Home » Misc » Метод бурильщика

Метод бурильщика


Метод бурильщика

При этом варианте проведения работ ликвидация выброса осуществляется в два этапа. На первом этапе (первый цикл циркуляции) происходит вымывание флюида из скважины раствором старой плотности. В течение второго цикла в скважину закачивают утяжеленный буровой раствор требуемый плотности для уравновешивания пластового давления.

Метод ожидания и утяжеления

При этом варианте проведения работ скважину закрывают и приготовляют утяжеленный буровой раствор требуемой плотности. Флюид удаляют из скважины с одновременной закачкой утяжеленного бурового раствора.

Непрерывный метод

При этом варианте проведения работ немедленно начинается вымыв пластового флюида с одновременным увеличением плотности бурового раствора с максимально возможной скоростью. При этом плотность бурового раствора следует повысить до значения, необходимого для глушения, в процессе циркуляции.

Метод бурильщика наиболее прост в использовании и позволяет немедленно начинать вымывание флюида. Однако при этом требуются по меньшей мере два полных цикла циркуляции для ликвидации проявления, что приводит к более высокому устьевому давлению, чем в двух других методах.

Метод ожидания и утяжеления позволяет заглушить скважину за один цикл циркуляции, а также обеспечивает снижение до минимума устьевого давления во время вымыва флюида.

Непрерывный метод позволяет начинать вымыв сразу же после закрытия скважины, но требует регулирования давления в бурильных трубах (при повышенной плотности бурового раствора), чтобы поддерживать постоянное давление на забое. Давление в обсадной колонне находится в диапазоне значений для первых двух методов.

Если во время начального вымыва плотность бурового раствора не может быть увеличена достаточно, чтобы обеспечить глушение скважины, то требуются по крайней два полных цикла промывки.

Если проявление произошло во время СТО или когда трубы находятся вне скважины, то по возможности колонна должна быть спущена до забоя, чтобы можно было использовать метод поддержания постоянного давления на забое. Для этого требуется обеспечить свободный или принудительный спуск труб в скважину через герметизированное устье.

Во всех трех перечисленных вариантах борьбы с нефтегазопроявлениями, давление в нагнетательной линии может служить показателем, контролирующим давление на забое, а его величина регулируется штуцером на выкидной линии превентора, т.е. противодавление на устье.

Методы плавного глушения проявлений, основанные на контроле за давлением нагнетательной линии, применимы в различных вариантах технологии проведения работ при поступлении в скважину любых флюидов. Важным их преимуществом является простота расчетов технологических параметров процесса глушения, а также отсутствие необходимости в достоверной информации о геометрических размерах кольцевого зазора в открытом стволе. Это предопределяет их широкое применение в зарубежной и отечественной практике.

К недостаткам этих методов глушения можно отнести необходимость использования постоянной подачи насоса, несинхронность изменения давлений в кольцевом пространстве, на устье и в нагнетательной линии и др.

Если во время вымыва пластового флюида забойное давление поддерживается постоянным, то по мере подхода к устью газ будет расширятся. Поскольку газ гораздо менее плотный, чем буровой раствор, увеличение длины газовой пачки вызывает снижение гидростатического давления и повышение давления в обсадной колонне. На длину газовой пачки и, следовательно, на давление в обсадной колонне влияют размер проявляющей зоны, интенсивность проявления, расширение газа по мере вымыва и геометрия ствола.

Принцип вымыва пластового флюида при постоянной подаче насоса и поддержании неизменного давления в бурильных трубах является основой всех методов ликвидации проявлений с поддержанием постоянного забойного давления.

При изменении плотности закачиваемого бурового раствора меняются как гидростатическое давление так и потери давления на трение в бурильных трубах; таким образом, для поддержания постоянного забойного давления необходимо регулировать давление в бурильных трубах. Процедуры поддержания постоянного забойного давления во время изменения плотности бурового раствора для трех основных методов глушения различны.

