Ответ: практически все технологические параметры (давление на входе в манифольде, расход ПЖ на входе и выходе, число двойных ходов штока поршня буровых насосов, число оборотов ротора, уровень ПЖ в ёмкостях, температуру и плотность ПЖ на входе и выходе, относительную скорость потока ПЖ на выходе, крутящий момент ротора, вес бурового инструмента и нагрузку на долото, скорость СПО и другие, в зависимости от типа станции ГТИ и её возможностей) + газовый каротаж и геологические исследования по шламу, керну и буровому раствору + расчётные параметры (время отставания выхода на устье ПЖ, газа и шлама; расчётный вес инструмента в воздухе и жидкости; объёмы труб, затрубья и скважины; реестры, вплоть до сводок и балансов + аналитические параметры, в т. ч. в реальном времени (D-экспонента, Сигма-Log, «Стоимость Долота=Bit Cost» и др.).
Где устанавливаются датчики ГТИ?Ответ: что контролируют там и ставят - в манифольде, на насосах, на буровой лебёдке, на валу ротора, на мёртвом конце талевого каната, в ёмкостях, в жёлобе и т. п.
Какой прибор замеряет газ в растворе и что такое хроматограф?Ответ: газоанализатор и хроматограф газокаротажного отсека станции ГТИ, куда газо-воздушная смесь из бурового раствора поступает по вакуумной газокаротажной линии от газокаротажного дегазатора, установленного в желобе на выходе из скважины; замерить газ можно и в ручную, с помощью рычажных весов (плотномера) или с помощью ТВД (термо-вакуумного дегазатора станции ГТИ); хроматограф (действует на основе газовой хроматографии – разделении газов по компонентам, анализе и замере их концентраций в абсолютных процентах) позволяет наиболее точно замерить и содержание газа, и его компонентный состав, как углеводородных газов, так и других, находящихся в буровом растворе.
Ответ: замером условной вязкости воронкой Марша и плотности плотномером (рычажными весами, ареометром) у пресной или дистиллированной воды, которые, соответственно, равны при нормальных условиях (+20° С и 1 кГс/см2 = 760 мм ртутного столба) 18 с и 1,000 г/см3.
Весы рычажные (ареометр) для измерения плотности бурового раствора следует часто калибровать пресной водой. Пресная вода при температуре 21° С имеет плотность 1,00 г/см3 (8,33 фунта/галлон или 62,3 фунта/фут3). Для получения такого результата на пресной воде добавьте или убавьте свинцовую дробь из конца коромысла (из нижней плошки ареометра) или отрегулируйте установленный там винт. При расхождении вводить поправку на погрешность.
Вискозиметр «Воронка Марша» (США) состоит из воронки объемом 1500 мл со встроенной сеткой и мерной кружки на 1000 мл с круговой отметкой в 1 кварту (946 мл). Время истечения 1 кварты (946 мл) пресной воды при 20 ± 0,5° С составляет 26 ± 0,5 с. При расхождении вводить поправку на погрешность.
Вискозиметр ВБР-1 (Россия) – состоит из воронки объемом 700 мл и мерной кружки объёмом 500 мл. К воронке прилагается съёмная сетка для очистки раствора от крупного шлама. Постоянная величина вискозиметра (время истечения 500 мл пресной воды) при температуре 20 ± 0,5° С составляет 15 с. При расхождении вводить поправку на погрешность.
КНБК, что необходимо проверить при сборке?Ответ: меру, номера, соответствие диаметров и размеров резьбы; паспорта, акты дефектоскопии; заводские сертификаты качества на переводники (обычно забывают про заводские сертификаты качества на переводники); соответствие фактических (замеренных) и паспортных (документальных) параметров КНБК - проектной (плановой) КНБК, конструкции скважины и спущенного в скважину инструмента или оборудования, особенно по проходным диаметрам и глубинам.
Ответ: нужна полная схема КНБК и детальные эскизы разовых, новых, не традиционных элементов КНБК, особенно – при сложных работах (аварийные и другие).
Какое ПВО установлено на Вашей скважине?Ответ: фирмы «Шаффер» или «Камерон» или отечественные. См. свою схему ПВО: ПУГ-350*35, верхний - ОП5Г-350/80*35, средний - ОП5Г-350/80*35, нижний - ОП5Г-350/80*35 + станция управления + линии дросселирования, глушения, выкидные.
Периодичность проверки ПВО.Ответ: каждую смену, т. е. не менее 1 раза в сутки.
Действие бригады при герметизации устья?Ответ: в соответствии со схемой боевого расчёта.
