أثناء العمليات على حفر أو بئر إنتاج ، قد تتطلب سلسلة من الأحداث تشغيل الأنابيب أو الغلاف أو أنبوب الحفر أو سحبها بينما يتم احتواء الضغط الحلقي بواسطة مانعات الانفجار ؛ هذه الممارسة تسمى "التجريد". 

يعتبر التجريد عادةً إجراءً طارئًا للحفاظ على التحكم في البئر ؛ ومع ذلك ، فإن الخطط الخاصة ببعض عمليات الحفر أو الإنجاز أو أعمال البئر قد تتضمن نزعًا لإزالة ضرورة تحميل البئر بالسائل.

ماهو striping operation

-تختلف تقنيات التجريد ، وتعتمد المعدات المطلوبة على التقنية المستخدمة. تميل كل عملية تجريد إلى أن تكون فريدة من نوعها ، وتتطلب التكيف مع الظروف الخاصة. لذلك ، فإن المعدات والإرشادات الأساسية التي تمت مناقشتها هنا هي بالضرورة عامة بطبيعتها.
-يتطلب التجريد معدات سطحية والتي في نفس الوقت:
-يسمح بسحب الأنبوب من البئر أو دخوله فيه ،
-يوفر وسيلة لاحتواء ومراقبة الضغط الحلقي ، و
-يسمح بأحجام مقاسة من السوائل التي سيتم نزفها من البئر أو ضخها في البئر.
-يتطلب التجريد معدات تحت السطح والتي في نفس الوقت:
-منع دخول الضغط أو التدفق إلى الأنبوب الذي يتم تجريده. يجب أن تكون هذه المعدات قابلة للإزالة أو مصممة بحيث لا يتداخل وجودها مع العمليات اللاحقة للتعرية. يجب أن يكون لدى مشرف موقع البئر وطاقمه معرفة عملية شاملة بجميع مبادئ ومعدات التحكم -في البئر المستخدمة في عملية التجريد. يجب فحص المعدات بدقة ، وإذا أمكن ، تشغيلها قبل استخدامها.
لعمليات التجريد ، تتكون معدات السطح الأولية من
-مانعات الانفجار
-وحدات الإغلاق
-الاختناقات
-مضخات
-مقاييس
-صهاريج الرحلة (أو غيرها من معدات قياس سائل الحفر الدقيقة).

مانع الانفجار

يعتمد عدد ، ونوع ، وتصنيف ضغط موانع الانفجار المطلوبة للتجريد على ضغط السطح المتوقع أو المعروف ، والبيئة ، ودرجة الحماية المطلوبة. غالبًا ما تكون مكدس مانع الانفجار المثبت للحفر العادي مناسبًا للتعرية بالضغط المنخفض إذا كانت متباعدة بحيث يمكن خفض أو سحب مفاصل الأداة أو الوصلات تدريجيًا عبر المكدس ، مع إغلاق عنصر إحكام واحد على الأقل لاحتواء ضغط البئر.
تُستخدم الموانع الحلقيّة في الغالب للتعرية لأن مفاصل الأدوات وبعض أدوات التوصيل يمكن تحريكها من خلال المانع دون فتح أو إغلاق عنصر التعبئة.
يحد تآكل عنصر التعبئة من الاستخدام الوحيد لهذا المانع إذا كان يجب احتواء ضغط حلقي مرتفع أثناء التجريد. لتقليل التآكل ، يجب تقليل ضغط الإغلاق قدر الإمكان والسماح للعنصر بالتمدد والانكماش (التنفس) أثناء مرور مفصل الأداة.
إن تزييت الأنبوب بمزيج من الزيت والجرافيت أو السماح بتسرب صغير للسائل الحلقي سيقلل من تآكل عنصر التعبئة. يجب أن يكون عنصر التعبئة الاحتياطية في موقع البئر أثناء أي عملية نزع.
يتم استخدام موانع نوع الكبش أو مجموعات من الكبش والمانع الحلقي عندما يمكن أن يتسبب الضغط و / أو تكوين أداة التوصيل في تآكل مفرط إذا تم استخدام المانع الحلقي بمفرده. يجب فتح مانعات الكبس للسماح بمرور وصلات الأدوات أو الوصلات. عند الفصل بين الموانع ، يجب توفير الضخ في السائل وإطلاقه من الفراغ بين الموانع. يجب معادلة الضغط عبر عنصر الختم قبل فتح المانع لتقليل التآكل وتسهيل تشغيل المانع. بعد معادلة الضغط وفتح المانع السفلي ، يجب أن يتم سحب حجم من سائل الحفر مساوٍ للحجم الذي تم إزاحته أثناء تشغيل الأنبوب أو سحبه من البئر ، على التوالي ، من أو ضخه في الفراغ بين الموانع.

الإختناقات

الخانقات مطلوبة للتحكم في إطلاق السائل مع الحفاظ على الضغط الحلقي المطلوب. يجب استخدام الإختناقات القابلة للتعديل التي تسمح بالتحكم السريع والدقيق.
تكون الخناقات المتوازية التي تسمح بعزل وإصلاح أحد الخانقين بينما يكون الآخر نشطًا مرغوبًا في عمليات الفصل المطولة. بسبب الخدمة الشديدة ، يجب أن تكون قطع الغيار أو الإختناقات الاحتياطية في الموقع. .

