МИНИСТЕРСТВО ОБРАЗОВАНИЯ И НАУКИ РОССИЙСКОЙ ФЕДЕРАЦИИ
Федеральное государственное бюджетное образовательное
учреждение высшего образования
«ТЮМЕНСКИЙ ГОСУДАРСТВЕННЫЙ НЕФТЕГАЗОВЫЙ УНИВЕРСИТЕТ»
В. А. Долгушин, А. А. Земляной, А. В. Кустышев, Д. С. Леонтьев
КОНТРОЛЬ СКВАЖИН ПРИ ГНВП.
ПРАКТИЧЕСКИЕ ЗАДАНИЯ
ПО УПРАВЛЕНИЮ СКВАЖИНОЙ
Тюмень
ТюмГНГУ
2016
УДК 622.245.7 (075.8)
ББК 33.361я73
К 651
Рецензент:
доктор технических наук, профессор Курбанов Я. М.
кандидат технических наук, доцент Паршукова Л. А.
К 651
Контроль скважин при ГНВП. Практические задания по управлению
скважиной:
учебное
пособие
/
В. А. Долгушин,
А. А. Земляной,
А. В. Кустышев, Д. С. Леонтьев – Тюмень: ТюмГНГУ, 2016. – 117 с.
ISBN 978-5-9961-1206-7
Вероятность возникновения открытого фонтана существует не только
непосредственно в процессе бурения скважин, но и после ее сдачи в эксплуатацию и, а также при выполнении ремонтных работ. В процессе бурения
или ремонта открытый фонтан, как правило, является следствием развития газоводонефтепроявления (ГНВП) – инцидента, заключающегося в поступлении
пластового флюида в ствол скважины, не предусмотренным режимом технологического процесса ее строительства или ремонта. Таким образом, можно констатировать, что бурение, эксплуатация и ремонт скважин характеризуются
возникновением ГНВП и фонтаноопасностью, одним из аспектов промышленной безопасности этих производственных процессов.
В учебном пособии приводятся практические задания по управлению
скважиной, т.е. предварительное контрольное упражнение, расчетные формулы, заполнение листа глушения, расчет листа глушения, упражнения по поведению газа в скважине, методы глушения скважин, принципы и процедуры
управления скважиной, оборудование для контроля и управления скважиной и
др. Содержание учебного пособия одобрено в качестве учебно-методического
материала в международной организации, занимающейся вопросами борьбы с
газонефтеводопроявлениями, выбросами и открытыми фонтанами: Международный Форум Скважинного Контроля (IWCF). Учебное пособие предназначено для студентов высших учебных заведений специальности 130503
«Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений», по направлению 130500 «Нефтегазовое дело», для подготовки бакалавров техники и технологии 131500 «Нефтегазовое дело», магистров техники и технологии 553600
«Нефтегазовое дело». Рекомендуется для повышения квалификации ИТР, работающих в нефтегазодобывающих компаниях и предприятиях отраслей ТЭК.
УДК 622.245.7 (075.8)
ББК 33.361я73
ISBN 978-5-9961-1206-7
© Федеральное государственное
бюджетное образовательное
учреждение высшего образования
«Тюменский государственный
нефтегазовый университет», 2016
СОДЕРЖАНИЕ
Раздел 1.
Раздел 2.
Раздел 3.
Раздел 4.
Раздел 5.
Раздел 6.
Раздел 7.
Раздел 8.
Раздел 9.
Раздел 10.
Предварительное контрольное упражнение
Расчетные формулы
Правила округления расчетных величин
Заполнение листа глушения
Заполнение листа глушения
Расчет листа глушения
Поведение газа в скважине
Методы глушения скважины
Методы глушения скважины. Метод Бурильщика.
Методы глушения скважины. Метод Ожидания и
Утяжеления.
Принципы и процедуры управления скважиной
Раздел 11.
Оборудование для контроля скважины
Раздел 12.
Информация о практическом тесте на буровом
Раздел 13.
тренажере
Оборудование для контроля и управления скваРаздел 14.
жиной. Контрольное упражнение
Принципы и процедуры управления скважиной.
Раздел 15.
Контрольное упражнение
Приложения Дополнительные листы глушения
3
4
7
12
13
17
21
26
30
36
39
46
51
68
75
90
105
РАЗДЕЛ 1
ПРЕДВАРИТЕЛЬНОЕ КОНТРОЛЬНОЕ УПРАЖНЕНИЕ
1. Преобразуйте плотность раствора 1,02 кг/л в градиент давления бар/м.
2. Преобразуйте плотность раствора 1,74 кг/л в градиент давления бар/м.
3. Преобразуйте градиент давления 0,1968 бар/м в плотность раствора кг/л.
4. Преобразуйте градиент давления 0,1493 бар/м в плотность раствора кг/л.
5. Рассчитайте гидростатическое давление столба раствора плотностью
1,63 кг/л в скважине на глубине 3048 по стволу (2713 м по вертикали).
6. Рассчитайте гидростатическое давление раствора с градиентом
давления 0,1608 бар/м на глубине 4572 м по стволу (2286 м по вертикали).
7. Аномальное высокое пластовое давление: (один ответ)
А) Давление ниже обычного пластового давления
Б) Давление выше обычного пластового давления
В) Давление, равное обычному пластовому давлению
8. Нефтяной источник располагается на глубине по стволу 2377 м и
на глубине по вертикали 2271 м, пластовое давление составляет 239 бар.
Считается ли такое давление:
А). Нормальным пластовым давлением
Б). Аномально низким пластовым давлением
В). Аномально высоким пластовым давлением
ДАНА СЛЕДУЮЩАЯ ИНФОРМАЦИЯ: (ОТВЕТЬТЕ НА ВОПРОСЫ 9-16)
Глубина скважины
Плотность раствора
Давление на насосах
Скорость насоса
Градиент пластового давления
Потери давления
В наземных линиях
В БТ
В УБТ
В насадках долота
Потери затрубного давления
2743 м по стволу/по вертикали
1,33 кг/л
143 бар
85 х/м
0,1319 бар/м
4 бар
35 бар
24 бар
72 бар
8 бар
4
9. Каково давление на забое (статическое)?
10. Каково давление на забое, если насосы работают на скорости 85 х/м?
11. Находится ли скважина под контролем во время наращивания?
А). Да
Б) Нет
12. В случае ответа «нет» в вопросе выше, что мы можем сделать в
этой ситуации?
А). Увеличить плотность раствора
Б). Снизить плотность раствора
В). Увеличить вязкость раствора
13. Какова эквивалентная плотность циркуляции при скорости насоса 85 ходов в минуту?
14. Какова эквивалентная плотность циркуляции при скорости насоса 60 ходов в минуту?
15. Каково устьевое давление на насосах при скорости 40 ходов в
минуту?
16. Каково устьевое давление на насосах при скорости 90 х/м?
ДАНА СЛЕДУЮЩАЯ ИНФОРМЦИЯ: (ОТВЕТЬТЕ НА ВОПРОСЫ 17-20)
Глубина скважины
Глубина башмака ОК
Плотность раствора
Давление опрессовки
1524 м по стволу/по вертикали
1006 м по стволу/по вертикали
1,07 кг/л
76 бар
17. Какое максимальное давление может выдержать башмак?
18. Каков градиент гидроразрыва пласта?
19. Какова максимальная плотность раствора?
20. Каково максимально допустимое устьевое давление в затрубном
пространстве, если плотность раствора увеличили до 1,30 кг/л?
5
21. Выберите три основные причины проявлений во время буровых
операций и операций СПО:
А). Разрыв бурильной колонны
Б). Свабирование
В). Неправильное вытеснение объемов скважины
Г). Смена буровой бригады
Д). Аномальное пластовое давление.
22. Выберите 2 условия или действия, которые могут вызвать свабирование:
А) Снижение скорости насоса
Б) Слишком быстрый подъем трубы
В) Увеличение скорости насоса
Г) Закупоренное долото или стабилизаторы
23. Сколько раствора потребуется для заполнения скважины, если 16
свечей 5 дюймовой трубы поднято из скважины без сифона. Объем трубы
составляет 9,3 л/м, объем металла 4 л/м, плотность раствора составляет
1,32 кг/л, длина свечи 27,4 м, объем обсадной колонны 38 л/м.
ИСПОЛЬЗУЯ ДАННЫЕ ИЗ ВОПРОСА 23, ОТВЕТЬТЕ НА ВОПРОСЫ 24-26
Если скважину не заполняли во время подъема 16 свечей без сифона,
давление на забое снизится.
24. На сколько упадет уровень раствора в затрубном пространстве (м)?
25. На сколько снизится давление на забое?
26. На сколько упадет уровень раствора (м) внутри трубы, после закачки пачки объемом 1900 плотностью 1,62 кг/л и отсоединения верхнего
привода?
6
РАЗДЕЛ 2
РАСЧЕТНЫЕ ФОРМУЛЫ
УПРАЖНЕНИЯ НА БАЗЕ ЗАПОЛНЕННОГО ЛИСТА ГЛУШЕНИЯ
– МЕРЫ, ПРИНИМАЕМЫЕ ПО ПОКАЗАНИЯМ ПРИБОРОВ.
Упражнения для решения задач по показаниям приборов составлены,
исходя из заполненного листа глушения с уже произведенными всеми необходимыми расчётами объёмов и давлений.
Каждый вопрос основан на данных о суммарном числе ходов,
производительности насоса и показаниях манометров на стояке и обсадной колонне в конкретные моменты операции глушения скважины.
Любое из показаний или их комбинация могут указывать на действия,
которые необходимо предпринять. Приводятся варианты ответа для
выбора.
Давления на устье в КП и/или бурильных трубах потребуют предпринять соответствующие действия, если: давления в КП и/или в трубах, данные в вопросе, ниже ожидаемых давлений, или давления в КП
и/или в трубах, данные в вопросе, выше ожидаемых давлений на 5 бар
или более.
Сокращения
л/м – литр на метр
л/мин – литр в минуту
л/ход – литр за ход
м –метр
м/час – метров в час
м/мин – метров в минуту
КП – кольцевое пространство
ИПП – испытание пласта на поглощение
МДУДКП – максимально допустимое устьевое давление в КП
кг/л – килограммов на литр
бар – единица давления, равная 10 кПа
бар/м – бар в метр
бар/час – бар в час
ДКПЗС – давление на устье в КР при закрытии скважины
ДБТЗС – давление на устье в бурильных трубах при закрытии
скважины
ход/мин – ходов в минуту
ГСВ – глубина скважины (или интервала) по вертикали
0,0981 – постоянный коэффициент
7
1. Гидростатическое давление, бар
Плотность флюида �кг/м� � ������ � ГСВ�м�
(2.1)
Плотность флюида �кг/м� � ������
(2.2)
2. Градиент давления, бар/м
3. Плотность бурового раствора, кг/л
Градиент давлени� �бар/м�
(2.3)
������
4. Пластовое (поровое) давление, бар
Гидростатическое давление в бурильной колонне �бар� � ����С �бар�
(2.4)
5. Подача насоса, л/мин
Подача насоса за ход �л/ход� � скоростьработы насоса �ход/мин�
(2.5)
6. Скорость потока в КП, м/мин
Подача насоса �л/мин�
(2.6)
Удельный объем КП �л/м�
7. Эквивалентная плотность бурового раствора, кг/л
Потери давления в КП �бар�
ГСВ �м��������
� Плотность бурового раствора �кг/л� (2.7)
8. Плотность раствора с учетом запаса безопасности при СПО, кг/л
�а�ас бе�о�асности �бар�
ГСВ �м��������
(2.8)
� Плотность бурового раствора �кг/л�
9. Приближенное значение давления на насосе при прокачке с новой
скоростью, бар
Старое значение давления �бар� � �
8
Новая скорость насоса �ход/мин� �
� (2.9)
Старая скорость насоса �ход/мин�
10. Приближенное значение давления на насосе при прокачке раствора новой плотности, бар
Старое значение давления �бар� �
Новая плотность раствора �кг/л�
Старая плотность раствора �кг/л�
(2.10)
11. Максимально допустимая плотность бурового раствора, кг/л
Устьевое давление при ИПП бар
Глубина башмака по вертикали м
0,0981
Плотность движения при ИПП кг/л
(2.11)
12. Максимально допустимое устьевое давление в КП (МДУДКП), бар
Макс.доп. плотность бур. р ра кг/л) плотность применяемого р ра кг/л
0,0981 ГСВ м
(2.12)
13. Плотность бурового раствора глушения, кг/л
Старая плотность бурового раствора �кг/л� �
ДБТЗС�бар�
ГСВ�м��������
(2.13)
14. Начальное давление циркуляции, бар
Давление прокачки �бар� � ДБТЗС �бар�
(2.14)
15. Конечное давление циркуляции, бар
Давление прокачки �бар��Плотностьраствора глушения �кг/л�
(2.15)
Плотность раствора глушения �кг/л��Старая плотность раствора �кг/л�
(2.16)
Старая плотность бурового раствора �кг/л�
16. Удельный расход барита для утяжеления бурового раствора, кг/л
����Плотность раствора глушения �кг/л�
17. Скорость миграции, м/час
Приращение давления в бурильных трубах �бар/час�
Плотность бурового раствора �кг/л��������
9
(2.17)
18. Газовые законы
(2.18)
�� � �� � �� � ��
�� �
�� �
�� ���
(2.19)
�� ���
(2.20)
��
��
19. Снижение давления в скважине при подъеме 1 м бурильной трубы без сифона, бар/м
Плотность бурового раствора кг/л
Уд. объём металла труб л/м
0,0981
Уд. внутр. объём обс. труб/райзера л/м
Уд. объём металла труб л/м
(2.21)
20. Снижение давления в скважине при подъеме 1 м бурильной трубы с сифоном, бар/м
Плотность бурового раствора кг/л
Удел. объём трубы л/м
0,0981
Удел. внутр. объём обс. труб/райзера л/м
Удел. объём трубы л/м
(2.22)
21. Снижение уровня в скважине при извлечении утяжеленных бурильных труб из скважины без сифона, м
Длина труб �м��Уд.объем металла труб �л/м�
Уд.внутр.объем обс.труб/райзера �л/мин�
(2.23)
22. Снижение уровня в скважине при извлечении утяжеленных бурильных труб с сифоном, м
Длина труб �м��Уд.объем мУБТ �л/м�
Уд.внутр.объем райзера/обсадной колонны �л/мин�
(2.24)
23. Длина труб, после извлечения которых без сифона забойное давление становится ниже пластового, м
Превыш. заб. давл. над пласт. бар
Уд. внутр. объём райзера/обс. тр. л/м
Градиент бурового раствора бар/м
Уд. объём металла труб л/м
Уд. объём металла труб л/м
(2.25)
10
24. Длина труб, после извлечения которых с сифоном забойное давление становится ниже пластового, м
(2.26)
25. Объем флюида, стравливаемого для обеспечения равенства забойного и пластового давлений, л
(2.27)
26. Объем пачки утяжеленного раствора, закачиваемой в трубы для
предупреждения сифона, л
(2.28)
27. Увеличение объема в емкости вследствие снижения уровня пачки утяжеленного раствора, л
(2.29)
28. Запас плотности раствора на случай удаления райзера, кг/л
(2.30)
29. Снижение гидростатического давления при разрушении обратного клапана обсадной колонны, бар
(2.31)
11
12
ПРАВИЛА ОКРУГЛЕНИЯ РАСЧЕТНЫХ ВЕЛИЧИН
РАЗДЕЛ 3
РАЗДЕЛ 4
ЗАПОЛНЕНИЕ ЛИСТА ГЛУШЕНИЯ
Данные пo скважине (Метрич. система/бар)
Диаметр скважины – 311 мм.
Глубина скважины – 3560 м. верт. глубина / 3930 м глубина по ств.
Обсадная колонна – 340 мм. Колонна спущена на глубину 1240 м
верт. гл./гл.по ств.
Бурильные трубы – 127 мм. Удельный объём 9,16 л/ м.
УБТ – 203х71 мм. длина – 180 м, удельный объём 4,01 л/м.
Плотность бурового раствора – 1,43 г/см3.
Удельные объёмы
УБТ в открытом стволе – 43,6 л/м.
Бурильные трубы в открытом стволе – 62,7 л/м.
Бурильные трубы в обсадной колонне – 67,3 л/м.
Насосы – Подача – 16,48 л/ход.
Давление Скорость прокачки – 46 бар, 30 ход/мин.