Какие методы глушения скважин Вы знаете? Порядок действий.Ответ:
ОПРЕДЕЛЕНИЕ ПРОЯВЛЕНИЙ | |
à Тип проявления определяется для того, чтобы правильно выбрать процедуру глушения. При неправильном глушении возрастает риск возникновения поглощения. | |
ТИП ПРОЯВЛЕНИЯ | УСЛОВИЯ ВОЗНИКНОВЕНИЯ |
ПРОЯВЛЕНИЕ В РЕЗУЛЬТАТЕ ДИСБАЛАНСА ДАВЛЕНИЯ | · Происходит только во время бурения. · Данный вид проявления вызван АВПД. · Статическое давление при закрытии в бурильной трубе превышает гидростатическое давление. |
ИНИЦИИРОВАННОЕ ПРОЯВЛЕНИЕ | · Происходит во время любых работ в открытом стволе. · Данное проявление может произойти при любом пластовом давлении. · Давление в бурильной трубе равно гидростатическому давлению. |
ВЫБОР МЕТОДА ГЛУШЕНИЯ | |
НЕСБАЛАНСИРОВАННОЕ ПРОЯВЛЕНИЕ | ИНИЦИИРОВАННОЕ ПРОЯВЛЕНИЕ |
МЕТОД “ОЖИДАНИЯ И УТЯЖЕЛЕНИЯ” (С РАСТВОРОМ, УТЯЖЕЛЁННЫМ ДО ПЛОТНОСТИ, НЕОБХОДИМОЙ ДЛЯ ГЛУШЕНИЯ) | МЕТОД ЦИРКУЛЯЦИИ (“БУРИЛЬЩИКА”) (С РАСТВОРОМ ИМЕЮЩЕЙСЯ ПЛОТНОСТИ) |
· Поддержание постоянного забойного давления для предотвращения повторных проявлений. · Снижение давления на устье, наложенного при глушении. Глушение проводится за один полный цикл циркуляции. | · Поддержание постоянного забойного давления для предотвращения повторных проявлений. · Снижение давления на устье, наложенного при глушении. Глушение проводится замещением одного объёма затрубного пространства. |
1) «Метод бурильщика» - во время подготовки к глушению необходимо наблюдать за давлением в скважине при закрытом устье для обнаружения миграции газа; при обнаружении газа отвести буровой раствор из затрубья для поддержания давления в бурильных трубах на уровне обычного давления при закрытом устье плюс 5-7 кГс/см2 (коэффициент безопасности); для безопасного глушения не рекомендуется увеличивать имеющуюся плотность бурового раствора и добавлять дополнительное давление на штуцере; по окончании приготовлений начать собственно глушение.
При работе насоса с производительностью, необходимой для глушения, зафиксировать давление, наблюдаемое во время циркуляции. Поддерживать производительность насоса на уровне, необходимом для глушения, и отрегулировать давление на штуцере для поддержания зафиксированного значения давления циркуляции, пока объём бурового раствора в затрубье полностью не заменится. С помощью подводного оборудования необходимо удалить газ, скопившийся в блоке превентеров. Проверить скважину на приток. Привести в норму параметры бурового раствора.
2) «Метод ожидания и утяжеления» - применяется для глушения проявлений из-за дисбаланса давлений - во время подготовки к глушению необходимо понаблюдать за давлением в скважине при закрытом устье для обнаружения миграции газа; при обнаружении газа отвести буровой раствор из затрубья для поддержания давления в бурильных трубах на уровне обычного давления при закрытом устье плюс 5-7 кГс/см2 (коэффициент безопасности); рассчитать плотность бурового раствора для глушения; для безопасного глушения рекомендуется избегать дисбаланса давления от новой плотности бурового раствора для глушения или от дополнительного давления на штуцере; составить график давлений в бурильных трубах; по окончании приготовлений начать глушение.
Поддерживать производительность насоса на уровне, требуемом для глушения, и отрегулировать давление на штуцере в соответствии с графиком давлений в бурильных трубах. Когда буровой раствор для глушения достигнет глубины нахождения долота, поддерживать производительность насоса на уровне, необходимом для глушения, и отрегулировать давление на штуцере так, чтобы оно соответствовало конечному давлению в бурильных трубах до выхода бурового раствора для глушения. С помощью подводного оборудования необходимо удалить газ, скопившийся в блоке превентеров, заместив буровой раствор в водоотделяющей колонне раствором для глушения. Открыть превентер, и проверить скважину на приток. Привести в норму параметры бурового раствора.
Сколько шаровых кранов на буровой? Где они установлены?Ответ: в соответствии с РД 08-254-98 при вскрытии коллекторов, насыщенных нефтью и газом, на буровой необходимо иметь два шаровых крана. Один устанавливается между рабочей трубой и её предохранительным переводником, другой является запасным. При вскрытии газовых пластов с аномально высоким давлением, сероводородсодержащих пластов на буровой должно быть три крана. Один шаровой кран устанавливается между рабочей трубой и вертлюгом, второй — между рабочей трубой и ее предохранительным переводником, третий является запасным. Все шаровые краны должны находиться в открытом состоянии. Помимо шаровых кранов на буровой необходимо иметь два обратных клапана с приспособлением для установки их в открытом положении, один из которых является рабочим, а второй — резервным.
Какой канал связи с телесистемой при кривлении скважины, использовался у Вас на буровой?Ответ: электромагнитный; см. тип телесистемы в КНБК и примеры ниже.
Какие каналы связи с телесистемой (ТС) Вы знаете? Их преимущества.Ответ: по типу связи каналы делятся на:
- с проводным каналом связи (по кабелю, «кабельный»);
- по импульсам давления (связь в виде импульсов давления по столбу промывочной жидкости – «гидравлический»);
|
Из за большого объема этот материал размещен на нескольких страницах:
1 2 3 4 |
