Управление скважиной в ходу ремонтно-восстоновительных работ (РВР) и заканчиваний

1. 1
Закачка под давлением
Закачка под давлением - это метод глушения скважин под давлением перед
перемещением буровой вышки для РВР. Этот способ осуществляется без циркуляции; в
нем используется насос и флюид для глушения. Заключается в закачке добытых флюидов
обратно в нефтеносный пласт, наполняя при этом НКТ флюидом для глушения.
Промасливание и стравливание
В некоторых случаях закачка под давлением невозможна или нежелательна. Примеры:
изношенная НКТ с низким избыточным давлением, низкий предел прочности разрыва
пласта, и поврежденное или изношенное оборудование устья с ограниченным рабочим
давлением. В таких случаях, смазывание и стравливание могут представлять собой
наиболее приемлемые способы глушения скважины. Этот способ также можно применить
для снижения устьевого давления до уровня, при к-ром можно делать закачку под
давлением.
При этой базовой процедуре смазывания и промывки, в скважину закачивается
отмеренное кол-во флюида для глушения, который опускается вниз, затем на поверхности
стравливается газ, а устьевое давление регулируется в предустановленных границах.
Методы расчета
Реверс - это общий метод циркуляции для глушения скважин перед РВР. Перед началом
РВР требуется установить циркуляцию между обсадной трубой и НКТ. Имеется несколько
способов: перфорация НКТ, открытие скользящей муфты или открытие отсекающего
клапана или клапана газлифта при помощи канатных работ. После того как
стабилизируется устьевое давление можно запускать флюид для глушения для
циркуляции в скважине. Для глушения скважины также можно воспользоваться обычной
циркуляцией.
Глушение скважины перед РВР - способы без циркуляции

2. 2
Закачка под давлением
Закачка под давлением является одним из
способов глушения статической
работающей скважины, при котором
добытые флюиды закачиваются обратно в
пласт, а НКТ заполняют флюидами для
глушения.Закачка под давлением не должна
проводиться опасным способом из-за
возможного повреждения ствола скважины,
нефтеносного пласта или разрыва
прилежащих пластов.
Для успешной закачки под давлением
необходима следующая информация для
создания графика закачки. Создается
график закачки, в котором указывается
процедура глушения скважины, контроля
устьевого давления закачки.
Способы без циркуляции

3. 3
Для подготовки графика закачки флюидов требуется след. информация:
Пластовое давление - рекомендуется рассчитывать на основании
последнего измерения забойного давления
Требуемое избыт. гидростат. давление - обеспечивается флюидом для
глушения, в то время как закачиваемый флюид глушит скважину,
избыточное давление необходимо, если потребуется поднять колонну
или пакер, или осуществить спуско-подъемные операции. Типичное
избыточное давление варьируется в пределах 0,3 - 0,5 частей на галлон выше сбалансированной
плотности флюида.
Глубина перфорации - измеряется по вертикали
Давление гидроразрыва пласта - оценка предела прочности
гидроразрыва пласта - при этом должно учитываться снижение
давления продуктивного пласта - в виде общего правила: делайте
осторожную оценку (продуктивности)
Закачка под давлением
Способы без циркуляции

4. 4
Закачка под давлением
Способы без циркуляции
Характеристика НКТ - внутр. диаметр, длина, процентное соотношение
износа - если скважина в прошлом производила такие коррозийные
флюиды, как H2S, CO2 или большие объемы минерализованной воды,
обязательно рассмотрите проведение замеров каверномера для НКТ.
Окружающая жидкость - наличие или отсутствие флюида в затрубе -
оно может иметь решающее влияние на эффективное значение
давления разрыва НКТ
Вертлюжный колодец - внутр. диаметр и замеренная длина - если
колодец существует, его надо заполнить флюидом для глушения
Размер насоса - втулка цилиндра, такт поршня и данные
производительности
Устьевые давления - НКТ и затруб
Рабочее давление устья

5. 5
ШАГ 1 Пластовое давление (ppg - часть на галлон)
ШАГ 2 Флюид для глушения (ppg)
ШАГ 3 Давление гидроразрыва пласта
фунт/кв. дюйм - необходимо знать оценку прочности разрыва в ppg
ШАГ 4 Объем закачки
ШАГ 5 Производительность насоса
баррель/ход - производительность насоса должна вводиться в виде десятичной дроби
 
Formation
Vertical
PSI
PPG
DepthPerf
Formation





  23.19
PPGPPGPPG FluidKillOverbalaceDesiredFormation 
PSIVerticalPPG FracDepthPerfFrac  052.
BBLRathole
Rathole
Tbg
Tbg
VolumePumpingLength
ID
Length
ID
































4.10294.1029
22
STKBBLPercentageInches OutputEfficiencyPumpLengthStrokeIDLiner /
2
000243. 
Закачка под давлением
Способы без циркуляции

6. 6
ШАГ 6 Такт насоса - если имеется счетчик числа тактов поршня
ШАГ 7 Рабочее давление разрыва НКТ Принимая отраслевой стандарт
снижения параметров НКТ за 80%.
Если изношенность НКТ более 20%,
введите соотв. число.
ШАГ 8 Максимальное начальное давление НКТ –
Предел прочности НКТ (допуск об отсутствии противодавления)
ШАГ 9 Максимальное конечное давление НКТ –
Предел прочности НКТ (допуск об отсутствии противодавления)
ШАГИ 8 и 9 должны быть предприняты, если предполагается пренебречь
противодавлением в НКТ из-за наличия флюида, между НКТ и обсадной трубой; в
отношении старых скважин - такое решение будет нелишне.
StrokesPump
OutputPump
VolumePumping
STKBBL
BBL






/
PSIPSI BurstWorkingBurstPublished  8.
  PSIPSIPSI InitialMaxSITPFormationBurstWorking 
PSIVerticalPPGPSI FinalMaxDepthPerfFluidKillBurstWorking  )052(.
Закачка под давлением
Способы без циркуляции

7. 7
ШАГ 10Максимальное начальное давление НКТ –
ГРП (допуск об отсутствии противодавления)
ШАГ 11Максимальное конечное давление НКТ –
ГРП (допуск об отсутствии противодавления)
Фун
т/к
в.д
юй
м
Ходы поршня или закачка в
баррелях
Перемещение НКТ и
вертлюжного колодца
Линия
статическ
ого
давления
Линия ГРП (допуск об
отсутствии противодавления)
Линия предела прочности НКТ
(допуск об отсутствии
противодавления)
Макс. начальные
давления
Макс. конечные
давления
Это граф. изображение расчетных начального и конечного давлений вместе с объемом закачки.
  PSIPSIPSI InitalMaxSITPFormationFrac 
  PSIVerticalPPGPPG FinalMaxDepthPerfFluidKillFrac  052.
Закачка под давлением
Способы без циркуляции

8. 8
Если учесть противодавление, то след. расчеты макс. первоначального давления и макс.
конечного давления разрыва займут место ранее выведенных .
Макс. начальное давление в НКТ (с учетом предела прочности НКТ) –
допуск с противодавлением
Макс. конечное давление НКТ (с учетом предела прочности НКТ) –
допуск с противодавлением
Вышеуказанные расчеты дадут более высокие значения в силу включения
гидростатического давления затруба в качестве противодавления. В нек-х случаях макс.
начальное и макс. конечное давление может быть выше чем нормированное давление
разрыва НКТ. Разумеется в этих случаях рабочее давление разрыва будет использоваться
как макс. давление.
На след. стр-це схема изменений, к-рые могли бы иметь место, когда затрубное
гидростатическое давление учитывается при расчете макс. начального и макс. конечного
давлений разрыва НКТ.
    PSIVerticalPPGPSIPSI InitialMaxLengthFluidFluidAnnularFormationBurstWorking  052.
  