При использовании метода бурильщика поступивший в скважину пластовый флюид полностью вымывается без изменения плотности бурового раствора, затрубное пространство и бурильные трубы заполняются буровым раствором одинаковой плотности; следовательно, по давлению в затрубном пространстве в этом случае можно точно судить о забойном давлении. Такая ситуация сохраняется до тех пор, пока плотность бурового раствора в затрубном пространстве не изменится. При прекращении циркуляции давление в бурильных трубах будет равно давлению в обсадной колонне, если пластовый флюид уже вымыт. После доведения плотности бурового раствора в емкостях до необходимого для глушения значения циркуляция восстанавливается и в это время поддерживается постоянное давление в затрубном пространстве.

Постоянное давление в обсадной колонне сохраняется до тех пор, пока бурильные трубы не заполнятся раствором необходимой для глушения плотности. Когда этот раствор достигает долота определяют давление циркуляции в бурильных трубах и поддерживают его постоянным, пока раствор данной плотности не достигнет устья. Если буровой раствор с требуемой для глушения плотностью заполнит скважину, то давление в бурильных трубах и в обсадной колонне при остановке насосов будут равны нулю.

При использовании метода ожидания и утяжеления во время закачки бурового раствора для глушения, пластовый флюид все еще находится в затрубном пространстве. Поэтому давление в бурильных трубах – единственный надежный показатель забойного давления. Для поддержания постоянного забойного давления в бурильных трубах давление снижают по мере движения утяжеленного раствора вниз по бурильной колонне.

По мере нагнетания утяжеленного бурового раствора давление в бурильных трубах снижают, чтобы компенсировать увеличение плотности бурового раствора. Снижение давления нагнетания производится в соответствии с объемом закачанного бурового раствора, так что конечное давление нагнетания будет иметь место, когда утяжеленный буровой раствор достигнет долота. В дальнейшем это давление поддерживается до тех пор, пока утяжеленный буровой раствор не появится на выходе из скважины.

При использовании непрерывного метода вымыв пластовых флюидов начинается сразу же за стабилизацией давления после закрытия скважины. К увеличению плотности бурового раствора рекомендуется приступать как можно быстрее. Скорость наращивания плотности зависит как от подачи насоса, так и от эффективности системы приготовления бурового раствора. Необходимо отметить, что в случае проявления большой интенсивности равновесной плотности, бурового раствора может оказаться недостаточно для глушения. Циркуляцию и утяжеление продолжают до тех пор, пока утяжеленный буровой раствор выравненной плотности не появится на устье. Дальнейшее утяжеление и промывку ведут циклами и закачивают, когда буровой раствор с плотностью глушения достигнет устья.

При использовании всех трех методов для ликвидации проявления необходимо обеспечивать постоянное забойное давление во время вымыва флюида. Забойное давление поддерживается постоянным путем регулирования давления в бурильных трубах на уровне, зависящем от скорости закачки и плотности бурового раствора. Давление в бурильных трубах регулируется дросселем.

При выборе расхода раствора для глушения проявления необходимо учитывать следующие факторы. Увеличение расхода ускоряет процесс глушения, повышает давление на пласт за счет сопротивления в кольцевом пространстве, а снижение расхода имеет преимущества в критических ситуациях. Это в частности, обеспечение запаса давления в нагнетательной линии, снижение скорости утяжеления бурового раствора до уровня в соответствии с техническими возможностями устройств, получение резерва времени для принятия решения и т.д. Последняя группа требований более предпочтительна, и на практике рекомендуется применять один насос и поддерживать его подачу постоянно и равной 50% от максимально возможной подачи при установленных втулках.

3.2. Метод бурильщика.

Ликвидация выброса по методу бурильщика (двухстадийный метод) состоит из шести этапов.

На первом этапе производится закрытие скважины. В процессе закрытия и после закрытия осуществляется постоянный контроль за давлением на выходе из скважины. Ре, чтобы оно не привысило допустимое значение Ре.доп. В противном случае имеет место фонтан и ликвидация выброса невозможна.

После закрытия скважины выдерживается в покое в течении пяти минут для стабилизации давлений в закрытой скважине, а затем измеряется давление на входе в закрытой скважине Рн. зкр. и на выходе из скважины Ре. зкр.

