Читайте также:
|
Кажется, он тебя знает. Полагают, что вы правы. Говорят, что он талантливый физик. Известно, что она любит музыку. Ты, наверняка, будешь там завтра. Видели, что она входила в банк. Известно, что он хорошо поет. Он, безусловно, будет послан туда. Я случайно это знаю. Кажется, он опоздал. Он случайно забыл ключи. Оказалось, что они встречались раньше. Слышно как она поет в коридоре. Несомненно, она послала это письмо. Она, наверняка, позвонила домой. Кажется он похудел. Оказывается, он беспокоится о своем брате.
Rig 107, Скв 166 Пакеровка и цементирование хвостовика 4 ½”.
ü Max circulating pressure is 1000 psi.
Максимальное давление циркуляции до пакеровки хвостовика – 1000 пси.
ü Flexlock hanger’s shear value +/- 1553 psi.
Давление срезки подвески Flexlock +/- 1553 пси.
ü HRD running tool shear value +/- 2450 psi.
Давление срезки посадочного инструмента HRD +/- 2450 пси.
ü Landing collar shear value +/- 3600 psi.
Давление срезки посадочной муфты +/- 3600 пси.
ü ZXP packer setting value +/- 35000 lbs.
Разгрузка для пакеровки пакера ZXP +/- 35 000 фунтов.
ü Max torque is 7000 ft*lbs.
Максимальный крутящий момент - 7000 футо-фунт.
1. Wash down last stand and tag TD with max 20 klbs slack off weight.
Последнюю свечу спустить с промывкой и нащупать фактический забой с разгрузкой веса 20 тысяч фунтов.
2. Circulate 2 x bottoms up with max 1000 psi circulating pressure. Rotate string. Confirm well is stable. Meanwhile hold safety meeting and mix chemicals for cement slurry.
Промыть 2 цикла с забоя при максимальном давлении циркуляции - 1000 пси. Вращать колонну. Убедиться, что скважина стабильна. В это же время провести собрание по ТБ и замешивать химреагенты для цементного раствора.
3. Space out string having about 4-5 m below cementing head. MU cementing head with low torque valve.
Подогнать колонну так, чтобы под цементировочной головкой иметь, по крайней мере, 4-5 м. Навернуть цементировочную головку с клапаном низкого крутящего момента.
4. Note string weight with pumps on.
Записать вес колонны с включенными насосами.
5. Pressure test the surface lines to a minimum of 6,000 psi.
Опрессовка линии БХИ (BHI) минимум на 6000 пси.
6. Drop 1.5” bronze ball, circulate down and increase pressure after ball seat to 2000 psi and hold for 2 min to set liner hanger (manipulate with flag sub).
Бросить бронзовый шарик 1.5”, проциркулировать и после посадки шарика в гнездо увеличить давление до 2000 пси и держать 2 мин, чтобы посадить подвеску хвостовика (установить индикатор в нужное положение).
7. Bleed pressure to 1000 psi and slack-off liner weight + 30 klbs on liner hanger to check hanger setting.
Стравить давление до 1000 пси и разгрузить вес хвостовика + разгрузка 30 тысяч фунтов на подвеску хвостовика, для того чтобы проверить посадку подвески.
8. Gradually pressure up string to +/- 3600 psi to shear ball seat.
Увеличивая постепенно создать в колонне давление +/- 3600 пси, чтобы срезать посадочное гнездо для шарика.
9. Pick up string max one meter above pick up weight to check setting tool free/ Repeat again.
Натянуть колонну максимум на 1,0 м выше веса колонны зафиксированного при движении вверх, чтобы проверить свободен ли посадочный инструмент/ Повторить снова.
10. Note string weight.
Записать вес колонны
11. Slack off 20-30 klbs onto liner hanger.
Разгрузить 20-30 тысяч фунтов на подвеску хвостовика
12. Connect cementing line (3 loops) to cementing head and p-test to 6000 psi for 10 min by help of Lamix.
Подсоединить цементную линию (3х петлевую) к цементировочной головке и опрессовать на 6000 пси на 10 мин с помощью Ламикса Lamix
13. Circulate well. Start pumps slowly watching SPP cause flow area now reduced. Start rotation watching SPP.
Циркулировать скважину. Медленно включить насосы, наблюдая за давлением, потому что площадь протока сейчас уменьшено. Начать вращение, наблюдая за давлением
14. Meanwhile BHI batch mixes 1.90 sg cement slurry and 1.40 sg scavenger.
В это время БХИ замешивают цементый раствор плотностью 1.90 г/см3 и скэйвенджер (scavenger) плотностью 1.40 г/см3
15. Check that setting tool is free by picking up one meter above up weight.
Проверить, что посадочный инструмент освободился, натянув 1 м выше веса колонны
16. Rig pump 150 bbls (23.85 m3 2150 strokes) low viscous mud at 6 bpm (86 spm).
Буровым насосом закачать 150 барррели (23.85 м3, 2150 ходов) раствора с малой вязкостью при 6 баррелях/мин (86 х/мин).