  PSIVerticalPPG
VerticalPPGPSI
FinalMaxLengthFluidAnnular
LengthFluidKillBurstWorking


052.
052.
Закачка под давлением
Способы без циркуляции

9. 9
Смещение НКТ и
вертлюжного колодца
Ходы поршня или закачка в
баррелях
Линия
статическ
ого
давления
в НКТ
Линия ГРП
Линия предела прочности НКТ (на
основании противодавления
флюида)
Макс. конечные
давления
Макс. начальные давления
Рабочее давление разрыва
Из схемы видно, что давление разрыва НКТ может быть выше, чем расчетное рабочее
давление предела прочности и возможно выше рабочего давления фонтанной арматуры.
Фун
т/к
в.д
юй
м
Закачка под давлением
Способы без циркуляции

10. 10
Из предыдущих диаграмм и на основании "безопасного диапазона закачки", становится ясно, что по мере
нарастания гидростатического давления в НКТ из-за введения флюида для глушения, макс. устьевое
давление снижается. На рисунке указан безопасный диапазон, граничащий с линиями статического
давления в НКТ и ГРП. Это наиболее оптимальная ситуация, но не всегда возможная. Если НКТ подверглась
значительной коррозии или питтингу в результате выхода коррозийных флюидов или песка, линия
разрушения НКТ может быть первой "границей" выше линии статического давления в НКТ. При любом из
этих случаев, безопасный диапазон закачки находится между линией статического давления в НКТ и первой
границей над ней.
Имеется два способа мониторинга давления в ходе проведения операции. Можно составить график на
основании значений макс. начального давления закачки, выбранного макс. конечного давления закачки и
общего объема или кол-ва ходов насоса. Разумеется макс. начальное давление должно быть в диапазоне
безопасной закачки. В этих целях применяются след. мат. формулы:
ШАГ 2 Среднее падение давления
ШАГ 1 Падение
давления
Maximum Initial Maximum Final
pressure drop
increments10
В качестве примеры выбрано 10 интервалов; в
зависимости от того насколько часто хотите проверять
давление насоса, можно установить 15 или даже 20
интервалов
ШАГ 3 Средний объем или такт поршня
Total Pump Strokes
increments10
или
Total PumpingVolume
increments10
Закачка под давлением
Способы без циркуляции

11. 11
21
График можно разработать и записать на основании рассчитанного среднего падения
давления, среднего кол-ва тактов насоса или закачанного объема. Процедура графика
следующая:
ШАГ 4 Давление насоса
initial pump pressure average pressure drop
Первое вычисление дает давление
насоса, соответствующее контрольной
точке в графике. Дополнительные
аналогичные вычисления завершают
график.
ШАГ 5 Кол-во тактов поршня
0 strokes average strokes
Это вычисление дает первую контрольную точку
после начала операции. Дополнительные
аналогичные вычисления завершают график.
Например, давайте воспользуемся нижеприведенной информацией, чтобы показать
создание графика:
Начальное давление насоса 2200 фунт/кв.дюйм
Конечное давление насоса 800 фунт/кв.дюйм (выбрано произвольно)
Всего тактов 4500
Контрольных точек 10
Закачка под давлением
Способы без циркуляции

12. 12
Падение давления (от начального давления циркуляции до
конечного давления циркуляции)
2200 800 1400psi psi psi 
Среднее падение давления (На основании 10
контрольных точек)
1400
10
140
psi
psi checkpo
increments
 / int
Выполнив эти два расчета можно
составить часть графика по падению
давления.
Начальное давление в 2200 будет
первой записью. Среднее падение
давления в 140 фунт/кв.дюйм
вычитается из начального, чтобы
получить вторую контрольную точку.
Повторение этого процесса завершает
подготовку части графика,
касающейся давления.
2200
2060
1920
1780
1640
1500
1360
1220
1080
940
800
2200 - 140 = 2060
2060 - 140 = 1920
Дополнительные
аналогичные
вычисления
завершают график.
Закачка под давлением
Способы без циркуляции

13. 13
Можно сделать аналогичные расчеты, когда речь идет об отношении такта поршня или
баррелей к насосу. В случае, когда требуется 4500 тактов поршня для вытеснения объема
НКТ и вертлюжного колодца, получается значение увеличения интервала тактов как
показано ниже.
0
450
900
1350
1800
2250
2700
3150
3600
4050
4500
Сред. кол-во тактов
поршня
4500
10
450
total strokes
increments strokes
0 тактов + 450 = 450 тактов
450 тактов + 450 тактов = 900
тактов
……и т. д. …...
2200
2060
1920
1780
1640
1500
1360
1220
1080
940
800
0
450
900
1350
1800
2250
2700
3150
3600
4050
4500
Фунт/к
в.дюйм
Такт
Справа - заполненный график. Давление
насоса регулируется при помощи вентиля
насоса для получения требуемых
значений понижающегося давления.
Закачка под давлением
Способы без циркуляции

14. 14
Ниже графическое изображение операции по закачке под давлением.
Заштрихованный участок обозначает "безопасный диапазон закачки" на основании
рассчитанных значений давления насоса. Центральный отрезок в заштрихованном участке
обозначает среднюю точку или рекомендуемое к соблюдению значение давления насоса.
Красные линии указывают на то, как отслеживать значения давления в ходе операции.
Проверка давления на 750 тактах даст давление примерно в 2200 фунт/кв.дюйм.
Проверка давления на 2600 тактах даст давление примерно в 1100 фунт/кв.дюйм.
Ходы поршня или закачка в
баррелях
Давление
насоса
Поглощение флюида
пластом
Стабилизированное
начальное давление
насоса
500 1000 1500 2000 2500 3000 3500 3750
0
1000
2000
3000
4000
5000 5000
4000
3000
2000
1000
Требуемое давление
насоса
Закачка под давлением
Способы без циркуляции

15. 15
При закачке под давлением необходимо тщательно
отслеживать давление в обсадной трубе. О любом
увеличении давления в обсадной трубе необходимо
сообщать супервайзеру и внимательно наблюдать за
изменениями. Повышение давления в обсадной
трубе может быть вызвано нагревом в результате
закачки жидкостей в НКТ, или указывать на течи в
таких частях как скользящая муфта, оборудование
газлифта, предохранительные клапаны, уплотнители
пакера и т.д.
Наличие в обсадной колонне давления или
увеличение давление в ней может иметь печальные
последствия. Чрезмерное давление на крестовину
пакера создает настолько большую силу, что может
сорвать пакер вниз и разрушить НКТ. Кроме того,
чрезмерное давление в затрубном пространстве
создает давление близкое к пределу прочности
обсадной колонны, необязательно у устья, а в забое.
Увеличение давления в обсадной трубе
при закачке
Закачка под давлением
Способы без циркуляции

16. 16
Проскальзывание газа
Во время закачки под давлением может выходить газ,
особенно если у флюида для глушения
незначительная вязкость, а скорость закачки низкая.
В таком случае, газ может мигрировать вверх по НКТ
быстрее, чем нагнетается вниз в НКТ насосом.
Согласно предыдущим диаграммам, когда объем НКТ
и вертлюжный колодец заполняются, давление в НКТ
должно быть 0 фунт/кв.дюйм, а скважина заглушена.
Но часто этого не происходит. Хотя статическое
давление в НКТ составляет 0 фунт/кв.дюйм, а
скважина кажется заглушеной, необходимо
подождать минут 30 или больше и отслеживать
статическое давление в НКТ. Если оно начинает
повышаться, значит проблема скорей всего в
"проскальзывании" газа. Это особенно большая
проблема в наклонно-направленных скважинах с
большим зенитным углом.Возможным решением в
такой ситуации будет закачка вязко-пластичных
тампонов до раствора, чтобы уменьшить
проскальзывание газа. При желании глушение можно
закрепить раствором такого утяжелителя, как
карбонат кальция, который при желании можно
окислить, и после этого глушить скважину.
Разумеется, перед применением вязко-пластичных
тампонов и утяжелителей необходимо учесть
проницаемость и чувствительность пласта.
Проскальзыван
ие газа
Глушильный
раствор
Закачка под давлением
Способы без циркуляции