Высота столба поступившего флюида в КП скважины рассчитывается по формуле:

(3.1)

где: - приращение объема раствора в приемных емкостях за счет

поступившего флюида, м:

(3. 2)

где: Fкп – площадь поперечного сечения КП скважины , м2,

UЕ0 - начальный уровень раствора в емкостях, м (1м),

UЕ1, UЕ2- уровни раствора в емкостях 1 и 2, м,

F1, F2 – площадь приемных емкостей 1 и 2, м2.

Плотность поступившего флюида рассчитывается по формуле:

(3.3)

где: - плотность бурового раствора в скважине, г/см3,

Ре.зкр - давление на выходе в закрытой скважине, кг/см2,

Рн.зкр – давление на входе в закрытой скважине, кг/см2.

На втором этапе рассчитываются параметры ликвидации выброса. Заданное давление на забой рассчитывается по формуле:

Рзад = Рпл+ Δ Рзаб (3. 4)

Рпл = Рн.зкр + Ргс.бт (3.5)

Ргс.бт = 0,1 (3.6)

Где: Рпл – пластовое давление, кг/см2,

Δ Рзаб – диапазон безопасности на снижение забойного давления,

кг/см2 (15 кг/см2),

Ргс.бт – гидростатическое давление в БТ, кг/см2,

Н0 – глубина скважины, м.

Плотность утяжеленного раствора, необходимое для создания равновесия между пластовым и гидростатическим давлениями на забое скважины расчитывается по формуле:

(3. 7)

Давление нагнетания, обеспечивающее поддержание заданного давления равного заданному расчитывается по формуле:

Рн.зад = Рн.зкр+ΔРбк+ΔРзаб (3.8)

ΔРбк = ΔРбт+ ΔРтб+ ΔРд (3.9)

ΔРбт = 10-8 (3.10)

где: ΔРбк - потери давления в бурильной колонне, кг/см2,

ΔРбт - потери давления в бурильных трубах (БТ и УБТ), кг/см2,

Крт - коэффициент гидравлических сопротивлений в БТ и УБТ, м-5,

-плотность раствора в БТ и УБТ, г/см3,

Qн - расход на входе в скважину, л/с,

Lи - длина инструмента в скважине, м,

ΔРтб - потери давления в турбобуре, кг/см2.

При роторном бурении ΔРтб = 0, а при турбинном вычисляется по следующей формуле:

ΔРтб = 10-8 (3.11)

где: КТБ – коэффициент потерь давления в турбобуре, м-4, (= 2·106)

QД – расход раствора, подаваемого к долоту, л/с.

QД = Qн (3.12)

(3.13)

где: Крд- коэффициент гидравлических сопротивлений в долоте,

Fд – суммарное сечение промывочных отверстий долота, м2

(3.14)

(3.15)

где: - диаметры насадок долота, м.

Давление на выходе, обеспечивающее поддержание забойного давления равного заданному расчитывается по формуле:

Ре.зад = Ре. зкр+ΔРзаб (3.16)

На третьем этапе производится вымывание флюида из скважины раствором старой плотности. При этом необходимо поддерживать постоянными подачу насоса при закачке раствора и давление в бурильных трубах регулированием дросселя. После того, как флюид будет вымыт закрыть скважину. Давление на выходе в закрытой скважине должно быть таким же, как на входе.

На четвертом этапе производится утяжеление бурового раствора в емкостях до заданного назначения.

На пятом этапе производится закачка в скважину утяжеленного бурового раствора с заданной плотностью. При этом необходимо поддерживать постоянным подачу насоса при закачке утяжеленного раствора и давления в обсадной колонне регулирования дросселя.

Когда утяжеленный буровой раствор достигнет долота, записать давление в бурильных трубах. Поддерживать давление в бурильных трубах постоянным регулированием дросселя. Когда утяжеленный буровой раствор достигнет поверхности, закрыть скважину. Давления на входе и на выходе в закрытой скважине должны быть равны нулю.

На шестом этапе производится открытие скважины и осуществляется контроль восстановления равновесия в скважине между пластовым давлением и гидростатическим столбом утяжеленного бурового раствора. При этом уровень раствора в емкостях не должен увеличиваться. В противном случае ликвидация выброса продолжается за счет дальнейшего увеличения плотности раствора.

