Измерение показателя фильтрации прибором ВМ - 6

Задание 1.

 

Вариант 1. Определить плотность промывочной жидкости для вскрытия продуктивного пласта с целью предупреждения НГВП.

Показатели	Цифровое значение
Глубина скважины по вертикали Нв, м	1800
Пластовое давление Рпл, МПа	20,5
Расчетная плотность промывочной жидкости ρ пж , г/см^3	Рассчитать

 

Решение:

Для скважины глубиной свыше 1200 м

ρ_бр = 100* Рпл * (1,05 ÷1,1)/ Нв = 100*20,5* 1,075/ 1800 = 1,22±0,02 г/см³

 

Вариант 2. Определить объем скважины и объем промывочной жидкости для бурения скважины на заданной глубине.

Показатели	Цифровое значение
Глубина скважины по вертикали Н, м	1800
Диаметр долота Дд, мм	215,9
Коэффициент кавернозности, Кк	1,2
Объем циркуляционной системы Vцс, м^3	110
Расчетный объем скважины Vскв, м^3	Рассчитать
Расчетный объем промывочной жидкости Vпж, м^3	Рассчитать

 

Решение:

Принимаем L =H, скважина вертикальная.

V пр.ж= Vcкв +V цс, м³

Vскв = π * D ² скв   * Н = 3,14*0,26² * 1800 = 110,77 м³

               4                     4

где Dскв = к * Ддэк = 1,2 * 0,2159 = 0,2591 м

V пр.ж = Vcкв + Vж + V емк = 110,77+10+100= 220,77 м³

 Vскв = 118,48м³; V пр.ж =228,48 м³

 

Вариант 3. Определить гидростатическое давление в скважине на заданной глубине.

Показатели	Цифровое значение
Длина скважины L, м	1900
Глубина скважины по вертикали Н, м	1800
Плотность промывочной жидкости, ρ пж , г/см^3	1,24
Расчетное гидростатическое давление Ргст, МПа	Рассчитать

 

Решение:

Ргст =ρ_бр*g *Н = 1,24*9,8*1800 *10^-3 = 1,24 *9,8*1800=21873 Па== 21,87 МПа

Вариант 4. Определить плотность промывочной жидкости для вскрытия продуктивного пласта с целью предупреждения НГВП.

Показатели	Цифровое значение
Глубина скважины по вертикали Н, м	1500
Пластовое давление Рпл, МПа	18,5
Расчетная плотность промывочной жидкости ρ пж , г/см^3	Рассчитать

 

Решение:

Для скважины глубиной свыше 1200 м

ρ_бр = 100* Рпл * (1,05 ÷1,1)/ Нв = 100*18,5* 1,075/ 1500 = 1,32±0,02 г/см³

Вариант 5. Определить объем цементного раствора для крепления кондуктора.

Показатели	Цифровое значение
Глубина спуска кондуктора L, м	300
Диаметр долота Дд к, мм	395,3
Коэффициент кавернозности Кк	1,2
Диаметр кондуктора Дк, мм	324
Толщина стенки кондуктора Ϭ, мм	9
Высота цементного стакана в кондукторе h, м	10
Расчетный объем цементного раствора V цр, м^3	Рассчитать

 

Решение:

Вариант а).

Vцр = π * [(D²скв - D²к) * L + d² _вн.к * h]_,  м³

               4                                                     

где Dскв = к * Ддк = 1,2 * 0,3953 = 0,474 м

    d _вн.к = 324- 2*9 = 306 мм = 0,306 м.

 

Vцр = π * [(0,474² - 0,324²) * 300 + 0,306² * 10] = 25,12  м³

                 4

    Вариант б).

где Dскв = к * Ддк = 1,2 * 0,2953 = 0,35 м

d _вн.к = 245- 2*9 = 227 мм = 0,227 м.

Vцр = π * [(0,35² - 0,245²) * 300 + 0,227² * 10] = 15,13  м³

                 4

Вариант 6. Определить плотность промывочной жидкости для вскрытия продуктивного пласта с целью предупреждения ГНВП.