Испытание на приёмистость пород под башмаком колонны 340 мм
было проведено буровой промывочной жидкостью плотностью 1,27 г/см3.
Было зафиксировано устьевое давление 95 бар.
Скважина была закрыта после обнаружения проявления.
Данные о притоке:
Давление в бурильных трубах на устье закрытой скважины – 40 бар.
Давление в кольц. пространстве на устье закрытой скважины – 51 бар.
Приращение объёма в приёмной ёмкости – 4000 л.
Решено глушить скважину методом бурильщика, 30 ход/мин
Исходя из приведенных выше данных ответьте на следующие вопросы. При проведении расчётов можете воспользоваться прилагаемым листом глушения.
13
Лист глушения
лицевая сторона
14
Лист глушения
оборотная сторона
15
1. Сколько ходов насоса требуется для закачивания раствора глушения от устья до долота?
A. __________ХОДОВ
2. Сколько ходов насоса требуется для закачивания бурового раствора от долота до башмака обсадной колонны?
A.___________ХОДОВ
3. Сколько ходов насоса требуется для закачивания бурового раствора от долота до устья скважины?
A.___________ХОДОВ
4. Какова плотность раствора глушения?
А.___________г/смЗ
5. Каково начальное давление циркуляции?
A.__________бар
6. Каково конечное давление циркуляции?
A.__________бар
7. Каково максимально допустимое устьевое давление в кольцевом
пространстве (MAASP) во время закрытия скважины?
A.__________бар
8. Каково максимально допустимое устьевое давление в кольцевом
пространстве (MAASP) после завершения цикла циркуляции раствора
глушения?
A.___________бар
9. Сколько времени требуется на один полный цикл циркуляции бурового?
A.___________минут
10. Какова плотность пластового флюида?
А.___________кг/л
16
РАЗДЕЛ 5
ЗАПОЛНЕНИЕ ЛИСТА ГЛУШЕНИЯ
Данные пo скважине (Метрич. система/бар)
Диаметр скважину – 311 мм.
Глубина скважины – 3060 м. верт. глубина / 3140 м глубина по ств.
Обсадная колонна – 340 мм. Колонна спущена на глубину 2310 м
верт.гл./ 2360 м гл.по ств.
Бурильные трубы – 127 мм, Удельный объём – 9,26 л/ м.
ТБТ – 127 мм, длина 150 м, Удельный объем – 4,61 л/м.
УБТ – 203х76 мм. длина – 175 м, Удельный объём – 4,56 л/м.
Плотность бурового раствора – 1,38 г/см3.
Удельные объёмы
УБТ в открытом стволе – 43,6 л/м.
ТБТ в открытом стволе – 63,4 л/м.
Бурильные трубы в открытом стволе – 63,4 л/м.
Бурильные трубы в обсадной колонне – 67,4 л/м.
Насосы. Подача – 19,1 л/ход.
Давление. Скорость прокачки – 35 бар, 30 ход/мин.
Испытание на приёмистость пород под башмаком колонны 340 мм
было проведено буровой промывочной жидкостью плотностью 1,29 г/см3.
Было зафиксировано устьевое давление 140 бар.
Скважина была закрыта после обнаружения проявления.
Данные о притоке:
Давление в бурильных трубах на устье закрытой скважины – 40 бар.
Давление в кольц. пространстве на устье закрыт. скважины – 48 бар.
Приращение объёма в приёмной ёмкости – 4000 л.
Решено глушить скважину методом ожидания и утяжеление, 30
ход/мин.
Исходя из приведенных выше данных ответьте на следующие вопросы. При проведении расчётов можете воспользоваться прилагаемым листом глушения.
17
Лист глушения
лицевая сторона
18
Лист глушения
оборотная сторона
19
1. Сколько ходов насоса требуется для закачивания раствора глушения от устья до долота?
A. __________ ХОДОВ
2. Сколько ходов насоса требуется для закачивания бурового раствора от долота до башмака обсадной колонны?
A.___________ ХОДОВ
3. Сколько ходов насоса требуется для закачивания бурового раствора от долота до устья скважины?
A.___________ ХОДОВ
4. Какова плотность раствора глушения?
А.___________ г/смЗ
5. Каково начальное давление циркуляции?
A.__________ бар
6. Каково конечное давление циркуляции?
A.__________ бар
7. Каково максимально допустимое устьевое давление в кольцевом
пространстве (MAASP) во время закрытия скважины?
A.__________ бар
8. Каково максимально допустимое устьевое давление в кольцевом
пространстве (MAASP) после завершения цикла циркуляции раствора
глушения?
A.___________бар
9. Сколько времени требуется на один полный цикл циркуляции бурового раствора?
A.___________минут
10. Какова плотность пластового флюида?
А.___________ кг/л
20
РАЗДЕЛ 6
РАСЧЕТ ЛИСТА ГЛУШЕНИЯ
Данные пo скважине (Метрич. система/бар)
Диаметр скважины – 216 мм
Глубина скважины – 3048 м. верт. глубина / 3048 м глубина по ств.
Обсадная колонна – 244 мм.
Колонна спущена на глубину – 2286 м верт. глубина / 2286 м глубина
по стволу.
Бурильные трубы – 127 мм, удельный объём 9,16 л/ м.
УБТ – 165 мм, длина – 228 м, Удельный объём 4,01 л/м.
Плотность бурового раствора
1,80 г/см3.
Удельные объёмы
УБТ в открытом стволе – 15,2 л/м.
Бурильные трубы в открытом стволе – 23,3 л/м.
Бурильные трубы в обсадной колонне – 24,9 л/м.
Насосы. Подача – 18,6 л/ход.
Давление. Скорость прокачки – 20 бар, 26 ход/мин.
В результате испытания на приёмистость пород под башмаком
колонны 244 мм был зафиксирован градиент разрыва 0,206 бар/м.
Скважина была закрыта после обнаружения проявления.
Данные о притоке:
Давление в бурильных трубах на устье закрытой скважины – 35 бар.
Давление в кольц. пространстве на устье закрыт. скважины – 50 бар.
Приращение объёма в приёмной ёмкости – 1500 л.
Решено глушить скважину методом ожидания и утяжеления, 26
ход/мин.
Исходя из приведенных выше данных ответьте на следующие вопросы. При проведении расчётов можете воспользоваться прилагаемым листом глушения.
21
Лист глушения
лицевая сторона
22
Лист глушения
оборотная сторона
23
1. Какова плотность раствора глушения?
А. __________кг/л
2. Сколько ходов насоса требуется для закачивания раствора глушения от устья до долота?
А.__________ходов
3. Сколько ходов насоса требуется для закачивания раствора глушения от долота до башмака обсадной колонны?
А. __________ходов
4. Каков общий объем кольцевого пространства?
А.__________литров
5. Каков общий объем скважины?
А.__________литров
6. Каково максимально допустимое устьевое давление в кольцевом
пространстве (MAASP) во время закрытия скважины?
А.__________бар
7. Каково начальное давление циркуляции?
А.__________бар
8. Каково конечное давление циркуляции, когда раствор глушения
достигает долота?
А. __________бар
9. Каково максимально допустимое устьевое давление в кольцевом
пространстве (MAASP) после завершения цикла циркуляции раствора
глушения?
А. __________бар
10. Каково снижение давления в бурильных трубах на 100 ходов
насоса при закачивании раствора глушения до долота?
А. __________бар
11. Какое время требуется для закачивания раствора глушения от
устья до долота?
А.__________мин
24
12. Какое время требуется для закачивания раствора глушения от долота до устья?
А. __________мин
13. Какое время требуется для закачивания раствора глушения от долота до башмака обсадной колонны?
А. __________мин
14. Какое время требуется для закачивания раствора глушения от
башмака обсадной колонны до устья?
А. __________мин
15. Какова эквивалентная плотность циркуляции, если потери давления в затрубном пространстве при работе насоса составляют 22 бара?
А.__________кг/л
16. Какова скорость потока в кольцевом пространстве
(УБТ/открытый ствол) при работе насоса на скорости глушения – 30
ход/мин?
А.__________м/мин
17. Каково новое значение давления на насосе при увеличении скорости работы насоса до 40 ход/мин?
А. __________бар
18. Каково новое значение давления на насосе при уменьшении скорости работы насоса до 25 ход/мин?
А. __________бар
19. Каково новое значение давления на насосе при прокачивании бурового раствора плотностью 1,51 кг/л?
А. __________бар
20. Какова плотность флюида поступившего в скважину?
А.__________кг/л
21. Каково пластовое давление?
А.__________бар
25
РАЗДЕЛ 7
ПОВЕДЕНИЕ ГАЗА В СКВАЖИНЕ
Предположив, что газовый приток бесконтрольно мигрирует вверх
по стволу открытой скважины, ответьте на вопросы 1-4:
1. Изменится ли объем газового притока?
А. Да, увеличится
Б. Да, уменьшится
В. Нет, не изменится
2. Изменится ли давление на забой?
А. Да, увеличится
Б. Да, уменьшится
В. Нет, не изменится
3. Изменится ли объем раствора в приемной емкости?
А. Да, увеличится
Б. Да, уменьшится
В. Нет, не изменится
4. Изменится ли давление в верхней точке газового притока?
А. Да, увеличится
Б. Да, уменьшится
В. Нет, не изменится
Предположив, что скважину закрыли и газовый приток мигрирует
вверх по стволу закрытой скважины, ответьте на вопросы 5-11:
5. Изменится ли объем газового притока?
А. Да, увеличится
Б. Да, уменьшится
В. Нет, не изменится
6. Изменится ли давление в верхней точке газового притока?
А. Да, увеличится
Б. Да, уменьшится
В. Нет, не изменится
26
7. Изменится ли давление на забой?
А. Да, увеличится
Б. Да, уменьшится
В. Нет, не изменится
8. Изменится ли давление на башмаке обсадной колонны?
А. Да, увеличится
Б. Да, уменьшится
В. Нет, не изменится
9. Изменится ли давление на манометре, показывающем давление в
трубах, если не установлен обратный клапан?
А. Да, увеличится
Б. Да, уменьшится
В. Нет, не изменится
10. Изменится ли давление на манометре кольцевого пространства?
А. Да, увеличится
Б. Да, уменьшится
В. Нет, не изменится
11. Изменится ли давление на манометре, показывающем давление в
трубах, если обратный клапан установлен?
А. Да, увеличится
Б. Да, уменьшится
В. Нет, не изменится
12. Данные по скважине:
Диаметр скважины – 311 мм
Глубина скважины – 3560 м верт. глубина / 3930 м глубина по стволу
Диаметр обсадной колонны – 340 мм
Колонна спущена на глубину –1240 м верт. глубина / 1240 м глубина
по стволу
Плотность бурового раствора – 1,43 г/см3
Пластовое давление – 539 бар
Объем притока (газ) – 4000 л
Высота газового притока – 92 м
Плотность газа – 0,21 г/см3
На основе приведенных выше данных рассчитайте снижение забойного давления в результате поступления в скважину газа.
А. 5 бар
Б. 17 бар
В. 11 бар
27
13. Когда происходит наибольшее снижение забойного давления в
скважине с газированным буровым раствором?
А. Когда газ находится на устье.
Б. Когда газ находится у башмака обсадной колонны.
В. Когда газ находится у забоя.
14. Следующее утверждение описывает одно из различий между бурением с буровым раствором на нефтяной основе и буровым раствором на
водной основе.
Растворимость углеводородного газа в буровом растворе на водной
основе обычно выше, чем в растворе на нефтяной основе.
А. Верно.
Б. Неверно.
15. Что может случиться, если газ мигрирует после закрытия скважины и стабилизации давлений?
А. Увеличится только давление в затрубном пространстве.
Б. Увеличатся давления как в бурильных трубах, так и в затрубном
пространстве.
В. Увеличится только давление в бурильных трубах.
Г. Давления, полученные при закрытии скважины, останутся неизменными.
28
29
МИГРАЦИЯ ГАЗА
Исходные данные: Плотность бурового раствора ρбр = 1 кг/л; плотность газа ρфл ≈ 0 кг/л;
Коэффициент 0,0981 ≈ 0,1 Найти: РЗ - ?; РБАШ - ?; РКП - ?
РАЗДЕЛ 8
МЕТОДЫ ГЛУШЕНИЯ СКВАЖИН
В ЗАДАНИЯХ ДАННОГО УПРАЖНЕНИЯ СКВАЖИНУ ГЛУШАТ
МЕТОДОМ БУРИЛЬЩИКА.
Заполните лист глушения на основе следующей информации:
Глубина по стволу/по вертикали – 3658 м
Глубина установки башмака по стволу/по вертикали – 3048 м
Плотность раствора – 1,44 кг/л
Градиент гидроразрыва башмака – 0,1812 бар/м
Давление при пониженной подаче насоса при 30 ход/мин – 35 бар
Производительность насоса – 19,1 литров/ход
Объем наземных линий – 2385 литров
Уд. объем БТ – 9,3 л/м
183 м × ТБТ – 4,6 л/м
152 м × УБТ – 4 л/м
Уд. объем БТ/ОК 24,4 л/м
Уд. объем ТБТ-БТ/Открытый ствол – 24 л/м
Уд. объем УБТ/открытый ствол – 15,3 л/м
Давление в трубах после закрытия скважины – 38 бар
Давление в затрубе после закрытия скважины – 50 бар
Объем притока – 1590 литров
30
Лист глушения
лицевая сторона
31
Лист глушения
оборотная сторона
32
1. Каково пластовое давление после стабилизации давлений в закрытой скважине?
Ответ:
бар
2. Когда насос вывели на скорость глушения 30 ходов в минуту, какое минимальное значение должен показывать манометр давления в БТ?
Ответ:
бар
3. Когда насос вывели на скорость глушения 30 ходов в минуту,
какое минимальное значение должен показывать манометр давления в
затрубе?
Ответ:
бар
4. Используя метод Бурильщика, при первой циркуляции было прокачано раствора 1700 ходов насосом. Насос выключили и скважину закрыли. Каково должно быть давление в трубах после закрытия?
Ответ:
бар
5. Операция глушения возобновляется. Насос работает при скорости
30 ходов в минуту, уже было прокачано раствора 4000 ходов. Давление в
затрубе продолжает увеличиваться, в то время как давление в трубах
удерживается на постоянном уровне. Что происходит с давлением в верхней точке притока по мере его вымывания вверх по стволу скважины?
А. Оно увеличивается
Б. Оно уменьшается
В. Оно остается практически неизменным
6. Основываясь на данных вопроса 5, что происходит с давлением на
башмаке?
А. Оно увеличивается
Б. Оно уменьшается
В. Оно остается практически неизменным
7. Насос работает при скорости 30 ходов в минуту, 4670 ходов уже
было прокачано, давление в трубах удерживается постоянным, чтобы поддержать давление на забое стабильным. Какое минимальное значение должен показывать манометр давления в затрубе?
Ответ:
бар
8. После 4700 ходов насос выключают, дроссель закрывают. Какое
значение должен показывать манометр давления в БТ?
Ответ:
бар
33
9. После 4700 ходов насос выключают, дроссель закрывают. Какое
значение должен показывать манометр давления в затрубе?
Ответ:
бар
10. Какая плотность раствора глушения необходима для проведения
второй циркуляции Методом Бурильщика?
Ответ:
кг/л
11. Каково начальное давление циркуляции?
Ответ:
бар
12. Приток был вымыт из скважины во время первой циркуляции методом бурильщика. Раствор глушения все еще находится в емкости для
бурового раствора, готовый к закачке. Счетчик ходов обнулен. Если мы
выведем насос на скорость глушения и прокачаем 1600 ходов, включая
наземные линии, какое минимальное значение мы увидим на манометре
давления БТ?
Ответ:
бар
13. На основе информации вопроса 12, после прокачки 1600 ходов,
какое давление ожидается на башмаке ОК?
Ответ:
бар
14. Если насос работает на скорости глушения, и уже было прокачано 2000 ходов, какое минимальное значение мы можем увидеть на манометре давления в БТ?
Ответ:
бар
15. На основе данных вопроса 14, после прокачивания 2000 ходов
насосом и удержании постоянного давления в трубах, что случится с давлением на башмаке ОК?
А. Оно увеличится
Б. Оно уменьшится
В. Оно останется приблизительно таким же
16. Насос работает на скорости 30 ходов в минуту, и уже было прокачано 6380 ходов. Каково давление в трубах?
Ответ:
бар
17. Насос работает на скорости 30 ходов в минуту, и уже было прокачано 6380 ходов. Каково давление в затрубе?