Если пластовое давление уравновешивается гидростатическим (уровень раствора в емкостях не растет), то выброс считается ликвидированным.

Метод бурильщика или метод ожидания и взвешивания – какой практический метод управления скважиной для вас?‎

Автор: DrillingFormulas.Com | | Контроль скважины

Просмотры сообщений: 13 218

Метод бурильщика и метод ожидания и веса (инженерный метод) широко используются для циркуляции притока в стволе скважины при поддержании постоянного забойного давления. Существует много мнений относительно того, какой метод лучше всего подходит для контроля скважины, поэтому в этой статье мы обсудим плюсы и минусы обоих методов.

Метод бурильщика

Метод бурильщика требует двух циркуляций для глушения скважины. Первая циркуляция предназначена для циркуляции притока из скважины с исходной массой бурового раствора. Вторая циркуляция предназначена для глушения скважины утяжеляющей жидкостью. Во время первой циркуляции забойное давление остается постоянным за счет поддержания постоянного давления в бурильной колонне во время циркуляции. Для второй циркуляции, чтобы поддерживать постоянное забойное давление, давление в обсадной трубе поддерживается постоянным при циркуляции глушильного раствора к долоту. Как только глушильный раствор проходит через долото, давление в бурильной трубе будет поддерживаться постоянным до тех пор, пока глушильный раствор не окажется на поверхности и не будет признаков притока в кольцевом пространстве.

Метод ожидания и взвешивания

Метод ожидания и взвешивания требует только одного цикла. Приток будет циркулировать, в то время как буровой раствор глушения вытесняется в скважину одновременно. При закачке жидкости глушения с поверхности на долото необходимо строго соблюдать режим давления в бурильной трубе. После этого давление в бурильной трубе поддерживается постоянным до тех пор, пока глушильный раствор не вернется обратно на поверхность. Некоторые люди называют метод ожидания и веса «методом инженера», потому что в нем больше расчетов по сравнению с методом бурильщика.

Сравнение метода бурильщика и метода ожидания и веса

Проблемы со стволом скважины при глушении скважины

Во многих местах нестабильность ствола скважины является одной из основных проблем ствола скважины. Если бурильная колонна находится в статическом состоянии в течение определенного периода времени, труба может легко застрять. В этой ситуации метод бурильщика даст вам больше шансов успешно глушить скважину и свести к минимуму обрушение и уплотнение ствола скважины, чем метод ожидания и взвешивания.

Для метода W&W буровой раствор для глушения должен быть подготовлен до циркуляции, поэтому бурильная колонна некоторое время находится в статическом состоянии без циркуляции. Существует высокая вероятность обрушения ствола скважины и уплотнения бурильной колонны.

Давление башмака обсадной колонны

Максимальное давление на башмак будет оказываться, когда верхняя часть газового удара находится на башмаке обсадной колонны. Как только газ пройдет через башмак, давление в башмаке останется постоянным. W&W может снизить давление в башмаке, когда буровой раствор, утяжеляющий буровой раствор, попадает в затрубное пространство до того, как верхняя часть газа достигнет башмака. Если у вас объем бурильной колонны больше, чем объем затрубного пространства, вы не сможете снизить давление башмака с помощью метода ожидания и веса. Однако, если время на приготовление бурового раствора для глушения очень велико, миграция газа увеличит давление башмака. Существует вероятность того, что использование W&W может создать большее давление на башмак из-за миграции газа при приготовлении бурового раствора.

В настоящее время буровой раствор на нефтяной основе широко используется для буровых работ. Газ будет растворяться в буровом растворе на нефтяной основе и его нельзя будет обнаружить на дне. Газ может расширяться, когда он движется почти к поверхности и часто находится над башмаком. Следовательно, W&W не поможет снизить давление в обуви.

Возможности системы смешивания жидкости

Во всем мире существует множество буровых установок, которые не имеют больших возможностей для эффективного смешивания бурового раствора, поэтому буровой раствор, утяжеляющий глушитель, нельзя смешивать так быстро, как требуется для операции для глушения скважины с помощью W&W. Метод бурильщика не будет иметь этой проблемы, потому что циркуляцию можно выполнить сразу. Длительное ожидание подготовки бурового раствора для глушения может привести к увеличению башмакового и поверхностного давления из-за миграции газа.