17. Rig pump 45 bbls (7.15 m3, 650 strokes) of 1.22 sg MCS-G flush at 5 bpm (72 spm).
Буровым насосом закачать 45 барррелей (7.15 м3, 650 ходов) MCS-G flush плотностью 1.22 г/см3 при 5 баррелях/мин (72 х/мин).
18. BHI pump 45 bbls of 1.40 sg scavenger at 5 bpm.
БХИ закачают 45 баррели скэйвенджера (scavenger) плотностью 1.40 г/см3 при подаче 5 баррелей/мин
19. BOT drop Lead pump down plug (flag sub will indicate). Rotate string watching pumping pressure.
БОТ бросят первую продавочную пробку (проверить положительную индикацию). Вращать колонн, наблюдая за давлением закачки
20. BHI pump 93 bbls of 1.90 sg cement slurry at 5 bpm (72 spm).
БХИ закачают 93 баррели цементного раствора плотностью 1.90 г/см3 при подаче 5 баррели/мин (72 х/мин)
21. BOT drop Follow pump down plug (flag sub will indicate). Rotate string watching pumping pressure.
БОТ бросят вторую продавочную пробку (проверить положительную индикацию). Вращать колонн, наблюдая за давлением закачки
22. BHI perform displacement according cement program:
- 51 bbls of 1.18 sg OBM at 6 bpm.
- 20 bbls of 1.18 sg OBM at 3 bpm. Watch for pressure spike after …. bbls
- 50 bbls of 1.18 sg OBM at 5 bpm
- 33 bbls of 1.18 sg OBM at 3 bpm and bump the plug. Try to catch setting of lead plug to use as reference for bumping follow plug.
БХИ проведут замещение согласно программе цементирования:
- 51 баррелей раствора на нефтяной основе плотностью 1.18 г/см3 при подаче 6 баррелей/мин.
- 20 баррелей раствора на нефтяной основе плотностью 1.18 г/см3 при подаче 3 баррелях/мин. После прокачки … баррелей, зафиксировать скачок давления.
- 50 баррелей раствора на нефтяной основе плотностью 1.18 г/см3 при подаче 5 баррели/мин.
- 33 баррелей раствора на нефтяной основе плотностью 1.18 г/см3 при подаче 3 баррели/мин и посадить пробку. Постараться зафиксировать момент посадки первой пробки, для того чтобы иметь ориентир для посадки второй пробки.
23. Pressure test 4 ½” liner content to 5000 psi for 10 min. If plug is not bumped skip this step.
Опрессовать 4 ½” хвостовик на 5000 psi и держать 10 мин. Если пробка не сядет, пропустить этот пункт.
24. Bleed off pressure, note return volume and check for back flow.
Стравить давление и проверить на обратный приток
25. PU string by 4.5 m (dog sub above PBR after PU 3.95 m).
Поднять колонну на 4,5 м (после подъема на 3,95 м переводник с выдвижными блоками будет над приемным гнездом пакера (PBR).
26. Slack off 10 klbs and mark pipe. Continue to slack off a minimum 40 klbs to set liner packer. Watch shearing indication. Hold for 5 minutes.
Разгрузить 10 тысяч фунтов и сделать отметку на трубе. Продолжить разгрузку – минимум 40 тысяч фунтов, для того чтобы распакеровать пакер хвостовика. Следить за индикацией срезки. Держать 5 мин.
27. PU string to up weight and set down 10 klbs, mark pipe. Measure distance between two marks.
Натянуть колонну до верхнего значения веса и разгрузить 10 klbs, сделать отметку на трубе. Замерить расстояние между двумя метками.
28. Pull running tool into PBR (another ~4.0 m).
Приподнять, чтобы инструмент для спуска хвостовика был внутри приемного гнезда пакера (PBR) (еще на ~4.0 м).
29. Circulate long way excess cement. Record amount of contaminated cement returns.
Прямая циркуляция, вымыть лишний цементный раствор. Записать количество вышедшего загрязненного цементного раствора.
30. LD Cement head. POOH running tool and check dog sub for shear indication.
Выбросить цементировочную головку. Поднять спускной инструмент и проверить переводник с выдвижными блоками на индикацию срезки.
Дата добавления: 2014-12-23; просмотров: 116 | Поможем написать вашу работу | Нарушение авторских прав |