Показатели	Цифровое значение
Глубина скважины по вертикали Нв, м	2000
Пластовое давление Рпл, МПа	22,5
Расчетная плотность промывочной жидкости ρ пж , г/см^3	Рассчитать

 

Решение:

Плотность бурового раствора определяется по формуле:

Для скважины глубиной свыше 1200 м

ρ_бр = 100* Рпл * (1,05 ÷1,1)/ Нв = 100*22,5* 1,075/ 2000 = 1,21±0,02 г/см³

Вариант 7. Определить вес бурильной колонны на заданной глубине.

Показатели	Цифровое значение
Длина скважины L, м	1800
Вес 1 п.м. бурильной трубы qп.м., кН	300
Длина УБТ Lубт, м	25
Вес 1 п.м. УБТ qубт., кН	1500
Вес забойного двигателя GЗД и GД  , кН	11000
Длина забойного двигателя и долота LЗД+Д, м	2000
Вес бурильной колонны Gбк, кН (перевести в МН)	Рассчитать

 

Решение:

Lбк = 1800-25-2 = 1773 м

Gбт = 1773*300=531900кН

Gубт = 25*1500 = 37500 кН

Gбк = 11000+531900+37500=580400 кН = 580,4 МН

Вариант 8. Определить количество долот для бурения заданного интервала

Показатели	Цифровое значение
Интервал бурения L1 - L2, м	850 - 1050
Проходка на долото h, м	150
Количество долот n, шт	Рассчитать

 

Решение:

n_д = (1050-850) / 150 = 2 долота

Вариант 9. Определить механическую скорость бурения при заданных условиях.

Показатели	Цифровое значение
Интервал бурения L1 - L2, м	850 - 1050
Время бурения tб, час	1 ч 20 мин
Механическая скорость бурения vмех, м/ч	Рассчитать

 

Решение:

1 час20 мин =1,33 часа

v_мех = h/tб = (1050-850)/ 1, 3 = 153,84 м/час

Вариант 10. Определить время бурения заданного интервала при фактических показателях работы долота.

Показатели	Цифровое значение
Интервал бурения L1 - L2, м	800 - 950
Механическая скорость бурения vмех, м/ч	120
Расчетное время бурения tб, час	Рассчитать

 

Решение:

t_б = (L₂ - L₁) / v_мех = (950-800)/120 =1,25 час = 1 час 15 мин

 

Задание 2.

 

2. Пояснить выбор варианта проводки скважины в предложенных горно - геологических условиях по геолого - техническому наряду (ГТН).

Последовательность проведения работ:

1. Ознакомиться с ГТН. Определить:

площадь буровых работ - Арланская (или другая);

категория скважины - первая (вторая или третья);

вид скважины по направлению - вертикальная (наклонная или горизонтальная);

глубина и проектный горизонт скважины -1485, угленосная свита.

2. Пояснить выбор конструкции скважины - выбирается на основании графика градиентов сомещенных давлений, с учетом пластового давления и давления гидропазрыва пласта, количество зон совместимых условий бурения соответствует количеству обсадных колонн. Градиет давления определяется как давление деленное на глубину замера.

 

3. Выделить интервалы возможных осложнений - указывается кровля и подошва зоны осложнения в метрах и дается название вида осложнения (обвалы и осыпи, поглощения, проявления).

 

4. Пояснить режим бурения и ожидаемые ТЭП работы долот (для одного интервала на выбор).

например:

1) режим бурения продуктивного пласта в интервале 1415-1485 м;

бурение роторное, 1 скорость 64 об/мин, нагрузка на долото 10-12 т, давление насосов 10 МПа, расход жидкости 35 л/с, параметры раствора

2) ТЭП работы долота типа III 215,9 ГАУ СТ

ожидаемая проходка - 100 м;

время одного долбления - 6 часов;

механическая скорость бурения - 12 м/ч.

 

5. Обосновать технические решения по предотвращению осложнений и аварий.

- плотность промывочной жидкости для предупреждения проявлений рассчитывается по формуле для скважин глубиной более 1200 м:

ρ_бр = 100* Рпл * (1,05 ÷1,1)/ Нв, г/см³

для скважин глубиной менее 1200 м:

ρ_бр = 100* Рпл * (1,1 ÷1,15)/ Нв, г/см³

- вязкость раствора увеличивается для предупреждения поглощений раствора УВ воды 15 сек, глинистого раствора - 30 - 35 сек.

