Регламент проведения работ по герметизации устья скважины для буровых станков с ВСП (система верхнего силового привода)
Начнем с самого простого, ГНВП произошло в процессе бурения, герметизировать устье будем мягко.
Напоминаю, главная задача – минимизировать объем притока пластового флюида, не допустить гидроудар по устьевому оборудованию.
Все будет зависеть от системы управления шаровым краном или кранами, которые установлены на ВСП. Помним, что заключительная операция по герметизации устья – закрытие шарового крана для герметизации трубного пространства бурильной колонны. Это значит, что шаровый кран должен быть в зоне доступа.
Если шаровый кран имеет ручное управление.
После обнаружения начала ГНВП (например, увеличение уровня раствора в приемных емкостях):
1. Бурильщик прекращает процесс бурения и подает сигнал «Выброс».
2. Не прекращая циркуляцию бурового, бурильщик поднимает колонну бурильных труб так, чтобы была возможность убрать одну бурильную свечу. Колонну вывешивают на клинья.
3. Останавливают буровые насосы.
4. Развинчивают свечу и убирают ее на подсвечник, опускают ВСП и соединяют с муфтой первой бурильной трубы, колонну «подрывают с клиньев». Обратите внимание, теперь шаровой кран (краны) находится в зоне доступности.
5. Бурильщик с пульта открывает коренную гидравлическую задвижку на линии дросселирования, необходимо убедиться, что она открылась и доложить об этом бурильщику.
6. Бурильщик с пульта закрывает универсальный превентор, затем трубный плашечный превентор. Помбуры дожимают плашки трубного превентора при помощи штурвалов.
7. По команде бурильщика закрывается задвижка перед дросселем.
8. После стабилизации давления в скважине, записывают показание манометра на стояке, манометра на дросселях и определяют объем притока пластового флюида (объем не должен превышать критического значения).
9. Закрывается шаровый кран (краны) на ВСП.
Если шаровый кран на ВСП имеет гидравлическое управление.
Необходимо проделать все те же самые операции, кроме одной. Не нужно убирать бурильную свечу на подсвечник, так как закрывать шаровый кран в конце герметизации устья будут при помощи гидравлики.
Регламент по герметизации устья разрабатывают под конкретное предприятие, в зависимости от его оснащенности, технологических и геологических особенностей.
Главное, соблюдать базовые принципы и донести их до обсуживающего персонала.
Обратный клапан
Еще один момент, который необходимо обсудить.
На сегодняшний день, особенно перед вскрытием проектного горизонта, в КНБК устанавливают обратный клапан. Он предназначен для предотвращения возможности движения жидкости и газа в верх в трубном пространстве бурильной колонны.
Если такой клапан присутствует в КНБК, то после стабилизации давления в скважине мы не сможем зафиксировать показание трубного манометра.
Именно показание трубного манометра играют решающую роль в определении параметров процесса ликвидации ГНВП, с него начинаются все расчеты. К этому вопросу мы еще вернемся, а пока поверьте мне на слово.
После стабилизации скважины, придется выполнить еще одну операцию – открыть обратный клапан. Клапан откроется тогда, когда давление в трубном пространстве станет больше, чем в затрубном. Для этого необходимо:
- запустить насос и контролировать показания манометра на дросселях;
- как только стрелка на манометре дернется в лево, насос нужно остановить.
После чего, записывают показание трубного манометра и закрывают шаровый кран.
Жесткий способ герметизации устья при ГНВП, проявление произошло в процессе бурения.
Я очень надеюсь, что мы разобрались чем отличается регламент работ по герметизации устья для станков с «квадратом», от регламента для станков с ВСП.
Дальше по тексту, я буду опираться на старые станки с ведущей трубой. Мне так проще.
Главное достоинство жесткого способа – минимизация притока пластового флюида в скважину, за счет уменьшения времени на герметизацию устья по сравнению с мягким.
Главный недостаток – практически гарантированный гидравлический удар по устьевому оборудованию после закрытия превенторов.
Поэтому жесткий способ предъявляет более жесткие требования к прочности ПВО и максимально допустимому давлению. Проще говоря, если хотите закрывать скважину жестко и обеспечить максимально возможную безопасность, придется устанавливать значительно более дорогое устьевое оборудование.
Я уже говорил, что, к сожалению, в споре между безопасностью и жадностью, слишком часто побеждает жадность.
Напоминаю, что мы обсуждаем строительство эксплуатационных скважин на нефтяных месторождениях. Очень хочется верить, что в морском бурении и на газовых месторождениях устья скважин при ГНВП закрывают жестко, используя соответствующее устьевое оборудование.
Крупные иностранные компании, работающие по международным Правилам ликвидации ГНВП, всегда герметизируют устье скважины при ГНПВ только жестким способом.
Регламент проведения работ по герметизации устья скважины жестким способом (ГНВП произошло в процессе бурения)
Итак, начинаем со схемы линии дросселирования.
Схема линии дросселирования.
Во время строительства скважины, если планируется жесткий способ герметизации устья, коренная гидравлическая задвижка должна быть закрыта, задвижка перед рабочим дросселем закрыта, рабочий дроссель закрыт, задвижка после дросселя открыта, задвижка на линии сброса газированного раствора через газосепаратор в систему циркуляции открыта.
Обращаю ваше внимание на отличие состояния запорной арматуры от мягкого способа закрытия скважины – задвижка перед дросселем и сам дроссель закрыты.
После обнаружения начала ГНВП:
1. Бурильщик прекращает процесс бурения и подает команду «Выброс».
2. Поднимает колонны бурильных труб так, чтобы муфта бурильной трубы была над столом ротора в зоне действия ключа. Смысл этой операции мы обсуждали в предыдущей статье.
3. Останавливают буровые насосы.
4. Бурильщик с пульта закрывает универсальный и трубный плашечный превентора.
5. Бурильщик с пульта открывает коренную гидравлическую задвижку на линии дросселирования. Обращаю внимание, корень открывают только для того, чтобы иметь доступ к манометру на линии дросселирования, по показаниям которого будет контролироваться давление в скважине во время стабилизации.
6. После стабилизации давления в скважине, записывают показания трубного и затрубного манометров, определяют объем притока пластового флюида в скважину и закрывают шаровой кран для герметизации трубного пространства бурильной колонны.
Устье скважины считается загерметизированным.
Ни трудно заметить, насколько меньше операций требуется совершить, чтобы закрыть скважину жестко, по сравнению с мягким способом. За счет этого, уменьшается объем притока пластового флюида в скважину. Это очень важно. Я уже говорил про критический объем притока. Международный стандарт по ликвидации ГНВП ставит проблему объема притока на первое место, при решении задач по ликвидации ГНВП.
Но, при этом, практически гарантировано получаем гидравлический удар по устьевому оборудованию после закрытия превенторов. Необходимо использовать более качественное, а значит более дорогое, ПВО.
Мягкий способ герметизации исключает гидроудар, но объем притока пластового флюида будет гораздо больше.
В нашей стране на сегодняшний день нет нефтяных месторождений с фонтанирующими скважинами. Наверное, поэтому считается, что на нефтяных месторождениях пластовые давления относительны невелики и нет смысла вкладывать деньги в перевооружения буровых предприятий.
Выводы делать только вам.
Продолжение следует.