При ликвидации скважины из-за деформации эксплуатацион­ной колонны цементный мост должен устанавливаться в зоне де­формации и выше ее не менее чем на 50 м или над зоной деформа­ции высотой не менее 100 м.

При ликвидации скважины со спущенной эксплуатационной колонной, выполнившей свое назначение, в ней должен быть уста­новлен цементный мост высотой не менее 50 м непосредственно над зоной фильтра последнего объекта с закачкой цементного.раствора под давлением в эту зону (при приемистости пласта).

При ликвидации скважин, имеющих в конструкций промежу­точные или эксплуатационные колонны, спущенныеотдельными

секциями, должны быть установлены цементные мосты в интерва­лах стыковки секций на 20—30 м ниже и выше мест стыковки.

При ликвидации скважин, в конструкции которых имеются спущенные хвостовики, за которыми цементный раствор полностью не поднят или не перекрыты башмаки предыдущих колонн, долж­ны быть установлены цементные мосты на 20—30 м ниже и выше головы хвостовика.

Во всех ликвидируемых скважинах ив последней обсадной колонне, связанной с устьем скважины, должен быть установлен цементный мост высотой не менее 50 м с расположением кровли цементного моста на 3—5 м ниже уровня дна моря.

Допускается извлечение промежуточных и эксплуатационных обсадных колонн из ликвидируемых скважин; при этом над голов­кой оставшейся части каждой извлекаемой обсадной колонны дол­жен быть установлен цементный мост высотой не менее 50 м.

Порядок оборудования устья скважины.

При ликвидации скважин, пробуренных с ПБУ, необходимо обре­зать все обсадные колонны ниже дна моря и заполнить устье скважины цементным раствором до уровня дна моря; при этом подвесные колон­ные головки и буровая плита поднимаются на борт ПБУ (рис. 25).

Снятие ПБУ с точки бурения без выполнения вышеизложен­ных требований запрещается.

После снятия ПБУ с точки бурения следует обследовать дно с целью выявления навигационных подводных опасностей. Один экземпляр акта обследования должен быть передан в соответствующую гидрографическую службу.

После завершения работ по ликвидации скважины геологиче­ская служба ПБУ должна составить "Справку о производстве ликви­дационных работ на скважине", в которой необходимо указать:

— фактическое положение цементных мостов и результаты их испытаний;

— параметры жидкости, которой заполнен ствол скважины;

— расположение устья скважины и его оборудование;

— фактическую высоту части обсадной колонны, оставленной над уровнем дна моря;

— объем и состав незамерзающей жидкости в приустьевой части ствола скважины (в случае необходимости).

К справке прилагается один экземпляр акта обследования дна моря с целью обнаружения навигационных подводных опасностей.

10 Правила ликвидации ГНВП и последовательность действий при

возникновении ГНВП

1) В случае неуверенности в ГНВП, необходимо остановить насосы, при этом забойное давление снизится (не будет динамической составляющей) и проявление должно сразу проявиться, если оно имеет место.

2)При наличии проявления следует, как можно скорее, загерметизировать скважину, так как максимальные давления, которые будут возникать при ликвидации проявления, будут тем больше, чем больше объем поступившего флюида.

Порядок действий при герметизации скважины: остановить вращение ротора;

• поднять инструмент так, чтобы замковое соединение не находилось в зоне плашек превентора;
• остановить насосы;
• открыть гидроуправляемую задвижку на линии ведущей к открытому дросселю;
• закрыть превентор;
• медленно закрыть дроссель или задвижку на выходе превентора, следя за тем, чтобы давление в обсадной колонне не превышало допустимое давление разрыва труб или гидроразрыва пород.

3) регистрация давлений:

- дать возможность и время избыточным давлениям в бурильных трубах и КЗП стабилизироваться. Для этого требуется не более 5-10 минут. Затрачивать больше времени не допускается, так как в случае газопроявлений всплывающая пачка будет вносить значительные погрешности, также возможен случай, когда проявляющий пласт является плохопроницаемым, то есть он не сразу передал свое давление, следовательно, мы не верно определим пластовое давление и рассчитаем плотность раствора, требуемую для глушения скважины, что приведет к новому проявлению и потребуется второй цикл, но ждать больше 10 минут нельзя, так как это может всплывать газовая пачка;

- необходимо записать избыточное давление в трубах и затрубье, объем проявления, который равняется увеличению объема с приемной емкости, это значение используется для расчета максимальных ожидаемых давлений при глушении скважины. В случае наличия в бурильных трубах обратного клапана избыточное давление в трубах можно определить с помощью цементированного агрегата, закачивая раствор в трубы с малой производительностью.

4) Выбор производительности насосов и давления глушения Производительность обычно берут вдвое меньше, чем при бурении.

11 Техника безопасности при ликвидации аварий в бурении

Наиболее сложные аварии в бурении: прихват инструмента; обрыв или слом инструмента;

• заклинивание инструмента в суженной части ствола;
• падение инструмента.

1. Проверить исправность вышки, талевой системы контроль измерительных приборов;

2. Уберите с мостков и рабочей площадки ненужный инструмент и освободите проходы;

3. Проверьте наличие и исправность противопожарного инвентаря перед работами;

4. Проверьте перед сборкой ловильного инструмента его состояние и запишите основные размеры;

5. Использовать только тот л обильный инструмент, который соответствует по своим техническим характеристикам виду аварии и геологическим условиям в скважине.

12 Техника безопасности при эксплуатации цементировочного

оборудования

Эксплуатация цементировочного оборудования должна осуществляться в соответствии с требованиями эксплуатации. Нарушение правил эксплуатации часто приводит к авариям (возможны человеческие жертвы). Поэтому до начала эксплуатации оборудования необходимо тщательно проверить все узлы оборудования, замеченные неисправности необходимо устранить, спрессовать манифольдные линии на 1,5 кратное рабочее давление. При сборке манифольдных линий необходимо прочистить все резьбовые соединения. Это обеспечит герметичность соединения и надежность работы. Необходимо проверить надежность предохранительного клапана. Выхлоп от клапана должен идти в приемный бак. Выхлопная труба от ДВС должна иметь искрогаситель. Для работы на агрегатах необходимо применять спецформу и рабочие рукавицы.

13 Практические занятия на тренажере DS-200

Практику проходил на буровом тренажере фирмы "Simtrer" Компоненты DS-200:

буровой манифольд;

• пульт управления сухопутным превентором;
• пульт управления морским превентором;
• пульт управления буровым оборудованием;
• пульт контроля процесса бурения;
• пульт управления дистанционным штуцером;
• штуцерный манифольд;
• блок автоматического режима бурения;
• компенсатор буровой колонны; пульт натяжения райзера; пульт управления дивертором.