17. 17
Газовая смазка - процесс закачивания
флюида в НКТ и после того как он опустится
вниз - стравливания газа, при этом
удерживая забойное давление постоянным.
Процедура известна как "закачка и
стравливание".
Промасливание можно использовать либо
для полного глушения скважины перед РВР
или снизить статическое давление в НКТ
перед закачкой под давлением. Данная
операция обычно проводится, когда известно
или есть подозрение, что НКТ в плохом
состоянии и может не выдержать давления во
время закачки под давлением.
Присутствуют два подхода к этой процедуре,
но независимо от применяемого метода, цель
состоит во введении в НКТ гидростатического
давления при помощи флюида для глушения.
Промасливание и стравливание
Способы без циркуляции

18. 18
ШАГ 1 Выберите избыт. гидростат. давление (рабочий диапазон) например от 50 до 100
фунтов на кв. дюйм
ШАГ 2 Рассчитайте повышение гидростат. давления на основании закачанного объема,
геометрии устья и плотности закачиваемого флюида. Это получается при помощи
след.:
IncreasecHydrostati
WtFluid
ID
RangeWorking
BBL
PPG
Tbg
Pumped 


































.052.
4.1029
2
ШАГ 3 Закачайте флюид для глушения в скважину пока давление насоса не сравняется
с рабочим диапазоном. Остановите работу насоса и зарегистрируйте закачанный объем.
Используйте эти данные для выполнения вышеприведенных расчетов.
ШАГ 4 Дайте время (как минимум от 30 до 45 мин. - проявите терпение), чтобы флюид
спустился или "слился" через добытые флюиды в НКТ.
ШАГ 5 Стравите сухой газ через вентиль экспл. скважины, наблюдая за статическим
давлением в НКТ. "Целевое" статическое давление в НКТ определяется след. образом:
Стравите статическое давление в НКТ до первоначального значения,
так как это компрессия.
Вычтите из статического давления в НКТ гидростат. давление,
добавленное флюидом для глушения.
Промасливание и стравливание - объёмный метод
Способы без циркуляции

19. 19
Закачанные
баррели
Фунт/кв.дюйм
Тенденция снижения статического давления в НКТ
Рабочий диапазон Падение давления после отключения насоса
Стабилизация давления
Стравливаемый газ (стравите до
первоначального значения
статического давления в НКТ и
прибавится гидростат. давление)
Результат статического давления в НКТ
Ниже приводится схематический график объемного метода, описанного на предыдущей
странице.
Промасливание и стравливание - объёмный метод
Способы без циркуляции

20. 20
У объемного метода свои недостатки:
При закачке в скважину согласно выбранному рабочему диапазону добытые
флюиды могут выйти обратно через перф. каналы, чтобы сравнялось гидростат.
давление, добавленное флюидом для глушения.
Когда газ стравливается у устья, статическое давление в НКТ снизится, но
может восстановиться и стабилизироваться, приблизившись к своему
начальному значению. Таким образом кажется, что операция не дает никакого
результата. Требуется терпение.
В итоге в НКТ наберется достаточное гидростат. давление от флюида для
глушения, чтобы менять картину и статическое давление начнет подавать
признаки снижения. Это более вероятно, когда нефтеносный пласт достаточно
проницаем.
В силу этого, объемный метод более применим к буровым операциям, при к-рых
на открытом стволе напротив проницаемых пластов появляется глинистая
корка и ограничивает поток флюида.
Промасливание и стравливание - объёмный метод
Способы без циркуляции

21. 21
Относительно лучшим методом промасливания при РВР является метод
давления. В отличие от объемного метода, здесь нет необходимости
отслеживать объем закачиваемого флюида.
Метод давления использует три давления:
Давление 1 Р1: начальное статическое давление
Давление 2 Р2: стабилизированное статическое давление после
закачки
Давление 3 Р3: требуемое статическое давление в НКТ,
после стравливания газа из скважины
Для определения P2 и P3 выполните след.:
3
2
2
1
P
P
P

Промасливание и стравливание - метод давления
Способы без циркуляции

22. 22
Процедура метода давления:
ШАГ 1 Закачайте глушильный раствор в скважину, чтобы увеличить
статическое давление в НКТ до требуемого с учетом рабочего диапазона.
ШАГ 2 Дайте давлению в НКТ стабилизироваться. Используйте
стабилизированное давление в НКТ в качестве значения P2.
ШАГ 3 Рассчитайте P3 и стравите газ из НКТ до рассчитанного значения.
Повторите шаги от 1 до 3 пока весь газ не стравится из скважины или не
исполнится другая процедура на основании достигнутого статического
давления.
Промасливание и стравливание - метод давления
Способы без циркуляции

23. 23
Промасливание и стравливание - метод давления
Способы без циркуляции
Закачанные
баррели
Фунт/кв.дюйм
Тенденция снижения статического давления в НКТ
Рабочий диапазон
Падение давления после отключения насоса
Стабилизация давления
Стравливаемый газ (травите до
целевого давления)
Результат статического давления в НКТ
Схема метода давления

24. 24
Промасливание и стравливание обсадной колонны
Способы без циркуляции
Без пакера
Смазывание и стравливание можно проделать и на
обсадной колонне, но надо учесть присутствие или
отсутствие пакера. Если скважина оборудована без
пакера, то можно применить объёмный метод или метод
давления.
Выбор рабочего диапазона по тем же критериям, что и
при смазывании и стравливании из НКТ.

25. 25
Закачан глушильный раствор и стравлены
добытые флюиды
Закачивается глушильный раствор, а
добытые флюиды стравливаются через
отводную трубку эксплуатационной трубы.
Независимо от выбранного метода,
необходимо заполнить таблицу, чтобы
отследить ход операции.
Промасливание и стравливание обсадной колонны
Способы без циркуляции
Без пакера

26. 26
Промасливание и стравливание обсадной колонны
Способы без циркуляции
С пакером
Смазывание и стравливание обсадной колонны скважины,
оборудованной пакером в забое является совершенно другой
операцией. Главная опасность состоит в возможном отделении
НКТ или выбросе пакера в забой - ни то, ни другое не
целесообразно.
Необходимо собрать след. информацию, чтобы определить
насколько осуществимо смазывание или стравливание
скважины с пакером:
Паркер был соединен с остальными элементами на
натяжении или давлении?
Внеш. диам. НКТ.
Предел прочности НКТ на растяжение
Давление смятия НКТ.
Внеш. диам. пакера.
Предел прочности обсадной колонны
Плотность оставшейся на месте уплотнения жидкости
от заканчивания или РВР.

27. 27
Промасливание и стравливание в обсадной колонне
Способы без циркуляции
С пакером
Силы
Несколько элементов вступают в действие и создают силы в
крестовине пакера:
Гидростатическое давление пакерной жидкости
Статическое давление в обсадной колонне
Давление нагнетания от операции по смазыванию и
стравливанию.
СИЛА (в фунтах) - это давление, оказываемое на область
крестовины.
2
inchesPSI APForce 
" Исследуемым участком" в данном случае является
открытая область крестовины (или см. рис-к справа), и
для всех практических целей область между внешн. и
внутр. диаметром НКТ и внутр. диаметр обсадной
колонны.

