2 — линия глушения; 3 — верхний превентор с трубными плашками; 4 — крестовина; 5 — линия дросселирования;6 — давление в скважинеРис. 3.14. Спуск труб через закрытый верхний плашечный превентор. Показано положение, когда бурильный замок находится непосредственно над закрытыми плашками: 1 — нижний превентор с трубными плашками; 2 — линия глушения; 3 — верхний превентор с трубными плашками; 4 — крестовина; 5 — линия дросселирования;6 — давление в скважине
Рис. 3.14. Спуск труб через закрытый верхний плашечный превентор. Показано положение, когда бурильный замок находится непосредственно над закрытыми плашками: 1 — нижний превентор с трубными плашками; 2 — линия глушения; 3 — верхний превентор с трубными плашками; 4 — крестовина; 5 — линия дросселирования;
6 — давление в скважине
Рис. 3.14. Спуск труб через закрытый верхний плашечный превентор. Показано положение, когда бурильный замок находится непосредственно над закрытыми плашками: 1 — нижний превентор с трубными плашками; 2 — линия глушения; 3 — верхний превентор с трубными плашками; 4 — крестовина; 5 — линия дросселирования;
6 — давление в скважине
нормальная циркуляция. Клапанное устройство может потребовать применения универсального превентора или дополнительного плашечного превентора для его спуска в скважину.
Снизить давление закрытия верхних плашек до минимального, при котором обеспечивается герметичность (обычно 0,7—3,5МПа). Пониженное давление закрытия снижает износ уплотнения. Начать медленно (примерно 0,3 м/с) спускать трубы через верхние трубные плашки.
Продолжать спуск труб, пока бурильный замок не окажется около верхних плашек (рис. 3.14). Использовать дроссель с ручной регулировкой и дроссельную линию для выпуска объема бурового раствора, рав
ного вместимости и замещаемому объему труб.
Закрыть нижние плашки и через дроссель сбросить давление между двумя плашечными превенторами.
Открыть верхний плашечный превентор.
Рис. 3.15. Спуск труб через закрытый нижний плашечный превентор. Показано положение, когда бурильный замок находится между верхним и нижним плашечными превенторами:
1—6 — см. рис. 3.14
Рис. 3.16. Спуск труб через закрытый верхний плашечный превентор после прохождения бурильного замка:
1—6 — см. рис. 3.14
Снизить давление в системе управления плашками нижнего превентора до минимума.
Медленно спускать трубы через нижние плашки, пока бурильный замок не расположится между плашками (рис. 3.15).
Закрыть верхний плашечный превентор.
Открыть линию глушения и закрыть линию дросселирования.
Через линию глушения закачивать буровой раствор, пока давление между превенторами не . станет равным давлению в стволе скважины. Этим предотращается дополнительный приток пластового флюида. Небольшие изменения давления каждый раз, когда открывается нижний превентор, могут оказаться значительными, если спускают длинные колонны труб без уравновешивания давления между превенторами.
Уменьшить давление в системе закрытия плашек верхнего превентора и начать спуск труб (рис. 3.16).
Повторять этапы 4—12, пока нижний конец бурильной колонны не окажется в нужном положении.
Спуск труб перехватом от универсального превентора к плашечному
Спуск труб в скважину перехватом от универсального превентора к плашечному в основном производится точно так же, как и перехватом между плашечными превенторами, с заменой верхнего плашечного превентора универсальным.
Принудительный спуск под давлением
Когда давление в скважине настолько велико, что действующая на бурильную колонну выталкивающая сила будет превышать вес бурильной колонны, последнюю необходимо задавливать в скважину и удерживать в ней в процессе наращивания труб над превентором. Эта операция называется принудительным спуском.
Существуют два типа установок принудительного спуска, используемых для создания усилий, необходимых для преодоления давления в скважине: механическая (рис. 3.17) и гидравлическая (рис. 3.18). Механические установки принудительного спуска в зависимости от усилия заталкивания подразделяются на три категории: малая (22 кН) для труб диаметром 25—114 мм; средняя (56 кН) для труб диаметром 25—114 мм; большая (156 кН) для труб диаметром 60—194 мм. Установки принудительного спуска не относятся к числу стандартного оборудования буровой установки. Противовыбросовое оборудование, собранное для принудительного спуска перехватом между плашечными превенторами, используется после того, как трубы начинают спускать в скважину, но вследствие ограниченности пространства и высокого давления может возникнуть необходимость в дополнительных плашечных превенторах.
Рис. 3.17. Механическая установка принудительного спуска труб в скважину под давлением с использованием буровой установки:Рис. 3.17. Механическая установка принудительного спуска труб в скважину под давлением с использованием буровой установки:1 — талевый блок: 2 — противовес; 3 — подвижные шлипсовые катушки; 4 — канат; 5 — стационарные шлипсовые катушки; 6 —площадка; 7 — верхний плашечный превентор; 8 — верхний плашечный превентор перехвата; 9 — нижний плашечный превентор перехвата1 — талевый блок: 2 — противовес; 3 — подвижные шлипсовые катушки; 4 — канат; 5 — стационарные шлипсовые катушки; 6 —площадка; 7 — верхний плашечный превентор; 8 — верхний плашечный превентор перехвата; 9 — нижний плашечный превентор перехвата
Рис. 3.17. Механическая установка принудительного спуска труб в скважину под давлением с использованием буровой установки:
Рис. 3.17. Механическая установка принудительного спуска труб в скважину под давлением с использованием буровой установки:
1 — талевый блок: 2 — противовес; 3 — подвижные шлипсовые катушки; 4 — канат; 5 — стационарные шлипсовые катушки; 6 —площадка; 7 — верхний плашечный превентор; 8 — верхний плашечный превентор перехвата; 9 — нижний плашечный превентор перехвата
1 — талевый блок: 2 — противовес; 3 — подвижные шлипсовые катушки; 4 — канат; 5 — стационарные шлипсовые катушки; 6 —площадка; 7 — верхний плашечный превентор; 8 — верхний плашечный превентор перехвата; 9 — нижний плашечный превентор перехвата
Методики принудительного и самопроизвольного (под действием собственного веса) спуска труб через закрытые плашечные превенторы аналогичны, если не считать того, что трубы с усилием залавливаются в скважину. В скважинах с высоким давлением могут использоваться трубы малого диаметра, чтобы снизить усилия, необходимые для их задавливания в ствол скважины.
ПОДВОДНЫЕ СБОРКИ ОП
При использовании методов глушения проявления в скважинах с подводными сборками ОП необходимо учитывать характерные факторы.
Длинные линии дросселирования способствуют созданию значительного противодавления на ОП.
Вертикальная качка судна может стать причиной
— повышенного напряжения бурильной колонны и возможного ее разделения в случае прихвата;
— дополнительного износа
превентора.
В неблагоприятных погодных условиях может возникнуть необходимость в отсрочке операций по глушению скважины.
Влияние всех этих факторов усиливается с увеличением глубины.
В то время как понятия «затрубное давление» и «давле-
ние на дросселе» адекватны для
наземных сборок ОП, в случае скважин с подводным расположением устья эти понятия становятся неадекватными. Длинная линия дросселирования от подводной сборки ОП дает совершенно Другую реакцию на давление, чем короткая линия при бурении на море, особенно когда вымывается газ. В первую очередь будут рассматриваться газопроявления, так как нефте- и водопроявле-
ния не приводят к таким резким изменениям давления.
Рис. 3.18. Гидравлическая установка принудительного спуска труб в скважину под давлением, работающая без использования буровой установки. Создаваемое усилие заталкивания 445 кН, диаметр труб 13— 114 мм.
Положение подвижного захвата: А — открыт; В — закрыт; / — рабочая площадка для людей и оборудования; 2 — колонна труб; 3 — подъемный поршень; 4 — вход и выход жидкости гидравлического управления. Стационарный захват: 5 — закрыт; 6—открыт; 7— стационарная шлипсовая катушка; 8 — катушка с окнами для доступа к уплотнителю герметизирующей головки; 9 — уплотнитель герметизирующей головки, используемый при давлениях в скважине до 20 МПа; 10 — плашечные превенторы, используемые при давлениях более 20 МПа или когда спускают УБТ; // — обратный клапан в колонне труб; ^2 — долото «рыбий хвост»; 13 — скважинное давление
Трение при течении в длинной линии дросселирования создает дополнительное противодавление на обсадные трубы и пласт. Противодавление отражается на значениях давления в бурильных трубах и в обсадной колонне, а на давление дросселирования не влияет. Поэтому необходимы некоторые изменения в методах глушения с поддержанием постоянного забойного давления, чтобы компенсировать влияние потерь давления до дросселя.
При использовании сборок ОП начальное давление циркуляции равно сумме давления в бурильных трубах при закрытом устье и потерь давления на трение при расходе во время глушения, как и в случае наземных сборок. График изменения давления в бурильных трубах в методе ожидания и утяжеления и в непрерывном методе глушения подготавливается одинаково. Необходимо следовать этому графику до тех пор, пока общее давление на дросселе равно или больше потерь давления на трение в линии дросселирования, поскольку давление в бурильных трубах можно успешно регулировать с помощью дросселя. Давление в линии дросселирования в данном случае критическим фактором не является. Однако, когда суммарное давление на дросселе, необходимое для поддержания нужного давления в бурильных трубах, падает ниже давления в линии дросселирования, давление в бурильных трубах на требуемом уровне сохранить нельзя. Полное открытие дросселя не препятствует суммированию потерь давления на трение в длинной линии дросселирования и потерь давления на трение при циркуляции в бурильных трубах. В этих условиях больше не представляется возможным следовать графику изменения давления в бурильных трубах. Давления в бурильных трубах и на забое возрастут выше заданных (режимных) значений. Это может вести к очень важным последствиям. Например, при потерях давления на трение в линии дросселирования (2,1 МПа) и глубине спуска обсадной колонны 1070 м увеличение давления у ее башмака будет эквивалентно повышению плотности бурового раствора на 192 кг/м3. Однако имеются пути для уменьшения влияния давления в линии дросселирования.
Потери давления на трение в линии дросселирования почти прямо пропорциональны квадрату расхода флюида в ней. Другими словами, если противодавление, вызываемое потерями давления на трение в линии дросселирования, равно 1,4 МПа, то уменьшение скорости течения в этой линии наполовину должно снизить противодавление примерно до 0,35 МПа.
Влияние давления в линии дросселирования можно значительно уменьшить снижением расхода, поддерживаемого во время глушения, или открытием линии глушения . Для правильного
выполнения каждая операция должна тщательно планироваться, поскольку не исключено, что придется изменить расположение вы- кидов линий глушения и дросселирования на сборке ОН и (или) модифицировать блок дросселирования.
По мере вымыва газа допускают его расширение, тем самым увеличивается скорость течения бурового раствора в скважине. Эта скорость и, следовательно, потери давления на трение в линии дросселирования становятся максимальными, как только газ достигнет превенторов. Чтобы поддерживать давление в бурильных трубах постоянным, дроссель может быть открыт совсем немного. Но так как газ поднимается по линии дросселирования вверх до поверхности, противодавление за счет потерь давления на трение и гидростатическое давление в линии дросселирования уменьшаются очень быстро. Таким образом, для поддержания постоянного давления в бурильных трубах требуется за короткое время сравнительно сильно открытый дроссель почти полностью закрыть. Время, необходимое для заполнения 89-мм линии дросселирования (внутренний диаметр 63 мм) при глубине моря 150 м и расходе 0,45 м3/мин, составляет около 1 мин. Эта оценка довольно приближенна, поскольку газ и буровой раствор в какой-то мере смешиваются и механика потока меняется. Однако влияние на давление в бурильных трубах и требуемые манипуляции с дросселем точно такие, как уже отмечалось. Недостаточно открытое отверстие дросселя, когда линия заполнена буровым раствором, может привести к гидроразрыву пласта. Если же дроссель не закрыть достаточно быстро, когда по линии движется газ, то новые порции газа будут поступать в скважину. Это — испытание как чувствительности дросселя, так и реакции оператора. К счастью, последовательность изменения давлений не так быстра, как можно было бы ожидать по расчетам на ЭВМ. Подобное наблюдалось в промысловых работах и недавно было подтверждено Бургуаном [3]. Тщательное управление дросселем и насосом помогает избежать значительных повторных проявлений и поглощений.
Давление в обсадной колонне можно регулировать с помощью линии глушения, так что допустимо использовать операции, применяемые для наземного ОП и требующие знания этого давления. Для этого требуется линия, заполненная жидкостью постоянной плотности (обычно буровым раствором). Пока жидкость остается неподвижной, изменение давления в линии равно изменению давления в обсадной колонне. Таким образом, давление в обсадной колонне может поддерживаться на одном уровне путем манипулирования дросселем во время регулирования режима работы насосов. Для использования линии глушения в качестве средства регулирования должен быть использован плашечный превентор над выкидами линий глушения и дросселирования. В операции по закрытию скважины следует использовать плашечный превентор. Для линий дросселирования и глушения потребуются независимые манометры, которые являются нестандартными уст- 92
ройствами на большинстве существующих пультов управления дросселями.
Открытие линии глушения должно производиться по заранее составленному плану. Линия глушения медленно открывается с помощью дросселя, но, когда газ поступает в линии глушения и дросселирования, закрывать его надо быстро, чтобы поддерживать постоянным давление в бурильных трубах. Обычно требуется более быстрая реакция, чем могут обеспечить дроссели с гидравлическим управлением, поэтому могут быть использованы подводные задвижки с дистанционным управлением.
Обеспечение давления при расходе во время глушения
Давления в бурильных трубах необходимо определять не менее чем при трех значениях расхода, а не при одном, как на наземных сборках. На подводных сборках важное значение приобретают также давления в линии дросселирования, которые должны измеряться в том же диапазоне расходов. Кривая давления для каждого расхода в зависимости от подачи насоса позволяет оценивать давления в бурильных трубах и в линии дросселирования при различных расходах.
Давления при расходе во время глушения определяют путем закачки бурового раствора в бурильные трубы при открытых превенторах, а давления в линии дросселирования'—путем закачки бурового раствора в линию дросселирования или глушения. Когда имеется необсаженный участок скважины, выходящий буровой раствор должен проходить через райзер. Перед разбуриванием башмака обсадной колонны превентор может быть закрыт и установлена циркуляция вниз по колонне бурильных труб и далее вверх по линии дросселирования, пока с помощью дросселя поддерживается противодавление. Это помогает обслуживающему персоналу понять реакцию дросселя и оценить потери давления на трение в линии дросселирования. Однако колебания давления при этом не такие же, как при вымыве газового проявления.
График давления циркуляции в бурильных трубах, построенный в логарифмическом масштабе, должен выражаться прямой линией (см. рис. 3.17). Эта информация может быть использована для определения давления в бурильных трубах при новом расходе во время глушения, для чего необходимо изменить подачу на- соёа. Давление в линии дросселирования используется, когда должен быть изменен расход при глушении скважины, а давление в бурильных трубах во время глушения не соответствует прогнозу, основанному на графике давления в бурильных трубах. Пример потерь давления на трение в линии дросселирования [4] представлен на рис. 3.19. При турбулентном течении бурового раствора плотностью 1200 кг/м3 с расходом 1,13 м3/мин через линию дросселирования внутренним диаметром 64 мм потери давления на трение на каждые 100 м ее длины составят примерно 0,65 МПа. Давления циркуляции и в линии дросселирования используются
Рис. 3.19. Зависимость потерь давления на трение в линии дросселирования от расхода бурового раствора плотностью 1200 кг/м3 при турбулентном режиме течения. Цифры у кривых соответствуют внутреннему диаметру линии дросселирования (в мм)Рис. 3.19. Зависимость потерь давления на трение в линии дросселирования от расхода бурового раствора плотностью 1200 кг/м3 при турбулентном режиме течения. Цифры у кривых соответствуют внутреннему диаметру линии дросселирования (в мм)ние, когда бы ни менялась скорость закачки.ние, когда бы ни менялась скорость закачки.для предварительного выбора расхода во время глушения, что даст вначале удовлетворительно низкое значение давления в линии дросселирования. Для оценки влияния открытия линии глушения можно также использовать кривые давления в линии дросселирования. Всякий раз, когда уменьшается скорость циркуляции на подводных сборках, должны составляться новые графики. Если во время проявления увеличивается плотность бурового раствора, то в графики вносится поправка в виде отношения новой плотности к старой, и это необходимо принимать во внима
Рис. 3.19. Зависимость потерь давления на трение в линии дросселирования от расхода бурового раствора плотностью 1200 кг/м3 при турбулентном режиме течения. Цифры у кривых соответствуют внутреннему диаметру линии дросселирования (в мм)
Рис. 3.19. Зависимость потерь давления на трение в линии дросселирования от расхода бурового раствора плотностью 1200 кг/м3 при турбулентном режиме течения. Цифры у кривых соответствуют внутреннему диаметру линии дросселирования (в мм)
ние, когда бы ни менялась скорость закачки.
ние, когда бы ни менялась скорость закачки.
Закрытие скважины
Операции по закрытию устья подводной скважины отличаются в зависимости от применяемого устьевого оборудования, но, как известно авторам, все фирмы требуют, чтобы замок бурильной колонны опирался на плашки. Выбор превентора зависит от компоновки сборки ОП и должен быть оговорен в описании процесса закрытия. Расстояния от всех превенторов и их плашек до ротора должны быть отмечены на схеме, которая помещается на видном месте в пределах буровой; кроме того, эти расстояния должны быть привязаны к среднему уровню моря.
Вертикальная качка вызывает неконтролируемое движение труб через превенторы, повышает вероятность обрыва колонны в случае прихвата труб и ускоряет износ превентора. Поэтому требуется определенная методика посадки труб на плашки.
Общепринятой практикой является создание натяжения в колонне, закрытие скважины с помощью универсального превентора, посадка на клинья, закрытие нижнего шарового крана под рабочей трубой, отсоединение и отведение в сторону рабочей трубы. Затем к циркуляционной головке над шаровым краном могут быть подсоединены гибкие выкидные линии высокого давления, бурильную колонну приподнимают трубными элеваторами, чтобы выбранный бурильный замок находился над соответствующими трубными плашками. Превентор закрывают, а трубы опускают, пока замок не сядет на плашки. При глубине моря меньше 300 м элеваторы убирают. В более глубоких водах используется компенсатор вертикальной качки. Высота расположения циркуляционной головки над ротором должна допускать максимально возможную вертикальную качку судна и вертикальные перемещения, 94
связанные с приливом и отливом. В дальнейшем вертикальная качка судна будет компенсироваться гибкой линией, а не движением труб через превентор.
Компенсаторы вертикальных перемещений значительно облегчают проблему посадки бурильной колонны в превенторы при сильной качке. Если судно подвергается значительным вертикальным перемещениям, а компенсатор качки отсутствует, то может возникнуть необходимость в посадке бурильной колонны, освобождении элеваторов и подъеме блока синхронно с качкой. Известен также успешный метод, заключающийся в том, чтобы «ощутить» посадку муфты на плашки в нижнем положении для нескольких циклов качки, затем элеваторы освобождают и удаляют, когда судно при качке поднимается вверх.
Следующий вопрос — освобождение элеватора. При сильной качке необходимо, чтобы циркуляционная головка не касалась пола буровой. Часто используют два каната: один для освобождения элеватора, а другой для его отвода от циркуляционной головки. Для успешного освобождения элеватора могут быть предприняты несколько попыток посадки колонны.
Когда на море штиль, а на судне имеется компенсатор вертикальной качки, простой процесс посадки муфты на плашки требует: приподнять рабочую трубу, закрыть скважину с использованием универсального превентора, определить расстояние до замка бурильной колонны, закрыть плашечный превентор, открыть универсальный превентор, разгрузить значительную часть веса бурильной колонны на плашки и отрегулировать компенсатор для поддержки оставшегося веса. Иногда подъем на последние несколько метров приходится производить путем увеличения давления в компенсаторе. На многих буровых установках, используемых в настоящее время, нельзя поднять рабочую трубу больше чем на 7,6 м выше ротора при выдвинутом положении компенсатора. Рабочую трубу недопустимо поднимать при суровых погодных условиях из-за вибрации в неподдерживаемой в горизонтальном направлении бурильной колонне, которая при этом может разрушиться.
Нежелательно такое использование универсального превентора, при котором трубы могут перемещаться во время глушения. Это не только увеличивает износ превентора, но и повышает вероятность обрыва колонны в случае прихвата труб.
Прихват труб при ликвидации проявлений считается второстепенным фактором. Обычно предпочтительнее подвешивать трубы на комплекте плашек, чем использовать универсальный превентор и допускать движение труб во время ликвидации проявления с бурового судна.
Операции по глушению скважины
При использовании подводных сборок превенторов рекомендуются следующие операции по глушению скважины.
Закрыть скважину.
Дождаться стабилизации давления в бурильных трубах.
Считать и записать стабилизированное давление в бурильных трубах, давления на дросселе и в линии глушения, если они используются для контроля давления в обсадной колонне. Провести подготовку к утяжелению бурового раствора или немедленно начать промывку, если должен использоваться метод бурильщика.
Здесь следует отметить, что для ликвидации проявления с бурового судна авторы рекомендуют метод ожидания и утяжеления.
. Промывка с использованием линии глушения для контроля давления в ОП:
начать промывку путем открытия дросселя и плавного перевода насоса на режим, обеспечивающий необходимую для глушения подачу. Одновременно поддерживать постоянным давление в линии глушения регулировкой дросселя. Не допускать течения через линию глушения. Как только давления стабилизируются, считать показание давления в бурильных трубах, которое является начальным давлением циркуляции.
. Промывка без использования линии глушения для контроля давления в ОП:
начать промывку путем плавного перевода насоса на режим, обеспечивающий необходимую для глушения подачу, и снизить давление на дросселе на величину, равную потерям давления на трение в линии дросселирования при расходе во время глушения и определенную по соответствующей кривой.
Как только давление стабилизируется, считать показание давления в бурильных трубах, которое является начальным давлением циркуляции.
Контролировать давление в бурильных трубах, которое должно снижаться в соответствии с заданным графиком, если используется метод ожидания и утяжеления или непрерывный метод. При использовании метода бурильщика поддерживать давление в бурильных трубах постоянным.
Продолжать вымыв флюида и подготовиться к регулировке дросселя, когда газ поступит в линию дросселирования.
Если что-то будет сделано не так, как требовалось, без колебаний закрыть скважину.
Возобновить операции.
— Если расход не должен меняться, возобновить циркуляцию с поддержанием давления в бурильных трубах на прежнем уровне.
— Если расход должен быть изменен и на линии глушения имеется контрольное устройство, восстановить циркуляцию при постоянном давлении в обсадной колонне, как и для наземных сборок.
96
— Если расход должен быть изменен, а на линии глушения отсутствует контрольное устройство и если имеется кривая давления циркуляции при расходе во время глушения от подачи насоса, причем наблюдаемые давления согласуются с ней, использовать графическую зависимость для определения нового давления в бурильных трубах во время циркуляции. Давление циркуляции при новом расходе во время глушения равно приведенному на графике значению, умноженному на отношение новой плотности бурового раствора к его начальной плотности. Восстановить циркуляцию и поддерживать стабилизированное на новом уровне давление в бурильных трубах.
— Если необходимый для глушения расход должен быть изме- . нен и газ еще не достиг линии дросселирования (т. е. отмечавшегося ранее резкого изменения давлений не произошло), восстановить циркуляцию плавным переводом насоса на режим, обеспечивающий необходимую для глушения подачу, и снизить давление на дросселе на величину, равную потерям давления на трение в линии дросселирования при новом расходе во время глушения и определенную по соответствующей кривой. Как только давление стабилизируется, считать показание давления в бурильных трубах, которое является новым давлением циркуляции.
Если необходимый для глушения расход должен быть изменен и газ уже достиг линии дросселирования (т. е. произошло ранее отмечавшееся резкое изменение давлений), восстановить циркуляцию плавным переводом насоса на режим, обеспечивающий необходимую для глушения подачу, и поддерживать постоянным давление на дросселе, как для наземных сборок. Как только давление стабилизируется, считать показание давления в бурильных трубах, которое является новым давлением циркуляции. При реализации этой операции забойное давление может стать выше, чем требуется. К ней следует прибегать только в тех случаях, когда ни одна из вышеперечисленных операций не подходит.
Когда негазированный буровой раствор требуемой плотности достигнет устья, закрыть скважину. Если используется метод ожидания и утяжеления или непрерывный метод, то давления на дросселе и в бурильных трубах должны быть нулевыми. При использовании метода бурильщика оба давления должны быть равны первоначальному давлению в бурильных трубах при закрытом устье. Может произойти вторичное проявление, о чем будет свидетельствовать изменение давления в обсадной колонне. Небольшие вторичные проявления при подводных сборках-—почти обычное явление.
Проверить давление и убедиться в отсутствии течения через дроссель, как и на наземной установке. Пока не открывать превенторы.
Перед открытием превенторов заменить старый буровой раствор в райзере утяжеленным, необходимым для глушения.
Когда открываются превенторы и начинается циркуляция через райзер, газ, который оказался в превенторах, будет дви- 4 Заказ № 1834 97
гаться вверх. При небольшой глубине моря, когда используется буровой раствор низкой плотности, это может и не вызвать затруднений, пока насосы не остановлены. В водах, достаточно глубоких для расширения газа, гидростатическое давление на пласт значительно снижается. В этих условиях необходимо приподнять трубы над плашками, открыть плашки, прокачать примерно 0,3 м3 бурового раствора для удаления газа над плашками, закрыть их и осуществить вымыв газа. Это позволяет избежать снижения гидростатического давления на пласт в результате бесконтрольного расширения газа. Рекомендуется использовать дивертор, чтобы не залить пол буровой.
Спуск труб в скважину под давлением
Использование подводной колонной головки и райзера для возврата отработанного бурового раствора в зависимости от ситуации может иметь как положительные, так и отрицательные последствия. В достаточно глубоких водах (более 180 м) заниматься принудительным спуском нецелесообразно, так как при этом обычно происходит изгиб бурильной колонны перед превентором; к счастью, это приходится делать редко. Во многих случаях, когда трубы находятся вне скважины, можно набрать достаточный вес бурильной колонны, чтобы преодолеть выталкивающую силу от действия давления в скважине. Универсальный превентор можно закрыть, а давление в системе управления им снизить до значения, обеспечивающего спуск труб под собственным весом. Затем срезные или глухие плашки могут быть открыты и бурильная колонна спущена в скважину через закрытый универсальный превентор. Процесс спуска труб в скважину через закрытый универсальный превентор такой же, как и на суше.
Давление в системе управления превентором указано в руководстве по эксплуатации. На наземных сборках при регулировке универсального превентора можно видеть небольшие протечки флюида из скважины, которые при подводном расположении устья наблюдать нельзя.
Отсоединение райзера
Погодные условия могут вынудить прервать операции в скважине и отсоединить райзер. Операции по отсоединению райзера занимают много времени, особенно когда производится вымыв пластового флюида из скважины. Слишком долгое ожидание начала операций по отсоединению райзера может привести к тому, что трубы придется срезать. Отсоединение райзера предусматривает следующие операции.
Если имеется задавливаемый в скважину обратный клапан, посадить его на место с использованием бурового раствора с необходимой для глушения плотностью. Если в бурильных трубах существует давление, то для уплотнения этого клапана в тру- 98
бах могут быть использованы два предохранительных клапана. Следует использовать те же операции, что и при ликвидации проявления для поддержания постоянного забойного давления. Сбросить давление в бурильных трубах.
Если в бурильной колонне не предусмотрен посадочный ниппель для задавливаемого обратного клапана, то заполнить ее буровым раствором с необходимой для глушения плотностью (если это еще не сделано). Осуществлять ту же операцию, что и при ликвидации проявления для поддержания постоянного забойного давления. Закачать 5—8 м3 бурового раствора, плотность которого на 180 кг/м3 больше, чем плотность бурового раствора при глушении скважины. Проверить давление в трубах. Оно должно быть нулевым.
Закрыть верхний униерсальный превентор и снизить давление в гидравлической системе управления им до значения, обеспечивающего спуск колонны под действием собственного веса.
Снять вес колонны с плашек и открыть плашечный превентор. Приподнять трубы под давлением на высоту, достаточную для подсоединения подвесного устройства. Вставить внутренний превентор в бурильную колонну на одно соединение ниже подвесного устройства. Подсоединить подвесное устройство к бурильной колонне. Проверить число оборотов, необходимых для отсоединения колонны. Заполнить трубы буровым раствором с плотностью, требуемой для глушения скважины.
Спустить трубы в скважину через герметизированное устье. Чтобы избежать спуска труб через универсальный превентор, воспользоваться методом перехвата между универсальным и плашечным или между двумя универсальными превенторами. Подвесные устройства имеют больший диаметр и обычно более острые кромки, чем замковое соединение. Некоторые подвесные устройства могут разрушить уплотнение универсального превентора.
Посадить подвесное устройство в плашечный превентор при условии, что имеется возможность промывки через линии глушения и дросселирования, отвернуть подвесное устройство, извлечь трубу из сборки превенторов и закрыть срезные или глухие плашки.
После извлечения труб при необходимости райзер можно отсоединить.
Необходимость среза труб возникает редко, и это делается в крайнем случае. Срезать трубы можно гораздо быстрее, чем выполнять вышеописанные операции, однако при возобновлении работ появляются многочисленные трудности. Во время среза, чтобы избежать повреждения срезных плашек, труба должна оставаться на месте. Лучше посадить бурильный замок на плашки, чем уронить его в открытую скважину. Пространство над работающими трубными плашками должно допускать срез плашками самой трубы, а не бурильного замка или места высадки. Один из комплектов плашек должен быть предусмотрен специально для 4* 99
среза труб. Последние должны быть расположены так, чтобы можно было вести промывку при закрытых срезных плашках.
Часто обычные операции по отсоединению райзера начинаются, но закончены быть не могут. Если время позволяет, посадить бурильный замок на предназначенные для этого трубные плашки и срезать трубу. Сразу после этого приподнять трубу как можно выше и отсоединить райзер.
СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ
O’Brien Т. В. and Goins W. С. Jr «Mechanics of Blowouts and How to Control Them», API Paper No. 926-5-A, presented at the Spring Meeting of the Southern District, San Antonio, March 1960.
Goins W. C., Jr. and O’Brien T. B. «How to Detect and Control Threatened Blowouts», Oil & Gas Journal, p. 143 (October 15, 1962).
Bourgogne A. T. «University Uses on Campus Abandoned Well to Simulate Deepwater Well Control Operations,», Oil & Gas Journal, p. 138 (May 31, 1982).
Goins IT. C., Jr. «Kick Control on Floaters Presents Unique Problems», World Oil, p. 47 (October 1977).
Глава 4
УЧЕБНЫЕ ТРЕВОГИ И ГИДРАВЛИЧЕСКИЕ ИСПЫТАНИЯ ОП
Учебные тревоги некоторым могут показаться ненужной игрой, но каждый опытный бурильщик может привести ряд примеров безрассудных действий опытного персонала при угрозе выброса.
Частая практика на тренажерах по выявлению проявлений и осуществлению операций по их ликвидации позволяет выработать рефлекторные действия и обучить новых членов бригады, в результате чего вырабатывается способность бурильщиков определять начало проявлений с удивительно высокой скоростью. Большинство проявлений, завершающихся выбросами, можно было взять под контроль, если бы их своевременно обнаруживали; кроме того, легкость ликвидации проявления всегда зависит от быстроты его выявления и закрытия скважины. Авторы наблюдали повторные учебные тревоги, когда бурильщик, занятый обычной работой, обращал внимание на сигнал, показывающий увеличение уровня бурового раствора в емкости, в пределах одной минуты после подъема поплавка в ней. Без учебных тревог для этого обычно требуется 5—10 мин и более.
Учебные тревоги подразделяются на четыре категории, каждая из которых требует различных действий:
при бурении, долото на забое;
при спуско-подъеме бурильных труб;
когда УБТ в превенторах;
когда бурильные трубы вне скважины.
За смену каждая бригада в зависимости от обстоятельств должна отработать один из названных видов учебных тревог. 100
Категория учебной тревоги, продолжительность времени до обнаружения проявления и время, необходимое для завершения учебной тревоги, должны записываться в буровом журнале. Минимальная частота проведения учебных тревог часто оговаривается правительственными правилами. На диаграмме уровнемера должны отражаться категория учебной тревоги, время реакции и общее время. Ответственными за проведение учебных тревог должны быть представитель компании оператора и буровой мастер.
Ниже приведены подробные инструкции, пригодные для применения непосредственно на буровой. Эти учебные тревоги основаны на допущении о том, что линия дросселирования на сборке превенторов первоначально закрыта, и предусматриваются немедленные действия и операции по глушению скважины, рекомендуемые в гл. 3. В зависимости от конкретной компоновки буровой и принятой технологии бурения возможны некоторые отклонения в действиях буровой бригады.
УЧЕБНЫЕ ТРЕВОГИ
Для всех перечисленных категорий учебных тревог первоначальный порядок действий такой:
Поплавок в емкости для бурового раствора поднимается, свидетельствуя о притоке пластового флюида в скважину. Учебные тревоги проводятся без предупреждения бригады, за исключением первичного обучения.
Время реакции бурильщика от подъема поплавка до ответного сигнала или действия определяется по секундомеру.
Время реакции должно регистрироваться наряду с общим временем завершения учебной тревоги.
Категория учебной тревоги, общее время учебной тревоги и время реакции должны отмечаться на диаграмме уровнемера в точке увеличения уровня и в буровом журнале. Другие изменения уровня раствора в емкости из-за активных проявлений, поглощений или выбраковки бурового раствора также должны отмечаться на этой диаграмме.
На буровых с емкостями для бурового раствора, не имеющими поплавка и регистрирующего уровнемера, проводятся учебные тревоги по всем категориям, кроме первой «при бурении, долото на забое», причем команды подаются голосом.
Для учебных тревог, проводимых по команде голосом, время от подачи команды до завершения учебной тревоги записывается вместе с категорией тревоги в буровом журнале.
Категория 1. «При бурении, долото на забое»
Остановить ротор и поднять рабочую трубу над ним, во время подъема остановить насосы (на эти операции требуется менее 1 мин). Проверить существование течения на выходе из скважины.
По усмотрению бурового мастера учебную тревогу прекращают и время реакции отмечают в буровом журнале и на диаграмме уровнемера. (В условиях реального проявления выполняются все последующие этапы или, если условия в стволе скважины позволяют, их завершают как учебную тревогу).
Открыть линию сброса от дросселя (открыт один дроссель).
Закрыть универсальный превентор или превентор с трубными плашками. (Этапы 3 и 4 выполняются одновременно).
Закрыть регулируемый дроссель или задвижку на линии дросселирования у дросселя (общее время не должно превышать 3 мин).
Бурильщик должен убедиться, что все линии и превенторы закрыты.
Категория 2. «При спуско-подъеме бурильных труб»
Установить верхний бурильный замок над ротором и посадить на клинья бурильную трубу.
Установить полнопроходный шаровой кран или внутренний превентор для перекрытия проходного сечения бурильных труб.
Открыть линию сброса от дросселя (открыт один дроссель).
Закрыть превентор с трубными плашками (можно закрыть универсальный превентор).
Закрыть регулируемый дроссель или задвижку на линии дросселирования у дросселя.
Записать в буровой журнал и на диаграмме уровнемера название учебной тревоги «При спуско-подъеме бурильных труб», время реакции и общее время. (Время реакции должно быть менее 1 мин, общее время — меньше 3 мин).
Бурильщик должен убедиться, что все линии закрыты.
По усмотрению бурового мастера рабочая труба может быть присоединена к бурильной колонне.
Категория 3. «Когда УБТ в превенторах»
Установить верхнюю муфту УБТ над ротором и посадить на клинья.
Открыть линию сброса от дросселя (открыт один дроссель).
Установить полнопроходный шаровой кран и перекрыть проходное сечение УБТ.
Закрыть универсальный превентор.
Закрыть регулируемый дроссель или задвижку на линии дросселирования у дросселя.
Бурильщик должен убедиться, что все действия выполнены правильно. Если остается поднять только одну свечу УБТ, то ее следует извлечь.
Записать в буровой журнал и на диаграмме уровнемера название учебной тревоги «Когда УБТ в превенторах», время реакции и общее время.
Категория 4. «Когда бурильные трубы вне скважины»
Открыть линию сброса от дросселя (открыт один дроссель).
Закрыть превентор с глухими плашками.
Закрыть регулируемый дроссель или задвижку на линии дросселирования у дросселя.
Записать в буровой журнал и на диаграмме уровнемера название учебной тревоги «Когда бурильные трубы вне скважины», время реакции и общее время. (Время реакции должно быть не более 1 мин, а общее время1—не более 3 мин).
Бурильщик должен убедиться, что все линии и превентор закрыты.
Редко применяемой, но полезной практикой является использование предварительно подготовленного хомута УБТ с проушинами и тросов, прикрепленных к полу, для страховки УБТ.
Если позволяют условия, то рекомендуется одна учебная тревога за смену. Поскольку большинство выбросов происходит при осуществлении спуско-подъемных операций или когда в стволе скважины труб нет, учебным тревогам в этих ситуациях не следует предпочитать более легкие, когда инструмент находится на забое. ■
Перед разбуриванием башмака кондуктора рекомендуется провести учебную тревогу по работе с дросселями. Она может проводиться в сочетании с гидравлическими испытаниями обсадной колонны. При этом определяется правильность функционирования дросселя и связанного с ним оборудования, что дает возможность руководителю буровых работ и буровому мастеру проверить регулируемые дроссели. Создается циркуляция бурового раствора с закачкой через бурильные трубы (или линию глушения, если глухие плашки закрыты) и возвратом через дроссель, который используется для регулирования давления в обсадной колонне. Должны быть задействованы все дроссели. Бурильщик и другие члены бригады должны поупражняться в работе с дросселем, если позволяет время. Обычно это способствует повышению уверенности членов бригады в собственных силах.
Эти операции должны выполняться и при использовании подводных сборок; кроме того, необходимо детально обсудить и провести реальную подготовку к отсоединению райзера. Все члены бригады должны знать, какой комплект плашек следует применять в случае проявления.
ТЕХНОЛОГИЯ ГИДРАВЛИЧЕСКИХ ИСПЫТАНИЙ
Необходимость периодического проведения гидравлических испытаний всего противовыбросового оборудования становится очевидной, если рассмотреть многочисленные причины его повреждения: оборудование может быть неправильно смонтировано; уплотнительные прокладки сборки превенторов часто пропускают из-за вибрации или добавочной нагрузки; происходит износ корпусов; трубопроводы и фитинги изнашиваются под действием потока бурового раствора; цемент иногда скапливается в отдельных местах и схватывается; барит и песок оседают и образуют закупоривающие пробки; коррозия может ослабить элементы конструкций; смазка удаляется и клапаны заедают; происходит эрозионный износ частично закрытых клапанов; резиновые уплотнительные элементы разрушаются; обычный износ приводит к отказам в работе и т. д. Единственный способ убедиться в том, что оборудование будет работать надежно, когда это особенно необходимо — проводить регулярные гидравлические испытания. В какой-то мере названные учебные тревоги служат этой цели, но при этом используются не все системы и не все элементы испытываются под давлением. Требуется строго соблюдать операции по гидравлическим испытаниям, чтобы оценить все части системы, а также программу их проведения.
Один из наиболее эффективных путей в этом направлении — подготовка комплекта схем (предпочтительно в цвете), отражающих поэтапное испытание всех основных элементов. Он может быть представлен в виде буклета или одной обширной карты, где показаны все этапы испытаний. Эту карту следует расположить в удобном месте на буровой. На буровой должна иметься также схема потоков для ОП и манифольдов.
Правительственными правилами часто определяются давление и частота испытаний. Максимальные давления при испытаниях могут изменяться от рабочего давления для последней колонны обсадных труб или для ОП и манифольда до 70 % рабочего давления для универсального превентора.
Использование воды в качестве рабочей жидкости испытаний при низком (1,4—2,1 МПа) и высоком давлениях большинством правительственных правил не оговаривается, но оно хорошо показало себя на практике и узаконено для скважин в регионе Мексиканского залива.
Сборки ОП должны испытываться в следующих случаях:
— после монтажа;
после повторного монтажа;
не менее одного раза в неделю;
после ремонтных работ, которые требовали открытия уплотнений. В этом случае необходимо испытывать только уплотнения, которые открывались.
Одновременно со сборками ОП должны испытываться все средства дистанционного управления. Плашечный превентор следует 104
испытывать ежедневно, превентор с глухими плашками'—каждый спуско-подъем (не чаще одного раза в сутки), а универсальный превентор — раз в неделю.
При подготовке к испытаниям все блоки дросселирования, а также линии глушения и дросселирования должны быть промыты, в испытуемые системы необходимо подавать только чистую воду. Буровой раствор — хороший уплотнитель, и это делает его непригодным в качестве рабочей жидкости при испытаниях.
В ходе гидравлических испытаний трубные плашки должны закрываться только в том случае, если бурильные трубы находятся в скважине. Закрытие плашек на трубах несоответствующего диаметра или в открытом стволе может привести к повреждению уплотнения плашек.
Некоторые из сделанных замечаний заимствованы из статьи Альтермана [1].
Гидравлические испытания ОП
Испытание превентора с глухими плашками (рис. 4.1).
Все оборудование опрессовать на давление 1,4—2,1 МПа, а затем на рабочее давление для самого слабого элемента.
Установить одну свечу УБТ ниже соответствующей испытательной пробки-пакера. Посадить испытательную пробку-пакер и отсоединить инструмент для спуска.
Примечание. Испытательная пробка-пакер с открытым каналом может быть оснащена заглушкой для испытания глухих плашек в отсутствие бурильной колонны. Заполнить ОП водой и закрыть глухие плашки.
Открыть задвижки на отводах колонной головки, чтобы предотвратить разрыв обсадной колонны или гидроразрыв пород в случае утечки через испытательную пробку-пакер.
Подать давление испытания, как показано на схеме. Хотя это давление воздействует на большое число отводных линий и задвижек, основными объектами данного испытания являются глухие плашки и некоторые соединения ОП, указанные стрелками.
Большинство задвижек на линиях глушения и дросселирования, отводные линии и задвижки на отводных линиях ОП могут быть опрессованы во время испытаний превентора с глухими плашками по схеме, приведенной на рис. 4.1. Однако схема испытаний с бурильной колонной на рис. 4. 2 (опрессовка через бурильные трубы, имитирующая операции при проявлении скважины) лучше всего подходит для этой цели, так как все задвижки могут быть испытаны в том же направлении, в каком они будут «ощущать» давление во время проявления. Поэтому испытание по схеме, приведенной на рис. 4.1, предназначено в первую очередь для опрессовки только превентора с глухими плашками путем закачки рабочей жидкости через линию глушения.
Рис. 4.1. Схема испытания превентора с глухими плашками:
а-г подвод давления испытания; ■ b — давление испытания; с — испытуемое оборудование; / — от цементировочного агрегата; 2 — давление испытания от цементировочного агрегата;
3 — от буровых насосов; 4 — универсальный превентор; 5 — превентор с глухими плашками; 6 — открытый отвод колонной головки; 7— испытательная пробка-пакер, устанавливаемая в колонной головке; 8 — свеча УБТ; 9— нижний плашечный превентор; 10 — верхний плашечный превентор
В процессе гидравлических испытаний элементов ОП по схемам, показанным на рис. 4.1 и 4.2, необходимо соблюдать определенные предосторожности.
Задвижки на отводах колонной головки всегда должны быть открыты, если в ней установлена испытательная пробка-пакер. Это позволяет обнаружить утечки в уплотнении пробки-пакера и предотвращает развитие чрезмерных давлений в обсадной колонне или в' открытом стволе скважины.
Испытательные пробки-пакеры для колонных головок выпускаются многих форм и размеров: одни имеют специальные проточки, другие — сквозные отверстия, перекрываемые заглушками для испытания превенторов с глухими плашками, а третьи являются комбинацией испытательной пробки со съемником для извлечения втулки, предохраняющей колонную головку от износа. 106
Рис. 4.2. Схема испытания плашечных и универсального превенторов, всех линий глушения и дросселирования, отводных линий и задвижек на отводных линиях ОП:
а, Ь, с — см. рис. 4.1;
— от цементировочного агрегата; 2— от буровых насосов; 3— универсальный превентор; 4 — превентор с глухими плашками; 5 — извлечь тарельчатый клапан при испытании задвижек на линии глушения; 6 — держать открытым; 7 — испытательная пробка-пакер с отверстием; 8 — нижний превентор с трубными плашками; 9 — верхний превентор с трубными плашками; 10 — подвод давления испытания через бурильные трубы; 11 — испытывать только при низком давлении
Особенности испытательных пробок-пакеров могут отразиться лишь на методике испытаний, но разные варианты их форм и размеров становятся причиной значительных затруднений. Подвески колонных головок имеют разные конфигурации. Например, по форме трубная головка компании «Камерон» типа F на давление 35 МПа конусная, а типа DCB прямая.
Если испытательную пробку-пакер типа F вставить в головку типа DCB и провести гидравлические испытания, то две детали спрессуются в одну и их можно будет разделить только усилием 4 МН. Всегда необходимо консультироваться с компанией — изготовителем колонных головок, чтобы убедиться в правильности выбора испытательной пробки-пакера.
Испытания плашечных и универсального иревент оро в, в сех линий глушения и дросселирования, отводных линий и задвижек на отводных ОП (см. рис. 4.2)
Все испытуемое оборудование должно быть подвергнуто воздействию рабочего давления для самого слабого элемента.
Открыть глухие плашки, спустить соответствующую испытательную колонну и установить испытательную пробку-пакер. Заполнить ОП водой и закрыть верхний плашечный превентор.
Подать давление испытания через бурильные трубы и перфорированный переводник или испытательную пробку-пакер, если в ней имеется специальная проточка.
Нижний плашечный превентор может испытываться аналогичным образом. Испытательная колонна по диаметру должна соответствовать плашкам.
Точно так же можно испытать универсальный превентор, но давление испытания не должно превышать 70 или 50 % рабочего, если в предписаниях это давление не оговорено.
Примечание. Некоторые универсальные превенторы будут держать максимальное давление испытания 4,8 МПа, на которое отрегулирована аккумуляторная емкость в системе гидравлического управления. Для некоторых универсальных превенторов рекомендуется снижать рабочее давление в указанной аккумуляторной емкости по мере увеличения давления испытания. Это позволяет намного уменьшить напряжения в уплотнительном элементе. По возможности в процессе испытания следует пользоваться графической зависимостью рабочего давления в гидравлической системе управления превентором от давления испытания.
Если испытательная пробка-пакер не имеет специальных проточек, то вместе с ней может быть использован перфорированный переводник. Проходной канал в пробке-пакере должен быть закрыт, чтобы предотвратить воздействие давления на обсадную колонну и открытый ствол скважины.
Поскольку на проходной канал действует давление, подаваемое через бурильные трубы, все задвижки могут быть испытаны в условиях, характерных для обычных проявлений в скважине. При последовательном открытии и закрытии задвижек в надлежащем порядке требуется лишь минимальная повторная опрессовка. Необходимо всегда оставлять следующую по потоку задвижку открытой и извлекать подпружиненную тарелку обратного клапана (когда его применяют) для обеспечения достоверности испытания каждой задвижки. Важно, чтобы все манифольдные блоки и отводные линии перед испытанием были промыты (так что они все чистые и заполнены водой).
При подаче давления на испытательную пробку-пакер всегда следует открывать отводы от колонной головки ниже уплотнения этой пробки, чтобы выяснить, нет ли утечки в уплотнении, а также чтобы предотвратить разрыв пласта или обсадной колонны в случае негерметичности уплотнения.
108
Плашечные и универсальные превенторы, а также гидравлически управляемые задвижки должны испытываться в два этапа. Нормативами RP53 АНИ рекомендуется опрессовка при низком давлении (1,4—2,1 МПа) в течение 3 мин с последующим испытанием на полное давление. Имеется несколько причин для создания начального низкого давления. Многие превенторы сконструированы таким образом, что давление в скважине (давление испытания) создает запорное усилие, поэтому в ОП могут возникать утечки скорее при низком (1,4—2,1 МПа), нежели при полном давлении испытания. Поскольку в некоторых скважинах проявления случаются скорее при низком (2,1 МПа), чем при полном рабочем давлении, опрессовка при низком давлении необходима.
Большинство универсальных превенторов выдерживают максимальное давление испытания при давлении в системе гидравлического управления не более 5—7 МПа. Из-за специфичных конструктивных особенностей универсальных превенторов компании «Хайдрил» типов GK и MSP с условным проходом 520 мм рабочее давление в системе управления (от аккумуляторной емкости) должно снижаться по мере увеличения давления испытания. Это позволяет значительно снизить напряжение в универсальном превенторе. Например, для универсального превентора типа GK с условным проходом 426 мм и рабочим давлением 35 МПа сжимающее усилие на уплотнительный элемент увеличивается примерно с 1,7 МН при атмосферном давлении до 3,5 МН при давлении испытания 24 МПа, если давление в системе управления поддерживается на уровне 4,1 МПа. Тем не менее если рабочее давление снижается согласно рис. 4.3, то сжимающее усилие на уплотнительный элемент фактически снизится до 0,8 МН. Если испытывается универсальный превентор указанного типа, то для снижения напряжения в уплотнительном элементе следует использовать графическую зависимость давления в системе управления от давления испытания. Аналогичные графики для универсальных превенторов компании «Шаффер» приведены на рис. 4.4.
Из графической зависимости, приведенной на рис. 4.3, получен график давления испытания от давления в гидравлической системе управления для герметизации 127-мм бурильных труб универсальными превенторами типа GK с условным проходом 350 или 426 мм и рабочим давлением 35 МПа. Полученные данные отражены в табл. 4.1. Необходимо отметить, что при давлении испытания выше 14 МПа регулируемое давление в системе управления прикладывается к полости открытия, а не к полости закрытия.
Каждая модель универсального превентора определенной конструкции и размера может иметь уникальную характеристику. Например, для большинства универсальных превенторов требуется увеличение (а не снижение) давления закрытия для предотвращения утечек по мере роста давления испытания. Неправильные действия могут привести к повреждениям или же становятся небезопасными. Всегда следует консультироваться с компанией-изготовителем по поводу проведения испытаний.
Давление в системе управления } МПаДавление в системе управления } МПаРис. 4.3. Зависимость давления в гидравлической системе управления от давления испытания (или давления в скважине) при герметизации 127-мм бурильных труб универсальными превенторами кампании «Хайдрил»:Рис. 4.3. Зависимость давления в гидравлической системе управления от давления испытания (или давления в скважине) при герметизации 127-мм бурильных труб универсальными превенторами кампании «Хайдрил»:Давление в системе управления^ПаДавление в системе управления^ПаРис. 4.4. Зависимость давления в герметизированной системе управления от давления испытания (или давления в скважине) при герметизации 127-мм бурильных труб универсальным сферическим превентором кампании «Шаффер»:1 — превенторы с условными проходами 350, 425 и 476 мм и рабочим давлением 35 МПа; 2 — превентор с условным проходом 540 мм и рабочим давлением 35 МПаРис. 4.4. Зависимость давления в герметизированной системе управления от давления испытания (или давления в скважине) при герметизации 127-мм бурильных труб универсальным сферическим превентором кампании «Шаффер»:1 — превенторы с условными проходами 350, 425 и 476 мм и рабочим давлением 35 МПа; 2 — превентор с условным проходом 540 мм и рабочим давлением 35 МПа/ — превенторы типа GK с условными проходами 350 и 425 мм и рабочим давлением 35 МПа; 2 — ограничение минимальным значением 0,35 МПа во время реального проявления; 3 — превентор типа MSP с условным проходом 540 мм и рабочим давлением 14 МПа; 4 — превентор типа GL с условными проходами 425 и 476 мм и рабочим давлением 35 МПа; 5 — превентор типа GL с условным проходом 350 мм и рабочим давлением 35 МПа; 6 — превентор типа MSP с условным проходом 760 мм и рабочим давлением 3,5 МПа
Давление в системе управления } МПа
Давление в системе управления } МПа
Рис. 4.3. Зависимость давления в гидравлической системе управления от давления испытания (или давления в скважине) при герметизации 127-мм бурильных труб универсальными превенторами кампании «Хайдрил»:
Рис. 4.3. Зависимость давления в гидравлической системе управления от давления испытания (или давления в скважине) при герметизации 127-мм бурильных труб универсальными превенторами кампании «Хайдрил»:
Давление в системе управления^Па
Давление в системе управления^Па
Рис. 4.4. Зависимость давления в герметизированной системе управления от давления испытания (или давления в скважине) при герметизации 127-мм бурильных труб универсальным сферическим превентором кампании «Шаффер»:
1 — превенторы с условными проходами 350, 425 и 476 мм и рабочим давлением 35 МПа; 2 — превентор с условным проходом 540 мм и рабочим давлением 35 МПа
Рис. 4.4. Зависимость давления в герметизированной системе управления от давления испытания (или давления в скважине) при герметизации 127-мм бурильных труб универсальным сферическим превентором кампании «Шаффер»:
1 — превенторы с условными проходами 350, 425 и 476 мм и рабочим давлением 35 МПа; 2 — превентор с условным проходом 540 мм и рабочим давлением 35 МПа
Таблица 4.1
Давление в гидравлической системе управления и давление испытания для превентора компании «Хайдрил» типа GK с условным проходом 350 мм
Давление испыта-
МПа
Отрегулированное давление в системе управления, МПа
Давление испыта-
МПа
Отрегулированное давление в системе управления, МПа
Полость закрытия
Полость открытия
Полость закрытия
Полость открытия
0
4,8*
Нет данных
17,5
Нет данных
2,1
7,0
2,1
То же
21,0
То же
3,5
10,5
0,35
»
24,0
»
4,8
14,0
Нет данных
] 4**
* Давление в системе управления может меняться в зависимости от используемых уплотнительных элементов. Необходимо отрегулировать должным образом давление в системе управления, но нельзя превышать максимального давления для полости закрытия 10,5 МПа.