- фильтрация раствора должна быть минимально возможной для предупреждения загрязнения (кальмотации) продуктивного пласта, предупреждения обвалов и осыпей.

Предупреждение прихватов и аварий достигается качественной промывкой скважины и промежуточными промывками, необходим контроль веса инструмента, параметров раствора, долив скважины при СПО, ограничение скорости СПО и др.

 

6. Назвать оборудование и инструмент, необходимые для проводки скважины.

БУ - 75 БрЭ, талева система оснастка 4х5, ЦС - 100, насос БРН, ПВО, ТБПК 127х9 и др.

 

Задание 3. Измерить параметр бурового раствора.

Выбор прибора  из комплекта по варианту задания.

Характеристика измеряемого параметра (см. табл. 1)

 

Таблица 1

Наименование параметров	Единица измерения	Прибор для измерения	Значение параметров
1. Плотность (ρ)	г/см^3	Ареометр АГ-ЗПП	1,23
2. Вязкость условная (УВ)	секунды	Вискозиметр СПВ-5	19
3. Показатель фильтрации (ПФ)	30 мин	Прибор ВМ-6	36
4. Стабильность  (S0)	г/см^3	Цилиндр стабильности ЦС-2 и Ареометр АГ-ЗПП	1,26- 1,23 = 0,03
5. Содержание песка (твердых примесей) в растворе (Сп)	%	Отстойник механический ОМ - 2	2

     Варианты 1, 6. Измерение плотности бурового раствора

Плотность ρ [ кг/м³] -  отношение массы бурового раствора к его объему.

Плотность характеризует способность бурового раствора:

- удерживать во взвешенном состоянии и выносить из скважины шлам;

- создавать гидростатическое давление на стенки скважины, рассчитанные исходя из необходимости предотвращения проявления пластовых флюидов и сохранения целостности стенок скважины:

- обеспечивать снижение веса колонны бурильных и обсадных труб, в связи с чем уменьшается нагрузка на талевую систему буровой.

Измерение плотности (р)

В полевых условиях используются ареометры, принцип действия которых основан на сравнении плотности одинаковых объемов исследуемого раствора и воды.

Ареометр АГ-ЗПП (рисунок 1) состоит из мерного стакана 2. поплавка 3 со стержнем 4 и съемного грузика 1. На стержне имеется две шкалы: основная 6, по которой определяется плотность раствора, и поправочная, которая используется при применении минерализованной воды.

 

Рисунок 1. Ареометр АГ-ЗПП

 

Для измерения плотности бурового раствора освобождают мерный стакан и, держа его в вертикальном положении, заполняет доверху буровым раствором. Не меняя положения, соединяют стакан снаружи, помешают в ведерко с водой и делают отсчет по шкале. Если ареометр погрузился в воду весь, то отвинчивают грузик, и вновь погружают его в ведерко, отсчитывая показания погружения по шкале для большей плотности. Если ведро заполнено минерализованной водой, то определяют вначале поправку на плотность этой воды. Для этого в мерный стакан ареометра необходимо налить воду, которой заполнено ведерко, соединить стакан с поплавком, а затем погрузить прибор в ведерко и сделать отсчет. Деление, до которого ареометр погрузился в воду, покажет величину поправки. Измеренная плотность бурового раствора будет равна сумме отсчетов, сделанных по основной и поправочной шкале. Например, показания основной шкалы 1,33 г/см³, поправка 0,07 г/см³, плотность бурового раствора  =1,33 + 0,07=1,40 г/см³

Варианты 2, 7. Измерение условной вязкости бурового раствора

 

Вязкость характеризует прокачиваемость буровых растворов и обусловлена внутренним трением в них. При бурении следует поддерживать минимально необходимую вязкость раствора. При излишне высокой вязкости, вследствие больших гидравлических сопротивлений в кольцевом пространстве, возможны раскрытия трещин в слабых пластах (гидроразрыв) и поглощения; хуже очищается раствор от шлама и газа; увеличивается дифференциальное давление на забой; снижаются подача бурового насоса и мощность турбобура; хуже охлаждается долото. В то же время раствор с повышенной вязкостью при прочих равных условиях выносит шлам при меньшей скорости восходящего потока, менее интенсивно поглощается.

Обычно измеряют условную вязкость.