Ответ:
бар
34
18. Насос работает на скорости 30 ходов в минуту, и уже было прокачано 6380 ходов. Каково давление на башмаке ОК?
Ответ:
бар
19. После прокачки 6400 ходов, насос выключают и дроссель закрывают. Каково должно быть давление в трубах?
Ответ:
бар
20. После прокачки 6400 ходов, насос выключают и дроссель закрывают. Каково должно быть давление в затрубе?
Ответ:
бар
21.После прокачки 6400 ходов, насос выключают и дроссель закрывают. Каково максимально допустимое устьевое давление в затрубном
пространстве?
Ответ:
бар
35
РАЗДЕЛ 9
МЕТОДЫ ГЛУШЕНИЯ СКВАЖИН. МЕТОД БУРИЛЬЩИКА
В ЗАДАНИЯХ ДАННОГО УПРАЖНЕНИЯ ИСПОЛЬЗУЕТСЯ
МЕТОД БУРИЛЬЩИКА
Дана следующая информация:
Глубина по вертикали – 3597 м
Глубина по стволу – 3902 м
Плотность раствора – 1,42 кг/л
Максимально допустимое устьевое давление
в затрубном пространстве – 70 бар
Давление при пониженной подаче насоса – 35 бар при 30 х/м
Давление в трубах после закрытия скважины – 51 бар
Давление в затрубе после закрытия скважины – 62 бар
Количество ходов насоса:
От устья до долота – 1710 ходов
От долота до башмака – 2150 ходов
От долота до устья – 6129 ходов
Примечание: Объем наземной линии составляет 100 ходов
1. Насос выводится на скорость глушения. Предположим, 50 ходов
раствора уже было вытеснено. Какое минимальное давление мы можем
увидеть на манометре давления в трубах? Насос работает на скорости 30
ходов в минуту.
2. Насос выводится на скорость глушения. Предположим, 50 ходов
раствора уже было вытеснено. Какое минимальное давление можно увидеть на манометре давления на дросселе? Насос работает на скорости 30
ходов в минуту.
3. Насос работает на скорости 30 ходов в минуту. Счетчик ходов показывает, что было закачано 2130 ходов.
 Давление в трубах составляет 86 бар
 Давление на дросселе составляет 59 бар
Стали бы вы регулировать дроссель на этом этапе?
А. Да
Б. Нет
36
4. На основе информации из вопроса 3, обратили ли бы вы внимание
на максимально допустимое устьевое давление в затрубном пространстве
(включая потери давления) на этом этапе?
А. Да
Б. Нет
5. На основе информации вопроса 4, советовали бы вы остановить
насос и закрыть скважину для тщательного анализа ситуации?
А. Да
Б. Нет
6. Предположим, вы закачали 6250 ходов. Насос выключен и скважина закрыта. Какое давление должен показывать манометр давления в
трубах?
А. 51 бар
Б. 86 бар
В. 57 бар
7. Предположим, вы закачали 6250 ходов. Насос выключен и скважина закрыта. Какое давление должен показывать манометр давления в затрубе?
А. 86 бар
Б. 51 бар
В. 57 бар
8. После окончания первого этапа по Методу Бурильщика, сколько
ходов будет необходимо для того, чтобы заглушить скважину?
А. 7939
Б. 9989
В. 7839
9. Операция глушения возобновляется. Насос выведен на скорость
глушения, счетчик ходов обнулен после прокачки 100 ходов наземных
линий. Насос работает на скорости 30 ходов в минуту, и уже было вытеснено 50 ходов раствора. Какое минимальное давление мы должны увидеть
на манометре давления в трубах?
А. 86 бар
Б. 84 бар
В. 83 бар
10. На основе данных вопроса 9, какое минимальное давление мы
можем увидеть на манометре давления на дросселе?
37
А. 51 бар
Б. 84 бар
В. 85 бар
11. Насос работает на скорости 30 ходов в минуту. Было вытеснено
837 ходов насоса и давление в трубах составляет 59 бар. Каково состояние
давления в скважине?
А. Пластовое давление в скважине превышает гидростатическое (депрессия)
Б. Гидростатическое давление в скважине превышает пластовое (репрессия)
В. Скважина сбалансирована
12. Операция глушения продолжается. Вытеснив 1750 ходов раствора плотностью 1,57 кг/л – раствора глушения и поддерживая скорость
насоса на 30 ходах в минуту, давление в трубах удерживается на показателе 37 бар. Сообщается об увеличении уровня приемной емкости на 800
литров. Насос выключают и дроссель закрывают. Какое давление вы ожидаете увидеть после закрытия скважины на манометре давления в трубах?
А. 37 бар
Б. 0 бар
В. 39 бар
13. На основе информации вопроса 12, операция глушения была возобновлена. Какое минимальное давление следует поддерживать на манометре давления в БТ, чтобы удержать баланс давлений в скважине?
А. 39 бар
Б. 37 бар
В. 0 бар
38
РАЗДЕЛ 10
МЕТОДЫ ГЛУШЕНИЯ СКВАЖИН. МЕТОД ОЖИДАНИЯ И
УТЯЖЕЛЕНИЯ
Используя следующие данные, заполните
лист глушения скважины и ответьте на вопросы.
Скважину глушат Методом Ожидания и Утяжеления:
Данные по скважине
Диаметр скважины – 81/2 дюйма
Глубина скважины – 3597 м по стволу/по вертикали
Башмак 95/8 дюйма – 2573 по стволу/по вертикали
Плотность раствора –1,34 кг/л
Уд. объемы
БТ – 9,3 л/м
Длина свечи – 28,6 м
ТБТ – 4,6 л/м – 142 м
УБТ/КНБК – 4 л/м – 227 м
Уд. объем обсадных труб – 38 л/м
Уд. объем затрубного пространства
БТ/ОК – 24,83 л/м
БТ/ТБТ/открытый ствол – 23,94 л/м
УБТ/открытый ствол – 15,23 л/м
Предварительно записанные данные
Пониженная подача насоса – 30 х/м 29 бар
Производительность насоса –18,9 л/ход
Опрессовка:
Давление на устье 142 бара при использовании раствора плотностью
1,2 кг/л
В результате резкого изменения скорости проходки скважина начала
проявлять. Бурильщик закрыл скважину и сообщил супервайзеру следующие данные после стабилизации давлений:
Давление в трубах после закрытия – 51 бар
Давление в затрубе после закрытия – 67 бар
Объем притока – 2385 литров
39
Лист глушения
лицевая сторона
40
Лист глушения
оборотная сторона
41
1. Какой из следующих факторов влияет на время стабилизации давлений в скважине после закрытия?
А. Объем притока
Б. Проницаемость пласта
В. Диаметр скважины
Г. Плотность раствора
2. Какова плотность раствора глушения?
3. Каково максимально допустимое устьевое давление в затрубном
пространстве?
4. Сколько ходов насоса необходимо, чтобы прокачать раствор от
устья до долота?
5. Сколько ходов насоса необходимо, чтобы прокачать раствор от
долота до башмака?
6. Сколько ходов насоса необходимо, чтобы прокачать раствор от
долота до устья?
7. Сколько ходов насоса необходимо, чтобы заглушить скважину?
8. Каково начальное давление циркуляции?
9. Каково конечное давление циркуляции?
10. Когда насос выводится на скорость глушения, 30 ходов в минуту,
каково минимальное значение, которое может показать манометр давление
в затрубе?
11. Было прокачано 742 хода раствора глушения. Давление в трубах
составляет 52 бара и скорость насоса составляет 30 ходов в минуту. Что
происходит в скважине?
А. Гидростатическое давление в скважине превышает пластовое?
(репрессия)
Б. Пластовое давление превышает гидростатическое? (депрессия)
В. Скважина сбалансирована?
12. Каково новое максимально допустимое устьевое давление в затрубном пространстве, если в скважине циркулирует раствор глушения?
13. Когда в скважину закачивается раствор глушения, рассчитайте плотность раствора глушения, который создавал бы коэффициент безопасности 17
бар (т.е. давление на забой должно на 17 бар превышать пластовое давление).
42
14. Скважину заглушили (без коэффициента безопасности) и возобновили бурение. Насос выводится на скорость 75 ходов в минуту. Давление на
стояке составляет 207 бар, при этом, предположим, потери затрубного давления составляют 17 бар. Какова эквивалентная плотность циркуляции?
15. Почему важно знать плотность бурового раствора в затрубном
пространстве?
А. Чтобы можно было рассчитать плотность раствора глушения
Б. Чтобы можно было рассчитать количество ходов насоса до подъема забойной пачки на поверхность
В. Чтобы можно было определить максимально допустимое устьевое
давление в затрубном пространстве
Г. Чтобы можно было определить давление насоса при пониженной
подаче
16. Какой из следующих факторов может вызвать аномально высокое давление пластового флюида? (выберите два варианта)
А. Буровой раствор на нефтяной основе
Б. Сдвиги пластов
В. Соляные пласты
17. Почему приток вымывается из скважины на пониженной скорости насоса? (выберите два ответа)
А. Чтобы была возможность регулировать дроссель
Б. Чтобы свести к минимуму износ дросселя
В. Из-за ограниченной возможности газосепаратора бурового раствора
Г. Из-за ограниченной возможности системы очистки бурового раствора
18. В бурильную колонну была закачана пачка объемом 3975 литров
и плотностью 1,78 кг/л. После чего закачали еще 2860 литров бурового
раствора, объем наземных линий составляет 1590 л. Если пачка все еще
находится на месте и верхний привод отсоединен (скважину заглушили без
коэффициента безопасности), какова длина пустой трубы?
19. На основе данных вопроса 18. Предположим, пачка была прокачана при медленной скорости насоса. По мере закачки пачки, что будет
происходить с давлением на забой?
А. Давление будет повышаться из-за более тяжелой плотности раствора пачки
Б. Давление будет снижаться из-за эффекта сообщающихся сосудов
В. Давление останется практически неизменным
20. Основываясь на данных вопроса 19, что будет происходить с
давлением на забой после того, как в скважину закачали пачку утяжеленного раствора и отсоединили верхний привод?
43
А. Давление увеличится из-за утяжеленного раствора
Б. Давление уменьшится из-за эффекта сообщающихся сосудов
В. Давление останется практически неизменным
21. Если текущую плотность раствора повышают до 1,49 кг/л, чтобы
создать коэффициент безопасности 17 бар. Насколько может упасть уровень раствора до того, как пластовое давление в скважине начнет превышать гидростатическое давление раствора?
22. Поступление газа в скважину при наращивании обычно возникает по причине:
А. Потери эквивалентной плотности циркуляции
Б. Снижения скорости вращения бурильного инструмента - оборотов в минуту
В. Плохих гидравлических характеристик долота
23. Если объем вытесняемого бурового раствора при спуске инструмента меньше расчетных объемов, это означает:
А. Скважина проявляет
Б. Произошло поршневание (свабирование)
В. Происходит поглощение раствора
Г. Что скважину необходимо закрыть как можно скорее
24. Какие меры можно предпринять, если наблюдается поступление
газа в скважину при наращивании? (Выберите два ответа)
А. Увеличить плотность раствора
Б. Увеличить структурную вязкость раствора
В. Снизить структурную вязкость раствора
Г. Снизить скорость проходки
25. Максимально допустимое устьевое давление в затрубном пространстве следует пересчитывать:
А. Каждую смену
Б. Каждые пробуренные 152 м
В. Каждый раз при изменении плотности бурового раствора
Г. При бурении переходной зоны
Д. Во всех вышеупомянутых случаях
26. На основе графика, изображенного ниже (давление опрессовки/объем), определите максимальное расчетное давление, которое может
выдержать башмак (рисунок 1).
44
Рисунок 1 – График давления опрессовки
Плотность раствора 1,32 кг/л
Глубина башмака ОК по стволу 2225 м (2012 м по вертикали)
27. При глушении скважины используется Метод Бурильщика. При
первой циркуляции Вы удерживаете постоянное начальное давление циркуляции = 69 бар. Насос дает течь, однако оператор не знает об этой неисправности и продолжает удерживать начальное давление циркуляции на
показателе 69 бар
Что при этом случится с давлением на забой?
А. Увеличится
Б. Уменьшится
В. Останется неизменным
45
РАЗДЕЛ 11
ПРИНЦИПЫ И ПРОЦЕДУРЫ УПРАВЛЕНИЯ СКВАЖИНОЙ
На основе следующей информации ответьте на вопросы 1 и 2:
Уд. внутр. объем БТ – 9,3 л/м
Уд. объем металла БТ – 3,9 л/м
Уд. внутр. объем обсадных труб – 38 л/м
Текущая плотность раствора – 1,54 кг/л
Глубина по стволу/вертикали – 3597 м
Длина свечи – 28,7 м
1. Гидростатическое давление в скважине превышает пластовое на 6
бар. Трубу поднимают из скважины без сифона, и скважину не заполняют.
Сколько (максимум) целых свечей можно поднять без сифона до того, как
скважина начнет проявлять?
2. Гидростатическое давление в скважине превышает пластовое на
12 бар. Трубу подняли из скважины с сифоном, и при этом скважину не
заполняют. Сколько (максимум) целых свечей можно поднять до того, как
скважина начнет проявлять?
3. Какую из следующих операций рекомендуется провести при резком изменении скорости проходки? (один ответ)
А. Закрыть скважину и регистрировать параметры увеличения давления.
Б. Остановить бурение, поднять инструмент до башмака ОК и проверить на приток.
В. Увеличить скорость насоса и снизить нагрузку на долото.
Г. Остановить бурение и проверить скважину на приток.
На основе следующих данных ответьте на вопросы 4-11, используется Метод Бурильщика
Глубина – 3658 м по стволу/по вертикали
Башмак – 3048 м по стволу/по вертикали
Плотность раствора – 1,54 кг/л
Давление в трубах после закрытия – 52 бар
Давление в затрубе после закрытия – 61 бар
Максимально допустимое устьевое давление в затрубном
пространстве – 69 бар
Давление при пониженной подаче насоса на 30 х/м –
35 бар
Кол-во ходов от устья до долота – 1800
Кол-во ходов от долота до башмака – 1750
Кол-во ходов от долота до устья – 7500
46
Через 7750 ходов, насос все еще работает на скорости глушения
30 ходов в минуту.
4. Какое минимальное значение должен показывать манометр давления в БТ?
5. Какое минимальное значение должен показывать манометр давления в затрубе?
НАЧИНАЕМ ВТОРОЙ ЭТАП МЕТОДА БУРИЛЬЩИКА,
НАСОС ВЫВОДИТСЯ НА СКОРОСТЬ ГЛУШЕНИЯ 30 ХОДОВ В
МИНУТУ.
6. Какое минимальное значение должен показывать манометр давления в БТ?
7. Какое минимальное значение должен показывать манометр давления в затрубе или манометр давления на дросселе?
ПОСЛЕ ЗАКАЧКИ РАСТВОРА ГЛУШЕНИЯ ЧЕРЕЗ 900 ХОДОВ НАСОСА, НАСОС РАБОТАЕТ НА СКОРОСТИ 30 ХОДОВ В
МИНУТУ.
8. Какое минимальное значение должен показывать манометр давления в БТ?
9. Какое минимальное значение должен показывать манометр давления в затрубе или на дросселе?
НАСОС РАБОТАЕТ НА СКОРОСТИ ГЛУШЕНИЯ 30 ХОДОВ В
МИНУТУ, ЧЕРЕЗ 9400 ХОДОВ ЗАКАЧКИ РАСТВОРА ГЛУШЕНИЯ,
РАСТВОР ГЛУШЕНИЯ ПОЯВЛЯЕТСЯ НА ДРОССЕЛЕ.
10. Какое минимальное значение должен показывать манометр БТ на
этом этапе?
11. Какое минимальное значение должен показывать манометр давления в затрубе?
12. Метод Бурильщика и Метод Ожидания и Утяжеления в сравнении. Какое утверждение верно (выберите один вариант)?
А. При использовании метода Ожидания и Утяжеления, всегда
наблюдаются самые низкие показатели давления на башмаке.
47
Б. Если объем бурильной колонны меньше объема открытого ствола
скважины, при методе ожидания и утяжеления давление на башмаке может
быть более низким.
В. Если объем бурильной колонны больше, чем объем открытого
ствола, при методе ожидания и утяжеления давление на башмаке может
быть более низким.
Г. Если объем бурильной колонны меньше, чем объем открытого
ствола, при методе Бурильщика давление на башмаке может быть более
низким.