** Во время действующего проявления в целях безопасности давление из системы управления не должно подаваться в полость открытия.
ПО
Обсадные трубы диаметром больше чем 178 мм могут быть смяты под действием усилия уплотнительного элемента универсального превентора, если давление в системе управления слишком высокое. Рекомендуемые максимальные давления в системе управления для закрытия универсального превентора на обсадных трубах разного диаметра могут быть определены из графиков давления в системе гидравлического управления для большинства универсальных превенторов.
Испытания внутренних превенторов, шаровых кранов в рабочей трубе, вертлюга и бурового шланга (рис. 4.5)
Все испытуемое оборудование должно быть опрессовано на номинальное давление самого слабого элемента.
Поднять рабочую трубу и установить полнопроходный предохранительный клапан. С помощью переводника подсоединиться к независимому испытательному насосу или к цементировочному агрегату.
Открыть соответствующие задвижки на стояке и все шаровые краны на рабочей трубе. Заполнить систему водой и закрыть задвижку на стояке для испытания стояка, бурового шланга, вертлюга и рабочей трубы. Попеременным закрытием и открытием верхних и нижних задвижек могут быть испытаны все шаровые краны на- рабочей трубе без повторной опрессовки, хотя может оказаться невозможным управлять под давлением верхним шаровым краном рабочей трубы.
Не показанный на схеме внутренний превентор поплавкового типа может быть опрессован подобным же образом, для чего его следует установить ниже предохранительного клапана и затем открыть все задвижки на стояке. Если предохранительный клапан или нижний шаровой кран используется в случае принудительного спуска труб в скважину под давлением, то он также должен быть опрессован.
Хотя на схеме (см. рис. 4.5) показано испытание только одного бурового стояка и бурового шланга, до начала работ должны быть испытаны такие же элементы на другой стороне буровой вышки.
Вместо использования переводника по данной схеме испытаний вполне можно было бы воспользоваться альтернативным методом, вытекающим непосредственно из схемы на рис. 4.2. Поднять рабочую трубу, если она еще не была подсоединена, и подать давление испытания через линию глушения с использованием цементировочного агрегата или специального испытательного насоса (при расположении входа с любой стороны). Перфорированный испытательный переводник либо испытательная пробка-пакер с проточками позволит создать давление в испытательной колонне в том же направлении, в каком действует давление при проявлении.
Рис. 4.5. Схема испытания внутренних превенторов, шаровых кранов, вертлюга и бурового шланга:
а, с —см. рис. 4.);
— буровой шланг; 2 — буровой стояк; 3 — запасной буровой стояк; 4 — вертлюг; 5 — верхний шаровой кран; 6 — нижний шаровой кран; 7 — полнопроходный клапан; 8 — от цементировочного агрегата; 9 — давление испытания от буровых насосов; 10 — от буровых насосов; 11 — универсальный превентор; 12 — верхний плашечный превентор с трубными плашками; 13 — превентор с глухими плашками; 14 — нижний плашечный превентор с трубными плашками
Гидравлические испытания обсадной колонны
Обсадная колонна должна быть подвергнута гидравлическим испытаниям до разбуривания башмака, чтобы убедиться в ее герметичности. Это испытание может быть проведено сразу после опрессовки ОП или во время спуска инструмента для разбуривания башмака. Когда в скважине отсутствуют трубы, используется превентор с глухими плашками. Скважина опрессовывается через линии дросселирования или глушения, а давление должно регулироваться в линии дросселирования, так как обрат- 112
ный клапан отсутствует. Когда трубы находятся в скважине, вес бурильной колонны должен быть достаточен для компенсации выталкивающей силы, развивающейся под действием давления испытания. Универсальные превенторы могут применяться при давлениях, достигающих их рабочее значение, а плашечные превенторы могут быть использованы при более высоких давлениях. Когда трубы находятся в скважине, обсадная колонна должна опрессовываться через бурильные трубы.
Одна из основных причин для беспокойства связана с износом обсадных колонн. Износ обсадных труб часто отмечается около колонной головки и вызывается главным образом воздействием наваренных твердым сплавом замков и вращающейся рабочей трубы, особенно когда кронблок и колонная головка находятся не на одной силе. Износ может быть
Рис. 4.6. Испытательная пробка-пакер манжетного типа:У — замковая муфта; 2 — манжетное уплотнение; 3 — замковый ниппельРис. 4.6. Испытательная пробка-пакер манжетного типа:У — замковая муфта; 2 — манжетное уплотнение; 3 — замковый ниппельснижен использованием в процессе бурения протекторных втулок. Эти втулки при опрессовке превенторов необходимо извле-
Рис. 4.6. Испытательная пробка-пакер манжетного типа:
У — замковая муфта; 2 — манжетное уплотнение; 3 — замковый ниппель
Рис. 4.6. Испытательная пробка-пакер манжетного типа:
У — замковая муфта; 2 — манжетное уплотнение; 3 — замковый ниппель
кать, и поэтому они должны про
веряться при каждом гидравлическом испытании. Износ обычно сильнее всего проявляется с одной стороны, и по износу протекторной втулки можно судить об износе обсадной колонны. Ко
нечно, если протекторная втулка изношена, то рекомендуется провести гидравлические испытания резьбового соединения обсадной колонны вблизи устья.
Испытания изношенной обсадной колонны вблизи устья могут быть проведены с помощью бурильной трубы и пробки-пакера манжетного типа (рис. 4.6). Это вполне допустимо, когда для спуска пакера используется лишь несколько свечей бурильных труб. Такой пакер отличается значительным свабирующим действием, поэтому его следует спускать и извлекать очень медленно и осторожно. Испытательный пакер предпочтителен во многих случаях, и его надо иметь в виду, особенно когда обсадная колонна должна испытываться ниже колонной головки более чем на 30 м. Если используется пакер чашеобразной формы, то он должен иметь подходящий наружный диаметр, чтобы соответствовать
муфтовой части обсадной трубы. Давление на испытательную пробку-пакер создает на бурильную колонну направленное вниз усилие, которое может привести к ее повреждению, особенно если используются бурильные трубы марки Е. Обычным повреждением является смятие, происходящее за счет комбинированного воздействия натяжения в колонне и наружного давления испытания. Давление испытания подается через выкидную линию или создается путем подъема испытательной колонны. Второй метод обеспечивает улучшенные возможности контроля за давлением.
Обычно установка испытательного пакера на расстоянии трех соединений от колонной головки с последующим созданием давления считается вполне достаточной для испытания на износ. Однако в скважине на участках резкого изменения направления ствола также может происходить значительный износ. Многие компании-операторы предпочитают не устанавливать испытательную пробку-пакер над цементным кольцом в заколонном пространстве. Они обеспечивают разгрузку обсадной колонны, когда пакер расширяется, а также имеют возможность испытывать интервал, из которого трубы могут быть извлечены и заменены. На площадях, где роторное бурение через обсадную колонну ведется в течение нескольких часов, некоторые компании-операторы испытывают промежуточную и эксплуатационную колонну до глубины примерно 300 м.
Испытания систем управления
Система управления должна постоянно оставаться в рабочем (т. е. в открытом или закрытом) положении, требуемом по ходу бурения. Блокирующее положение запорного органа следует использовать только для выявления осложнения; оно не должно применяться во время бурения. На подводных сборках блокирующее положение вообще не должно использоваться, так как давление столба воды в сочетании с давлением циркуляции в райзере может вызвать смещение плашек, повредить тем самым превенторы и, возможно, колонную головку. Блокирующее устройство широко применяется на наземных сборках, так как оно предотвращает потери жидкости из-за утечек, которые должны быть ликвидированы при монтаже сборки. Когда механизм остается в рабочем положении, насосы подзарядки будут работать, включаясь и выключаясь, если есть утечка, даже когда превенторы не работают. Утечка должна быть найдена и устранена. Таким образом постоянно производится испытание всей системы.
Еженедельно должна проверяться подзарядка системы азотом, если система новая, а также после ремонта аккумуляторной емкости и после перемещения системы управления с одного места на другое. Если давление подзарядки не изменялось в течение четырех недель, то рекомендуется проверка через каждые 2 мес.
На некоторых наземных и морских буровых установках оборудования для проверки подзарядки отсутствует. Небольшие ис- 114
пытания на месте, которые указывают на потерю азота, представляются как испытание аккумуляторной емкости. При этом могут быть определены также изменения эффективности работы насоса. Ниже дается модифицированная методика испытаний, рекомендованных Доусоном [2].
Установить бурильные трубы в ОП; убедиться, что трубными плашками не захвачены бурильные замки.
Убедиться, что аккумуляторные емкости полностью заряжены. При необходимости ОП может находиться в работе, пока не запустят насосы, а аккумуляторные емкости не зарядятся до рекомендуемого рабочего давления.
Снять показание начального давления в аккумуляторных емкостях.
Отсечь насосы от аккумуляторных емкостей.
Закрыть все плашечные (только для соответствующего размера труб) и универсальные превенторы.
Записать давление в аккумуляторных емкостях.
Открыть линию от насоса к аккумуляторным емкостям и записать время работы насоса от включения до выключения.
Записать конечное давление в аккумуляторных емкостях.
Давления в аккумуляторных емкостях на этапах 3 и 8 должны быть одинаковыми. Если они различаются, значит, существует разброс в уставке реле давления.
Необходимо сравнить значения давления в аккумуляторных емкостях на этапе 6 с результатами испытаний, проведенных в последнее время. Они должны быть одинаковыми. Если это давление испытания ниже, чем давление предыдущих испытаний, значит, некоторое количество газа, вероятно, потеряно и необходима подзарядка. Следует заметить, что большое изменение температуры повлияет на давление предварительной зарядки.
Время перемещения плашек превентора с условным проходом 350 мм и рабочим давлением 35 МПа должно быть не более 19 с. Если, например, время перемещения плашек одного превентора больше, чем у другого, то, вероятно, может произойти закупорка линии или повреждение элементов системы управления. Для срабатывания универсального превентора требуется больше времени по сравнению с плашечным, поскольку ему необходим больший объем жидкости в системе управления. Если время срабатывания очень велико при выполнении всех функций, значит, рабочее давление слишком низкое или в отводных линиях чрезмерно большие потери давления. Время срабатывания можно уменьшить путем увеличения диаметра отводных линий.
Испытания подводных превенторов
Описанная методика гидравлических испытаний используется и при опрессовке подводных сборок; однако имеются некоторые различия, связанные с применяемым оборудованием. Подводные сборки подвергаются гидравлическим испытаниям двух типов.
ф Опрессовка на стенде (на
Рис. 4.7. Пробка-пакер для опрес совки превенторов, устанавливаема: в колонной головке:/ — замковая муфта; 2 — отводные про точки; 3 — завулканизированные уплотни тельные кольца; 4 — ниппель замка (п, усмотрению заказчика); 5 — заглушкаРис. 4.7. Пробка-пакер для опрес совки превенторов, устанавливаема: в колонной головке:/ — замковая муфта; 2 — отводные про точки; 3 — завулканизированные уплотни тельные кольца; 4 — ниппель замка (п, усмотрению заказчика); 5 — заглушкаповерхности) должна проводиться точно так же, как описана для наземных сборок ОП. ф При испытании подводной сборки ОП клапана в обсадной колонне нет, поэтому превенторы с глухими плашками и любые плашечные превенторы, расположенные ниже донных выкидов линий глушения и дросселирования, не испытываются на давление, превышающее давление испытания обсадных труб.
Рис. 4.7. Пробка-пакер для опрес совки превенторов, устанавливаема: в колонной головке:
/ — замковая муфта; 2 — отводные про точки; 3 — завулканизированные уплотни тельные кольца; 4 — ниппель замка (п, усмотрению заказчика); 5 — заглушка
Рис. 4.7. Пробка-пакер для опрес совки превенторов, устанавливаема: в колонной головке:
/ — замковая муфта; 2 — отводные про точки; 3 — завулканизированные уплотни тельные кольца; 4 — ниппель замка (п, усмотрению заказчика); 5 — заглушка
Во время опрессовки подводного ОП на испытательном стенде до начала работ должны выполняться следующие операции:
должна быть испытана система управления;
все фиксаторы плашек должны быть испытаны путем блокировки плашек и выпуском жидкости из запорных полостей при поддержании давления испытания ниже плашек;
определение времени срабатывания при реализации основных функций ОП; колебание этого времени означает изменение эффективности системы гидравлического управления и может свидетельствовать об угрозе неисправностей.
Реакция должна быть проверена наблюдением за временем исполнения. Часто контроль ведется по объемной скорости течения, но в некоторых системах погрешность инструмента может давать ошибку, достигающую 5 с. Поскольку эта ошибка не остается постоянной, необходимо проверить точность определения объемной скорости течения до оценки времени срабатывания.
Требуется тщательно проверить подводную сборку ОП на испытательном стенде. При обнаружении каких-либо дефектов необходимо их устранить. Любая работа, которую придется выполнять на сборке после ее спуска, потребует отсоединения и подъема райзера и ОП.
При испытании подводной сборки ОП используется испытательная пробка (рис. 4.7) без дренажных проточек с заглушкой. Бурильные трубы должны быть открыты, так как в обсадной колонне клапан отсутствует. Единственный способ определения герметичности пробки — контролирование течения через трубы. 116
Поскольку бурильные трубы должны быть открыты до поверхности, давление испытания подается на сборку через линии дросселирования или глушения. Следовательно, когда сборка ОП находится на морском дне, ни срезные или глухие плашки, ни превенторы под самыми нижними выкидами линий дросселирования или глушения таким образом испытаны быть не могут.
Опрессовка подводных сборок водой затруднительна. Замена бурового раствора в райзере водой обычно не практикуется и может быть опасна, когда используется буровой раствор большой плотности. Тем не менее после установки испытательной пробки можно закрыть верхний плашечный превентор, открыть соответствующие линии дросселирования и глушения, а превенторы промыть чистой водой. Последовательность испытания плашечных превенторов — от верхнего до самого нижнего, расположенного над нижними выкидами линий глушения или дросселирования. Естественно, закрытые плашки над испытательной пробкой создадут закрытую гидравлическую систему. Другие плашки между пробкой и закрытыми плашками не должны функционировать, пока не будет открыта соответствующая линия дросселирования.
После испытаний линии глушения и дросселирования могут быть заполнены чистым буровым раствором. Некоторые компании-операторы предпочитают оставлять в линиях чистую воду, однако при определении давления в обсадной колонне и градиента давления у ее башмака должна быть учтена разница гидростатических давлений, создаваемых буровым раствором и водой. Обычно в линиях дросселирования и глушения оставляют буровой раствор. Линии дросселирования и глушения каждую смену должны промываться буровым раствором для предотвращения осаждения твердых частиц.
Пробки-пакеры манжетного типа (см. рис. 4.6) использовались для испытания обсадных колонн на небольшой глубине при подводном расположении устья, однако более предпочтительны извлекаемые испытательные пакеры.
Испытательные установки, спускаемые на канате
Спускаемые на канате лубрикаторы, используемые на буровых, должны испытываться на давление, при котором предполагается их работа. Лубрикаторы низкого давления должны быть испытаны на давление 35 МПа, а лубрикаторы высокого давления — на давление 70 МПа. Если же рабочее давление приближается к 70 МПа, то давление испытания должно составлять 105 МПа.
СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ
Altermann I. А. «ВОР Arrangements and Testing — A Closer Look», presented at the Drilling Technology Conference of the IADC, March 18—20, 1980; World Oil p. 91 (May 1980).
Dawson J. A. «Offshore Safety — Drilling Operations», SPE Paper 1551, Fourth Annual Fall Meeting, Dallas, October 2—5, 1980.
Глава 5
ОП И ОБСАДНАЯ КОЛОННА
ОБЩИЕ ТРЕБОВАНИЯ
Назначение сборки превенторов и колонны обсадных труб — обеспечить возможность управления скважиной, когда развивается давление на ее устье. Для управления скважиной требуются средства для ее закрытия, регулируемый сброс флюидов и средства для закачки бурового раствора в скважину.
Первое требование подразумевает наличие больших запорных устройств (превенторов), закрепленных на зацементированной обсадной колонне, которая обладает достаточной прочностью для поддержки всей сборки превенторов. Кроме того, обсадная колонна должна обладать достаточной прочностью на разрыв и должна быть спущена на такую глубину, на которой пласт достаточно прочен для сопротивления разрыву. Необходимо предусмотреть средства для закрытия скважины со спущенными трубами и без них, устройства для перекрытия затрубного пространства, когда трубы спущены в скважину, и оборудование для спуска и подъема труб под давлением. Трубы в таком случае могут быть бурильными, утяжеленными бурильными, насосно-компрессорными или обсадными.
Для регулируемой разгрузки флюидов требуются задвижки, дроссели и линии, допускающие сброс бурового раствора, газа, нефти и минерализованной воды либо их течение с необходимым расходом при меняющемся давлении и дальнейшее направление этих флюидов в амбар, сепаратор, приемные емкости и т. д.
Когда бурильные трубы находятся в скважине, закачка бурового раствора обычно производится через циркуляционную систему, но при избыточном давлении; в отсутствие бурильных труб в скважине становятся необходимыми дополнительные соединительные устройства с насосом. Кроме того, даже для простейшей системы низкого давления необходимы источник энергии и система управления, чтобы обеспечить быстрое закрытие превенторов и задвижек управления.
РАБОЧЕЕ ДАВЛЕНИЕ
Рабочее давление сборки ОП должно быть равно максимально возможному устьевому давлению, и любой выбор в какой-то мере произволен. Наиболее безопасно допустить, что максимально возможное устьевое давление равно максимально ожидаемому давлению на забое минус гидростатическое давление столба газа до устья. Когда возможность гидроразрыва у башмака обсадной колонны ограничивает давление в скважине, максимально возможное устьевое давление определяется как давление гидроразрыва 118
минус гидростатическое давление столба газа до устья. Для столба сухого газа градиент давления может составлять 2,3 кПа/м, если скважина не глубже 3000 м, а для более глубоких скважин может быть использован градиент давления 3,4 кПа/м. Прочность на разрыв обсадных колонн необходимо рассчитывать с учетом фактора износа труб.
В определенных условиях эти требования могут быть менее жесткими. Если известно, что породы содержат только нефть и воду, то рабочее давление превентора не должно быть больше ожидаемого давления на забое минус гидростатическое давление столба при градиенте давления 4,5—6,8 кПа/м.
Эти консервативные допущения в некоторых случаях могут привести к выбору противовыбросового оборудования с чрезмерным запасом прочности. Однако это, конечно, безопаснее, чем принимать максимально устьевое давление на основании произвольного количества бурового раствора, оставшегося в скважине. Такое положение особенно важно теперь, когда все чаще буровые бригады перекрывают скважину только после того, как газ достигает устья. Задержки в перекрытии скважин делают необходимыми сборки ОП, рассчитанные на давление 70 МПа, тогда как используется ОП, рассчитанное только на 35 МПа, и в результате отмечается большое число выбросов.
Установленные принципы конструирования неприемлемы для многих глубоких скважин с аномально высокими пластовыми давлениями, так как вероятное давление превышает максимальное рабочее давление имеющегося оборудования. Поэтому при бурении скважины существует определенный риск. При работе опытной и хорошо тренированной бригады этот риск снижается.
При спуске эксплуатационных колонн расчетное давление превенторов и обсадных колонн должно быть выше, чем устьевое давление в НКТ.
Вращающиеся превенторы и герметизирующие головки имеют номинальное давление ниже рабочего давления остальных элементов ОП. Обычно принимается, что универсальные превенторы с рабочим давлением 35 МПа могут использоваться со сборками плашечных превенторов, рассчитанных на давление 70 МПа и выше. Это принято потому, что плашечные превенторы могут быть задействованы тогда, когда давление в скважине приближается к предельному для универсальных превенторов значению.
СБОРКА ПРЕВЕНТОРОВ
Основные компоненты сборки превенторов (рис. 5.1):
превенторы с глухими плашками;
превенторы с трубными плашками;
универсальный превентор;
крестовина;
■ линия глушения;
Рис. 5.1. Типичная компоновка сборки ОП с двумя плашечными превенторами [4):Рис. 5.1. Типичная компоновка сборки ОП с двумя плашечными превенторами [4):1 — патрубок с устьевой воронкой; 2 — выходная линия; 3 — линия долива; 4 — универсальный превентор; 5 — превентор с глухими плашками; 6 — превентор с трубными плашками; 7 — крестовина; 8— линия дросселирования; 9 — линия глушения; 10 — колонная головка1 — патрубок с устьевой воронкой; 2 — выходная линия; 3 — линия долива; 4 — универсальный превентор; 5 — превентор с глухими плашками; 6 — превентор с трубными плашками; 7 — крестовина; 8— линия дросселирования; 9 — линия глушения; 10 — колонная головка— линия дросселирования; — патрубок с устьевой воронкой; — линия долива.
Рис. 5.1. Типичная компоновка сборки ОП с двумя плашечными превенторами [4):
Рис. 5.1. Типичная компоновка сборки ОП с двумя плашечными превенторами [4):
1 — патрубок с устьевой воронкой; 2 — выходная линия; 3 — линия долива; 4 — универсальный превентор; 5 — превентор с глухими плашками; 6 — превентор с трубными плашками; 7 — крестовина; 8— линия дросселирования; 9 — линия глушения; 10 — колонная головка
1 — патрубок с устьевой воронкой; 2 — выходная линия; 3 — линия долива; 4 — универсальный превентор; 5 — превентор с глухими плашками; 6 — превентор с трубными плашками; 7 — крестовина; 8— линия дросселирования; 9 — линия глушения; 10 — колонная головка
Плашечные превенторы
Плашечные превенторы получили свое название от двухплашечного запорного устройства. Устаревшие конструкции имели ручное управление, а большинство ныне используемых превенторов имеет дистанционное гидравлическое управление. Они обычно снабжены фиксирующими винтами с ручным управлением, в отсутствие давления в гидравлической системе превенторы могут закрываться вручную. Существуют гидравлические блокирующие элементы, которые совершенно необходимы для подводных сборок. Превентор может быть оборудован комплектами плашек для перекрытия скважины без труб и для герметизации бурильных или обсадных труб. Для алюминиевых бурильных труб необходимы специальные плашки. Плашки, полностью перекрывающие скважину, называются «глухими». Плашки под обсадные трубы не устанавливаются до начала спуска этих труб. Некоторые превенторы являются сдвоенными или строенными с двумя или тремя комплектами плашек в одном корпусе.
Плашки управляются поршнем двойного действия. Отношение давления со стороны скважины к давлению, требуемому для закрытия плашек, называется коэффициентом закрытия. И наоборот, стороны скважины к давлению, необходи
отношение давления соотношение давления сомому для открытия плашек, называется коэффициентом открытия. Конструкция плашек такова, что давление скважины действует и на их тыльную сторону и помогает держать плашки закрытыми; в большинстве конструкций это давление держит плашки закрытыми и без приложения давления в поршневую полость закрытия. Резиновое уплотнение закреплено на стальном вкладыше и удерживается в ограниченном пространстве. Уплотнение имеет избыток самоуплотняющегося эластомера, но эти так называемые «резиновые» детали должны быть нефтестойкими для предотвращения разрушения. Если трубы постоянно перемещаются, долговечность уплотнения сокращается. Каждый раз, когда трубы дви- 120
отношение давления со
отношение давления со
жутся, давление закрытия не должно превышать рекомендации изготовителей, чтобы предотвратить чрезмерный износ уплотнителя. Трубные плашки удерживают трубы от выталкивания из скважины благодаря упору торца замка о вкладыш. В критических ситуациях эти плашки могут быть использованы для подвески бурильной колонны, при этом бурильный замок опирается на вкладыши плашек и фиксирующие винты завинчиваются.
В федеральных водах США УМР требует, чтобы сборка превенторов содержала минимум один универсальный превентор, один комплект глухих плашек и два комплекта трубных плашек, соответствующих каждому размеру труб. Таким образом, при бурении с использованием комбинированной бурильной колонны необходима сборка с одним универсальным и пятью плашечными превенторами. В 1980 г. были изготовлены универсальные плашки (см. гл. 8). Они позволяют уплотнять трубы нескольких размеров. Например, один комплект уплотняет трубы наружным диаметром от 89 до 127 мм. Правила УМР [1] были изменены, чтобы допустить возможность использования универсальных плашек. Таким образом, для комбинированной бурильной колонны требуются только два комплекта трубных плашек.
Универсальный превентор
Универсальный превентор имеет кольцевое армированное резиновое уплотнение, которое перекрывает открытую скважину или герметизирует цилиндрическое либо почти цилиндрическое тело.
Степень сжатия уплотнения регулируется специальным регулятором. При спуске труб под давлением уплотнитель превентора сжимается так, чтобы допустить небольшую утечку, что удлиняет срок его службы. Бурильные замки также могут быть спущены под давлением через этот превентор, но иногда вместе с универсальным превентором используют превентор с трубными плашками, что исключает необходимость перемещения бурильных замков через работающий универсальный превентор.
Перекрытие открытого ствола и герметизация кабеля должны производиться только в исключительных случаях, поскольку это приводит к развитию чрезмерных напряжений в уплотнителе. Обычные испытания должны проводиться при рекомендуемом компанией-изготовителем давлении, действующем на уплотнитель при герметизации трубы.
Использование универсального превентора дает новые возможности, которых не было при работе только с одним плашечным превентором.
— Могут герметизироваться УБТ и обсадные трубы.
— Может быть достигнуто уплотнение бурильного замка или рабочей трубы.
— Возможна герметизация любой части комбинированной бурильной колонны.
— Герметизироваться могут свабирующее устройство, каротажный прибор, кабель перфоратора и различные инструменты.
— Бурильные трубы можно расхаживать.
Возможно быстрое закрытие скважины, потому что нет необходимости как-то располагать трубу в превенторе.
Колонна может быть спущена или извлечена из скважины под давлением.
Обеспечивается дополнительная защита скважины, контролируемой глухими и трубными плашками.
Превентор компании «Хайдрил» типа GK используется уже в течение многих лет. Давление в скважине способствует удержанию этого превентора в закрытом положении. В новых конструкциях универсальных превенторов это действие изменено, т. е. увеличение давления в скважине требует более высокого давления закрытия, чтобы сохранить герметичность (см. гл. 8). Кроме того, начальное давление закрытия в разных превенторах и в зависимости от диаметра герметизируемых бурильных труб может отличаться. Например, обсадная труба может быть смята при закрытии превентора на ней, если в системе гидравлического управления используется то же давление, что и для бурильных труб.
Таким образом, важно тщательно проинструктировать членов бригады относительно зависимости давления закрытия от давления в скважине для их конкретного превентора.
Диверторная система
Диверторная система — это большой универсальный превентор низкого давления с выкидными линиями большого диаметра для отвода скважинных флюидов от буровой установки во время ликвидации газопроявлений из неглубоко залегающих газоносных пластов. Эта система может быть использована вместе с забивной трубой, направлением или с короткими кондукторами, которые устанавливаются на глубине, не позволяющей закрывать скважину из-за опасности гидроразрыва с развитием трещин, до поверхности. Правильно спроектированная диверторная система позволяет бригаде работать на буровой с минимальным риском пожара или травмирования обломками, выброшенными из скважины.
Имеются диверторы трех типов: для наземного бурения, для морского бурения с поверхностной сборкой ОП и для бурения с плавучих установок (подводные сборки ОП). На наземных буровых установках к резервной емкости идет одна выходная линия (рис. 5.2), длина которой должна быть по крайней мере 30 м, чтобы отвести поток на безопасное расстояние от буровой установки. Минимальный внутренний диаметр линии 178 мм.
При работе на море или во внутренних водоемах создание длинных выходных линий нецелесообразно, поэтому используются две отводные линии (см. рис. 5.2), которые позволяют направить поток за борт с подветренной стороны буровой установки. Внутренний диаметр этих отводных линий должен быть 122
Рис. 5.2. Типичная диверторная система при наземном (Д) и подводном (В) расположении ОП:1 — патрубок с устьевой воронкой; 2 — выходная линия; 3 — полнопроходная задвижка; 4 — дивертор; 5 — диверторная линия;6 — забивная труба или направление; 7 — полнопроходная задвижка (автоматически открывается при закрытии дивертора)Рис. 5.2. Типичная диверторная система при наземном (Д) и подводном (В) расположении ОП:1 — патрубок с устьевой воронкой; 2 — выходная линия; 3 — полнопроходная задвижка; 4 — дивертор; 5 — диверторная линия;6 — забивная труба или направление; 7 — полнопроходная задвижка (автоматически открывается при закрытии дивертора)Рис. 5.3. Диверторная система для плавучей буровой установки:
Рис. 5.2. Типичная диверторная система при наземном (Д) и подводном (В) расположении ОП:
1 — патрубок с устьевой воронкой; 2 — выходная линия; 3 — полнопроходная задвижка; 4 — дивертор; 5 — диверторная линия;
6 — забивная труба или направление; 7 — полнопроходная задвижка (автоматически открывается при закрытии дивертора)
Рис. 5.2. Типичная диверторная система при наземном (Д) и подводном (В) расположении ОП:
1 — патрубок с устьевой воронкой; 2 — выходная линия; 3 — полнопроходная задвижка; 4 — дивертор; 5 — диверторная линия;
6 — забивная труба или направление; 7 — полнопроходная задвижка (автоматически открывается при закрытии дивертора)
1 — в систему циркуляции; 2 — выходная линия бурового раствора; 3 — дивертор; 4 — за борт; 5 — шаровой шарнир (по требованию заказчика); 6— пневматические задвижки; 7 — телескопическое соединение
не менее 150 мм, чтобы минимизировать потери давления на трение.
Перемещение плавучих буровых установок обусловливает необходимость использования более сложных диверторов. Дивертор крепят к внутренней втулке телескопического узла с помощью шарового шарнира (рис. 5. 3). Последний воспринимает бортовую и килевую качку и не передает ее на райзер. Телескопическое соединение допускает вертикальную качку судна без повреждения райзера, а также дает возможность дивертору перемещаться вверх как от ударной нагрузки при воздействии потока из скважины на закрытый дивертор, так и от усилия, создаваемого даже небольшим противодавлением, приходящимся на большую кольцевую площадь. Поэтому диверторная система на плавучих буровых установках должна быть закреплена на полу буровой. Отводные линии смонтированы стационарно под полом буровой. Эти линии должны иметь диаметр, при котором потери давления на трение при максимальном расчетном расходе не превышают 0,35 МПа. Обычно используются отводные линии с внутренним диаметром по крайней мере 250 мм. Для уменьшения противо-
Рис. 5.4. Типичная диверторная система для бурового судна:
1 — отводные линии большого диаметра; 2 — дивертор; 3 — выходная линия бурового раствора; 4 — система приготовления бурового раствора
давления в системе надо использовать короткие линии поперек судна, т. е. к левому и правому бортам, а не к носу и корме (рис. 5.4). Отводные линии не должны иметь изгибов, так как высокоскоростной поток газа и песка при газопроявлениях с небольшой глубины может быстро срезать трубы на этих участках. Каждая линия оснащается одной задвижкой с дистанционным управлением.
Система управления должна быть спроектирована таким образом, чтобы при закрытии дивертора задвижки на отводных линиях автоматически открывались. При бурении на море задвижка с наветренной стороны может быть закрыта, чтобы направить скважинные флюиды в сторону от скважины. Управление должно быть отрегулировано таким образом, чтобы скважину нельзя было закрыть.
Вращающиеся превенторы и герметизирующие головки
Хотя герметизирующие головки рассчитаны на низкое рабочее давление, обычно менее 14 МПа (см. гл. 8), они имеют многоцелевое назначение. Они обеспечивают герметизацию труб определенного диаметра, являются самоуплотняющимися и не требуют внешнего давления управления. В отсутствие универсального превентора герметизирующие головки позволяют работать с УБТ и обеспечивают возможность спуска колонны обсадных труб в скважину под давлением. Бурильные трубы можно спускать в скважину и извлекать из нее под давлением. Герметизирующие головки часто используются над плашечными превенторами при низком давлении. Однако многие считают, что давление не должно превышать 7 МПа, чтобы обеспечить хорошие условия для работы резинового уплотнительного элемента. Разработаны также герметизирующие головки для спуска под давлением НКТ и инструментов на кабеле. Герметизирующие головки не рассчитаны на бурение через них, однако корпус герметизирующей головки может служить нижним узлом вращающего превентора.
Эти устройства имеют вращающиеся уплотнительные элементы, которые уплотняют рабочую трубу. Вращающиеся превенторы имеют множество применений. С их помощью можно бурить скважины с использованием нефти или легких буровых растворов. При бурении с продувкой воздухом или газом эти устройства уплотняют устье скважины, газ и частицы породы выносятся через продувочную линию. Когда применяется обратная промывка или скважина бурится под давлением, необходимы вращающиеся превенторы. Поскольку вращающийся превентор не приспособлен для продолжительного бурения, его часто устанавливают над универсальным на площадях с плотными породами, чтобы продолжать бурение во время вымыва газа, поступившего в скважину при спуско-подъемных операциях, а также для бурения при неуравновешенном пластовом давлении. Большинство промысловиков считают, что практическим пределом давления является 3,5 МПа при вращательном бурении и 7 МПа при спуске труб под давлением.
Крестовина
Первоначально крестовина была единственным устройством для подсоединения линий глушения и дросселирования к ОП. Когда превенторы закрыты, выходящий из затрубного пространства поток направляется к дросселю по линии дросселирования, а нагнетание бурового раствора производится через линию глушения. Позднее корпус плашечного превентора был обустроен отводами. Эти отводы могут использоваться вместо крестовин для экономии пространства и уменьшения числа соединений на сборке. На наземных сборках ОП к колонной головке иногда подсоединяют дополнительные линии глушения и дросселирования, но они должны быть зарезервированы на случай аварии. Более прочные линии могут быть подсоединены к отводам нижнего плашечного превентора. При подводном расположении устьевого оборудования на колонных головках задвижки отсутствуют, а для возможности дублирования линии дросселирования и глушения на поверхности должны быть обвязаны таким образом, чтобы их можно было использовать взаимозаменяемо.
Как минимум требуется [2], чтобы крестовина имела один или два боковых отвода диаметром не менее 50 мм, вертикальный проход диаметром, по крайней мере равным наибольшему внутреннему диаметру самой последней обсадной колонны (если через крестовину должны спускаться клинья, подвески или испытательный инструмент, то проходной канал должен быть равным максимальному внутреннему диаметру самой верхней колонной головки), а также чтобы номинальное рабочее давление согласовалось с рабочим давлением для верхней части колонной (или трубной) головки и установленного превентора. Нормативы 6А АНИ [3] включают технические требования на эти изделия, причем эти требования такие же, как и на ОП.
Разгрузочные линии
В сборку превенторов иногда включают также разгрузочные линии. Это линии большого диаметра для сброса скважинных флюидов, когда превентор закрыт, а поток через линии дросселирования создает значительное противодавление, что представляет для скважины опасность. Линии разгрузки имеют особое назначение при спуске направлений на небольшую глубину, когда возможен гидроразрыв пласта при относительно низком давлении и установленном ОП. Таким образом, эти линии, по существу, представляют собой диверторную систему, включенную в сборку ОП.
Таблица 5.1
Размеры превенторов и условные размеры уплотнительных прокладок
Рабочее давление, МПа
Диаметр условного прохода,
Диаметр проходного отверстия, мм
Тип кольцевой прокладки
RX
вх
3,5
749
749,0
—
—
14
425
425,5
65
—
540
546,0
73
—
680
679,4
—
-—
21
180
179,4
45
—
230
228,6
49
—
280
279,4
53
—
350
346,1
57
—
540
527*
74
—
680
679,4
—
—
35
180
179,4
46
—
280
279,4
54
—
350
346,1
—
160
425
425,5
—
162**
520
476,3
—
163
540
539,8
—
165
70
180
178,4
—
156
230
228,6
—-
157
280
279,4
158
350
346,1
—
169
425
425,5
—
162
520
476,3
—
164
540
539,8
—
166
105
180
179,4
—
156
230
228,6
—
157
280
279,4
.—
158
350
346,1
—
159
140
180
179,4
—
156
* Заменяется на 540 мм в соответствии с изменением в январе 1974 г.
** Заменила кольцевую прокладку BX161 в соответствии с принятым в январе 1969 г. для фланца рабочим давлением 35 МПа (давление испытания 70 МПа) вместо рабочего давления 35 МПа (давление испытания 50 МПа).
Размеры превенторов
В табл. 5.1 приведены рекомендуемые АНИ размеры превенторов и фланцев, рассчитанные на различные рабочие давления.
Превенторы должны быть выбраны с вертикальным проходным отверстием, позволяющим спускать обсадную колонну, а в некоторых случаях и ее подвеску. Рабочее давление должно быть равно или больше ожидаемого максимального устьевого давления, давления разрыва обсадной колонны, либо давления разрыва пород у ее башмака. Многие превенторы имеют отводы, которые могут быть использованы вместо крестовины для подсоединения линий глушения и дросселирования. За исключением компонентов, приведенных в табл. 5.1, других стандартных деталей нет. Каждый изготовитель сам выбирает и изготавливает компоненты, которые он считает наилучшими.
Нормативы 6А АНИ определяют рабочие давления, фланцевые соединения, давления при заводских испытаниях, материалы, размеры проходных отверстий и маркировку превенторов.
КОМПОНОВКА СБОРКИ ПРЕВЕНТОРОВ
Возможно большое число компоновок сборки, включающей сдвоенные превенторы, а также линии глушения, дросселирования и разгрузки.
При использовании комбинированных бурильных колонн необходимы сдвоенные плашечные превенторы. Сборки, рассчитанные на высокие давления, обычно имеют резервные превентор, линии глушения и дросселирования, подсоединенные к колонной головке, и несколько дросселей. Если превенторы имеют боковые отводы, то крестовина может отсутствовать, а линии глушения и дросселирования подсоединяются к этим отводам.
При большом числе превенторов необходим удобный метод их обозначения. Этот метод приведен в Бюллетене D13 АНИ [4]. Например, 5М= 135/8 = RSRA означает по порядку рабочее давление 5000 psi (35 МПа); условный проход 135/8" (350 мм); расположение в сборке от низа до верха RSRA, где R — плашечный превентор (без указания на глухие или трубные плашки), S — крестовина, А — универсальный превентор. Другие возможные обозначения: Rd — сдвоенный плашечный превентор, G — вращающийся превентор для бурения с продувкой забоя воздухом, газом или аэрированной жидкостью.
В Бюллетене D13 АНИ были сделаны попытки стандартизации, тем не менее в заменивших его нормативах RP53 АНИ [2] было представлено несколько компоновок без обозначения предпочтительной. Хотя для сборок возможно большое число компоновок, они могут быть сведены к нескольким предпочтительным. Невозможность стандартизации наиболее предпочтительной компоновки определяется недостатками, присущими каждой из них.
ОП с двумя плашечными превенторами
Логика компоновки для сборки с двумя плашечными превенторами обсуждается далее. В ней используется крестовина, а боковые отводы должны служить тем же целям с меньшим числом фланцевых соединений.
Когда имеются только два комплекта плашечных превенторов, возможны четыре компоновки. Предполагается, что скважина находится под давлением.
R- глухие S R-трубныеR- глухие S R-трубные2R-глухие R-трубные2R-глухие R-трубныезR-трубные R-глухиеSзR-трубные R-глухиеS4R-трубные S R-глухие4R-трубные S R-глухие
R- глухие S R-трубные
R- глухие S R-трубные
2
R-глухие R-трубные
2
R-глухие R-трубные
з
R-трубные R-глухие
S
з
R-трубные R-глухие
S
4
R-трубные S R-глухие
4
R-трубные S R-глухие
Преимущества
ф Компоновки № 1; 2: если бурильные трубы находятся в скважине, верхние глухие плашки могут быть заменены на трубные. Когда это делается, бурильные трубы могут перемещаться возвратно-поступательно через верхние плашки, а нижние плашки остаются в резерве.
ф Компоновка № 1: в случае двух превенторов с трубными плашками и частью бурильных труб в скважине, бурильная колонна может быть спущена до забоя под давлением.
ф Компоновка № 1: если произойдет утечка над ротором, то бурильные трубы могут быть подвешены на нижних плашках, а верхние глухие плашки закрыты, после чего в скважине создается циркуляция. То же самое относится к компоновке № 2, если имеется достаточное расстояние между плашками для размещения замка бурильной колонны.
ф Компоновка № 1: поскольку большинство выбросов происходит при наличии труб в скважине, нижние трубные плашки могут закрываться для ремонта крестовины или выходной линии.
ф Компоновки № 1; 2; 3: когда глухие плашки закрыты, становится возможным использование отводных линий крестовины и дросселей.
ф Компоновки № 2; 3: в случае закрытия любых плашек можно использовать блоки дросселирования и дроссели.
ф Компоновки’ № 2; 3: при использовании сдвоенных превенторов существует возможность изменения высоты подвышечного основания. Это особенно удобно, если отводы превентора используются вместо крестовины.
Ф Компоновки № 3; 4: плашки под бурильные трубы могут заменяться на плашки под обсадные трубы, когда в скважине нет бурильных труб.
Ф Компоновка № 4: в случае серьезных утечек в сборке бурильные трубы могут быть посажены или сброшены на забой и скважина перекрыта.
128
ф Компоновка № 4: имеется минимальное число фланцев, расположенных ниже глухих плашек.
ф Компоновки № 2; 3; 4: когда трубные плашки закрыты, можно использовать линию дросселирования.
ф Компоновка № 4: когда глухие плашки закрыты, все расположенные выше соединения могут быть разобраны или отремонтированы.
Основные недостатки
ф Компоновки № 1; 2; 3: если при закрытых глухих плашках в крестовине появятся утечки, то с ними невозможно будет бороться.
ф Компоновки № 2; 3: большее число фланцев находится под давлением, существующим в скважине.
ф Компоновки № 1; 4: при закрытых нижних плашках циркуляция идет через соединение колонной головки.
Фланцы считаются слабыми местами любой сборки; следовательно, там, где используются боковые отводы, компоновки № 2; 3 не будут оптимальными, поскольку на крестовине имеются дополнительные фланцы. Тем не менее при закрытии превенторов с глухими и трубными плашками (компоновки № 2; 3) необходимо иметь отводы для подсоединения линий глушения и дросселирования. Наиболее широкое распространение, по-видимому, получила компоновка № 2.
Сборки ОП с тремя плашечными превенторами
Чтобы оценить сборку с тремя плашечными превенторами, следует разработать компоновку, приемлемую для бурильных труб одного размера, а также для комбинированной колонны. Затем необходимо рассмотреть вторую возможную компоновку. Для высококвалифицированного персонала «предпочтительной» будет компоновка, которая больше всего соответствует его предыдущему опыту. Поскольку такой опыт различен, предпочтение будет отдаваться разным компоновкам.
ЛОГИКА КОМПОНОВКИ СБОРОК ПРЕВЕНТОРОВ
При бурении скважин часто приходится идти на компромисс в отношении как оборудования, так и самой практики бурения. Это касается и сборок превенторов [5].
Рассмотрим место превенторов с глухими плашками в наземной сборке ОП с тремя плашечными превенторами.
Если глухие (или срезные) плашки устанавливаются в нижней части сборки без выходных линий под ними, то в ситуациях с открытой скважиной сборке превенторов отводится роль «коренной» и аварийной задвижки при условии, что все остальные выйдут из строя во время проявления. Однако такое размещение 5 Заказ № 1834129
создает также определенные ограничения при использовании сборки.
Например, бурильные трубы нельзя подвешивать на трубных плашках ниже глухих плашек, недопустимо также глушить скважину циркуляцией через бурильную колонну. При такой компоновке трубные плашки устанавливаются настолько близко друг к другу, что не остается необходимого пространства для принудительного спуска труб перехватом между плашечными превенторами. Если глухие плашки устанавливаются на верху сборки плашечных превенторов, то они могут быть заменены трубными плашками для принудительного спуска перехватом между плашечными превенторами, чтобы защитить нижние трубные плашки или при использовании комбинированной колонны обеспечить такой размер трубных плашек, который соответствовал бы диаметру бурильных труб, пропускаемых через герметизированное устье. Но и для этой компоновки характерны определенные трудности, так как она не позволяет использовать глухие плашки в качестве коренной задвижки при отсутствии труб в скважине, чтобы производить ремонт элементов над ней или замену трубных плашек на плашки для обсадных труб. В этой компоновке расстояние между превенторами может оказаться недостаточным для принудительного спуска труб перехватом с помощью плашечных превенторов.
Возникает вопрос: как повысить преимущества и снизить недостатки обеих этих компоновок? Ниже рассматриваются две компромиссные компоновки. В одной при использовании комбинированной колонны бурильных труб глухие плашки размещаются в верхнем превенторе, а когда применяются бурильные трубы одного размера, глухие плашки размещаются в середине. Это позволяет подвешивать трубы в трубных плашках и производить промывку через бурильную колонну (при правильном расположении линий глушения и дросселирования), обеспечивать необходимое расстояние между превенторами для принудительного спуска перехватом с помощью плашечных превенторов и в какой-то мере иметь возможность использовать глухие плашки в качестве коренной задвижки при ремонте оборудования (замена верхних плашек на плашки под обсадные трубы безопаснее, если глухие плашки находятся в середине сборки).
Расположение плашек в сборке имеет большое значение, но для эффективного использования превенторов важно также расположение линий глушения и дросселирования. И опять допускается компромисс между наиболее консервативным расположением, исключающим необходимость выкидных линий под нижними плашками, и средним положением в компоновке, когда максимально используется вся сборка превенторов.
На рис. 5.5 и 5.6 приводятся две компоновки превенторов и задвижек на отводных линиях. При использовании компоновки, предназначенной для бурильных труб одного диаметра, могут выполняться следующие операции.
Рис. 5.5. Компоновка сборки ОП для бурильных труб одного диаметра:Рис. 5.5. Компоновка сборки ОП для бурильных труб одного диаметра:Рис. 5.6. Компоновка сборки ОП для бурильных труб двух диаметров:/ — от цементировочного агрегата; 2 — от буровых насосов; 3 —линия долива; 4 — универсальный превентор. Превентор с плашками под трубы: 5 — малого диаметра; 6 — большого диаметра; 7, 8 — ЛИНИИ глушения; 9, 10 — линии дросселирования; 11 — превентор с глухими плашками; 12 — на вибросито;/3 — продувочный клапан; 14 — к испытательному манифольдуРис. 5.6. Компоновка сборки ОП для бурильных труб двух диаметров:/ — от цементировочного агрегата; 2 — от буровых насосов; 3 —линия долива; 4 — универсальный превентор. Превентор с плашками под трубы: 5 — малого диаметра; 6 — большого диаметра; 7, 8 — ЛИНИИ глушения; 9, 10 — линии дросселирования; 11 — превентор с глухими плашками; 12 — на вибросито;/3 — продувочный клапан; 14 — к испытательному манифольду
Рис. 5.5. Компоновка сборки ОП для бурильных труб одного диаметра:
Рис. 5.5. Компоновка сборки ОП для бурильных труб одного диаметра:
Рис. 5.6. Компоновка сборки ОП для бурильных труб двух диаметров:
/ — от цементировочного агрегата; 2 — от буровых насосов; 3 —линия долива; 4 — универсальный превентор. Превентор с плашками под трубы: 5 — малого диаметра; 6 — большого диаметра; 7, 8 — ЛИНИИ глушения; 9, 10 — линии дросселирования; 11 — превентор с глухими плашками; 12 — на вибросито;/3 — продувочный клапан; 14 — к испытательному манифольду
Рис. 5.6. Компоновка сборки ОП для бурильных труб двух диаметров:
/ — от цементировочного агрегата; 2 — от буровых насосов; 3 —линия долива; 4 — универсальный превентор. Превентор с плашками под трубы: 5 — малого диаметра; 6 — большого диаметра; 7, 8 — ЛИНИИ глушения; 9, 10 — линии дросселирования; 11 — превентор с глухими плашками; 12 — на вибросито;/3 — продувочный клапан; 14 — к испытательному манифольду
/ — от цементировочного агрегата; 2 — от буровых насосов; 3 — линия долива; 4 — универсальный превентор; 5 — превентор с глухими плашками; 6 — нижний превентор с трубными плашками; 7, 8 — линии глушения; 9, 10, Н — линии дросселирования; 12 — верхний превентор с трубными плашками; 13 — на вибросито; 14 — продувочный . клапан; 15 — к испытательному манифольду
Обычное глушение через бурильные трубы с использованием любых превенторов с трубными плашками (рис. 5.7)
Линии дросселирования 9 и 10 ниже каждого превентора с трубными плашками.
Б. Глушение при закрытых превенторах с глухими или срезными плашками (рис. 5.8)
1. Сдвоенный плашечный превентор должен находиться выше одинарного превентора, чтобы обеспечить достаточное расстояние для подвески и среза колонны (рис. 5.9).
Линии глушения 7 и дросселирования 10 должны размещаться в соответствии со схемой (см. рис. 5.5).
Спуск труб под давлением методом перехвата между плашечными превенторами (рис. 5.10)
Превентор с глухими плашками должен находиться в середине сборки для обеспечения достаточного расстояния между превенторами.
Линия глушения 7 предназначена для выравнивания давления до открытия нижних плашек.
Линии дросселирования 9 и 10 используются для выпуска флюида и контролирования давления ниже каждого плашечного превентора во время спуска труб под давлением.
Линия глушения 8 для задавки флюидов в пласт (объемный метод при выпуске газа) или подачи утяжеленного бурового раствора к сборке под нижним плашечным превентором.
Можно также спускать трубы под давлением методом перехвата между универсальным превентором и любым плашечным превентором и выполнять операции по пунктам 2, 3 и 4, перечисленным выше.
Г. Расположение превентора с глухими плашками в середине сборки
Обеспечивается больше пространства, необходимого для принудительного спуска труб методом перехвата между плашечными превенторами.
Безопасная смена верхнего плашечного превентора, смена или ремонт элементов универсального или плашечного превенторов.
Примечание. Расположение основной 9 и резервной И линий дросселирования делает возможным проведение всех перечисленных выше видов работ, но повышает опасность механических повреждений.
При использовании компоновки (см. рис. 5.6), предназначенной для бурильных труб двух диаметров, могут выполняться следующие операции.
132
Рис. 5.7. Схема компоновки ОП для обычного глушения через бурильные трубы с использованием плашечных превенторов:Рис. 5.7. Схема компоновки ОП для обычного глушения через бурильные трубы с использованием плашечных превенторов:
Рис. 5.7. Схема компоновки ОП для обычного глушения через бурильные трубы с использованием плашечных превенторов:
Рис. 5.7. Схема компоновки ОП для обычного глушения через бурильные трубы с использованием плашечных превенторов:
1 — линия долива скважины; 2 — универсальный превентор: 3 — превентор с глухими плашками; 4 — нижний превентор с трубными плашками; 5, 6 — линии глушения; 7 — течение при закрытом нижнем плашечном превенторе; 8 — течение при закрытом верхнем плашечном или универсальном превенторе; Р, 10 — линии дросселирования: 11 — отвод под линию дросселирования; 12 — верхний превентор с трубными плашками
Рис. 5.8. Схема компоновки ОП для глушения при закрытых глухих или срезных плашках (колонна посажена на плашки):
1—6 — см. рис. 5.7; 7, 8 — линии дросселирования; 9 — отвод под линию дросселирования; 10 — верхний превентор с трубными плашками
Рис. 5.9. Компоновка ОП, обеспечивающая необходимый зазор для среза труб:Рис. 5.9. Компоновка ОП, обеспечивающая необходимый зазор для среза труб:А — стандартные одинарный и сдвоенный превенторы типа V компании «Камерон» с диаметром проходного отверстия 346 мм и рабочим давлением 35 МПа; В — колонна со 127-мм бурильными замками типа ХН разгружена на плашки (срезание труб должно производиться над высаженной частью); 1 — универсальный превентор; 2 — верхний превентор с трубными плашками; 3 — превентор со срезными плашками; 4 — нижний превентор с трубными плашками; 5 —высаженная часть; 6 — ниппель; 7 — муфта; 8 — трубная плашка
Рис. 5.9. Компоновка ОП, обеспечивающая необходимый зазор для среза труб:
Рис. 5.9. Компоновка ОП, обеспечивающая необходимый зазор для среза труб:
Рис. 5.10. Схема компоновки ОП для спуска труб в скважину под давлением методом перехвата между плашечными превенторами (колонна висит на крюке):
1—6 — см. рис. 5.7; 7, 8 — линии дросселирования; 9 — отвод под линию дросселирования; 10 — верхний превентор с трубными плашками
Обычное глушение через бурильные трубы
с использованием превентора с любыми трубными плашками
Линии дросселирования 9 и 10 располагаются ниже каждого превентора с трубными плашками.