28. 28
Промасливание и стравливание обсадной колонны
Способы без циркуляции
С пакером
Сила, создаваемая на открытой области пакера, рассчитывается след.
образом:
  LBSPSIODID ForcePTbgCsg  7854.22
Это вычисление надо проделать для всех элементов, оказывающих давление
на пакер:
Статическое давление в обсадной колонне
Давление нагнетания от операции по смазыванию и стравливанию.
Гидростатическое давление флюида пакера
После того как рассчитана общая сила (сумма всех сил), сравните ее с
примерным пределом прочности НКТ на растяжение. На основании этого
сравнения принимается решение об осуществимости смазывания или
стравливания в затрубе, где расположен пакер.

29. 29
Промасливание и стравливание обсадной колонны
Способы без циркуляции
С пакером
Предел прочности НКТ на растяжение
Предел прочности стальной трубы на растяжение определяется маркой стали и ее
площадью.
НКТ маркируются след. образом:
N-80,
C-75
P-110
Числовые значения указывают на предел прочности стали при разрыве в тысячах фунтов
на кв. дюйм стали.
Труба N-80 = сталь с минимальным пределом прочности в 80 000 фунт/кв.дюйм
Труба С-75 = сталь с минимальным пределом прочности в 75 000 фунт/кв.дюйм
Труба Р-110 = сталь с минимальным пределом прочности в 110 000 фунт/кв.дюйм
Предел прочности на растяжение можно определить умножив площадь стали в кв. дюймах
на минимальный предел текучести стали.

30. 30
Промасливание и стравливание обсадной колонны
Способы без циркуляции
С пакером
Предел прочности НКТ на растяжение
Предел прочности НКТ на растяжение вычисляется при
помощи след.:
  PSIODOD YieldMinimumTbgTbg  7854.22
Вышеприведенная формула даст предел прочности на растяжение новой трубы.
Настоятельно рекомендуется применять запас прочности к рассчитанному
пределу прочности на растяжение. Общепринято занижать рассчитанный
предел прочности на растяжение до 80% или даже 70%, если известно, что
труба подверглась износу.
Другой способ получения полезной информации о пределе прочности трубы на
растяжение - справиться с имеющимися в продаже таблицами. В большинстве
случаев, техн. характеристики даются для новой трубы и поэтому в каждом
случае надо корректировать с информацией о нынешнем состоянии трубы.

31. 31
Промасливание и стравливание в обсадной колонне
Способы без циркуляции
С пакером
Закачан глушильный раствор и стравлены
добытые флюиды
Закачивается глушильный раствор, а
добытые флюиды стравливаются через
отводную трубку эксплуатационной трубы.
Независимо от выбранного метода,
необходимо заполнить таблицу, чтобы
отследить ход операции.

32. 32
В отдельных случаях техника глушения циркуляцией предпочтительней, чем техника без
циркуляции, где нет необходимости в сообщении между обсадной трубой и НКТ. В таком
случае, необходимо установить способ сообщения между двумя рядами труб. Обычно это
делается при помощи одного из трех след. способов, которые можно осуществить
посредством канатов или проволоки для работы с внутрискважинным инструментом,
доставляемым через шлангокабели.
Смещение скользящей муфты
Вывод отсечного клапана газлифта из бокового сердечника
Перфорирование НКТ
Всякий раз когда устанавливается сообщение между НКТ и обсадной трубой, появляется
потенциальная возможность дифференцированного давления в точке установления
сообщения. Это может стать проблемой. Если разница в перепаде отрицательная (больше
давления в обсадной трубе, чем в НКТ в точке сообщения), трос для спуска инструмента
может выбросить давлением вниз и тогда придется заняться ловильными работами перед
тем как глушить скважину.
Скользящие муфты минимизируют риск возникновения такой ситуации. То же верно и в
отношении нек-х клапанов газлифта/отсекающих клапанов, но не во всех случаях.
Поэтому крайне необходимо определить присутствие или отсутствие этого устройства в
оборудовании газлифта.Независимо от этого, крайне рекомендуется при помощи
вычислений выявлять перепад давлений в требуемой точке сообщения и предпринять
меры по минимизации перепада.
Сообщение между НКТ и обсадной трубой

33. 33
Вычисление перепада
давлений
Давления на поверхности
1150 фунт/кв.дюйм статического давления в НКТ
0 фунт/кв.дюйм статического давления в обсадной колонне
Флюиды в стволе
НКТ
0’-2188’ газ – сред. плотность 0,115 фунт на
кв.дюйм/фут
2188’-11235’ – нефть – плотность в градусах АНИ
31.5o @ 120oF
Колонна
0’ – 11235’ – наполнена хлоридом кальция 11.4
Перед нами стоит задача открыть скользящую муфту @ 11235’, чтобы
обеспечить циркуляцию глушильного раствора и заглушить скважину
перед РВР. Даже если скользящие муфты имеют конструктивную
особенность позволяющую уравнивать давление, рекомендуется выявить
наличие или отсутствие перепада по разные стороны муфты и решить как
нейтрализовать его последствия.
Имеющийся перепад давления основан на общем давлении в обсадной
трубе на требуемой глубине в сравнении с общим давлением в НКТ на
требуемой глубине. Общее давление - это сочетание любого давления на
устье и гидростатического давления. Применяется по обе стороны
скважины.
Нижеприведенная информация используется в примере:
Сообщение между НКТ и обсадной трубой

34. 34
Гидростатическое давление нефти
ШАГ 1 Рассчитайте плотность в градусах АНИ с
корректировкой на темп-ру
 
CorrectedAPI
TempObserved
TempObserved 




 

10
60
ШАГ 2 Гидростатическое
давление нефти
  PSIColumnOilftpsi
Corrected
HPLength
API







/433.
5.131
5.141
Гидростатическое давление
газа
PSIColumnGasFTPSI cHydrostatiGasLengthVerticalGradientGasAverage /
Гидростатическое давление рассола
cHydrostatiBrineLengthWtFluid ColumnFluidPPG  .052.
ПРИМЕЧАНИЕ: Вычисление гидростатического давления нефти состоит из двух этапов.
Плотность нефти измеряется в градусах АНИ. Денсиметр АНИ калиброван для точных
показаний при 15,55 град по Цельсию (60 град по Фаренгейту). Поэтому надо делать
корректировку под температуру.
Вычисление перепада
давлений
Сообщение между НКТ и обсадной трубой

35. 35
Общее давление в обсадной трубе и
требуемой глубине
Гидростатическое давление рассола
psiPPG 6660112354.11052.  Так как у устья нет давления обсадной трубы,
гидростатическое давление рассола есть общее
давление в обсадной трубе на требуемой
глубине.
Общее давление в НКТ и требуемой глубине
Гидростатическое давление газа
ШАГ 1 Скорректированная
плотность в градусах АНИ
PSIFtPSI 2526.251'2188115. / 
Гидростатическое
давление нефти
 
API5.25
10
60120
5.31 




 

ШАГ 2 Гидростатическое
давление нефти
 
  PSIFTPSI 35316.3530218811235433.
5.255.131
5.141
/ 






Вычисление перепада
давлений
Сообщение между НКТ и обсадной трубой

36. 36
Постоянно создаваемое
в НКТ давление
PSI
cHydroststiOil
PSI
cHydroststiGas
PSI
SITP
PSI 493335312521150 
Перепад давлений
PSI
TbgTotal
PSI
CsgTotal
PSI 172749336660 
Разумеется разница давления - между обсадной трубой и НКТ Для устранения
существующего перепада, в ряд НКТ надо добавить давление в 1727 фунт/кв.дюйм, так как
будет практически невозможно снизить гидростатическое давление в обсадной трубе.
Имеется два способа:
Закачка в НКТ давления, чтобы повысить давление на устье скважины на разницу
в давлении, при условии, что это не повредит продуктивному пласту.
Ниже скользящей муфты установите блокировку и нагнетайте давление в НКТ на
рассчитанную разницу
Вычисление перепада
давлений
Сообщение между НКТ и обсадной трубой