13. В пустых клетках пронумеруйте операции по порядку:
А. С открытым дросселем дистанционного управления, оторвать бурильную колонну от забоя так, чтобы не закрыть превентор на замковом
соединении.
Б. С закрытым дросселем дистанционного управления, оторвать бурильную колонну от забоя так, чтобы не закрыть превентор на замковом
соединении.
В. Закрыть дроссель.
Г. Закрыть превентор.
Д. Открыть коренную гидравлическую задвижку.
Е. Закрыть ручную коренную гидравлическую задвижку.
Ж. Выключить насосы.
Мягкое закрытие
Жесткое закрытие
14. Какой из следующих факторов будет влиять на давление в БТ,
когда скважину закрывают при проявлении во время бурения?
А. Объем затрубного пространства вокруг УБТ или БТ
Б. Объем поступившего флюида
В. Тип притока
Г. Пластовое давление
Д. Все вышеперечисленное
15. Какой из следующих факторов может повлиять на давление в затрубе после закрытия, если скважину закрывают при проявлении во время
бурения?
А. Объем затрубного пространства вокруг УБТ или БТ
48
Б. Объем поступившего флюида
В. Тип притока
Г. Пластовое давление
Д. Все вышеперечисленное
16. После закрытия скважины следует наблюдать и регистрировать давления. Значения списывают с манометров давления, которые находятся на:
А. Панели управления бурильщика
Б. Дроссельном манифольде
В. Панели управления дросселем
Г. Нагнетательном манифольде
Д. Панели управления ПВО
17. При проявлении соленой воды, наибольшее давление в затрубе
наблюдается, когда:
А. Раствор глушения достигает долота
Б. Раствор глушения находится на башмаке
В. Скважину закрывают
Г. Приток выходит на устье
18. Из скважины вымывают газовый приток. Когда газ начинает выходить через дроссельную линию и оператор не регулирует дроссель, давление на забое будет:
А. Уменьшаться
Б. Увеличиваться
В. Останется неизменным
На основе информации ниже ответьте на вопросы 19-21
Глубина скважины – 2743 м по вертикали и по стволу от стола ротора
Глубина установки башмака – 1768 м по вертикали и по стволу от
стола ротора
Плотность раствора – 1,44 кг/л
Градиент гидроразрыва пласта у башмака – 0,1764 бар/м
Скважину закрывают при проявлении:
Давление в трубах после закрытия – 33 бар
Давление в затрубе после закрытия – 42 бар (объем притока 3800 л.)
Уд. объемы затрубного пространства:
УБТ/открытый ствол – 15,2 л/м (183 м УБТ)
БТ/открытый ствол – 24 л/м
19. Каково максимально допустимое устьевое давление в затрубном
пространстве? (в закрытой скважине)
49
20. Какова высота притока?
21. Тип притока?
А. Соленая вода
Б. Нефть
В. Газ
22. Во время глушения скважины, если мы удерживаем постоянное
давление в трубах на показателе 83 бара при скорости насоса 30 ходов в
минуту, чтобы сбалансировать пластовое давление, что случится с давлением на забое, если мы увеличим скорость насоса до 50 ходов в минуту, и
будем также удерживать давление в трубах на показателе 83 бара?
А. Увеличится
Б. Уменьшится
В. Останется неизменным
50
РАЗДЕЛ 12
ОБОРУДОВАНИЕ
СКВАЖИНОЙ
ДЛЯ
КОНТРОЛЯ
И
УПРАВЛЕНИЯ
На рисунке 2 представлена комбинация блока противовыбросового
оборудования.
Рисунок 2 – Комбинация блока противовыбросового оборудования
На основе схемы блока противовыбросового оборудования, ответьте на вопросы 1-6.
1. Можно ли скважину заглушить методом прямой задавки (в лоб),
если глухие плашки находятся в закрытом положении?
2. Можно ли использовать Метод Бурильщика для вымывания притока из скважины, если глухие плашки находятся в закрытом положении?
51
3. Предположим, что из-за поврежденной прокладки крестовина протекает. Если скважина закрыта, можно ли удержать давление после закрытия? (Если в скважине нет инструмента)
4. Максимально допустимое давление блока ПВО определяется на
основе: (Один ответ)
А. Максимального пластового давления
Б. Максимального внутреннего давления скважины на устье
В. Максимального внутреннего давления опрессовки
5. При поддержании постоянного давления на забой, можно ли спустить БТ под давлением при закрытой скважине трубными плашками обратно на забой?
6. Если инструмент находится в скважине, можно ли заменить глухие плашки на трубные плашки?
7. На заводе корпусы ПВО с расчетным рабочим давлением 5,000
футов на кв. дюйм (350 бар) диаметром 135/8 дюймов подвергаются опрессовке под давлением, которое:
А. Равно 100 % номинального расчетного давления
Б. Равно 150 % номинального расчетного давления
В. Равно 200 % номинального расчетного давления
8. В описании ПВО, к чему относится характеристика 135/8 дюймов?
А. Сквозное отверстие
Б. Внешний диаметр фланца
В. Диаметр уплотнительного кольца
9. Из следующего списка выберите рекомендации API относительно
периодичности опрессовки ПВО. (Два ответа)
А. После установки и цементажа обсадной колонны
Б. Каждые пять дней
В. До начала бурения переходной зоны (со сменой давления)
Г. Каждые 1000 метров
10. На испытательной тумбе, ПВО, как правило, испытывают давлением опрессовки, равным:
А. 50% номинального рабочего давления
Б. 100% номинального рабочего давления
В. 150% номинального рабочего давления
52
11. API рекомендует: на наземных установках гидравлическая станция должна быть способна закрывать универсальные превенторы, диаметром менее 183/4 дюймов в течение:
А. 30 секунд
Б. 60 секунд
В. 45 секунд
12. Найдите соответствие маркировки уплотнительных элементов и
рисунков ниже (рисунок 3). Напротив каждой маркировки напишите соответствующую букву (таблица 1).
Таблица 1
Соответствие маркировки уплотнительных элементов и рисунков
‘BX’
‘R’
‘RX’
Рисунок 3 – Уплотнительные элементы
13. Какие фланцы используются с данными типами уплотнительных
элементов?
А. Уплотнительный элемент типа R =
Фланец
Б. Уплотнительный элемент типа RX =
Фланец
В. Уплотнительный элемент типа BX =
Фланец
14. Какие из уплотнительных элементов, приведенных выше, приводятся в действие под давлением (обеспечивают герметизацию, усиленную
за счет внутреннего давления)? (см. Рисунок 3)
53
15. Блок ПВО, смонтированный на колонной головке, проходит опрессовку. Ограничивающим фактором в данном случае является (один ответ)
А. Давление разрыва направляющей обсадной колонны и максимальное рабочее давление ПВО
В. Максимальное рабочее давление ПВО
В. Максимально допустимое устьевое давление в затрубном пространстве
Г. Давление смятия ОК и максимальное рабочее давление ПВО
16. Соотношение закрытия плашечных превенторов является:
А. Соотношением между объемом гидравлической жидкости, необходимой для закрытия и открытия плашечного превентора
Б. Соотношением между зоной (площадью) плашки, подвергающейся давлению скважины, по отношению к зоне (площади) закрытия поршня
В. Соотношением между давлением закрытия и временем закрытия.
17. Если максимальное рабочее давление плашки составляет 5000
фунтов на кв. дюйм (350 бар) и соотношение закрытия 7:1, какое минимальное давление на манифольде требуется для закрытия плашки при полном рабочем давлении на устье?
А. 50 бар
Б. 51 бар
18. Все ли трубные плашки сконструированы так, чтобы закрываться
при своем полном номинальном рабочем давлении?
А. Да
Б. Нет
19. Скважину закрывают, газ начинает мигрировать вверх по стволу
скважины. Можем ли мы вернуть показатель давления на забой обратно к
первоначальному стабилизировавшемуся значению, если в бурильной колонне установлен обратный клапан?
А. Нет
Б. Да
20. В случае превышения какого давления в газосепараторе бурового
раствора происходит продув?
А. Обратное давление линии отвода
Б. Максимальное рабочее давление или давление гидравлического
затвора
В. Максимальное внутреннее давление газосепаратора
21. Коренная гидравлическая задвижка приводится в действие (один ответ):
А. Пневматической гидравлической энергией
54
Б. Электрической гидравлической энергией
В. Аккумулированной гидравлической энергией (хранящейся в аккумуляторе)
Г. Пневматической и электрической гидравлической энергией
22. Определите компоненты ПВО Cameron типа «U». В списке ниже,
найдите соответствие компонента и цифры и пронумеруйте пустые обозначения на рисунке 4.
Соединяющий шток уплотни1
тельных колец
Запорный винт
Отверстие для впрыска пласти2
фикатора
Промежуточный фланец
Цилиндр для смены плашки
3
Канавка
крышки
4
Крышка для запорного винта
5
Манжетное уплотнение рабо13
чего поршня
Уплотнение крышки
6
Крышка
14
Корпус
7
Рабочий цилиндр
15
Плашка в сборе
8
Поршень для смены плашки
Боковое впускное отверстие
под
9
уплотнение
Рисунок 4 – Превентор плашечный Cameron «U»
55
10
11
12
23. Назовите компоненты универсального превентора Cameron,
изображенного на рисунке 5.
Быстросъемный верх
Порты (каналы) гидравлического открытия
Камера открытия
Уплотнительный элемент
Порты (каналы) гидравлического закрытия
Нажимная пластина
Корпус
Поршень
Рисунок 5 – Универсальный превентор Cameron типа «D»
24. Назовите основную функцию дренажного (выпускного) отверстия в плашечном превенторе:
56
А. Оно может использоваться как смотровое отверстие, с помощью
которого можно определить износ уплотнительных прокладок или увидеть часть штока плашки.
Б. Чтобы можно было впрыскивать пластиковый наполнитель в стопорное кольцо вокруг штока плашки в зону уплотнения.
В. Оно предотвращает увеличение давления в зоне уплотнения штока плашки, если уплотнение повреждено.
Г. Поскольку он открыт для атмосферного воздуха и давления, он
обеспечивает стабильность давления в уплотнениях штока плашки.
25. Во время проведения первой опрессовки вашей программы
опрессовки ПВО, практика показала, что плашечные превенторы вероятнее всего дают течь при низком давлении в скважине, чем при высоком.
А. Верно
Б. Неверно
26. Моменты, которые необходимо учитывать при выборе герметизирующих элементов ПВО:
А. Их следует выбирать в зависимости от глубины и геометрии разбуриваемой скважины.
Б. Их следует выбирать в зависимости от используемой системы
циркуляции бурового раствора.
В. Их следует выбирать в зависимости от гидравлической жидкости,
используемой для закрытия ПВО.
27. Давление закрытия универсального превентора должно быть
снижено при спуске обсадной колонны или гибкой трубы большого диаметра, чтобы избежать смятия.
А. Верно
Б. Неверно
28. Определите компоненты глухой/срезной плашки Cameron, изображенной на рисунке 6.
Нижняя плашка в сборе
Верхняя плашка в сборе
Пакер срезающего элемента
Боковой пакер
Верхнее уплотнение
Блок верхней плашки
57
Рисунок 6 – Глухие/срезные плашки ПВО типа U2
29. Какой из следующих типов ПВО должен быть закрыт прежде,
чем можно открыть крышку и удалить верхнюю плашку в сборе?
А. Hydril «V»
Б. Cameron «U»
В. Shaffer «SL»
30. Какая из следующих плашек иногда требует установки более
толстого промежуточного фланца?
А. Трубная плашка
Б. Глухая/срезная плашка
В. Универсальная плашка для труб различных диаметров
31. Из таблицы 2 определите минимальное давление закрытия, необходимое для закрытия универсального превентора Shaffer диаметром 135/8
дюйма 5M (350 бар) на ОК диаметром 95/8 дюйма.
А. 19 бар
Б. 42 бар
В. 67 бар
Г. 87 бар
58
Таблица 2
Гидравлические давления закрытия на обсадной колонне
Давление
Диаметр обсадной колонны (дюймы)
в скважине
7
75/8 85/8 95/8 103/4 113/4 133/8 16 185/8 20
(бар)
1
21 /4
350
103 97
81
67
55
44
33
21
13 10
1
21 /4
138
103 97
81
67
55
44
33
21
13 10
183/4
350
103 97
81
67
55
44
33
21
163/4
350
103 97
81
67
55
44
33
5
13 /8
207/350 103 87
61
42
29
19
* сферические размеры, не перечисленные выше, не требуют регулировки давления
при закрытии на обсадной колонне
Сферический
диаметр
(дюймы) *
32 . Универсальный превентор Hydril типа GL диаметром 163/4
дюйма 5M (350 бар) закрывают при проявлении скважины с устьевым
давлением в затрубе 138 бар и трубой диаметром 65/8 дюйма в скважине.
Используя рисунок 7, определите минимальное давление закрытия, при
котором можем загерметизировать скважину.
Рисунок 7 – Давления закрытия
59
А. 35 - 41 бар
Б. 41 - 62 бар
В. 62 - 83 бар
Г. 83 - 103 бар
33.Можно ли управлять плашечным превентором с данной панели и
можно ли его закрыть в течение временных рамок, предусмотренных в
стандарте API? (Рисунок 8)
Рисунок 8 – Манометры на панели пневматического управления ПВО
34. Можно ли управлять универсальным превентором с данной панели и можно ли его закрыть в течение временных рамок, предусмотренных
в стандарте API? (см. Рисунок 8)
35. Можно ли управлять плашечным превентором с данной панели и
можно ли его закрыть в течение временных рамок, предусмотренных в
стандарте API? (См. Рисунок 9).
Рисунок 9 – Манометры на панели пневматического управления ПВО
36. Можно ли управлять универсальным превентором с данной панели и можно ли его закрыть в течение временных рамок, предусмотренных
в стандарте API? (См. Рисунок 9)
37. Можно ли управлять любым превентором с главного гидравлического блока управления (см. рисунок 9).
60
38. На центральной станции гидравлического управления наземной
сборкой ПВО имеется переключатель: «станция/пульт дистанционного
управления». Целью этого прибора является: (выберите два ответа).
А. Позволить Бурильщику настраивать давление включения/выключения на пневмо- и электронасосах для аккумуляторного блока
с панели дистанционного управления ПВО (в кабине бурильщика).
Б. Позволить Бурильщику регулировать давление открытия/закрытия
плашечных превенторов с панели дистанционного управления ПВО (в кабине бурильщика).
В. Позволить Бурильщику настроить давления универсального превентора с панели дистанционного управления ПВО (в кабине бурильщика).
Г. В положении «пульт управления» с этой панели можно закрывать
только плашечные превенторы.
Д. В положении «пульт управления» с этой панели можно закрывать
универсальные и плашечные превенторы.
39. Стандартный перепускной клапан (байпас) манифольда на центральной гидравлической установке всегда находится в закрытом положении. Этим клапаном можно управлять с панели дистанционного управления (в кабине бурильщика). Что произойдет, если он открыт?
А. Давление аккумулятора пойдет на универсальный превентор.
Б. Давление аккумулятора снизится до 1500 фунтов на кв. дюйм (103 бара).
В. Давление аккумулятора пойдет на клапаны переключения (селекторные клапаны, распределительные краны) манифольда.
Г. Изолируются плашечные превенторы, возможно, стравится все
давление закрытия.
40. Блок наземного ПВО оснащен одним универсальным превентором,
тремя плашечными превенторами и двумя коренными гидравлическими задвижками. Чтобы закрыть, открыть и снова закрыть все превенторы требуется
32 (х 38 литров) аккумуляторных баллонов. Давление предварительной зарядки аккумулятора составляет 69 бар. Если рабочее давление блока управления
составляет 207 бар и минимальное рабочее давление составляет 14 бар выше
давления предварительной зарядки. Сколько литров используемой гидравлической жидкости хранится в 32 аккумуляторных баллонах?
41. На основе данных вопроса 40, ответьте, если минимальное рабочее давление повысится с 83 бар до 102 бар, сколько потребуется баллонов
вместимостью 38 литров для хранения используемого объема, рассчитанного в предыдущем вопросе?
42. Регуляторы на блоке управления ПВО можно настроить таким
образом, чтобы аккумуляторное давление подавалось либо на сторону открытия, либо на сторону закрытия превентора.
А. Верно
Б. Неверно
61
43. Регулятор давления универсального превентора на блоке управления наземным ПВО можно настроить дистанционно с панели бурильщика при условии, что главный выключатель находится в положении «пульт
дистанционного управления»?