Б. Глушение скважины при закрытых глухих или срезных плашках
Можно подвесить колонну в нижнем превенторе с плашками под трубы большого диаметра, срезать их и провести глушение.
Можно подвесить колонну в верхнем превенторе с плашками под трубы малого диаметра, но трубу нельзя срезать из-за недостаточного пространства, поэтому надо поменять превентор для подвески колонны до закрытия глухих плашек.
Линии глушения 7 и дросселирования 9 и 10 должны размещаться в соответствии со схемой (см. рис. 5.6).
Спуск труб под давлением методом перехвата между плашечными превенторами.
Глухие плашки можно заменить плашками под трубы большого диаметра и спускать трубы методом перехвата между плашечными превенторами, однако при данной компоновке не обеспечивается достаточного места для спуска труб малого диаметра с помощью плашечных превенторов.
Линия глушения 7 предназначена для выравнивания давления до открытия нижних плашек.
Линии дросселирования 9 и 10 используются для выпуска флюида и контролирования давления ниже каждого плашечного превентора во время спуска труб под давлением методом перехвата между плашечными превенторами.
Линия глушения 8 для задавки флюидов в пласт (объемный метод при выпуске газа) или подачи утяжеленного бурового раствора к сборке под нижним плашечным превентором.
Можно также спускать трубы под давлением методом перехвата между универсальным и плашечными превенторами под трубы малого или большого диаметра и выполнять операции по пунктам 2, 3 и 4, изложенные выше.
Примечание. Перемещение линии глушения 7, необходимое для ликвидации проявления, упомянуто в пунктах БЗ и В2.
Г. Расположение превентора с глухими плашками на верху сборки
Можно выполнить глушение при подвешенных трубах подходящего размера, как показано на рис. 5.8.
Для спуска труб под давлением методом перехвата между плашечными превенторами можно установить плашки большего диаметра.
Можно заменять плашки для герметизации труб любого диаметра, в результате чего уменьшается износ плашек верхнего превентора, неизбежный при перемещении труб через закрытые плашки.
Недостатком является то, что скважина остается открытой во время установки плашек для обсадных труб.
Примечание. Если одинарный плашечный превентор устанавливается над сдвоенным плашечным превентором или если между верхним и средним плашечными превенторами обеспечивается достаточное пространство каким-либо другим путем, то спуск труб малого диаметра под давлением можно осуществлять методом перехвата между плашечными превенторами.
Схемы компоновок, позволяющих производить: глушение скважины через бурильные трубы с использованием любого плашечного превентора, глушение скважины при закрытом превенторе с глухими или трубными плашками и спуск труб под давлением методом перехвата между плашечными превенторами, иллюстрируются на рис. 5.11, 5.12, 5.13 соответственно.
Относительно использования рассмотренных двух компоновок для глушения скважин можно сделать следующие общие заключения.
Крестовины не нужны; коренные задвижки линий глушения и дросселирования подсоединяются непосредственно к боковым отводам, составляющим одно целое с корпусом превентора. Это уменьшает число необходимых соединений и вероятность протечки через них.
Стандартный сдвоенный превентор с двумя отдельными фланцами условным проходом 350 мм, рассчитанный на рабочее давление 35 МПа, устанавливается над одинарным плашечным превентором. Этим обеспечивается достаточное пространство, чтобы производить срез труб выше стандартного 127-мм соединения типа ХН при подвеске труб в нижних трубных плашках (см. рис. 5.9). Это наилучшая компоновка для колонны труб одного размера.
При описании операций с компоновкой для комбинированных колонн пункты Б2 и В1 свидетельствуют о том, что расстояние между глухими плашками и трубными плашками для труб малого диаметра ограничивает возможность осуществления некоторых операций.
Применительно к комбинированным колоннам это ограничение, обусловленное недостаточностью расстояния между превенторами, оказывается менее жестким благодаря установке одинарного превентора над сдвоенным. Однако на схеме (см. рис. 5.6) сдвоенный превентор установлен сверху. Таким образом иллюстрируется еще одно компромиссное решение, так как на буровой непрактично проводить перекомпоновку превенторов до подъема колонны бурильных труб малого диаметра.
Некоторые компании-операторы предпочитают иметь сборку с одинарным превентором сверху, так что универсальный и оди- 136
Рис. 5.11. Схема компоновки ОП для глушения скважины через бурильные трубы с использованием любого плашечного превентора:
1 — универсальный превентор. Превентор с плашками под трубы: 2 — малого диаметра; 3 — большого диаметра; 4, 5 — линии глушения; 6 — течение при закрытом превенторе с плашками под трубы большого диаметра; 7— течение при закрытом универсальном или плашечном превенторе с плашками под трубы малого диаметра;
8, 9 — линии дросселирования; 10—превентор с глухими плашками
Рис. 5.12. Схема компоновки ОП для глушения скважины при закрытом превенторе с глухими или срезными плашками (колонна висит на крюке):
1—5 — см. рис. 5.11; 6, 7 — линии дросселирования
Рис. 5.13. Схема компоновки ОП для спуска труб в скважину под давлением методом перехвата между плашечными превенторами (колонна посажена на плашки):
/—5 — см. рис. 5.11; 6, 7 — линии дросселирования; 8 — превентор с глухими плашками
парный превенторы могут быть отделены от сдвоенного превентора для облегчения обслуживания.
Сдвоенные превенторы могут быть заказаны специально с достаточным расстоянием между плашками для подвески труб и их среза. Этот превентор, увеличенный по высоте, может быть установлен снизу и наилучшим образом соответствовать требованиям при использовании одноразмерных и комбинированных колонн. Здесь рассматриваются сдвоенный и одинарный превенторы стандартной высоты без катушек, поэтому наиболее практичным компромиссным решением является установка сдвоенного превентора сверху (см. рис. 5.5 и 5.6).
Обратные клапаны размещаются в каждой сборке задвижек на линии глушения. Это объясняется следующим:
— необходимостью прекращения обратного течения в случае разрыва линий глушения во время закачки в скважину бурового раствора под высоким давлением;
— Другие задвижки между обратными клапанами и превенторами во время проявлений могут быть оставлены открытыми для закачки в скважину бурового раствора, когда это окажется желательным, чтобы не прибегать к помощи персонала для их открытия;
— линии глушения не должны использоваться как линии долива. При длительном использовании возможен сильный износ самих линий и задвижек на них, что в конечном счете приведет 138
к выходу из строя линии глушения. Для долива скважины во время СПО желательно иметь отдельную линию от стояка (не зависящую от линий глушения и дросселирования). Тем не менее линии глушения иногда используют для долива, поэтому обратные клапаны защищают от выброса, который может произойти при проявлениях, сопутствующих СПО, после подъема квадрата; предполагается, что задвижки на стояке и выкидной линии оставлены открытыми для долива.
Коренные задвижки на всех выходных линиях имеют ручное управление и используются только в аварийных ситуациях. Внешние коренные задвижки должны использоваться в обычных операциях по глушению скважины. Гидравлический исполнительный механизм обычно устанавливается на внешних коренных задвижках линий глушения и дросселирования (линии 7 и 10 на рис. 5.5 и 5.6). Это позволяет осуществлять дистанционное управление во время выполнения операций по глушению скважины.
Во время обычного бурения дополнительные (линии 8 и 9 на рис. 5.5 и 5.6) коренные задвижки линий глушения и дросселирования должны оставаться закрытыми для предотвращения выпадения твердых частиц из раствора, а коренные задвижки на основных линиях глушения и дросселирования (линии 7 и 10^, наоборот, должны быть открыты, чтобы поступление флюида к блоку дросселирования можно было регулировать дистанционно. Дистанционное управление задвижкой основной линии дросселирования дает возможность «мягкого» перекрытия скважины во время проявления.
К отводам колонной головки линии глушения или дросселирования не подсоединяют, а задвижки и соединительные элементы могут быть установлены. Этим обеспечиваются
— резервные отводы только на случай аварии-,
Рис. 5.14. Компоновка ОП:Рис. 5.14. Компоновка ОП:1 — универсальный превентор; 2, 3 — линии глушения; 4, 5 — линии дросселирования; 6 — превентор с трубными плашками; 7— отвод под линию дросселирования; 8 — превентор с глухими плашками1 — универсальный превентор; 2, 3 — линии глушения; 4, 5 — линии дросселирования; 6 — превентор с трубными плашками; 7— отвод под линию дросселирования; 8 — превентор с глухими плашками— разгрузочное отверстие для предотвращения перегрузки обсадной колонны и открытого ствола скважины, если во время испытания ОП произойдет утечка флюида через испытательную пробку-пакер. Не рекомендуется производить закачку или осуществлять циркуляцию через отвод в колонной головке. Если один из отводов разрушится, то контроль над скважиной будет утерян. Поэтому все основные и вспомогательные линии дросселирования и глушения должны подсоединяться к отводам превенторов (или крестовин), рас-
Рис. 5.14. Компоновка ОП:
Рис. 5.14. Компоновка ОП:
1 — универсальный превентор; 2, 3 — линии глушения; 4, 5 — линии дросселирования; 6 — превентор с трубными плашками; 7— отвод под линию дросселирования; 8 — превентор с глухими плашками
1 — универсальный превентор; 2, 3 — линии глушения; 4, 5 — линии дросселирования; 6 — превентор с трубными плашками; 7— отвод под линию дросселирования; 8 — превентор с глухими плашками
считанным на тяжелые условия работы. Отводы колонных головок используются только в аварийной ситуации.
На схемах (см. рис. 5.5 и 5.6) не приводятся варианты выходных линий (например, разгрузочных), идущих от превенторов непосредственно к сепаратору, или отводы для манометров и т. д. Они имеют определенные достоинства, но не показаны, чтобы не допустить отклонений от основной цели — проиллюстрировать расположение выкидных линий, обеспечивающее высокую эффективность работ во время ликвидации проявлений.
На рис. 5.14 показана еще одна компоновка, имеющая определенные преимущества. С ее помощью могут выполняться следующие операции.
Обычное глушение через бурильные трубы
с использованием любых превенторов с трубными плашками
Линии дросселирования 4, 5 располагаются ниже превенторов с трубными плашками.
Б. Глушение скважины при закрытом превенторе с глухими или срезными плашками
Трубы могут быть подвешены на любые плашки.
Линии глушения 2 и дросселирования 4 должны быть расположены так, как показано на рис. 5.14.
Спуск труб в скважину под давлением методом перехвата между плашечными превенторами
Один или оба плашечных превентора должны быть закрыты на трубе, а глухие плашки заменены трубными.
Спуск может быть начат с помощью верхнего или среднего превентора, нижний превентор остается в резерве на случай аварии или замены изношенных плашек.
Линия глушения 2 служит для выравнивания давления перед открытием среднего плашечного превентора.
Линия дросселирования 5 может быть подсоединена к отводу 7. Линии дросселирования 4 и 5 могут быть использованы для выпуска флюидов и контролирования давления ниже каждого превентора во время спуска труб в скважину.
Линия глушения 3 предназначена для задавки флюида обратно в пласт (объемный метод, когда газ выпускается) или глушения скважины с закачкой бурового раствора ниже среднего или нижнего превентора.
Г. Расположение превентора с глухими плашками на верху сборки
Нижний плашечный превентор сохраняется в резерве, в нем нет необходимости при спуске труб в скважину методом перехвата между плашечными превенторами.
140
Для смены или ремонта элементов сборки нижний или средний превентор (либо оба) должен быть закрыт на бурильных трубах.
Комбинированные колонны
Эта компоновка ОП пригодна и для комбинированных колонн, если использовать плашки под трубы большого диаметра в нижнем превенторе и плашки под трубы малого диаметра в среднем превенторе, как показано на рис. 5.6. Преимущества этой компоновки те же, что и компоновки, представленной на схеме (см. рис. 5.6), плюс следующие:
с ее помощью можно подвешивать и срезать трубы малого диаметра;
можно заменить глухие плашки на плашки для труб любого диаметра при спуске труб в скважину методом перехвата между плашечными превенторами.
По мере усложнения компоновок оценка их гибкости и надежности становится все более сложной задачей. При этом уменьшается также возможность стандартизации компоновки.
Общие соображения
Сборка превенторов должна быть спроектирована таким образом, чтобы все элементы позволяли спускать колонну обсадных труб, ее подвеску и долото. Превенторы в наибольшей мере должны соответствовать диаметру колонны обсадных труб. Переходные катушки— это дополнительные фланцевые соединения, в которых могут происходить утечки, и по возможности их применения следует избегать. Большие превенторы на колонне обсадных труб малого диаметра могут иметь адекватное рабочее давление, однако вибрация большой массы приводит к высоким напряжениям в колонной головке, что крайне нежелательно.
Сборки ОП, линии глушения и дросселирования спроектированы на определенное рабочее давление, и все элементы, на которые действует давление, по своим параметрам должны соответствовать или даже превышать рабочее давление.
Обратные клапаны должны быть расположены в каждом блоке глушения, чтобы препятствовать обратному течению в том случае, если линия глушения разрушится во время закачки бурового раствора в скважину.
Отдельную линию долива к патрубку с устьевой воронкой необходимо использовать для заполнения скважины во время СПО. Линии глушения не должны использоваться в качестве линии долива, чтобы не усугублять их эрозии; если обратный клапан не установлен или закупорен, линию долива следует перекрыть, до того как будет закрыта скважина. Вероятнее всего, линия глушения забьется, если ее оставить заполненной буровым раствором вместо чистой воды.
Когда начинается течение в скважину или из скважины, должны использоваться большие отводы превенторов, а не задвижки на колонных головках. При цементировании под давлением или глушении скважины некоторые обслуживающие фирмы рекомендуют использовать задвижки на отводах колонных головок. Это неправильно, так как при повреждении этих задвижек или отводов бороться с проявлением окажется невозможным.
Сборка должна быть закреплена с помощью регулируемых тяг к ногам вышки или к другим подходящим опорам для центровки и уменьшения до минимума вибрации. Оттяжки должны располагаться по возможности на одном уровне, в противном случае будет иметь место перемещение. На баржах, СПБУ и других платформах, на которых неподдерживаемая обсадная колонна имеет большую длину, колонная головка должна крепиться к забивной трубе.
Фиксирующие винты должны иметь удлинители, карданные шарниры (если они необходимы) и ручные штурвалы, которые должны располагаться снаружи основания вышки.
При перемещении элементов ОП фланцы должны быть закрыты деревянными или стальными пластинами либо смонтированы на полозьях. Боковые отводы должны быть заглушены, и следует принять меры предосторожности, чтобы не повредить линии, идущие к гидравлическим цилиндрам.
Высота подвышечного основания должна быть достаточной для установки комплекта ОП. Для уменьшения высоты основания колонная головка часто монтируется в бетонированной шахте.
Крестовина и превенторы не должны быть ниже поверхности земли, так как в противном случае линии дросселирования придется изгибать и ухудшится доступ. Пропуск газа или нефти в шахте особенно опасен для персонала, работающего там, поскольку газ может вытеснить весь воздух. Чтобы иметь доступ к выходной линии и предотвратить перелив, высота устьевой воронки должна составлять примерно 90 см. Для установки сдвоенного плашечного превентора требуется подвышенное основание высотой примерно 3 м, а для монтажа универсального превентора и всех других элементов ОП, входящих в сборку, может потребоваться основание высотой до 9 м.
Подводные компоновки ОП
В подводных компоновках необходима максимально возможная гибкость. Обычно во время глушения число превенторов не увеличивают, за исключением операций по принудительному спуску. Часто ремонт сборок оказывается невозможным.
Принятая в промышленности в настоящее время компоновка превенторов для большинства подводных применений отражена на рис. 5.15. Она состоит из следующих элементов (сверху вниз): гидравлической соединительной муфты, универсального превентора, сдвоенного плашечного превентора со срезными или глухими 142
Рис. 5.15. Типичная компоновка подводной сборки [1]:
1 — гидравлическое соединительное устройство; 2 — универсальный превентор; 3 — срезные плашки; 4 — трубные плашки
Рис. 5.16. Примеры расположения отводов для линий глушения и дросселирования в стандартной сборке с четырьмя плашечными превенторами [7]:1 — универсальный превентор; 2 — превентор со срезными (глухими) плашками. Превентор с трубными плашками: 3— верхний; 4 — средний; 5 — нижнийРис. 5.16. Примеры расположения отводов для линий глушения и дросселирования в стандартной сборке с четырьмя плашечными превенторами [7]:1 — универсальный превентор; 2 — превентор со срезными (глухими) плашками. Превентор с трубными плашками: 3— верхний; 4 — средний; 5 — нижнийплашками в верхней части и трубными плашками в нижней, сдвоенного плашечного превентора с трубными плашками и еще одной гидравлической соединительной муфты. Второй универсальный превентор часто устанавливается над верхней гидравлической соединительной муфтой. Хотя эта компоновка основных элементов является общепринятой, расположение отводов для линий дросселирования и глушения в различных сборках совершенно разное. В подводных сборках часто применяют сдвоенные плашечные превенторы. Когда стандартные сдвоенные плашечные превенторы
Рис. 5.16. Примеры расположения отводов для линий глушения и дросселирования в стандартной сборке с четырьмя плашечными превенторами [7]:
1 — универсальный превентор; 2 — превентор со срезными (глухими) плашками. Превентор с трубными плашками: 3— верхний; 4 — средний; 5 — нижний
Рис. 5.16. Примеры расположения отводов для линий глушения и дросселирования в стандартной сборке с четырьмя плашечными превенторами [7]:
1 — универсальный превентор; 2 — превентор со срезными (глухими) плашками. Превентор с трубными плашками: 3— верхний; 4 — средний; 5 — нижний
имеют недостаточное расстояние между комплектами плашек для подвески труб и их последующей срезки, в качестве самого верхнего комплекта необходимо применять сдвоенный плашечный превентор с увеличенным расстоянием между плашками.
Названия линий — глушения и дросселирования — перенесены с наземных сборок. Хотя для подводных сборок эти названия сугубо условны, необходимо все же их как-то различать. В случае подводных сборок ОП обе основные линии, идущие к поверхности, должны быть обвязаны так, чтобы они были взаимозаменяемыми. При морском бурении трубы обычно подвешиваются на плашках во время вымыва проявления.
В то время как для наземных сборок циркуляция через бурильные трубы при закрытом превенторе с глухими плашками является удобным решением, для подводных сборок это просто не-
Таблица 5.2
Сравнительная универсальность расположения линий глушения и дросселирования
Компоновка (см. рис. 5.16)
Нормальная циркуляция
Бурильная колонна отсоединена
Линия
Число точек подсоединения
Превенторы
Линия
Число точек подсоединения
Превенторы
I
II
III
IV
V
Обозначен
В
Н
В
с н
в с н
в
с н
в
св сн н
ия: Лини
В - с- СВ - сн - н -
0
2
0
1
2
1
2
3
0
2
3
0
1
2
3
и
верхняя
средняя средняя средняя нижняя
Только универсальный ВТ/СТ
Только универсальный ВТ
ВТ/СТ
ВТ
ВТ/СТ
Все
Только универсальный ВТ/СТ
Все
Только универсальный ВТ
ВТ/СТ Все
П1 вг
С1
верхняяН'
нижняя
в/н
в/н
с/н
в/с
с/н
в/с
с/н
в/св
св/сн
сн/н
в/н
мвенторы с т
Г — верхний
— средний
Г — нижний
2
2
1
1
1
2
1
1
1
1
3
рубными п
ВТ/СТ
ВТ/СТ
ст
ст нт
ВТ/СТ
нт
ВТ
ст нт Все
лашками
обходимо. При неблагоприятных погодных условиях может оказаться необходимым подвесить бурильную колонну на трубных плашках и отвернуть бурильные трубы до устья. Затем глухие срезные плашки могут быть закрыты, а райзер отсоединен. После повторного подсоединения райзера перед открытием срезных (глухих) плашек скважину промывают путем закачки бурового раствора в линию глушения и далее через бурильные трубы с возвратом по затрубному пространству и по линии дросселирования. Та же линия дросселирования может быть использована для глушения скважины путем закачки бурового раствора в затрубное пространство.
Некоторые компании-операторы, опасаясь случайно повредить линии якорем, отводы под нижним плашечным превентором не обвязывают. Однако на большинстве подводных сборок предусмотрена соответствующая защита этих линий, поэтому такая возможность представляется весьма отдаленной. Отдельные компании-операторы предпочитают иметь линию под нижним плашечным превентором, так как это обеспечивает гибкость работы сборки; к тому же только плашечный превентор над самой нижней линией должен испытываться на рабочее давление.
Чтобы понять, как производится выбор отводов для подводной сборки ОП, на рис. 5.16 показано положение линий глушения и дросселирования для нескольких компоновок; сравнение универсальности некоторых компоновок сделано в табл. 5.2. Данные этой таблицы соответствуют расположению плашечных превенторов на рис. 5.16. На сборке могут использоваться все четыре отвода, но некоторые из них объединяются, так как к райзеру крепятся только две линии (дросселирования и глушения).
КОЛОННЫЕ ГОЛОВКИ И ОБСАДНЫЕ КОЛОННЫ
Основными элементами устьевого оборудования скважин являются:
колонные головки;
подвески обсадных колонн и уплотнения;
соединительные устройства (используемые также на подводных сборках ОП).
Колонные головки
Колонная головка — неотъемлемая часть стационарного оборудования скважины, обеспечивающая посадку одной обсадной колонны и уплотнение вокруг следующей колонны (рис. 5.17). Колонная головка поддерживает сборку превенторов и имеет отводы, пригодные для подсоединения линий глушения и дросселирования. Обычно эти отводы должны быть зарезервированы для использования в критических ситуациях.
Рис, 5.17. Сборка превенторов:
1 — катушка колонной головки; 2 — колонная головка
В Бюллетене D13 АНИ [4] дается перечень минимальных технических требований к колонным головкам.
Колонные головки должны выбираться на рабочее давление, равное или превышающее максимально ожидаемое устьевое давление.
Предел прочности на изгиб материала колонной головки должен быть равен или превышать аналогичный показатель самой прочной трубы в обсадной колонне, на которой она удерживается.
Механическая прочность и рабочее давление соединитель- . ных частей отводов сравнимы с соответствующими показателями фланцев (по стандарту АНИ) или труб, на которые устанавливается колонная головка.
146
Колонные головки должны иметь достаточный предел прочности на сжатие, чтобы поддерживать дополнительно подвешиваемые колонны обсадных и насосно-компрессорных труб.
Колонные головки для кондукторов выпускаются с резьбовым соединением или с приварными втулками, насаживаемыми на колонны.
Последующие колонны обсадных труб обычно подвешиваются в катушках колонной головки. Отводы, если к ним не подсоединены линии, должны оборудоваться задвижками, что позволяет в любое время подключиться к ним.
Обсадные колонны
Подобно колонным головкам, обсадные колонны —это часть оборудования скважины, от них зависит выбор всей системы противовыбросового оборудования. Совершенно ясно, что обсадная колонна должна быть спроектирована таким образом, чтобы выдержать ожидаемое максимальное давление на устье скважины. Подробно методы проектирования обсадных труб с учетом разрыва от внутреннего давления не рассматриваются, но читатель может ознакомиться с ними в работе [6]. Ни одна сборка превенторов не должна подбираться более прочной, чем обсадные трубы, к которым она крепится.
В прошлом при проектировании кондуктора и промежуточной обсадной колонны нередко принимали одинаковый предел прочности труб на разрыв от устья до забоя. Это безопасно, если предел прочности на разрыв на устье обсадных труб рассчитан правильно, но в таком случае по всей длине колонны будут использоваться трубы завышенной прочности. Небезопасной, однако, будет конструкция колонны с рабочим давлением, несколько меньшим, чем максимальное давление на устье.
Поскольку столб бурового раствора снаружи обсадной колонны создает противодавления на трубы, колонна с номинальной прочностью на разрыв, вероятнее всего, может разрушиться у устья, где очень трудно поддерживать необходимое давление. Колонны должны проектироваться с учетом максимально допустимого устьевого давления, а предел прочности на разрыв от внутреннего давления может уменьшаться с глубиной благодаря давлению, создаваемому столбом бурового раствора в затрубном пространстве. Когда плотность бурового раствора внутри обсадной колонны больше, чем снаружи, в нижней части ствола существует предварительная нагрузка. Обсадная колонна должна быть рассчитана на такие предварительные нагрузки при максимально ожидаемом устьевом давлении.
Одной из сложных проблем при проектировании обсадных колонн, а затем и при защите от выброса является глубина спуска кондуктора. Поскольку сборка превенторов крепится к этой колонне, до ее спуска проявление будет неуправляемым. Этим определяется необходимость быстрого спуска короткой колонны. Од-
нако при спуске короткой колонны у ее башмака может произойти разрыв породы при низком давлении; поэтому требуется более длинная колонна, чтобы предотвратить разрыв пласта, если на него будет действовать высокое давление до спуска следующей колонны. Чем глубже спущена колонна, тем безопаснее будет бурение из-под ее башмака до спуска следующей колонны.
Проблемы низких градиентов разрыва усложняются при бурении на море. На суше градиент горного давления составляет приблизительно 22,6 кПа/м, в то время как при бурении на море часть этого градиента уменьшается примерно до 10,5 кПа/м. Методы расчета градиентов давления разрыва пород обсуждаются в главе 10. Тем не менее выбор глубины спуска кондуктора все еще определяется компромиссом между возможностью гидроразрыва с распространением трещин до морского дна (тогда ОП оказывается неэффективным) и проявлением перед установкой ОП. Иногда, особенно на море, перед спуском кондуктора может быть установлено более глубокое направление, чтобы снизить вероятность гидроразрыва и создать условия для сравнительно безопасной ликвидации проявления из неглубоких пластов с использованием диверторной системы. Подводное ОП не следует закрывать, если оно установлено на второй обсадной колонне, часто называемой кондуктором.
При бурении скважин на суше или с платформы кондуктор необходимо спускать до разбуривания проявляющего интервала. Предписаниями и установившейся практикой предусматривается перекрытие пресноводных песков обсадной колонной, которая должна быть зацементирована до устья и быть под натяжением, пока цемент не схватился, во избежание смещения и, как следствие, чрезмерного износа. Если колонна спускается неглубоко, то пласт не только разорвется под давлением, но и произойдет развитие трещин до поверхности, что создает наиболее неуправляемые условия.
Соединения
Наиболее распространенные соединения для превенторов, катушек и боковых отводов — фланцы с уплотнительными кольцами. Все они выполняются в соответствии со стандартом 6А АНИ и являются многошпилечными. Имеются два основных типа соединений; 6В на рабочее давление 14; 21 или 35 МПа и 6ВХ на рабочее давление 70 и 105 МПа и на рабочее давление 35 МПа для фланцев диаметром 346 мм и более.
Фланцы типа 6В имеют канавки с плоским дном, для них пригодны взаимозаменяемые металлические уплотнительные кольца
Рис. 5.18. Кольцевые прокладки АНИ:Рис. 5.18. Кольцевые прокладки АНИ:
Рис. 5.18. Кольцевые прокладки АНИ:
Рис. 5.18. Кольцевые прокладки АНИ:
А — прокладки АНИ типа R (для фланцев типа 6В); В — самоуплотняющиеся прокладки АНИ типа RX (для фланцев типа 6В); С — самоуплотняющиеся прокладки АНИ типа ВХ (для фланцев типа 6ВХ); / — восьмигранная; 2 — овальная; 3 — канавка
типа R или RX. Кольцо R может быть овальным или восьмигранным, но только овальные кольца могут быть использованы во фланцах с круглыми канавками, которые в настоящее время больше не применяются. Во фланцах типа ВХ используются только кольца типа ВХ. Кольцевые прокладки типа RX и ВХ обеспечивают самоуплотнение (рис. 5.18).
Уплотнения, герметизирующиеся под давлением, имеют значительные преимущества. При использовании несамоуплотняющихся прокладок вес элементов сборки, находящихся выше стыка, воспринимается уплотнительным кольцом. Под действием веса и вибрации кольцо деформируется, шпильки фланца ослабляются и время от времени их необходимо затягивать. Самоуплотняющиеся кольца, несмотря на некоторое ослабление, продолжают обеспечивать герметичность. Кольца типа RX также воспринимают нагрузку, но лучше использовать кольца типа ВХ, так как их конструкция позволяет торцам фланцев соприкасаться и нести нагрузку. Кольцевые прокладки типа ВХ имеют некоторые недостатки, и их не рекомендуют для повторного использования.
Соединения на хомутах, состоящие из двух полуколец, скрепляемых болтами, разбираются и собираются намного быстрее, чем фланцевые соединения АНИ. Они широко используются на подводных сборках ОП, потому что эти соединения предназначены для восприятия внешних нагрузок, вызывающих как изгиб, так и растяжение. Хомут компании «Камерон» изготовляется с уплотнительным кольцом типа RX или ВХ. Кольца фирмы «Грейлок» имеют конусные, гибкие выступы на каждой стороне жесткой
Колонные головки для наземных скважин (рис. 5.19) проектируются со специальными катушками и крестовинами, которые доКолонные головки для наземных скважин (рис. 5.19) проектируются со специальными катушками и крестовинами, которые добавляются по мере спускабавляются по мере спускаРис. 5.19. Типичная конструкция наземной колонной головки:1—трубная подвеска; 2 — трубная головка; 3 — колонна насосно-компрессорных труб; 4 — подвеска обсадных труб; 5 — колонная головка; 6 — внутренняя обсадная колонна; 7 — промежуточная обсадная колонна; 8 — уплотнитель; 9 — внешняя обсадная колонна (кондуктор)Рис. 5.19. Типичная конструкция наземной колонной головки:1—трубная подвеска; 2 — трубная головка; 3 — колонна насосно-компрессорных труб; 4 — подвеска обсадных труб; 5 — колонная головка; 6 — внутренняя обсадная колонна; 7 — промежуточная обсадная колонна; 8 — уплотнитель; 9 — внешняя обсадная колонна (кондуктор)
Колонные головки для наземных скважин (рис. 5.19) проектируются со специальными катушками и крестовинами, которые до
Колонные головки для наземных скважин (рис. 5.19) проектируются со специальными катушками и крестовинами, которые до
бавляются по мере спуска
бавляются по мере спуска
Рис. 5.19. Типичная конструкция наземной колонной головки:
1—трубная подвеска; 2 — трубная головка; 3 — колонна насосно-компрессорных труб; 4 — подвеска обсадных труб; 5 — колонная головка; 6 — внутренняя обсадная колонна; 7 — промежуточная обсадная колонна; 8 — уплотнитель; 9 — внешняя обсадная колонна (кондуктор)
Рис. 5.19. Типичная конструкция наземной колонной головки:
1—трубная подвеска; 2 — трубная головка; 3 — колонна насосно-компрессорных труб; 4 — подвеска обсадных труб; 5 — колонная головка; 6 — внутренняя обсадная колонна; 7 — промежуточная обсадная колонна; 8 — уплотнитель; 9 — внешняя обсадная колонна (кондуктор)
реборды. Угол выступов намного меньше, чем угол сопряженной поверхности, таким образом, при сборке соединения образуется поверхность уплотнения. Жесткая реборда уплотнения обеспечивает определенный упор при затяжке и предотвращает разрушение при чрезмерном затягивании уплотнения. Эта прокладка относится к числу самоуплотняющихся. Эти два соединения на хомутах по внешнему виду очень похожи.
Колонные головки наземных скважин
цных колонн. Размеры колонной головки и обсадной колонны приводятся в табл. 5.3. Максимальные диаметры подвески показаны в табл. 5.4. Типичная конструкция скважины может быть такой.
Направление (на рис. 5.19 не показано) забивается либо спускается в заранее пробуренный ствол и цементируется. При необходимости (например, в соответствии с правилами работ на шельфе) на направление можно установить диверторное устройство.
Бурится ствол под кондуктор.
Спускается кондуктор (башмак его устанавливается на небольшом расстоянии от забоя) и цементируется. Некоторые фирмы во время цементирования держат колонну на весу, в то время как другие во время ОЗЦ допускают частичную разгрузку на забой. Предпочтительно цементирование до устья, но при этом нередко часть тампонажного раствора теряется. В последнем случае кольцевое пространство цементируется с устья.
Обсадная колонна срезается на нужной высоте, и фланец колонной головки приваривается к кондуктору.
Минимальные диаметры проходных отверстий в корпусах и максимальные диаметры обсадных колонн*1 (рис. 5.20)Минимальные диаметры проходных отверстий в корпусах и максимальные диаметры обсадных колонн*1 (рис. 5.20)
Минимальные диаметры проходных отверстий в корпусах и максимальные диаметры обсадных колонн*1 (рис. 5.20)
Минимальные диаметры проходных отверстий в корпусах и максимальные диаметры обсадных колонн*1 (рис. 5.20)
Рис. 5.20. Полнопроходная конструкция:
1 — нижнее резьбовое соединение; 2 — обычное полнопроходное отверстие; 3 — корпус колонной головки; 4 — нижнее фланцевое соединение; 5 — обсадная колонна максимального диаметра (крепится или устанавливается ниже корпуса колонной головки); 6— полнопроходное отверстие с сужением; 7 — резьбовое соединение; 8 — обсадная колонна уменьшенного диаметра; 9 — цельный корпус, переводник или направление
Типоразмер фланца 3
Типоразмер втулки хомута, мм
Обсадная труба ниже корпуса
Минимальный диаметр проходного отверстия в корпусе - колонной головки *5, мм
Диаметр условного прохода, мм
Рабочее давление, МПа
Наружный диаметр *3, мм
Линейная плотность *3, кг/м
Минимальный внутренний диаметр *4, мм
180
14
177,8
25,2
162,9
163,9
21
177,8
29,7
160,8
161,5
35
179
177,8
34,2
158,5
159,5
180
70
179
177,8
43,2
153,9
154,8
105
—
177,8
56,5
147,2
148,0
140
—
177,8
56,5
147,2
128,0
230
14
—
219,1
35,6
202,5
203,2
21
—
219,1
47,6
198,0
198,8
35
229
219,1
53,6
195,6
196,5
230
70
229
219,1
59,4
193,6
193,7
105
-—
219,1
72,8
187,6
188,1
Таблица 5.3
** Стандарт 6А АНИ. Устьевое оборудование. Приложение 2.
2 Верхнее соединение корпуса колонной головки.
3 Максимальный диаметр и минимальная линейная плотность труб, использовавшиеся для расчета проходного отверстия в корпусе колонной головки.
4 Диаметр проходного отверстия соответствует стандарту 5А АНИ.
Типоразмер фланца *3
Типоразмер втулки хомута, мм
Обсадная труба ниже корпуса
Минимальный диаметр проходного отверстия в корпусе колонной головки *5, мм
Диаметр условного прохода, мм
Рабочее давление, МПа
Наружный диаметр *3,
Линейная плотность *3, кг/м
Минимальный внутренний диаметр *‘,
280
14
273
60,2
251,3
252,0
21
—
273
60,2
251,2
252,0
35
280
273
75,7
246,1
247,8
280
70
280
244,5
79,5
212,8
213,5
105
—
244,5
79,5
212,8
213,5
350
14
—
339,7
81,0
316,4
317,5*6
21
—
339,7
90,6
313,9
314,7*6
350
70
350
298,5
89,0
268,6
270,7
350
35
350
339,7
107,0
309,6
310,4
425
14
—
406,4
96,5
382,6
383,4
21
—
406,4
125,0
376,5
377,4
425
35
425,5
406,4
125,0
376,5
377,4
70
425,5
406,4
125,0
376,5
377,4
476
35
476
473,1
130,0
446,2
446,9
70
476
473,1
130,0
446,2
446,9
540
14
—
508
139,7
480,9
481,8
540
21
—
508
139,7
480,9
481,8
540
35
539,8
508
139,7
480,9
481,8
70
539,8
508
139,7
480,9
481,8
** Стандарт 6А АНИ. Устьевое оборудование. Приложение 2.
*а Верхнее соединение корпуса колонной головки.
*3 Максимальный диаметр и минимальная линейная плотность труб, использовавшиеся для расчета проходного отверстия в корпусе колонной головки.
*4 Диаметр проходного отверстия соответствует стандарту 5А АНИ.
*5 Минимальный диаметр проходного отверстия в корпусе примерно на 2 мм больше минимального диаметра проходного отверстия обсадных труб.
*6 Может быть 312,7 мм, если оговорено в заказе.
Устанавливаются превенторы, и бурится ствол под промежуточную обсадную колонну.
Спускается и цементируется промежуточная обсадная колонна. В зависимости от практики компании для улучшения качества цементирования колонна периодически может расхаживаться.
После ОЗЦ устанавливается подвеска обсадной колонны (комплект клиньев и уплотнительное устройство) и колонна сажается на клинья с натяжением.
Превенторы приподнимаются на достаточную высоту, чтобы срезать обсадные трубы, затем превенторы и отрезанная часть обсадной колонны удаляются.
На обсадной колонне снимается фаска и устанавливается следующая катушка колонной головки. Проводятся гидравличе- 152
Максимальные диаметры подвесок для колонных головок с соединениями на фланцах или хомутах*1
Диаметр условного прохода *2, мм
Рабочее давление, МПа
Максимальный наружный диаметр подвески *3, мм
Диаметр условного прохода *2, мм
Рабочее давление, МПа
Максимальный наружный диаметр подвески *3, мм
180
14; 21; 35
177,8
350
35; 70
343,3
180
70; 105; 140
177,8
425
14; 21
420,3
230
14; 21; 35
226,6
425
35; 70
422,3
230
70; 105
226,6
476
35; 70
473,1
280
14; 21; 35
277,0
540
21
523,9
280
70; 105
277,0
540
14
536,6
350
14; 21
343,3
540
35; 70
536,6
Предупреждение. Потребители должны знать, что некоторые подвески имеют отдельные пакерные механизмы, наружный диаметр которых больше диаметра максимального проходного отверстия устьевого оборудования.
•* Стандарт 6А АНИ. Устьевое оборудование. Приложение 1.
*2 Номинальный диаметр верхнего соединения корпуса колонной головки, в котором используется подвеска.
*3 Максимальный наружный диаметр подвески на 0,75 % меньше минимального диаметра проходного отверстия оборудования с условным проходом до 425 мм. Для оборудования больших размеров максимальный наружный диаметр подвески на 3 мм меньше минимального диаметра проходного отверстия.
ские испытания уплотнения путем закачки вязкой жидкости в пространство между уплотнением и новой колонной головкой. Объемы закачки очень малы, и опрессовка выполняется с помощью ручного насоса.
Операции 5 — 9 продолжаются до тех пор, пока не будет достигнута проектная глубина скважины.
Каждая колонная головка имеет разгрузочные отверстия, которые оборудуются задвижками (на рис. 5.19 не показаны). При гидравлических испытаниях превенторов испытательная пробка устанавливается в колонной головке, а разгрузочное отверстие (оборудованное задвижкой) открывается, чтобы в результате утечки через испытательную пробку не развивалось давление на обсадную колонну и любой необсаженный пласт. После установки дополнительных обсадных колонн эти отверстия могут быть использованы для сброса давления в заколонном пространстве.
Задвижки и некоторые другие устройства, присущие наземным колонным головкам, на подводных колонных головках отсутствуют.
Подводные колонные головки
Подводные колонные головки проектируются в соответствии с техническими требованиями, приведенными в Бюллетене D 13 АНИ [4]. Типичная схема подводной колонной головки показана на рис. 5.21. Подводные подвески и уплотнения обсадных колонн отличаются от таковых в наземных колонных головках.
Рис. 5.21. Типичная компоРис. 5.21. Типичная компоновка уплотнений для скважин с подводной устьевой арматурой [7]:новка уплотнений для скважин с подводной устьевой арматурой [7]:1 — кольцевая прокладка типа АХ; 2 — корпус колонной головки (направления); 3 — подвеска обсадной колонны; 4 — гидравлическая соединительная муфта; 5 — уплотнение обсадной колонны. О б с а д н'ы е колонны: 6 — направление; 7 — кондуктор; 8 — первая промежуточная; 9 — вторая промежуточная; 10 — эксплуатационная1 — кольцевая прокладка типа АХ; 2 — корпус колонной головки (направления); 3 — подвеска обсадной колонны; 4 — гидравлическая соединительная муфта; 5 — уплотнение обсадной колонны. О б с а д н'ы е колонны: 6 — направление; 7 — кондуктор; 8 — первая промежуточная; 9 — вторая промежуточная; 10 — эксплуатационная
Рис. 5.21. Типичная компо
Рис. 5.21. Типичная компо
новка уплотнений для скважин с подводной устьевой арматурой [7]:
новка уплотнений для скважин с подводной устьевой арматурой [7]:
1 — кольцевая прокладка типа АХ; 2 — корпус колонной головки (направления); 3 — подвеска обсадной колонны; 4 — гидравлическая соединительная муфта; 5 — уплотнение обсадной колонны. О б с а д н'ы е колонны: 6 — направление; 7 — кондуктор; 8 — первая промежуточная; 9 — вторая промежуточная; 10 — эксплуатационная
1 — кольцевая прокладка типа АХ; 2 — корпус колонной головки (направления); 3 — подвеска обсадной колонны; 4 — гидравлическая соединительная муфта; 5 — уплотнение обсадной колонны. О б с а д н'ы е колонны: 6 — направление; 7 — кондуктор; 8 — первая промежуточная; 9 — вторая промежуточная; 10 — эксплуатационная
Первая и вторая обсадные колонны цементируются до дна моря.
Обсадная колонна спускается вместе с подвеской, смонтированной на ее верхнем конце, и перед цементированием сажается на место. Выходящий из скважины буровой раствор течет через каналы в подвеске.
Уплотнения обсадной колонны спускаются и устанавливаются дистанционно с использованием бурильных труб и посадочного инструмента.
В колонной головке нет отводов для сброса давления ниже нее или из межколонного пространства.
Необходимо соблюдать особую осторожность, чтобы избежать смятия обсадной колонны или разрыва наружной колонны при гидравлических испытаниях уплотнений колонной головки.
Для защиты колонных головок от износа необходимо применять специальные противоизносные втулки.
Типичная конструкция скважины при использовании подводных колонных головок.
Обсадная колонна диаметром 762 мм используется только как несущая конструкция. Под нее бурят
ствол, затем колонну спускают и цементируют. На 762-мм трубу сажается опорная конструкция для колонной головки и сборки превенторов.
Райзер спускают вместе с устанавливаемой на болтах 762-мм соединительной муфтой, а на поверхности монтируется
диверторная система.
Под следующую обсадную колонну бурят пилотный ствол. Если на небольшой глубине газ не встречается, то райзер поднимают и ствол скважины расширяют с помощью расширителя. Если газ обнаруживают на небольшой глубине, то расширение ствола производят через райзер. Плотность бурового раствора повышают, чтобы уравновесить давление в газоносном пласте без создания гидростатического давления бурового раствора в райзере. Затем райзер поднимают, после чего спускают и цементируют обсадную колонну.
Спускают 508-мм обсадную колонну с колонной головкой .
Колонную головку сажают в 762-мм корпус и обсадную колонну цементируют до морского дна.
Спускают сборку превенторов и райзер, но скважину нельзя закрывать, пока не будет спущена следующая обсадная колонна. При этом не исключается гидроразрыв пород с распространением трещин до дна, поэтому должна использоваться диверторная система, а не превенторы.
Скважину бурят под следующую обсадную колонну.
Обсадную колонну спускают, подвешивают в колонной головке и цементируют.
Спускают, устанавливают и опрессовывают уплотнительное устройство обсадной колонны. Оно служит подвеской для следующей колонны обсадных труб. Уплотнители обсадной колонны на подводных колонных головках испытывать гораздо труднее, чем на наземных колонных головках.
Операции 7 — 9 повторяют, пока не будет достигнута проектная глубина скважины.
Уплотнители обсадных колонн в подводных и наземных колонных головках выполняются неразъемными. Правильная установка и опрессовка уплотнителей обсадных колонн имеют чрезвычайно важное значение.
Все подводные колонные головки имеют упругие уплотнители для герметизации межколонных пространств. Очень важно обеспечить первоначальную герметичность и сохранить ее в будущем. В настоящее время уплотнение герметизируется приложением вращающего момента к нажимной гайке или созданием осевой сжимающей нагрузки.
Гидравлические испытания уплотнения обсадной колонны при использовании подводных колонных головок
Перед разбуриванием башмака обсадной колонны необходимо удостовериться, что установлено подходящее уплотнение. Испытания требуют тщательной подготовки и точных замеров объема и давления, даже при таких предосторожностях интерпретировать данные может быть очень трудно.
До установки уплотнения необходимо знать объем бурового раствора в заколонном пространстве и объем флюида (воды) от поверхности до уплотнителя. Последний объем определяется вместимостью поверхностного манифольда, используемой линии глушения или дросселирования и объемом колонной головки и сборки ОП между испытательной пробкой и закрытыми плашками.
Утечки в уплотнении можно выявить путем сравнения объема, необходимого для сжатия жидкости над уплотнением, с сжимаемостью бурового раствора ниже уплотнителя, который будет сжиматься, если уплотнение негерметично.
Для обсуждения гидравлических испытаний уплотнений обсадной колонны необходимо знать сжимаемость жидкостей.
Сжимаемость жидкости. Объем, требуемый для сжатия жидкости определяется из следующего выражения:
^=ViCpXp,
где АУ — увеличение объема, необходимое для повышения давления на Ар; Ср — сжимаемость жидкости (для воды СР = 4,ЗХ X Ю-4 (МПа)-1, а для бурового раствора Ср = 8,6*10-4 (МПа)-1; Уг — объем системы; ^p — повышение давления.
Поскольку значения Ср очень малы, АУ ожидается весьма небольшим для обычной промысловой практики. При гидравлических испытаниях уплотнения необходимо использовать воду, так как она с меньшей вероятностью будет закупоривать место утечки.
Пример. Расположение верха цементного стакана известно. Принимаются следующие условия:
глубина воды 152 м;
обсадная колонна диаметром 340 мм спущена до глубины 1220 м;
вместимость системы над уплотнением 1,75 м3;
давление испытания 21 МПа;
жидкость испытания— вода;
предыдущая обсадная колонна: диаметр 508 мм, сталь марки J-55, линейная плотность труб 140 кг/м, глубина спуска 457 м; положение верха цементного кольца — на глубине 303 м.
При отсутствии утечек необходимый объем воды для достижения давления испытания
АУ = 4,3 X 10-4 х 1,75 х 21 = 0,016 м3.
Если уплотнение негерметично, то объем, который может быть закачан до смятия последней обсадной колонны или разрыва предыдущей колонны, будет больше. Совершенно ясно, что объем 0,016 м3 замерить трудно. Объем кольцевого пространства между уплотнением и цементным стаканом равен
(303—152) м х 0,095 м3/м — 14,3 м3 (бурового раствора).
Объем бурового раствора, который может быть безопасно закачан:
АУ = 8,6 X 10-4 X 14,ЗАр + 0,016 м3,
где Ар — максимальное безопасное давление, МПа.
Давление в кольцевом пространстве должно быть меньше давления, при котором происходит смятие внутренней обсадной колонны, и давления, соответствующего пределу текучести труб наружной колонны от внутреннего давления. В табл. 5.5 показана зависимость между объемом и давлением для четырех обсадных колонн. Для 508-мм обсадной колонны предел текучести достигается при внутреннем давлении 14,6 МПа, когда У= = 0,194 м3.
Из табл. 5.5 следует, что разница между объемом, необходимым для испытания уплотнения, и объемом, при котором происходит смятие обсадной колонны, может быть очень небольшой, 156
Объем жидкости, необходимый для достижения давления смятия, при гидравлических испытаниях 340-мм обсадной колонны
Марка стали
Линейная плотность труб, кг/м
Давление смятия, МПа
Объем, необходимый для достижения давления смятия, м3
J-55
81,0
7,8
0,11
J-55
90,7
10,6
0,14
J-55
101,0
13,5
0,19
N-80
107,0
18,4
0,24
особенно когда используют тонкостенные обсадные трубы. При проектировании обсадной колонны следует учитывать результаты гидравлических испытаний уплотнений.
На практике при гидравлических испытаниях водой для сжатия 1,75 м3 жидкости, находящейся выше уплотнения, от 0 До 21 МПа потребуется, возможно, около 0,16 м3 воды. Ошибки происходят от неточности замеров, изменений Ср, присутствия воздуха в линиях и расширения системы, особенно при использовании гибких линий.
Ясно, что гидравлические испытания уплотнения обсадной колонны должны проводиться самым тщательным образом.
Обычные процедуры. После установки уплотнения в колонную головку спускают испытательную пробку, герметизирующую обсадную колонну ниже уплотнения (рис. 5.22). Для уплотнения короткого интервала обсадной колонны может быть спроектирована специальная пробка. В этом случае давление испытания должно быть ниже давления, соответствующего пределу текучести обсадных труб. Испытательная пробка другого типа обеспечивает уплотнение непосредственно в подвеске обсадной колонны, так что на обсадные трубы давление испытания не воздействует.
Следующие операции помогают улучшить замеры объема жидкости, закачиваемой при гидравлических испытаниях.
После установки испытательной пробки следует закрыть превентор с трубными плашками над отводами линий глушения и дросселирования. Заполнить превенторы водой, закачиваемой сверху через выходную линию. Прокачать дополнительный объем воды и попытаться удалить из системы воздух.
На нижней выходной линии закрыть внутреннюю коренную задвижку у сборки и медленно нагнетать воду, чтобы поднять давление в линии до необходимого для испытания. Записать требуемый объем. Поверхностное оборудование расширяется больше, чем превенторы. В нем может остаться воздух; следовательно, этот этап должен повторяться, пока данные испытаний не совпадут.
Рис. 5.22. Пробка! для гидравлических испытаний уплотнения колонной головки на рабочее давление [7]: 1 — бурильные трубы; 2 — гидравлическая соединительная муфта; 3 — испытательная пробка; 4 — уплотнениеРис. 5.22. Пробка! для гидравлических испытаний уплотнения колонной головки на рабочее давление [7]: 1 — бурильные трубы; 2 — гидравлическая соединительная муфта; 3 — испытательная пробка; 4 — уплотнение
Рис. 5.22. Пробка! для гидравлических испытаний уплотнения колонной головки на рабочее давление [7]: 1 — бурильные трубы; 2 — гидравлическая соединительная муфта; 3 — испытательная пробка; 4 — уплотнение
Рис. 5.22. Пробка! для гидравлических испытаний уплотнения колонной головки на рабочее давление [7]: 1 — бурильные трубы; 2 — гидравлическая соединительная муфта; 3 — испытательная пробка; 4 — уплотнение
Открыть задвижку на нижней выходной линии и закрыть коренную задвижку на верхней выходной линии. Опрессовать уплотнение обсадной колонны с использованием данных измерения давления — расширения, полученных в п. 2, для корректировки закачиваемого объема.
Следует быть особо осторожным во время гидравлических испытаний превенторов на высокое давление, когда нельзя контролировать давление ниже испытательной пробки с помощью открытой до поверхности трубы. Так бывает при испытании срезных (глухих) плашек, поскольку бурильные трубы извлекаются из испытательной пробки. Это также происходит, когда испытывается плашечный превентор, расположенный ниже отводов под линии глушения и дросселирования, так как испытательная пробка уплотняется, а давление испытания передается через бурильные трубы с перфорированным переводником в нижней части.
В этих условиях рассчитывается максимальный объем, который должен быть закачан с учетом объема необсаженного ствола скважины и безопасного давления для скважины. Обычно этот объем равен приблизительно 0,3 м3.
СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ
Department of the Interior, USGS, Federal Register, Part VIII, vol. 45, No. 161, Aug 18, 1980, p. 55129.
«.Blowout Prevention Equipment Systems», API RP 53, first edition, Dallas, Texas; API Production Department, February 1976.
«API Specification for Wellhead Equipment», API Standard 6A, 12th edition, Dallas, Texas: API Production Department, May 1979.
«Installation and Use of Blowout — Preventer Stacks and Accessory Equipment», API Bulletin D13, Dallas, Texas: API Division of Production, February, 1966.
Altermann John A. Ill «Practical Considerations for Arranging, Testing BOP Stacks», World Oil, May 1980, pp. 91—104.
Goins W. C., Jr., Collings B. J. and O’Brien T. В. «А New Approach to Tubular String Design», World Oil, November — December 1965, January — February, 1966.
Sheffield Riley, Floating Drilling: Equipment and Its Use. Gulf Publishing Co., Houston, 1980.
Глава 6
БЛОКИ И ЛИНИИ ДРОССЕЛИРОВАНИЯ
Как уже отмечалось в гл. 5, с помощью превенторов можно закрыть скважину, однако для контролируемого удаления из скважины пластового флюида, промывки под давлением, сброса давления и закачки в скважину при высоком давлении в ней необходимо дополнительное оборудование [3]. Регулируемые дроссели позволяют управлять выносом пластовых флюидов из скважины под давлением, но из-за абразивного износа и возможной закупорки требуется иметь как минимум два дросселя. Эти дроссели должны быть обвязаны манифольдами для быстрой за-> мены одного другим. Рабочая труба обычно используется для вымыва пластового флюида, а для закачки в скважину, находящуюся под высоким давлением, необходимы соединения высокого давления. Линии глушения позволяют производить закачку жидкости в скважину, находящуюся под давлением, а по линиям дросселирования поток из скважины направляется в блок дросселирования.