37. 37
Сообщение между НКТ и обсадной трубой
Смещение скользящей
муфты
Откры
то
Закры
то
Повреждение
скользящей
муфты
Порт
Толкатель доставляется при помощи троса или шлангокабелей, а
муфта переводится в открытое положение.
Толкатель

38. 38
Оборудования для
газ лифта
Сообщение между НКТ и обсадной трубой
Оборудование газлифта устанавливается на нефт. скважину с учетом того,
что пластовое давление понизиться до того как все промышленные запасы
будут извлечены. В случае с боковым оборудованием, в подъемную
колонну спущено множество боковых газлифтных мандрелей. Как
показано на рис-ке, мандрель содержит контур для отсекателей и
гидрозадвижек оборудования газлифта. Если мандрели спущена в
начальном оборудовании, устанавливаюются клапаны-отсекатели с
возможностью удаления позж и замены гидроклапаниами.
.
После установки гидрозадвижек в обсадную трубу нагнетается газ и входит
в мандрели через газ порты. Порты становятся на одну линию с
отверстиями газлифтных клапанов, которые затем доставляют газ к нефти,
находящейся в подъёмной колонне. Газ, смешавшись с нефтью, облегчает
гидростатическое давление в колонне, что позволяет остаточному
пластовому давлению выдавать нефть.
Выбросовый инструмент (киковер) ориентирует подъемный инструмент или
спускной иструмент к боковому карману для установки или снятия
задвижки или отсечного клапана. После того как задвижка или отсечной
клапан выведены из кармана, карманом можно воспользоваться для
сообщения между обсадной трубой и НКТ.
Любезно предоставлено компанией Halliburton

39. 39
Три популярных и очень надежных выбросовых
инструмента (слева направо): Camco AK Kickover
Tool, Camco L Kickover Tool, и Camco L-2D Kickover
Tool.
Соответствующий инструмент для манипуляций с
газлифтным клапаном устанавливается ниже
выбросового инструмента.
Выбросовые
инструменты Camco
Оборудования для
газ лифта
Сообщение между НКТ и обсадной трубой

40. 40
Газлифт - Подъем отсечного
клапана или задвижки
ШАГ 1 Снаряд
запускается ниже
искомой газлифтной
мандрели.
ШАГ 2 Буровой
снаряд
поднимается над
мандрелью. По мере
подъема снаряд
вращается и начинает
ориентироваться в
отношении бокового
кармана.
ШАГ 3 Выбросовый
инструмент
выбрасывает
подъемный
инструмент в боковой
карман, чтобы
задействовать
газлифтный клапан.

41. 41
Газлиф
т
ШАГ 4 Инструмент
для поднятия
зацепляет и
защелкивает ушко
газлифтного клапана
ШАГ 5 Манипуляции
буровым снарядом
снизу вверх выдвинут
газлифтовый клапан из
бокового кармана.

42. 42
Перфорирование
НКТ
НКТ перфорирована
чуть выше пакера
Сообщение между НКТ и обсадной трубой
Перфоратор, будь то механический или в виде
заряда, опускается на требуемую глубину, что
обычно значит как можно ближе к пакеру.
Перфоратор запускается и устанавливается
сообщение с затрубным пространством.
Хотя заряд, доставляемый при помощи
электронного кабеля, более эффективен,
желательно использовать механический
перфоратор для предотвращения возможных
повреждений или нежелательных отверстий в
эксплуатационной колонне.

43. 43Механический перфоратор Otis Type A
Шлипсовый упор
Стопор муфты
Перфорирование
НКТ
Сообщение между НКТ и обсадной трубой
Хотя механический перфоратор не позволяет точно
контролировать глубину отверстия в отличие от перфоратора с
электронным кабелем, все же задачу можно выполнить. И
шлипсовый упор, и стопор муфты можно использовать в
качестве платформы для механического перфоратора.

44. 44
Перфорирование
НКТ
Сообщение между НКТ и обсадной трубой
Для перфорирования НКТ при помощи
механического перфоратора надо установить
трубный упор на требуемой глубине.
Затем включается перфоратор. После того как
установлено сообщение между НКТ и обсадной
колонной, из забой вытаскивается перфоратор, а за
ним трубный упор.
Инструмент,
спускаемый в
скважину на канате
Перфоратор
Трубный упор

45. 45
Стабилизация устьевого
давления
После того как установлено сообщение
между НКТ и обсадной колонной, надо дать
время для стабилизации устьевого
давления; хотя и были проведены
исчерпывающие вычисления, чтобы
предсказать значения устьевых давлений на
основании "известных" или ожидаемых
флюидов в зависимости от пластового
давления. В нек-х случаях, это просто
наилучшее предположение о фактических
стабилизированных устьевых давлениях.
Среди факторов, влияющих на это, можно
выделить неизвестность плотности флюида
в НКТ и обсадной колонне, в особенности в
РВР. Со временем, соли флюида в пакере
могут кристаллизоваться и выйти из него. В
свою очередь, это заблокирует сообщение
между колоннами, несмотря на то, что
открыто "окно" при помощи скользящей
муфты, оборудования газлифта или
перфорации. Рассол может осесть и
зафиксироваться и заблокировать выход
флюиду. И это делает плотность жидкости в
затрубе неизвестной.

46. 46
Другая возможная проблема - это то, что
точная плотность флюидов в НКТ может
быть неизвестна. Кроме того, может
существовать разница между обсадной
колонной и НКТ. Если это так, то существует
возможность u-образного соединения этих
флюидов, которая будет длиться пока не
установится баланс давления.
Поэтому перед любым методом глушения
скважины - с циркуляцией или без - надо
дать стабилизироваться устьевому
давлению.
После стабилизации устьевого давления,
можно начинать процедуру глушения с
циркуляцией, к-рая будет обсуждаться в
этом разделе позже.
Стабилизация устьевого
давления

47. 47
Давление трения
Давление трения - это давления, создаваемое циркуляцией флюида через систему на
заданной скорости. Факторы, отражающиеся на давлении трения, включают:
Свойства флюида
Геометрию системы циркуляции
Скорость насоса
Информация о давлении трения нужна для 2 целей:
дает информацию о давлении промывочного насоса при глушении.
дает информацию о затрубном давлении трения при циркуляции, которое
добавляется к нагрузке на ствол скважины
После того как скважина заглушена и полностью промыта флюидом для глушения,
рекомендуется сделать несколько медленных закачек насоса.
Скорость 1 Средняя нормальная эксплуатационная скорость насоса
Скорость 2 Половниа средней нормальной эксплуатационной скорости
насоса
Скорость 3 Максимально возможная низкая скорость, при которой насос
может работать длительное время
Запишите соотв. каждой скорости давление

48. 48
Давление трения
Трение в затрубе, создаваемое в обсадной колонне, когда закачивается флюид,
прибавляется к давлению в забое. При буровых операциях, трение в затрубе
составляет небольшую часть создаваемого общего давления трения, но это не
так в РВР по причине задействования меньших диаметров, в особенности
эксплуатационной колонны. Даже при использовании флюида без
утяжелителей в затрубе скважины может создаваться заметное давление
трения.
Для этого предусмотрительно будет рассчитать оценочное давление трения в
затрубе, создаваемое насосом при медленной скорости и прямой и обратной
закачке (обратная закачка очень часто применяется в РВР).
След. набором формул можно воспользоваться для получения обоснованных
оценок давления в пусковой колонне и затрубе, а также значения нагрузок
внизу забоя.