مضخات

عادة ما يتم استخدام شاحنة ضخ أو مضخة مثبتة على الانزلاق عند الفصل.
يمكن قياس الحجم الصغير نسبيًا لسائل الحفر المطلوب لاستبدال سعة وإزاحة كل حامل أو مفصل من الأنابيب بدقة وضخها بمعدل متحكم فيه باستخدام هذه المعدات.
لا ينبغي استخدام سائل البئر من أسفل المانع لموازنة الضغط عبر مانع الفصل.

خزان الرحلة

مطلوب خزان رحلة أو طريقة أخرى لقياس دقيق لسائل الحفر المنفجر أو المتسرب من أو المضخ إلى البئر بدقة نصف برميل.
لا ينبغي استخدام الكبش السفلي في عملية التجريد. يجب حجز هذا الكبش كوسيلة لإغلاق البئر في حالة فشل المكونات الأخرى لمكدس مانع الانفجار. لا ينبغي أن يتعرض للتآكل والضغط الناتج عن عملية التجريد.

نماذج ل Strip Drill

نموذج1

Sequence:
-Well was shut in with drill string off BTM, installed TIW, Close annular.
-Installed Gray Valve on top of the Kelly cock.
-Opened the Kelly cock.
-Reduced the operating pressure of annular preventer to 600psi.
-M/U stand of drill pipe,
-Choke and trip tank lined up.
-Performed choke drill
-Clean and file then Grease on rig floor for tong marks on pipe.
-Well was set under pressure (300 psi).
-RIH 2 stands of 5” drillpipe stripped into the well, holding constant pressure on casing.
-Pipe was stripped with max 15 klbs friction on tool joints.

نموذج 2

Stripping Instructions
strip drill
-Run in hole to 2000 M.
-Hold a kick drill close annular preventer.
-Install inside BOP on top of kelly cock. OPEN kelly cock.
-Apply 500 psi pressure on anulus though kill line make sure inside BOP is holding back pressure.
-Reduce closing pressure on annular to avoid leaking (500 psi).
-Open surge bottle accumulator in annular closing line (stripping bottle).
-Connect line from choke manifold to trip tank and from trip tank to stripping tank.
-Ensure trip tank is approximately 25 % full this is to enable accurate volume measurement.
-Check to see if lines are correctly fitted and it is possible to bleed mud out of the trip tank into the stripping tank.
-Set up flow line that if the annular preventer should leak the flow will go to the trip tank.
-Make up the next stand (have a file ready to remove tong marks)
-Maintain pressure on annulus constant by bleeding off at choke.
-When the complete stand has been run in close the valve down stream of the choke.
-Drain the close end volume of one stand into the stripping tank.
-Install the next stand.
-Strip 2nd stand in using the above procedure.
-Check equipment is working properly and calibrations of tanks are correct. Ensure the crew under stand that the kelly cock should be below the inside BOP.
-When the drill has finished.
-Bleed off the pressure via the choke.
-Close the valve to the surge bottle for the annular preventer.
-Increase Annular closing pressure to normal operating pressure.
-Open annular preventer.
-Close HCR valve and set up choke manifold for drilling.
-Pull back and remove kelly cock and inside BOP.
-Note: close kelly cock before removing Inside BOP in case there is trapped pressure, then slowly open kelly cock prior to removal.
-Record
-The reaction time until well is closed in. SEC
-Total time for complete drill. HOUR
-The time the drill took place. am
-Learning points:
-AD gained experience operating choke.
-Driller needs to show he is in charge of this operation and in control completely.
-To make crew familiar with kill operation also AD in charge on adjustable Chock.

During operations on a drilling or production well, a series of events may require tubing, casing, or drill pipe to be operated or pulled while annular pressure is contained by blowouts; This practice is called "abstraction". Stripping is usually considered an emergency measure to maintain control of the well; However, plans for some drilling, completion, or well works may include deburring to eliminate the necessity of loading the well with liquid.

equipment

Abstraction techniques vary, and the equipment required depends on the technique used. Each abstraction tends to be unique, and requires adaptation to particular circumstances. Therefore, the basic equipment and guidelines discussed here are necessarily general in nature.

Abstraction requires surface equipment which at the same time:
-a. It is allowed to withdraw the pipe from the well or into it,
-Provides a means to contain and control annular pressure, and
-C. Allows measured volumes of fluid to be bled from the well or pumped into the well.
--bstraction requires subsurface equipment which at the same time:

a. Prevent pressure or flow from entering the tube being stripped. Such equipment must be removable or designed so that its presence does not interfere with the subsequent processes of erosion. The well site supervisor and his crew must have a thorough working knowledge of all well control principles and equipment used in the stripping process. Equipment should be thoroughly inspected and, if possible, operational before use.

For stripping operations, primary surface equipment consists of

Blowout preventers
-locking units
-jams
-pumps
-metrics

Trip tanks (or other precision drilling fluid metering equipment).