ДРОССЕЛИ
Дроссель с отверстием регулируемого диаметра используется для управления процессом выноса из скважины пластовых флюидов, находящихся под давлением. Регулируемыми дросселями можно управлять вручную или дистанционно с пульта управления.
Нерегулируемый дроссель используется главным образом при эксплуатации скважины, для ликвидации проявления он непригоден. Однако на некоторых буровых все же может быть один или несколько нерегулируемых дросселей. Нерегулируемые дроссели должны быть заменены регулируемыми.
Регулируемые дроссели позволяют быстро изменять проходное сечение; они необходимы для выполнения операций по глушению скважины, описанных в главе 3. Регулируемые вручную дроссели должны иметь карбид-вольфрамовые иглы и седла, устанавливаемые в корпусе на резьбе. При использовании бурового раствора большой плотности возможна закупорка отверстий, но периодическое открытие дросселей способствует их очистке. Под действием абразивных частиц, содержащихся в буровом растворе, и песка происходит износ дросселей. В связи с закупоркой и износом на буровой должны быть по крайней мере два дросселя, обвязанных вместе для быстрого переключения, чтобы избежать закрытия во время вымыва пластового флюида.
Более удобны дроссели с дистанционным управлением, особенно когда блок дросселирования расположен не на полу буровой. Эти дроссели снабжены собственными контрольно-измерительными приборами, но они лишены того, что присуще хоро-
159
шему ручному дросселю,— возможности «почувствовать» работу и точности управления. Во время вымыва пластовых флюидов важна прямая связь между оператором на дросселе и бурильщиком. Расположение блока дросселирования или дистанционного пульта управления на полу буровой отвечает этому требованию.
Первой моделью дросселя с дистанционным управлением был дроссель низкого давления с резиновой втулкой. Его заменили дроссели высокого давления с дистанционным управлением, имеющие регулируемые проходы в седлах из карбид-вольфрамового сплава. Один из таких дросселей имеет два диска с пригнанными полукруглыми отверстиями. Диски устанавливаются рядом, и один диск поворачивается относительно другого, регулируя тем самым размер проходного отверстия. Другой дроссель высокого давления имеет пробку, которая перемещается внутри втулки, или скользящий шибер с отверстием для регулирования потока. К дросселям прилагаются панели дистанционного управления с манометрами. Возможно быстрое открытие для удаления закупоривающего материала. При высоком давлении долговечность дросселей вполне достаточная. Имеются дроссели на рабочее давление от 35 до 140 МПа.
Все дроссели, используемые при ликвидации проявления (с ручным или дистанционным управлением), должны иметь приборы для контроля следующих данных:
давления в бурильных трубах;
давления в обсадной колонне;
скорости закачки, выраженной через число ходов в минуту;
суммарного числа ходов насоса.
Использование этих данных рассматривалось в гл. 3.
БЛОКИ ДРОССЕЛИРОВАНИЯ
Дроссели подвергаются износу или закупорке крупными кусочками породы. Следовательно, даже в сборке низкого давления должно быть несколько дросселей и необходима трубная обвязка, чтобы произвести быстрое переключение с одного дросселя на другой. К блоку дросселирования часто подсоединяются дополнительные отводные линии от колонной головки или нижних превенторов.
Рабочее давление блока дросселирования должно быть равно или больше рабочего давления сборки превенторов. Для удобства блок дросселирования часто рассчитывается на максимально ожидаемое давление, так что этот блок можно использовать при каждом монтаже на скважине.
Для подвода потока высокого давления от скважины к нужному дросселю используется коллектор. Он может быть изготовлен из поковки, отливки или собран на фланцах или сварных фитингах. Между каждым боковым отводом коллектора и дрос- 160
Рис. 6.1. Типичный блок дросселирования для наземных установок на рабочее давление 14 и 21 МПа:Рис. 6.1. Типичный блок дросселирования для наземных установок на рабочее давление 14 и 21 МПа:Рис. 6.2. Типичный блок дросселирования для наземных установок на рабочее давление 35 МПа:Рис. 6.2. Типичный блок дросселирования для наземных установок на рабочее давление 35 МПа:— регулируемый дроссель; 2 — в амбар или сепаратор (номинальный диаметр 51 мм);— линия сброса в амбар (номинальный диаметр 76 мм); 4— 51 мм; 5 — линия дросселирования (номинальный диаметр 76 мм);— отвод от сборки превенторов; 7— установка второй задвижки на рабочее давление 14 МПа не обязательна; 8 — в амбар (номинальный диаметр 51 мм)— регулируемый дроссель; 2 — в амбар или сепаратор (номинальный диаметр 51 мм);— линия сброса в амбар (номинальный диаметр 76 мм); 4— 51 мм; 5 — линия дросселирования (номинальный диаметр 76 мм);— отвод от сборки превенторов; 7— установка второй задвижки на рабочее давление 14 МПа не обязательна; 8 — в амбар (номинальный диаметр 51 мм)1—5 — см. рис. 6.1; 6— задвижка с дистанционным управлением; 7 — отвод ст сборки превенторов; 8 — порядок установки произвольный; 9 — дистанционно управляемый или регулируемый дрос-1—5 — см. рис. 6.1; 6— задвижка с дистанционным управлением; 7 — отвод ст сборки превенторов; 8 — порядок установки произвольный; 9 — дистанционно управляемый или регулируемый дрос-
Рис. 6.1. Типичный блок дросселирования для наземных установок на рабочее давление 14 и 21 МПа:
Рис. 6.1. Типичный блок дросселирования для наземных установок на рабочее давление 14 и 21 МПа:
Рис. 6.2. Типичный блок дросселирования для наземных установок на рабочее давление 35 МПа:
Рис. 6.2. Типичный блок дросселирования для наземных установок на рабочее давление 35 МПа:
— регулируемый дроссель; 2 — в амбар или сепаратор (номинальный диаметр 51 мм);
— линия сброса в амбар (номинальный диаметр 76 мм); 4— 51 мм; 5 — линия дросселирования (номинальный диаметр 76 мм);
— отвод от сборки превенторов; 7— установка второй задвижки на рабочее давление 14 МПа не обязательна; 8 — в амбар (номинальный диаметр 51 мм)
— регулируемый дроссель; 2 — в амбар или сепаратор (номинальный диаметр 51 мм);
— линия сброса в амбар (номинальный диаметр 76 мм); 4— 51 мм; 5 — линия дросселирования (номинальный диаметр 76 мм);
— отвод от сборки превенторов; 7— установка второй задвижки на рабочее давление 14 МПа не обязательна; 8 — в амбар (номинальный диаметр 51 мм)
1—5 — см. рис. 6.1; 6— задвижка с дистанционным управлением; 7 — отвод ст сборки превенторов; 8 — порядок установки произвольный; 9 — дистанционно управляемый или регулируемый дрос-
1—5 — см. рис. 6.1; 6— задвижка с дистанционным управлением; 7 — отвод ст сборки превенторов; 8 — порядок установки произвольный; 9 — дистанционно управляемый или регулируемый дрос-
селем устанавливается задвижка (обычно на фланцах). Поток от дросселя направляется к расширительной камере через отводную линию.
Несколько обычных блоков дросселирования показано на рис. 6.1, 6.2, 6.3 [2]. В блоках дросселирования с рабочим давлением, превышающим 35 МПа, перед каждым дросселем (см. рис. 6.2, 6.3) находятся две задвижки. Вторая задвижка используется систематически и подвергается наибольшему износу. Первая служит в качестве основной при замене второй задвижки. Когда используется сдвоенный блок дросселирования (см. рис. 6.2, 6.3), задвижки после крестовины служат в качестве основных и с каждым дросселем используется только одна задвижка. На линии дросселирования или у блока дросселирования необходимо установить манометр в таком месте, чтобы всегда можно было замерить давление в обсадной колонне. Блок дросселирования должен располагаться на полу буровой или вне его для обеспечения удобства и обслуживания.
Отводная линия от дросселя должна иметь оптимальную длину и иметь внутренний диаметр больше диаметра отверстия в корпусе дросселя. Полнопроходные шиберные задвижки на отводной линии следует располагать так, чтобы можно было заменить или отремонтировать поврежденный дроссель во время работы другого (рис. 6.4). Отводные линии от дросселей направляют поток из скважины в расширительную камеру, которая часто изготовляется из толстостенной обсадной трубы. Отбойники в расширительной полости должны находиться непосредственно против каждой отводной линии от дросселя. В результате расширения потока скорость флюида после дросселя очень высокая, 6 Заказ № 1834 161
Рис. 6.3. Типичный блок дросселирования для наземных установок на рабочее давление 70 и 105 МПа:/—дистанционно управляемый дроссель; 2 —в амбар или сепаратор (номинальный диаметр 51 мм); 3 — в амбар (номинальный диаметр 51 мм); 4 — регулируемый дроссель; 5 — 51 мм; 6 — линия дросселирования (номинальный диаметр 76 мм); 7 — отвод от сборки превенторов; 8 — дистанционно управляемая задвижка; 9 — порядок установки произвольный; 10 — линия сброса в амбар (номинальный диаметр 102 мм)Рис. 6.3. Типичный блок дросселирования для наземных установок на рабочее давление 70 и 105 МПа:/—дистанционно управляемый дроссель; 2 —в амбар или сепаратор (номинальный диаметр 51 мм); 3 — в амбар (номинальный диаметр 51 мм); 4 — регулируемый дроссель; 5 — 51 мм; 6 — линия дросселирования (номинальный диаметр 76 мм); 7 — отвод от сборки превенторов; 8 — дистанционно управляемая задвижка; 9 — порядок установки произвольный; 10 — линия сброса в амбар (номинальный диаметр 102 мм)
Рис. 6.3. Типичный блок дросселирования для наземных установок на рабочее давление 70 и 105 МПа:
/—дистанционно управляемый дроссель; 2 —в амбар или сепаратор (номинальный диаметр 51 мм); 3 — в амбар (номинальный диаметр 51 мм); 4 — регулируемый дроссель; 5 — 51 мм; 6 — линия дросселирования (номинальный диаметр 76 мм); 7 — отвод от сборки превенторов; 8 — дистанционно управляемая задвижка; 9 — порядок установки произвольный; 10 — линия сброса в амбар (номинальный диаметр 102 мм)
Рис. 6.3. Типичный блок дросселирования для наземных установок на рабочее давление 70 и 105 МПа:
/—дистанционно управляемый дроссель; 2 —в амбар или сепаратор (номинальный диаметр 51 мм); 3 — в амбар (номинальный диаметр 51 мм); 4 — регулируемый дроссель; 5 — 51 мм; 6 — линия дросселирования (номинальный диаметр 76 мм); 7 — отвод от сборки превенторов; 8 — дистанционно управляемая задвижка; 9 — порядок установки произвольный; 10 — линия сброса в амбар (номинальный диаметр 102 мм)
Рис. 6.4. Типичный блок дросселирования высокого давления для наземных установок:
— дистанционно управляемый дроссель; 2 — в сепаратор; 3 — отбойник; 4 — отводная линия от дросселя; 5 — регулируемый дроссель; 6 — линия дросселирования; 7 — разгрузочная линия; 8 —в резервный амбар;
— расширительная камера
поэтому песок и частицы выбуренной породы вызывают значительную эрозию оборудования. Расширительная камера замедляет скорость течения до того, как флюид достигнет газового сепаратора (см. рис. 6.4).
В связи с опасностью эрозионного износа нельзя изготовлять отводные линии дросселя и расширительную камеру из тонкостенных труб. Газ при расширении охлаждается, что способствует образованию гидратов, которые могут закупорить линии после дросселя. Тем не менее некоторые буровые подрядчики после
Рис. 6.5. Типичный блок дросселирования для подводных установок:Рис. 6.5. Типичный блок дросселирования для подводных установок:/ — соединение с отбойником; 2 — линия на факел (по одной с каждого борта); 3 — в сепаратор; 4 — регулируемый дроссель; 5 — дистанционно управляемый дроссель; 6 — нагнетательная линия высокого давления; 7 — линия нагнетания бурового раствора; 8 — пульт управления; 9 — линия дросселирования; 10 — от сборки превенторов; II — линия глушения/ — соединение с отбойником; 2 — линия на факел (по одной с каждого борта); 3 — в сепаратор; 4 — регулируемый дроссель; 5 — дистанционно управляемый дроссель; 6 — нагнетательная линия высокого давления; 7 — линия нагнетания бурового раствора; 8 — пульт управления; 9 — линия дросселирования; 10 — от сборки превенторов; II — линия глушения
Рис. 6.5. Типичный блок дросселирования для подводных установок:
Рис. 6.5. Типичный блок дросселирования для подводных установок:
/ — соединение с отбойником; 2 — линия на факел (по одной с каждого борта); 3 — в сепаратор; 4 — регулируемый дроссель; 5 — дистанционно управляемый дроссель; 6 — нагнетательная линия высокого давления; 7 — линия нагнетания бурового раствора; 8 — пульт управления; 9 — линия дросселирования; 10 — от сборки превенторов; II — линия глушения
/ — соединение с отбойником; 2 — линия на факел (по одной с каждого борта); 3 — в сепаратор; 4 — регулируемый дроссель; 5 — дистанционно управляемый дроссель; 6 — нагнетательная линия высокого давления; 7 — линия нагнетания бурового раствора; 8 — пульт управления; 9 — линия дросселирования; 10 — от сборки превенторов; II — линия глушения
дросселя часто используют тонкостенные трубы небольшого диаметра.
Эти замечания относятся и к подводным сборкам ОП, за исключением того, что линии глушения и дросселирования должны быть подсоединены к блоку дросселирования таким образом, чтобы любую из них можно было использовать для нагнетания или отбора, а также чтобы обе линии можно было использовать одновременно как линии дросселирования. Это обеспечивает резервирование и позволяет одну и ту же линию использовать для регулирования давления или открыть ее на второй дроссель для уменьшения противодавления на скважине, как описано в гл. 3.
6*6*Типичная схема блоков дросселирования и глушения для подводной сборки ОП показана на рис. 6.5 (следует обратить внимание на резервирование задвижек и линий). На плавучих буровых установках блок дросселирования должен оборудоваться четырьмя или большим числом дросселей. Два из них обычно имеют дистанционное управление, а два — ручное. Возможность использования группы резервных дросселей с линией дросселирования, а другой группы с линией глушения — чрезвычайно важная особенность плавучих буровых установок. Очень
6*
6*
163
важно быть в состоянии регулировать давление на обеих группах дросселей. Для этого необходимо иметь датчики давления на каждой линии (глушения и дросселирования) и дополнительный манометр на пульте управления.
ЛИНИИ ДРОССЕЛИРОВАНИЯ
По линиям дросселирования скважинные флюиды под давлением подводятся к дросселям; эти линии должны иметь рабочее давление, равное или превышающее давление, на которое рассчитана сборка превенторов.
Диаметр и толщина стенки линий дросселирования должны быть достаточно большими, особенно для скважин высокого давления. Флюиды, выходящие из скважины во время проявления, могут течь с высокой скоростью, так как газ быстро расширяется при достижении устья. Уменьшение диаметра линии дросселирования снижает ее прочность, повышает гидравлические сопротивления, увеличивает скорость течения и, следовательно, вибрацию. Небольшие линии диаметром 51 мм повышают опасность при ликвидации проявления высокого давления. Кроме того, показания манометра в конце линии малого диаметра могут давать значительные погрешности. При изменении диаметра основной линии дросселирования на больший (т. е, 76 мм вместо 51 мм) линия будет иметь большую прочность, меньшие гидравлические сопротивления и меньше подвергаться износу.
Линии дросселирования по возможности должны быть прямыми, чтобы снизить абразивный износ при движении с высокой скоростью твердых частиц. Тем не менее при необходимости поворота линии прямоугольным отводам предпочитают криволинейные. Когда плавно изогнутых колен нет, прямоугольные Отводы делаются из толстостенного тройника или крестовины с отбойником, расположенным непосредственно против подводящей линии. Отбойник обычно представляет собой глухую, пробку, заполненную свинцом или другим подходящим материалом.
На сборках низкого давления линия дросселирования может крепиться к отводу от колонной головки. На сборках высокого давления линия дросселирования обычно крепится к крестовине или отводу превентора, а резервная линия может быть подсоединена к отводу от колонной головки или к нижнему превентору. Резервная линия необходима, когда превентор закрывается между крестовиной и этой линией, или если становится необходимым ремонт основной линии. Резервная линия часто меньше по диаметру и имеет меньшую механическую прочность, чем основная. Резервная линия находится под нижним превентором, и контроль над скважиной теряется в случае повреждения ее у колонной головки. Поэтому необходимо пользоваться верхней линией (или линиями), присоединяемой к отводам от превенторов или крестовины, исключая аварийные ситуации.
На каждой отводной линии у колонной головки должна быть установлена основная задвижка; ее не следует использовать 164
в качестве обычного запорного устройства, чтобы предотвратить износ. Эта задвижка должна надежно держать давление в случае ремонта выходной линии. Около основной задвижки желательно иметь задвижку с дистанционным управлением, чтобы, действуя на расстоянии, можно было быстро и безопасно направить поток к дросселям или к разгрузочным линиям. Поэтому отпадает необходимость в доступе к задвижке, находящейся под полом буровой, когда скважина находится под давлением или линии протекают. Дистанционное управление задвижкой крайне необходимо, если давление в затрубном пространстве должно ограничиваться некоторым максимальным значением во время перекрытия скважины. Это позволяет также быстро сбросить давление, когда универсальный превентор должен быть закрыт на УБТ, иначе их может выбросить из скважины. Некоторые задвижки с гидравлическим управлением могут иметь контрштоки, карданные шарнирные узлы (если это необходимо) и штурвалы, выведенные за пределы подвышечного основания. В случае отсутствия гидравлической жидкости управления, задвижки можно закрыть вручную. Чаще всего используется задвижка, расположенная ближе к блоку дросселирования.
Линия дросселирования должна проходить вне блока дросселирования до емкости для бурового раствора и до резервного амбара без уменьшения в диаметре. Этим обеспечивается течение с небольшим противодавлением при закрытых превенторах и неиспользуемых дросселях. Эта линия называется разгрузочной.
ЛИНИИ ГЛУШЕНИЯ
Когда бурильные трубы извлечены из скважины, находящейся под давлением, ниже превентора с глухими плашками должны находиться отводы для закачки промывочной жидкости. Они необходимы также в том случае, если требуется подвесить бурильную трубу на трубные плашки и закрыть глухие плашки выше. Подсоединения выполняются к крестовине или к отводам превентора, за исключением сборок низкого давления, когда может использоваться колонная головка. Обычно на сборке высокого давления имеется аварийная линия глушения скважины, подсоединяемая к задвижке колонной головки. Эта линия используется, если необходим ремонт основной линии глушения или когда закрыт нижний превентор, а крестовина находится над превентором.
Линии глушения должны быть рассчитаны на давление, равное или большее рабочего давления самой сборки. Часто бывает удобным, чтобы линии глушения на первой колонной головке были рассчитаны на рабочее давление, необходимое для предельных условий в скважине. Это позволяет использовать те же фитинги при установке сборок более высокого давления на последующие обсадные колонны.
Рис. 6.6. Линии глушения.
Линия глушения диаметром 51 мм на рабочее давление:
А — 14 МПа; S — 21 МПа; С—35 МПа; D — 70 и 105 МПа; Е — аварийная линия глушения; F — компоновка с разгрузочной линией; 1 — ОП на рабочее давление 14 МПа; 2 — колонная головка; 3 — необязательно; 4 — от бурового насоса; 5 — ОП на давление 21 МПа; 6 — крестовина; 7 — плашечный превентор; 8 — основная линия; 9 — резервная линия (необязательно); 10 — к блоку дросселирования; 11 — катушка колонной головки; 12 — колонная головка,; 13 — к буровому насосу; 14 — обратный клапан; 15 — Б1-мм аварийная линия глушения к блоку дросселирования; 16 — 51-мм линия глушения; 17 — 102-мм разгрузочная линия; 18 — отвод от ОП
К колонной головке следует присоединять одну или несколько основных задвижек и часто устанавливается обратный клапан. При наличии обратного клапана задвижки могут быть оставлены открытыми, а закачка бурового раствора в скважину возможна немедленно без участия персонала буровой. Для сборок высокого давления применяются дополнительные задвижки и обратный клапан.
В некоторых компоновках используются крестовины с тремя отводами, так что вместе с линией глушения можно подсоединить две линии дросселирования или одну линию дросселирования и разгрузочную линию.
Подобная компоновка на крестовине с двумя отводами должна быть дополнена тройником, смонтированным у основной за- цвижки на боковой отводной линии, чтобы добиться отмеченной 166
выше гибкости. В этом случае линии разгрузки и глушения должны находиться под углом 180° друг к другу с целью уменьшения эрозионного износа, а обратный клапан должен быть расположен на линии глушения рядом с тройником (рис. 6.6).
Несмотря на то что 51-мм отводы вполне пригодны для закачки бурового раствора, линии большего диаметра предпочтительны благодаря повышенной прочности. Вибрация на линиях нагнетания не так сильна, как на выкидных линиях, и ее легче предотвращать. Поэтому можно использовать трубы с шарнирными соединениями.
ОБЩИЕ СООБРАЖЕНИЯ
Механические напряжения в выходных линиях, манифольдах, дросселях и линиях дросселирования могут быть очень высокими. Причиной напряжений могут быть осадка подвышенного основания или понтона, сотрясение сборки ОП от биения рабочей трубы во время бурения, а также вибрация при сбросе давления. Масса манифольда и тяжелых задвижек должна переда-
Таблица 6.1Таблица 6.1Таблица 6.2Таблица 6.2
Таблица 6.1
Таблица 6.1
Таблица 6.2
Таблица 6.2
Номинальный диаметр фланца или втулки хомута, мм
Диаметр труб, мм
Номинальный диаметр фланца или втулки хомута, мм
Наружный диаметр труб, мм
номиналь
ный
наружный (НКТ)
наружный (обсадные)
НКТ
Обсадные трубы
48*1
48
42,2; 48,3
42,9*1
48
60
60
42,2—60,3
—.
46,0
52
73
73
73,0
—
52,4
60
89
89
88,9
—
65,1
73
102
114
101,6; 114,3
114,3
77,8
89
178
168
—,
114,3—177,8
103,2
102; 114
114,3
230
219
—'
193,7; 219,1
179,4
114,3—177,8
280
273
—-
244,5; 273,1
228,6*2
193,7; 219,7
350*2
325
—
298,5; 339,7
279,4*2
219,4; 244,5
350*3
—
’—.
298,5; 339,7
346,1*з
273,1; 298,5
425
406
—
406,4
425,5*3
-
406,4
425*3
—•
—
406,4
476,3
473
540*3
508
—
508,0
534,8
508
540
508
508,0
Использование труб с фланцами на рабочее давление 14, 21 и 35 МПа или с хомутами на давление 35 МПа
Использование труб с фланцами на рабочее давление 70, 105 и 140 МПа или с хомутами на давление 70 МПа
** Нестандартный диаметр.
*2 Применение фланца типа 6В с канавкой под прокладку ограничивается максимальным рабочим давлением 21 МПа при использовании с обсадными трубами диаметром 298 и 340 мм.
*3 При рабочем давлении 35 МПа применяются фланцы типа 6ВХ с канавкой под прокладку.
** Фланец изготовляется по специальному заказу.
*2 Имеются только фланцы на рабочее давление 70 и 105 МПа.
*3 Имеются только фланцы на рабочее давление 70 МПа.
ваться на какие-либо опорные конструкции. Отводная линия дросселя всегда должна быть закреплена на основании. Вся трубная обвязка должна быть хорошо доступна, снабжена надежными опорами и закреплена хомутами на элементах конструкции. Ремонт всех элементов должен производиться без резки или сварки.
Рабочие давления для всех элементов сборок должны соответствовать или превышать расчетные параметры конструкции в целом. Фитинги высокого давления оборудуются фланцами [1] или хомутами.
Все соображения относительно соединений на сборках ОП, независимо от типа соединений и уплотнительных прокладок, касаются и выходных линий. Для справки приведены табл. 6.1 и 6.2.
Соединения на хомутах, независимо от рабочего давления, характеризуются внутренним диаметром и должны быть приварены к трубе того же внутреннего диаметра или составлять с ней одно целое.
Пробковые краны и шиберные задвижки без смазки пригодны только для низких давлений, однако запорные элементы со смазкой предпочтительнее, поскольку смазка может прекратить утечку и облегчить эксплуатацию. При высоких давлениях должны использоваться задвижки и со смазкой, потому что давление способствует прихвату запорного органа. Шиберные задвижки менее склонны к замерзанию, чем пробковые краны, даже если в обоих случаях применяется смазка.
СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ
«Wellhead Equipment», API Specification 6A, 12th edition, Dallas Texas: API Production Department, May, 1979.
«Blowout Prevention Equipment Systems», API RP 53, first edition, Dallas, Texas: API Production Department, February 1976.
«Installation and Use of Blowout Preventer Stacks and Accessory Equipment», Bulletin 13, ^PI Production Department, February, 1966.
Г л а в a 7
СИСТЕМА УПРАВЛЕНИЯ ОП
Основная часть любого противовыбросового оборудования — система управления, которая обеспечивает возможность открытия или закрытия каждого элемента ОП (в том числе задвижек). В систему управления ОП входят:
) насосно-аккумуляторная установка (ее называют также гидравлической установкой или аккумуляторной системой), обеспечивающая подачу гидравлической энергии к противовыбросовому оборудованию и содержащая:
168
Рис. 7.1. Гидравлическая система управления наземной или надводной (на самоподъемной буровой платформе) сборкой ОП: /—уровень земли; 2 — гидравлическая установка; 3 — пульт дистанционного управления; 4 — превенторы
аккумуляторные емкости, в которых находится рабочая жидкость под давлением газообразного азота, что обеспечивает возможность быстрой подачи жидкости;
насосы высокого давления для подкачки рабочей жидкости в аккумуляторные емкости;
манифольд управления с задвижками и регуляторами давления, чтобы направить поток рабочей жидкости к отдельным элементам ОП;
емкости для хранения рабочей жидкости под атмосферным давлением;
маловязкая негорючая рабочая жидкость, не вызывающая коррозии металлических частей системы и являющаяся хорошей смазкой. В случае подводных сборок ОП рабочая жидкость должна хорошо смешиваться с морской водой и не быть токсичной для морской биосферы;
трубная обвязка высокого давления для подачи рабочей жидкости с целью выполнения операций с элементами ОП, а в наземных и надводных системах, обеспечивающих прямое управление (закрытие и открытие), линия для возврата жидкости в емкость. С подводными сборками ОП используется непрямая система управления, которая приводит в действие клапаны
на устьевой сборке и сбрасывает в воду отработанную рабочую жидкость;
пульты дистанционного управления сборками ОП путем приведения в действие клапанов на гидравлической установке.
Типичная компоновка установки прямого (наземного) управления показана схематически на рис. 7.1. Непрямые системы управления, используемые с подводными сборками ОП, более подробно будут рассмотрены ниже.
ГИДРАВЛИЧЕСКАЯ УСТАНОВКА ДЛЯ НАЗЕМНОЙ СБОРКИ ОП
Насосы высокого давления и система аккумуляторных емкостей работают совместно, и их конструкции должны быть совместимыми.
Аккумуляторные емкости
Гидравлическая система содержит несколько круглых или цилиндрических сосудов (аккумуляторных емкостей). В этих емкостях находятся сжатый азот и рабочая жидкость, которые разделены эластичной мембраной или поршнем. Имеются аккумуляторные емкости на рабочие давления 10,5; 14 и 21 МПа. Предпочтение, как наиболее эффективной, отдается последней. Каждый сосуд предварительно заряжается газообразным азотом, при этом жидкостная часть сосуда сообщается с атмосферой. Для системы с рабочим давлением 21 МПа давление предварительной зарядки азотом обычно составляет 7 МПа. Это давление несколько выше минимального, необходимого для выполнения всех функций элементов ОП. В качестве газа в аккумуляторе следует использовать только азот.
Число требуемых аккумуляторных емкостей зависит от объема жидкости, которая должна подаваться в систему. Этот объем, в свою очередь, определяется полезным объемом рабочей жидкости и фактической вместимостью аккумуляторной емкости.
Полезный объем [1] — это объем жидкости, который может быть подан из аккумуляторной емкости при изменении давления в ней от рабочего до значения, на 1,4 МПа превышающего давление зарядки.
Фактическая вместимость аккумуляторной емкости — это объем жидкости и газа в этой емкости; исключается объем мембраны (или поршня) и клапанов и других внутренних элементов. Полезный объем жидкости зависит от фактической вместимости аккумуляторной емкости и давления зарядки.
Номинальная вместимость — это вместимость аккумуляторной емкости, включая внутренние фитинги, и ее обычно определяет компания-изготовитель.
Полезный объем определяется по следующей формуле:
^^Уф-Г—т~<т — )•
V Рз + 1,4 Рр )
где Vn — полезный объем, м3; Уф — фактическая вместимость аккумуляторной емкости, м3; р3— давление предварительной зарядки азотом, МПа; pv— рабочее давление в гидравлической системе управления, МПа.
Конечно, теоретически следует использовать абсолютное давление, но при высоких значениях рабочего давления атмосферным давлением часто пренебрегают.
В техническую характеристику аккумуляторной емкости включают и общий внутренний объем. При покупке аккумуляторной емкости необходимо знать ее фактическую вместимость, чтобы можно было рассчитать полезный объем. Так, стандартная 42-л аккумуляторная емкость фирмы «Грир» имеет фактическую вместимость 38 л; при заполнении до давления 21 МПа (давление предварительной зарядки 7 МПа) полезный объем жидкости равен 19 л.
Требования к вместимости аккумуляторной емкости
(наземная сборка ОП)
Необходимый объем аккумуляторной системы определяется конкретной сборкой ОП. Для наземной сборки в нормативе RP53 АНИ в качестве минимального требования рекомендуется, чтобы при неработающем насосе полезного объема жидкости было
Таблица 7.1
Потребный объем жидкости в аккумуляторных емкостях с 50 % -ным запасом для закрытия элементов(350-мм наземной сборки превенторов с рабочим давлением 35 МПа
Выполняемая операция
Компания- изготовитель
Число единиц оборудования
Объем для одной операции, л
Суммарный объем, л
Закрытие плашечного превентора
«Камерон»
3
21
63
Закрытие универсального превен-
«Хайдрил»
1
68
68
тора
(тип GK)
Открытие задвижки с гидравличе-
—-
2
3
6
ским управлением
Всего
137
Коэффициент запаса 1,5
Требуемый полезный объем жидкости равен 0,137Х 1,5 = 0,205 м3
Давление предварительной зарядки 7 МПа
Рабочее давление 21 МПа
Объемный фактор 0,5
Фактический требуемый объем жидкости 0,205 : 0,5 = 0,410 м3 •
Потребуется 11 42-л аккумуляторных емкостей
Универсальные превенторы
Диаметр
Рабочее
Диаметр про-
Давление в системе
Объем
жидкости, л
Модель
условного
или тип
прохода, мм
давление, МПа
ходкого отверстия, мм
управления, МПа
Закрытие
Открытие
Компания «Камерон»
D
180
35
179,4
21
6
5
180
70
179,4
21
11
10
280
35
279,4
21
21
17
280
70
279,4
21
38
34
350
35
346,1
21
46
39
350
70
346,1
21
68
61
Ко
м п а н и я «X а й д р и л»
GK
180
21
179,4
10,5
И
8
180
35
179,4
10,5
15
12
180
70
179,4
10,5
36
27
180
105
179,4
10,5
42
27
230
21
228,6
10,5
16
12
230
35
228,6
10,5
26
22
230
70
228,6
10,5
60
45
280
21
279,4
10,5
28
21
280
35
279,4
10,5
37
30
280
70
279,4
10,5
94
68
350
21
346,1
10,5
43
33
350
35
346,1
10,5
67
53
350
70
346,1
10,5
131
93
425
21
426,5
10,5
79
59
425
35
426,5
10,5
.109
75
GL
350
35
346,1
10,5
74
74
425
35
425,5
10,5
128
13
520
35
476,5
10,5
167
17
MSP
180
14
179,4
10,5
11
7
230
14
228,6
10,5
17
11
280
14
279,4
10,5
28
20
540
14
539,8
10,5
120
70
680
3,5
708
10,5
227
—
680
7
762
10,5
332
105
Ко
м п а н и я «Ш а ф ф е р»
Сфериче-
180
21
179,4
10,5
17
12
ский
180
35
179,4
10,5
17
12
180
70
179,4
10,5
65
53
230
21
228,6
10,5
27
19
230
35
228,6
10,5
41
32
280
21
279,4
10,5
41
25
280
35
279,4
10,5
70
55
280
70
279,4
10,5
116
93
350
21
346,1
10,5
88
55
350
35
346,1
10,5
89
66
350
70
346,1
10,5
152
123
425
35
425,5
10,5
125
96
520
35
471,5
10,5
182
142
540
14
539,8
10,5
123
64
540
35
539,8
10,5
232
18
Модель или тип
Диаметр условного прохода, мм
Рабочее давление, МПа
Диаметр проходного отверстия,мм
Давление в системе управления, МПа
Объем жидкости, л
Закрытие
Открытие
Комп
а и и я «Риган оф
фшор интернэш
н Л»
к
80
10,5
80
21
2
Открыто в ок-
80
21
80
21
2
ружающую среду То же
100
10,5
102
21
3
»
KFD
KFL
540
В
14
се т и п ор
539,8
а з м е р ы
Скважин-
108
»
540
21
539,8
ное +3,5 То же
120
680
7
711,2
»
180
»
680
14
711,2
»
196
»
680
7
673,1
»
194
' »
680
14
673,1
»
211
»
TORUS
180
21
179,4
21
17
»
180
42
179,4
21
17
»
230
21
228,6
21
31
»
230
42
228,6
21
31
»
достаточно для закрытия одного плашечного и универсального превенторов, а также для открытия гидравлически управляемой задвижки на линии дросселирования. Однако минимальные требования АНИ неприемлемы для большинства компаний и не соответствуют правительственным предписаниям во многих странах. Например, согласно правилам УМР в США [2], требуется 1,5- кратный объем для выполнения операций по закрытию всех элементов ОН при минимальном давлении, на 1,4 МПа превышающем давление предварительной зарядки азотом. Другое обычное конструктивное требование—необходимость иметь двойной объем жидкости для закрытия всех элементов ОП. Некоторыми предписаниями (например, такими, как действуют в Канаде) требуются в 2 раза большие объемы, чем необходимо для открытия и закрытия всех элементов ОП. Совершенно ясно, что правильный выбор размера аккумуляторной системы зависит от правил, принятых там, где это оборудование будет использоваться.
В табл. 7.1 рассмотрен пример определения минимальной вместимости аккумуляторной системы в соответствии с требованиями УМР США. Данные о потребных объемах рабочей жидкости для закрытия и открытия универсального и плашечного превенторов можно найти в табл. 7.2 и 7.3. Такое же число аккумуляторных емкостей, как определено в табл. 7.1, можно получить
Модель или тип
Диаметр условного прохода, мм
Рабочее давление, МПа
Диаметр проходного отверстия,
Давление в системе управления, МПа
Объем жидкости, л
Закрытие
Открытие
Компани
я «Камер
О Н»
и
180
21
179,4
10,5/35
4,6
4
и
180
35
179,4
10,5/35
4,6
4
U (срезной)
180
35
179,4
10,5/35
5,8
6
и
180
70
179,4
10,5/35
4,6
4
и
180
105
179,4
10,5/35
4,6
4
и
280
21
279,4
10,5/35
12
12
и
280
35
279,4
10,5/35
12
12
U (срезной)
280
35
279,4
10,5/35
16
15
и
280
70
279,4
10,5/35
2
20
U (срезной)
280
70
279,4
10,5/35
16
15
и
280
105
279,4
10,5/35
20
20
и
350
21
346,1
10,5/35
20
20
и
350
35
346,1
10,5/35
20
20
U (срезной)
350
35
346,1
10,5/35
25
25
и
350
70
346,1
10,5/35
20
20
U (срезной)
350
70
346,1
10,5/35
25
24
и
350
105
346,1
10,5/35
44
42
и
425
21
425,5
10,5/35
38
36
и
425
35
425,5
10,5/35
38
36
U (срезной)
425
35
425,5
10,5/35
45
42
и
425
70
425,5
10,5/35
45
42
и
520
70
471,5
10,5/35
94
86
и
540
14
527,0
■ 10,5/35
30
28
и
540
21
527,0
10,5/35
30
28
U (срезной)
540
21
527,0
10,5/35
35
33
и
540
14
539,8
10,5/35
30
28
U (срезной)
540
14
539,8
10,5/35
35
33
и
540
52
539,8
10,5/35
77
67
U (срезной)
540
52
539,8
10,5/35
87
76
и
540
70
539,8
10,5/35
100
91
U (срезной)
540
70
539,8
10,5/35
114
103
U (глухой)
350
35
346,1
10,5/17,5
44
41
350
70
346,1
10,5/17,5
44
41
425
21
425,5
10,5/17,5
40
44
425
35
425,5
10,5/17,5
40
44
540
14
527,0
10,5/17,5
63
59
540
21
527,0
10,5/17,5
63
59
QRC
180
21
179,4
10,5/21
3
4
180
35
179,4
10,5/21
3
4
180
21
228,6
10,5/21
9
10
180
35
228,6
10,5/21
9
10
280
35
279,4
10,5/21
10
12
280
21
279,4
10,5/21
10
12
350
21
346,1
10,5/21
16
19
425
14
425,5
10,5/21
22
26
520
14
450,8
10,5/21
22
26
540
14
450,8
10,5/21
22
26
SS
180
21
179,4
10,5/21
3
3
Модель или тип
Диаметр условного прохода, мм
Рабочее давление, МПа
Диаметр проходного отверстия, мм
Давление в системе управления, МПа
Объем жидкости, л
Закрытие
Открытие
180
35
179,4
10,5/21
3
3
230
21
228,6
10,5/21
6
5
230
35
228,6
10,5/21
6
5
280
21
279,4
10,5/21
6
5
280
35
279,4
10,5/21
6
5
350
21
346,1
10,5/21
10
9
350
35
346,1
10,5/21
10
9
Компания «X айдри л»
В-1 (с ручной бло
180
21
179,4
5,2/21
5
5
кировкой)
180
35
179,4
8,2/21
5
5
280
21
279,4
3,8/21
12
12
280
35
279,4
5,9/21
12
12
280
70
279,4
7,4/21
45
45
280*
70
279,4
7,4/21
45
45
350
14
346,1
5,2/21
20
18
350
14
346,1
2,8/21
43
42
350*
35
346,1
7,4/21
20
18
350
35
346,1
4,2/21
43
42
350*
70
346,1
7,4/21
45
45
350
70
346,1
7,4/21
45
45
425*
70
425,5
7,4/21
56
53
425
70
425,5
7,4/21
56
53
520*
70
471,5
7,4/21
60
59
520*
70
471,5
7,4/21
60
59
540
14
539,8
3,5/21
30
27
540*
14
539,8
2,1/21
65
62
540
21
527,0
3,5/21
30
27
540*
21
527,0
2,1/21
65
62
В-1 (с автоблоки
180
21
179,4
4,2/21
5,7
4,9
ровкой)
180
35
179,4
6,6/21
5,7
4,9
280
21
279,4
3,5/21
14
12
280
35
279,4
5,2/21
14
12
280
70
279,4
7,4/21
48
45
280*
70
279,4
7,4/21
48
45
350
14
346,1
6,3/21
22
18
350*
14
346,1
2,8/21
45
42
350
35
346,1
7,4/21
22
18
350*
35
346,1
4,2/21
45
42
350
70
346,1
7,4/21
48
45
350*
70
346,1
7,4/21
48
45
’ 425
70
425,5
7,4/21
62
53
425
'70
425,5
7,4/21
62
53
520
70
471,5
7,4/21
65
59
520*
70
471,5
7,4/21
65
59
540
14
539,8
7,4/21
34
27
540*
14
539,8
7,4/21
68
62
540
21
527,0
7,4/21
34
27
540*
21
527,0
7,4/21
68
62
* Превентор со срезными плашками.
Модель или тип
Диаметр условного прохода, мм
Рабочее давление, МПа
Диаметр проходного отверстия.
Давление в системе управления, МПа
Объем жидкости, л
Закрытие
Открытие
Компани
я «Ш а ф ф е р>
LWS (с ручной
100
70,
103,2
10,5/21
2,2
1,9
блокировкой)
180
35
179,4
10,5/21
4,5
3,7
180
70
179,4
10,5/21
24
22
180
105
179,4
10,5/21
24
22
230
35
228,6
10,5/21
9,7
10
280
21
279,4
10,5/21
6
5
280
35
279,4
10,5/21
11
10
280
70
279,4
10,5/21
31
26
350
21
346,1
10,5/21
20
17
350
35
346,1
10,5/21
20
17
350
70
346,1
10,5/21
43
39
425
35
425,5
10,5’21
25
20
540
14
539,8
10,5/21
19
16
540
21
539,8
10,5/21
19
16
LWP
180
21
179,4
10,5/21
2
2
230
21
228,6
10,5/21
29
25
280*
70
279,4
10,5/21
31
26
LWS и SL (с авто-
350
35
346,1
10,5/21
20
17
блокировкой)
350*
35
346,1
10,5/21
43
39
350
70
346,1
10,5/21
43
39
425
35
425,5
10,5/21
52
48
425
70
425,5
10,5/21
55
47
520*
70
471,5
10,5/21
58
50
540
14
539,8
10,5/21
30
26
540*
14
539,8
10,5/21
63
58
540
21
539,8
10,5/21
30
26
540
21
539,8
10,5/21
63
58
540*
70
539,8
10,5/21
60
52
В и Е
180
21
179,4
10,5/21
10
9
180
35
179,4
10,5/21
10
9
230
21
228,6
10,5/21
10
9
230
35
228,6
10,5/21
10
9
280
21
279,4
10,5/21
12
10
280
35
279,4
10,5/21
12
10
350
21
346,1
10,5/21
13
11
350
35
346,1
10,5/21
13
И
425
14
393,7
10,5/21
14
11
•Превентор со срезными плашками.
Расчет требуемого объема аккумуляторной системы
S
о*
111 ho Ли А
О w СЗ 'gac
„ о «
AS S
S So 2 ° О.
SaSs Reos
Тип превентора
Требуемый объем аккумуляторной системы, л*
ПП
УП
1ПП
2ПП
1УП
1УП и
2ПП
1УП и зпп
1УП и
4ПП
Сб
орка п
р е в е н т
о р о в
КОМ
пани
и «Камер
0 н»
180
21
179,4
и
—
15
30
—
——
—
—
180
35
179,4
и
D
15
30
19
49
56
72
180
70
179,4
и
D
15
30
34
64
79
94
280
21
279,4
и
—
38
76
—
—
—
—
280
35
279,4
и
D
38
76
84
139
177
215
280
70
279,4
и
D
38
76
117
190
230
268
350
21
346,1
и
—
64
128
—
—
—
—
350
35
346,1
и
D
64
128
139
265
318
389
350
70
346,1
и
D
64
128
200
330
396
457
540
14
539,8
и
—
94
188
—
—
—
—
Сборка превенторов
компани
и «X а
й д р и л»
180
21
179,4
РБ
GK
15
30
34
60
75
87
180
35
179,4
РБ
GK
15
30
45
70
87
98
230
21
228,6
РБ
GK
23
45
49
90
113
136
230
35
228,6
РБ
GK
23
45
79
121
140
166
280
21
279,4
АБ
GK
45
87
87
155
215
257
280
35
279,4
АБ
GK
45
87
113
200
241
283
280
70
279,4
АБ
GK
147
294
287
578
725
869
350
35
346,1
АБ
GK
68
136
204
340
404
472
350
70
346,1
АБ
GK
147
295
393
684
831
979
540
14
539,8
АБ
MSP
102
204
355
555
658
756
Сб
орка превенторов
ком
пани
и «Ш
а ф ф е р»
180
21
179,4
LWP
S
75
15
53
64
72
79
180
35
179,4
LWS
S
15
30
53
79
94
105
180
70
179,4
LWS
S
71
143
196
340
412
484
280
21
279,4
LWS
S
23
125
125
166
185
204
280
35
279,4
LWS
S
34
68
212
279
340
347
280
70
279,4
SL
S
94
189
348
537
627
722
350
35
346,1
SL
S
64
125
268
393
457
518
350
70
346,1
SL
S
132
264
457
718
850
983
540
14
539,8
LWS
S
192
385
370
752
945
1138
* Объем аккумуляторной системы, приведенный в каждой колонке, получен с использованием закона Бойля — Мариотта с учетом 50 %-ного коэффициента запаса. Для определения необходимого числа аккумуляторных емкостей следует разделить объем жидкости, приведенный в какой-либо колонке для определенных значений диаметра условного прохода и рабочего давления, на фактическую вместимость конкретной аккумуляторной емкости.
3
S я о
S °
Ч^С
о ч м
а «5
о
&о К
s v а я о £
s ag з t?c о з
Тип превентора
Требуемый объем аккумуляторной системы, л*
ПП
УП
1ПП
2ПП
1УП
1УП
2ПП
1УП и ЗПП
1УП и
4ПП
Сборка превенторов компаний «Камерон»и «X а й д р и л»
180
21
179,4
«Камерон» типа VS и «Хайдрил» типа GK
60
76
90
180
35
179,4
То же
72
87
. 102
280
21
279,4
»
162
196
234
280
35
279,4
»
189
227
265
280
70
279,4
359
397
438
350
35
346,1
»
332
393
457
350
70
346,1
»
518
582
623
540
14
539,8
»
544
639
733
Пример. Требуемый объем аккумуляторной системы для 350-мм сборки превенторов на рабочее давление 35 МПа, состоящей из трех плашечных превенторов компании «Камерон» и одного универсального превентора компании «Хайдрил», составляет 393 л. Фактическая вместимость 42-л аккумуляторной емкости 38 л. Необходимое число аккумуляторных емкостей равно 393 : 38 — 10,3, т. е. требуется 11 таких емкостей.
Примечания. ПП — плашечный превентор.
УП — универсальный превентор.
РБ — ручная блокировка.
АБ — автоматическая блокировка.
* Объем аккумуляторной системы, приведенный в каждой колонке, получек с использованием закона Бойля — Мариотта с учетом 50 %-ного коэффициента запаса. Для определения необходимого числа аккумуляторных емкостей следует разделить объем жидкости, приведенный в какой-либо колонке для определенных значений диаметра условного прохода и рабочего давления, на фактическую вместимость конкретной аккумуляторной емкости.
непосредственно из табл. 7.4, в которой, по существу, использованы те же данные, что и в табл. 7.1.
В табл. 7.5 дан пример расчета объема аккумуляторной системы, необходимого для открытия и закрытия превенторов при 100 %-ном запасе, как это требуется постановлениями ряда правительств. Эти требования к объемам являются чрезмерными и даются вне связи со способностью насосов производить подзарядку аккумуляторных емкостей, что также является важным фактором.
Потребный объем жидкости в аккумуляторных емкостях с 100 %-ным запасом для открытия и закрытия элементов 350-мм наземной сборки превенторов с рабочим давлением 35 МПа
Выполняемая операция
Компания- изготовитель
Число единиц оборудования
Объем для одной операции, л
Суммарный объем, л
Закрытие плашечных превенторов
«Камерон»
3
21
63
Открытие плашечных пре-
«Камерон»
3
20
60
венторов
Закрытие универсального
«Хайдрил»
1
68
68
превентора
тип GK
Открытие универсального
«Хайдрил»
1
54
53
превентора
тип GK
Открытие задвижки с гидравлическим управлением
—
2
3
6
Закрытие задвижки с гидравлическим управлением
—
2
3
6
Всего
256
Коэффициент запаса 2,0.
Требуемый полезный объем жидкости равен 0,256X2 = 0,512 м3.
Давление предварительной зарядки 7 МПа.
Рабочее давление 21 МПа.
Объемный фактор 0,5.
Фактический требуемый объем жидкости 0,512:0,5 = 1,024 м3.
Потребуется 27 42-л аккумуляторных емкостей.
Типоразмеры насосов для наземных сборок ОП
Насосы для подзарядки аккумуляторов имеют пневматический и (или) электрический привод. Рекомендуются альтернативные источники энергии, поэтому большинство насосных установок имеют насосы как с пневматическим, так и с электрическим приводом. Установки должны быть многонасосными, что допускает возможность выхода из строя одного из насосов и быстрой подзарядки аккумуляторной емкости. Отключение насоса автматиче- ское, как только достигается давление зарядки. Насос должен автоматически запускаться, когда давление в манифольде станет равным 90 % рабочего давления аккумуляторной емкости. Этот автоматический запуск обеспечивает компенсацию небольших утечек (которые должны быть обнаружены и немедленно устранены) и свидетельствует о том, что такие утечки существуют. Система позволяет также произвести подзарядку аккумуляторных емкостей сразу после использования рабочей жидкости. При самопроизвольном или принудительном спуске труб с помощью плашечных превенторов эта особенность системы становится
необходимой. В некоторых установках выходная линия насоса может быть соединена непосредственно с превенторами, если давление в аккумуляторной емкости ниже требуемого. АНИ [11 (для наземных сборок ОП) рекомендует, чтобы с помощью насосов для каждого источника энергии можно было закрыть универсальный превентор на используемых бурильных трубах, открыть задвижку с гидравлическим управлением на линии дросселирования и в течение 2 мин повысить давление в аккумуляторной емкости на 1,4 МПа выше давления предварительной зарядки.
Манифольд управления для наземной сборки ОП
Манифольд управления (рис. 7.2) должен содержать четырехходовой кран для каждого элемента ОП. Эти краны всегда должны сообщаться с одной из полостей рабочего цилиндра (или цилиндров) и в то же время поддерживать давление в другой полости. Между аккумуляторными емкостями и манифольдом управления располагается основной регулирующий клапан. Он снижает давление в системе до 10,5 МПа — минимальное рабочее давление
Гидравлическая установка
Рис. 7.2. Схема гидравлической системы управления ОП:
I — емкость с рабочей жидкостью; 2 — насос; 3 — аккумуляторная емкость; 4 — основной регулирующий клапан; 5 — к источнику сжатого воздуха; 6 — трехходовые клапаны с клавишами управления; 7 — открыто; 8 — закрыто; 9 — регулирующий клапан для универсального превентора; 10— четырехходовой кран. Цилиндр управления превентором: 11 — универсальным; 12 — плашечным
управления элементами ОП и гидравлически управляемыми задвижками. Этот основной регулирующий клапан снабжен байпасной линией с дополнительным клапаном, так что в аварийных ситуациях можно использовать полное давление аккумуляторных емкостей. Многие гидравлические установки имеют байпасные линии, которые соединяют насосы непосредственно с манифольдом управления.
Универсальные превенторы работают при меньших давлениях, нежели плашечные, причем это давление зависит от типа превентора, диаметра герметизируемой трубы и давления в скважине. Поэтому между манифольдом управления и универсальным превентором необходимо установить второй регулирующий клапан.
Трубная обвязка, регулирующие клапаны и краны на манифольде управления должны иметь такие же проходные каналы, как и у линий управления, чтобы обеспечить закрытие превенторов в течение рекомендуемого времени.
Емкость с рабочей жидкостью для наземной сборки ОП
Вместимость емкости должна в 2 раза превышать полезный объем жидкости в аккумуляторной системе. В большинстве превенторов для закрытия требуется больший объем рабочей жидкости, чем для открытия; поэтому заполнение этой емкости при закрытых превенторах может привести к переливу.
В морских условиях следует использовать водорастворимую рабочую жидкость. Эту жидкость необходимо перемешивать, поэтому промышленность выпускает гидравлические установки с автоматическими системами перемешивания.
ЛИНИИ УПРАВЛЕНИЯ ДЛЯ НАЗЕМНОЙ СБОРКИ ОП
Линии управления обычно собирают из бесшовных стальных труб, рассчитанных как минимум на рабочее давление аккумуляторных емкостей. Чаще всего используются линии, рассчитанные на рабочее давление 21 МПа. Обычные резиновые рукава высокого давления не следует применять в качестве линий управления, поскольку они могут ухудшать свою характеристику и легко повреждаются механически или под действием огня. Тем не менее специально для управления элементами ОП разработаны гибкие рукава высокого давления со стальным экраном.