Осложнения контроля скважины при закупорке патрубков долота

Если патрубки долота закупорены во время первой циркуляции по методу Бурильщика, допускается временное повышение давления в бурильных трубах за счет поддержания постоянного давления в обсадной трубе до тех пор, пока давление в бурильных трубах не стабилизируется, а затем циркуляционное давление. Во время второй циркуляции по методу Бурильщика, если обнаружены закупоренные насадки, давление в обсадной колонне должно поддерживаться до тех пор, пока глушильный раствор не достигнет долота, а затем измениться, чтобы удерживать давление в бурильной трубе, показанное на манометре.

При глушении скважины методом ВиВ в случае закупоривания насадок долот необходимо как можно быстрее пересчитать график бурильных труб. Если новый график давления не будет определен должным образом, скважина может быть непреднамеренно разбалансирована, что приведет к более серьезной ситуации с контролем скважины. Ситуация будет более сложной, если скважина сильно наклонена с конусной колонной или без нее, потому что это довольно сложно рассчитать.

Вспучивание скважин Проблема

Эффект вспучивания скважины – это естественное явление, возникающее, когда пласты забирают буровой раствор при включенных насосах и отдают буровой раствор обратно при выключенных насосах. Когда наблюдается вздутие живота, его следует рассматривать как толчок. Если W&W используется для решения этой проблемы в начале, дополнительный вес бурового раствора может усложнить ситуацию с раздуванием ствола скважины. Больший вес бурового раствора может привести к большим потерям бурового раствора, и ситуация ухудшится. Поскольку метод Бурильщика не требует дополнительного утяжеления бурового раствора, следовательно, не происходит повышения давления в стволе скважины. Поэтому ситуация с раздуванием хуже не станет.

Гидраты в глубоководных условиях

Глубоководные условия — это условия высокого давления и низких температур, которые идеально подходят для гидратов. Таким образом, существует высокая вероятность образования гидратов в линиях штуцера/глушения и противовыбросовом превенторе при отборе притока газа в глубоководной скважине. Метод бурильщика минимизирует гидратообразование, поскольку циркуляция устанавливается как можно быстрее. Грязь все еще теплая, и проблема гидратации может быть смягчена. И наоборот, глушение скважины с использованием метода выжидания и взвешивания требует больше времени для остановки, потому что глушильный раствор должен быть надлежащим образом подготовлен перед циркуляцией. Статическое состояние охлаждает буровой раствор и является благоприятным условием для образования гидратов из-за снижения температуры бурового раствора.

Время глушить скважину

Метод ожидания и взвешивания требует только одной циркуляции, а метод бурильщика требует двух циркуляций. В реальной ситуации управления скважиной вам может понадобиться более одной циркуляции, поэтому W&W может просто сэкономить немного времени на буровой установке по сравнению с методом бурильщика.

Отклонение ствола и конусность колонны

Для метода ожидания и веса необходимо рассчитать график бурильных труб. Рассчитать график очень просто, если размер бурильной трубы только один, а ствол скважины вертикальный. Однако в настоящее время мало шансов, что вы пробурите такую ​​простую скважину. График изменения давления в бурильных трубах становится сложным и сложным в сложных скважинах с трубами разных размеров. Без компьютерной программы очень сложно проводить ручные расчеты, чтобы определить правильный график. Это может привести к дополнительным проблемам при выполнении операции контроля скважины, поскольку забойное давление может быть непреднамеренно выше или ниже баланса.

Заключение

Метод бурильщика имеет больше преимуществ, чем метод ожидания и веса. Это предпочтительный способ глушения скважины для многих операторов. Расчет прост, и экипажу легче следить за работой на буровой. Метод бурильщика также может уменьшить эксплуатационные проблемы, которые могут возникнуть при управлении скважиной, такие как обрушение ствола скважины, образование гидратов и т. д. Этот метод не будет останавливаться в течение определенного периода времени, поэтому эффект миграции газа минимален. При обнаружении осложнения управление скважиной по методу Бурилера не требует дополнительных расчетов, но при использовании W&W необходимо правильно пересчитать новый график давления в бурильных трубах.