А. Верно
Б. Неверно
44. Если на блоке гидравлического управления ПВО (аккумуляторе),
четырехходовой переключающий клапан находится в положении «вверх»
или «по центру», значит:
А. Регулируемое входное отверстие для рабочей гидравлической
жидкости будет заблокировано. Оба выходные отверстия будут выпускать
жидкость в емкость.
Б. Входные и выходные отверстия будут заблокированы.
В. Входные и оба выходных отверстия будут выпускать жидкость в
емкость.
45. Назовите основные компоненты Наземного блока Гидравлического управления, изображенного на рисунке 10.
Аккумуляторный баллон
Регулятор давления универсального превентора
Трехпозиционные четырехходовые
переключающие
краны
Емкость с гидравлической жидкостью
Электрический датчик давления
Манометр давления манифольда
Пневматические насосы
Гидропневматический переключатель давления
Переключатель
«станция
гидравлического управления/пульт дистанционного
управления»
Перепускной клапан «байпас»
манифольда
62
Рисунок 10 – Наземный Гидравлический блок управления
46. С панели дистанционного управления ПВО необходимо открыть
коренную гидравлическую задвижку линии дросселирования. Для открытия требуется совсем небольшое количество гидравлической жидкости.
Когда бурильщик активирует эту функцию с панели дистанционного
управления, изменяется цветовая индикация. Изменения цвета говорит о
том, что пневматический поршень пришел в движение.
А. Верно
Б. Неверно
47. Насосы аккумуляторного блока должны быть достаточно мощными, чтобы закрыть универсальный превентор на бурильной трубе используемого диаметра плюс открыть коренную гидравлическую задвижку
и при этом сохранить превышение давления как минимум в 14 бар по
сравнению с давлением предварительной зарядки аккумулятора. Все вышеперечисленной должно быть осуществлено в течение:
А. 1 минуты или меньше
Б. 2 минут или меньше
В. 5 минут или меньше
63
48. ПВО закрывают с панели дистанционного управления. Погасает
световой сигнал открытого превентора и появляется световая индикация
закрытия, однако манометры никак не реагируют на эти изменения. Определите наиболее вероятную причину:
А. Четырехходовой клапан не сработал
Б. Неисправна световая индикация, возможно, перегорела лампочка
В. Утечка в линиях гидравлического управления
Г. Заблокированы линии управления ПВО
49. При открытии плашечного превентора световая индикация на панели управления меняет цвет, однако давления аккумулятора и манифольда станции снижаются и вновь не поднимаются. Укажите наиболее вероятную причину этого явления:
А. Четырехходовой клапан не сработал
Б. Неисправна световая индикация, возможно, перегорела лампочка
В. Утечка в линиях гидравлического управления
Г. Заблокированы линии управления ПВО
50. При управлении плашечным превентором световая индикация не
меняет цвет, и манометры давления не регистрируют никаких изменений.
Укажите наиболее распространенную причину этого явления:
А. Четырехходовой клапан не сработал
Б. Неисправна световая индикация, возможно, перегорела лампочка
В. Утечка в линиях гидравлического управления
Г. Заблокированы линии управления ПВО
51. Ни один превентор не функционирует, однако замечено, что давление аккумулятора на панели дистанционного управления постепенно повышается. Укажите наиболее вероятную причину этого явления:
А. Неисправен регулятор давления
Б. Неисправен пневматический выключатель давления
В. Не сработал четырехходовой клапан
Г. Утечка в линиях гидравлического управления
52. Ни один превентор не функционирует. Регистрируется низкое
давление аккумулятора. При этом, давления универсального превентора и
на манифольде не изменились. Это произошло из-за (два ответа):
А. Неисправности регулятора давления
Б. Утечка в трубопроводе
В. Низкое давление предварительной зарядки
Г. Неисправен выключатель давления
64
53. Ни один превентор не функционирует, однако замечено, что давление аккумулятора снизилось, а давление манифольда повысилось. Укажите наиболее вероятную причину этого явления:
А. Неисправен регулятор давления
Б. Неисправен пневматический выключатель давления
В. Четырехходовй клапан не сработал
Г. Утечка в гидравлической системе управления
54. Бурильная колонна состоит из БТ 5 дюймов с резьбовыми соединениями NC50, УБТ 8 дюймов со стандартным резьбовым соединением
диаметром 65/8 дюймов и муфт 229 мм со стандартным соединением диаметром 75/8 дюймов. Шаровый кран имеет соединение типа NC50. Выберите два типа переходных соединений, при котором бы шаровый кран можно
было подсоединить к любому компоненту бурильной колонны.
А. NC 50 Муфта x NC 50 Ниппель
Б. NC 50 Ниппель x 65/8” Ниппель
В. NC 50 Муфта x 65/8” Ниппель
Г. NC 50 Ниппель x 75/8” Ниппель
Д. NC 50 Муфта x 75/8” Ниппель
55. Если отводная система (дивертер) оснащена задвижкой на линии
отвода, какой из следующих методов управления системой будет наиболее
предпочтительным?
А. Открыть задвижку линии отвода, закрыть отводное устройство
(дивертер)
Б. Всегда держать отводную линию открытой, закрыть отводное
устройство (дивертер) только в случае проявлений скважины
В. Закрыть отводное устройство (дивертер), после чего открыть клапан отводной линии
Г. Необходима автоматическая система, которая будет закрывать отводное устройство (дивертер) и после того, как автоматически открывать линию отвода
56. Какие из следующих устройств эффективно выполняют функцию
отводного устройства (дивертера) при спущенной в скважину бурильной
колонне? (Выберите два ответа)
А. Трубные плашки
Б. Универсальный превентор
В. Глухие плашки
Г. Вращающаяся головка или вращающийся ПВО
Д. Устьевой пакер ПВО
65
57. Какой размер вызывает образование обратного (действующего)
давления газа? (см. рисунок 11)
Рисунок 11 – Газосепаратор бурового раствора
58. Какой размер способствует образованию гидравлического затвора/ максимального рабочего давления? (см. Рисунок 12).
Рисунок 1 – Газосепаратор бурового раствора
66
59. Найдите соответствие названия элементов и их обозначения на
схеме отводного устройства (рисунок 13).
Уплотнения (выкидной) линии (линии
обратного потока)
Замковые
защелки
вставного (внутреннего)
пакера
Поддерживающее
основание (корпус)
Канал закрытия пакера
отводного
устройства
(дивертера)
Внутренний
ной) пакер
Замковые защелки отводного устройства (дивертера)
(встав-
Внешний пакер
Рисунок 13 – Девертор
67
РАЗДЕЛ 13
ИНФОРМАЦИЯ О ПРАКТИЧЕСКОМ ТЕСТЕ НА БУРОВОМ
ТРЕНАЖЕРЕ
Каждому обучающемуся необходимо внимательно изучить настоящую
информацию перед прохождением учебных упражнений и практического теста. Информация определяет требования, предъявляемые к
экзаменуемому при проведении практического теста по программе
сертификации
Международного форума по управлению скважиной (IWCF)
ОБЩИЕ ПОЛОЖЕНИЯ
1. Практический тест выполняется в течение единого тестовогоупражнения, основанного на утвержденной модели скважины МФУС. Экзаменуемый получает от экзаменатора листы глушения с исходными данными по указанной модели.
2. Экзаменуемый в процессе тестового упражнения должен продемонстрировать навыки преодоления следующих осложнений: неисправность превентора (только для бурильщика), полный выход насоса из строя,
закупорка одной насадки долота, размыв штуцера, закупорка штуцера.
3. Минимальное количество баллов, при котором экзаменуемый
признаётся сдавшим экзамен - 70 % (без округления) с учётом общего
количества баллов по осложнению.
4. Экзаменуемый может использовать «запас безопасности» во время
вымывания пачки пластового флюида, если «запас безопасности» чётко
определён в листе глушения.
5. Бурильщик признаётся не сдавшим экзамен, если скважина не
закрыта, или закрыта с работающими насосами.
6. Супервайзер признаётся не сдавшим экзамен, если приемлемый
лист глушения не подготовлен в течение 15 минут после сбора данных по
скважине.
А. Независимо от выбранного способа глушения (метод бурильщика
или метод ожидания и утяжеления) обязательно наличие в листе
глушения следующих элементов рассчета:
 точные вычисления:
 начального и конечного давлений циркуляции;
 плотности раствора глушения, обеспечивающей точное уравновешивание пластового (порового) давления или имеющей значение, в котором учтён запас безопасности;
 правильные график глушения или пошаговая таблица 3.
68
Б. По просьбе экзаменуемого могут быть дополнительно предоставлены 5 минут для исправления ошибок, замеченных самим экзаменуемым до представления заполненного листа глушения экзаменатору
для проверки.
7. Супервайзер признаётся не сдавшим экзамен, если произошёл
гидроразрыв пласта; при этом тест прекращается, за исключением случаев,
когда это осложнение произошло не по вине (из-за действия или бездействия) самого Супервайзера.
8. Супервайзер признаётся не сдавшим экзамен, если совокупный
объём дополнительных пачек, поступивших в скважину при выполнении
теста (шаги 8 - 10 или 11) превышает 1280 литров (8 баррелей) в забойных
условиях.
Таблица 3
ТРЕБОВАНИЯ К НАВЫКАМ ЭКЗАМЕНУЕМЫХ
БУРИЛЬЩИК
1. Подготовительные работы на
буровой Настройка манифольда
стояка. Настройка штуцерного манифольда. Настройка пульта управления ПВО, проверка показаний манометров аккумуляторов
2. Настройка штуцера (дросселя).
3. Подготовка к бурению
Регистрировать давление циркуляции при глушении по указаниям супервайзера или по личной инициативе бурильщика.
СУПЕРВАЙЗЕР
Находится вне буровой
1. Проверка настройки оборудования:
штуцерного манифольда, пульта
управления ПВО и коренными задвижками, показаний манометров.
2. Инструкции
О необходимых процедурах герметизации устья скважины, положении ПВО, коренных задвижек и
штуцера. Причины выбора процедуры герметизации. Принятие необходимых мер в случае ненормальностей при бурении и ГНВП.
3. Инструктаж бурильщика о
регистрации давления циркуляции при глушении
Супервайзер должен потребовать измерить как минимум давления циркуляции для двух скоростей работы
при глушении для обоих насосов.
69
БУРИЛЬЩИК
4. Настройка сигнализации
Установка сигнализации по потоку,
выходящему из скважины.
Установка сигнализации уровня
приемной ёмкости (может быть
выполнено с
помощью супервайзера).
5. Ненормальности при проходке
Определить ненормальности при
проходке, предпринять правильные
действия в соответствии с ранее
данными указаниями супервайзера.
Переустановить датчик сигнализации потока.
6. Обнаружение проявления
Выполнение правильных действий
перед закрытием скважины.
Закрытие скважины должно выполняться быстро и четко в соответствии с указаниями супервайзера.
Немедленно доложить супервайзеру. Если скважина не была закрыта,
экзамен считается не сданным.
Осложнение 5 - отказ ПВО
Определить, что превентор негерметичен. Задействовать другой превентор и доложить Супервайзеру.
7. Сбор необходимых данных по
проявлению
Регистрация значений давлений при
закрытии скважины. Регистрация
приращения объёма в приёмной ёмкости.
8. Поддержание необходимого забойного
давления
Поддерживать необходимые давле-
СУПЕРВАЙЗЕР
4. Проверка настройки сигнализации
Сообщить бурильщику данные по
настройке. Проверка точности
установки сигнализации бурильщиком.
Находится вне буровой
Находится вне буровой
5. Сбор исходных данных по
ГНВП от бурильщика и их личная проверка
Получить данные для заполнения
листа глушения: глубину скважины, устьевое давление в бурильной колонне (БК) при закрытии
скважины, устьевое давление в
кольцевом пространстве (КП) при
закрытии скважины, объем притока; перепроверить их лично.
6. Поддержание необходимого
забойного
давления
Дать инструкции бурильщику сле-
70
БУРИЛЬЩИК
ния на устье и докладывать супервайзеру, независимо от того, получены ли на этот счет указания от супервайзера
9. Начало процедуры глушения
Настройка циркуляционной системы. Запуск насоса по указаниям супервайзера и во взаимодействии с
ним (информировать супервайзера
после каждого увеличения скорости
на 5 ход/мин). Доложить супервайзеру о достижении насосом режима
глушения.
Осложнение 1 - Полный отказ
насоса
Доложить супервайзеру.
Бурильщик должен быть первым,
кто обнаружит неисправность
СУПЕРВАЙЗЕР
дить за изменениями давления на
обоих манометрах во избежание
поглощения под башмаком колонны (превышения максимально допустимого устьевого давления в
КП).
Составить приемлемый лист глушения. Если составление листа
глушения заняло более 15 минут
(без учёта того, пригоден он или
нет), экзамен считается не сданным.
7. Инструкции бурильщику по
управлению скважиной
Метод глушения, его обоснование
и специальные указания. Приготовление раствора глушения. Процедура запуска насоса. Поддержание постоянного режима работы
насоса при глушении. Наблюдение
за уровнем в приёмной емкости в
процессе глушения. «Регистрация
устьевых давлений в БК и КП с
заданной периодичностью. Установить счётчики ходов насоса на
ноль и записать время начала глушения.
8. Процедура глушения
Проверить готовность циркуляционной системы. Запуск насоса во
взаимодействии с бурилыциком.
Поддержание необходимого давления в КП при запуске насоса.
Учёт запаздывания показания манометра на стояке от момента регулирования штуцера (поправка на
задержку времени).
Осложнение 1 - Полный отказ
насоса
Принять необходимые меры.
Реакция супервайзера должна
быть достаточно быстрой, что-
71
БУРИЛЬЩИК
насоса! Перенастройка насосов.
Возобновить операции глушения во
взаимодействии с супервайзером.
Осложнение 2 - Закупорка одной
насадки долота
Распознать внезапное изменение
давления на насосе и информировать супервайзера, если изменение
давления не было обнаружено супервайзером. Остановить насос по
указанию супервайзера и возобновить операции глушения во взаимодействии с супервайзером.
Осложнение 3 - Размыв штуцера
Остановить насос и закрыть задвижку на дроссельной линии по
указанию супервайзера и осуществить настройку другого штуцера в
соответствии с полученным указанием. Возобновить операции глушения во взаимодействии с супервайзером.
СУПЕРВАЙЗЕР
бы не дать забойному давлению
упасть ниже пластового и не получить дополнительный приток
более 1280 л.
Дать необходимые указания и возобновить операции глушения во
взаимодействии с бурильщиком.
Осложнение 2 - Закупорка одной
насадки долота
Определить осложнение и принять
необходимые меры: супервайзер
должен остановить циркуляцию и
проанализировать ситуацию. Дать
необходимые указания и возобновить операции глушения во взаимодействии с бурильщиком.
Осложнение 3 - Размыв штуцера
Определить осложнение и принять
необходимые меры (чтобы не
дать забойному давлению упасть
ниже трастового и не получить
дополнительный приток более
1280л):
Супервайзер должен остановить
циркуляцию и проанализировать
ситуацию. Дать необходимые указания и возобновить операции
глушения во взаимодействии с бурильщиком.
Осложнение 4 - Закупорка штуце- Осложнение 4 - Закупорка штура
цера
Остановить насос по указанию суОпределить осложнение и принять
первайзера и осуществить настрой- необходимые меры: супервайзер
ку другого штуцера в соответствии с должен остановить циркуляцию и
полученным указанием. Возобнопроанализировать ситуацию. Дать
вить операции глушения во взаимо- необходимые указания и возобнодействии с супервайзером.
вить операции глушения во взаимодействии с бурильщиком.
ДЛЯ МЕТОДА БУРИЛЬЩИКА
10. Контроль за циркуляцией
9. Поддержание заданного заПоддерживать постоянный режим
бойного давления до и во время
72
БУРИЛЬЩИК
работы насоса, записывать давления
и следить за уровнем в приёмной
емкости. Регулярно докладывать
супервайзеру о режиме работы
насоса, устьевых давлениях, совершённом числе ходов насоса и
уровне в приёмной емкости. Своевременно производить перенастройку штуцерного манифольда для
направления пластового флюида в
соответствии с инструкцией компании.
11. После выхода первичной пачки пластового флюида из скважины
По команде супервайзера остановить насос при герметизации скважины путём закрытия штуцера.
Доложить супервайзеру об остановке насоса.