Гидравлическая установка должна размещаться на удалении от скважины. На наземных буровых установках это расстояние может достигать 50 м, однако некоторые фирмы предпочитают располагать установку около лестницы вдоль мостков. Пульт дистанционного управления должен находиться около поста бурильщика. На морских платформах или на буровых баржах, где площади ограничены, гидравлическая установка может быть приближена к устью скважины. На наземных буровых установках категорически запрещается размещать гидравлическую уста-
Объем, пеобходи-Объем, пеобходи-л/мии Впутрен- Время дол/мии Впутрен- Время доПотериПотеримыв для закрытия, лмыв для закрытия, лдавлениядавлениянии диаметр закрытия,снии диаметр закрытия,струб, ммтруб, ммМПа/100 мМПа/100 мРис. 7.3. Номограмма для определения потерь давления на трение в линии управленияРис. 7.3. Номограмма для определения потерь давления на трение в линии управления
Объем, пеобходи-
Объем, пеобходи-
л/мии Впутрен- Время до
л/мии Впутрен- Время до
Потери
Потери
мыв для закрытия, л
мыв для закрытия, л
давления
давления
нии диаметр закрытия,с
нии диаметр закрытия,с
труб, мм
труб, мм
МПа/100 м
МПа/100 м
Рис. 7.3. Номограмма для определения потерь давления на трение в линии управления
Рис. 7.3. Номограмма для определения потерь давления на трение в линии управления
новку на полу буровой, так как она может быть повреждена и (или) оказаться недоступной при открытом фонтанировании скважины. Ее нельзя располагать и под полом буровой.
Пульты дистанционного управления могут быть пневматическими или электрическими. Цилиндры, переключающие четырехходовые краны на манифольде, приводятся в действие давлением сжатого воздуха. Поток сжатого воздуха управляется клапанами на пневматическом пульте и (или) соленоидными клапанами, приводимыми в действие переключателями на электрическом пульте управления.
Дистанционные пульты управления должны соединяться так, чтобы разрушение одного пульта не вывело из строя всю систему. Обычно четырехходовые краны в процессе дистанционного управления должны находиться в открытом положении. С пультов дистанционного управления могут осуществляться только две операции — открытия и закрытия. Положение блокировки может быть достигнуто только с помощью четырехходовых кранов на манифольде управления.
Линии управления от гидравлической установки к элементам ОП должны иметь как можно больший внутренний диаметр. Для быстрого закрытия превенторов минимальный внутренний диаметр линии равен 25 мм. Однако на время закрытия влияют также длина линий, давление в аккумуляторных емкостях и используемые фитинги (тройники, крестовины, угольники). На рис. 7.3 представлена номограмма для оценки потерь давления в трубах, которые проработали уже 15 лет. Что касается фитингов, то для них потери давления на трение могут быть выражены через эквивалентную длину труб. Каждый угольник эквивалентен увеличению длины линии, составляющему 32 внутренних диаметра, а каждая крестовина — 60 внутренних диаметров.
Длинные линии способствуют увеличению потерь давления и уменьшению скорости течения, однако гидравлическую уста- 182
новку рекомендуется размещать на безопасном расстоянии от сборки ОП. Эти линии должны иметь внутренний диаметр, при котором достигается быстрое управление превенторами, причем время закрытия должно быть проверено. Время закрытия универсальных превенторов с условным проходом 520 мм считается приемлемым, если оно не превышает 45 с.
РАБОЧИЕ ЖИДКОСТИ ДЛЯ СИСТЕМЫ УПРАВЛЕНИЯ
Как уже отмечалось, требуется, чтобы рабочая жидкость была негорючей и не вызывала коррозии. Она должна смазывать движущиеся части и не действовать химически на эластичные уплотнения. Кроме того, необходимо, чтобы в диапазоне рабочих температур она имела низкую вязкость и была стойкой к отрицательным температурам в определенных условиях применения.
Масло малой плотности отвечает этим требованиям и часто используется при работе на суше. На море должны использоваться водорастворимые жидкости, нетоксичные к морской биосфере. Такими жидкостями могут быть специальные синтетические детергенты или водорастворимые масла. Они должны быть совместимы с этиленгликолем или другими антифризами, когда используются в условиях низких температур.
Воздушные линии дистанционной пневматической системы могут накапливать влагу и замерзать, если их не промывать антифризом. Все антифризы должны быть негорючими.
СИСТЕМА УПРАВЛЕНИЯ ПОДВОДНОЙ СБОРКОЙ ОП
Для управления подводными сборками ОП должны применяться высокоэффективные гидравлические системы. Их назначение — быстрое управление элементами сборки ОП. Для подвода к превенторам номинальным диаметром от 346 до 540 мм больших объемов рабочей жидкости требуется обеспечить высокие расходы. Время закрытия подводных превенторов должно быть таким же, как и наземных превенторов. Объемы, необходимые для закрытия превенторов, изменяются от 19 л (для небольших плашечных превенторов) до 150 л (для крупных универсальных превенторов) .
В настоящее время используются системы управления двух основных типов — гидравлическая и электрогидравлическая. Их изготовляют в основном четыре компании: «Кумей», «НЛ Шаффер», «Камерон» и «Хайдрил».
Для иллюстрации основных концепций далее будет рассматриваться система НЛ (впоследствии названная системой «Кумей»). Хотя оборудование отдельных компаний отличается, однако принципы проектирования остаются одинаковыми.
На рис. 7.4 представлена схема гидравлической системы управления подводной сборкой ОП. Жидкость, используемая для управления элементами подводной сборки, смешивается и под
183
Рис. 7.4. Схема гидравлической системы управления:
1 — запасный силовой блок; 2 — центральный пульт управления; 3 — электрические кабели па поверхности; 4 — электрический пульт бурильщика; 5 — электрический мини- пульт; 6 — гидравлическая силовая установка; 7 — кабельный шкив; 8 — рукав подачи рабочей жидкости; 9— барабан для подводного кабеля; 10 — подводный электрогидрав- лический кабель; 11 — сдвоенная камера управления компании «Кумей» с электрогид- равлическим соединительным устройством; 12 — сборка ОП с питанием от основных гидравлических аккумуляторных емкостей
давлением подается гидравлической установкой. Жидкость по пучку рукавов или по специальным линиям, закрепленным снаружи райзера, подается к подводной камере управления.
С целью резервирования используются две такие камеры. Каждая из них содержит пилотные клапаны с гидравлическим' управлением, которые по команде с поверхности направляют жидкость под давлением для выполнения различных функций. 184
Команда — это давление жидкости, подаваемой через рукава малого диаметра, собранные в пучки.
В электрогидравлической системе управления команды подаются в виде электрических сигналов, передаваемых по многожильному кабелю; в результате происходит срабатывание соленоидных клапанов в камере управления. Соленоидный клапан направляет рабочую жидкость под давлением к отверстию пилотного клапана, приводит его в действие, и поток этой жидкости подается в нужную полость для выполнения желаемой функции аналогично тому, как это делается в гидравлической системе управления.
Таким образом, электрогидравлическая система работает подобно гидравлической, за исключением характера команд с поверхности и использования соленоидных клапанов в камере управления.
Компоненты системы управления подводной сборкой ОП
Пилотные клапаны, используемые для направления рабочей жидкости к различным элементам ОП, являются трехходовыми гидравлическими клапанами. При подаче управляющего- сигнала они направляют рабочую жидкость для выполнения соответствующей операции. В отсутствие такого сигнала линия управления открыта для сброса рабочей жидкости в море через пилотный клапан. В подводных операциях используются пилотные клапаны двух типов: тарельчатый (рис. 7.5) и со скользящим уплотнением. Основное требование к ним состоит в том, что при аварии линия должна быть открыта в море; в противном случае может произойти гидравлическая блокировка, в результате чего намеченную операцию нельзя будет выполнить.
Гидравлические системы управляют пилотными клапанами через отдельные пилотные линии, идущие с поверхности. Это армированные трубки внутренним диаметром 6 или 8 мм, причем они достаточно жесткие, чтобы расширение было минимальным. Для выполнения операции жидкость подается в линию до тех пор, пока давление не станет достаточным для срабатывания клапана. Расширение пилотной линии замедляет реакцию клапана. Рабочая жидкость подается по линии большого диаметра, обычно располагаемой в центре пучка пилотных линий (рис. 7.6). Линия для рабочей жидкости должна иметь внутренний диаметр не менее 25 мм, предпочтение отдается линиям большего диаметра.
Таким образом, система управления работает непрямым способом. Рабочая жидкость всегда подведена к пилотным клапанам. Последние срабатывают при подаче давления в отдельные пилотные линии с поверхности. Вытесняемая при выполнении операции жидкость сбрасывается в море.
С увеличением глубины моря возрастает длина линии для подачи рабочей жидкости и пилотных линий, в результате чего время реакции повышается. В связи с этим была разработана
Рис. 7.5. Пилотный клапан тарельчатого типа:1 — продувочное отверстие; 2 — подсоединение пилотной линии;3 — подвод рабочей жидкости;4 — к исполнительному органуРис. 7.5. Пилотный клапан тарельчатого типа:1 — продувочное отверстие; 2 — подсоединение пилотной линии;3 — подвод рабочей жидкости;4 — к исполнительному органуРис. 7.6. Типичный пучок линий для гидравлической системы управления:Рис. 7.6. Типичный пучок линий для гидравлической системы управления:/ — пилотная линия внутренним диаметром 8 мм;2 — линия для подачи рабочей жидкости; 3 — пилотная линия внутренним диаметром 6 мм/ — пилотная линия внутренним диаметром 8 мм;2 — линия для подачи рабочей жидкости; 3 — пилотная линия внутренним диаметром 6 ммРис. 7.7. Типичный пучок рукавов для Электр оги драв лической системы управления:Рис. 7.7. Типичный пучок рукавов для Электр оги драв лической системы управления:1 — гидравлический рукав; 2 — многожильный электрический кабель; 3 — защитная внутренняя оболочка; 4 — армирующая металлическая оплетка;5 — наружная защитная оболочка1 — гидравлический рукав; 2 — многожильный электрический кабель; 3 — защитная внутренняя оболочка; 4 — армирующая металлическая оплетка;5 — наружная защитная оболочка
Рис. 7.5. Пилотный клапан тарельчатого типа:
1 — продувочное отверстие; 2 — подсоединение пилотной линии;
3 — подвод рабочей жидкости;
4 — к исполнительному органу
Рис. 7.5. Пилотный клапан тарельчатого типа:
1 — продувочное отверстие; 2 — подсоединение пилотной линии;
3 — подвод рабочей жидкости;
4 — к исполнительному органу
Рис. 7.6. Типичный пучок линий для гидравлической системы управления:
Рис. 7.6. Типичный пучок линий для гидравлической системы управления:
/ — пилотная линия внутренним диаметром 8 мм;
2 — линия для подачи рабочей жидкости; 3 — пилотная линия внутренним диаметром 6 мм
/ — пилотная линия внутренним диаметром 8 мм;
2 — линия для подачи рабочей жидкости; 3 — пилотная линия внутренним диаметром 6 мм
Рис. 7.7. Типичный пучок рукавов для Электр оги драв лической системы управления:
Рис. 7.7. Типичный пучок рукавов для Электр оги драв лической системы управления:
1 — гидравлический рукав; 2 — многожильный электрический кабель; 3 — защитная внутренняя оболочка; 4 — армирующая металлическая оплетка;
5 — наружная защитная оболочка
1 — гидравлический рукав; 2 — многожильный электрический кабель; 3 — защитная внутренняя оболочка; 4 — армирующая металлическая оплетка;
5 — наружная защитная оболочка
электрогидравлическая система управления. Типичный пучок рукавов для электрогидравлического управления показан на рис. 7.7.
Обычно для подъема на поверхность отдельной камеры управления используют стальной канат. Канат воспринимает также вес пучка шлангов, прикрепленного к нему с помощью специальных хомутов, На поверхности канат сохраняется под натяжением, а пучок шлангов требует поддержки только у верхнего хомута. Во многих электрогидравлических системах пучок шлангов содержит металлическую оплетку, которая позволяет натягивать весь пучок. Это снижает требования к канату и исключает осложнения, связанные с его подсоединением к пучку шлангов; однако натянутые линии управления портятся в точках, где они наматываются на барабан. Эту проблему необходимо учесть, прежде 186
чем принять решение об использовании вместо каната для подвески пучка шлангов внутренней оплетки.
Сравнительно новой для плавучих буровых судов является мультиплексная электрогидравлическая система. Она требует только два кабеля для передачи всех сигналов каждой камере управления и от них. Для надежности может быть использовано более двух кабелей. Сигналы кодируются в соответствии с предстоящей операцией. В камере управления логическая схема считывает сигнал и осуществляет нужную операцию через соленоидный и пилотный клапаны.
При использовании мультиплексной системы благодаря подводной электронике удается решить дорогостоящие проблемы, связанные с применением линий большого диаметра к камерам управления. Эта система делает менее существенными проблемы, возникающие в связи со спуском и подъемом больших пучков шлангов, и в то же время повышает насыщенность системы управления электроникой.
Камеры управления
Пилотные и регулирующие клапаны сконцентрированы в камерах управления (рис. 7.8). В целях резервирования используются две камеры управления. На большинстве морских буровых установок каждая камера управления может быть извлечена на поверхность независимо от сборки ОП или райзера. Они имеют направляющее и ориентирующее устройства и гидравлический запорный механизм, управляемый с поверхности.
Отсекающие клапаны
Одним из самых простых, но очень важным элементом подводной системы управления является отсекающий клапан (рис. 7.9). Он направляет поток от действующей камеры управления и отсекает резервную. Таким образом, линии от двух камер управления вплоть до отсекающих клапанов выполнены с резервированием, но далее от каждого отсекающего клапана и до контролируемого механизма резервирование не предусмотрено. Поэтому отсекающий клапан должен быть расположен как можно ближе к этому механизму.
Трубная обвязка на сборке ОП
Линии к соответствующим полостям гидравлических цилиндров на сборке ОП должны быть как можно короче и иметь по воз= можности больший внутренний диаметр. Следует использовать минимальное число угольников и крестовин. Для ускорения срабатывания требуется качественная гидравлическая схема.
Рис. 7.8. Камера управления сборкой ОПРис. 7.8. Камера управления сборкой ОП
Рис. 7.8. Камера управления сборкой ОП
Рис. 7.8. Камера управления сборкой ОП
Рис. 7.9. Отсекающий клапан:
1 — рабочая жидкость от действующей камеры управления; 2 — уплотнение; 3 — рабочая жидкость под давлением к исполнительному механизму; 4 — соединение с резервной камерой управления
Резервирование операций
В работах на море резервирование определяется как использование двух почти идентичных компонентов, связанных между собой и предназначенных для выполнения определенной операции даже в том случае, если один компонент выйдет из строя. В действительности наличия двух идентичных компонентов еще недостаточно; важно то, как они связаны друг с другом.
Для иллюстрации рассмотрим два двухходовых клапана. При последовательной установке один из двух клапанов отсечет поток, даже если другой клапан выйдет из строя и не сработает на закрытие. Но если какой-то из этих клапанов откажет в закрытом положении, то течение не удастся возобновить до тех пор, пока не будут открыты оба клапана. Когда эти же клапаны устанавливаются параллельно, любой клапан откроет линию, даже если один из клапанов останется закрытым. Тем не менее если один клапан откажет в открытом положении, то линия останется открытой, пока не будут закрыты оба клапана. Принципы последовательного и параллельного резервирования — основа для надежного гидравлического управления. Сочетание этих простых принципов применительно к усложненным комплектам клапанов используется для обеспечения высокой степени резервирования и безопасной работы системы управления подводной сборкой ОП. 188
Камера управления I КлапаныКамера управления I КлапаныКамера управления II КлапаныКамера управления II КлапаныРис. 7.10. Пример резервирования управления подводной сборкой ОП:J — давление окружающей среды; 2 — давление управленияРис. 7.10. Пример резервирования управления подводной сборкой ОП:J — давление окружающей среды; 2 — давление управления
Камера управления I Клапаны
Камера управления I Клапаны
Камера управления II Клапаны
Камера управления II Клапаны
Рис. 7.10. Пример резервирования управления подводной сборкой ОП:
J — давление окружающей среды; 2 — давление управления
Рис. 7.10. Пример резервирования управления подводной сборкой ОП:
J — давление окружающей среды; 2 — давление управления
Система параллельного расположения оборудования представлена двумя отдельными камерами управления на подводной сборке ОП. С поверхности к каждой камере управления идет отдельная линия. Рабочая жидкость поддерживается под давлением только в действующей камере управления. Клапан между двумя параллельными системами не резервируется, поэтому его располагают на поверхности для удобства замены. Чтобы продемонстрировать резервирование управления сборкой ОП, следует проанализировать работу отдельного исполнительного органа. Этот анализ может показаться слишком затянутым, но важно составить четкое представление об этой простейшей операции, чтобы понять работу всей системы в целом и выявить проблемы, которые могут возникнуть.
Анализируемая система представлена на рис. 7.10. Показаны две камеры управления (/ и //). Движение поршня влево соответствует функции закрытия, а вправо — открытия. Клапаны В и Аг через отсекающий клапан подсоединены к стороне закрытия, а клапаны А и Bi — к стороне открытия.
Рис. 7.11. Управление закрытием плашечных превенторов с пульта бурильщика:
/ — пулы управления бурильщика: 2 — мини-пульт управления; 3 — переменный ток напряжением 120 В; 4 — аккумуляторные емкости; 5 — воздушный компрессор; di — емкость с рабочей жидкостью; 7 — насос, развивающий давление 21 МПа; 8 — резервная камера управления; 9 — давление жидкости из аккумуляторной емкости (21 МПа); 10 — давление воздуха в пневмосистеме буровой установки (0,9 МПа); 11 — Сброс или отсутствие давления; 12 — отрегулированное давление жидкости; 13 — плашки закрыты
Рис. 7.12. Управление открытием плашечных превенторов с пульта бурильщика: 1—12 — см. рис. 7.11; 13 — плашки открытыРис. 7.12. Управление открытием плашечных превенторов с пульта бурильщика: 1—12 — см. рис. 7.11; 13 — плашки открыты
Рис. 7.12. Управление открытием плашечных превенторов с пульта бурильщика: 1—12 — см. рис. 7.11; 13 — плашки открыты
Рис. 7.12. Управление открытием плашечных превенторов с пульта бурильщика: 1—12 — см. рис. 7.11; 13 — плашки открыты
Перераспределение рабочей жидкости между камерами управления в резервированной системе
Действующая камера управления
Режим работы
Работающий клапан
Стравливающий клапан
Перемещение отсекающего клапана*
Открытие
Закрытие
I
Закрытие
В
А ИЛИ Вг
Нет
Нет
I
Открытие
А
В
»
»
II
Закрытие
Ж
А
»
Есть
II
Открытие
Bi
Л1
Есть
Нет
II
Закрытие
Ж
Bi
Нет
»
I
Открытие
А
Ат
Есть
»
* Отсекающие клапаны перемещаются только при подводе рабочей жидкости, а не при ее выпуске.
Когда действует камера управления /, при открытии клапана В рабочая жидкость под давлением направляется через отсекающий клапан и выполняет закрытие. Жидкость со стороны открытия движется через отсекающий клапан и в зависимости от положения отсекающего клапана удаляется через клапан Л или Вь В табл. 7.6 отражена работа отсекающих клапанов в определенной последовательности.
На поверхности резервирование осуществляется между пультами управления. Сжатый воздух через клапаны с ручным управлением или соленоидные клапаны приводит в действие поршень, подобно тому как гидравлическая жидкость приводит в действие исполнительный механизм. Однако этот поршень пневматического управления приводит в действие четырехходовой клапан на гидравлической установке, с помощью которого рабочая жидкость подается под давлением в пилотную линию и срабатывает соответствующий пилотный клапан в подводной камере управления. Операции по закрытию и открытию плашечного превентора показаны на рис. 7.11 и 7.12. Блокировка — это третье положение, используемое в основном на наземных сборках ОП прямого управления для создания гидравлической блокировки в линии. Положение блокировки не следует использовать на подводных сборках ОП, поскольку плашки превенторов могут смещаться.
Рабочие давления
Рабочее давление гидравлической установки 21 МПа. Подводные аккумуляторные емкости работают при том же давлении, превышающем давление столба морской воды. Это самое высокое давление для стандартного оборудования, применяемого на шельфе. Чем выше перепад давления, тем больше расход жидкости и меньше время реакции. Однако элементы сборки, выполняющие 192
различные функции, рассчитаны на работу при меньшем давлении.
Принятое в промышленности рабочее давление при выполнении большинства операций на сборке ОП должно быть на 10,5 МПа выше давления столба морской воды над сборкой. Для современного оборудования к выполняемым операциям относят следующие:
управление срезными плашками (в первых конструкциях для приведения в действие плашек требовалось давление 21 МПа);
управление трубными плашками;
приведение в действие задвижек на линиях глушения и дросселирования (прежде требовалось меньшее давление);
управление гидравлическими соединительными муфтами. Это давление обеспечивается гидравлическим регулирующим клапаном.
Во время самопроизвольного спуска труб через герметизированное универсальным превентором устье скважины для предотвращения разрушения резиновых уплотнительных элементов необходимо, чтобы рабочее давление в системе гидравлического управления не превышало 10,5 МПа. Это давление зависит от конструкции превентора и его размера, давления в скважине и диаметра спускаемых труб. Поэтому в каждую камеру управления должен быть включен специальный регулирующий клапан для универсального превентора или превенторов. Эти регулирующие клапаны должны иметь хорошие расходные характеристики, так как для закрытия универсальных превенторов требуются большие объемы рабочей жидкости. Нельзя ожидать, чтобы эти регулирующие клапаны были очень чувствительными и позволяли управлять небольшими потоками, возникающими во время прохождения бурильного замка через уплотнитель универсального превентора. Для этой цели используются аккумуляторные емкости (гасители пульсаций).
Требования к вместимости аккумуляторной системы для подводных сборок ОП
Для надежной работы сборки превенторов необходима аккумуляторная система достаточной вместимости. Но это не единственное важное соображение. АНИ рекомендует [1], чтобы полезный объем аккумуляторной системы (при неработающих насосах) был на 50 % больше объема рабочей жидкости, необходимого для открытия и закрытия всех плашечных и одного универсального превенторов. АНИ пользуется таким же определением полезного объема, как и для наземных сборок ОП. Однако в промышленности сложилось определение полезного объема для подводных сборок как объема жидкости, получаемой от аккумуляторной системы во время работы при снижении давления от 21 МПа до давления предварительной зарядки (7 МПа). Поскольку на подводной сборке используются фиксаторы плашек, дополнительные 1,4 МПа
1931937 Заказ № 1834
193
193
Потребный объем жидкости в аккумуляторных емкостях с 50 %-ным запасом для открытия и закрытия элементов 520-мм подводной сборки превенторов с рабочим давлением 70 МПа
Выполняемая операция
Компания- изготовитель
Число единиц оборудования
Объем для одной операции, л
Суммарный объем.
Закрытие плашечного пре-
«Камерон»
4
94
37
вентора
Открытие плашечного пре-
»
4
87
348
вентора
Закрытие универсального
«Хайдрил»*
1
140
140
превентора
Открытие универсального
»
1
193
193
превентора
Открытие задвижек на ли-
«Мак-Эвой»
6
5
30
ниях глушения и дроссели-
рования
Закрытие задвижек на ли-
—
з**
3
9
ниях глушения и дросселирования
Всего
1096
Коэффициент запаса 1,5.
Требуемый полезный объем жидкости равен 1,096X1,5 = 1,644 м3.
Давление предварительной зарядки 7 МПа.
Рабочее давление 21 МПа.
Объемный фактор 0,663.
Фактический требуемый объем жидкости 1,644 : 0,663 = 2,48 м3.
Потребуется 60 42-л аккумуляторных емкостей.
* Превентор модели GL компании «Хайдрил» на рабочее давление 35 МПа с допол» нительным отверстием, соединенным с линией открытия. Предполагается, что будет закрываться только один универсальный превентор.
** Дополнительное устройство защиты от ошибочного закрытия используется на трех задвижках на линиях глушения и дросселирования.
сверх давления предварительной зарядки во многих случаях не считаются необходимыми. Это приводит к уменьшению полезного объема, который рассчитывается по формуле
и„ = УфГ1—
X рр /
Такое определение принято лишь в некоторых странах. Поэтому для выяснения требований к объему аккумуляторной системы в какой-либо стране необходимо тщательно изучить действующие там правительственные предписания. В табл. 7.7 дается пример определения необходимого объема рабочей жидкости в аккумуляторной системе при 50 %-ном коэффициенте запаса.
Рис. 7.13. Изменения объемного фактора и давления предварительной зарядки аккумуляторных емкостей в зависимости от глубины моряРис. 7.13. Изменения объемного фактора и давления предварительной зарядки аккумуляторных емкостей в зависимости от глубины моряемкостей давление предваритель-емкостей давление предваритель-Ип = Уф(1Ип = Уф(17,1 4-0,01/7 X21,1 4-0,01/7 /7,1 4-0,01/7 X21,1 4-0,01/7 /
Рис. 7.13. Изменения объемного фактора и давления предварительной зарядки аккумуляторных емкостей в зависимости от глубины моря
Рис. 7.13. Изменения объемного фактора и давления предварительной зарядки аккумуляторных емкостей в зависимости от глубины моря
емкостей давление предваритель-
емкостей давление предваритель-
Ип = Уф(1
Ип = Уф(1
7,1 4-0,01/7 X
21,1 4-0,01/7 /
7,1 4-0,01/7 X
21,1 4-0,01/7 /
На подводной сборке ОП монтируется несколько аккумуляторных емкостей. Одни из них предназначены для аварийных работ в случае выхода из строя линий управления, идущих с поверхности. Другие могут использоваться для уменьшения времени реакции сокращением длины линий от источника питания до исполнительного органа.
Давление предварительной зарядки азотом должно быть на 7 МПа выше давления окружающей среды, поэтому для подводных аккумуляторных ной зарядки (в МПа)
р3==7 + 0,1 + 0,0Ш,
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:
где
К = 1К = 17,1 4-0,01/7
К = 1
К = 1
21,1 4-0,01/7
К—объемный фактор.
Изменение объемного фактора в зависимости от глубины моря показано на рис. 7.13. Из этого графика следует, что полезный объем аккумуляторной системы снижается с увеличением глубины моря, когда рабочее давление на поверхности составляет 21 МПа.
Типоразмеры насосов для подводных сборок
Выбор насосов для подводных сборок различные компании производят по-разному. АНИ рекомендует иметь насосы с электрическим и пневматическим приводами, что гарантирует зарядку аккумуляторных емкостей от давления предварительной зарядки азотом до рабочего за 15 мин. Существует мнение, что необходимы насосы с электрическим приводом мощностью 45—67 кВт и что для резервирования следует применять два насоса. На 7* 195
современных буровых установках используют два насоса с электрическим приводом мощностью 22—37 кВт и два-три насоса с пневматическим приводом.
При использовании двух насосов мощностью 30 кВт с электроприводом и трех насосов с пневмоприводом, характеризующихся высокой подачей, насосная система способна за 5 мин подать 2,4 мэ рабочей жидкости, что, по существу, составляет двойную вместимость многих аккумуляторных систем. Например, для аккумуляторной системы (см. табл. 7.7) с предварительно заряженными аккумуляторными емкостями такой подачи насосов достаточно для трехкратного открытия и закрытия всех элементов ОП. Если используется такой большой объем жидкости, то произойдет сильная утечка., что необходимо учитывать. Иначе не исключены серьезные проблемы.
Емкость с рабочей жидкостью для подводных сборок ОП
Вместимость емкости должна быть в 2 раза больше полезного объема аккумуляторной системы. В комплект гидравлической установки включена автоматическая система перемешивания точно измеренного объема концентрированной гидравлической жидкости с водой. Эта система перемешивания должна быть рассчитана на подачу насоса. Она должна иметь аварийную сигнализацию для оповещения персонала об опорожнении резервуара концентрированной жидкости.
Факторы, влияющие на время реакции
Время реакции уменьшается путем увеличения давления в системе управления и совершенствования технологии. Основное влияние на время реакции оказывают шланги пилотных клапанов, в которых течения жидкости обычно нет. Жидкость нагнетается в линию, и когда давление в ней оказывается достаточно высоким, срабатывает пилотный клапан. Для закрытия клапана открывается канал сброса жидкости в море.
Время реакции повышается в результате увеличения диаметра шлангов под воздействием давления. Обычно 8-мм шланги удается изготовить более жесткими (посредством армирования), чем 6-мм шланги. Увеличение диаметра шлангов пилотной линии лучше всего определять экспериментально. Обычно компании — изготовители системы управления имеют данные об увеличении диаметра этих шлангов и о минимальном давлении, требуемом для срабатывания пилотных клапанов.
Пилотные линии необходимо периодически продувать для удаления различных осадков, смазки, тефлоновой ленты, металлических опилок и т. д. При смешении с высокоминерализованной водой некоторые гидравлические жидкости дают осадок, который естественно скапливается в конце линии. Новая система управления должна быть проверена первые 2—3 раза на поверхности. 196
Для удаления нежелательных материалов в гидравлической системе должны использоваться фильтры. Фильтры нужны, но они не исключают необходимости очистки пилотных линий. Замена фильтров должна производиться в соответствии с рекомендациями компании — изготовителя гидравлической системы управления.
СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ
«Blowout Prevention Equipment Systems», API RP 53, first edition, Dallas, Texas: API Production Department, February 1976.
«Gulf of Mexico Outer Continental Shelf Orders», USGS, January 1980.
Глава 8
ОСНОВНОЕ ОБОРУДОВАНИЕ,'
Функции противовыбросового оборудования - рассматриваются в других главах, здесь же более детально описывается* основное оборудование.
УНИВЕРСАЛЬНЫЕ ПРЕВЕНТОРЫ: '
Универсальный превентор содержит специально е разработанный упругий элемент, армированный стальными сегментами, который может обеспечить уплотнение любого цилиндрического или почти цилиндрического объекта, проходящего через превентор (рис. 8.1). Он также герметизирует открытый ствол скважины, и через него могут проходить бурильные замки (без значительного повреждения уплотнительного элемента). Универсальный превентор действует с помощью кольцевого поршня, который выдавливает уплотнение в проходной канал. Для замены уплотнительного элемента снимают крышку, извлекают использованный элемент, устанавливают новый элемент и ставят крышку на место. • .
Площадь поршня больше, чем у других превенторов, поэтому универсальный превентор должен работать при гораздо меньших давлениях. В результате уменьшается тенденция к выдавливанию уплотнения в зазоры и тем самым повышается долговечность элемента.
Для увеличения срока службы уплотнительного элемента много внимания надо 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 их вращении регулирующий клапан должен быть отрегулирован так, чтобы допустить небольшую протечку вокруг трубы при минимальном давлении со стороны закрытия 0,35 МПа. При прохождении каждого бурильного замка возможны небольшие рывки. Небольшая протечка облегчает прохождение увеличенных по диа-
Рис. 8.1. Принцип действия универсального превентора:
Д — уплотнитель частично закрыт; В — подъем труб из скважины через закрытый превентор; С — спуск труб в скважину через закрытый превентор; D — скважина полностью* перекрыта
метру деталей с наименьшим сопротивлением и рассеивает тепло, возникающее при трении.
Скважинный флюид не должен быть единственной смазкой во время принудительного спуска труб через универсальный превентор. Буровой раствор или бентонитовый гель и вода являются отличным смазочным материалом, не взаимодействующим с резиной. Во время принудительного спуска труб уплотнительный элемент необходимо непрерывно смазывать.
Давление в стволе скважины способствует удержанию универсального превентора компании «Хайдрил» типа GK в закрытом положении, что может помешать утечке даже при низких давлениях закрытия. Для универсальных превенторов компании «Хайдрил» типа GL, а также компаний «Шаффер» и «Камерон» зависимость обратная, т. е. увеличение давления в скважине требует более высокого давления закрытия для обеспечения уплотнения. Может отличаться и начальное давление закрытия для разных 198
диаметров труб. Например, обсадная колонна при закрытии может быть смята, если используется то же давление закрытия, что и для бурильных труб.
При повторных закрытиях долговечность уплотнительного элемента снижается. Поэтому испытания универсальных превенторов должна проводиться реже, чем испытания плашечных превенторов. Герметизация открытой скважины также обычно снижает срок службы уплотнительного элемента. Для повышения ресурса уплотнительного элемента во время испытаний универсального превентора закрытие должно производиться при меньшем рабочем давлении, чем обычно, и только в том случае, если в скважине находятся трубы.
При проявлении во время спуска обсадной колонны по возможности следует использовать плашечные превенторы (если они имеются). В отсутствие плашек нужного размера необходимо использовать универсальный превентор. Обсадные трубы некоторых диаметров могут деформироваться и даже разрушаться универсальными превенторами, закрываемыми при давлениях, рекомендуемых для герметизации бурильных труб. Для предотвращения повреждения обсадных труб давление закрытия должно изменяться в зависимости от их диаметра, размера превентора, его типа и рекомендаций компании-изготовителя. Эти рекомендации включены в руководства по эксплуатации и уходу для каждого превентора [1, 3, 4] и должны храниться на буровой.
Применение в подводной сборке
Универсальные превенторы, используемые под водой, должны быть снабжены аккумуляторными емкостями (фактической вместимостью 38 л), подсоединенными к полостям закрытия и открытия. Когда бурильный замок проходит через уплотнительный элемент, усилие на уплотнитель прикладывается снаружи и поршень перемещается вниз. Как уплотнительный элемент, так и рабочая жидкость практически несжимаемы, поэтому гидравлическая жидкость выдавливается из полости закрытия и засасывается в полость открытия. Это движение реверсируется, как только бурильный замок выйдет из превентора. 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 сборках давление закрытия нельзя регулировать визуально, чтобы обеспечить небольшую утечку, как это делается в случае наземной сборки. Компании-изготовители могут предоставить таблицы и (или) графики минимальных давлений закрытия при самопроизвольном спуске труб под давлением через свои превенторы на подводных сборках. Это необходимо для работ
с плавучих буровых установок. Кроме того, Шлейтер и Стентон [2] представили метод расчета усилий при открытии и закрытии универсальных превенторов.
Превенторы компании «Хайдрил»
Компания «Хайдрил» располагает сравнительно большим выбором универсальных превенторов (табл. 8.1). Среди них превенторы типа MSP с большими проходными отверстиями, рассчитанные на низкие давления; 180-мм превенторы типа GK с номинальным рабочим давлением до 140 МПа и превенторы типа GL с номинальным рабочим давлением 35 МПа и условным проходом от 350 до 540 мм. Их можно заказать с крышками на резьбе или защелках в зависимости от размера и модели.
Превентор типа MSP работает аналогично рассматриваемому ниже превентору типа GK.
В превенторе компании «Хайдрил» типа GK (рис. 8.2) уплотнительный элемент представляет собой комплект металлических сегментов, импрегнированных в цельное эластичное кольцо. Превентор закрывается при подаче рабочей жидкости в отверстие Л. Под действием рабочей жидкости поршень D с конусной расточкой перемещается вверх и начинает сжимать уплотнительный элемент С, пока он плотно не обхватит герметизируемую трубу. Открывается превентор при подаче рабочей жидкости в отверстие В.
Имеются три типа уплотнителей: из натурального и синтетического нитрильного или неопренового каучука.
Натуральный каучук должен использоваться только тогда, когда при бурении применяется буровой раствор на водной основе без добавок нефти. В этих условиях натуральный каучук
Таблица 8.1
Типы универсальных превенторов компании «Хайдрил» различных размеров, применяемых в зависимости от рабочего давления
Диаметр проходного отверстия, мм
Рабочее давление, МПа
3,5
7
14
21
35
70
105
140
65
GKS
GKS '
GKS
103
—
—
—
—
GS
GS
—
162
—
—
—
RS
—
—
—
179
—
—
MSP
GK/GKM
GK
GK
GK
GK
229
—
—
MSP
GK
GK
GK
—
—
279
—
MSP
GK
GK
GK
—
346
—
—
GK
GL/GK
GK
—
- 1 —
425
—
.—
GK
GK
GL/GK
1 ■ ■ ■
—
•—-
476
—
—
—
—
GL
—
.—
.—■
540
—
—
MSP
—
GL
*
-—
—.
749
MSP
—
—
—
—
—
■—
—
762
—
MSP
—
—
—
—
—
—
Рис. 8.2. Универсальный превентор компании «Хайдрил» типа GK:Рис. 8.2. Универсальный превентор компании «Хайдрил» типа GK:Рис. 8.3. Универсальный провентор компании «Хайдрил» типа GL:Рис. 8.3. Универсальный провентор компании «Хайдрил» типа GL:Л — подача давления для закрытия превентора; В — подача давления для открытия превентора; С — упругий уплотнитель; D — поршеньЛ — подача давления для закрытия превентора; В — подача давления для открытия превентора; С — упругий уплотнитель; D — поршень1 — упругий уплотнительный элемент; 2 — крышка на защелках; 3 — крышка полости открытия; 4 — полость открытия; 5 — поршень; 6 — полость закрытия; 7 — дополнительная полость1 — упругий уплотнительный элемент; 2 — крышка на защелках; 3 — крышка полости открытия; 4 — полость открытия; 5 — поршень; 6 — полость закрытия; 7 — дополнительная полость
Рис. 8.2. Универсальный превентор компании «Хайдрил» типа GK:
Рис. 8.2. Универсальный превентор компании «Хайдрил» типа GK:
Рис. 8.3. Универсальный провентор компании «Хайдрил» типа GL:
Рис. 8.3. Универсальный провентор компании «Хайдрил» типа GL:
Л — подача давления для закрытия превентора; В — подача давления для открытия превентора; С — упругий уплотнитель; D — поршень
Л — подача давления для закрытия превентора; В — подача давления для открытия превентора; С — упругий уплотнитель; D — поршень
1 — упругий уплотнительный элемент; 2 — крышка на защелках; 3 — крышка полости открытия; 4 — полость открытия; 5 — поршень; 6 — полость закрытия; 7 — дополнительная полость
1 — упругий уплотнительный элемент; 2 — крышка на защелках; 3 — крышка полости открытия; 4 — полость открытия; 5 — поршень; 6 — полость закрытия; 7 — дополнительная полость
характеризуется наибольшей долговечностью, но всегда остается открытым вопрос о поведении такого уплотнителя, если скважину приходится закрывать при нефтепроявлении. Синтетические уплотнители находят применение при использовании буровых растворов, содержащих нефть. Применение синтетического нитриль- ного каучука ограничивается температурами выше —7 °C, а неопренового каучука— выше —34 °C.
Изношенные уплотнители могут быть извлечены (а новые вставлены) при наличии бурильных труб в скважине путем создания вертикального сквозного разреза по канавке между металлическими сегментами. Разрезы раскрывают, чтобы старый уплотнитель снять, а новый надеть на трубу. Этот разрез на уплотнительную способность не влияет.
Когда давление в скважине достаточно высоко, превентор не будет пропускать скважинные флюиды, даже если давление закрытия в системе управления сбросить до нуля. Например, превентор типа GK с условным проходом 350 мм на 114-мм бурильных трубах будет давать утечку при нулевом давлении в полости закрытия, если давление в скважине не превышает 12 МПа. При более высоком давлении утечки не будет.
Высокие давления при закрытии, особенно в сочетании с высоким давлением в скважине и движением труб, могут привести к повреждению уплотнителя превентора типа GK- Это особенно касается больших моделей вследствие высокого усилия закрытия из-за повышенной площади поршня. Бывали случаи, когда пре-
венторы типа GK с условным проходом 180 мм закрывали при давлении 21 МПа без значительных повреждений уплотнения. Однако такие высокие давления могут разрушить уплотнитель и не требуются для обеспечения герметизации труб. При давлении закрытия 21 МПа в превенторах типа GK с условным проходом 350 мм и более часто происходит выдавливание уплотнителя. Если имеется сомнение относительно возможности уплотнения бурильных труб универсальным превентором, то следует использовать плашечный превентор. Обычно буровые подрядчики при закрытии превентора компании «Хайдрил» типа GK на трубах поддерживают отрегулированное давление 5—6 МПа. Если этот превентор закрывают на канате или в открытой скважине, то давление закрытия повышают примерно до 7,5 МПа.
Компания «Хайдрил» представляет данные о рекомендуемых давлениях на уплотнитель в подводных превенторах, когда давление столба бурового раствора в райзере изменяет требования к давлению закрытия. Компания рекомендует также использовать компенсаторы как со стороны открытия, так и со стороны закрытия превентора типа GK. Рекомендации по давлению предварительной зарядки этих компенсаторов в изменяющихся условиях можно получить от компании «Хайдрил». Обычно в подводных операциях превентор типа GK заменяется на превентор типа GL.
Превентор типа GL показан на рис. 8.3. В основном он похож на превентор типа GK, но имеет ряд отличий: углы клинового поршня и армирующих сегментов в уплотнителе изменены; площади поршня со стороны открытия и закрытия равны, добавлена дополнительная полость. В превенторах типа GL применяются те же уплотнительные материалы, что и в превенторах типа GK. Уплотнители этих превенторов похожи, но невзаимозаменяемы. На наземных сборках дополнительная полость должна быть соединена с атмосферой.
В отличие от превентора типа GK, с повышением давления в скважине давление уплотнения увеличивается минимально. Превентор типа GL должен закрываться при давлении в гидравлической системе управления 10,5 МПа, за исключением случаев, когда уплотняется обсадная труба. Для самопроизвольного спуска труб под давлением в полости закрытия поддерживается такое давление, чтобы во время перемещения трубы существовала небольшая протечка.
В подводные превенторы введена дополнительная полость, и площадь ее примерно равна той, на которую действует столб бурового раствора в райзере. Гидростатическое давление в райзере способствует удержанию превентора открытым, а дополнительная полость может быть использована для компенсации развивающегося при этом усилия. Имеются три варианта схемы обвязки дополнительной полости (рис. 8.4). Первый вариант заключается в подсоединении дополнительной полости к полости открытия. Когда прилагается давление закрытия, перепад давления, необ- 202
Рис. 8.4. Обвязка дополнительной полости универсального превентора компании «Хайдрил» типа GL:
Л — соединение с полостью открытия; В — соединение с полостью закрытия; С — соединение с райзером
ходимый для закрытия превентора типа GL, равен разнице гидростатического давления столба бурового раствора в райзере и гидростатического давления столба морской воды.
По второму варианту дополнительная полость соединяется с полостью закрытия. При этом повышается усилие закрытия и данная схема нежелательна для большинства операций по спуску и подъему труб под давлением. Компания «Хайдрил» рекомендует этот вариант схемы для глубин свыше 900 м.
В соответствии с третьим вариантом дополнительная полость через аккумуляторную емкость соединяется с райзером. После этого дополнительная полость становится уравнительной емкостью для компенсации давления столба бурового раствора, которое удерживает превентор открытым. В этом варианте давление закрытия не зависит от глубины моря. Недостатки данной схемы таковы:
любое отверстие в морском стояке вызывает беспокойство относительно целостности стояка;
твердая фаза бурового раствора нередко вызывает закупорку системы.
Из трех рассмотренных на практике предпочитают первый вариант, так как дополнительное давление, требуемое для закрытия превентора типа GL, определяется лишь разницей гидростатических давлений столбов бурового раствора и морской воды.
Компания «Хайдрил» рекомендует применять уравнительные камеры со стороны закрытия превенторов типа GL на подводных сборках. Рекомендуемое давление предварительной зарядки аккумуляторной емкости составляет 80 % минимального давления закрытия, требуемого для обеспечения уплотнения при нулевом давлении в скважине.
Превенторы компании «НЛ Шаффер»
Сферический универсальный превентор компании «НЛ Шаффер» показан на рис. 8.5. Сферические превенторы выпускаются следующих типоразмеров.
Проходное отвер-стие превентора, мм
Рабочее давление,МПа
Проходное отвер- Рабочее давление, стие превентора, ммМПа
103 70
179 21;35; 70
229 21;35
279 21;35; 70
346 21;35; 70
425 35
476 35
540 14;35
Рис. 8.5. Сферический универсальный превентор компании «НЛ Шаффер»:1 — стальные вставки и опорные элементы; 2 — эластичный уплотнитель; 3 —• отверстие открытия; 4 — кольцевой поршень; 5 — отверстие закрытияРис. 8.5. Сферический универсальный превентор компании «НЛ Шаффер»:1 — стальные вставки и опорные элементы; 2 — эластичный уплотнитель; 3 —• отверстие открытия; 4 — кольцевой поршень; 5 — отверстие закрытия
Рис. 8.5. Сферический универсальный превентор компании «НЛ Шаффер»:
1 — стальные вставки и опорные элементы; 2 — эластичный уплотнитель; 3 —• отверстие открытия; 4 — кольцевой поршень; 5 — отверстие закрытия
Рис. 8.5. Сферический универсальный превентор компании «НЛ Шаффер»:
1 — стальные вставки и опорные элементы; 2 — эластичный уплотнитель; 3 —• отверстие открытия; 4 — кольцевой поршень; 5 — отверстие закрытия
В зависимости от диаметра проходного отверстия в превенторе крышки бывают с креплением на болтах и защелкиваемые.
Для закрытия превентора давление подается к отверстию закрытия, благодаря чему кольцевой поршень перемещается вверх. Стальные вставки в уплотнителе, направляемые полусферической крышкой, заставляют резиновое уплотнение выжиматься к трубе или перекрывать открытый ствол скважины. Выпускаются уплотнители из натурального и синтетического нитрилового каучука.
Сферический превентор должен закрываться при давлении 10,5 МПа, если только при этом не герметизируется обсадная колонна. Во время самопроизвольного спуска труб через герметизированное устье давление закрытия поддерживается на таком уровне, чтобы происходила небольшая утечка для сохранения уплотнителя превентора. Если применяется низкое давление закрытия, то увеличение давления в скважине требует соответствующего увеличения давления закрытия для всех типоразмеров сфе-
рических превенторов. Для определения необходимого давления в закрывающей полости при операциях с трубами через герметизированное устье с учетом давления в скважине и диаметра труб следует обратиться к инструкции для конкретного превентора.
На подводных сборках компания «Шаффер» рекомендует использовать уравнительную емкость со стороны закрытия сферического превентора. Рекомендуемое давление предварительной зарядки связанной с ней аккумуляторной емкости равно 3,5 МПа плюс 1,1 МПа на каждые 100 м глубины воды.
Рис. 8.6. Универсальный превентор компании «Камерон» типа D:
У — уплотнитель; 2 — упругий тороид; 3 — отверстие закрытия; 4 — отверстие открытия;
5 — поршень Т-образной формы; 6 — уплотнитель, герметизирующий рабочую трубу
Превенторы компании «Камерон айрон уоркс»
В универсальных превенторах компании «Камерон» типа D используются армированные уплотнители, но в отличие от уже описанных превенторов стальные сегменты имеют форму кулачков, которые поворачиваются вовнутрь в процессе закрытия превентора (рис. 8.6). При работе для закрытия жидкость управления под давлением подается под поршень, имеющий вид перевернутой буквы «Т», и перемещает его вверх. Поднимающийся диск воздействует на массивный тороидальный резиновый элемент, который перемещает уплотнитель в положение «закрыто». При открытии процесс протекает в обратном порядке. Жидкость управления под давлением подается в пространство над поршнем и перемещает его вниз, позволяя резиновому тороиду и уплотнительному элементу принимать первоначальные формы.
Когда необходимо провести СПО через герметизированное устье, давление закрытия следует уменьшать до тех пор, пока не появится слабая протечка в превенторе во время движения трубы. В отличие от ранее описанных универсальных превенторов компания «Камерон» рекомендует [3] снижать давление закрытия, чтобы обеспечить правильную смазку уплотнительного элемента во время спуска труб через герметизированное устье.
В 1983 г. превентор компании «Камерон» типа D начали использовать на суше и на море, причем ограниченно и в подводных сборках. Имелись модели, рассчитанные на рабочие давления 35 и 70 МПа, с диаметром проходного отверстия 179; 279; 346 и 476 мм.
Превентор компании «Риган»
Универсальный превентор компании «Риган»-—это превентор низкого давления (рис. 8.7), используемый в основном как диверторное устройство. Под действием давления жидкости происходит деформация эластичной втулки, которая обжимает вставку вокруг
Рис. 8.7. Универсальный превентор компании «Риган» типа KFL:1 — защелка; 2 — вставка; 3 — втулка;4 — упругий элемент; 5 — отверстие для нагнетания жидкостиРис. 8.7. Универсальный превентор компании «Риган» типа KFL:1 — защелка; 2 — вставка; 3 — втулка;4 — упругий элемент; 5 — отверстие для нагнетания жидкости
Рис. 8.7. Универсальный превентор компании «Риган» типа KFL:
1 — защелка; 2 — вставка; 3 — втулка;
4 — упругий элемент; 5 — отверстие для нагнетания жидкости
Рис. 8.7. Универсальный превентор компании «Риган» типа KFL:
1 — защелка; 2 — вставка; 3 — втулка;
4 — упругий элемент; 5 — отверстие для нагнетания жидкости
трубы. Для герметизации трубы требуется давление, на 4,2 МПа превышающее давление в скважине. Вставка запирается за счет давления жидкости, и ее можно извлечь без разборки корпуса. Применяются разные вставки в зависимости от диаметра спускаемых труб.
ПЛАШЕЧНЫЕ ПРЕВЕНТОРЫ
Плашечные превенторы используют на всех скважинах, кроме скважин с очень низким давлением. На сборках низкого давления один превентор глухими плашками, а другой — плашками под соответствующие трубы. На скважинах высокого давления обычно используют три плашечных превентора, из которых два с трубными плашками. При использовании комбинированных колонн может быть добавлен еще один превентор с соответствующими плашками либо в одном из двух превенторов плашки заменяют на подходящие для труб меньшего диаметра. У плашечных превенторов одной и той же конструкции и одинакового диапазона давления плашки взаимозаменяемы. При спуске обсадной колонны плашки под бурильные трубы заменяют на плашки под обсадные трубы.
Универсальные плашки появились в 1979 г. Они повысили гибкость плашечных превенторов благодаря возможности уплотнения труб различного диаметра. В результате может быть исключена необходимость замены плашек при спуске комбинированной колонны или во время опробования с помощью НКТ. В универсальных плашках используются стальные сегменты, которые смещаются внутрь для создания уплотнения вокруг трубы, меньшей по диаметру, чем корпус плашки. Эти сегменты не могут служить опорой для поддержки бурильной колонны или для удержания колонны от выталкивания из скважины. Таким образом, прежде чем решать вопрос об использовании таких плашек, необходимо все тщательно продумать.
Штоки современных плашечных превенторов на случай протечек герметизируются дополнительными пластмассовыми уплотнениями в крышках. Уплотнение герметизируется вворачиванием винта, который продавливает пластмассу в канавку вокруг штока плашки, позади основного уплотнения в корпусе. Они предназначены только для аварийных ситуаций и для работы в статических, а не динамических условиях, так как при движении поршня 206
разрушаются и становятся ненадежными. Они вызывают также чрезмерный износ вала. Превенторы не могут быть правильно испытаны, если установлены дополнительные уплотнения. После использования дополнительные уплотнения должны быть извлечены как можно быстрее.
Современные модели имеют внутренние каналы для жидкости управления: превенторы изготовляются из металла, коррозионноустойчивого к сероводороду, или имеют стойкие покрытия. Следует рассмотреть некоторые устаревшие модели, так как значительное число их все еще находится в эксплуатации.
Подводное использование
Четыре технических условия, которые для наземных сборок не обязательны к выполнению, для подводных сборок считаются чрезвычайно важными. Современные модели большинства изготовителей отвечают этим условиям, а прежние (до 1973 г.) модели лишь отчасти соответствуют им.
Трубные плашки должны допускать возможность подвешивания на замковое соединение бурильной колонны весом до 1800 кН и при этом выдерживать рабочее давление. Во время вымыва внедрившихся пластовых флюидов для срезания труб и для опробования пласта пластоиспытателем необходима посадка замкового соединения на комплект плашек.
Трубные плашки должны выдерживать определенное давление, приложенное сверху. Это необходимо при повторном подсоединении к подводному устью скважины, после того как колонна была разгружена на плашки, бурильная колонна отсоединена и закрыт превентор со срезными плашками. Для возобновления бурения скважину промывают путем закачки бурового раствора через линию глушения над плашками; раствор движется вниз по бурильной колонне, поднимается по затрубному пространству и удаляется по линии дросселирования ниже плашечного превентора. Современное оборудование рассчитано почти на полное рабочее давление, хотя оно может проявляться только ниже комплекта плашек.
Уплотнение плашек должно выдерживать давление столба морской воды, когда внутреннее давление в сборке почти атмосферное. Такая ситуация может сложиться в глубоких водах, когда произойдет сильное поглощение и уровень флюида в райзере упадет.
Срезные плашки должны быть в состоянии срезать трубы и герметизировать скважину, даже если остается короткая труба.
Превенторы компании «Камерон»
Превенторы типа U (рис. 8.8) выпускаются одинарными, сдвоенными и строенными по исполнению. Можно заказать сдвоенные плашечные превенторы с увеличенным расстоянием между комп-
207
Рис. 8.8. Плашечный превентор типа U компании «Камерон»Рис. 8.8. Плашечный превентор типа U компании «Камерон»
Рис. 8.8. Плашечный превентор типа U компании «Камерон»
Рис. 8.8. Плашечный превентор типа U компании «Камерон»
лектами плашек для размещения замковых соединений при спуске или подъеме труб через герметизированное устье и при осуществлении операций по срезанию труб. По желанию заказчика на корпусе превентора могут быть выполнены отводы с фланцевыми или хомутовыми соединениями для линий глушения и дросселирования. Фланцы на отводах с резьбовыми отверстиями для шпилек поставляются по специальному заказу. Существующие в настоящее время типоразмеры превенторов пригодны для следующих диапазонов рабочих давлений.