В некоторых случаях W&W может добиться более низкого давления в башмаке обсадной колонны и давления на поверхности; однако он более сложен в расчетах и ​​эксплуатации. Из-за миграции газа скважина закрыта, есть несколько случаев, когда W&W не будет снижать давление в башмаке. Кроме того, компания W&W может предоставить вам более высокое давление башмака из-за неправильного графика давления в бурильной трубе. Если вы погружаетесь в глубоководную скважину, использование W&W может повысить вероятность гидратации противовыбросового превентора и дроссельной линии.

На наш взгляд, метод бурильщика лучше, чем метод ожидания и веса для контроля скважины.

Ваше мнение?

Справочная литература

Введение в расчеты управления скважиной для буровых работ. (2017). 1-е изд. Хьюстон: Springer Verlag.

Грейс, Р. (2003). Справочник по противовыбросовым установкам и контролю скважин . 1-е изд. Амстердам: паб Gulf Professional.

Теста, С. и Джейкобс, Дж. (2012). Ликвидация и предупреждение аварийных разливов нефти и газа . 1-е изд. Нью-Йорк: McGraw-Hill Professional.

Уотсон, Д., Бриттенхэм, Т. и Мур, П. (2003). Расширенный контроль скважины . 1-е изд. Ричардсон, Техас: Общество инженеров-нефтяников.

Поделись радостью

Метки: Метод бурильщика, Контроль скважины с ожиданием и весом, Контроль скважины. Добавьте постоянную ссылку в закладки.

Метод бурильщика в процедурах и расчетах контроля скважины

В методе бурильщика Kill разделен на две циркуляции для полного контроля скважины.

  • Во время первого жидкость Kick циркулирует без изменения плотности бурового раствора.
  • Во время второго , как только Kick выходит, буровой раствор утяжеляется и закачивается вокруг скважины во время второй циркуляции.

Преимущества

  • Минимум арифметических операций
  • Минимальное время ожидания – можно начать0007
    • Этот метод является самым продолжительным из трех методов, с повышенной вероятностью возникновения проблем с дросселем.
    • Давление в кольцевом пространстве, создаваемое при первой циркуляции, выше, чем при использовании любого другого метода.
    • Поскольку при глушении газа Kick этим методом может возникнуть очень высокое давление в кольцевом пространстве, следует соблюдать осторожность. Затрубное давление будет максимальным непосредственно перед поступлением газа на поверхность, и ограничения по давлению разрыва обсадной колонны могут быть критическими.

    Приложения

    Этот метод в основном используется на небольших наземных буровых установках, где у бурильщика (см. также: должностная инструкция бурильщика ) может быть мало помощи и ограниченное оборудование. Он также используется в сильно наклонных и горизонтальных скважинах, где приток, вероятно, будет представлять собой зачищенный выброс (вас могут заинтересовать Расчет допуска выброса, определение и формулы и предупреждающие знаки выброса ).

    Кроме того, простота метода бурильщика делает его полезным, когда доступна только ограниченная информация об условиях контроля скважины.

    Процедуры по методу бурильщика для контроля скважины

    1. Скважина закрывается с помощью жесткого закрытия в процедуре или мягкого закрытия в процедурах , и информация записывается.

    ПЕРВАЯ ЦИРКУЛЯЦИЯ

    1. Если низкая скорость циркуляции давление PSCR, то рассчитайте давление, необходимое на бурильной трубе для первой циркуляции в скважине.

    Это:     

    1. Откройте дроссель примерно на четверть, запустите насос и прервите циркуляцию ; затем довести насос до УБИЙСТВ СКОРОСТЬ.
    2. Пока бурильщик доводит буровой насос до уровня УБИЙСТВА , оператор штуцера должен управлять штуцером, чтобы поддерживать давление в обсадной колонне на уровне показаний SICP или около него.
    3. После того, как насос достигнет УРОВНЯ УБИЙСТВА , оператор штуцера должен обратить свое внимание на давление в бурильной трубе и отрегулируйте штуцер, чтобы поддерживать ICP на манометре бурильной трубы.
    4. Последним этапом метода контроля скважины является поддержание постоянного ВЧД на манометре бурильной трубы путем регулировки штуцера на протяжении всей первой циркуляции до тех пор, пока вся жидкость Kick не будет циркулировать из скважины. хорошо. Скорость насоса также должна поддерживаться постоянной на уровне KILL RATE в течение всего этого периода.
    5. Однажды Удар вынут из скважины, Закрыть скважину и смешать требуемую массу глушильного раствора.