Условная вязкость УВ [с] косвенно характеризует гидравлическое нов сопротивление прокачиванию бурового раствора. Определяется для любых растворов, главным образом, в полевых условиях.

Для измерения условной вязкости используют вискозиметры (ВБР-1, СПВ-5). Вискозиметр СПВ-5 (рисунок 2) состоит из воронки 2, оканчивающейся трубкой 1. Внутренний диаметр трубки 5 мм, длина 100 мм. В комплект вискозиметра входят мерная кружка 3 и сетка 4. Кружка разделена внутренней перегородкой на два отделения объемом 200 и 500 см³.

 

 

Рисунок 2. Вискозиметр СПВ-5

Перед измерением воронку и кружку следует промыть водой, закрыть конец трубки пальцем. Измерительной кружкой через сетку залить в воронку 700 мл бурового раствора, отобранного при циркуляции. Затем вымыть кружку и подставить ее под воронку. Открывая отверстие трубки, одновременно включить секундомер, который выключают, когда кружка полностью заполнена. Если струя раствора, вытекающего из трубки, становится очень тонкой или разрывается на отдельные капли, измерение прекращается. Вязкость в таких случаях называют неизмеримо большой (ее принято обозначать термином «не течет»). После измерения вискозиметр и кружку промывают водой до полного удаления бурового раствора.

Точность вискозиметра периодически следует проверять определением его водного числа, т.е. временем истечения из воронки пресной воды. Водное число вискозиметра, пригодного для измерения, должно быть 15±0,5 с. Если оно больше, следует прочистить трубку вискозиметра деревянной палочкой, если меньше - вискозиметр непригоден и его заменяют.

С точки зрения противофонтанной безопасности, при высокой вязкости ухудшаются условия дегазации промывочной жидкости, что приводит к накоплению газа в скважине и к снижению гидростатического давления на пласт.

Варианты 3, 8. Измерение стабильности бурового раствора

Устойчивость бурового раствора может быть определена как его способность сохранять равномерное распределение твердой фазы во всем объеме при длительном воздействии гравитационного поля. В качестве показателей кинетической устойчивости измеряются: стабильность (S₀).

Стабильность S ₀ [г/см³] - величина, определяемая разностью плотностей нижней и верхней частей пробы бурового раствора, отстоявшегося в течение определенного времени.

Для измерений используется цилиндр ЦС-2 и ареометр АГ - 3ПП.

 

Рисунок 3. Прибор ЦС-2.

Варианты 4, 9. Измерение фильтрации (водоотдачи) бурового раствора

Показатель фильтрации ПФ /см³ /30 мин/ характеризует способность бурового раствора выделять жидкую фазу на границе с проницаемой перегородкой под воздействием перепада давления с образованием на ней фильтрационной корки. С ростом фильтрации особенно при промывке раствором на водной основе, часто ухудшается качество вскрытия продуктивных пластов, повышается интенсивность обвалообразований в глинах, аргиллитах, сланцах, увеличивается толщина фильтрационной корки, что увеличивает опасность образования сальников, затяжек и вероятность прихвата бурильной колонны и приборов в скважине. Поэтому н практике бурения показатель фильтрации снижают до технологически допустимого уровня. Различают показатель фильтрации при статической и динамической фильтрациях. Статическая фильтрация имеет место при неподвижном состоянии бурового раствора у проницаемой перегородки и имеет тенденцию к снижению по мере накопления и уплотнения фильтрационной корки на перегородке. При динамической фильтрации буровой раствор непрерывно омывает фильтрационную поверхность.

Чем больше скорость течения, тем меньше толщина фильтрационной корки и тем выше при прочих равных условиях показатель фильтрации.

Толщина фильтрационной корки косвенно характеризует фильтрационные свойства бурового раствора. Тонкая корка образуется при использовании высококачественных буровых растворов с невысокой фильтрацией и выполняет целый ряд важных функций - препятствует уходу фильтрата из раствора в пласты, закупоривает все поры и трещины в стенках скважины, упрочняя их и т.д. Образование толстой и рыхлой фильтрационной корки значительно уменьшает кольцевое пространство между стенками скважины и бурильными трубами, она легко разрушается, отрывается от стенок скважины и, налипая на замковые соединения труб, образует сальники, способствующие затяжкам и прихватам бурильной колонны.