Проходное отвер- Рабочее давление, стие превентора, ммМПа
Проходное отвер- Рабочее давление, стие превентора, ммМПа
17921; 35; 70; 105
279 21; 35; 70; 105
346 21; 35; 70; 105
425 21*; 35*; 70
476 70
527 21
540 14;70
679 21
Рис. 8.9. Плашечный превентор типа U компании «Камерон» с гидравлическими фиксаторами
Рис. 8.10. Универсальные плашки компании «Камерон»
Компания «Камерон» изготовляет также срезные глухие плашки, которые перерезают бурильную трубу и создают уплотнение над открытой скважиной. Срезные глухие плашки используются, по существу, на всех подводных сборках ОП, но их применение в сборках, располагаемых на суше и на платформах, ограничено. Универсальные плашки выпускаются и для превенторов типа U (рис. 8.10). Они пригодны для следующих комбинаций этих превенторов и диаметров уплотняемых труб.
Проходное отвер- Диаметры уплот-Проходное отвер- Диаметры уплот-
стие превентора, мм няемых труб, ммстие превентора, мм няемых труб, мм
279 73—127425 89—178
346 73—127476 89—194
346 127—178
Компания «Камерон» разработала суперсрезные плашки для перерезания 340-мм обсадных труб и УБТ. При перерезании 209
Рис. 8.11. Плашечный превентор QRC Рис. 8.12. Плашечный превентор SS компании «Камерон» компании «Камерон»
340-мм обсадных труб обычными плашками происходит расплющивание трубы, так что ее заклинивает в корпусе превентора. Чилдс [5] показал, что плашки работают в соответствии с прогнозами. Испытания по срезу обсадных труб и УБТ диаметром 165 мм были успешно завершены в марте 1983 г. В дальнейшем предполагалось продолжить испытания по срезу УБТ больших диаметров.
Превенторы типа QRC (рис. 8.11) впервые появились в 1943 г. Это были первые превенторы с быстросменными плашками. Хотя в настоящее время они считаются устаревшими, многие превенторы этого типа все еще находятся в эксплуатации. Плашки на превенторах типа QRC представляют собой горизонтальные цилиндры, приводимые в движение траверсами, причем каждая из них крепится к двум рабочим поршням. Линии гидравлического управления располагаются снаружи.
Превенторы типа Спейс сейвер или SS — это сдвоенные плашечные превенторы, являющиеся, по существу, модификацией превентора типа QRC. Они применяются в том случае, когда высота подвышечного основания имеет решающее значение (рис. 8.12). Плашки превентора плоские овальные с двумя рабочими поршнями позади каждой из них. Трубная обвязка внутренняя. Предусмотрены небольшие поршни для снятия крышек с помощью гидравлики. В корпусе могут быть выполнены отводы с фланцами, которые в большинстве случаев исключают необходимость в крестовине.
Превенторы компании «НЛ Шаффер»
Имеются четыре модели плашечных превенторов компании «НЛ Шаффер» (рис. 8.13). Модель SL обычно предлагается с проходным отверстием большого диаметра и высоким рабочим давлением. Модель используется при подводном и глубоком бурении. Превентор модели LWS предназначен в основном при работах 210
Рис. 8.13. Модели плашечных превенторов компании «Шаффер»:
Л — модель SL; В — модель LWP; С — модель LWS; D — модель Сентинел
Рис. 8.14. Корпус плашки (Л) превентора компании «Шаффер» и уплотнение (В):
1 — вкладыш; 2 — уплотнение; 3 — фиксирующий винт; 4 — корпус плашки; 5 — винт;
6 — специальный болт; 7 — пластина, предохраняющая уплотнение плашки от выдавливания В зазор
на суше. Превентор модели LWP используется главным образом на добывающих скважинах и при подземном ремонте скважин. Превентор типа Сентинел (ТМ) находит применение при подземном и капитальном ремонтах скважин, а также при осуществлении буровых операций, требующих низкого давления. В табл. 8.2 указаны модели, применявшиеся в 1983 г.
Превенторы моделей SL, LWS и LWP имеют трубные плашки, которые состоят из трех основных частей: корпуса, резинового уплотнения и вкладыша (рис. 8.14,Л). Уплотнение надевается на вкладыш, затем эта сборка крепится к корпусу.
О 14 я
УеЕ а. «8
Диаметр проходного отверстия,
мм
103
179
229
279
346
425
476
527
540
105
SL
SL
SL
-
70
LWS
LWS
SL
SL
SL
SL
—
SL
35
LWS
LWS
LWS
LWS
SL
SL
—,
—
—»
21
—
LWP/SEN
LWP
LWS
SL
.—.
—
LWP
—
14
—
—
—
—
—
—
—
LWP
Типоразмеры плашечных превенторов компании «Шаффер»
Таблица 8.2
В плашках моделей SL и LWS используются специальные болты. Они проходят через отверстия в двух стальных пластинах, заформованных в резину для ограничения ее выдавливания в зазоры (рис. 8.14,В).
Плашечные превенторы моделей SL и LWS похожи (рис. 8.15). Различие состоит лишь в том, что превенторы модели SL используются при более высоких давлениях и что внутренняя поверхность превентора имеет специальное покрытие, стойкое к сульфидному растрескиванию. Для замены плашек снимают 8—10 болтов, крепящих крышку превентора, откидывают ее на шарнире. В наземных превенторах применяется ручная блокировка. Имеется также автоматическая блокировка Послок, используемая главным образом на подводных сборках. Плашки превентора модели SL совместимы с плашками превентора модели LWS, и в старых конструкциях превенторов модели LWS всех размеров, кроме превентора с проходным отверстием 279 мм на давление 70 МПа, плашки могут быть заменены.
Плашечные превенторы модели LWP предназначены для работы при низком давлении и используются для капитального и подземного ремонта скважин. Им присущи те же основные особенности, что и превенторам модели LWS.
Плашечный превентор Сентинел имеет короткую компактную легкую конструкцию и предназначен для подземного и капитального ремонта скважин и буровых операций при низком давлении. Имеется только превентор с диаметром проходного отверстия 179 мм и рабочим давлением 21 МПа. Одинарная модель имеет высоту 250 мм, а сдвоенная модель 470 мм.
Превентор Сентинел выпускается в двух вариантах: с ручным «цепным» и с гидравлическим управлением (рис. 8.16). Механизм с низким вращающим моментом, приводимый цепной передачей, позволяет открывать или закрывать превентор при рабочем давлении. Управляет механизмом открытия-закрытия только один человек. Комплект запасных частей позволяет непосредственно на буровой заменить ручное управление на гидравлическое и наоборот.
Рис. 8.15. Плашечный превентор модели SL компании «Шаффер»:
1 — шток плашки; 2 — уплотнение штока плашки; 3 — уплотнение поршня; 4 — цилиндр; 5 — сливное отверстие; 6 — плоская крышка; 7 — крышка цилиндра; 8 — сборка поршня; 9 — плашка; 10 — уплотнительная- манжета; // — пружинное кольцо; /2 — дополнительное уплотнение- штока плашки
Рис. 8.16. Превентор модели Сентинел компании «НЛ Шаффер»
Рис. 8.17. Плашечный превентор компании «Хайдрил» с ручной блокировкой плашекРис. 8.17. Плашечный превентор компании «Хайдрил» с ручной блокировкой плашекПроходное отверстие превентора, мм 425 476 527 552 Проходное отверстие превентора, мм 425 476 527 552 Рабочее давление,МПа70702114Рабочее давление,МПа70702114
Рис. 8.17. Плашечный превентор компании «Хайдрил» с ручной блокировкой плашек
Рис. 8.17. Плашечный превентор компании «Хайдрил» с ручной блокировкой плашек
Проходное отверстие превентора, мм 425 476 527 552
Проходное отверстие превентора, мм 425 476 527 552
Рабочее давление,МПа
70
70
21
14
Рабочее давление,МПа
70
70
21
14
Рис. 8.18. Извлечение плашки из превентора компании «Хайдрил»
Превентор компании «Хандрил»
Плашечный превентор компании «Хайдрил» разработан сравнительно недавно, но быстро получил признание на промыслах (рис. 8.17). Смену плашек можно производить через крышки на шарнирах. Прикладываемое к плашке давление закрытия, когда крышка открывается, выталкивает плашку таким образом, что ее можно снять. Когда крышка открыта, плашки удерживаются на направляющих штангах (рис. 8.18). В 1982 г. в эксплуатации находились превенторы компании «Хайдрил» следующих типораз
меров. Проходное отвер- Рабочее давление, стие превентора, ммМПа
17921;35; 70; 105
229 21;35
279 21;35; 70
346 21;35; 70
Рис. 8.19. Вращающийся превентор компании «НЛ Шаффер»:Рис. 8.19. Вращающийся превентор компании «НЛ Шаффер»:1 — вращающаяся втулка; 2 — вращающийся узел;3 — манжетное уплотнение; 4 — быстросъемная крышка; 5 — защелка быстросъемной крышки; 6 — корпус; 7 — патрон под рабочую трубу; 8 — сдвоенный роликоподшипник; 9 — отвод для выходящего из скважины бурового раствора; 10 — уплотнитель; 11 — соединение для линии долива1 — вращающаяся втулка; 2 — вращающийся узел;3 — манжетное уплотнение; 4 — быстросъемная крышка; 5 — защелка быстросъемной крышки; 6 — корпус; 7 — патрон под рабочую трубу; 8 — сдвоенный роликоподшипник; 9 — отвод для выходящего из скважины бурового раствора; 10 — уплотнитель; 11 — соединение для линии долива
Рис. 8.19. Вращающийся превентор компании «НЛ Шаффер»:
Рис. 8.19. Вращающийся превентор компании «НЛ Шаффер»:
1 — вращающаяся втулка; 2 — вращающийся узел;
3 — манжетное уплотнение; 4 — быстросъемная крышка; 5 — защелка быстросъемной крышки; 6 — корпус; 7 — патрон под рабочую трубу; 8 — сдвоенный роликоподшипник; 9 — отвод для выходящего из скважины бурового раствора; 10 — уплотнитель; 11 — соединение для линии долива
1 — вращающаяся втулка; 2 — вращающийся узел;
3 — манжетное уплотнение; 4 — быстросъемная крышка; 5 — защелка быстросъемной крышки; 6 — корпус; 7 — патрон под рабочую трубу; 8 — сдвоенный роликоподшипник; 9 — отвод для выходящего из скважины бурового раствора; 10 — уплотнитель; 11 — соединение для линии долива
Компания «Хандрил» предлагает как ручную, так и автоматическую блокировку плашек. Устройство автоматической блокировки плашек названо MPL (многопозиционное блокирующее устройство плашек). Блокировка и снятие блокировки производятся с помощью фрикционного механизма одностороннего действия и стопорного болта. Этот механизм удерживает стопорный болт и плашку в запертом положении, которое является переменным и зависит от износа уплотнения плашки. При подаче жидкости в полость открытия плашки диски фрикционной муфты разъединяются, благодаря чему стопорный болт может свободно вращаться и превентор откроется.
ВРАЩАЮЩИЕСЯ ПРЕВЕНТОРЫ И ГЕРМЕТИЗИРУЮЩИЕ ГОЛОВКИ
Вращающиеся превенторы (вращающиеся герметизирующие головки) предназначены для герметизации вращающейся трубы, чтобы при нахождении скважины под давлением можно было продолжить бурение и спуско-подъемные операции. Такое оборудова
ние широко используется при бурении с продувкой забоя газом или воздухом и в случае бурения при несбалансированном пластовом давлении. На практике в процессе бурения всегда поддерживается давление в несколько мегапаскалей вне зависимости от рабочего давления, на которое рассчитано оборудование. Вращающийся превентор (рис. 8.19) создает уплотнение вокруг рабочей трубы, бурильных труб, УБТ, насосно-компрессорных или обсадных труб. Во время бурения уплотнитель превентора, приводимый рабочей трубой, вращается вместе с бурильной колонной; таким образом, износ вызывается только осевым перемещением рабочей трубы в процессе бурения ствола скважины. После снятия вращающейся крышки для спуска труб под дав-
лением используется тот же самый уплотнитель. Уплотнитель расширяется, чтобы пропустить замковое соединение или трубные муфты, сохраняя в то же время герметичность. Вращающиеся крышки, уплотнитель и патрубок с устьевой воронкой могут быть легко заменены.
Вертикальное подсоединение к сборке ОП осуществляется при помощи фланцев АНИ или путем сварки. Предусмотрены боковые отводы для подсоединения двух линий долива и отвод (с фланцем или приварной) большого диаметра для выходящего из скважины бурового раствора.
Выпускаются герметизирующие головки, рассчитанные на давление 14—21 МПа. Они имеют гидравлическое или пневматическое управление в зависимости от давления в скважине. В основном они используются на установках принудительного спуска труб в скважину под давлением.
Изготовителями вращающихся превенторов и головок являются компании «NL Шаффер», «Грант ойл тул», «Уильямс тул ком- пани» и «Хьюз оффшор интернэшнл».
ДРОССЕЛИ С РУЧНЫМ УПРАВЛЕНИЕМ
Многие фирмы выпускают дроссели с ручным управлением. Конструкция регулируемого дросселя показана на рис. 8.20. Он представляет собой игольчатый клапан, в котором поток входит под углом 90° к штоку. Для работы требуются значительные проходные сечения, а дроссели с большими маховиками и удлиненными спицами позволяют осуществлять надежное управление работами по глушению скважин. Повышенное давление дросселирования требует увеличенного вращающего момента для управления этими дросселями. Для облегчения работы дроссели с ручным управлением должны быть хорошо смазаны.
Для правильного глушения скважины требуется, чтобы оператор на дросселе имел следующую информацию: давление в бурильных трубах, число двойных ходов насоса и объем закачанного бурового раствора. На большинстве наземных буровых установок манифольд дросселирования не оснащен аппаратурой для воспроизведения указанной информации. Обычно манифольд дросселирования располагают вне пола буровой, тем самым затрудняется ■связь с оператором насосной установки. Поэтому часто используются дроссели с дистанционным управлением с расположенного на полу буровой пульта, на котором имеется необходимая аппаратура.
Это не оправдывает отсутствия приборов для контроля давления и подачи насосов на тех манифольдах, где установлены дроссели с ручным управлением. Эти показания будут нужны, если используемые автоматические дроссели перестанут работать. Приборы, необходимые работающему с дросселями оператору во время операций по глушению скважины,— это стандартное оборудование дросселей с дистанционным управлением.
Рис. 8.20. Регулируемый дроссель:
1 — седло дросселя; 2 — долговечный шток; 3 — высокоточный индикатор; 4 — уплотнение густой смазкой; 5 — долговечное уплотнение (никогда не требует регулировки)
ДРОССЕЛИ С ДИСТАНЦИОННЫМ УПРАВЛЕНИЕМ
Дроссели с дистанционным управлением приводятся в действие жидкостью, подаваемой насосом, работающим от пневматического двигателя. С пульта управления регулируется работа дросселей, и на нем воспроизводится вся критическая информация:
давление в бурильных трубах;
давление в обсадной колонне (в блоке дросселирования);
сумма числа двойных ходов насоса;
— подача насоса;
- положение дросселя.
На подводных сборках ОП для определения давлений одновременно в линиях дросселирования и глушения необходимо на дросселях иметь два манометра. На многих плавучих буровых установках двух манометров, показывающих давление на дросселях, нет, а установки старых конструкций часто имеют манифольды, которые не допускают независимых измерений давления.
Современные дроссели с дистанционным управлением рассчитаны на давления свыше 35 МПа, однако на месторождениях еще встречаются дроссели, рассчитанные на давление ниже 21 МПа. Их следует использовать только на скважинах с низким давлением.
Дроссели компании «Дрессер-Магкобар»
Супердроссели SWACO выпускаются на рабочие давления 70 и 105 МПа. Для регулирования расхода применяются два толстых притертых карбид-вольфрамовых диска, имеющие сопряженные полукруглые отверстия (рис. 8.21). Один диск поворачивается
Рис. 8.21. Супердроссель компании «Дрессер-Магкобар» (А) и вид на дросселирующую пару (В)Рис. 8.21. Супердроссель компании «Дрессер-Магкобар» (А) и вид на дросселирующую пару (В)! Рис. 8.22. Пульт управления регулируемого дросселя SWACO (А), дроссель (В) и положение дросселя (С)! Рис. 8.22. Пульт управления регулируемого дросселя SWACO (А), дроссель (В) и положение дросселя (С)
Рис. 8.21. Супердроссель компании «Дрессер-Магкобар» (А) и вид на дросселирующую пару (В)
Рис. 8.21. Супердроссель компании «Дрессер-Магкобар» (А) и вид на дросселирующую пару (В)
! Рис. 8.22. Пульт управления регулируемого дросселя SWACO (А), дроссель (В) и положение дросселя (С)
! Рис. 8.22. Пульт управления регулируемого дросселя SWACO (А), дроссель (В) и положение дросселя (С)
относительно другого. Этот дроссель допускает высокие расходы и полное закрытие линии. Аварийное управление обеспечивается ручным насосом, расположенным на пульте управления.
Дроссель с резиновой втулкой, рассчитанный на рабочее давление 17 МПа, показан на рис. 8.22. Дроссель работает под действием прикладываемого к поршню гидравлического давления, благодаря чему происходит деформация резиновой втулки с проходным отверстием диаметром 51 мм. Управление дросселем осуществляется с пульта. Дроссель может быть использован при давлениях вплоть до 21 МПа, если имеется источник воздуха с давлением 0,7 МПа, однако срок службы дросселя значительно снижается при давлениях выше 17 МПа. Пульт управления снабжен ручным насосом для аварийного использования.
Дроссели компании «Камерон»
Дроссели с гидравлическим управлением компании «Камерон» рассчитаны на рабочие давления 35; 70; 105 и 140 МПа и на температуру до 175 °C (рис. 8.23,А). Все эти дроссели могут постав- 218
Рис. 8.23. Дроссель с гидравлическим управлением компании «Камерон» (А), дополнительный вид с разрезом (В) и пульт управления дросселем (С)
ляться в антикоррозионном исполнении для работы в сероводородной среде. Во время работы дросселирующая втулка перемещается относительно большей втулки, и при полном открытии допускаются высокие расходы (рис. 8.23, В) Пульт управления показан на рис. 8.23, С. Дросселирующая втулка на конце заглушена. Это означает, что при высоких давлениях на дросселе полностью закрыть линию не удастся из-за давления в скважине. Для управления этой системой требуется высокое гидравлическое давление, на случай каких-либо нарушений в пневмосистеме буровой установки в запасе должен иметься источник сжатого азота.
Для открытия дросселя, когда достигается заданное давление, и для поддержания этого давления на дросселе применяется стандартное оборудование для дросселей, рассчитанное на рабочее давление 70 МПа и выше. Указанное заданное давление может быть максимально допустимым давлением для оборудования в системе управления, включая колонну обсадных труб.
Дроссели компании «НЛ Шаффер»
Система дросселей компании «НЛ Шаффер» рассчитана на рабочие давления 70 и 105 МПа и температуру 150 °C. Продольный разрез дросселя показан на рис. 8.24. По конструкции он напоминает клинкетную задвижку, но внутри корпуса поток делает поворот на 90°. Размер открытого отверстия определяется положением рабочего поршня. Дроссель образует нерегулируемое уплотнение, а ручной насос обеспечивает подвод энергии в аварийной ситуации. Эти дроссели относительно новые, и опыт их практического применения ограничен.
Рис. 8.24. Дроссель с дистанционным управлением компании «Шаффер»
ЗАДВИЖКИ
На линиях дросселирования и глушения предпочитают использовать шиберные задвижки. Пробковые краны, даже смазывающихся типов, трудно поддерживать в рабочем состоянии.
Имеется множество компаний — изготовителей задвижек, и отдельные характеристики этих задвижек выходят за рамки данной книги. Требования к ручному и гидравлическому управлению задвижками заключаются в том, что они должны открываться при давлении, на которое рассчитана сборка ОП.
СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ
«Operator’s Manual, Annular Blowout Preventers, GL 163A Bore Size, 5000 psi», Hydril, 1976.
Schlater Donald R. and Stanton Paul N. «The Effect of Hydro tatic Pressure on the Operation of Subsea Blowout Preventers», Paper EUR 111, presented at the European Offshore Petroleum Conference & Exhibition, London, 1978.
«Operations and Maintenance Manual: Cameron Type D Annular Blowout Preventer», Cameron Iron Works, Manual Serial No. Oil, 1979.
«Operations and Maintenance: Shaffer Spherical Blowout Preventer», NL Shaffer, 1979.
Child, Greg and Cameron Iron Works; personal communication.
Глава 9
ВСПОМОГАТЕЛЬНОЕ ОБОРУДОВАНИЕ
Кроме основного противовыбросового оборудования, описанного в предыдущих разделах, имеется вспомогательное оборудование, используемое в особых условиях или при осуществлении операций по управлению. Вспомогательное оборудование служит также для закрытия внутреннего пространства колонны бурильных труб.
КРАНЫ НА РАБОЧИХ ТРУБАХ
Шаровой кран представляет собой предохранительное устройство, расположенное между ведущей трубой и вертлюгом, что делает его легкодоступным для работы. Его основное назначение — обеспечить закрытие бурильных труб в случае разгерметизации вертлюга, разрыва бурового шланга или стояка при нефтегазоводопро- явлениях. Благодаря этому крану имеется возможность ремонтировать или заменять указанное оборудование. Глубинные приборы могут спускаться в скважину под давлением на канате. Кран необходимо закрыть, если возникает угроза того, что давление в бурильных трубах превысит рабочее давление бурового шланга и подсоединенных линий высокого давления. В результате появляется возможность отсоединения вертлюга.
Шаровой кран (рис. 9.1) должен быть рассчитан на давление, равное или превышающее рабочее давление сборки превенторов, а внутренний диаметр крана — равен внутреннему диаметру рабочей трубы. Обычно рабочее давление кранов 35 и 70 МПа. Кран следует тщательно сбалансировать, чтобы избежать биения во время вращения; он должен выдерживать вес подвешенной
Рис. 9.1. Шаровой кран, устанавливаемый в верхней части рабочей трубыРис. 9.1. Шаровой кран, устанавливаемый в верхней части рабочей трубыРис. 9.2. Шаровые краны, устанавливаемые в верхней (А) и нижней (В) частях рабочей трубыРис. 9.2. Шаровые краны, устанавливаемые в верхней (А) и нижней (В) частях рабочей трубы
Рис. 9.1. Шаровой кран, устанавливаемый в верхней части рабочей трубы
Рис. 9.1. Шаровой кран, устанавливаемый в верхней части рабочей трубы
Рис. 9.2. Шаровые краны, устанавливаемые в верхней (А) и нижней (В) частях рабочей трубы
Рис. 9.2. Шаровые краны, устанавливаемые в верхней (А) и нижней (В) частях рабочей трубы
колонны бурильных труб. Для работы с краном требуется специальный ключ, который необходимо хранить в легкодоступном месте, известном любому члену буровой бригады. Использованное уплотнительное кольцо фланца превентора приваривается к этому ключу и не позволяет последнему упасть в скважину. Оно также удобно для подвески ключа в пределах пола буровой.
Частые испытания и уход предохраняют краны от замерзания и протекания. В начале каждой смены обычно производится смазка, кроме того, время от времени производят разборку, осмотр, очистку и ремонт. Это позволяет поддерживать их в рабочем состоянии. Испытания кранов должны производиться со стороны рабочей трубы.
Нижний шаровой кран (под рабочей трубой) используется в качестве резервного в случае повреждения верхнего крана. Он более доступен, когда рабочая труба находится наверху, и может быть использован для предотвращения утечки дорогостоящего утяжеленного бурового раствора из рабочей трубы во время выполнения соединений. Когда необходимо спустить трубы под давлением в скважину, кран может быть закрыт, рабочая труба отсоединена и установлен обратный клапан.
Требования к нижнему шаровому крану те же, что и к верхнему, плюс дополнительные: наружный диаметр должен быть таким, чтобы кран мог проходить через уплотнитель вращающегося превентора. Имеются модели нижнего крана, рассчитанные на рабочие давления 21; 35 и 70 МПа. Одна из них показана на рис. 9.2.
ПРЕДОХРАНИТЕЛЬНЫЕ КЛАПАНЫ И ВНУТРЕННИЕ ПРЕВЕНТОРЫ
Когда во время наращивания бурильной колонны или во время спуско-подъемных операций начинается перелив через бурильные трубы или УБТ, целесообразно быстро закрыть внутреннее пространство колонны. Это можно сделать несколькими способами, проще всего, казалось бы, навернуть рабочую трубу. Однако навинчивание— относительно медленный процесс и, когда выброс усиливается, практически неприемлемый. Необходим управляемый клапан, через который может проходить буровой раствор во время навинчивания.
Предохранительные клапаны, аналогичные нижнему крану рабочей трубы, отлично служат этой цели при условии, что они рассчитаны на то же рабочее давление. Они полнопроходные, что облегчает свинчивание.
После закрытия скважины может быть вновь подсоединена рабочая труба либо установлен обратный клапан или внутренний превентор; предохранительный клапан открыт и колонна бурильных труб опущена в скважину под давлением. Для того чтобы заглушить скважину, иногда приходится спускать большое число труб под давлением.
Некоторые компании выпускают предохранительные клапаны с быстродействующим запорным механизмом. Такой клапан в от- 222
Рис. 9.3. Внутренний превентор фирмы «Грей тул»Рис. 9.3. Внутренний превентор фирмы «Грей тул»
Рис. 9.3. Внутренний превентор фирмы «Грей тул»
Рис. 9.3. Внутренний превентор фирмы «Грей тул»
Рис. 9.4. Залавливаемый внутренний превентор компании «Хайдрил»
крытом положении можно быстро установить на верху бурильной колонны, а затем закрыть его. Для предотвращения обратного течения в колонну бурильных труб иногда спускают обратные клапаны, например откидные. Но они быстро изнашиваются под действием потока бурового раствора, могут отказать в нужный момент и препятствуют проведению работ с помощью инструментов, спускаемых на канате. Для принудительного спуска труб в скважину можно установить обратный клапан, находящийся в хорошом состоянии, выше предохранительного клапана, но обычно используют внутренние превенторы.
Внутренние превенторы бывают двух типов. Превентор, показанный на рис. 9.3, имеет обратный клапан, заблокированный штифтом в открытом положении, так что его можно установить в условиях течения бурового раствора. После установки клапана штифт извлекается, чтобы можно было закрыть скважину. Клапан хранится в вертикальному контейнере, жестко закрепленном на полу буровой. Чтобы ускорить свинчивание, некоторые внут-
ренние превенторы снабжены небольшими установочными инструментами с ручками; после установки клапана этот инструмент удаляется. Внутренние превенторы неполнопроходные, поэтому до их установки должен быть навинчен, уплотнен и закрыт предохранительный клапан.
Другим типом является внутренний превентор, залавливаемый в скважину с помощью бурового насоса (рис. 9.4). Для его использования в компоновку УБТ (обычно в нижней части) необходимо ввести посадочный переводник. Задавливаемые внутренние превенторы особенно целесообразны, когда производится извлечение труб под давлением. Альтернативная операция — использование спускаемой на канате пробки.
Если резьба на УБТ отличается от резьбы на бурильных трубах, то для каждого размера резьбы необходим свой предохранительный клапан. Иногда используют специальные переводники, но это обычно чрезмерно утяжеляет колонну. Если такой переводник приходится использовать, то он должен находиться ниже клапана, прикрепляться к подъемному тросу и уравновешиваться. Некоторые фирмы добавляют свечу бурильных труб к сборке предохранительного клапана со специальным переводником. Это повышает массу устройства и облегчает его установку в скважине. Считая от низа вверх, устройство должно состоять из специального переводника, предохранительного клапана (открытого) и свечи бурильных труб. Это устройство должно быть подсоединено к подъемнику и оставлено в шахте, чтобы ускорить спуск и установку его в скважине.
Хорошей практикой считается уравновешивание тяжелых предохранительных клапанов с помощью каната, переброшенного через ролик. При навинчивании в условиях быстрого течения на предохранительном клапане полезно иметь съемный маховик, особенно при течении горячего бурового раствора. Маховики не следует приваривать к корпусу клапана, они должны быть съемными или приварены к легкому переводнику, который можно снять.
УРОВНЕМЕРЫ ДЛЯ ПРИЕМНЫХ ЕМКОСТЕЙ
Каждая буровая установка должна быть оснащена уравномером для определения начала проявления и поглощения бурового раствора. Иногда прямо в емкостях вертикально устанавливают доски с гвоздями на некотором расстоянии друг от друга. Подобные приспособления нередко с пола буровой не видны. Уровень может изменяться в результате отключения насоса или изменения его подачи, поэтому часто приходится вносить поправки в положение маркера. Бортовая качка плавучей установки также влияет на показания.
Более подходящее оборудование содержит устройства для измерения уровня бурового раствора в каждой емкости; изменения уровней суммируются и отражаются на диаграмме, помещаемой в удобном для бурильщика месте. Работа такого устройства не 224
Рис. 9.5. Регистрирующее и показывающее устройство для измерения давления и объема, а также для суммирования объема — установка SWACO:
7 — от источника сжатого воздуха; 2— уменьшение; 3— увеличение; 4—м3; 5 — аварийная сигнализация; 6 — продувка в атмосферу
зависит от изменения подачи насоса; оно быстро реагирует на малые повышение и понижение уровней бурового раствора в емкостях и поэтому полезно при проведении учебных тревог. Некоторые устройства способны обнаруживать изменения в объеме до 0,16 м3. На рис. 9.5 показано устройство, суммирующее объем бурового раствора в приемных емкостях; оно может быть откалибровано непосредственно в кубических метрах. Предусмотрена аварийная сигнализация верхнего и нижнего предельных уровней. Эти устройства играют важную роль при реализации программы предотвращения нефтегазопроявлений для своевременного обнаружения начала проявлений и для долива скважины во время СПО.
Расходомеры и счетчики числа ходов насоса
На рис. 9.6 показан обычный расходомер. Поворотная заслонка (см. рис. 9.6,Л) в нагнетательной линии изменяет свое положение с изменением расхода бурового раствора (см. рис. 9,6 В), что воспринимается регистрирующим устройством (см. рис. 9.6, С). Схема подключения расходомера и счетчиков числа ходов насоса показана на рис. 9.6, D. Прибор чувствителен к изменениям расхода, но не реагирует на очень малое начальное течение, когда насосы отключены. В системе имеются звуковая и световая сигнализации верхнего и нижнего предельных значений расхода. Счетчик числа ходов насоса производит регистрацию, когда сква- 8 Заказ № 1834 ■ 225
Рис. 9.6. Комплекс приборов раннего обнаружения проявления с поворотной заслонкой (А), следящим устройством (В) на линии раствора, выходящего из скважины, регистрирующим прибором (С) и его размещение на буровой (D):
-^ показывающий прибор; 2 — регистрирующий прибор; 3 — датчик расхода на выходе из скважины; 4 — датчик сумматора числа двойных ходов насоса
жина заполнена и заслонка поднимается. Это особенно важно для выявления притока в скважину при извлечении труб, так как счетчики числа ходов могут более точно регистрировать малые изменения объема при подъеме от одной до пяти свечей бурильных труб, чем позволяют датчики уровня бурового раствора в емкости.
Применяются и другие счетчики числа ходов насоса или расходомеры. Некоторые просто создают световые вспышки при каждом ходе, и их следует просто просуммировать. Но даже в этом случае достигается достаточная точность при проверке на свабирование, когда извлекается небольшое число труб. В отсутствие мерных емкостей долив в скважину следует производить на основе измерения числа двойных ходов насоса.
Дополнительное оборудование
Часто пренебрегают тем обстоятельством, что выброс обнаруживают тогда, когда трубы находятся вне скважины. В начале проявления небольшую скорость течения не удается зарегистрировать большинством типов индикаторов. Поэтому ниже выходной линии в патрубке с устьевой воронкой устанавливается датчик давления. Обычно уровень бурового раствора опускается ниже датчика из-за фильтрации на забое скважины или уровень бурового раствора снижается при извлечении труб. Когда начинается
8*8*227
8*
8*
проявление, буровой раствор быстро поднимается выше датчика и воздействует на индикатор или аварийную сигнализацию.
Есть и другие приборы, которые измеряют скорости течения на входе в скважину и на выходе из нее и регистрируют разницу. Датчиками являются магнитные расходомеры. Поскольку такое устройство только теоретически идеально для обнаружения проявлений, оно не приобрело популярности. Оно дорого и не может занять место уже испытанных указателей объема в емкости.
Датчики плотности бурового раствора
Для автоматического измерения плотности бурового раствора имеются измерительные и регистрирующие устройства. Они обеспечивают почти мгновенные показания содержания в выходящем из скважины буровом растворе газа, нефти или минерализованной воды; такие измерения могут производиться в промежутках между регулярными замерами плотности. Эти устройства являются средствами предупреждения и при работе с газированным буровым раствором позволяют судить об ухудшении или улучшении условий в скважине. Воздух, попавший в рабочую трубу при наращивании, приводит к небольшому снижению плотности выходящего из скважины бурового раствора, что нельзя смешивать с проявлениями. Регистрирующие приборы оказывают бурильщику большую помощь, если установлены в удобном для наблюдения месте.
ГАЗОАНАЛИЗАТОРЫ
Приборы определения общего содержания газа
Содержание газа в буровом растворе, выходящем из скважины, может непрерывно контролироваться с помощью регистрирующих газоанализаторов. Они измеряют общее содержание газа в буровом растворе и записывают его в условных единицах. Условные единицы — это нестандартная величина, которая для 100 % газа может изменяться от 600 до 3000 единиц. При анализе газа может определяться массовая доля нескольких компонентов (обычно метана, этана, пропана, изобутана и бутана). Эту информацию обеспечивают газокаротажные станции и ее используют для установления связи между присутствием углеводородов в буровом растворе и «признаками» потенциально продуктивного пласта. Приборы для определения общего содержания газа используются также для измерения фонового (сопутствующего) газа, а также газа, внедряющегося в скважину во время наращивания бурильной колонны или при осуществлении СПО, что полезно для прогнозирования увеличения порового давления по мере проводки скважины. Однако для выявления признаков углеводородов в скважине и обнаружения роста давления требуется установить корреляционную связь содержания газа в буровом растворе с разбуриваемыми
породами, когда буровой раствор проходит через долото. Таким образом, до того как эта информация м;ожет оказаться полезной, необходимо произвести выбор и оценку данных. Существенную помощь в этом оказывают приборы для определения общего содержания газа. Тем не менее такие приборы не отвечают предъявляемым требованиям, если они размещаются на полу буровой, где более приемлемы анализаторы горючих газов.
Анализаторы горючих газов
Имеются анализаторы, позволяющие определять концентрации горючих газов, достаточные для образования взрывчатых смесей. Эти приборы следует размещать в будке бурового мастера и в других местах, где может скапливаться газ. Применяются анализаторы двух типов: во-первых, стационарные установки с дистанционными датчиками и аварийной сигнализацией и, во-вторых, переносные приборы, которые имеют небольшую массу и просты в обращении. Первые из них работают в автоматическом режиме, а средства аварийной сигнализации могут располагаться на пульте управления бурильщика, в будке мастера и в других местах. Переносные приборы намного дешевле стационарных установок и могут быть помещены в любом редко посещаемом месте, где не исключено скапливание газа. На буровой установке необходимо иметь анализаторы обоих типов. Стационарные установки должны располагаться в тех же местах, в которых рекомендуется размещать системы обнаружения сероводорода.
Обнаружение сероводорода
Системы обнаружения сероводорода включают стационарные и портативные датчики. Стационарные датчики в соответствии с предписаниями УМР располагаются у патрубка с устьевой воронкой, близ пульта бурильщика, в районе емкостей для бурового раствора, рядом с виброситом и около вентиляционной системы жилых помещений. На морских буровых установках дополнительные датчики должны быть размещены в помещениях, где находятся буровые насосы и двигатели, а также в балластных отсеках (на судне).
В наличии всегда должны иметься портативные датчики сероводорода, и плохо проветриваемые участки следует часто проверять. Когда массовая доля сероводорода достигает I • 10~3 %, должна быть приведена в действие звуковая и световая сигнализация.
Устройства регистрации скорости проходки
Приборы, регистрирующие скорость проходки, используются геологами в основном как средство установления корреляционных связей. Кроме того, они позволяют оценить поведение долот. Тем 229
не менее иногда эти приборы оказываются эффективными средствами предупреждения, так как при разбуривании пористых продуктивных зон скорость проходки возрастает. Это явление служит предупреждением для бригады о необходимости внимательно следить за приращением объема бурового раствора в емкости. Несколько фирм выпускают приборы, регистрирующие данные в виде линий, наносимых на график с отметками времени, и отражающие время в минутах, затрачиваемых на разбуривание интервала единичной длины. Другие устройства непосредственно записывают проходку за 1 мин. Каждый прибор снабжен счетчиком, показывающим глубину скважины. Некоторые устройства регистрируют также давление на выкиде насоса, число двойных ходов насоса, нагрузку на крюке и нагрузку на долото.
Прибор последнего типа позволяет надежно записывать буровые операции и может быть использован для оценки параметров бурения. Записанная информация может быть обработана и использована для выявления зон аномальных давлений, если в комплекте оборудования буровой установки газокаротажная станция отсутствует.
Имеются также приборы, которые регистрируют механическую скорость бурения на диаграмме глубины. Они позволяют легко коррелировать глубину с глубиной в соседних скважинах, записанной в том же самом масштабе.
ЦИРКУЛЯЦИОННАЯ СИСТЕМА
Циркуляционная система буровой установки играет первостепенную роль в борьбе с проявлениями. Насосы и вертлюги должны соответствовать номинальной глубине бурящейся скважины. При отсутствии или поломке дегазатора для удаления газа из бурового раствора требуются достаточная площадь свободной поверхности бурового раствора в емкостях и система перемешивания для всего раствора. Необходимо иметь мощные мешалки в емкостях или большие глиномешалки, поскольку имеющихся гидравлических устройств для перемешивания бурового раствора в емкостях редко бывает достаточно.
Обслуживающие компании поставляют устройства для приготовления больших объемов бурового раствора; эти устройства позволяют быстро увеличить плотность раствора, что очень важно с точки зрения обеспечения безопасности работ. При разбуривании неизученных формаций необходимо иметь запас барита для увеличения плотности бурового раствора на 480 кг/м3 и даже больше, если существуют затруднения с поставками барита.
Добавки материалов из бункеров не должны вводиться в буровой раствор непосредственно перед приемом насоса, чтобы предотвратить увлечение воздуха буровым раствором, закачиваемым в скважину. Присутствие воздуха в закачиваемом буровом растворе затрудняет интерпретацию результатов исследований раствора, выходящего из скважины. Не исключены также осложне- 230 '
ния, связанные с закачкой бурового раствора в скважину и с коррозией.
Первая емкость для бурового раствора разделена на секции, из которых в одной производится осаждение выбуренной породы; эту секцию необходимо часто чистить, чтобы предотвратить заполнение ее выбуренной породой и сокращение наличных запасов бурового раствора.
Буровой раствор — важнейшее средство контроля условий в скважине. В емкостях на скважине содержится примерно 80 м3 кондиционного бурового раствора. Это минимально необходимый объем бурового раствора на устье всех скважин, кроме мелких. Соединительный патрубок между приемной и смежной емкостями должен иметь уклон. Это предотвращает опорожнение всех емкостей, за исключением приемной, в случае потери циркуляции.
Емкости должны быть обвязаны таким образом, чтобы буровой раствор из скважины проходил через все емкости, прежде чем достигнет приема насоса. Системы, в которых раствор идет от скважины к приемной части насоса, позволяют быстро увеличить плотность части бурового раствора, но обработка раствора во всей системе в целом производится медленно и довольно плохо из-за особенностей конструкции. По верху емкостей проходят желоба, используемые для обхода отдельных резервуаров при их очистке.
Сетки на выкидных линиях буровых насосов необходимо содержать в полном порядке, чтобы отфильтровать оторвавшиеся кусочки резиновых уплотнений насосов, способных закупорить отверстия в долоте.
На буровых баржах, судах и платформах, где имеются многочисленные линии, предусмотрена цветовая кодировка линий для бурового раствора, морской воды и линий от цементировочных насосов, которая помогает избежать серьезных ошибок. Нередко воду ошибочно закачивают в утяжеленный буровой раствор, а утяжеленный буровой раствор подают в водяную емкость. Следует тщательно продумать расположение задвижек и линий, чтобы уменьшить вероятность подобных ошибок.
Доливочные емкости
Эти емкости используются для точного определения объема долива во время подъема труб из скважины. По изменению уровня бурового раствора в обычных емкостях невозможно обнаружить внедрение в скважину относительно небольших, но потенциально опасных объемов пластовых флюидов. Мерные доливочные емкости должны быть высокими и иметь сравнительно малую площадь поперечного сечения, чтобы можно было легко зарегистрировать изменения объема менее чем в 0,2 м3. В них может быть использован поплавок со стальным тросом, идущим к градуированному индикатору или пневматическому уровнемеру. Индикатор следует устанавливать на полу буровой в удобном для наблюдения за
ним месте. Когда используются механические индикаторы, конструкция емкости должна допускать возможность градуировки через 3—6 см на каждые 0,1 м3.
Для долива обычно используют две системы. Предпочтительнее непрерывная система долива, которая обеспечивает закачку бурового раствора в патрубок с устьевой воронкой из доливочной емкости и непрерывный перелив его в желоб. Система этого типа обеспечивает постоянство заполнения ствола и позволяет в любое время определить объем бурового раствора, подаваемого в скважину или поступающего из нее. Эти доливочные емкости должны быть снабжены индикаторами, которые видны с пульта управления бурильщика.
По другой схеме обычная доливочная емкость подсоединяется только к линии долива, а с выходной линией из скважины она не связана. Доливочный насос запускается вручную, а останавливается с помощью ручного управления, когда уровень бурового раствора достигнет выходной линии, либо автоматическим выключателем на индикаторе потока на выходе. Мерные емкости могут быть обвязаны с учетом необходимости быстрого повторного заполнения, чтобы при СПО на это уходило как можно меньше времени.
Дегазаторы
В прошлом нередко использовались дегазаторы, изготовленные в кустарных мастерских. Теперь они полностью исчезли, так как появились более эффективные вакуумные дегазаторы. Вакуумные дегазаторы, которые эффективно сепарировали бы газ, можно изготовлять и в мастерских, но сосуд должен быть очень высоким, чтобы вместить большой столб бурового раствора. Требованиями к конструкции предусматривается создание разрежения до 30— 40 кПа, создание столба бурового раствора высотой до 4,3 м и обеспечение большой площади свободной поверхности. В один из применяемых дегазаторов буровой раствор поступает под вакуумом и движется над перегородками для создания максимальной поверхности дегазации. Сочетанием поплавкового клапана и сопла на выкиде поддерживается значительное разрежение в отсутствие высокого столба бурового раствора. Разработаны эффективные дегазаторы и других типов.
Дегазатор должен быть рассчитан на обработку больших объемов бурового раствора, чем имеется в циркуляционной системе, и расположен так, чтобы раствор забирался из одной емкости, а выходил в другую. Через соединительный патрубок создается обратное течение; этим гарантируется, что газированный буровой раствор не попадет на прием насоса.
При обслуживании требуется часто проверять работоспособность системы и уровень масла в вакуумном насосе. Дегазатор- должен промываться ежедневно при использовании и (особенно тщательно) после завершения работ.
Отбойные камеры и сепараторы
При работе через дроссель необходимы устройства для отделения газа и сохранения бурового раствора. Если линия после дросселя просто направлена в приемную емкость бурового раствора, то газ будет выделяться в опасной близости к буровой установке, а большие объемы бурового раствора будут теряться в результате расплескивания. Наиболее простое решение этой проблемы — использование газового сепаратора или отбойной камеры. Обычно это располагаемая горизонтально обсадная труба большого диаметра с выходной газовой линией наверху. Газ выпускается вверх либо отводится в сторону от буровой. Линии дросселирования подходят с одной стороны и уплотняются по кольцу. Противоположный конец также уплотняется, и любая часть, непосредственно воспринимающая удар струи, должна быть абразивоустойчивой. Внутренние перегородки иногда используются, чтобы помочь сепарации газа и предотвратить увлечение бурового раствора газом, удаляемого по газовой линии, но эти перегородки быстро разрушаются из-за эрозии. Слив в емкость вибросита должен располагаться так, чтобы в сепараторе сохранялся достаточный столб бурового раствора и газ не выходил вместе с буровым раствором. Сепараторы обычно изготовляются в заводских условиях и сильно отличаются по конструкции.
Используются сепараторы самых разнообразных конструкций. Основные проблемы, с которыми сталкиваются, обусловлены слишком^ малым объемом сепараторов, недостаточным диаметром продувочных линий и тем, что эти линии не выведены на безопасное расстояние от буровой установки. В результате этого пульсирующий газ достигает вибросита и может произойти пожар. Буровой раствор также может удаляться через продувочную линию, в противном случае удаляемый по этим линиям газ может достичь буровой.
На наземных буровых установках продувочная линия должна иметь диаметр по крайней мере 178 мм и длину не менее 30 м. На морских буровых установках продувочная линия должна доходить до кронблока. Линия бурового раствора, идущая от сепаратора, должна иметь диаметр более 250 мм и U-образный гидрозатвор, чтобы предотвратить поступление газа к виброситу. Серийно выпускается несколько установок, отвечающих перечисленным требованиям.
Обычные эксплуатационные газонефтяные сепараторы после соответствующей модификации обеспечивают эффективное разделение газа и бурового раствора. В газовых сепараторах, применяемых в настоящее время в Делаверском бассейне (Западный Техас), после дросселя поток направляется через горизонтальную отбойную расширительную камеру и далее через линию большого диаметра в сепаратор. Сверху от сепаратора отходит газовая линия диаметром 178 мм или более. Через отверстие вблизи дна буровой раствор самотеком поступает в емкость вибросита, кото-
рая должна быть поднята на достаточную высоту, чтобы в сепараторе оставался некоторый объем бурового раствора.
Важным элементом в этом устройстве является манифольд, связанный с выкидными линиями дросселей (см. рис. 6.4). Линии дросселирования заканчиваются в расширительной камере, из которой поток может направляться в отбойную камеру или в сепаратор. Требования к давлению невысоки, за исключением тех случаев, когда происходит замерзание или закупорка. Чтобы предотвратить эти нежелательные явления, применяются установки с высоким рабочим давлением (21—35 МПа) и конструкция должна быть достаточно жесткой, чтобы противостоять абразивному износу и вибрации. Выкидные линии дросселей после сборной гребенки для уменьшения износа снабжены специальными износостойкими отбойниками. Для изоляции дроссселей при ремонте между ними и гребенкой должны устанавливаться задвижки.
Выходные линии должны тщательно закрепляться вместе с сопутствующим оборудованием.
Подвесные пробки
Применение подвесных пробок для испытания сборки превенторов описано в гл. 4, а одна из пробок показана на рис. 4.7. После установки пробки в колонной головке и извлечения бурильных труб, на которых спускали пробку, превентор с глухими плашками может быть закрыт и испытан через боковой отвод в корпусе. Подвесные пробки могут использоваться также для уплотнения колонной головки, если необходимо работать на сборке ОП ниже плашечных превенторов. В этом случае в скважину должна быть спущена колонна, вес которой достаточен для противодействия любому возникающему в скважине давлению. При необходимости давление может снижаться через отводные линии от колонной головки. Эта операция осуществляется в аварийной ситуации.
Насосы для гидравлических испытаний оборудования
Хотя для гидравлических испытаний ОП часто используются цементировочные агрегаты, они не всегда имеются на буровой. Для испытаний линий управления превенторами можно использовать насосно-аккумуляторные установки. Сборка превенторов и соединения обычно опрессовываются водой, которая не должна смешиваться с рабочей жидкостью, применяемой в системах гидравлического управления. Для опрессовки пригодны ручные насосы, развивающие давление 35 МПа. Часто используются очень удобные испытательные насосы с пневматическим приводом, развивающие давление 35 МПа и выше (поставляются фирмами —изготовителями насосно-аккумуляторных установок).
Глава 10
ХАРАКТЕРИСТИКА ФОРМАЦИЙ
ВЫЯВЛЕНИЕ АНОМАЛЬНО ВЫСОКИХ ДАВЛЕНИЙ
Практически любое отклонение пластового давления от давления, соответствующего нормальному градиенту гидростатического давления, считается аномальным независимо от того, каким будет это отклонение — со стороны высоких или низких значений. При бурении и капитальном ремонте скважин завышенное давление обычно считается аномально высоким. Причины возникновения и отдельные случаи проявления аномально высокого давления всесторонне рассматриваются в работе Фертля [1]. Ниже дается краткое и, возможно, довольно упрощенное описание этого явления, чтобы понять взаимозависимости, проявляющиеся при бурении скважин.
В природе наблюдаются непрерывный процесс эрозии земной коры, находящейся над уровнем моря, и осаждение продуктов эрозии в море. Крупнозернистые пески осаждаются ближе к берегу, а мелкозернистые — дальше в море. Однако в результате вариаций интенсивности эрозии и скорости переноса материала в одном месте наблюдаются чередования крупно- и мелкозернистого материала. По мере накопления слоя осадков происходит уплотнение материала благодаря увеличению веса вышележащих пород. Это приводит к медленному течению воды, обычно направленному вверх, чему препятствует уменьшающаяся проницаемость осадочного слоя.
Как песчаные пласты, так и глинистые сланцы сформировались за счет уплотнения мелких частиц, однако пески сопротивляются уплотнению гораздо больше, чем глины, из-за контакта зерен. В результате пористость глин с глубиной уменьшается. На заданной глубине давление вышележащих пород воспринимается как скелетом породы, так и насыщающим ее флюидом. Характер этих зависимостей можно видеть на рис. 10.1, А.
Когда уплотнение протекает нормально, пластовые флюиды обычно имеют градиент давления приблизительно 10,5 кПа/м. Если допустить, что градиент горного давления равен 22,6 кПа/м, то градиент давления на скелет породы составит 12,1 кПа/м (это допущение часто используется, однако оно справедливо только на больших глубинах или в приподнятых более старых уплотненных породах). Песчаные пласты обычно имеют такое же поровое давление, как и соседние уплотненные глинистые сланцы.
В интервалах с аномально высоким давлением процессу уплотнения мешает некоторый механизм закупоривания, в результате чего пористость глинистых сланцев оказывается больше нормальной и флюиды воспринимают более высокое давление, чем обычно (см. рис. 10.1, А). Интервалы глинистых сланцев с аномально высоким давлением на площадях, где встречаются
Рис. 10.1. Связь пористости и давления с глубиной залегания глинистых сланцев. Горное давление р0 равно давлению пластовых флюидов pt плюс давление на скелет породы р8.Давление: 1 — нормальное; 2 — аномальноеРис. 10.1. Связь пористости и давления с глубиной залегания глинистых сланцев. Горное давление р0 равно давлению пластовых флюидов pt плюс давление на скелет породы р8.Давление: 1 — нормальное; 2 — аномальное
Рис. 10.1. Связь пористости и давления с глубиной залегания глинистых сланцев. Горное давление р0 равно давлению пластовых флюидов pt плюс давление на скелет породы р8.
Давление: 1 — нормальное; 2 — аномальное
Рис. 10.1. Связь пористости и давления с глубиной залегания глинистых сланцев. Горное давление р0 равно давлению пластовых флюидов pt плюс давление на скелет породы р8.
Давление: 1 — нормальное; 2 — аномальное
чередующиеся песчано-глинистые формации, часто называют не- доуплотненными глинами.
Благодаря существованию корреляционной связи между пластовым давлением и пористостью глинистых сланцев имеются возможности прогнозирования зон аномально высокого давления и его количественной оценки на основании прямых и косвенных измерений изменения пористости глин с глубиной. Практическая ценность таких измерений заключается в том, что они позволяют регулировать плотность бурового раствора для предотвращения нефтегазоводопроявлений и (или) обвалов глинистых сланцев во время бурения. Основная процедура заключается в том, чтобы выявить тенденцию уменьшения пористости глинистых сланцев с глубиной путем построения соответствующего графика в полулогарифмическом масштабе и обнаружить отклонения от этой тенденции. Подобные отклонения свидетельствуют о существовании зоны с аномально высоким давлением, а амплитуда этого отклонения на любой конкретной глубине определяет значение аномального давления. Иногда у кровли зоны с аномально высоким давлением удается выявить более плотный изолирующий слой (см. рис. 10.1, В).
Изменение пористости глинистых сланцев обычно отражается на графиках относительных параметров. По мере уменьшения пористости интервальное время пробега упругой волны, получаемое по диаграмме акустического каротажа или по сейсморазведочным данным, уменьшается, удельное электрическое сопротивление увеличивается (удельная проводимость снижается), плотность глинистых сланцев возрастает, механическая скорость бурения снижается и теплопроводность уменьшается. Все эти корреляции используются для построения линии нормального уплот-
нения глинистых сланцев и определения отклонений, которые позволяют качественно и количественно прогнозировать давление, как будет показано ниже.
