Схемы оборудования для герметизации устья скважины.

⇐ ПредыдущаяСтр 27 из 27

Устройство универсального и плашечного превенторов.

Принцип работы превенторов и системы герметизации устья скважины.

Характеристики плашечных превенторов.

Особенности конструкции плашечных превенторов.

Характеристика универсальных превенторов.

Управление превенрорными установками.

Особенности механического управления превенторными установками.

Особенности гидравлического управления превенторными установками.

ЦЕМЕНТИРОВОЧНЫЕ АГРЕГАТЫ.

Спуск обсадных труб и цементирование скважин — заключительные сложные и наиболее ответственные операции при бурении скважин. От успешности цементирования зависят продолжительность и нормальная эксплуатация скважины, а если скважина разведочная, то и правильность оценки пласта и перспективности изучаемого месторождения.

Сложность этих работ обусловливается большими массой и диаметрами спускаемых труб (колонны диаметром 279—305 мм имеют массу до 300 т), высокими давлениями (более 25— 30 МПа), возникающими при подъеме цементного раствора за колоннами, спущенными на глубину более 5000 м, а также трудностью определения точного количества жидкости, которое необходимо закачать в трубы для продавливания цементного раствора.

Особенно ответственны эти работы при спуске труб в осложненных скважинах, где не исключается возможность их прихвата. Для восстановления циркуляции жидкости в таких скважинах, как правило, необходимо создавать большие давления, при освобождении прихваченных труб — большие натяжки.

Скважины цементируют с помощью агрегатов, смесительных машин и другого вспомогательного оборудования.

Цементировочный агрегат ЗЦА-400 (рис. 16.1) предназначен для цементирования глубоких скважин. На шасси 1 автомобиля установлен цементировочный трехпоршневой насос 4, расположенный между замерным баком 5 и двигателем 2. Насос приводится через редуктор 8, коробку передач 3 (КПП) валами 9 и 11. Он имеет разветвленную приемную (всасывающую) линию 7, соединяющую его с замерным баком через задвижку и позволяющую осуществлять двусторонний забор цементного раствора. Нагнетательная 50-мм линия высокого давления при помощи быстродействующих соединений легко присоединяется к заливочной головке, установленной на устье скважины. Цементировочный насос обычно снабжается сменными втулками нескольких диаметров для изменения подачи и давления. Мерники агрегата служат для измерения объема закачиваемой жидкости в скважину. Управление всеми механизмами агрегата осуществляется с единого пульта 10 с контрольно-измерительными приборами 12, расположенными на платформе машины.

Техническая характеристика цементировочных агрегатов
Тип агрегата.................................	4ЦА-100	ЦА-320М	3I1A-
Тип автомобиля..... Полезная мощность двигателя.	ЗИЛ-157К	КрАЗ-257
кВт..................................................
Грузоподъемность, т	4, 5
Тип двигателя привода	ГАЗ-ММ	ГАЗ-51А	—
Мощность двигателя, кВт.			—
Подача водяного насоса, м³/с	0, 0083	0, 013	—
Давление на входе насоса, МПа	0, 62	1, 5	—
Тип цементировочного насоса Подача, м³/с:	11ГрЦ	9Т	ИТ
минимальная............................	0, 0049	0, 003	0, 0066
максимальная.... Давление на выходе насоса, МПа:	0, 008	0, 023	0, 033
максимальное.
минимальное.............................	6, 1	4, 0	8, 1
Объем замерного бака, м³ Масса агрегата с автомаши		6, 4
ной, т..............................................	8, 5		22, 5

Рис.16.1.Цементировочный агрегат 3ЦА-400.

Контрольные вопросы к гл. 16.

Назначение и конструктивное устройство цементировочных агрегатов.

2. Характеристика цементировочных агрегатов и требования, предъявляемые к ним.

ОСОБЕННОСТИ БУРЕНИЯ НА МОРЕ.

Значительное увеличение объемов буровых работ на море, характеризующихся большим разнообразием глубин, климатических, геолого-технологических условий, явилось причиной того, что в настоящее время в мире построено и эксплуатируется много специализированных буровых сооружений различных конструкций.

Эти морские сооружения практически строятся по индивидуальным проектам, но их можно классифицировать следующим образом:

1. эстакады и отдельные стационарные морские основания (СМО );

А.ферменной(металлической)конструкции.

Б.гравитационные(железобетонные).

2. самоподъемные плавучие буровые установки (СПБУ );

Различаются по числу опорных колонн.

3. полупогружные плавучие буровые установки (ППБУ);

А. установки с якорной системой удержания на точке бурения

Б. установки с системой динамического позиционирования

Буровые суда (БС).