рН — это логарифм концентраций водородных ионов н фильтрате бурового раствора, взятый с противоположным знаком. Водородный показатель рН характеризует щелочность или кислотность бурового раствора в условных единицах. Водородный показатель электрически нейтральной среды рН=7, щелочной среды 7 < рН < 14, кислой рН < 7.

Водородный показатель имеет важное значение для оценки качества буровых растворов и регулирования их свойств. Так, некоторые виды химически обработанных жидкостей стабильны лишь в определенном диапазоне рН. По изменению рН бурового раствора можно судить о притоке в скважину минерализованных вод, вскрытии хемогенных пород.

Варианты 5, 10. Измерение содержания песка (твердых примесей) бурового раствора

Концентрация посторонних твердых примесей (условно принимаемых за песок) С_п [%] определяется отношением всех грубодисперсных частиц независимо от их происхождения к общему количеству бурового раствора. Характеризует степень загрязнения раствора песком, недиспергированными частицами глины и других горных пород. С увеличением концентрации твердых примесей увеличивается износ бурильных труб, долот, забойных машин, насосов и очистных устройств, повышается вязкость раствора и толщина фильтрационной корки. Желательно, чтобы содержание песка в растворе не превышало 1 %. Для измерений используется прибор ОМ - 2.

Концентрация посторонних твердых примесей измеряется количеством осадка, образующегося после отстаивания в течение 1 мин бурового раствора, разбавленного водой в 10-кратном отношении. Для определения СП применяют отстойники: металлический (ОМ-2).

Металлический отстойник ОМ-2 (рис.5.) представляет собой цилиндрический сосуд 8, оканчивающийся внизу трубкой 4 вместимостью 10 мл с ценой деления 0,1 мл. В верхней части отстойника на уровне, соответствующем объему 500 мл, имеется отверстие для слива воды 2. На горловину сосуда надевается крышка 7, которая служит одновременно для отмеривания 50 мл бурового раствора. Концентрация посторонних твердых примесей определяется следующим образом: отстойник заполняют пресной водой примерно наполовину, туда же наливают 50 мл бурового раствора, отмеренного крышкой. Остаток бурового раствора смывают с крышки небольшими порциями воды в отстойник, который следует держать в вертикальном положении. Прибор заполняют водой до тех пор, пока излишек ее не начнет вытекать из отверстия 2. После этого отстойник плотно закрывают крышкой, зажимают отверстие 2 и, повернув отстойник в горизонтальное положение, энергично взбалтывают содержимое в течение 30 с. По окончании взбалтывания отстойник быстро ставят в вертикальное положение и оставляют в покое на 1 мин, после чего измеряют объем осадка V в пробирке прибора. Для определения содержания отмытых посторонних твердых примесей ОС_п воду, с не осевшими глинистыми частицами сливают через край отстойника, а осадок смывают порциями воды в фарфоровую чашку диаметром 120 мм. Через 1-2 мин отстоявшуюся в ней воду сливают с осадка и наливают новую порцию чистой воды; в которой осадок растирают резиновой пробкой. Мутную воду сливают с осадка, повторяя отмывку несколько раз до полного отмывания глинистых частиц. После этого осадок смывают водой в отстойник небольшими порциями воды и измеряют его объем так же, как при определении общей концентрации посторонних твердых примесей.

Концентрация посторонних твердых примесей ; концентрация отмытых посторонних твердых примесей , где   - общий объем осадка, мл;  объем отмытого песка, мл; 2 - коэффициент для выражения результата в %.

 

Рисунок 5. Прибор ОМ - 2.

Задание 4.

Варианты 1 и  9. Провести технологию бурения цементного моста в скважине на тренажере имитации бурения и КРС (АМТ-411).

В данной задаче используется следующее оборудование:

Подъемная установка А-50М

· Вышка А-50М

· Лебедка А-50М

· Ротор А-50М

· Гидроротор А-50М

· Грузоподъемность 60т

· Максимальная высота элеватора 20м

 

Насосный блок

· Цементировочный агрегат ЦА-320М-100, назначение:

Цементировочный агрегат ЦА-320М-100 предназначен для нагнетания рабочих жидкостей при цементировании скважин в процессе бурения и капитального ремонта, а также при проведении других промывочно-продавочных работ на нефтяных и газовых скважинах.