Blowout preventer

The number, type, and pressure rating of blowouts required for stripping depend on the expected or known surface pressure, the environment, and the degree of protection required. A regular drill-mounted blowout preventer stack is often suitable for low-pressure stripping if it is spaced so that tool joints or couplings can be gradually lowered or pulled across the stack, with at least one sealing element closed to contain the well pressure.
Toroidal seals are mostly used for stripping because tool joints and some couplings can be moved through the arrester without opening or closing the packing element.
Packing element wear limits the only use of this inhibitor if a high annular pressure must be contained during stripping. To reduce wear, sealing pressure should be reduced as much as possible and allow the element to expand and contract (breathe) as the tool joint passes.
Lubricating the tube with a mixture of oil and graphite or allowing a small leak of annular fluid will reduce the wear of the fill element. The backup fill element must be at the well site during any stripping operation.
Ram type arresters or combinations of ram and annular arrester are used when the pressure and/or coupling configuration could cause excessive wear if the toroidal arrester is used alone. Snap stops must be opened to allow passage of tool joints or couplings. When separating the dampers, the fluid must be pumped in and released from the space between the dampers. Pressure must be equalized across the sealing element prior to opening the seal to reduce wear and facilitate seal operation. After equalizing the pressure and opening the lower arrester, a volume of drilling fluid equal to the volume displaced during the operation of the pipe or drawn out of the well, respectively, should be drawn from or pumped into the space between the stoppers.

chokes

Throttles are required to control fluid release while maintaining the required annular pressure. Adjustable chokes that allow for quick and precise control should be used.
Parallel chokes that allow isolating and repairing one choke while the other is active are desirable for prolonged separations. Because of the heavy duty service, spare parts or chokes must be on site. .

pumps

A pump truck or skid-mounted pump is usually used when separating.
The relatively small volume of drilling fluid required to replace the capacity and displacement of each pipe mount or joint can be precisely measured and pumped at a controlled rate using this equipment.
The well fluid should not be used from under the sealant to equalize the pressure across the separating seal.

flight tank

A trip tank or other method is required for accurate measurement of blown or leaking drilling fluid from or pumped into the well with half-barrel accuracy.
The lower ram should not be used in the stripping process. This ram should be reserved as a means of closing the well in the event that other components of the blowout preventer stack fail. It should not be subjected to abrasion and stress from the stripping process.

اشكال strip drill

-Stripping Instructions
-Run in hole to 2000 M.
-Hold a kick drill close annular preventer.
-Install inside BOP on top of kelly cock. OPEN kelly cock.
-Apply 500 psi pressure on anulus though kill line make sure inside BOP is holding back pressure.
-Reduce closing pressure on annular to avoid leaking (500 psi).
-Open surge bottle accumulator in annular closing line (stripping bottle).
-Connect line from choke manifold to trip tank and from trip tank to stripping tank.
-Ensure trip tank is approximately 25 % full this is to enable accurate volume measurement.
-Check to see if lines are correctly fitted and it is possible to bleed mud out of the trip tank into the stripping tank.
Set up flow line that if the annular preventer should leak the flow will go to the trip tank.
-Make up the next stand (have a file ready to remove tong marks)
-Maintain pressure on annulus constant by bleeding off at choke.
-When the complete stand has been run in close the valve down stream of the choke.
-Drain the close end volume of one stand into the stripping tank.
-Install the next stand.
-Strip 2nd stand in using the above procedure.
-Check equipment is working properly and calibrations of tanks are correct. Ensure the crew under stand that the kelly cock should be below the inside BOP.
-When the drill has finished.
-Bleed off the pressure via the choke.
-Close the valve to the surge bottle for the annular preventer.
-Increase Annular closing pressure to normal operating pressure.
-Open annular preventer.
-Close HCR valve and set up choke manifold for drilling.
-Pull back and remove kelly cock and inside BOP.
-Note: close kelly cock before removing Inside BOP in case there is trapped pressure, then slowly open kelly cock prior to removal.

Record

-The reaction time until well is closed in. SEC
-Total time for complete drill. HOUR
-The time the drill took place. am


-PARTICIPATING PERSONNEL:

Driller:

A.D :

FM :

FM :

FM :

-OPERATIONAL SITUATION AT TIME OF DRILL:

-RIH W/ Assembly

Sequence:
· -Well was shut in with drill string off BTM, installed TIW, Close annular.
-· Installed Gray Valve on top of the Kelly cock.
-· Opened the Kelly cock.
-· Reduced the operating pressure of annular preventer to 600psi.
-· M/U stand of drill pipe,
-· Choke and trip tank lined up.
-· Performed choke drill
-· Clean and file then Grease on rig floor for tong marks on pipe.
-· Well was set under pressure (300 psi).
-· RIH 2 stands of 5” drillpipe stripped into the well, holding constant pressure on casing.
-· Pipe was stripped with max 15 klbs friction on tool joints.

Learning points:

· -AD gained experience operating choke.
-· Driller needs to show he is in charge of this operation and in control completely.
-· To make crew familiar with kill operation also AD in charge on adjustable Chock.