Такое упрощенное представление о возникновении и прогнозировании аномально высокого давления непосредственно применимо к осадочным бассейнам, сложенным почти исключительно песчано-глинистыми последовательностями. Методы прогнозирования усложняются в результате разрыва линий нормального уплотнения, обусловливаемого тектоническими нарушениями; вариациями плотности скелета глинистых'сланцев из за изменения минерального состава; изменениями удельного электрического сопротивления (или удельной проводимости) вследствие изменения минерализации воды по мере ее освобождения из глин в процессе их уплотнения или диагенезиса; расширением ствола скважины, влияющим на данные каротажа; срабатыванием долота, которое влияет на скорость механического бурения, и вариациями скорости циркуляции, которые отражаются на температуре бурового раствора. Когда прогнозирование выполняется особенно тщательно, получаемые результаты будут достаточно точными, что окажет большую помощь в бурении.
К сожалению, возникновение аномально высокого давления и его численное значение не всегда могут быть прогнозированы на основании линии нормального уплотнения глинистых сланцев.
Для того чтобы существовали пласты с аномально высоким давлением, должны присутствовать непроницаемые или почти непроницаемые барьеры, в противном случае давления должны выровняться. В процессе осадконакопления такой барьер должен воспринимать напряжения без нарушения изоляции. Герметичность барьера часто достигается осаждением непроницаемых материалов либо уплотнением, сопровождаемым геохимическими реакциями. Изоляция может обеспечиваться массивными отложениями глин, солей, ангидрита, гипса, мела, известняка или доломита. Горизонтальные барьеры могут образовываться в результате тектонических нарушений. При бурении герметизирующий барьер приходится нарушать, чтобы перейти из пласта с нормальным давлением в зону с аномально высоким давлением. Часто такой барьер может быть выявлен в процессе бурения, что дает основания ожидать в дальнейшем высокое давление.
Непроницаемые барьеры, сложенные, например, солями или ангидритами, прерывают процесс уплотнения глин, так что линии нормального уплотнения глин, которые являются основой Для количественного прогнозирования давлений, не могут быть точно определены. В этих обстоятельствах разбуривание таких барьеров может служить предупреждением наличия зон с аномально высоким давлением, но прогнозирование численного значения давления становится еще более эмпирическим делом, во многом зависимым от корреляций с ближайшими скважинами, в которых пластовые давления известны.
Методы прогнозирования, выявления и оценки аномально высоких пластовых давлений*
Источник информации
Индикаторы давления
Время регистрации
Геофизические методы
Сейсморазведка (скорость прохождения упругих волн в пласте) Гравиразведка Магниторазведка Электроразведка
До начала бурения скважины
Параметры бурения
Скорость бурения d-экспонента Модифицированная d-экспонента
Уравнения скорости бурения Пористость и давление пласта по данным, характеризующим показатели бурения
Каротаж в процессе бурения
Вращающий момент
Нагрузка на крюке
Во время бурения
Параметры бурового раствора
Газирование бурового раствора Плотность бурового раствора, выходящего из скважины Выбросы
Температура бурового раствора, выходящего из скважины
Удельное сопротивление, содержание хлоридов и другие новые методы
Уровень и суммарный объем бурового раствора в емкостях Долив бурового раствора в скважину
Расход закачиваемого бурового раствора
Во время бурения (с запаздыванием на время, требуемое для выхода бурового раствора из скважины)
Параметры шлама при разбуривании глинистых сланцев
Объемная плотность
Фактор глин
Объем, форма и размер
Новые методы
В процессе бурения (с запаздыванием на время, требуемое для выхода бурового раствора из скважины)
* Другие методы (более или менее прямые, но обычно не такие точные) включают измерения устьевого давления в колонне насосно-компрессорных труб. Для определения пластового давления к результатам измерения на устье необходимо добавить гидростатическое давление флюида в колонне насосно-компрессорных труб.
Источник информации
Индикаторы давления
Время регистрации
Каротаж
Электрокаротаж: удельное сопротивление,проводимость,
пластовый фактор глин, изменение минерализации Интервальное время (акустический каротаж) Объемная плотность Водородный показатель Поперечное сечение захвата тепловых нейтронов Ядерно-магнитный резонанс Скважинная гравиметрия
После бурения
Прямые методы измерения давления
Глубинные манометры
Опробование пластоиспытате- лем на бурильных трубах Исследование пласта приборами, спускаемыми на кабеле
При испытании или освоении скважины
В процессе бурения, особенно в условиях, близких к сбалансированным, имеется несколько признаков аномально высокого давления, которые могут оказаться весьма полезными.
Фертль [1] довольно подробно описал различные методы прогнозирования, выявления и оценки аномально высоких давлений (табл. 10.1). Ниже рассматриваются лишь методы, непосредственно пригодные для улучшения буровых операций.
До начала бурения
Сейсмические данные
До начала разведочного бурения следует изучить все имеющиеся геологические и геофизические данные, чтобы выявить аномалии давления на площади, особенно неглубоко залегающие газоносные пески.
Сейсмическая информация может использоваться для оценки литологии, глубины залегания кровли пластов, а иногда и аномального давления [2]. Акустические волны поглощаются газом, а границы раздела между заполненными газом, а также покрывающими и подстилающими слоями обладают высокой отражательной способностью. Неглубокозалегающие газоносные пласты на сейсмических профилях проявляются как «яркие пятна». Иногда и более глубокозалегающий газ удается выявить при использовании подходящих методов обработки сейсморазведочных данных. Пласт с аномальным давлением на больших глубинах
Рис. 10.2. Яркие пятна — индикаторы аномалии:.
/ — глинистые сланцы; 2 — газонасыщенные пески; 3 — водонасыщенные пески; 4 — яркие Пятна
может быть обнаружен по изменению интервальной скорости по разрезу (интервальная скорость — это скорость распространения акустической волны в определенном интервале глубин, являющаяся величиной, обратной интервальному времени).
Данные сейсморазведки, полученные с высокой разрешающей способностью с помощью близко расположенных сейсмоприемников, наиболее полезны для выявления неглубокозалегающих газовых пластов, которые ответственны за многочисленные случаи открытого фонтанирования в море. Рис. 10.2 является иллюстрацией сейсмического разреза, построенного на основании таких данных и отражающего наличие «ярких пятен» — индикаторов присутствия неглубоко залегающего газового пласта. При малых расстояниях между сейсмоприемниками можно произвести фокусировку на неглубокозалегающие пласты; это позволяет лучше распознавать признаки газа и литологию верхней части разреза, чем при обычной сейсмосъемке с сильно разнесенными сейсмоприемниками. УМР США и Норвежский нефтяной директорат требуют, чтобы при проведении таких съемок в море обязательно присутствовал их представитель.
На сейсмических разрезах часто удается выявить интервалы с аномальным давлением благодаря отсутствию отражений ниже уплотненных глинистых сланцев. Вследствие уменьшения отношения песков и глин на сейсморазрезах во многих интервалах с аномально высоким давлением нередко не удается распозна- 240
мкс/ммкс/м
мкс/м
мкс/м
Рис. 10.3. Интервал глинистых сланцев с аномальным давлением в южной части шт. Луизиана:
а — высокое давление на забое скважины; Ъ — нормальное давление на забое скважины; с — уровень моря; d — кровля зоны высокого давления
Рис. 10.4. Сопоставление интервального времени пробега сейсмоволны с данными акустического каротажа:
1 — прогнозы по данным сейсморазведки; 2 — интегральные характеристики акустического каротажа. Кровля зоны аномального давления: 3 — фактическая; 4 — прогнозная; 5 — линия нормального уплотнения
вать хорошо отражающие границы и характерные черты интервала. Это особенно справедливо для диапировых глин и солей. На рис. 10.3 показан интервал с аномальным давлением. Здесь при бурении скважин было четко подтверждено наличие аномального давления в сводовой части структуры. Сейсморазрезы обычно строятся в зависимости от полного времени пробега волны, которое может быть пересчитано в глубину. Неточности в расчетах могут быть скорректированы на основе скважинных данных. В рассматриваемом случае зоны повышенного давления могут ожидаться и в других скважинах, бурящихся вдоль профиля сейсмосъемки.
В других случаях могут стать очевидными тектонические нарушения, которые поднимают или опускают интервал с аномальным давлением. В некоторых случаях на существование нижней границы интервала с высоким давлением может указать возобновление четких отражений. На площадях со скальными породами, где аномальное давление проявляется не так четко, корреляция литологии с отраженными сигналами позволяет прогнозировать глубину залегания известного интервала с высоким давлением.
Для прогнозирования глубины залегания кровли зоны аномального давления и его численного значения должен быть построен график интервальной скорости (или интервала времени пробега сейсмоволны) от глубины на основе данных, полученных от ближайших пунктов взрыва к предполагаемой точке заложения скважины. Геофизики обычно составляют такие графики только для отдельных интервалов сейсморазреза.
В прошлом интервальные скорости обычно определялись только между четкими отражающими границами, поэтому эти скорости усреднялись для длинных интервалов (вплотьдо300м). На рис. 10.4 сопоставляется интервальное время пробега сейсмоволны с данными акустического каротажа. В то время как отклонение от линии нормального уплотнения, определяющее положение кровли в интервале глинистых сланцев с повышенным давлением, четко выделяется по данным акустического каротажа, провести линию нормального уплотнения по данным сейсморазведки и выделить отклонение от этой линии ближе чем на 150— 300 м от кровли зоны повышенного давления (по акустическим данным) чрезвычайно трудно. Кроме того, степень отклонения от нормы в интервале с аномальным давлением будет разной из-за неодинаковых количественных оценок аномального давления по длине интервала. Подобная общая обработка данных представляет минимальную ценность для буровых операций.
Совсем недавно благодаря усовершенствованиям методов получения и обработки сейсморазведочных данных появилась возможность определять интервальные скорости для гораздо меньших интервалов. Графическая зависимость, построенная по таким данным, значительно более полезна. На рис. 10.5, заимствованном из работы Дюмонта и Пурди [3], дан пример такого гра- 242
Эквивалентная- Предлагаемая
Рис. 10.5. Оценки глубины залегания зоны аномального давления и его численного значения по сейсморазведочным данным:
1 — зона вечной мерзлоты; 2 — несцементированные отложения; 3 — глинистые сланцы с нормальным давлением; 4—преимущественно водоносные песчаные пласты; 5 — газоносные пески; 6 — глины; 7 — покрывающие породы; 8 — глинистые сланцы с аномально высоким давлением. Плотность бурового раствора: 9 — кажущаяся; 10— требуемая; 11 — 660-мм ствол; 12 — 508-мм обсадная колонна до глубины 230 м; 13 — 444-мм ствол; 14 — 340-мм обсадная колонна до глубины 1200 м (градиент давления разрыва соответствует эквивалентной плотности бурового раствора 1630 кг/м3); 15 — ЗП-мм ствол; 16— 244-мм обсадная колонна до глубины 3000 м (градиент давления разрыва соответствует эвивалентной плотности бурового раствора 2020 кг/м3); 17— 216-мм ствол; 18 — проектная глубина скважины 4100 м
фика. На нем показана зависимость интервального времени пробега сейсмоволны от глубины для скважины в дельте р. Маккензи, Канада. На графике отчетливо видны подошва зоны вечной мерзлоты, подошва крупного галечника, интервалы газо- и водонасыщенных песков, а также верхняя часть интервала с аномальным давлением. Количественные оценки аномального
давления можно сделать с помощью палетки, разработанной для этой площади.
Для подобных анализов требуются хорошие первичные данные, высокое качество суммирования данных сейсморазведки методом многократных перекрытий для исключения ложных и многократных отражений и тщательная обработка. Однако такие анализы очень редко бывают возможны.
Знать (хотя бы приближенно), что на некоторой глубине может встретиться зона с аномальным давлением, очень важно, даже если точное значение давления неизвестно. Согласно статистическим исследованиям Вебера и Пенхолоу [4], на площадях у Техасского побережья Мексиканского залива в 80 % случаев погрешность в определении кровли различных формаций в интервале 1500—3660 м составляла 2 % общей глубины. На глубинах ниже 4500 м такая же погрешность достигалась только в 50 % случаев. Данные по району с крепкими породами (бассейн Анадарко, шт. Оклахома), представленные Лауденом и др. [5], показали, что точность определения кровли пластов на этой площади достаточно высокая до глубин примерно 6700 м.
Полученные при сейсморазведке значения интервального времени обычно наносят на график в логарифмическом масштабе в функции глубины (см. рис. 10.5). Проводят линию нормального
Рис. 10.6. Связь интервального времени при акустическом каротаже с градиентом пластового давления и эквивалентной плотностью бурового раствора для трех осадочных бассейнов:1 — Северное море; 2 — Южно-Китайское море; 3 — Мексиканский заливРис. 10.6. Связь интервального времени при акустическом каротаже с градиентом пластового давления и эквивалентной плотностью бурового раствора для трех осадочных бассейнов:1 — Северное море; 2 — Южно-Китайское море; 3 — Мексиканский заливРис. 10.7. Связь интервального времени с глубиной по данным сейсморазведки и значением эквивалентной плотности бурового раствора в одной из скважин Мексиканского залива:1 — линия нормального уплотнения; 2 — кровля зоны аномального давленияРис. 10.7. Связь интервального времени с глубиной по данным сейсморазведки и значением эквивалентной плотности бурового раствора в одной из скважин Мексиканского залива:1 — линия нормального уплотнения; 2 — кровля зоны аномального давленияуплотнения и экстраполируют ее до интервала с повышенным давлением. На любой глубине разница между наблюденным (АДабл) и экстраполированным (А^норм) значениями интервального времени служит показателем аномального давления. Обычно при-
Рис. 10.6. Связь интервального времени при акустическом каротаже с градиентом пластового давления и эквивалентной плотностью бурового раствора для трех осадочных бассейнов:
1 — Северное море; 2 — Южно-Китайское море; 3 — Мексиканский залив
Рис. 10.6. Связь интервального времени при акустическом каротаже с градиентом пластового давления и эквивалентной плотностью бурового раствора для трех осадочных бассейнов:
1 — Северное море; 2 — Южно-Китайское море; 3 — Мексиканский залив
Рис. 10.7. Связь интервального времени с глубиной по данным сейсморазведки и значением эквивалентной плотности бурового раствора в одной из скважин Мексиканского залива:
1 — линия нормального уплотнения; 2 — кровля зоны аномального давления
Рис. 10.7. Связь интервального времени с глубиной по данным сейсморазведки и значением эквивалентной плотности бурового раствора в одной из скважин Мексиканского залива:
1 — линия нормального уплотнения; 2 — кровля зоны аномального давления
меняется количественная корреляция (рассматривается ниже), разработанная для интерпретации данных акустического каротажа, однако такие корреляции могут изменяться в зависимости от географического расположения площади. На рис. 10.6 показаны корреляции с требуемыми плотностями буровых растворов для трех осадочных бассейнов. На рис. 10.7 дан пример использования палетки, разработанной для площадей на юге Техаса Пе- небакером [6], который первый доказал возможность применения сейсмических данных для прогнозирования пластового давления. Для шкалы глубин он предпочитал использовать логарифмический масштаб.
Сейсморазведочным данным присущи определенные недостатки в сравнении с данными акустического каротажа, поскольку они имеют тенденцию к усреднению интервального времени пробега сейсмических волн в глинизированных песках, в то- время как интервальное время пробега в песках может быть исключено путем нанесения на график данных каротажа. Даже при наличии оптимальных данных сейсморазведки и успешной обработке результатов интервальное время получают для значительного интервала. Тем не менее сейсморазведочные данные во многих случаях могут представлять большой интерес, но обычно используются недостаточно.
Соседние скважины
При оценке пластового давления необходимо использовать данные по ранее пробуренным на рассматриваемой площади скважинам. Данные об эксплуатационных испытаниях скважин, опробовании пластов испытателем, спускаемым на бурильных трубах,, испытании пластов и о проявлениях особенно важны для прогнозирования пластового давления. Каротажные диаграммы, записанные в соседних скважинах, должны изучаться с целью корреляции и для помощи в оценке пластового давления. Подобная информация важна также при выборе конструкции скважины и в процессе бурения. Некоторые компании в план бурения скважины включают графические зависимости расчетного пластового давления и градиента гидроразрыва от глубины.
В процессе бурения
Во время бурения несколько индикаторов аномального давления помогают избежать серьезных нефтегазоводопроявлений. Каротажные устройства используются для измерения параметров бурения и помогают оценить эти индикаторы. Некоторые из них представляют собой простейшие газокаротажные приборы, в то время как более сложные устройства обеспечивают сбор, выборку данных и воспроизведение соответствующих параметров в графическом виде непосредственно в процессе бурения. Основная цель этого — выявить увеличение порового давления во время
разбуривания непроницаемой породы, чтобы перед проходкой проницаемых слоев можно было изменить плотность бурового раствора; в противном случае не исключено проявление.
Скорость проходки
При разбуривании барьера давления на площадях с песчано-глинистым разрезом может отмечаться снижение скорости проходки. Во время бурения в недоуплотненных (с аномальным давлением) глинистых формациях можно ожидать заметного увеличения скорости проходки. В переходной зоне механическая скорость бурения будет продолжать увеличиваться. Такой эффект особенно реален на площадях с преобладанием песчано-глинистых пород, но в районах с крепкими породами могут существовать тонкие прочные непроницаемые барьеры, выявить которые гораздо труднее. Увеличение скорости бурения может свидетельствовать о существовании аномального давления, но скорость проходки зависит от многих параметров. Нагрузка на долото, частота вращения ротора, диаметр, тип и степень затупленности долота, плотность бурового раствора и условия промывки скважины —все эти параметры независимо друг от друга влияют на механическую скорость бурения.
Когда нагрузка , на долото, частота вращения ротора, степень затупленности и тип долота, плотность бурового раствора и условия промывки скважины остаются неизменными, скорость проходки в глинистых сланцах с нормальным давлением равномерно уменьшается с глубиной. Если построить график ее изменения с глубиной, то можно выявить увеличение скорости проходки в переходной зоне. Однако литологические изменения (например, переход крепких глинистых сланцев в песчанистые либо илистые глины) могут вызвать аналогичное изменение скорости проходки. Когда имеется крепкий пропласток (покрышка), например барьер давления, уменьшение скорости проходки непосредственно выше переходной зоны помогает идентифицировать ее.
Скорости проходки обычно усредняются через каждые 1,5— 3 м. В глинистых сланцах с нормальным давлением необходимо установить линию нормального уплотнения глин, чтобы можно было выявить изменения скорости бурения. Изменение любого из перечисленных переменных параметров ограничивает пригодность этого метода.
d-экспонента
Поскольку скорость проходки зависит от большого числа переменных, модель, нормализующая влияние этих переменных, позволяет прогнозировать аномальные давления в процессе бурения. Джорден и Ширли [7] применили ранее использовавшуюся [8] концепцию «буримости» для нормализации скорости проходки 246
d = экспонентаd = экспонентаРис. 10.8 Сравнение графиков d- и dc-экспоненты в одной и той же скважине.. Обсадная колонна спущена до глубины 2654 м. Видно, что dc-экспонента более- четко определяет зону аномально высокого давленияРис. 10.8 Сравнение графиков d- и dc-экспоненты в одной и той же скважине.. Обсадная колонна спущена до глубины 2654 м. Видно, что dc-экспонента более- четко определяет зону аномально высокого давления
d = экспонента
d = экспонента
Рис. 10.8 Сравнение графиков d- и dc-экспоненты в одной и той же скважине.. Обсадная колонна спущена до глубины 2654 м. Видно, что dc-экспонента более- четко определяет зону аномально высокого давления
Рис. 10.8 Сравнение графиков d- и dc-экспоненты в одной и той же скважине.. Обсадная колонна спущена до глубины 2654 м. Видно, что dc-экспонента более- четко определяет зону аномально высокого давления
с учетом частоты вращения ротора, нагрузки на долото и диаметра ствола скважины; d-экспонента рассчитывается по следующему уравнению:
d = log_^/log^^-, ь 196.8W b D
где R— скорость проходки, м/мин; N — частота вращения ротора,. мин-1; W—нагрузка на долото, кН; D — диаметр долота, мм.
Поскольку d-экспонента есть индикатор буримости, графическую зависимость d-экспоненты от глубины в глинистых интервалах можно использовать для выявления аномального давления (рис. 10.8). Ненормальности при бурении в песках должны быть исключены. Значения d-экспоненты обычно увеличиваются с глубиной, но в переходных зонах они становятся ниже нормальных. Иногда, когда используются долота с зубьями из карбида вольфрама или алмазные долота, в формуле d-экспоненты диаметр- долота уменьшается на 25 мм. Графики d-экспоненты часто используются совместно с методом эквивалентной глубины, что будет обсуждаться позднее.
Нс-экспонента
Наряду с буримостью пород d-экспонента характеризует также разницу между пластовым и забойным давлениями. Изменение плотности бурового раствора оказывает влияние на d-экспоненту. Рем и Мак-Клендон [9] отметили, что разные плотности бурового раствора могут быть приближенно нормализованы с помощью следующего соотношения:
dc = d(p1/p2),
Плотность бурового
Рис. 10.9. Пример графика модифицированной d-экспоненты в глинистых сланцах, песчанистых глинах, известняке и доломите:
1 — фактическая плотность используемого бурового раствора; 2 — рекомендуемая плотность бурового раствора, определенная по модифицированной d-экспоненте; 3 — башмак обсадной колонны на глубине 1020 м; 4— герметизирующий глинистый слой при плотности бурового раствора 1320 кг/м3; 5—проявление; 6 — пасчаник; 7 —глина; 8 — конгломе- •рат; 9 — известняк; 10 доломит
где dc — модифицированная ^/экспонента в соответствии с фактической плотностью бурового раствора; pi — начальная плотность бурового раствора, кг/м3; рг — текущая плотность бурового раствора, кг/м3.
Графики г/с-экспоненты улучшают определение зон аномального давления (см. рис. 10.8) и исключают уменьшение </-экспо- ненты с повышением плотности бурового раствора.
На рис. 10.9 иллюстрируются графики dc-экспоненты и рекомендуемой плотности бурового раствора, обеспечивающей уравновешивание порового давления. Из этих графиков следует, что данный индикатор аномального давления весьма подвержен влиянию литологии. Например, при переходе из глинистых сланцев в песчанистые глины (на глубине примерно 3000 м) скорость проходки и, следовательно, значение dc-экспоненты увеличиваются с возрастанием порового давления. Рекомендуемая плотность бурового раствора, если слепо следовать кривой dc-экспоненты, будет чрезмерной в интервале 3000—3100 м. После спуска обсадной колонны до глубины 3345 м плотность бурового раствора и диаметр долота уменьшились, что потребовало перехода от линии нормального уплотнения В к линии Вь
В интервале 3580—3770 м литология (известняк) не изменяется и кривая dc-экспоненты свидетельствует об увеличении порового давления. Несмотря на то что пласт представлен известняком, а не глинистым сланцем, увеличение пластового давления подтвердилось последующим проявлением.
Однако известняк не уплотняется подобно глине, и возможность использования линии нормального уплотнения известняка сомнительна. Варьирование значений dc может быть обусловлено изменением литологии. Об этом свидетельствовали данные газового каротажа по всей площади, а не признаки изменения давления, даже в случае проявления.
Графики dc-экспоненты для крепких пород полезны при литологической корреляции; кроме того, они помогают прогнозировать поровое давление, если известно, что коррелируемый пласт с повышенным давлением находится в другой скважине, а прямых признаков повышенного давления почти нет. Часто увеличение скорости бурения или уменьшение значения dc является лишь признаком пористости, а не давления.
В заключение следует отметить, что d- и dc-экспоненты позволяют прогнозировать аномальные давления только в массивных разрезах глинистых сланцев. Литологические изменения, например увеличение содержания песка, указывают на существование переходной зоны там, где ее нет. Ненормальности при разбуривании песчаных слоев должны быть исключены. Такие литологические изменения невозможно точно определить, пока не будут исследованы образцы выбуренной породы. Несмотря на то что достоинство полностью разработанного графика d- или dc- экспоненты очевидно, особенно после проявления, для прогнозирования аномального давления в процессе бурения потребуются и другие индикаторы.
Модифицированная d-экспонента нормализует некоторые переменные, кроме гидравлических сопротивлений, типа долота и степени затупленности долота. Она также некорректно допускает, что скорость бурения линейно связана с частотой вращения ротора. Однако при тщательной обработке d-экспонента часто оказывается весьма полезной.
Скорость бурения и (или) d-экспонента коррелируется с каротажными диаграммами, полученными в соседней скважине. Скорость бурения может быть повторно записана или заново нанесена на график с тем же масштабом глубины, в котором записаны каротажные диаграммы в соседней скважине. Для корреляции с данными по соседней (соседним) скважине может быть использована именно такая диаграмма скорости бурения.
Каротажные диаграммы скорости бурения и пористости
С появлением усовершенствованных систем сбора данных начали внедряться все более комплексные подходы к выявлению аномального давления в процессе бурения. Янг [10] и Уордлоу [11] составили уравнения скорости бурения, которые пригодны для определенных площадей, но при этом содержание глин в разрезе должно оставаться почти постоянным.
Совсем недавно были разработаны методы моделирования, по существу, всех параметров бурения. Варианты уравнений скорости бурения были предложены Бургуайном и др. [12], Белотти и Жерардом [13], которые внесли существенный вклад в улучшение технологии на конкретных площадях.
В общем скорость проходки характеризуется рядом функций, которые нормализуют каждый параметр бурения. Константы, входящие в эти функции, определяются путем регрессивного анализа по бурящимся скважинам и в меньшей степени по уже пробуренным на площади скважинам. Псевдопористость определяется по расчетной прочности пород, оцениваемой на основе их нормализованной буримости. Строится график псевдопористости от глубины. Эти расчеты проводятся с учетом эмпирической информации относительно типа долота и его износа. Для подобного анализа на ЭВМ требуется редукция данных, которые можно получить с помощью определенных каротажных приборов. На рис. 10.10 показана хорошая коррелируемость данных, получаемых разными методами, однако для этого требуется значительный опыт работ на отдельных площадях, а иногда и произвольная корректировка. Такая хорошая корреляция данных возможна далеко не всегда.
Изменение содержания газа в буровом растворе
Непрерывный контроль за содержанием газа в буровом растворе полезен для определения относительного равновесия между давлением столба бурового раствора и пластовым давлением. Вопреки мнению некоторых специалистов, одиночные измерения бесполезны; важно непрерывно следить за изменением содержания фонового газа и газа, поступающего в скважину при соединении бурильных труб. Для эффективного использования этих показателей бурение необходимо вести почти при равновесных условиях, «чтобы можно было услышать, о чем рассказывает 250
Рис. 10.10. Диаграмма сигма-каротажа (мгновенного каротажа твердости пород в функции глубины) хорошо коррелируется с обычными каротажными данными:
а — сигма-каротаж; b — каротаж ПС; с — индукционный каротаж; d — акустический каротаж; е — компенсированный плотностной каротаж
скважина». Изменения содержания газа в буровом растворе определяются местными условиями и интерпретируются отчасти на основании расчетов, а частично на основе интуиции, причем в обоих случаях большую роль играет опыт интерпретатора.
Обычно газ регистрируется в условных единицах. Это нестандартная величина, причем при 100 %-ной доле газа эквивалент-
ное число единиц изменяется от 600 до 3000 в зависимости от типа газового детектора. Общее содержание газа и содержание отдельных легких углеводородов определяются и наносятся на график с помощью газокаротажных станций.
Фоновый газ в небольших количествах непрерывно поступает в выходящий из скважины буровой раствор в основном в результате разбуривания пласта. Этот газ содержится в выбуренной породе, поднимаемой потоком бурового раствора к устью. Однако буровой раствор на нефтяной основе или эмульгированное соляровое масло в буровом растворе на водной основе могут также стать причиной появления фонового газа. Временное увеличение содержания фонового газа может быть вызвано добавлением к буровому раствору свежего солярового масла.
При разбуривании пористых пластов содержание фонового газа (иногда называемого газом бурения) может быть сравнительно высоким во время вымыва шлама из таких пластов; однако если приток в скважину не обнаруживается, то плотность раствора не следует увеличивать, основываясь только на появлении фонового газа. Пока разбуривается непрерывная песчаная пачка (долото еще не вскрыло герметичный барьер) и приток из пласта в скважину отсутствует, аномального увеличения пластового давления в пласте не произойдет. Содержание газа должно снизиться до прежнего фонового уровня при разбуривании следующей пачки глинистых сланцев. Обычно перерыв в бурении сопровождается увеличением содержания фонового газа. При высокой доле газа производится хроматографический анализ газа и оценивается возможность притока в скважину, о чем свидетельствует повышение доли тяжелых фракций газа.
Увеличение содержания фонового газа при бурении в массивной пачке глинистых сланцев является признаком роста пластового давления. Кроме того, непрерывное увеличение содержания фонового газа во время разбуривания различных глинистых интервалов, которые находятся между песками или пористыми крепкими породами, может служить признаком роста пластового давления.
Фоновый газ в сочетании с газом, поступающим в скважину при соединении бурильных труб, свидетельствует о близости состояния равновесия между гидростатическим давлением столба бурового раствора и пластовым давлением в проницаемых породах.
Газ, поступающий в скважину при соединении бурильных труб, является показателем равновесия между гидростатическим давлением столба бурового раствора и давлением в разбуриваемом проницаемом пласте. Если увеличения содержания газа сверх фонового нет, то следует отметить отсутствие газа, поступающего в скважину при соединении труб. Сведения о нем обычно даются в суммарных условных единицах, включая фоновый газ. Однако некоторые операторы газокаротажных станций 252
сообщают только о газе, поступающем в скважину при соединении бурильных труб, т. е. сверх фонового.
Когда насосы останавливают, забойное давление уменьшается на величину, равную гидравлическим сопротивлениям в затрубном пространстве. Последние могут изменяться от пренебрежимо малых до значения, соответствующего эквивалентной плотности бурового раствора 60 кг/м3 в зависимости от геометрии скважины, глубины и свойств бурового раствора. Небольшой дебаланс, вызванный остановкой насосов, может вызвать приток пластового флюида, который слишком мал, чтобы обнаружить его на выходе из скважины, но эти малые притоки можно различить по газу, поступающему в скважину при соединении бурильных труб. Интенсивность притока зависит как от степени неуравновешенности, так и от проницаемости пласта. Однако плотность бурового раствора повышать совсем не обязательно, если уровень содержания газа возвращается к устойчивому фоновому значению.
При бурении на площадях с высокопроницаемыми породами, таких, которые встречаются в Мексиканском заливе, Северном море или в Юго-Восточной Азии, плотность бурового раствора часто регулируется так, чтобы поддерживать низкий уровень фонового газа (примерно 1 %), а отношение содержания газа, поступающего при соединении бурильных труб, к фоновому содержанию, что иногда оговаривается,— примерно равно единице (при этом может быть некоторое допустимое увеличение на свабирование, зависящее от параметров бурового раствора). Это типично, но не должно быть правилом, так как зависит от условий работы на конкретной площади, используемого оборудования и квалификации персонала.
В районах с крепкими породами и ниже 4800 м в Мексиканском заливе могут встречаться плотные пласты со сравнительно высоким избыточным давлением. Они являются причиной увеличения содержания как фонового газа, так и газа при соединении бурильных труб. Когда плотность бурового раствора не повышают, эта ситуация требует тщательного выполнения операций по доливу при подъеме труб из скважины.
Газ, поступающий в скважину при подъеме труб, указывает на небольшое свабирование и, возможно, поступает из плотных пластов (крепких пород). Обычно содержание такого газа тем выше, чем ближе значения гидростатического давления столба бурового раствора и пластового давления, причем это особенно проявляется при разбуривании песчаных пластов. Использование этого газа в качестве индикатора аномального давления ограничено малой частотой спуско-подъемных операций и большими вариациями общего времени на них. Наличие такого газа не свидетельствует о необходимости увеличения плотности бурового раствора, если только скважина не начинает проявлять.
Во всех случаях содержания газа в выходящем из скважины растворе только проверка на приток покажет, имеется ли необходимость немедленно увеличивать плотность бурового раствора.
253
Плотность глинистых сланцев
Плотность глинистых сланцев обычно возрастает с глубиной, но уменьшается с увеличением порового давления, когда разбуриваются зоны с аномальным давлением. Этого следует ожидать из-за соответствующего изменения пористости глинистых сланцев. Плотность глин может быть измерена в столбе жидкости переменной плотности, в жидкости с меняющейся плотностью или с помощью весов для бурового раствора.
Для приготовления столбов переменной плотности используются два тяжелых галогенизированных углеводорода различной плотности. Сначала более тяжелый углеводород заливают в градуированный цилиндр, а сверху помещают второй сравнительно легкий. Слабое перемешивание обеспечивает изменение плотности по глубине. Шкала цилиндра калибруется путем бросания в него окрашенных стеклянных шариков известной плотности, и строится график объема (в см3) в зависимости от плотности. Кусочек глины, помещенный в цилиндр, опустится до некоторой глубины, и по графику можно определить плотность.
На газокаротажных станциях используют столб жидкости переменной плотности или жидкости с меняющейся плотностью, но при отсутствии необходимых оборудования и жидкостей можно воспользоваться весами для бурового раствора.
Для использования весового метода образец глины промывают и поверхность его высушивается. Чашку весов заполняют чистой сухой глиной, пока на шкале не будет получено значение 1000 кг/м3. Затем чашку заполняют пресной водой и смесь снова взвешивают. Плотность глин рассчитывают по формуле
1000ргл —’
2000 — рем
где ргл — плотность глины, кг/м3; рсм—плотность смеси, кг/м3.
Очень важно правильно обращаться с образцами глин. При взаимодействии с буровыми растворами на водной основе некоторые глины вспучиваются в результате медленного перемещения или перемешивания за счет механического воздействия, тем не менее они будут иметь низкую и измененную плотность. Необходимо тщательно промывать образцы, чтобы измерения проводить только на твердых образцах глин. Их следует высушивать на воздухе, пока с поверхности не будет удалена влага, что обнаруживается по отсутствию блеска. Однако эта операция должна выполняться без подвода теплоты, чтобы сохранить внутреннюю влагу. На рис. 10.11 продемонстрирована первая попытка использования плотности шлама, полученного при разбуривании глинистых сланцев, для прогнозирования порового давления [14]. Пока все мягкие материалы не стали вымывать, получали нереальные значения плотности.
Логарифмы значений плотности глин могут быть нанесены на график в функции глубины, а для оценки пластового давления 254
30002800260024002200
Плотность шлама, кг/м
Рис. 10.11. Использование плотности шлама для прогнозирования пластового давления при разбуривании глинистых сланцев в скважине на площади Юджин-Айленд:
1 — шлам промыт и высушен; 2 — шлам не промывался; 3 — плотность используемого бурового раствора; 4 — требуемая плотность бурового раствора (согласно линии нормального уплотнения); 5 — требуемая плотность бурового раствора согласно измерениям плотности глин; 6 — частичная потеря циркуляции, содержание газа при соединении бурильных труб равно 200 условным единицам; 7 — обсадная колонна диаметром 194 мм спущена до глубины 2959 м; 8 — содержание газа при соединении бурильных труб равно 300 условным единицам; после подъема уровень понизился на 12 м, произвели долив бурового раствора в скважину, газопроявление; 9 — наличие газа при соединении бурильных труб стало причиной утяжеления бурового раствора до плотности 1920 кг/м3; 10 — пробный спуск-подъем, буровой раствор не газирован, плотность выходящего раствора 1940 кг/м3; / / — пробный спуско-подъем, буровой раствор газирован, его плотность снизилась до 1680 кг/м3
Плотность бурового раствора иг/м3Плотность бурового раствора иг/м3Рис. 10.12. Корреляционный график—разница нормальной и наблюдаемой плотностей глинистых сланцев в зависимости от требуемой плотности бурового раствораРис. 10.12. Корреляционный график—разница нормальной и наблюдаемой плотностей глинистых сланцев в зависимости от требуемой плотности бурового раствораиспользоваться метод эквивалентной глубины, который объясняется ниже. В случае, показанном на рис. 10.12, приведен корреляционный график требуемой плотности бурового раствора в функции разницы наблюдаемой и нормальной плотностей глинистых сланцев [15]. Корреляционная линия соответствует давлению, которое требуется для ликвидации проявления.
Плотность бурового раствора иг/м3
Плотность бурового раствора иг/м3
Рис. 10.12. Корреляционный график—разница нормальной и наблюдаемой плотностей глинистых сланцев в зависимости от требуемой плотности бурового раствора
Рис. 10.12. Корреляционный график—разница нормальной и наблюдаемой плотностей глинистых сланцев в зависимости от требуемой плотности бурового раствора
Температура бурового раствора, выходящего из скважины,
Вода имеет меньшую (примерно на 60 %.) теплопроводность, чем глинистые сланцы. Теплота, идущая через подземные породы к поверхности, обычно создает равномерный температурный градиент, но при повышенном содержании воды в недоуплотнен- ных глинах температура обычно бывает выше и быстро снижается в переходной зоне перед ста
билизацией градиента в интервале с нормальным давлением. Таким образом, по температуре циркулирующего бурового раствора, по-видимому, можно судить о разбуривании переходной зоны.
Однако здесь имеются определенные трудности. Когда насос останавливают и циркуляция прекращается, буровой раствор в стволе близ устья охлаждается, в то время как раствор, находящийся на больших глубинах, нагревается, а раствор в емкостях принимает температуру окружающей среды. При возобновлении циркуляции выходящий из скважины раствор медленно нагревается до некоторой равновесной температуры. Ствол скважины по всей длине представляет собой теплообменник, так что температура выходящего раствора зависит от изменений температуры от забоя до устья. Хотя пластовая температура в переходной зоне увеличивается довольно быстро, обнаружить это можно лишь после того, как температура выходящего раствора достигнет равновесного состояния и значительная часть пласта с аномальным давлением уже будет разбурена. Время, необходимое для таких оценок, часто оказывается весьма продолжительным. Тем не менее измерения температуры выходящего бурового раствора уже успешно использовались для выявления аномального давления [16—18].
Чтобы стать полезным индикатором, температура выходящего бурового раствора должна иметь возможность стабилизироваться во время циркуляции. Последующее повышение этой температуры может свидетельствовать о росте пластового давления.
Обваливающиеся глинистые сланцы, вращающий момент и нагрузка на крюке
При разбуривании глинистых сланцев с аномально высоким давлением с использованием бурового раствора пониженной плотности относительно внутрипорового давления в результате расширения пластового флюида (жидкости или газа) в сравнительно непроницаемом пласте происходит отрыв глинистых частичек от стенки скважины. Такое дополнительное поступление глин в скважину называется обваливанием глинистых сланцев. Скорость проходки возрастает, а повышенный вынос шлама и обваливающихся глинистых сланцев в зависимости от степени несбалансированности пластового давления может привести к увеличению вращающего момента и нагрузки на крюке, до того как шлам появится на поверхности. Обвалившиеся глины имеют расщепленную или вогнутую форму и обычно больший размер, чем буровой шлам.
Обваливающиеся глины являются индикатором аномально высокого давления, но они могут также стать причиной осложнений в скважине, в том числе прихвата труб. Вынос обваливающихся глинистых сланцев предотвращается увеличением плотности бурового раствора.
Использование индикаторов в процессе бурения
На рис. 10.13 показаны типичные диаграммы газового каротажа при бурении скважины в Мексиканском заливе. Записаны скорость бурения, литология, содержание газа в буровом растворе, температура бурового раствора на выходе из скважины и плотность глинистых сланцев. На диаграмме отражены также некоторые характерные параметры бурения и содержание хлоридов. При обсуждении показана логика использования в процессе бурения различных индикаторов. Рассмотрена сложная ситуация, но она типична на многих площадях. В этих условиях необходимо хорошо знать имеющееся оборудование и поддерживать его в соответствии с буровыми операциями. На рис. 10.13 показан массив песка, уже вскрытый до некоторой глубины N. Дегазатор был неисправен, но перед подъемом долота № 8 его отремонтировали. Буровой раствор плотностью 1200 кг/м3, которая значительно превышала необходимую для уравновешивания пластового давления, лишь усугубил трудности по начальному выявлению некоторых индикаторов. В этом ничего необычного не было, поскольку различные буровые подрядчики приняли практику бурения при значительном избыточном забойном давлении.
2572579 Заказ № 1834
257
257
Рис. 10.13. Газовый каротаж при бурении скважины в Мексиканском заливе:
1 — скорость проходки, м/ч; 2 — литология; 3 — содержание газа, условные ед.; 4 — плотность глинистых сланцев, кг/м3; 5 — температура, °C; CG — газ при соединении бурильных труб; TG — газ при спускоподъемных операциях
Глинистую пачку вскрыли на глубине приблизительно У+ +90 м, но потребовалась циркуляция для удаления избыточного фонового газа после ремонта дегазатора, и при глубине забоя /V + 95 м произвели СПО. Содержание фонового газа было снижено до 3—5 условных единиц (100% газа соответствует 2000 условным единицам) при глубине ^+130 м. Плотность глинистых сланцев уменьшилась немного в интервале (У+100)— (^+150) м, свидетельствуя о возможном увеличении порового давления.
На глубине (^+150) м скорость проходки упала до 4,3— 4,9 м/ч, указывая на «возможную» твердую кровлю с переходной зоной ниже нее. Затем скорость проходки увеличилась без заметного изменения литологии, а контролируемые параметры бурения намеренно поддерживались постоянными. Содержание фонового газа увеличилась от 3 до более 8 условных единиц без заметного увеличения содержания газа в результате соединения труб. Небольшое увеличение содержания фонового газа произошло из-за высокого начального избыточного давления в скважине, и это подтвердилось другими признаками. Температура выходящего бурового раствора, вроде бы, стабилизировалась при глубине забоя примерно (У+168) м, затем возросла, что является еще одним признаком увеличения пластового давления. Плотность глинистых сланцев стабилизировалась, хотя ранее она уменьшилась.
Был сделан вывод, что переходную зону вскрыли на глубине (^+120) м. Плотность бурового раствора увеличили с 1200 до 1225 кг/м3 с интенсивностью утяжеления 12 кг/м3 за цикл. Увеличение плотности было закончено до того, как на глубине /V + 240 м встретились пески.
Ниже глубины (М+130) м скорость проходки продолжала увеличиваться вместе с другими показателями, но это было вызвано увеличением содержания песка. Изменение литологии отразилось на зарегистрированных здесь индикаторах, за исключением плотности глинистых сланцев. График d-экспоненты (не приведен) указал на плотность бурового раствора от 1300 до 1320 кг/м3; при этом гидростатическое давление могло и не превышать пластовое, так что при дальнейшем бурении индикаторы не обязательно будут действенными.
Содержание газа, внедрившегося в скважину во время соединения бурильных труб, в процессе бурения пачки песков оказалось несколько более высоким в сравнении с содержанием фонового газа на этой площади. Поэтому плотность бурового раствора повысили до 1260 кг/м3 с интенсивностью утяжеления 12 кг/м3 за цикл. При этом наблюдалось влияние увеличения плотности бурового раствора на внедрение газа в скважину при соединении труб. По-видимому, плотность бурового раствора была выбрана правильно, так что содержание фонового газа составило 10 условных единиц (0,5 % газа), т. е. столько же, сколько наблюдалось при проходке разреза глинистых сланцев 9* 259
в интервале (Af + 300)— (М + 330)м. Это согласуется также с результатами каротажа в скважине.
Хлориды в буровом растворе часто используются как индикаторы притока пластовых вод. В данном случае ситуация была иной. Доля хлоридов в буровом растворе возросла с 0,41 до 0,68 % в результате использования морской воды вместо пресной для разбавления раствора.
Все возможные факторы должны непрерывно рассматриваться в процессе бурения поочередно, но один или несколько факторов могут оказаться ошибочными.
После бурения
Каротаж
Селективное использование и анализ определенных каротажных диаграмм — эффективный метод оценки пластового давления. Хотя по точности прогнозирования пластового давления этот метод уступает лишь прямым измерениям в процессе опробования пласта, скважина должна быть пробурена прежде, чем эти инструменты можно будет использовать.
Для прогнозирования аномально высоких пластовых давлений можно использовать следующие методы каротажа:
каротаж сопротивления, особенно с малым потенциал-зон- дом;
акустический каротаж;
каротаж объемной плотности;
нейтронный и импульсный нейтронный каротаж.
Ниже рассматриваются только первые два метода, поскольку они получили наиболее широкое применение для качественного и количественного определения пластового давления непосредственно на месте. Как и в методах каротажа непосредственно в процессе долбления, которые рассматривались ранее, строится линия нормального уплотнения нанесением значений плотности глинистых сланцев в функции глубины на график в полулогарифмическом масштабе. Эта линия определяет нормальное уплотнение. Отклонение от этой «нормальной» линии является признаком существования аномального давления. Рекомендуемый масштаб шкалы глубин: 1 см соответствует 60 м.
Чрезмерное расширение ствола скважины влияет на показания всех упомянутых методов каротажа, даже при компенсации влияния скважины. В тех случаях, когда расширение ствола значительное, не рекомендуется брать показания с каротажных диаграмм, так как при нанесении на график эти показания будут сильно отличаться от большинства данных. Если их все же наносят на график, то при проведении линии нормального уплотнения эти точки учитывать не следует. Поскольку при каротаже отчасти измеряется сопротивление бурового раствора в размытых зонах, вносится ошибка в направлении увеличения давления. По- 260
этому перед использованием каротажных диаграмм для оценки пластового давления необходимо проанализировать данные кавернометрии.
Метод сопротивления с малым потенциал-зондом
Малый потенциал-зонд — это электрокаротажное устройство без фокусировки тока со сравнительно коротким (40,5 см) расстоянием между электродами. Таким образом, данное устройство характеризуется небольшой глубинностью исследования пласта. Кривая, построенная по данным измерения малым потенциал- зондом (с 5-кратным электронным усилением), в настоящее время считается одним из наиболее надежных инструментов для оценки на месте пластового давления [1]. Хоттман и Джонсон [19] предложили метод, допускающий нормальное уплотнение глинистых сланцев с глубиной. Таким образом, с ростом глубины ожидается увеличение удельного сопротивления глин вследствие уменьшения их пористости при условии, что минерализация пластовых вод будет оставаться неизменной или немного увеличиваться. Характер линии нормального уплотнения зависит от возраста и типа глинистых сланцев; следовательно, кривые уплотнения, полученные в разных географических районах, вероятно, совпадать не будут. Хоттман и Джонсон использовали два метода оценки пластового давления на основании результатов измерений малым потенциал-зондом — отношения удельных сопротивлений и эквивалентной глубины.
В методе отношения удельных сопротивлений заранее строится корреляционный график градиента пластового давления grad рпД от отношения удельных сопротивлений глинистых сланцев с нормальным и аномальным давлениями Вгл. норм/^гл. набл. Корреляционные графики базируются на существовании аномального давления на данной площади. Типичный график показан на рис. 10.14. На практике усиленные сигналы малого потен- циал-зонда в логарифмическом масштабе наносят на график в функции глубины (линейный масштаб), проводят нормальную линию уплотнения, экстраполируют и на любой представляющей интерес глубине определяют отношение нормального удельного сопротивления к наблюденному. Градиент пластового давления оценивают по корреляционному графику.
Вторым является метод эквивалентной глубины. Усиленные сигналы малого потенциал-зонда в логарифмическом масштабе наносят на график в функции глубины и проводят линию нормального уплотнения. Затем можно применить уравнение эквивалентной глубины или воспользоваться палеткой.
При использовании кривых удельного сопротивления (или проводимости) возникает трудность, обусловленная тем, что минерализация вод с глубиной обычно возрастает, а удельное сопротивление снижается. Уплотнение же глин приводит к увеличению удельного сопротивления с глубиной. Кроме того, в интер-
Рис. 10.14. Типичная зависимость градиента пластового давления от отношения удельных сопротивлений глинистых сланцев с нормальным и аномальным: давлениями
валах с аномальным давлением минерализация воды чаще всего уменьшается. Все эти обстоятельства могут нарушить или видоизменить влияние уплотнения глин на их удельное сопротивление. Кроме того, некоторые глины содержат проводящие минералы, которые могут дать пониженное удельное сопротивление независимо от обычных эффектов. Эти аномалии значительно снижают точность прогнозирования и должны приниматься во внимание.
Акустический каротаж
В звуковом или акустическом каротаже измеряется время прохождения упругой волной определенного расстояния в пласте, которое зависит от размера зонда. Интервальное время пробега волны равно времени прохождения волны, деленному на пройденное в пласте расстояние. Регистрируемая кривая — изменение с глубиной интервального времени пробега волны kt в микросекундах на метр. Оно обычно уменьшается с увеличением плотности и возрастает с повышением пористости.
Таким образом, по характеру изменения регистрируемых параметров диаграмма акустического каротажа противоположна диаграмме удельного сопротивления или графику </-экспоненты. Значения М, соответствующие линии нормального уплотнения, уменьшаются с глубиной, а в зонах повышенного давления возрастают или смещаются вправо от линии нормального уплотнения (рис. 10.15).
Пластовые давления оцениваются по графику, построенному в полулогарифмическом масштабе, интервального времени пробега волны от глубины (линейная шкала). Линия, соответствующая нормальному уплотнению, проводится по точкам, полученным в глинах. Увеличение интервального времени пробега волны по сравнению с экстраполированными значениями для линии нормального уплотнения является признаком существования повышенного пластового давления.
Имеются три общепризнанных метода оценки пластового давления по диаграммам акустического каротажа: разностный (А/Гл. набл—А/Гл. норм), отношения (А/гл. набл/А^гл. норм) и эквивалентной глубины.
262
Рис. 10.15. График в полулогарифмическом масштабе, используемый для оценки пластового давления по данным акустического каротажа:1 — линия для глин с нормальным уплотнением; 2 — кровля переходной зоныРис. 10.15. График в полулогарифмическом масштабе, используемый для оценки пластового давления по данным акустического каротажа:1 — линия для глин с нормальным уплотнением; 2 — кровля переходной зоныРис. 10.16. Типичный корреляционный график градиента пластового давления от разности наблюденных и экстраполированных нормальных значений времени пробега волныРис. 10.16. Типичный корреляционный график градиента пластового давления от разности наблюденных и экстраполированных нормальных значений времени пробега волны
Рис. 10.15. График в полулогарифмическом масштабе, используемый для оценки пластового давления по данным акустического каротажа:
1 — линия для глин с нормальным уплотнением; 2 — кровля переходной зоны
Рис. 10.15. График в полулогарифмическом масштабе, используемый для оценки пластового давления по данным акустического каротажа:
1 — линия для глин с нормальным уплотнением; 2 — кровля переходной зоны
Рис. 10.16. Типичный корреляционный график градиента пластового давления от разности наблюденных и экстраполированных нормальных значений времени пробега волны
Рис. 10.16. Типичный корреляционный график градиента пластового давления от разности наблюденных и экстраполированных нормальных значений времени пробега волны
В разностном методе на основе опыта работы на данной площади строится корреляционный график градиента пластового давления от разности наблюденных и экстраполированных нормальных значений интервального времени пробега волны. Разность значений интервального времени пробега волны в глинах с аномальным давлением и на линии нормального уплотнения определяют по диаграмме акустического каротажа, а градиент давления считывают с корреляционного графика (рис. 10.16). Точки, использованные для построения корреляционного графика, получены по известным данным о давлениях и разностях интегральных времен пробега волны.
Для практического использования этого метода строят график интервального времени пробега волны в глинах (логарифмическая шкала) в функции глубины и проводят линию нормального уплотнения. Для оценки пластового давления отклонение от экстраполированной линии нормального уплотнения сравнивают с разностными кривыми.
Метод отношения наблюденных и экстраполированных нормальных значений интервального времени пробега волны обсуждается ниже как метод Итона.
Метод эквивалентной глубины также рассматривается ниже. Интервальное время пробега волны (для глин) по данным акустического каротажа в логарифмическом масштабе наносят на
263
график в функции глубины и проводят линию нормального уплотнения. Затем можно применить уравнение эквивалентной глубины или воспользоваться палеткой.
Сравнение каротажных диаграмм с данными бурения
На рис. 10.17 приведен график удельного сопротивления глин, построенный по данным измерений малым потенциал-зондом в той же скважине, которая рассматривалась в параграфе «Использование индикаторов в процессе бурения». Основа изучения любого процесса — возможность рассмотрения информации со всех сторон. Один из путей заключается в, сравнении данных ка-
Рис. 10.17. График, используемый для оценки пластового давления по данным малого потенциал-зонда
ротажа с результатами наблюдений во времени бурения, но при обращении с этими данными необходимо быть особенно осто- рожным. Для правильной оценки данные следует тщательно про- анализировать до их нанесения на график. В этом случае на график наносились точки, полученные с помощью малого потенциал- зонда. Задача заключалась лишь в определении удельного сопротивления глин, так что другие каротажные диаграммы использовались только как вспомогательные для выделения интервалов глинистых сланцев. Разброс данных (см. рис. 10.17) может быть вызван присутствием песчано-глинистых сланцев.
При использовании метода эквивалентной глубины соответствие плотностей бурового раствора, оцененных по каротажным диаграммам и по данным в процессе бурения, оказалось превосходным (см. рис. 10.17). Поскольку через точки, отражающие фактические данные, можно провести несколько линий с разными углами наклона, более удобно пользоваться диапазоном значений, а не дискретными величинами. В соответствии с методом эквивалентной глубины диапазону градиента давления на глубине (M + 240) м соответствует диапазон значений эквивалентной плотности бурового раствора 1235—1270 кг/м3. Когда используется график отношения удельных сопротивлений для той же площади, на указанной глубине градиенту давления соответствует диапазон эквивалентной плотности 1295—1345 кг/м3. Для этой скважины совершенно ясно, что используемый график отношения удельных сопротивлений неточен, так как при оцененном таким образом пластовом давлении в скважине должно было бы начаться проявление.