Оборудование цементировочного агрегата ЦА-320М-100 размещается на базы шасси автомобиля (марки Краз или Урал), при этом двигатель автомобиля используется в качестве привода насоса высокого давления.

Состав цементировочного агрегата ЦА-320М-100:

- монтажная база

- насос высокого давления

- манифольд

- водоподающий блок

· Емкость 2 штуки  площадь емкости 20 м²    высота емкости 2 м

· Доливная емкость площадь емкости 2 м²    высота емкости 0,4 м, расход долива 4 л/сек

 

Используемый инструмент (находится в скважине)

· Трубы                                                                  БТ-89

· Забойный двигатель:                                         Д-85

- диаметр забойного двигателя                        85 мм

- расход забойного двигателя                     5 л/сек

- потери давления на холостом ходу               17 кг/см²

- долото                                                          132 СВ

 

Противовыбросовое оборудование:

· Универсальный превентор                   ПУ1-180-35К2

· Плашечный превентор                          ППГ-280-350

· Блок дроселирования                            ДР-80-350

 

Информация берется из сценария «Бурение -2045БТ»

 

Подъем инструмента

• Плавно отпустить тормоз лебедки пока высота элеватора не будет равна от 0 до 1 м

• На уровне от 0 до 1 метра зажать тормоз

• Закрыть элеватор

• Включить лебедку:

        - включить первую передачу лебедки

        - включить повышенный режим

• отпустить тормоз лебедки

• нажать педаль газа

• Дождаться когда вес станет, равным весу колонны перестанет изменяться

• отпустить педаль газа

• зажать тормоз лебедки

• выключить лебедку:

      - передача 0

      - режим нейтральный 0

• поднять клинья

• Включить лебедку:

   - включить первую передачу лебедки

   - включить повышенный режим

• нажать педаль газа

• отпустить тормоз лебедки

• поднять колонну на длину свечи 18-19 метров

• отпустить педаль газа

• зажать тормоз лебедки

• выключить лебедку:

     - режим лебедки нейтральный

     - передача лебедки нейтральная

• опустить клинья

• отпустить тормоз (вес на крюке принимает значение веса элеватора 1 тонна)

• зажать тормоз

• Включить гидроротор с первой передачей и режимом развинчивание

• Выключить гидроротор передача нейтральная, режим нуль.

• Подача трубы на скважину

• открыть элеватор

• подача трубы от скважины

 

Вариант 3. Провести технологию спуско - подъемных операций (СПО - спуск инструмента) в скважине на тренажере имитации бурения и КРС (АМТ-411).

В данной задаче используется следующее оборудование:

Подъемная установка А-50М

· Вышка А-50М

· Лебедка А-50М

· Ротор А-50М

· Гидроротор А-50М

· Грузоподъемность 60т

· Максимальная высота элеватора 20м

Насосный блок

· Цементировочный агрегат ЦА-320М-100, назначение:

Цементировочный агрегат ЦА-320М-100 предназначен для нагнетания рабочих жидкостей при цементировании скважин в процессе бурения и капитального ремонта, а также при проведении других промывочно-продавочных работ на нефтяных и газовых скважинах.

Оборудование цементировочного агрегата ЦА-320М-100 размещается на базы шасси автомобиля (марки Краз или Урал), при этом двигатель автомобиля используется в качестве привода насоса высокого давления.

· Емкость 2 штуки  площадь емкости 20 м²    высота емкости 2 м

· Доливная емкость площадь емкости 2 м²    высота емкости 0,4 м, расход долива 4 л/сек

Используемый инструмент (находится в скважине)

· Трубы                                                                  БТ-89

· Забойный двигатель                              Д-85

- Диаметр забойного двигателя            85 мм

- Расход забойного двигателя               5 л/сек

- Потери давления на холостом ходу   17кг/см²

- Долото                                                   132 СВ

Противовыбросовое оборудование

· Универсальный превентор                   ПУ1-180-35К2

· Плашечный превентор                          ППГ-280-350

· Блок дроселирования                            ДР-80-350

 

Спуск инструмента

• Подача трубы на скважину

• закрыть элеватор

• Подача трубы от скважины

• Включить гидроротор: первая передача, свинчивание

• Выключить гидроротор: передача нейтральная, режим 0

• Включить лебедку:

   - включить первую передачу лебедки

   - включить повышенный режим

• отпустить тормоз

• нажать педаль газа

• дождаться пока вес на крюке, станет равным весу колонны (перестанет изменяться)

• отпустить педаль газа

• зажать тормоз лебедки

• выключить лебедку:

        - режим лебедки нейтральный

       - передача лебедки нейтральная

• убрать клинья

• плавно отпустить тормоз лебедки

• дождаться пока высота элеватора не станет равной от 0 до 1 метра

• зажать тормоз лебедки

• опустить клинья

• отпустить тормоз (вес на крюке принимает значение веса элеватора 1 тонна)

• зажать тормоз лебедки

• открыть элеватор

• Включить лебедку:

    - включить первую передачу лебедки

    - включить повышенный режим

• отпустить тормоз лебедки

• нажать педаль газа

• поднять элеватор на длину свечи 18-19 метров

Вариант 4. Провести технологию ремонтного цементирования в скважине на тренажере имитации бурения и КРС (АМТ-411).

В данной задаче используется следующее оборудование:

Подъемная установка А-50М

Вышка А-50М

Лебедка А-50М

Ротор А-50М

Гидроротор А-50М

Насосный блок

Смесительная машина, для приготовления цем. раствора

Цементировочный агрегат ЦА-320М-100, (количество агрегатов 9).

Емкость 2 штуки  площадь емкости 20 м²    высота емкости 2 м

Используемый инструмент (находится в скважине)

Трубы                                                                  НКТ-89

Устьевая обвязка

Устьевая арматура (АУН-100/350) Крестообразного типа

 

На посту устьевой арматуры:

• закрыть пробковый кран 3 (верхний левый);

• закрыть пробковый кран 4 (верхний правый);

• закрыть пробковый кран 5 (нижний левый);

• закрыть пробковый кран 6 (нижний правый).

 

Методом прямой промывки.

1)  Поставить трехходовой кран в положение емкость 1 или 2. Задать на Пульте Гидроразрыва Пласта плотность тампонажного раствора 1,4 г/см³, включить привод насоса, привод смесительной машины. Подождать пока закончится процесс приготовления тампонажного раствора. Плотность раствора на входе должна стать равной плотности цемента в смесительной машине. Смотри плотность справа на вертикальной панели.

2) На Посту Устьевой Арматуры открыть пробковый кран 3 или 4. Открыть пробковый кран 5 или 6. Количество насосных агрегатов равно 1. Включить привод насосного агрегата и задать первую или вторую скорость. Задать обороты вала двигателя. Давление на входе положительное, но не больше 70 атмосфер.

3) Изменяя скорость и число оборотов вала двигателя, закачать в НКТ расчетный объем тампонажного раствора 3-4 м³.

4) После закачки необходимого объема тампонажного раствора, выключить привод 

насосного агрегата, привод насоса и Смесительной Машины, закрыть пробковые краны 3, 4, 5 и 6 на Посту Устьевой Арматуры. Нажать сброс закаченного раствора.

На этом первый этап заканчивается.

 

Прямой промывки.

1) Установить на ПГП плотность продавочной жидкости ρ=1,13 г/см³, включить привод насоса и подождать пока закончится процесс приготовления продавочной жидкости. 

Плотность на входе должна стать равной плотности продавки в смесительной машине. Смотри вертикальную панель справа.

2) На Посту Устьевой Арматуры открыть пробковый кран 3 или 4. Открыть пробковый кран 5 или 6. Включить привод насосного агрегата и задать скорость 1 или 2. Задать обороты вала двигателя.

3) Изменяя скорость и число оборотов вала двигателя, установить необходимое 

значение забойного давления поддерживая давление на входе положительным 5-10 атмосфер и продавить в заколонное пространство тампонажный раствор так, чтобы его нижняя граница дошла до забоя, а верхняя граница в КП была примерно на 20 - 30 м выше верхних отверстий перфорации. Объем продавочного раствора 9 м³

4) Выключить привод насосного агрегата и привод насоса, закрыть пробковые краны 3, 4, 5 и 6 на ПУА. Нажать сброс закаченного объема.

На этом второй этап заканчивается.