49. 49
Давление трения
ДАВЛЕНИЕ ТРЕНИЯ В ПУСКОВОЙ КОЛОННЕ
ШАГ 1 Скорость флюида в пусковой колонне фут/сек
 
  SecFT
Tbg
BBLGalBPM
Velocity
ID
Flowrate
/2
/
45.2
42



ШАГ 2 Число Рейнольдса
 
R
CP
TbgSecFtPPG
N
ityVisFluid
IDVelocityFluidWtFluid


cos
.928 /
Если число Рейнольдса ≥ 2100, то поток считается турбулентным -
Приступите к ШАГУ 3
Если число Рейнольдса ≥ 2100, то поток считается турбулентным -
Приступите к ШАГУ 4
ШАГ 3 Давление турбулентного трения
 
  PSI
Tbg
MDFluid
Friction
ID
DepthityVisVelocityWtFluid



2
25.75.175.
1000
cos

50. 50
Давление трения
ШАГ 4 Давление ламинарного трения
 
  PSI
Tbg
MDFluidCP
Friction
ID
DepthVelocityityVis



2
1500
cos
ДАВЛЕНИЕ ТРЕНИЯ В ЗАТРУБЕ
ШАГ 1 Скорость флюида в затрубе фут/сек
 
   SecFt
TbgCsg
BBLGalBPM
Velocity
ODID
Flowrate
/22
/
45.2
42



ШАГ 2 Число Рейнольдса
  
R
CP
TbgCsgFluidPPG
N
ityVis
ODIDVelocityWtFluid


cos
.928
Если число Рейнольдса ≥ 2100, то поток считается турбулентным
- Приступите к ШАГУ 3
Если число Рейнольдса ≤ 2100, то поток считается турбулентным
- Приступите к ШАГУ 4

51. 51
ШАГ 3 Давление турбулентного трения
Давление трения
 
   PSI
TbgCsg
MDCPFluidPPG
Friction
ODID
DepthityVisVelocityWtFluid



22
75.175.
1369
cos
ШАГ 4 Давление ламинарного
трения
 
   PSI
TbgCsg
MDSecFtCP
Friction
ODID
DepthVelocityityVis



22
/
1000
cos
Эквивалентная плотность циркуляции нормальной
циркуляции
 
PPG
Vertical
PSI
WtFluid
Depth
FricAnnular
.
23.19





 
Эквивалентная плотность циркуляции обратной
 
PPG
Vertical
PSI
WtFluid
Depth
FricWorkstring
.
23.19





 

52. 52
В ходе РВР, по ряду причин может произойти выброс.
Выброс можно определить как любое нежелательное
поступление пластовых флюидов в ствол скважины,
которое, если своевременно не выявить и надлежащим
образом нейтрализовать, могут привести к взрыву на
поверхности.
Основными причинами выбросов во время РВР
являются:
• Несоблюдение требования к наполненности
скважины флюидом при спуско-подъемных
операциях
• Свабирование
• Недостаточная тяжесть флюида
• Потеря циркуляции
Не наполнение скважины флюидом при спуско-
подъемных операциях
Когда пусковая колонна поднимается из забоя, уровень
флюида в скважине падает из-за смещения пусковой
колонны. Падение уровня флюида означает понижение
гидростатического давления и, если гидростатическое
давление флюида РВР падает ниже давления пласта, то
пластовые флюиды устремляются в скважину.
Выбросы во время РВР
Трипинг (подъем и спуск бурильной колонны из скважины)

53. 53
Перед спуско-подъемными операциями
Промойте скважину перед спуско-подъемной операцией.
Рассчитайте объем спец.жидкости, необходимой для закачивания, если планируется.
Рассчитайте замещение пусковой колонны и точно запишите данные долива скважины /
замещения в листе долива
Ограничьте скорость трубы, чтобы снизить вероятность возникновения импульсного
давления и давления сваба, особенно при работе с такими инструментами как пакеры,
фреза для резки труб, имеющих большой внешн. диаметр.
Выставьте по линии и используйте доливную емкость.
Обсудите с оператором цель спуска.
Подготовьте пол буровой.
Выбросы во время РВР
Трипинг (подъем и спуск бурильной колонны из скважины)
Стат. данные указывают, что самые серьезные аварии на скважинах при
заканчиваниях и РВР случаются во время спуско-подъема пусковой колонны!

54. 54
Базовое правило: жидость должна быть смешана, чтобы
обеспечить сухость минимум 2-3 стояков
Трипинг
Выбросы во время РВР
Если решено закачать спец. жидкость, проконсультируйтесь у бурильщика или
оператора блока о степени опорожнения колонны. Эта информация
понадобится для определения глубины уровня флюида после закачки жидкости
и стабилизации ствола скважины.
Процедура, описанная на след. стр., описывает объем спец.жидкости для
закачки в зависимости от требуемой сухости трубы и плотности жидкости.
Дополнительно предоставленная информация касается ожидаемого
замещения, вызванного закачкой спец.жидкости.
Операцию по спуску НЕЛЬЗЯ начинать пока скважина не стабилизируется после
закачки порции кислоты, в противном случае бурильщик или оператор
оборудования не сможет точно проконтролировать замещение пусковой
колонны.
Закачивание в скважину порции спец. жидкости для естественного слива
флюидов из колонны при ее поднятии

55. 55
ШАГ 1 ДЛИНА (ФУТ)
ШАГ 2 ОБЪЕМ (БАРРЕЛЬ)
ШАГ 3 ЗАМЕЩЕНИЕ (БАРРЕЛЬ)
 
  FT
PPGPPG
PPGFt
LengthSlug
WtFluidWtFluidSlug
WtFluidPipeDryDesired








..
.
BBL
Workstring
Ft VolumeSlug
ID
LengthSlug 









4.1029
2
BBL
Workstring
FT ntDisplacemeSlug
ID
PipeDryDesired 









4.1029
2
Закачивание в скважину порции спец. жидкости для естественного слива
флюидов из колонны при ее поднятии

56. 56
Замещение пусковой колонны - поднятие сухой колонны
ШАГ 1 Замещение пусковой колонны (на 5 стояков)
DisplacedFTFt BBLWtPipe  450.0003638. /#
Приведенная выше формула даст допустимо достоверное значение объема замещения
для трубы с высадкой концов и без высадки, включая стальную бурильную трубу и
утяжеленную бурильную трубу. Если пусковая колонна сужающаяся и содержит трубы
разного веса, надо сделать вычисления по вышеприведенной формуле для каждой
категории.
Замещение пусковой колонны обычно контролируется след. образом:
Пусковая колонна или бурильная труба Группы по 5 стояку
Стальная бурильная труба: Группы по 3 стояку
Утяжелен. бурил. трубы Группы по 1 стояку
Надо рассчитать и общий объем замещения и сравнить его с наблюдавшимся во время
каждого спуска замещением.
В случае, если наблюдаемое наполнение забоя (при подъеме) или поток (при спуске)
начинает отличаться от рассчитанных значений, необходимо прекратить спуско-подъемы,
проверить скважину на предмет потери или потока флюида и сделать обоснованное
определение причин такого поведения скважины. НЕЛЬЗЯ продолжать спуско-подъемные
операции, если в скважине наблюдается чрезмерный поток или потеря флюида.