Добавка морской воды к буровому раствору во время разбуривания нижней части песчаного пласта на глубине М + 300 м, вероятно, отразилась на показаниях малого потенциал-зонда. Увеличение минерализации бурового раствора уменьшает удельное сопротивление пород в прискважинной зоне, которое будет сильнее всего воздействовать на сигнал малого потенциал-зонда. Поэтому на рис. 10.17 у значения эквивалентной плотности бурового раствора 1270 кг/м3 поставлен знак вопроса.
ОБЩИЕ МЕТОДЫ КОЛИЧЕСТВЕННОГО ПРОГНОЗИРОВАНИЯ
Метод эквивалентной глубины и метод Итона обычно используются для оценки индикаторов и могут найти применение для количественной оценки обсуждаемых индикаторов. Они являются весьма полезными инструментами для оценки пластовых давлений, по существу, по любой каротажной диаграмме, которая реагирует на уплотнение глинистых сланцев. Методы зависят только от локального градиента горного давления и нормального градиента порового давления.
Метод эквивалентной глубины
Метод эквивалентной глубины, применимый в основном в глинах, предполагает, что пласт может уплотняться и что горное давление, действующее в интервале от эквивалентной глубины с нормальным давлением до некоторой рассматриваемой глубины (глубины наблюдения), передается флюидам в порах глин (и любых песков в них).
Данные геофизических исследований в интервале глинистого пласта в логарифмическом масштабе наносят на график в функции глубины (линейная шкала). Затем через полученные точки проводят линию, которая определяет характер изменения контролируемого параметра в разрезах глин с нормальным давлением в верхней части ствола, и экстраполируют ее до интервала высокого давления. Отклонения вниз от этой линии свидетельствуют об увеличении пластового давления (рис. 10.18, Л). Из точки наблюдения в зоне повышенного давления (НА) проводят вертикальную линию до пересечения с линией в зоне нормального давления (НЕ). Предполагается, что на этих глубинах глины уплотнены одинаково.
Пластовое давление можно рассчитать по следующему уравнению:
Pf = GnHE + G0(HA — Не)-
Это уравнение можно записать в несколько измененном виде:
pf = G0H д — Н Е (Go — Gn),
где pf— поровое давление, МПа; НА— глубина наблюдения (зона повышенного давления), м; НЕ~ глубина интервала с нормальным давлением, м; Gn— нормальный градиент порового давления, МПа/м; Оо — градиент горного давления, МПа/м.
Логика этих допущений очевидна из рис. 10.18, В. Предполагается, что вертикальная линия, определяющая глубины НА и НЕ, соответствует двум глубинам с равноуплотненными глинами, и, следовательно, принимается, что на скелет породы на обеих глубинах действует одинаковое давление ps. На обеих глубинах давление на пластовый флюид pf равно горному давлению минус давление на скелет породы.
Определить точность уравнения в такой форме трудно, поэтому его обычно упрощают, допуская постоянство градиентов горного и порового давлений. По мнению авторов, корректность этих допущений еще не проверялась. Когда данные, полученные на некоторой площади, используются для уточнения градиентов горного и порового давлений, результаты оценок должны улучшаться. Метод определения градиента горного давления рассматривается ниже.
В качестве примера для обычно используемого метода эквивалентной глубины допустим, что градиент горного давления составляет 22,6 кПа/м, а нормальный градиент гидростатического 266
Параметр, за ви-*~сящий от уплотнения глин (логарифмический масштаб)Параметр, за ви-*~сящий от уплотнения глин (логарифмический масштаб)ДавлениеДавлениеРис. 10.18. Схемы, иллюстрирующие метод эквивалентной глубины (Л) и расчет пластового давления (В):/—линия нормального давления; 2 — кровля пласта с аномальным давлением; 3 — горное давлениеРис. 10.18. Схемы, иллюстрирующие метод эквивалентной глубины (Л) и расчет пластового давления (В):/—линия нормального давления; 2 — кровля пласта с аномальным давлением; 3 — горное давление
Параметр, за ви-*~
сящий от уплотнения глин (логарифмический масштаб)
Параметр, за ви-*~
сящий от уплотнения глин (логарифмический масштаб)
Давление
Давление
Рис. 10.18. Схемы, иллюстрирующие метод эквивалентной глубины (Л) и расчет пластового давления (В):
/—линия нормального давления; 2 — кровля пласта с аномальным давлением; 3 — горное давление
Рис. 10.18. Схемы, иллюстрирующие метод эквивалентной глубины (Л) и расчет пластового давления (В):
/—линия нормального давления; 2 — кровля пласта с аномальным давлением; 3 — горное давление
давления равен 10,5 кПа/м. Последнее уравнение можно упростить:
pf = 0,0226Ял—0,0121ЯЕ
или
_ 105 2X0226/7^^-012^^
Р“Нд
где р — экивалентная плотность бурового раствора на глубине На, кг/м3.
Метод Итона
Итон [20] разработал метод, который более сложен, но в некоторых отношениях корректнее, чем метод эквивалентной глубины. В частности, в методе Итона используются данные плотностного каротажа, полученные на анализируемой площади, а также другие параметры для подгонки в соответствии с местными условиями.
. Одна из проблем, связанных с методом эквивалентной глубины, заключается в том, что при построении вертикальной линии для определения эквивалентной глубины НЕ последняя может оказаться ниже кровли зоны аномального давления. В таком случае будет неверным допущение о равенстве пластового давления нормальному давлению на эквивалентной глубине плюс градиент горного давления, умноженный на разность глубин (рассматриваемой и эквивалентной). Кроме того, неправомерно допущение,
Рис. 10.19. Пример изменения наблюденного и нормального интервального времени, мкс/мРис. 10.19. Пример изменения наблюденного и нормального интервального времени, мкс/мРис. 10.20. Обобщенный график градиента горного давления для района Мексиканского заливаРис. 10.20. Обобщенный график градиента горного давления для района Мексиканского залива
Рис. 10.19. Пример изменения наблюденного и нормального интервального времени, мкс/м
Рис. 10.19. Пример изменения наблюденного и нормального интервального времени, мкс/м
Рис. 10.20. Обобщенный график градиента горного давления для района Мексиканского залива
Рис. 10.20. Обобщенный график градиента горного давления для района Мексиканского залива
что градиент горного давления равен 22,6 кПа/м. В качестве улучшенного подхода Итон предложил следующую формулу:
Ga=Go-(Go-G^R\
где Ga — градиент аномального давления, МПа/м; Go— градиент горного давления, МПа/м (получаемый суммированием данных плотностного каротажа); Gn— градиент нормального порового давления, МПа/м; R— коэффициент, зависящий от используемых параметров; х — показатель степени, зависящий от используемых параметров;
На глубинах, представляющих интерес, R можно определить из графиков (в полулогарифмическом масштабе) для измеренных параметров и экстраполированных линий нормального уплотнения глинистых сланцев (рис. 10.19).
Следует отметить, что в интервале нормального давления, где ^=1, из уравнения вытекает, что градиент аномального давления Ga равен градиенту горного давления Go минус градиент давления, действующего на скелет породы (Оо — Gn). В интервале с аномальными условиями давление на скелет породы уменьшается на коэффициент, равный отношению измеренных и экстраполированных нормальных значений параметров, возведенных в некоторую степень, с соответствующим увеличением порового давления.
Итон подчеркивает, что на большинстве площадей, где проверялось это уравнение, градиент горного давления не равен 268
22,6 кПа/м и в каждом случае должен определяться по диаграммам плотностного каротажа. На рис. 10.20 представлена обобщенная кривая градиента горного давления для района Мексиканского залива. Итон рекомендовал использовать графические зависимости для решения приведенного выше уравнения, однако форма этих графиков зависит от конкретной связи горного давления с глубиной и от экспоненты. Уравнение лучше всего использовать, когда переменный градиент горного давления определяется для условий применения на некоторой площади и когда данные получают на месте с целью определения необходимости небольшого изменения экспоненты.
Уравнение можно также использовать, если Я определить из отношения плотностей для глинистых сланцев. Для этого экспоненту следует оценить по данным о локальном давлении, так чтобы прогнозируемые давления совпали с полученным другим методом. Кроме того, если уравнение используется с данными для некоторого графика и обнаружится, что решение справедливо, то экспоненты могут быть легко определены и для других параметрических графиков.
Метод наложения — палетки
При определении порового давления обычно используется также метод наложения. Применяемые в этом методе графики-палетки представляют собой серии параллельных линий, показывающих плотности бурового раствора, эквивалентные пластовому давлению (рис. 10.21).
Когда используется палетка (на прозрачной бумаге), линия «нормальнрй» плотности бурового раствора может быть совмещена с линией нормального уплотнения для измеренного параметра и требуемая плотность бурового раствора на любой рассматриваемой глубине определяется непосредственно по палетке. Однако метод наложения пригоден только для данных, нанесенных на график с такой же вертикальной шкалой глубин и на такую же полулогарифмическую бумагу. Чаще всего пользуются полулогарифмической бумагой на два полных цикла с вертикальной шкалой в масштабе: 1 см соответствует 60 м.
Плотность бурового раствора, к г/м3Плотность бурового раствора, к г/м3Рис. 10.21. Палетка, используемая для прямой оценки градиента пластового давления, выражаемого через эквивалентную плотность бурового раствораРис. 10.21. Палетка, используемая для прямой оценки градиента пластового давления, выражаемого через эквивалентную плотность бурового раствораЭти палетки часто строятся на основе эмпирических данных
Плотность бурового раствора, к г/м3
Плотность бурового раствора, к г/м3
Рис. 10.21. Палетка, используемая для прямой оценки градиента пластового давления, выражаемого через эквивалентную плотность бурового раствора
Рис. 10.21. Палетка, используемая для прямой оценки градиента пластового давления, выражаемого через эквивалентную плотность бурового раствора
и пригодны только для конкретных площадей. Палеткой не следует пользоваться, если не известны площадь, для которой она построена, и принятые допущения. При неправильном применении метод дает большие погрешности.
Градиенты горного давления
Обычно градиент горного давления принимается равным 22,6 кПа/м, но часто это оказывается некорректным. При этом объемная плотность составляет 2300 кг/м3, которая соответствует плотности крепких пород около 2500 кг/м3, а градиент нормального давления примерно 10,4 кПа/м (плотность пластового флюида 1060 кг/м3) и пористость 14%. Это не всегда бывает справедливо, особенно в болотистых местах и в районах с мягким морским дном. Тем не менее Итон предположил, что горные давления и, следовательно, их градиенты можно определять непосредственно путем интегрирования данных плотностного каротажа по следующему уравнению:
\ РвкЩан, ' ПО
где G0H — градиент горного давления на глубине Н, МПа/м; рв(Н)—объемная плотность по данным плотностного каротажа
Объемная плотность рв , кг/м3
Рис. 10.22. Графическая интерпретация объемной плотности в функции глубины:
а — оцененное значение плотности (обычно принимается самое низкое показание плотности); b — направление; с — среднее значение объемной плотности py.; d— проектная глубина
в функции Н, кг/м3; Н — глубина, м; dH— приращение глубины, м.
Значения объемной плотности, определяемые по данным плотностного каротажа, в удобном масштабе наносятся на график и интегрируются графически (рис. 10.22). На основании полученных данных строится кривая градиента горного давления в зависимости от глубины для конкретной площади.
Горизонтальные линии (см. рис. 10.22) проведены с учетом получения площадей подходящего размера. Вертикальные линии проводятся так, чтобы заштрихованные площади были равны. Физически площадь каждого блока РвАЩ определяет вклад каждого интервала в градиент горного давления. Средняя объемная плотность (определяемая вертикальной линией) табулируется по каждому блоку, подсчитывается вклад каждой площади, который умножается на переводной коэффициент и табулируется. Сумма для каждой глубины последней колонны представляет собой горное давление на глубине Нп. Таким образом, горное давление определяют по формуле
р0=^ 52,2pBAHi.
Если обе части равенства разделить на глубину Н, получим градиент горного давления. Глубину можно определить по следующей формуле:
//„ = Z ми. 1=1
ОПРЕДЕЛЕНИЕ ГРАДИЕНТА РАЗРЫВА ПОРОДЫ
Гидравлические испытания породы
Гидравлические испытания пород обычно проводят у башмака обсадной колонны, спущенной ниже направления. Их цель — проверить прочность цементного камня и убедиться в цельности пласта у башмака обсадной колонны. В программе бурения должен быть оговорен минимально допустимый градиент давления, выраженный через эквивалентную плотность бурового раствора. Значение минимально допустимого градиента давления разрыва породы базируется на ожидаемой перед спуском следующей обсадной колонны максимальной плотности бурового раствора.
Если требуемое давление не достигается, то башмак обсадной колонны цементируется под давлением и испытание повторяется. Это продолжается до тех пор, пока не будет достигнуто минимально необходимое давление разрыва породы либо может быть принято решение продолжить бурение и спустить следую-
щую обсадную колонну или хвостовик раньше, чем планировалось. Во многих случаях последняя ситуация возникает в результате спуска колонны в интервал с неустойчивыми породами. Задача состоит в том, чтобы установить башмак обсадной колонны на достаточной глубине и в довольно толстом (более 10 м) плотном пласте с почти нулевой проницаемостью (например, в глинистых сланцах). Если скорость проходки сравнительно высокая, а из анализе бурового шлама следует, что в разрезе присутствует песок или песчано-глинистая смесь, то об этом следует информировать бурового подрядчика. Можно порекомендовать пробурить глубже, чем до предполагаемой точки спуска обсадной колонны.
Для кондуктора особенно важно, чтобы он был спущен достаточно глубоко и башмак его находился в пределах довольно непроницаемого пласта или ниже его, что позволяет избежать разрыва пород до устья, даже если произойдет разрыв пласта у башмака. Таким образом, это один из факторов управления скважиной во время проявления.
Гидравлические испытания породы проводятся после вскрытия нового пласта на небольшую глубину (1,5—4,5 м). Осуществляется промывка для удаления цемента из открытой части ствола, и бурильные трубы поднимаются в башмак. Затем превенторы закрываются и на пласт создается давление при низкой скорости нагнетания. Для этой операции следует использовать цементироввание, а не буровые насосы. Подача зависит от оборудования и требуемого максимального давления. В процессе испытания желательно поддерживать минимальную подачу насоса, чтобы гарантировать его работу без срывов. Обычно подача насосов составляет 40—80 л/мин. Давление следует контролировать по образцовому манометру. Большинство дросселей с гидроуправлением имеют манометры с ценой деления 0,14 МПа, что вполне достаточно. Давление в бурильной колонне и закачанный объем должны измеряться и наноситься на график через 80 л. (Если в колонне имеется обратный клапан, то можно определить затрубное давление. Затем перед гидравлическими испытаниями ствол должен быть тщательно промыт, а не только участок открытого ствола.) На рис. 10.23 показана зависимость давления от объема нагнетания во время гидравлических испытаний породы, проведенных при следующих условиях: плотность бурового раствора 1140 кг/м3; диаметр обсадной колонны 340 мм; башмак установлен на глубине 5310 м; градиент разрыва пород у башмака обсадной колонны эквивалентен плотности бурового раствора 1580 кг/м3.
Рекомендуется наносить данные на график непрерывно во время испытания, чтобы как можно быстрее выявить момент разрыва пласта, что видно по отклонению от прямой линии. Когда становится ясно, что пласт начинает принимать жидкость, нагнетание следует прекратить; в противном случае может произойти дополнительный разрыв пласта.
272
Рис. 10.23. Определение давления разрыва пласта при гидравлических испытаниях породРис. 10.23. Определение давления разрыва пласта при гидравлических испытаниях породРезультаты испытания обычно выражают через плотность бурового раствора, требуемую для гидроразрыва пласта.
Рис. 10.23. Определение давления разрыва пласта при гидравлических испытаниях пород
Рис. 10.23. Определение давления разрыва пласта при гидравлических испытаниях пород
Рэквг р — Ю5 ^^РР рисп,
где Рэквг р — эквивалентная плотность бурового раствора, соответствующая началу гидроразрыва пласта, кг/м3; рИСп—плотность бурового раствора во время гидравлических испытаний породы, кг/м3; Рг. р — давление гидроразрыва пласта, МПа; Н— глубина от стола ротора до башмака обсадной
колонны, м.
Когда плотность бурового раствора увеличивают, давление на устье, при котором произойдет разрыв пласта у башмака обсадной колонны
Рг. р— Ю 5 (рэквг р Рисп) Н.
В регионах с высокопроницаемыми породами следует принять меры предосторожности, чтобы найти устойчивый пласт для установки башмака кондуктора, причем на достаточно большой глубине. Результаты гидравлических испытаний породы не должны служить основанием для открытия дросселя с целью снижения устьевого давления во время вымыва внедрившегося в скважину пластового флюида.
На некоторых площадях с малопроницаемыми породами обсадную колонну спускают на небольшую глубину, что не исключает возможности гидроразрыва пласта с развитием трещин до поверхности и грифонообразования. Устьевое давление, которое требуется для разрыва пласта у башмака обсадной колонны, необходимо сопоставить с минимальной прочностью обсадных труб на разрыв. Наименьшее из этих двух значений должно использоваться в качестве максимально допустимого давления в обсадной колонне во время роста давления при проявлении. Давлением гидроразрыва пласта можно пренебречь, после того как газ достигнет обсадной колонны.
Расчеты градиента разрыва пород
Гидроразрыв есть процесс инициирования и распространения трещины в скелете породы. Можно ожидать, что давление, требуемое для инициирования трещины, выше, чем давление, необходимое для ее распространения.
Рис. 10.24. Графическое представление максимального и минимального градиентов давления разрыва пород по Хабберту и Уиллису:/ — максимальный градиент разрыва 14,5 кПа/м; 2 — минимальный градиент разрыва 15,5 кПа/М; 3 — градиент порового давленияРис. 10.24. Графическое представление максимального и минимального градиентов давления разрыва пород по Хабберту и Уиллису:/ — максимальный градиент разрыва 14,5 кПа/м; 2 — минимальный градиент разрыва 15,5 кПа/М; 3 — градиент порового давленияКоэффициент K-tКоэффициент K-tРис. 10.25. Зависимость между коэффициента напряженности скелета породы от глубин:1 — метод Мэтьюза и Келли, луизианское побережье Мексиканского залива; 2—метод Мэтьюза и Келли, техасское побережье Мексиканского залива; 3 — метод Итона, северное побережье Мексиканского заливаРис. 10.25. Зависимость между коэффициента напряженности скелета породы от глубин:1 — метод Мэтьюза и Келли, луизианское побережье Мексиканского залива; 2—метод Мэтьюза и Келли, техасское побережье Мексиканского залива; 3 — метод Итона, северное побережье Мексиканского залива
Рис. 10.24. Графическое представление максимального и минимального градиентов давления разрыва пород по Хабберту и Уиллису:
/ — максимальный градиент разрыва 14,5 кПа/м; 2 — минимальный градиент разрыва 15,5 кПа/М; 3 — градиент порового давления
Рис. 10.24. Графическое представление максимального и минимального градиентов давления разрыва пород по Хабберту и Уиллису:
/ — максимальный градиент разрыва 14,5 кПа/м; 2 — минимальный градиент разрыва 15,5 кПа/М; 3 — градиент порового давления
Коэффициент K-t
Коэффициент K-t
Рис. 10.25. Зависимость между коэффициента напряженности скелета породы от глубин:
1 — метод Мэтьюза и Келли, луизианское побережье Мексиканского залива; 2—метод Мэтьюза и Келли, техасское побережье Мексиканского залива; 3 — метод Итона, северное побережье Мексиканского залива
Рис. 10.25. Зависимость между коэффициента напряженности скелета породы от глубин:
1 — метод Мэтьюза и Келли, луизианское побережье Мексиканского залива; 2—метод Мэтьюза и Келли, техасское побережье Мексиканского залива; 3 — метод Итона, северное побережье Мексиканского залива
Общее уравнение, определяющее вертикальное распространение трещины, дано в классической работе Хабберта и Уиллиса [21]:
Gr.p^(G0-Gp)F + Gp,
где Gr. р— градиент давления гидроразрыва, МПа/м; Go— градиент горного давления, МПа/м; Gp— градиент порового давления, МПа/м; F— эмпирический безразмерный коэффициент (часто называется коэффициентом напряженности скелета породы).
Давление распространения вертикальной трещины равно сумме порового давления плюс горизонтальное напряжение в скелете породы. Вертикальное напряжение в скелете породы есть разность горного и порового давлений, F — коэффициент, равный отношению горизонтального и вертикального напряжений в скелете породы,
Хабберт и Уиллис для некоторой площади предположили, что градиент горного давления равен 22,6 кПа/м, поровое давление нормальное, а значения F изменяются от 1/3 до 1/2. При использовании этих допущений уравнение примет вид
Gr. р = (0,0226—Gp) (1,3^ 1,2) + Gp.
На рис. 10.24 представлены предложенные Хаббертом и Уиллисом графики максимального и минимального градиентов давления разрыва пород, когда градиент порового давления равен 10,5 кПа/м. По приведенной формуле получают повышенные давления распространения трещин в пластах с аномально высокими давлениями и пониженные давления в пластах с аномально низкими давлениями.
Однако, как было показано, эти допущения справедливы только для некоторых площадей и глубин. Мэтьюз и Келли [22] использовали промысловые данные для расчета переменного коэффициента напряженности матрицы Кг, в уравнении Хабберта и Уиллиса этот коэффициент обозначен как F (рис. 10.25). Мэтьюз и Келли сохранили допущение, что градиент горного давления равен 22,6 кПа/м, а градиент порового давления составляет 10,5 кПа/м, и оценили нормальный градиент порового давления для отдельных площадей. Они использовали данные о давлении инициирования трещины, а не о давлении ее распространения, причем Ki — произвольно определяемый коэффициент для преобразования формулы Хабберта и Уиллиса для давления распространения трещины в соотношение для давления инициирования трещины.
График Ki основывается на принятом нормальном давлении. Если рассматриваемая глубина находится в интервале с аномальным давлением, то эквивалентная глубина определяется исходя из порового давления, обычно определяемого одним из методов Мэтьюза и Келли.
Градиент горного давления, действующего на скелет породы:
Gs = G0 — Ga = 0,0226— Ga, а нормальный градиент горного давления, действующий на скелет породы:
Gs,n = G0— Gni
Gs^ 0,0226 — 0,0105 0,0121 МПа/м.
Эквивалентную глубину (соответствующую эквивалентному напряжению в скелете породы) найдем из соотношения
0,0226— Ga = 0,0121;
0,0121//£ - (0,0226— Ga) НА;
„(0,0226 — Ga) НА
Не — ’
0,0121
где НЕ — эквивалентная глубина, м; НА — рассматриваемая глубина, м; Ga — градиент аномального давления, МПа/м; Gn — градиент нормального давления, МПа/м.
НЕ— глубина, на которой напряжение в скелете породы и коэффициент напряженности скелета породы Ki предполагаются такими же, как в интервале с аномальным давлением; значение Ki определяется по графику на той же глубине и используется в уравнении Хабберта и Уиллиса (вместо F) для расчета давле-
ний распространения (инициирования) трещины, когда градиент порового давления известен, а градиент горного давления принимается равным 22,6 кПа/м.
При использовании метода Мэтьюза и Келли градиенты горного давления можно определять по данным плотностного каротажа. В случае нормальных давлений целесообразно определить по графику значение Ki на глубине, соответствующей эквивалентному давлению:
НЕ =НЕ =Gq — 0gGo — GnGq — 0gGo — GnНд.Нд.
НЕ =
НЕ =
Gq — 0g
Go — Gn
Gq — 0g
Go — Gn
Нд.
Нд.
Среди других методов наиболее распространен при расчете градиента давления разрыва пород метод, предложенный Итоном [23].
Итон допускает, что градиенты горного давления не обязательно постоянные и зависимость от глубины может быть нелинейной. Таким образом, их следует определять независимо (см. параграф «Градиенты горного давления»). Во многих случаях расчеты локальных градиентов горного давления расширяют площадь, в пределах которой коэффициент F может использоваться с достаточной надежностью. Итон приводит обобщенный график градиента горного давления для района Мексиканского залива (см. рис. 10.20).
Для достижения требуемой точности расчетов на конкретных площадях градиент горного давления и коэффициент напряженности скелета породы F рекомендуется определять методом Итона. Градиенты порового давления определяют по данным: опробования пластов, исследований испытателем, спускаемым на бурильных трубах, и ликвидации проявлений. Градиенты давления разрыва определяют при проведении операций по гидроразрыву пласта, при цементировании под давлением, в случае потери циркуляции и при испытании пород на разрыв.
Таким образом, для любой конкретной площади коэффициент напряженности скелета породы может быть оценен в функции глубины по известным значениям Go, Gj и Gp (последние два градиента должны быть определены по одной глубине). Затем можно рассчитать коэффициент напряженности скелета породы по формуле
Р Gf—Gp
Gp-Gp
Итон отметил, что градиент горного давления на некоторых площадях значительно отличается от 22,6 кПа/м и что значения F на различных площадях могут быть неодинаковыми. В некоторых случаях F меняется, увеличиваясь с глубиной, что характерно для Мексиканского залива.
Итон установил также, что
F = p/(l-p),
где р — коэффициент Пуассона. 276
Метод Итона, заключающийся в эмпирическом определении локального коэффициента напряженности скелета породы для расчета давления инициирования трещины, используется повсеместно и дает удовлетворительные результаты.
Для преобразования формулы давления распространения трещины в уравнение давления инициирования трещины используется довольно произвольная процедура.
Кроме того, если F определяется для конкретной площади, имеется мало оснований для расчета коэффициента Пуассона, поскольку он не имеет реального смысла и редко используется для пересчета F. Итоновское отношение ц/(1—ц) для изменчивого горного давления в районе Мексиканского залива отражено на графике (см. рис. 10.25) вместе с данными Мэтьюза и Келли. На рис. 10.26 показано изменение ц с глубиной.
Для распространения данных, полученных на суше, на
Рис. 10.26. Изменение коэффициента Пуассона с глубиной:Рис. 10.26. Изменение коэффициента Пуассона с глубиной:1 — градиент горного давления в продуктивных пластах на месторождениях Западного Техаса равен 22,6 кПа/м; 2 — градиент горного давления в глинистых сланцах равен 22,6 кПа/м; 3— изменчивое горное давление в районе северного- побережья Мексиканского залива; 4— верхний предел1 — градиент горного давления в продуктивных пластах на месторождениях Западного Техаса равен 22,6 кПа/м; 2 — градиент горного давления в глинистых сланцах равен 22,6 кПа/м; 3— изменчивое горное давление в районе северного- побережья Мексиканского залива; 4— верхний пределморские площади, где в интервале от среднего уровня воды до морского дна горное давление равно гидростатическому давленикт столба морской воды, может быть использован обобщенный метод. На рис. 10.27 рассматривается пример использования градиента горного давления для определения влияния глубины моря на градиент давления разрыва пласта.
Рис. 10.26. Изменение коэффициента Пуассона с глубиной:
Рис. 10.26. Изменение коэффициента Пуассона с глубиной:
1 — градиент горного давления в продуктивных пластах на месторождениях Западного Техаса равен 22,6 кПа/м; 2 — градиент горного давления в глинистых сланцах равен 22,6 кПа/м; 3— изменчивое горное давление в районе северного- побережья Мексиканского залива; 4— верхний предел
1 — градиент горного давления в продуктивных пластах на месторождениях Западного Техаса равен 22,6 кПа/м; 2 — градиент горного давления в глинистых сланцах равен 22,6 кПа/м; 3— изменчивое горное давление в районе северного- побережья Мексиканского залива; 4— верхний предел
Отмечаются случаи, когда давления разрыва, рассчитанные по методу Итона, были намного выше или ниже прогнозных значений. Гораздо более высокие, чем прогнозируемые, давления обычно встречаются в породах, которые местами имеют очень высокую плотность, в то время как пониженные давления характерны для пластов с низкой плотностью.
Макферсон и Берри [24] установили, что градиент разрыва коррелируется с отношением песка и глин в пласте. Это было обнаружено при попытке прогнозирования давления разрыва по диаграммам акустического и плотностного каротажа. Их исследования у побережья шт. Луизиана показали, что имеется зависимость между отношением модуляции упругости песка к горному давлению и давлением разрыва пород.
Градиент давления разрываГрадиент давления разрывапласта , кПа/мпласта , кПа/мРис. 10.27. Изменение градиента давления разрыва пласта на суше и на море:1 — суша; 2 — море, глубина воды 230 м;3 — море, глубина воды моря 460 мРис. 10.27. Изменение градиента давления разрыва пласта на суше и на море:1 — суша; 2 — море, глубина воды 230 м;3 — море, глубина воды моря 460 мI ® I' Г^П2 I ° I3I ® I' Г^П2 I ° I3Рис. 10.28. Зависимость объемной плотности пород от отношения горизонтальных и вертикальных напряжений в районе прол. Санта-Барбара:
Градиент давления разрыва
Градиент давления разрыва
пласта , кПа/м
пласта , кПа/м
Рис. 10.27. Изменение градиента давления разрыва пласта на суше и на море:
1 — суша; 2 — море, глубина воды 230 м;
3 — море, глубина воды моря 460 м
Рис. 10.27. Изменение градиента давления разрыва пласта на суше и на море:
1 — суша; 2 — море, глубина воды 230 м;
3 — море, глубина воды моря 460 м
I ® I' Г^П2 I ° I3
I ® I' Г^П2 I ° I3
/ — испытание пород на разрыв; 2 — потери циркуляции; 3 — отсутствие потери циркуляции
Кристмен [25] опубликовал результаты исследований, выполненных в прол. Санта-Барбара, в результате которых была установлена корреляционная связь между плотностью пород и значением F. Данные по суше и шельфу были объединены (рис. 10.28). Эта корреляция в условиях твердого морского дна в прол. Санта-Барбара оказалась вполне приемлемой.
Аналогичные аномалии были отмечены Андерсоном и др. [26], установившими эмпирическую зависимость между коэффициентом напряженности скелета породы и глинистостью песчаных пластов в Мексиканском заливе. Содержание глин определялось по диаграммам акустического и плотностного каротажа. Эта корреляция, по-видимому, пригодна для отдельных площадей Мексиканского залива.
Последние три метода коррелирования могут оказаться полезными при начальном построении кривой F на новой площади. Они предлагаются только как дополнение к методам Итона или Мэтьюза и Келли.
Вообще говоря, основным при определении градиента разрыва пород является метод Итона. Для первой скважины на новой площади могут использоваться данные о градиентах разрыва в уже пробуренных скважинах на площадях с аналогичными структурами. В первой скважине следует провести плотностной каротаж и рассчитать градиенты горного давления в зависимости от глубины. Коэффициент F, определенный на другой площади, может оказаться полезным и применимым в местных усло- 278
виях после корректировки с учетом локальных градиентов горного давления.
На начальных этапах кривая F может быть продолжена с использованием корреляции, аналогичной предложенной Кристменом, для оценки кривой F во всем интервале каротажа, пока не будет получена надежная кривая. Локальный коэффициент напряженности скелета порода уточняется по мере накопления данных, но для окончательного построения кривой F в функции глубины для новой площади требуются данные по многим скважинам.
СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ
Peril W. Н. Abnormal Formation Pressures, Elsevier Scientific Publishing Co., N. Y„ N. Y„ 1973.
Reynolds E. B. «The Application of Seismic Techniques to Drilling Techniques», SPE 4643, AIME Annual Fall Meeting, Las Vegas, Oct. 1973.
Dumont A. E. and Purdy V. S. «Use of Seismic Data Can Cut Arctic Drilling Cost», World Oil, Jan. 1976, p. 71.
Woeber A. F. and Penhollow J. O. «The Accuracy of Depth Predictions from Velocity Profiles on the Texas Gulf Coast», SEG Paper, 43 rd Annual International SEG Meeting, Mexico City, 1973.
Louden L. R., Mathews IF. R., McClendon R. T„ Rehm IF. A. and Aud B. IF. «Ultra Deep Drilling Guided by Seismic Data», World Oil, Part I, May 1971, pp. 67—72; Part II, June 1971, pp. 97—105.
Pennebaker E. B. «An Engineering Interpretation of Seismic Data», SPE 2165, AIME Annual Fall Meeting, Houston, September, 1968.
Jorden J. R. and Shirly L O. «Application of Drilling Performance Data to Overpressure Detection», Journal of Petroleum Technology, Nov., 1966, pp. 1387—1394.
Bingham M. G. «А New Approach to Interpreting Rock Drillability», Series in Oil and Gas Journal, Nov. 2, 1964, April 5, 1965.
Rehm IF. A. and McClendon R. T. «Measurement of Formation Pressure from Drilling Data», SPE 3601, AIME Annual Fall Meeting, New Orleans, 1971.
Young F. S. «Computerized Drilling Control», SPE 2241, AIME Annual Fall Meeting, Houston, 1968.
Wardlaw H. IF. R. «Drilling Performance Optimization and Identification of Overpressured Formations», SPE 2388, Conf, on Drilling and Rock Mechanics, Univ, of Texas, Austin, 1969.
Bourgoyne A. T., Bizer J. A., Myers G. M. «Porosity and Pore-Pressure Logs», Drilling Cont., May — June, 1971, pp. 36—45.
Bellotti P. and Gerard R. E. «Instantaneous Log Indicates Porosity and Pore Pressure», World Oil, October 1976.
Collings B. J. and Goins IF. C. Jr. Unpublished report, Gulf Research and Development Co.
Doremus E. H. «Method of Determining Mud Weight Requirements from Bulk Density Measurements of Shale Cuttings», U. S. Patent No. 3,409,092, issued Nov. 5, 1968.
Lewis C. R. and Rose S. С. «к Theory relating High Temperatures and Overpressure», Journal of Petroleum Technology, Vol. 22, 1970, pp. 11—16.
Fertl W. H. and Timko D. J. «How Abnormal Pressure Techniques Are Applied», Oil & Gas Journal, Jan, 12, 1982.
Wilson G. J. and Bush R. E. «Pressure Prediction with Flowline Temperature Gradient», Journal of Petroleum Technology, 1973, p. 135—142.
Hottman С. E. and Johnson R. K. «Estimation of Formation Pressures from Log-Derived Shale Properties» Trans. AIME, 243: pp. 717—722.
Eaton В. A. «Graphical Method Predicts Geopressures World Wide» World Oil, May 1976, p. 51.
Hubbert M. K. and Willis D. G. «Mechanics of Hydraulic Fracturing», TRANS. AIME, Vol. 210, (1975), p. 153.
Mathews W. R. and Kelly J. «How to Predict Formation Pressure and Fracture Gradient», Oil and Gas Journal (Feb. 20, 1967), p. 92.
Eaton B. A. «Fracture Gradient Prediction and Its Application in Oil Field Operations» Journal Petroleum Technology (Oct. 1969), p. 1353.
MacPherson L. A. and Berry L. N. «Prediction of Fracture Gradients from Log-derived Elastic Modulii», Log Analyst, May, 1972, pp. 12—19.
Christman S. A. «Offshore Fracture Gradients», Journal Petroleum Technology (Aug, 1973), p. 910.
Anderson R. A., Ingram D. S. and Zanier A. M. «Determining Fracture Pressure Gradients from Well Logs», Journal of Petroleum Technology, Vol 25, 1973, pp. 1259—1268.
Приложение A
ПЕРЕЧЕНЬ МЕРОПРИЯТИЙ ПО ПРЕДОТВРАЩЕНИЮ ВЫБРОСОВ
Ниже дан перечень пунктов, который может быть использован для практического руководства при любом осмотре буровой или при оценке операций по предотвращению выбросов. Понятно, что некоторые пункты не обязательно должны быть приемлемы при любых обстоятельствах. Все пункты, на которые последует ответ «нет», следует исправлять, или оставлять в существующей формулировке, принимая во внимание реальные обстоятельства. В условиях ограниченного пространства, например на морских платформах, оговоренные расстояния должны быть сокращены.
Учебные тревоги (изменение уровня бурового раствора в приемной емкости)
Время реакции — это то время, которое требуется бурильщику, чтобы заметить изменение уровня в приемной емкости (поплавок поднимается или опускается) и подать сигнал тревоги об угрозе выброса. Допустимое время реакции 30 с. Более длительное время реакции следует регистрировать.
Учебная тревога № 1 — Время реакции с
Учебная тревога №2 — Время реакции с
Учебная тревога при спуско-подъемных операциях
Учебные тревоги проводятся после установки универсального превентора с условным проходом 508 мм.
Общее время отсчитывается с момента подъема (или опускания) поплавка в приемной емкости до установки клапана и закрытия верхнего превентора с трубными плашками или универсального превентора (если в плашечном превенторе находятся УБТ).
Учебная тревога № 1 — Общее времяс
Учебная тревога №2 — Общее времяс
Проверка работы гидравлической установки и пультов управления
Учебная тревога должна проводиться с вспомогательного пульта управления. Начальное давление в аккумуляторных емкостях, МПа
Время до закрытия универсального превентора компании «Хандрил»с
Время до закрытия верхнего плашечного превентора с
Время до закрытия превентора с глухими плашкамис
Время до закрытия нижнего плашечного превенторас
Время до закрытия всех превенторов, кроме превентора с глухими плашкамис
Конечное давление в аккумуляторных емкостях, МПа
Время для зарядки аккумуляторных емкостей до давления 21 МПас
Дата
Бурильщик Буровой мастер
ДАННЫЕ ПО ОСНОВНОМУ ОБОРУДОВАНИЮ
Гидравлическая установка
Изготовитель- Модель
Вместимость аккумуляторных емкостей
Рабочее давлениеПредварительная зарядка
—— Система зарядки
Дополнительная система зарядки
Диверторы
ИзготовительТипоразмерМодель
Объем: на закрытиена открытие
ИзготовительТипоразмерМодель
Объем: на закрытиена открытие
Универсальные превенторы
ИзготовительТипоразмерМодель
Объем: на закрытиена открытие
ИзготовительТипоразмерМодель
Объем: на закрытиена открытие
Плашечные превенторы
ИзготовительТипУсловный проход
Рабочее давление Объем: на закрытие
на открытие
ИзготовительТипУсловный проход
Рабочее давление Объем: на закрытие
на открытие
ИзготовительТипУсловный проход
Рабочее давление Объем: на закрытие—
на открытие
282
ИзготовительТипУсловный проход
рабочее давлениеОбъем: на закрытие
на открытие
ИзготовительТипУсловный проход
Рабочее давление Объем: на закрытие
на открытие
Блок дросселирования
Рабочее давление (условный проход)
Емкость долива бурового раствора в скважину
Размеры Система измерения
Уровнемер в приемной емкости
Тип:
Указатель расхода
Тип
(Схема сборки превенторов и соединений) (Схема сепаратора и линий)
КОНТРОЛЬ ЗА БЕЗОПАСНОСТЬЮ БУРОВОЙ УСТАНОВКИ —
УПРАВЛЕНИЕ СКВАЖИНОЙ
Превенторы и система ОП
Превенторы
Да Нет
Отвечает ли сборка превенторов требованиям, изложенным в контракте, и согласуется ли с соответствующими правилами?
Имеется ли на буровой комплект чертежей, показывающих сборки превенторов, линий, задвижек и манифольдов, требуемых для использования этих сборок?
Равно ли (или больше) рабочее давление сборки превенторов давлению разрыва обсадных труб или гидроразрыва пласта?
Которое из них меньше?
Если закрыт превентор с глухими плашками, имеется ли возможность произвести закалку жидкости в скважину?
Обвязаны ли выкиды колонной головки с блоком дросселирования?
Подсоединен ли нижний превентор с трубными плашками к блоку дросселирования?
Все ли элементы сборки ОП соответствуют (или превышают) рабочему давлению сборки в целом?
Имеют ли плашечные превенторы гидравлическую или ручную блокировку? Если применяются ручные фиксаторы, то установлены ли они на валах и штурвалах?
Предусмотрен ли в сборке превенторов между трубными плашками двух плашечных превенторов зазор для размещения замкового соединения, чтобы производить спуск труб в скважину под давлением методом перехвата?
Укреплены ли разгрузочные линии большой пропускной способности, которые могут потребоваться для снижения давления в кондукторе?
Можно ли осуществлять все необходимые манипуляции с превенторами, не спускаясь под пол буровой?
Хорошо ли закреплена сборка превенторов и удобно ли при необходимости произвести ее центровку?
Имеются ли под рукой дополнительные кольцевые прокладки, уплотнительные кольца для крышки и болты для фланцев превенторов?
Открываются ли автоматически выкидные линии дивертора, когда он закрывается, и можно ли это контролировать для любого из двух противоположных выкидов?
Линии дросселирования, блок дросселирования и отводные линии
Имеются ли коренные задвижки на линии дросселирования и на каждом отводе блока дросселирования и используются ли они только для отсечения участков вниз по потоку при их ремонте?
Отделена ли линия долива от линии глушения и правильно ли она используется?
Прямая ли линия дросселирования или она имеет плавные изгибы либо тройники с отбойниками?
Имеются ли в достаточном количестве регулируемые дроссели, соответствующие по параметрам ожидаемым давлениям?
Имеются ли под рукой запасные части к дросселю?
Обустроены ли опорами и закреплены ли линии дросселирования?
Обвязаны ли отводные линии блока дросселирования таким образом, что флюиды можно удалять, газ безопасно сепарировать, буровой раствор отделять и дегазировать?
Составляет ли минимальный внутренний диаметр отводной линии блока дросселирования 75 мм?
Может ли газ, отделенный от бурового раствора, выпускаться в атмосферу с соблюдением мер безопасности или сжигаться в факеле?
Какова высота свечи? м
Каково расстояние от буровой установки? м
Имеется ли газовый сепаратор подходящего объема с продувочными линиями диаметром не менее 178 мм и с гидрозатвором на линии к виброситу, способным предотвратить выброс газа?
Гидравлическая установка
Обустроены ли пульт управления на полу буровой и дистанционный пульт управления сборкой ОП и ясно ли они обозначены?
Насколько будет эффективен дистанционный пульт, если выйдет из строя пульт на полу буровой?
Предусмотрен ли альтернативный или изолированный источник энергии для подзарядки аккумуляторных емкостей в случае «отказа» основного?
Каков его тип?—
В рабочем ли он состоянии?
Имеется ли лампочка на пульте управления бурильщика, сигнализирующая о работе загрузочного насоса, и действует ли она?
Заглушены ли линии от любых неиспользуемых элементов управления?
Имеет ли пульт управления защиту от случайного непредусмотренного закрытия превентора с глухими плашками?
Соответствуют ли линии управления давлению, развиваемому гидравлической установкой, и хорошо ли они защищены разгрузочными линиями?
Каково качество рабочей жидкости и находятся ли фильтры в хорошем состоянии?
Когда была последняя проверка?
Расположены ли линии управления ОП достаточно низко относительно пола буровой, чтобы предотвратить их быстрое повреж дение при пожаре?
Открыт ли отсекающий клапан аккумуляторной емкости?
Сборка ОП при опробовании пласта испытателем на бурильных трубах
Имеются ли на полу буровой внутренний превентор и полнопроходной предохранительный клапан для бурильных труб и можно ли их навернуть вручную?
Уравновешены ли они для более легкого свинчивания?
Имеются ли на полу буровой внутренний превентор и предохранительный клапан для УБТ и можно ли их навернуть вручную?
Используется ли перепускной переводник при соединении с УБТ или переводник навинчивается на предохранительный клапан для последующих манипуляций с УБТ?
Можно ли УБТ быстро навернуть?
Какое устройство применяется для выполнения этой операции?
Имеется ли под рукой переводник с краном для рабочей трубы?
Находится ли в легкодоступном месте рукоятка шарового крана?
Хранится ли в заданном месте предохранительный клапан для рабочей трубы и имеется ли под рукой рукоятка?
Доставлен ли на буровую откидной обратный клапан для бурильных труб?
С центральным каналом?
Имеется в наличии или используется ли ниппель в колонне бурильных труб и задавливаемый обратный клапан?
Снабжен ли канатный лубрикатор фланцем или специальным устройством для крепления к универсальному превентору?
Оборудование контроля параметров бурового раствора
Установлены ли «суммирующий» индикатор уровня бурового раствора в емкости и записывающее устройство в месте, которое бурильщик видит?
В рабочем ли он состоянии?
Смонтирован ли индикатор расхода выходящего из скважины бурового раствора или можно ли наблюдать за сливной линией с пола буровой?
В рабочем ли он состоянии?
Имеется ли на буровой счетчик числа ходов насоса и (или) доливоч- ная емкость для использования при проверке критического наполнения скважины?
В рабочем ли они состоянии?
Приложение Б
ПЛОТНОСТЬ ФЛЮИДОВ ПРОЯВЛЕНИЯ
Когда скважину закрывают, можно грубо рассчитать плотность поступающих в нее флюидов. Это полезно знать для вымыва пластового флюида проявления, чтобы при поступлении в скважину газа дать ему возможность расширяться и не делать этого в случае поступления минерализованных пластовых вод. Смесь нефти с небольшим количеством газа занимает промежуточное положение. Требуемое максимальное давление на дросселе зависит от объема поступившего флюида, количества газа и других факторов.
Когда после закрытия скважины давление стабилизируется,
(Рг. т)1 + Ри. т = (Рг. з)1 + Рф + Ри. 3-
Давление, создаваемое столбом любого флюида:
рг=10-5рфЯ.
Объем пластового флюида в затрубном пространстве равен увеличению объемов ДУ в емкости для бурового раствора. Высота подъема пластового флюида в затрубном пространстве
7 = ДУ7С3.
Высота столба бурового раствора, оставшегося в затрубном пространстве,
H^Ht—Z.
Таким образом, для условий стабилизации давления
10"5Р1//тД Ри. т — Ю—6pi (Нт—2)4- 10-брф7 -|- р^ з-
Последнее уравнение можно представить в следующем виде:
рф = Р1-1(У-р"-т ,
где (Рг. т)1 и (рг. з)1 — гидростатические давления столба негазированного бурового раствора в бурильных трубах и в затрубном пространстве соответственно, МПа; Рф — гидростатическое давление столба пластового флюида в затрубном пространстве, МПа; ри. т и ри. з — избыточные давления в бурильных трубах и в затрубном пространстве соответственно, МПа; ДУ—приращение объема в емкости для бурового раствора, м3; pi и рф — плотности негазированного бурового раствора и поступившего в скважину флюида, кг/м3; С3 — удельная вместимость затрубного пространства, м3/м; Нт—длина колонны бурильных труб, м.
При использовании этой формулы необходимо учитывать возможные значительные погрешности результатов расчета. Приращение объема в емкости может быть обусловлено газом в буровом растворе, находящемся в емкостях, а при выводе формулы предполагалось, что объем увеличивается только за счет поступающих в скважину пластовых флюидов. Диаметр ствола может быть увеличен, и это даст ошибку при расчете объема затрубного пространства. Поступившие пластовые флюиды обычно распределяются в циркулирующем буровом растворе и движутся в пространствах за УБТ и бурильными трубами, имеющими разную площадь поперечного сечения. Распределение флюидов точно неизвестно. Конечно, можно учесть значения удельной вместимости затрубного пространства для бурильных труб и УБТ, введя их в расчетную формулу, но полностью точно рассчитать распределение поступившего пластового флюида между двумя этими интервалами не представляется возможным.
ОГЛАВЛЕНИЕ
Предисловие.5
Глава 1. Для руководителей и контрольныхорганов7
Проектирование строительства скважин7
Противовыбросовое и вспомогательное оборудование9
Испытание и обслуживание12
Учебные тревоги: : 12
Ликвидация проявлений 13
Обучение персонала:13
Надзор 14
Глава 2. Принципы и способы предотвращениягазонефтеводопроявлений 14
Принципы :: : : 14
Предупредительные меры19
Выявление газонефтеводопроявлений22
Когда следует закрывать скважину?26
Когда скважину закрывать не следует?26
Увеличение объема бурового раствора вприемнойемкости29
Плавучие буровые установки:: . . 31
Список литературы 33
Глава 3. Процесс глушения скважины при проявлении33
Оценка забойного давления по устьевому давлению в бурильных трубах 38
Явления, происходящие при поддержании забойногодавления постоянным45
Влияние переменных:48
Подготовка к ликвидации проявления 51
Закрытие скважины:61
Определение начального давления циркуляции62
Ликвидация проявлений, когда колонна бурильныхтруб находится на забое64
Особые ситуации.69
Метод поддержания пониженного давления надросселе71
Миграция газа75
Бурильные трубы выше забоя82
Подводные сборки ОП89
Список литературы.100
Глава 4. Учебные тревоги и гидравлическиеиспытания ОП100
Учебные тревоги :101
Технология гидравлических испытаний104
Список литературы117
Глава 5. ОП и обсадная колонна118
Общие требования118
Рабочее давление 118
Сборка превенторов . . . -.119
Компоновка сборки превенторов127
Логика компоновки сборок превенторов 129
Колонные головки и обсадные колонны145
Список литературы:158
Глава 6. Блоки и линии дросселирования . . 159
Дроссели 159
Блоки дросселирования . . . 160
Линии дросселирования . . 164
Линии глушения :: 165
Общие соображения167
Список литературы168
Глава 7. Система управления ОП168
Гидравлическая установка для наземной сборки ОП170
Линии управления для наземной сборки ОП181
Рабочие жидкости для системыуправления183
Система управления подводной сборкой ОП183
Список литературы:197
Глава 8. Основное оборудование197
Универсальные превенторы197
Плашечные превенторы206
Вращающиеся превенторы и герметизирующие головки215
Дроссели с ручным управлением216
Дроссели с дистанционным управлением217
Задвижки 220
Список литературы:220
Глава 9. Вспомогательное оборудование220
Краны на рабочих трубах221
Предохранительные клапаны и внутренние превенторы222
Уровнемеры для приемных емкостей224
Газоанализаторы":228
Циркуляционная система230
Глава 10. Характеристики формаций235
Выявление аномально высоких давлений 235
Общие методы количественного прогнозирования .. 265
Определение градиента разрыва породы271
Список литературы:279
Приложение А, Перечень мероприятий по предотвращению выбросов 281
Данные по основному оборудованию 282
Контроль за безопасностью буровой установки — управление скважиной 283
Приложение Б. Плотность флюидов проявления285
BLOWOUT PREVENTION
SECOND EDITION
@
Gulf Publishing Company Book Division
Houston, London, Paris, Tokyo
У.К.ГОИНС
Р. ШЕТТИЛД
ПРЕДОТВРАЩЕНИЕВЫБРОСОВ
Перевод с английского
Л. И. Цейтлина
Редактор перевода
П. В. Куцын, канд. техн, наук
МОСКВА ’’НЕДРА” 1987
УДК 622.245.73/248.83
Гойнс У. К., Шеффилд Р. Предотвращение выбросов: Пер. с англ.— М.: Недра, 1987.— 288 с., ил.■.
Рассмотрены причины нефтегазоводопроявлений. Выделены вопросы, связанные с особенностями ликвидации проявлений на плавучих буровых установках. Приведены различные методы глушения проявлений, типовые схемы стволовой части оборудования противовыбросового (ОП), конструкции обвязки обсадных колонн, различные схемы манифольдов ОП и системы управления наземным и подводным ОП. Описаны конструкции превенторов и другого специального и вспомогательного оборудования.
Для инженерно-технических работников, организаций и предприятий нефтяной и газовой промышленности.
Табл. 22, ил. 137, список лит.— 51 пазв.
Рекомендована к переводу О. А. Блохиным (Министерство газовой промышленности) и Б. О. Френкелем, канд. техн, наук (Азерб. НИИ нефт. машиностроения)
ПРОИЗВОДСТВЕННОЕ ИЗДАНИЕ
У. К- Гойнс, Р. Шеффилд
ПРЕДОТВРАЩЕНИЕ ВЫБРОСОВ
Редакторы издательства М. В. Анфиногенова, М. С. Чумакина
Переплет художника К. В. Голикова
Художественный редактор В. В. Шутько
Технический редактор Л. Я. Голова .
Корректор И. П. Розанова
ИБ № 6772
Сдано в набор 07.05.87. Подписано в печать 19.08.87. Формат 60X90V16. Бумага книжно-журнальная. Гарнитура Литературная. Печать высокая. Усл. печ. л. 18,0. Усл. кр.-отт. 18.0. Уч.-изд. л. 20.48. Тираж 3000 экз. Заказ 1834/1079—4. Цена 1 р. 80 к.
Ордена «Знак Почета» издательство «Недра».
125047, Москва, пл. Белорусского вокзала, 3
Ленинградская типография № 4 ордена Трудового Красного Знамени Ленинградского объединения «Техническая книга» им. Евгении Соколовой СоЮзполиграфпрома при Государственном комитете СССР по делам издательств, полиграфии и книжной торговли. 191126, Ленинград. Социалистическая ул., 14.
© 1969, 1983 by Gulb Publishing Company Houston, Texas
Г —2504030300—408 296—87© Перевод па русский язык. Издательство
043(01)—87«Недра», 1987