 

Обратной промывки

1) Открыть пробковые краны 1 и 2. При этом на мультипликации перекидываются шланги с прямой промывки на обратную. На ПУА открыть пробковый кран 5 или 6. Открыть пробковый кран 3 или 4. Включить привод насоса, привод насосного агрегата, задать первую или вторую скорость, и обороты вала двигателя.

2) Изменяя скорость и число оборотов вала двигателя для поддержания давления в закольцевом пространстве 10-15 атмосфер, вымыть излишки тампонажного раствора из скважины и НКТ. Вымывание цемента можно контролировать по изменению плотности на выходе. И по рисунку монитора.

3) Выключить привод насосного агрегата и привод насоса, на Посту Устьевой Арматуры закрыть пробковый кран 3, 4, 5 и 6.

4) На Посту Устьевой Арматуры открыть пробковый кран 5 или 6. Включить привод насосного агрегата. Создать в скважине давление равное 70% от конечного давления продавки.

5) Выключить привод насосного агрегата, закрыть пробковые краны 5 и 6 на ПУА.

Начальные условия

 

На посту фонтанной арматуры:

• закрыть правый верхний пробковый кран

• закрыть левый верхний пробковый кран

• закрыть нижний правый пробковый кран 9

• закрыть нижний левый пробковый кран 10

• закрыть пробковый кран лубрикатора

• открыть центральный пробковый кран

 

На пульте управления ЦС:

• выключить подачу насосного агрегата;

• открыть выходную задвижку сепаратора;

• плотность раствора в емкости 1 и 2 1,13 г/см³ (эта плотность раствора будет 

соответствовать стартовому значению раствора в скважине).

На пульте бурильщика:

• выключить вращение лебедки (передача нейтральная, режим нейтральный);

• выключить вращение ротора (режим нейтральный, передача нейтральная);

• зажать тормоз лебедки.

При неверной установке начальных условий старт задачи не производится и выдается “Ошибка исходного положения”.

После старта задачи при отсутствии ошибочной ситуации “Ошибка исходного положения” можно приступать к свабированию скважин, проделав необходимое число циклов свабирования.

 

Нажимаем старт задачи

 

1) Заменяем раствор в скважине на техническую воду:

• Задать плотность раствора в 1 и 2 ёмкостях на пульте циркуляционной системы ρ=1,01 г/см³

• Открыть трёхходовой кран и установить на заданную емкость

• Выбрать передачу насосного агрегата 1 или 2

• Задать обороты вала двигателя

• Включить привод насосного агрегата

• Прокачать скважину, пока плотность на выходе не сравняется с плотностью на входе       (ρ=1,01) г/см³ (смотри пульт Циркуляционной системы)

2) Запускаем компрессор:

• Убедиться в наличии давления на насосном агрегате (давление на входе, больше нуля)

• Регулятор давления компрессора выставить в положение «максимум»

• Выставить обороты вала двигателя компрессора выше минимального рабочего 

значения 70%-80%

• Произвести пуск компрессора, нажать кнопку пуск

•  Ждем, когда аэрированный раствор заменит техническую воду в скважине (плотность на выходе станет меньше 1,01 г/см³. Смотри пуль Циркуляционной системы «плотность на выходе»)

• Выключаем компрессор (ручку обороты в нижнее положение, давление в минимумальное положение)

• Выключаем насос (выключить привод, передача нейтральная)

• Закрываем все пробковые краны на Фонтанной арматуре кроме центрального

• Открываем левый нижний пробковый кран фонтанной арматуры

•  Открываем дроссель нижней линии фонтанной арматуры

• (проверка) Закрыть левый верхний пробковый кран на фонтанной арматуре

• (проверка) Закрыть дроссель верхней линии фонтанной арматуры

• Ждем когда флюид заполнит закольцевое пространство (Плотность на выходе становится

0,8 г/см³ – плотность нефти) Смотреть на пульте Циркуляционной системы

• Открыть левый верхний пробковый кран на фонтанной арматуре

• Открыть дроссель верхней линии фонтанной арматуры

• Закрыть левый нижний пробковый кран на фонтанной арматуре

• Закрыть дроссель нижней линии фонтанной арматуры

 • Ждем когда флюид заполнит весь объем труб. Плотность на выходе, становится 0,8 г/см³ – плотность нефти). Смотреть на пульте Циркуляционной системы.

• Открываем и верхню