57. 57
Замещение пусковой колонны по трубам
Замещение пусковой колонны - подъем влажной колонны
Если пусковая колонна забита и не осушается, ее надо поднимать с влагой. Точно значение
замещения влаги даст след.: Обычно при подъеме влажной трубы, замещение пусковой
колонны контролируется по каждому стояку, независимо от веса трубы или тяжести
колонны.
  Ft
WorkstringPipe
ft Length
ID
Wt 

















4.1029
0003638.
2
/#

58. 58
Необходимо использовать лист долива, чтобы фиксировать долив бурового раствора в
скважину во всех спуско-подъемных операциях. Лист долива дает возможность сравнить
фактический объем флюида с расчетным и обнаружить расхождения. Во время всех спуско-
подъемов необходимо пользоваться доливочной емкостью, чтобы выполнить требования по
доливу.
Лист долива должен быть простым документом. Ниже приводится пример простого листа
долива, в котором дается необходимая для мониторинга скважины информация.
Стояк НКТ Расчетное
смещение
Наблюдаемое
Смещение
Разница Общий
Смещение
Общий
Разница
Примечания
Трипинг
Выбросы во время РВР

59. 59
Доливная емкость является самым
надежным способом мониторинга
смещения колонны во время
спуско-подъема, но большинство
небольших подъемников не
оснащены доливными емкостями.
Альтернатива будет обсуждаться
позже.
Если доливная емкость имеется на
буровом агрегате, она должна быть
откалибрована по объему и
размеррам, чтобы изменения в
объеме можно было сразу
обнаружить и точно отследить.
Ниже - пример доливной емкости.
Объем емкости должен быть как
минимум равен общему объему
замещаемой колонны.
Использование доливной емкости
Трипинг
Выбросы во время РВР

60. 60
Если доливная емкость не калибрована, имеются простые способы измерения изменений
уровня емкости. Надо измерить ВЫСОТУ, ШИРИНУ и ГЛУБИНУ емкости (все в футах). С
этими данными можно измерить объем емкости равно как и футы на баррель и баррель на
футы.
Height Width DepthFeet Feet Feet   .1781
Tank Volume
Tank Height
BBL
Inches
Tank Height
Tank Volume
Inches
BBL
Трипинг
Выбросы во время РВР
Объем емкости в баррелях
Баррель на дюйм
Дюйм на баррель
Определение объёма доливной емкости

61. 61
Иногда вертикальная цилиндрическая емкость (емкость
ГРП) Расчет ее объема отличается от расчета
вертикальной прямоугольной емкости. Два требуемых
параметра ДИАМЕТР в дюймах и ВЫСОТА в футах.
Объем емкости в баррелях
Трипинг
Выбросы во время РВР
Ft
inches
Height
IDTank






4.1029
2
Tank Volume
Tank Height
BBL
Inches
Tank Height
Tank Volume
Inches
BBL
Баррель на дюйм
Дюйм на баррель
Определение объёма доливной емкости

62. 62
Трипинг
Выбросы во время РВР
Если у Вас нет доливной емкости
Если нет доливной емкости, ее можно сделать из всего в чем можно держать
жидкость: 55-галлоновый барабан, большой пластиковый мусорный бак, и т.д.
Расчет объема и калибровку можно провести согласно объяснениям на пред.
страницах. И помните, 8.4 или примерно 8 ½ 5 галлоновых ведер равны 1
баррелю.
Замещение пусковой колонны можно и надо контролировать во время РВР
независимо от состояния бурового агрегата.

63. 63
Трипинг Выбросы во время РВР
Свабирование
Давление сваба - это отрицательное
давление, создаваемое при движении в
пусковой колонне вверх. Степень
давления, создаваемого свабом, основана на:
Скорость движения трубы вверх
Клиренс между пусковой колонной и
обсадной колонной
Свойства жидкости для РВР
Чрезмерное давления сваба может вызвать
выброс в заглушенной скважине, и если не
управиться с ним правильно, может привести
к фонтану.

64. 64
ШАГ 1 СИЛА ВОКРУГ ПУСКОВОЙ
КОЛОННЫ
ШАГ 3 СИЛА ВОКРУГ УТЯЖЕЛЕННЫХ БУРИЛЬНЫХ ТРУБ
Workstring OD Surface PSI2
7854 .
Drill Collar OD Surface PSI2
7854 .
ШАГ 2 МИНИМАЛЬНО ДОПУСТИМАЯ ДЛИНА ПУСКОВОЙ КОЛОННЫ
Force onWorkstring
Adjusted Workstring Weight
Feet
FT#/

ШАГ 4 МИНИМАЛЬНО ДОПУСТИМАЯ ДЛИНА ХОМУТА
Force on Drill Collars
Drill Collar Weight
Feet
FT#/

если используются хомуты
если используются хомуты
Спуско-подъемные операции
в фонтанирующей скважине
Трипинг
Выбросы во время РВР

65. 65
Оценка веса пусковой колонны в любое время в ходе спуско-подъемной
операции заключается в простом прибавлении веса компоновки низа
бурильной колонны к оставшейся в забое бурильной трубе. Для определения
веса каждой секции бурильной колонны, т.е. НКТ или КНБК используется след.
формула:
Weight Length In Hole Total WeightFT LBS#/  
Как указано выше, формулу можно применить к обеим секциям пусковой
колонны, чтобы найти вес каждой по отдельности. Добавление общего веса
двух секций дает вес пусковой колонны.
Total WorkstringWeight Total Collar Weight StringWeight 
Трипинг
Выбросы во время РВР

66. 66
В отличие от бурения, где плотность раствора увеличивается по мере углубления забоя, плотность флюида
в заканчивании или РВР по большей частью постоянна. Если плотность флюида снижается из-за
разбавления добываемым флюидом или случайным разбавлением у устья, то выброс непременно
произойдет. Надо постоянно контролировать значения плотности флюида во время РВР.
При применении рассола баки должны быть прикрыты, чтобы избежать разбавления влажностью
окружающей среды. Чем больше плотность рассола, тем больше у него сродства к пресной воде и
склонности "срезаться" от контаминации влажностью. И не только, высококонцентрированный рассол
может увеличить затраты на очистку флюида и увеличить затраты к заканчиванию или РВР, хотя этого
легко избежать.
Недостаточная плотность флюида
Потеря циркуляции
Другой источник выброса, хотя и не такой распростр-й как предыдущих три, - это потеря
циркуляции. Когда флюид уходит в забое, обычно предполагается поглощение пластом и в
большинстве случаев так оно и есть. Но не всегда. Если сообщение установлено в верхней
зоне с поровым давлением выше чем у продуктивного пласта, фонтан может начаться в
области проникновения и течь по стволу скважины в продуктивный пласт. С притоком
пластовых флюидов не только концентрируется выброс, но также и подземный взрыв
(межзональный поток). В такой ситуации, управлять скважиной будет не просто, в лучшем
случае можно будет сдержать процесс; часто это наносит серьезный ущерб продуктивному
пласту, потере значительного кол-ва добычи, если не потерю продуктивного интервала из-
за технологии глушения.
Выбросы во время РВР
Причины выбросов