СУПЕРВАЙЗЕР
выхода первичной пачки пластового флюида
Поддерживать правильное забойное давление до и во время выхода
первичной пачки пластового флюида вплоть до появления чистого
бурового раствора на выходе
(чтобы не дать забойному давлению упасть ниже пластового и не
получить дополнительный приток
более 1280 л).
10. После выхода первичной
пачки пластового флюида из
скважины
Перед герметизацией скважины
путём закрытия штуцера обеспечить стабилизацию давления в БК
на уровне начального давления
циркуляции. Дать команду остановить насос, в процессе остановки насоса во взаимодействии с бурильщиком поддерживать заданное забойное давление. Проверить
давления, объяснить показания
манометров и определить разницу
между забойным и пластовым
давлениями.
Объяснить, как продолжать циркуляцию с учётом признаков неполноты удаления газа.
11. Суммарный объём дополнительных притоков
Запросить у экзаменатора сведения о суммарном объёме дополнительных притоков. Если совокупный объём дополнительных пачек,
поступивших в скважину при выполнении глушения (шаги 8, 9, 10)
превышает 1280 литров (8 баррелей) в забойных условиях, экзамен
признаётся не сданным.
73
БУРИЛЬЩИК
СУПЕРВАЙЗЕР
ДЛЯ МЕТОДА ОЖИДАНИЯ И УТЯЖЕЛЕНИЯ
12. Поддержание заданного дав12. Контроль за циркуляцией
Поддерживать постоянный режим
ления на стояке
работы насоса, записывать давления Поддерживать правильное забойное
давление в соответствии с графиком
и следить за уровнем в приёмной
или таблицей для давления на стояемкости. Регулярно докладывать
ке при закачке бурового раствора
супервайзеру о режиме работы
глушения до долота (чтобы не дать
насоса, совершённом числе ходов
насоса и уровне в приёмной емкозабойному давлению
сти.
упасть ниже пластового и не получить
дополнительный приток более 1280 л).
13. Когда раствор глушения достиг
долота
Доложить супервайзеру, что достигнуто конечное давление циркуляции.
14. После выхода газа из скважины
По команде супервайзера остановить
насос при герметизации скважины.
Доложить супервайзеру об остановке
насоса.
13. Когда раствор глушения достиг
долота
Поддерживать постоянное забойное
давление во время закачки раствора
глушения в КП, обеспечивая стабилизацию устьевого давления в БК на
уровне конечного давления циркуляции, до удаления первоначальных пачек пластового флюида.
Перед герметизацией скважины путём
закрытия штуцера обеспечить табилизацию давления в БК на уровне конечного давления циркуляции.
14. После удаления первоначальных пачек пластового флюида
Загерметизировать скважину во взаимодействии с бурильщиком, поддерживая забойное давление постоянным. Закрыть штуцер при заданном забойном давлении.
Проверить давления, объяснить показания манометров и определить разницу между забойным и пластовым
давлениями.
15. Суммарный объём дополнительных притоков
Запросить у экзаменатора сведения о
суммарном объёме дополнительных
притоков. Если совокупный объём дополнительных пачек, поступивших в
скважину при выполнении глушения
(шаги 8, 12, 13, 14), превышает 1280
литров (8 баррелей) в забойных условиях, экзамен признаётся не сданным.
74
РАЗДЕЛ 14
ОБОРУДОВАНИЕ ДЛЯ КОНТРОЛЯ И УПРАВЛЕНИЯ СКВАЖИНОЙ. КОНТРОЛЬНОЕ УПРАЖНЕНИЕ
1. Какое давление следует использовать для определения номинального рабочего давления плашечного превентора, который должен быть
установлен на скважине?
А. Максимально допустимое давление в штуцерной линии
В. Максимально допустимое давление на устье в кольцевом пространств
С. Максимально допустимое забойное давление
D. Максимально допустимое гидростатическое давление бурового
раствора
Е. Максимально допустимое поровое давление
F. Максимально допустимое давление на устье
Используя конфигурацию сборки превенторов, показанную на рисунке 14 ниже, ответьте на следующие шесть вопросов, сделав отметку в
ячейке с ответом ДА или НЕТ.
(Вопросы основаны на том, какие работы возможно физически осуществить, и не отражают опыт полевых работ или методику работ какойлибо компании).
75
Рисунок 14 - Конфигурацию сборки превенторов
2. Можно ли устранить течь фланца крестовины при закрытии скважины под давлением со спущенным в скважину бурильным инструментом
диаметром 5 дюймов?
А. Да
Б. Нет
76
3. При закрытой скважине, находящейся под давлением, и отсутствии в ней бурильного инструмента, можно ли заменить плашки диаметром 3-1/2 дюйма на плашки диаметром 5 дюймов?
А. Да
Б. Нет
4. При закрытии скважины под давлением с использованием плашек
диаметром 3-1/2 дюйма при спущенном в скважину бурильном инструменте диаметром 3-1/2 дюйма и наличии предохранительного (обратного) клапана в колонне, можно ли заменить плашки диаметром 5 дюймов на плашки других размеров?
А. Да
Б. Нет
5. При закрытии скважины под давлением с использованием трубных плашек диаметром 5 дюймов, можно ли заменить глухие плашки на
трубные плашки диаметром 5 дюймов?
А. Да
Б. Нет
6. При закрытии скважины под давлением трубными плашками диаметром 5 дюймов можно ли заменить уплотнительный элемент универсального превентора?
А. Да
Б. Нет
7. При закрытии скважины под давлением трубными плашками диаметром 5 дюймов можно ли заменить задвижку на штуцерной линии?
А. Да
Б. Нет
8. Какое основное назначение выпускного отверстия (сливного или
спускного отверстия) в плашечных превенторах?
А. Выпускное отверстие дает возможность визуального осмотра
штока плашки и должно быть закрыто глухой пробкой между осмотрами
Б. Выпускное отверстие предотвращает протечки через уплотнение
штока плашки из скважины в камеру открытия и наоборот
В. Выпускное отверстие позволяет установить масленку, чтобы
обеспечить смазку штока плашки
9. Во время плановой опрессовки было замечено, что через выпускное (сливное/спускное) отверстие одной из крышек противовыбросового
превентора вытекает жидкость. Какое действие следует предпринять?
77
А. Установите аварийную сальниковую набивку. Если течь прекратится, оставьте ее до следующего планового профилактического ремонта.
Б. Первичное уплотнение штока плашки пропускает, примите меры
предосторожности в отношении скважины и немедленно замените его.
В. Если уплотнительный элемент вала первичного плашечного превентора
протекает, обезопасьте скважину и немедленно замените его.
Г. Выпускное отверстие лишь контролирует уплотнения камеры закрытия, оставьте его в таком состоянии до следующего планового профилактического ремонта.
Д. Течь в данном случае является нормальным явлением, так как
уплотнительная поверхность двух металлов в крышке должна быть немного смазанной для уменьшения повреждения.
10. Большинство стандартных контактных уплотнительных элементов плашечных превенторов находятся между стальными пластинами. Каковы основные причины применения конструкции такого типа?
А, Для обеспечения уплотнения между соприкасающимися металлическими поверхностями деталей
Б. Для защиты резинового уплотнительного элемента в процессе буровых работ
В. Для предотвращения выступания верхней и нижней частей уплотнителя после закрытия плашек
11. Планируется большой комплекс каротажных работ при ограниченном значении превышения забойного давления над пластовым. Какое
мероприятие обеспечит наибольшую безопасность?
А. Не требуется никаких специальных мероприятий и оборудования
Б. Комплект срезных/глухих плашек заменяется комплектом трубных плашек
В. Необходимо установить и опрессовать правильные плашки для
райзера/лубрикатор
12. Какое основное предназначение глухого / срезного плашечного
превентора?
А. Для срезания таких трубных элементов, как бурильные трубы, без
герметичного закрытия скважины
Б. Для срезания таких трубных элементов, как бурильные трубы, с
одновременной герметизацией устья скважины
В. Для герметичного закрытия скважины при наличии утяжеленных
бурильных труб (УБТ) в скважине
13. Какое из следующих утверждений об универсальных превенторах верно? (ТРИ ОТВЕТА)
78
А. Они являются средством вторичного управления скважиной
Б. Им может потребоваться различное гидравлическое давление закрытия в I соответствии с выполняемой задачей
В. Они допускают возвратно-поступательное или вращательное движение бурильной колонны, обеспечивая герметизацию и сохранение давления в скважине
Г. Они не позволяют пропускать бурильные замки
Д. Они герметизируют любое оборудование в скважине
Е. Они не герметизируют ведущую трубу квадратного или шестигранного сечения
14. На наземной сборке ПВО имеются гидравлически управляемые
задвижки, установленные на соединительных фланцах боковых отводов
ПВО для дроссельной линии и линии глушения. Верно ли, что гидравлические задвижки рассчитаны на автоматическое закрытие, если давление в
линиях, ведущих к задвижкам, падает?
А. Да
Б. Нет
15. В каком положении должны находиться задвижки линии глушения и дроссельной линии наземной сборки ПВО во время бурения?
А. Все задвижки закрыты.
Б. Все задвижки открыты.
В. Гидравлические задвижки закрыты, а ручные задвижки открыты.
Г. Оба типа задвижек закрыты на линии глушения и открыты на
дроссельной линии.
Д. Ручные задвижки закрыты, а гидравлические задвижки открыты.
16. Сборка наземного ПВО состоит из следующих компонентов:
Три плашечных превентора, 13-5/8 дюймов, с номинальным рабочим
давлением 690 бар (10000 Фунт/кв.дюйм).
Один универсальный превентор, 13-5/8 дюймов, с номинальным рабочим давлением 345 бар (5000 Фунт/кв.дюйм).
После ГНВП скважина была закрыта с использованием универсального превентора при спущенном в скважину бурильном инструменте 5
дюймов. Давление в кольцевом пространстве на устье закрытой скважины
стабилизировалось на уровне 69 бар (1000 Фунт/кв.дюйм).
На рисунке 15 представлен график, иллюстрирующий зависимость
давления закрытия от давления в скважине, рекомендуемую изготовителем. Воспользуйтесь этим графиком чтобы выбрать из приведенных ниже
вариантов правильный диапазон давления закрытия универсального превентора.
79
Рисунок 15 – График, иллюстрирующий зависимость давления закрытия от
давления в скважине
А. 21 – 28 бар
Б. 35 бар
В. 14 – 21 бар
Г. 28 – 35 бар
17. Какое кольцевое уплотнение из приведенных ниже обеспечивает
герметизацию, усиленную за счёт внутреннего давления?
А. Тип ВХ
Б. Тип R – восьмигранное
В. Тип R – овальное
18. Каково основное назначение дивертера?
А. Создавать достаточное противодавление чтобы прекратить приток
пластового флюида в скважину.
Б. Герметизировать устье скважины.
В. Отводить флюид на безопасное расстояние от рабочей площадки.
Г. Действовать в качестве резервной системы в случае отказа трубного плашечного превентора.
19. Что происходит, когда дивертер закрывается?,
А. Клапан на отводе открывается и затем превентор закрывается.
80
Б. Превентор закрывается и затем клапан на отводе открывается.
В. Превентор и клапан на отводе закрываются в одно и то же время.
20. На буровой имеется только один вставной превентор с соединениями ниппель/муфта NC38 (3-1/2 дюйма IF). Бурильная колонна состоит
из бурильных труб 3-1/2 дюйма IF (NC38), 2-7/8 дюйма IF (NC31).
Какой переводник должен быть на рабочей площадке при СПО?
А. Муфта NC46 (4” IF, 102 мм) х ниппель NC38 (3-1/2”IF 89 mm).
Б. Муфта NC40 (4” IF 102 мм) х ниппель NC 26 (2-3/8" IF, 60 mm).
В. Муфта NC31 (2-7/8' IF, 73 мм) х ниппель NC38 (3-1/2” IF, 89 mm).
Г. Муфта NC38 (3-1/2”IF, 89 mm) х Ниппель NC31 (2-7/8" IF, 73 мм)
21. Скважина начала проявлять и была закрыта в тот момент, когда
долото находилось на расстоянии 35 свечей от забоя. Полнопроходный
шаровой кран был установлен на верхнюю бурильную трубу и закрыт.
Какое оборудование требуется, в каком положении должны быть
клапаны и как должно это оборудование собираться в компоновку бурильной колонны для того чтобы безопасно вести спуск колонны до забоя
скважины под давлением при условии, что в колонне отсутствуют наддолотный переводник с обратным клапаном и разъединительный переводник?
А. Шаровой кран под ведущей трубой в открытом положении.
Б. Скважинный противовыбросовый превентор и полностью открывающийся предохранительный клапан (шаровой кран), установленный на
муфте верхнего замка в закрытом положении.
В. Шаровой кран под ведущей трубой в закрытом положении.
Г. Полностью открывающийся предохранительный шаровой кран в
открытом положении и скважинный противовыбросовый превентор, который устанавливается сверху бурильной колонны.
Д. Вставной превентор над закрытым поворотным краном ведущей
трубы.
22. Какое утверждение из перечисленных ниже является корректным
по отношению к вставному противовыбросовому устройству?
А. Он может быть открыт или закрыт путем поворота ключа с рукояткой
Б. Он требует установки двухмуфтового переводника в бурильной
колонне
В. Будучи установленным в бурильной колонне, он позволяет вести
обратную циркуляцию
Г. Он открывается буровым раствором, закачиваемым в бурильную
колонну
81
23. В каких перечисленных ниже ситуациях использование наддолотного обратного клапана в бурильной колонне является преимуществом?
А. Для уменьшения пульсаций давления
Б. Для предупреждения сифона во время СПО или наращивания
В. Для обеспечения возможности обратной циркуляции
Г. Для определения устьевого давления в бурильных трубах после
обнаружения ГНВП
24. Если в бурильной колонне установлен наддолотный клапан (обратный клапан), то возможна ли обратная циркуляция?
А. Да
Б. Нет
25. Почему большинство штуцерных манифольдов комплектуются
двумя штуцерами?
А. Для направления выходящего бурового раствора с газом в сепаратор.
Б. Для направления выходящего бурового раствора в отстойники.
В. Для направления выходящих углеводородов на факел.
Г. Для обеспечения наличия запасного штуцера в случае возникновения проблемы с действующим штуцером.
26. Некоторые модели газосепараторов снабжены петлеобразной линией для осуществления циркуляции чистого бурового раствора (вокруг
ввода в газосепаратор, показанного на рис. 16) в процессе вымывания пластового флюида при ГНВП.
Рисунок 16 – Модель газосепаратора
82
Укажите главную причину такой особенности этих моделей.
А. Чтобы обеспечить заполнение гидрозатвора чистым (незагрязнённым) буровым раствором в процессе вымывания пластового флюида.
Б. Чтобы замещать жидкость в гидрозатворе каждые 12 часов.
В. Чтобы повысить эффективность разделения в газосепараторе.
Г. Чтобы заполнять сепаратор лёгкой жидкостью для повышения
эффективности работы сепаратора.
27. Сепаратор, показанный на рисунке 17, имеет следующие размеры:
Н1 - высота корпуса = 10 м.
Н2 - высота трубы гидрозатвора = 5 м.
НЗ - высота выпускной линии в вышке = 46 м.
Плотность бурового раствора 1,38 г/смЗ.
Предположите, что пластовый флюид содержит конденсат и флюид
на выходе из скважины имеет градиент 0,068 бар/м. дюйм х фут.
Рисунок 17 – Сепаратор
83
Рассчитайте максимальное действующее давление.
А. 3,13 бар
Б. 0,68 бар
В. 0,34 бар
28. Некоторые модели газосепараторов снабжены петлеобразной линией для дополнительного ввода чистого бурового раствора в газосепаратор в процессе вымывания пластового флюида.
Откуда должен поступать этот буровой раствор чтобы сохранить
возможность контролировать уровень раствора в приёмной емкости?
А. Из приёмной ёмкости
Б. Из ёмкости для утяжелённого раствора для предупреждения сифона
В. Из доливной ёмкости
29. Газосепаратор должен быть оснащён датчиком или прибором
давления чтобы следить за давлением в газосепараторе.
Для чего нужен датчик или прибор давления?
А. Для предупреждения нарушения гидрозатвора, в результате чего
газ может попасть в зону вибросит.
Б. Для определения количества отводимого газа.
В. Для обнаружения закупорки отводной линии.
30. Какова общепринятая область применения вакуумного дегазатора?
А. Он используется в качестве резервного оборудования в случае неисправности вертикального газосепаратора.