    ПРИМЕЧАНИЕ 1 : Это буровой раствор с умеренным весом для балансировки пластового давления. Это минимально возможный вес бурового раствора, который остановит скважину. Как только скважина будет остановлена, необходимо будет дополнительно увеличить вес бурового раствора, чтобы обеспечить запас по спускоподъемности .

    ПРИМЕЧАНИЕ 2 : Некоторые операторы предпочитают продолжать циркуляцию в скважине во время перемешивания бурового раствора. Нет теоретической причины, по которой этого не следует делать, хотя это приводит к дальнейшим износ и чай р на оборудование под давлением – в частности дроссель.

    Метод бурильщика, вторая циркуляция

    1. Когда буровой раствор Kill будет готов, откройте дроссель примерно на четверть, запустите насос и прервите циркуляцию. Затем довести насос до скорости Kill .
    2. Пока бурильщик доводит насос до скорости Kill , оператор штуцера должен управлять штуцером, чтобы поддерживать постоянное давление в обсадной трубе на том же уровне, что и при закрытии.
    3. Пока бурильная труба заполняется тяжелым буровым раствором, существует два варианта сохранения забойного давления. постоянным, либо поддерживать постоянное давление в обсадной трубе , либо построить график, идущий от I.C.P. к F.C.P.

    ПРИМЕЧАНИЕ : Если приток был газом, и весь газ не был удален при первой циркуляции, первый вариант поддержания постоянного давления в затрубном пространстве может привести к более высоким давлениям в кольцевом пространстве.

    • Давление в бурильной трубе упадет , так как бурильная труба забивается более тяжелым буровым раствором ниже начального давления циркуляции, поскольку буровой раствор Kill начинает спускаться по бурильной трубе , достигая конечного циркуляционного давления, когда буровой раствор Kill достигает долота.

    (В практике метода бурильщика, если все Kick были правильно удалены при первой циркуляции, дроссель не нужно трогать после того, как насосы стабилизируются на уровне Kill до Буровой раствор Kill достигает бурового долота .)

    • Как только буровой раствор Kill достигает долота, давление в бурильной трубе поддерживается на уровне конечного давления циркуляции за счет контролируемого открытия штуцера, как Kill буровой раствор движется вверх по кольцевому пространству.

    (FCP: это медленное давление циркуляции, слегка увеличенное из-за дополнительного веса бурового раствора)

    График, показывающий падение давления бурильной трубы от начального до конечного давления циркуляции, показан ниже, и его можно использовать. в качестве руководства по требуемому давлению в бурильной трубе. Давление в бурильной трубе должно падать согласно графику по мере поступления глушильного раствора на долото без перемещения штуцера.

    Из-за возможности того, что затрубное пространство может быть не полностью чистым, во время первой циркуляции может быть предпочтительнее определить, как должно изменяться давление в бурильной трубе по мере закачки бурового раствора вокруг скважины.

    Это позволит использовать давление бурильной трубы на всем протяжении, что исключит возможность появления небольших

    пузырьков газа в кольцевом пространстве, дающих вводящую в заблуждение информацию.

    На следующих графиках показаны изменения давления во время промывки скважины.

    Профиль циркуляционного и кольцевого давления Профиль циркуляционного и кольцевого давления

    Определение ВЧД

    Если давление низкой скорости циркуляции не измерялось, то начальное циркуляционное давление можно определить с помощью процедур запуска, описанных в тиражей Метода Бурильщика.

    В тех случаях, когда давление в обсадной трубе поддерживалось постоянным, в то время как насосы доводились до скорости глушения, показания давления бурильной трубы будут начальным давлением циркуляции.

    Learn more