67. 67
Поднятие пакера с седла
В заканчиваниях может быть использовано несколько различных типов пакеров и более
одного, как правило, остается в забое, особенно в почти универсальных продуктивных
зонах с гравийным фильтром. Поэтому РВР как правило, включают в себя поднятие с седла
или вытягивание уплотнений из нескольких пакеров, в большинстве которых
обнаруживается некоторое накопление захваченных под ними пластовых флюидов.
Флюиды накапливаются в мертвом пространстве между нижней части резиновой манжеты
пакера и верхнего отверстия в расширении НКТ ниже уплотнительных ниппелей. Если
ранее скважина не была полностью заглушена со стороны НКТ, то весь шурф под пакером
может содержать пластовые флюиды. Если скважина выдает какой-либо газ, то ловушка
будет полна газом из-за его сегрегации в силу гравитации.
Если пакер сместился с места или уплотнения над пакером вышли из отверстия, то газ из
ловушки начинает выходить в затруб и мигрировать вверх по стволу скважины.
Эмиссия газа над пакером сама по себе не угрожает незамедлительным запуском потока из
скважины, потому, что забойное давление не настолько изменилось. Однако редко, когда
на поверхности сразу же появляются признаки, указывающие что в ловушке есть газ, и
поэтому партия может не подозревать о возможной опасности.
Выбросы во время РВР
Причины выбросов

68. 68
Спуско-подъемы с потерей флюида
Поглощение флюида пластом - типичное явление в РВР и заканчиваниях. Степень
поглощения варьируется в зависимости от проницаемости пласта, вязкости флюида,
степени избыточности гидростат. давления, скачков давления, вызванные обсадной
трубой, и давления циркуляции в стволе скважины.
Поглощения добавляют еще одно опасное измерение к операции по спуску-подъему
колонны, которая сама по себе наиболее тесно сопряжена с выбросами.
Большой ряд вяжущих и утяжеляющих веществ применяется для снижения поглощения.
При подготовке к спуску-подъему колонны, в планах обычно ставится задача снизить
поглощения до 10-20 баррелей в час максимум, в зависимости от степени заканчивания,
чувствительности пласта и сложности достижения планки без ущерба пласту.
Если степень поглощения, пониженная до приемлемых границ, остается стабильной в ходе
спуска-подъема, более непосредственный контроль обеспечивается на выходе.
Несмотря на многочисленные различия между бурением/заканчиванием/РВР, признаки,
предупреждающие о возможной проблеме управления скважиной в ходе спуск-подъема
колонны, остаются те же. Мы опять же отслеживаем поток, поглощение в стволе или
отсутствие соотв. объёма в забое. Все эти условия намного легче оценить, когда известна и
стабильна степень поглощения. К сожалению, степень поглощения может изменяться с
движением колонны и просто с течением времени.
Выбросы во время РВР
Причины выбросов

69. 69
Ловильные работы
Работа по обнаружению инструментов или трубы, потерянной в забое, может увеличить вероятность
выброса или усложнить его контроль след. образом:
• Больше спуско-подъемных операций
• Свабирование или вмешательство в циркуляцию
• Длительный период без замеров в забое
Ловильные работы увеличивают кол-во спуско-подъемных операций. Хотя это также верно в отношении
ловильных работ во время бурения, все различия, описанные ранее, сочетаются и увеличивают риски при
РВР и заканчиваниях.
Сам по себе упущенный в скважину предмет, особенно если это пакер или многосторонний порт
циркуляции могут значительно увеличить выбросы. Если он заглушил канал и ловильный инструмент не
может зафиксироваться на нем, то этот предмет становится преградой циркуляции в забое, чем он
длиннее, тем сильнее ущерб.
Если упавший предмет длинный, или если работы ведутся при помощи электрокабеля, забой может не
циркулировать длительное время, во время которого в стволе скважины будут работать пластовые
флюиды, которые не извлечь. Во время спуско-подъемных операций в скважине может мигрировать газ и
вызвать фонтан.
Все эти обстоятельства указывают на возможность выброса в наихудший момент - когда пусковая колонна
выше забоя или вне скважины.
В конце концов, в длительных ловильных работах возникает другой тревожный элемент - человеческий
фактор. Повторные спуско-подъемные операции и постоянное внимание в ходе ловильных работ чреваты
беспечным отношением или, по крайней мере, ослаблением бдительности.
Выбросы во время РВР
Причины выбросов

70. 70
Очистка закупорок
Промывка для удаления закупорок из действующих стволов скважин часто проводится во
время заканчиваний и РВР. Это рутинная операция по большоу счету, включающая
небольшие интервалы рассыпчатого песчаника, отложений, угольных заглушек или других
отходов перфорирования, тестирования и гравийной засыпки. Закупорка всего лишь
временная помеха на пути к след. этапу программы. Обычно промывка закупорок
происходит без аварий при помощи обратного нагнетания под закрытым превентором
затруба или уплотнителем НКТ трубной головки, при помощи одновременно опускаемой
трубы, оснащенной инструментами для очистки.
Однако иногда закупорка появляется в результате заноса песка в работающей скважине
или от выброса, который занес песчаник из пласта в ствол скважины. Это может
заблокировать продуктивный пласт от скважины на уровне выше закупорки, возможно на
больших расстояниях выше забоя.
Когда закупорки удаляются, (обычно при помощи циркуляции длинного цикла в силу
увеличенных интервалов), любой разрыв целостности закупорки может открыть подачу
запертых пластовых флюидов. Это может привести к повторным требованиям провести
промывку скважины под дроссель или при помощи выкидной линии.
Выбросы во время РВР
Причины выбросов

71. 71
Когда оборудование для промывки или
башмак с косым срезом внизу полностью
пробивает закупорку При этих условиях
высокий столб пластовых флюидов может
существовать ниже моста, а гидростатика
выше нижней границы пусковой колонны
может быть недостаточна для удержания
пластового давления. Общий результат -
выброс выше забоя и наполнение шурфа
газом и нефтью.
С другой стороны, если прорыв идет
достаточно близко от перф. каналов, что
означает значительный избыток давления в
скважине, то уровень флюида в затрубе
может внезапно упасть и выдать выброс. В
любом случае, в результате выброс выше
забоя с непредсказуемыми потерями
усложнит глушение.
Очистка закупорок
Выбросы во время РВР
Причины выбросов

72. 72
• Увеличение потока без увел-я скорости
насоса
• Повышение уровня флюида
• Фонтанирующая скважина с отключенным
насосом
Увеличени
е потока
Повышение уровня
флюида
Фонтанирующая скважина с
отключенным насосом
во время циркуляции
Выбросы во время РВР

73. 73
Выбросы во время РВР
Три главных индикатора непреднамеренных
выбросов связаны с фонтаном из пласта в ствол.
Одна общая процедура РВР связана с закупоркой и
ликвидацией одной зоны и началом добычи с
другой. Это обычно делается при помощи пробки-
моста для ликвидации скважины над оставляемой
зоной и его цементировании. В др. случаях на
перф. каналы просто делается цементная пробка. В
любо случае, всегда стоит проверить
фонтанирование скважины после закрепления
цемента. Имеется вероятность контаминации
цемента пластовыми флюидами, которые могут
помешать цементу закрепиться. В таких случаях газ
находит поры в цементе.
Если это случилось необходимо еще раз сделать
цементную пробку. Кроме того, в цемент надо
добавить примеси, минимизирующие
контаминацию.

74. 74
Перед выбросом или в связи с ним могут
проявиться другие предупреждающие признаки.
Газовая резка
жидкости для РВР
Выбросы во время РВР
Хотя газовая резка сама по себе не
признак выброса, она, по крайней мере
должна предупредить партию о
проникновении газа в ствол скважины.
Газ может снизить плотность флюида
для РВР у устья из-за своего
расширения, но общее снижение
гидростат. давления обычно
минимальное. Но это не значит, что
надо игнорировать выброс газа из
флюида на поверхности.

75. 75
Проявления нефти
в жидкости для
глушения
Проявления нефти в жидкости для
глушения снизят в незначительной
степени гидростатическое давление
столба флюида. Но как и в случае с
газом, это признак вторжения
пластового флюида.
Перед выбросом или в связи с ним могут проявиться
другие предупреждающие признаки.
Выбросы во время РВР