Б. Он используется в основном для отделения газа от жидкостей во
время испытания пластов.
В. Он должен использоваться для удаления газа из бурового раствора
в процессе бурения, циркуляции или глушения скважины.
Г. Он используется только для вымывания газовой пачки из скважины.
31. Как следует опрессовывать ручные и гидравлические задвижки
линии глушения превентора?
А. Со стороны скважины; при снятом обратном клапане и открытой
линии глушения.
Б. Со стороны скважины; при установленном обратном клапане.
В. Со стороны насоса; при снятом обратном клапане, но так, чтобы
можно было стравливать давление.
Г. Со стороны насоса; поскольку обратный клапан стоит дальше от
ПВО, чем задвижки, он мешает обнаружить неисправную задвижку, если
они опрессовываются со стороны скважины.
84
32. Когда предпочтительнее использовать испытательное устройство
манжетного типа, по сравнению с испытательной пробкой?
А. Для опрессовки сборки ПВО без приложения избыточного давления к колонной головке и обсадной колонне.
Б. Для опрессовки в один приём колонной головки, боковых отводов
и уплотнительных элементов обсадной колонны.
В. Безразлично, они взаимозаменяемы.
33. Какое нормальное рабочее положение З-позиционных/4-ходовых
кранов гидравлической станции управления ПВО при бурении с наземной
сборкой ПВО.
А. Все краны находятся в нейтральном положении (заблокированы).
Б. Все краны находятся в открытом положении.
В. Открыт или закрыт в зависимости от компоненты сборки ПВО.
Г. Все краны находятся в закрытом положении.
34. Каковы основные цели хранения жидкости под давлением в сосудах (баллонах) аккумулятора гидравлической станции управления ПВО.
(ДВА ОТВЕТА)
А. Для дистанционного управления штуцером
Б. Для уменьшения времени закрытия компонентов ПВО
В. Для управления задвижкой линии глушения.
Г. Для возможности закрытия ПВО в случае аварийного отключения
электроэнергии.
Д. Для замены рабочей жидкости при еженедельной опрессовке ПВО
35. Какие из следующих компонентов ПВО срабатывают при передаче давления от манифольда станции управления? (ДВА ОТВЕТА)
А. Плашечный превентор
Б. Универсальный превентор
В. Все компоненты ПВО
Г. Гидравлически управляемые задвижки штуцерной линии и линии
глушения
36. На рисунке 18 дана схема гидравлического управления ПВО.
85
Рисунок 18 – Схема гидравлического управления ПВО
Выберите из приведенных ниже вариантов правильный перечень
кранов, которые должны быть открыты в процессе бурения.
А. Краны; 2, 3, 4, 7, 9, 10, 12, 13, 15, 16, 18
Б. Краны; 1, 2, 4, 7, 8, 9, 11, 12, 14, 16, 18
В. Краны; 1 , 3 , 5, 7, 8, 10, 11 14, 15, 17, 18
Г. Краны; 2, 3, 7, 8, 11, 13, 14, 16, 17, 18
37. Если манометр давления воздуха на пульте дистанционного
управления, действующем с использованием воздуха, показывает ноль, то
какое из ниже перечисленных утверждений является верным?
А. С основного пульта дистанционного управления все еще можно
управлять универсальным превентором.
Б. Никакими компонентами ПВО нельзя управлять с основного
пульта дистанционного управления.
В. С основного пульта дистанционного управления все еще можно
управлять задвижками штуцерной линии и линии глушения.
Г. С основного пульта дистанционного управления можно управлять
всеми компонентами ПВО.
38. Почему главный кран установлен на пульте дистанционного
управления бурильщика на рабочей площадке буровой?
А. Для включения индикаторных лампочек открытия или закрытия.
Б. Для того чтобы гарантировать, что все компоненты сборки ПВО
приводятся в действие с пульта дистанционного управления бурильщика
«по правилу двух рук».
86
В. Для регулирования давления закрытия трубных плашек.
Г. Для включения электроэнергии к насосам системы подзарядки
станции управления.
39. С учётом данных ниже значений объема сколько рабочей жидкости потребуется для выполнения следующих действий (без учета коэффициента запаса)?
Действие: Закрыть, затем открыть
Оборудование: Один универсальный превентор
Два трубных плашечных превентора
Объемы:
Универсальный превентор:
93 литров для закрытия. 170 литров для открытия
Трубный плашечный превентор:
95 литров для закрытия. 83 литров для открытия
А. 360 литров.
Б. 719 литров.
В. 541 литров
40. Каково НОРМАЛЬНОЕ показание манометра аккумулятора
станции гидравлического управления сборкой ПВО на 207 бар?
А. 103 бар (1500 Фунт/кв.дюйм)
Б. 172 бар (2500 Фунт/кв.дюйм)
В. 207 бар (3000 Фунт/кв.дюйм)
Г. 34 -103 бар (500-1500 Фунт/кв.дюйм)
41. Будут ли действовать функции закрытия и открытия на пульте
дистанционного управления поверхностной сборкой ПВО, если не включён главный кран?
А. Неверно
Б. Верно
42. При закрытии плашек верхнего превентора с пульта дистанционного управления бурильщика на рабочей площадке буровой зеленая индикаторная лампочка погасла, а красная лампочка не загорелась. Манометры
показали уменьшение давления в аккумуляторе и манифольде, затем значения давления вернулись к нормальным величинам.
Почему это произошло?
А. Плашки не закрылись
Б. Имеет место неисправность в электроцепи с лампочками
В. Имеет место утечка в гидравлической системе
Г. З-позиционные / 4-ходовые краны гидравлической станции управления ПВО не работают.
43. Обнаружив ненормальности в процессе бурения, бурильщик проверил скважину на перелив. Ввиду наличия перелива бурильщик включил
87
функцию закрытия трубного плашечного превентора.
На пульте дистанционного управления бурильщика наблюдали следующие давления:
Статическое давление аккумулятора -207 бар.
Статическое давление универсального превентора -35 бар.
Давление в манифольде резко упало до нуля.
На какие неисправности указывают эти давления?
А. Неисправность «клапана, уменьшающего и регулирующего давление в манифольде»
Б. Неисправность «клапана, уменьшающего и регулирующего давление в универсальном превенторе»
В. Утечка в гидравлической линии к верхнему трубному плашечному превентору
Г. Селекторный клапан заклинен в положении «открыто»
Д. Закупорка линии к верхнему трубному плашечному превентору
44. При проявлении бурильщик закрыл скважину с помощью универсального превентора с пульта дистанционного управления. При отслеживании изменения устьевых давлений в бурильных трубах и кольцевом
пространстве было отмечено, что давление в кольцевом пространстве
быстро увеличивается и приближается к номинальному рабочему давлению универсального превентора.
Бурильщик включил функцию закрытия трубного плашечного превентора чтобы спасти универсальный превентор.
На пульте дистанционного управления бурильщика наблюдали следующие давления:
Статическое давление аккумулятора: 207 бар.
Статическое давление универсального превентора: 103 бар.
Индикаторная лампочка универсального превентора неизменно остаётся красной. Давление в манифольде резко упало до нуля.
На какие неисправности указывают эти давления?
А. Неисправность «клапана, уменьшающего и регулирующего давление в универсальном превенторе»
Б. Утечка в гидравлической линии к верхнему трубному плашечному
превентору
В. Селекторный клапан заклинен в положении «открыто»
Г. Неисправность «клапана, уменьшающего и регулирующего давление в манифольде»
Д. Закупорка линии к верхнему трубному плашечному превентору
45. Бурильщик перевёл рукоятку для плашечного превентора на
пульте дистанционного управления наземной сборки ПВО в положение
«Закрыто», а затем увидел, что давление в манифольде станции продолжает падать и не поднимается.
В чём причина?
88
А. Имеется утечка в гидравлической линии
Б. Произошла закупорка линии закрытия ПВО
В. Неисправна индикаторная лампочка
Г. Неисправен З-позиционный/4-ходовой кран на станции управления
46. Приборы на пульте бурильщика дистанционного управления
ПВО используются для наблюдения за состоянием станции управления
наземной сборкой ПВО в процессе бурения.
На рисунке 19 показано сочетание показаний манометров с происшедшими изменениями (управление сборкой ПВО не осуществляется и
насос с электроприводом не работает).
Рисунок 19 – Сочетание показаний манометров с происшедшими изменениями
Какова возможная причина такого изменения?
А. Все верно
Б. Утечка в гидравлической линии, универсального превентора
В. Проблема с пневматическим редукционным и регулирующим
краном универсального превентора
Г. Проблема с насосом для подзарядки аккумулятора
89
РАЗДЕЛ 15
ПРИНЦИПЫ И ПРОЦЕДУРЫ УПРАВЛЕНИЯ СКВАЖИНОЙ.
КОНТРОЛЬНОЕ УПРАЖНЕНИЕ
1. Скважина пробурена до глубины 2500 м по вертикали. Плотность
бурового раствора составляет 1,5 кг/л.
Каким должно быть забойное давление, если давление на устье при
закрытом превенторе составляет 40 бар?
А. 408 бар
Б. 328 бар
В. 372 бар
Г. 350 бар
2. Какое значение из приведенных ниже обычно принимают в качестве градиента нормального порового давления?
А. 0,095 бар/м
Б. 0,1 бар/м
В. 0,105 бар/м
Г. 0,115 бар/м
3. Что подразумевается под аномальным (аномально высоким) давлением по отношению к давлению флюида в пласте?
А. Избыточное давление в связи с циркуляцией бурового раствора
при высоких скоростях.
Б. Утяжеленный буровой раствор, использующийся для создания
большого превышения забойного давления над пластовым.
В. Давление пластового флюида, превышающее гидростатическое
давление пластовой воды.
Г. Избыточное давление, которое нужно приложить, для того чтобы
вызвать поглощение в пласт с нормальным пластовым давлением.
4. Что является ПЕРВИЧНЫМ средством предотвращения ГНВП?
А. Использование превенторов для закрытия переливающей скважины.
Б. Использование приборов для измерения объема приемной емкости
и расходомера на желобе для распознавания притока пластового флюида.
В. Использование гидростатического давления бурового раствора
для уравновешивания давления пластового флюида.
Г. Давление прокачки при пониженной скорости насоса, использующееся в процессе глушения.
5. Когда теряется первичное управление скважиной?
А. При наличии промыва в бурильной колонне
90
Б. При наличии частичного поглощения в процессе циркуляции
В. Когда бурильной колонны нет в скважине
Г. Когда гидростатическое давление падает ниже пластового давления
6. Какое утверждение описывает первичный барьер скважины при нормальном процессе бурения, керновом бурении и спускоподъемных операциях?
А. Первичный барьер скважины - это сборка ПВО.
Б. Первичный барьер скважины - это тщательный контроль объема
ствола.
В. Первичный барьер скважины применяется только в случае, когда
в скважине произошло проявление и она должна быть закрыта.
Г, Первичный барьер скважины - это буровой раствор в стволе скважины.
7. Проявления, которые приводят к неконтролируемым выбросам,
происходят в таких редких случаях, что при планировании скважины нет
необходимости предусматривать такие проявления.
А. Верно
Б. Неверно
8. Данные по скважине:
Плотность бурового раствора - 1,37 кг/л
Удельный объём металла труб - 3,9 л/м
Удельный объём труб - 9,3 л/м
Удельный объём обсадной колонны - 39,7 л/м
Длина свечи - 29 м
Рассчитайте падение гидростатического давления бурового раствора
при подъёме 10 свечей без сифона.
А._____бар
9. Вертикальная скважина пробурена на глубину 2500 м.
Репрессия - 11 бар
Градиент бурового раствора - 0,1666 бар/м
Удельный объем обсадной колонны - 82 л/м
Удельный объем металла бурильных труб - 4,2 л/м
Сколько полных свечей может быть поднято “без сифона” до потери
условия обеспечения депрессии на пласт? (Предположите, что длина одной
свечи равна 27 м).
А. 45 свечей.
Б. 46 свечей.
С. 47 свечей.
91
10. Утяжелённая пачка бурового раствора циркулирует в скважине.
Когда начнётся впервые повышение забойного давления (пренебрегите
гидродинамическими потерями давления в скважине)?
А. После закачки всей пачки в бурильную колонну и почти на выходе из долота.
Б. Как только начнется закачивание пачки в бурильную колонну.
В. Когда начнется вытеснение пачки в кольцевое пространство.
Г. Когда вся пачка находится в затрубном пространстве.
11. Когда происходит наибольшее снижение забойного давления в
скважине с газированным буровым раствором?
А. Когда газ достигает поверхности.
Б. Когда газ находится у башмака обсадной колонны.
В. Когда газ находится у забоя.
12. Всегда ли происходит ГНВП в случае полной потери циркуляции?
А. Да, так как потеря циркуляции всегда происходит над любой зоной возможного ГНВП.
Б. Нет, это зависит от уменьшения веса бурильной колонны, отмеченного на индикаторе веса.
В. Нет, это зависит от уровня бурового раствора в кольцевом пространстве и от пластового давления.
13. К какому результату немедленно приводит слишком быстрый
подъём бурильной колонны?
А. Потеря циркуляции
Б. Разрыв породы
В. Проявление из-за свабирования
Г. Грифон
14. При подъёме бурильной колонны может происходить свабирование. Какие факторы из перечисленных ниже увеличивают вероятность свабирования? (ДВА ОТВЕТА)
А. Большая длина КНБК
Б. Большой удельный объём открытого ствола/КНБК
В. Низкое статическое напряжение сдвига бурового раствора
Г. Низкая вязкость бурового раствора
Д. Слишком высокая скорость подъёма колонны
15. С точки зрения управления скважиной что является главным поводом для проведения контрольных СПО после циркуляции в объёме кольцевого пространства от забоя до устья?
А. Чтобы уменьшить толщину глинистой корки
92
Б. Чтобы охладить долото
В. Чтобы убедиться в том, что давление в результате поршневания не
приведёт к поглощению при спуске труб в скважину
Г. Чтобы убедиться в том, что первичное управление скважиной
обеспечивается при подъёме труб из скважины
16. ДАННЫЕ ПО СКВАЖИНЕ
Удельный объем бурильных труб - 9,3 л/м
Удельный объем металла бурильных труб - 4,3 л/м
Средняя длина свечи - 28,3 м
Вычислите требующееся количество бурового раствора для заполнения скважины при подъеме свечи без сифона?
А. 262 литров.
Б. 122 л
В. 385 литров.
17. Перед подъёмом бурильной колонны в неё закачивается пачка
утяжелённого раствора. После установления равновесия низ пачки находится в бурильных трубах. Какое влияние процедура оказывает на забойное
давление?
А. Оно уменьшается
Б. Оно остаётся постоянным
В. Оно увеличивается
18. 15 свечей были подняты из скважины без сифона. Объём бурового раствора для долива, который требуется, чтобы поддерживать скважину
заполненной, составляет 1300 л.
Исходные данные:
Глубина скважины: 2590 м
Длина свечи: 27 м
Удельный внутренний объём бурильных труб: 9,28 л/м
Удельный объём металла бурильных труб: 4,28 л/м
Плотность бурового раствора: 1,34 кг/л.
Выберите правильные действия из указанного ниже перечня.
А. Объём долива не правильный из-за свабирования, но коль скоро
скважина спокойна, продолжайте подъём.
Б. Начните закачивать буровой раствор высокой плотности в кольцевое пространство.
В. Продолжайте подъём, так как ситуация, похоже, находится под
контролем.
Г. В результате свабирования получили приток пластового флюида.
93
Проверьте скважину на перелив. Если перелива нет, доспустите долото до
забоя, тщательно контролируя объём раствора, вытесняемого из скважины.
Затем прокачайте раствор в объёме кольцевого пространства.
19. Какая из следующих операций является хорошей практикой в
случае обнаружения притока газа при наращивании? (ДВА ОТВЕТА)
А. Поднимите бурильный инструмент из скважины для смены долота.
Б. Регулируйте механическую скорость проходки так, чтобы в скважине в любое время было не более одной пачки газа, получаемой при
наращивании.
В. Повысьте динамическое напряжение сдвига бурового раствора.
Г. Прокачайте пачку раствора с низкой вязкостью через долото, чтобы снизить сальникообразование на долоте или стабилизаторах.
Д. Сведите до минимума время на наращивание, когда насосы выключены.
20. Какое из следующих условий указывает на то, что в скважине
может создаться депрессия? (ДВА ОТВЕТА)
А. Изменение формы и размеров шлама.
Б. Снижение скорости бурения.
В. Небольшое увеличение плотности бурового раствора на желобе.
Г. Значительное увеличение давления насоса.
Д. Увеличение уровней фонового газа.
21. Что из перечисленного ниже является прямым признаком того,
что скважина переливает?
А. Увеличение крутящего момента.
Б. Уменьшение давления насоса.
В. Увеличение потока по желобу на выходе из скважины.
Г. Газирование бурового раствора.
22. Если уровень в приёмной ёмкости повышается, когда насосы
остановлены, но остаётся постоянным при работающих насосах, то в чём
состоит проблема?
А. Давление насоса больше, чем гидростатическое давление бурового раствора.
Б. Потери давления в кольцевом пространстве создают превышение
забойного давления над пластовым давлением.
В. Гидростатическое давление бурового раствора больше пластового
давления.
Г. Насос требует ремонта.
23. Во время подъема инструмента из скважины бурильщик заметил,
94
что объём долива раствора на водной основе меньше расчетного. Долото
находится на расстоянии 500 м от забоя. Какой способ действий следует
предпочесть?
А. Проверка на перелив как минимум в течение 15 минут. Если
скважина не переливает, продолжайте подъем бурильного инструмента с
малой скоростью для избежания дальнейшего поршневания.
Б. Проверка на перелив как минимум в течение 15 минут. Если скважина не переливает, продолжать подъем бурильного инструмента на малой скорости, производя проверку на перелив после подъема каждых 5
свечей.
В. Проверка на перелив. Если скважина не переливает, осуществить
вымывание забойной пачки и проверить наличие в ней пластового газа или
флюида. В случае их отсутствия продолжайте подъем бурильного инструмента на низкой скорости для избежания дальнейшего поршневания.
Г. Проверить скважину на перелив. Если скважина не переливает,
спустить колонну обратно до забоя, осуществляя контроль на предмет поступления дополнительного (сверх расчётного) объема жидкости в доливную емкость. Вымыть объём кольцевого пространства, отслеживая наличие пластового флюида (газа или жидкости) в выходящем растворе.
24. При разбуривании верхней части разреза прочность пород сравнительно невелика, и полные поглощения являются обычным явлением.
Каким образом можно свести к минимуму риск полного поглощения?
А. Путем ограничения механической скорости проходки для предотвращения зашламовывания кольцевого пространства.
Б. При использовании большого превышения забойного давления
над пластовым.
В. Путем поддержания низкой скорости циркуляции для снижения
потерь давления в системе циркуляции.
25. При бурении верхнего интервала скважины с самоподъемной буровой установки скважина стала переливать в связи с наличием залежи газа
на небольшой глубине.
Какие меры следует предпринять для обеспечения наибольшей безопасности СПБУ и персонала? (ДВА ОТВЕТА)
А. Ввести в действие дивертерную систему и удалить с буровой
площадки и из опасных зон вспомогательный персонал.
Б. Закрыть скважину и немедленно подготовиться к процедуре ее
глушения.
В. Начать закачивание в скважину бурового раствора при наибольшей скорости работы насосов.
Г. Во-первых, открыть линию на газосепаратор, ввести в действие
дивертерную систему и удалить персонал с рабочей площадки буровой.
95
Д. Закрыть глухие/срезные плашечные превенторы для того, чтобы
закрыть скважину.
26. Эквивалентная плотность циркулирующего раствора (ЭПЦР )
определяет реальное забойное давление во время циркуляции.
Какая часть потерь давления в системе связана с ЭПЦР?
А. Потери давления только в необсаженной части ствола скважины.
Б. Потери давления в кольцевом пространстве.
В. Потери давления над промывочными насадками долота.
Г. Потери давления в бурильной колонне.
Д. Потери давления в наземной части системы циркуляции.
27. Укажите главную причину вымывания пачки пластового флюида
при низкой скорости работы насоса.
А. Избежать превышения ограничений при эксплуатации наземного
оборудования, в частности, газосепаратора.
Б. Предотвратить размыв породы у долота.
В. Допустить расширение газа.
Г. Предотвратить размыв дросселя.
28. Когда бурильщик должен определять давление циркуляции при
скорости глушения? (ДВА ОТВЕТА)
А. Каждый раз, когда меняется плотность бурового раствора.
Б. В начале каждой смены.
В. Только после разбуривания башмака обсадной колонны.
Г. Непосредственно перед спуском колонны обсадных труб в скважину.
29. Рассчитайте новое давление насоса.
Плотность старого раствора: 1,32 кг/л
Плотность нового раствора: 1,51 кг/л
Старое давление насоса: 21 бар
А._______бар
30. Какое из следующих условий является важным для расчетов точного значения прочности пород у башмака колонны? (ТРИ ОТВЕТА)
А. Точная глубина башмака обсадной колонны по вертикали.
Б. Точные показания манометра.
В. Точное значение плотности бурового раствора.
Г. Точный объем скважины.
Д. Установка съемного пакера приблизительно на 33 м ниже устья
скважины.
Е. Наличие точного счетчика ходов.
96
31. Рассчитайте максимально допустимую плотность бурового раствора, используя следующую информацию.
Данные по скважине:
Глубина башмака обсадной колонны по вертикали: 1940 м.
Давление на насосе при испытании на приёмистость: 98 бар
Плотность бурового раствора в скважине: 1,17 кг/л
А._____кг/л
32. Следующее утверждение описывает одно из различий между бурением с буровым раствором на нефтяной основе и буровым раствором на
водной основе.
Растворимость углеводородного газа в буровом растворе на водной
основе обычно выше, чем в растворе на нефтяной основе.
А. Верно.
Б. Неверно.
33. При подъеме бурильного инструмента скважина стала переливать.
Какое действие нужно предпринять в первую очередь?
А. Как можно быстрее осуществить спуск бурильного инструмента
до забоя.
Б. Закрыть шаровой кран бурильной колонны и закрыть скважину.
В. Поднять бурильный инструмент обратно в башмак.
Г. Закрыть кольцевое пространство и навернуть ведущую трубу.
34. Как должны быть настроены задвижки штуцерного манифольда
для процедуры жесткого закрытия скважины в процессе бурения?
А. Гидравлически управляемая задвижка дроссельной линии бокового отвода ПВО открыта.
Штуцерная линия открыта к дистанционно управляемому штуцеру.
Дистанционно управляемый штуцер открыт.
Б. Гидравлически управляемая задвижка дроссельной линии бокового отвода ПВО закрыта.
Штуцерная линия открыта к дистанционно управляемому штуцеру.
Дистанционно управляемый штуцер открыт.
В. Гидравлически управляемая задвижка дроссельной линии бокового отвода ПВО закрыта.
Штуцерная линия открыта к дистанционно управляемому штуцеру.
Дистанционно управляемый штуцер закрыт.
Г. Гидравлически управляемая задвижка дроссельной линии бокового отвода ПВО закрыта.
Штуцерная линия открыта через штуцер с ручным управлением.
Штуцер с ручным управлением открыт.
97
35. Какое давление можно рассчитать, зная давление закрытия в бурильных трубах при закрытии скважины?
А. Давление гидроразрыва пласта.
Б. Пластовое давление.
В. Гидростатическое давление.
Г. Давление у башмака обсадной колонны.
36. В скважине произошло ГНВП при установленном в бурильной
колонне обратном клапане. Манометр давления в бурильных трубах при
закрытии скважины показал нулевое значение.
Какой метод следует использовать для определения плотности раствора глушения прежде, чем газ начинает мигрировать?
А. Ведите очень медленно закачку раствора в бурильную колонну
при герметизированном устье скважины. При возрастании давления в КП,
свидетельствующем об открытии наддолотного обратного клапана, остановите насос. Давление в бурильных трубах в этот момент равно устьевому давлению в бурильных трубах при закрытии скважины. Используйте
это давление для расчёта плотности раствора глушения.
Б. Предположите, что градиент флюида, поступившего из пласта в
скважину, составляет 0,023 бар/м. С учётом объема притока он позволит
определить пластовое давление и плотность раствора глушения.
В. Начните циркуляцию при пониженной скорости работы насоса, снимите отсчёт начального давления циркуляции и, пренебрегая потерями давления в бурильной колонне, предположите, что начальное давление циркуляции
равно устьевому давлению в бурильных трубах при закрытии скважины.
Г. Используйте это давление для расчёта плотности раствора глушения.
37. Что может случиться, если газ мигрирует после закрытия скважины и стабилизации давлений?
А. Увеличится только давление в затрубном пространстве.
Б. Увеличатся давления как в бурильных трубах, так и в затрубном
пространстве.
В. Увеличится только давление в бурильных трубах.
Г. Давления, полученные при закрытии скважины, останутся неизменными.
38. Глушение скважины производится по методу бурильщика. Давление в бурильных трубах составляет 60 бар при скорости работы насоса 30
ход/мин.
Давление внутри газосепаратора увеличивается, и решено снизить
скорость работы насоса.
Как изменится забойное давление, если на манометре в бурильных трубах при снижении скорости работы насоса поддерживается давление 60 бар?
А. Забойное давление уменьшится.
Б. Забойное давление увеличится.
98
В. Забойное давление останется неизменным.
39. Как в обычном случае обнаружить поглощение во время управления скважиной? (ДВА ОТВЕТА)
А. Путем непрерывного контроля показаний индикатора скорости
работы насоса.
Б. Путем непрерывного контроля показаний индикатора плотности
бурового раствора.
В. Путем непрерывного контроля расхода выходящего потока.
Г. Путем непрерывного контроля объема бурового раствора в емкостях.
40. ДАННЫЕ ПО СКВАЖИНЕ:
Глубина скважины - 3700 м
Глубина башмака обсадной колонны 9-5/8 дюйма (244 мм) - 2400 м
Удельный объем ствола диаметром 8-1/2 дюймов (216 мм) - 36,6 л/м
Плотность бурового раствора - 1,44 г/см3
УБТ, 6-1/2 дюйма (165 мм) (наружный диаметр) x 335 м (длина),
удельный объем полости - 3,95 л/м
удельный объем металла - 17,2 л/м
бурильные трубы, 5 дюйма (127 мм) (наружный диаметр),
удельный объем полости - 9,26 л/м
удельный объем металла - 3,9 л/м
Удельный объем кольцевого пространства в зоне УБТ в открытом
стволе - 15,2 л/м Удельный объем кольцевого пространства в зоне бурильных труб в открытом стволе - 23,9 л/м.
Удельный объем кольцевого пространства в зоне бурильных труб в
обсадной колонне – 26,8 л/м.
После извлечения из скважины 33 свечей бурильщик стал проверять
заполнение скважины и обнаружил, что скважина не принимает необходимое количество бурового раствора. Была проведена проверка скважины на
перелив, и скважина была закрыта.
Глубина нахождения в скважине долота в данное время - 2800 м
Давление в обсадной колонне при закрытии скважины - 14 бар
Объем притока - 4800 л.
Градиент пластового флюида - 0,028 бар/м.
Предположите, что проявление произошло на забое скважины, и миграция газа не происходит.
Вычислите объем стравливаемого раствора, если 300 м бурильной
колонны спущены в скважину под давлением.
А. 2778 л.
Б. 4560 л.
В. 3947 л.
99
Данные по скважине (Метрич. система/бар)
Данные no скважине (Метрич. система/бар)
Диаметр скважину – 311 мм
Глубина скважины – 3560 м . верт. глубина / 3930 м глубина по ств.
Обсадная колонна – 340 мм. Колонна спущена на глубину 1240 м
верт.гл./гл.по ств
Бурильные трубы – 127 мм. Удельный объём – 9,16 л/ м.
УБТ – 203х71 мм. длина – 180 м, Удел. объём – 4,01 л/м
Плотность бурового раствора – 1,43 г/см3
Удельные объёмы
УБТ в открытом стволе – 43,6 л/м.
Бурильные трубы в открытом стволе – 62,7 л/м
Бурильные трубы в обсадной колонне – 67,3 л/м.
Насосы. Подача–16.48 л/ход
Давление. Скорость прокачки – 46 бар, 30 ход/мин
Испытание на приёмистость пород под башмаком колонны – 340 мм
было проведено буровой промывочной жидкостью плотностью – 1,27
г/см3. Было зафиксировано устьевое давление 95 бар.
Скважина была закрыта после обнаружения проявления.
Данные о притоке:
Давление в бурильных трубах на устье закрытой скважины – 40 бар
Давление в кольц. простр. на устье закрытой скважины – 51 бар
Приращение объёма в приёмной ёмкости – 4000 л
Решено глушить скважину методом бурильщика, 30 ход/мин
Исходя из приведенных выше данных ответьте на следующие вопросы. При проведении расчётов можете воспользоваться прилагаемым листом глушения.
100
Лист глушения
лицевая сторона
101
Лист глушения
оборотная сторона
102
41. Сколько ходов насоса требуется для закачивания раствора глушения от устья до долота?
А. _______ходов
42. Сколько ходов насоса требуется для закачивания бурового раствора от долота до устья?
А. _______ходов
43. Сколько ходов насоса требуется для закачивания бурового раствора от долота до башмака обсадной колонны?
А. _______ходов
44. Какова плотность бурового раствора глушения?
А.______г/см3
45. Каково начальное давление циркуляции?
А.______бар
46. Каково конечное давление циркуляции?
А.______бар
47. Каково максимально допустимое устьевое давление в кольцевом
пространстве (MAASP) во время закрытия скважины?
А.______бар
48. Каково максимально допустимое устьевое давление в кольцевом
пространстве (MAASP) после завершения цикла циркуляции раствора глушения?
А.______бар
49. Сколько времени требуется на один полный цикл циркуляции бурового раствора?
А.______минут
50. Почему прирост давления в газосепараторе (вертикальном дегазаторе) опасен при вымывании газовой пачки из скважины?
А, Прирост давления может способствовать попаданию газа в зону
вибросита.
Б. Прирост давления увеличит риск поглощения.
В. Прирост давления усложнит регулирование штуцера.
Г. Прирост давления может способствовать выбросу газа вверх по
вертикальной отводной линии буровой вышки.
103
51. В процессе глушения скважины было отмечено небольшое поглощение раствора. Что можно предпринять для снижения давления в зоне
поглощения?
А. Прекратить циркуляцию и закрыть скважину. Дать возможность
пачке пластового флюида мигрировать к устью, контролируя забойное
давление с использованием объемного метода.
Б. Уменьшить вязкость бурового раствора.
В. Уменьшить скорость работы насоса, поддерживая забойное давление как можно ближе к пластовому.
104
ПРИЛОЖЕНИЯ (ДОПОЛНИТЕЛЬНЫЕ ЛИСТЫ ШЛУШЕНИЯ)
Лист глушения
лицевая сторона
105
Лист глушения
оборотная сторона
106
Лист глушения
лицевая сторона
107
Лист глушения
оборотная сторона
108
Лист глушения
лицевая сторона
109
Лист глушения
оборотная сторона
110
Лист глушения
лицевая сторона
111
Лист глушения
оборотная сторона
112
Лист глушения
лицевая сторона
113
Лист глушения
оборотная сторона
114
СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ
1. Управление скважиной при бурении. Международный стандарт IWCF Lewel 3. Международный учебно-тренажерный центр
ТюмГНГУ, 2015 г.
2. Приказ Федеральной службы по экологическому, технологическому и атомному надзору от 12 марта 2013 г. N 101 «Об утверждении Федеральных норм и правил в области промышленной безопасности «Правила безопасности в нефтяной и газовой промышленности» с изменениями и
дополнениями от 12.01.2015 г. № 1.
115
Учебное издание
Долгушин Владимир Алексеевич
Земляной Александр Андреевич
Кустышев Александр Васильевич
Леонтьев Дмитрий Сергеевич
КОНТРОЛЬ СКВАЖИН ПРИ ГНВП.
ПРАКТИЧЕСКИЕ ЗАДАНИЯ
ПО УПРАВЛЕНИЮ СКВАЖИНОЙ
В авторской редакции
Дизайн обложки Д. С. Леонтьев
Подписано в печать 17.03.2016. Формат 60х90 1/16. Печ. л. 7,25.
Тираж 35 экз. Заказ № 426.
Библиотечно-издательский комплекс
Федерального государственного бюджетного
образовательного учреждения высшего образования
«Тюменский государственный нефтегазовый университет».
625000, Тюмень, ул. Володарского, 38.
Типография библиотечно-издательского комплекса.
625039, Тюмень, ул. Киевская, 52