Устье скважины расположено на площадке блока и соединяется со скважиной водоотделяющей колонной. По окончании бурения скважин буровой блок заменяется эксплуатационным.

Буровое оборудование, размещаемое на верхней площадке СМО, отличается от применяемого на суше главным образом компоновкой. Установка водоотделяющих колонн позволяет оборудовать устье скважины и обеспечить его герметизацию с помощью тех же средств, что и на суше.

СПБУ

Представляют собой сооружения, состоящие из плавучего корпуса 1, снабженного тремя — пятью опорными колоннами 3, буровой вышкой 2, комплектом бурового оборудования и вертолетной площадкой 5 (рис. 17.1). СПБУ перемещается буксирами, а опорные колонны при этом поднимаются. В рабочем положении колонны опускают до упора в дно моря, а корпус СПБУ приподнимается над поверхностью моря на 6—12 м. Башмаки колонн внедряются в грунт на глубину 15—20 м и более. Энергетическое и насосное оборудование СПБУ, жилые помещения 4 для персонала размещаются сверху или внутри корпуса; вышку, подъемное оборудование и резервуары для химических реагентов' монтируют на верхней палубе.

Основное назначение СПБУ — бурение разведочных скважин глубиной до 6500 м при глубинах моря до 100 м.

Рис.17.1.Самоподъемная плавучая буровая установка.(СПБУ)

ППБУ

Используют для разведочного бурения скважин при глубинах моря более 300 м. Самая большая в мире глубина моря, при которой была пробурена разведочная скважина, составила 1570 м. При бурении на больших глубинах моря представляют большие сложности удержание бурового судна на оси скважины вследствие волнения моря и течений, спуск водоотделяющих колонн очень большой массы и др.

Конструкции ППБУ весьма разнообразны, но принципиальное их устройство отличается мало. На рис. 17.2 показана схема ППБУ, состоящего из нижних понтонов 1 с прикрепленными вертикальными стабилизирующими колоннами 3, на которых расположена площадка 4 установки. На площадке смонтированы краны 5 для укладки труб в стеллажи 6, а также для подъема других грузов. Здесь же установлена башенная вышка 7 с подъемным оборудованием. Насосное оборудование размещается внутри корпуса. На площадке 4 или несколько выше размещена посадочная площадка 8 для вертолетов.

Между собой понтоны и стабилизирующие колонны соединены коробчатыми балками 9 и раскосами 10. В передней и задней частях понтонов находятся якорные цепи 2. При транспортировке ППБУ буксирами или за счет собственной двигательной установки понтоны погружены незначительно, в рабочем положении они погружаются на глубину 20—25 м, при этом корпус приподнят над уровнем моря на высоту 12—16 м. На точке бурения ППБУ удерживается якорями или системой динамической стабилизации, управляемой компьютерами.

В связи с тем, что в процессе бурения ППБУ не остается неподвижной относительно оси скважины, буровое оборудование, применяемое на этих установках, отличается от устанавливаемого на СМО и СПБУ тем, что талевая система оснащается смонтированными в ней компенсаторами вертикальных перемещений, обеспечивающими неизменное положение крюка при качке ППБУ. Вместо водоотделяющей колонны устанавливается морской стояк, соединяющий подводное устье скважины и установленное на нем противовыбросовое оборудование с технологическим буровым оборудованием, размещенным на ППБУ. Стояк допускает незначительные смещения ППБУ относительно оси скважины в горизонтальной и вертикальной плоскостях, а также угловые колебания установки. Значительно усложняется оборудование устья скважины и система управления находящимся под водой противовыбросовым оборудованием.

Рис.17.2.Полупогружная плавучая буровая установка.(ППБУ).

Буровые суда (БС) позволяют вести геологоразведочное бурение при глубинах моря до 1000 м и более. БС представляет собой обычное морское судно водоизмещением 7—35 тыс. м³, на палубе которого смонтирована вышка и буровое оборудование, аналогичное применяемому на ППБУ. Проведение буровых работ на значительной глубине возможно, так как БС имеют мощные системы динамического позиционирования, позволяющие удерживать судно над точкой бурения при скоростях ветра 60—100 км/ч и высоте волн 5—6 м.

КОЛТЮБИНГ.

НАЗНАЧЕНИЕ.УСТРОЙСТВО.

Рис.18.1 Схема колтюбинговой установки. 1-кабина, 2-трубоукладчик, 3-барабан, 4-гибкая труба, 5направляющая, 6-инжектор, 7-колесная база, 8-рама.

Бурное развитие техники и технологии с использованием колонны гибких труб обусловлено следующими их преимуществами:

· при исследовании скважин:

– обеспечение возможности доставки приборов в любую точку горизонтальной скважины;

– высокая надежность линии связи со спускаемыми приборами;

· при выполнении подземных ремонтов:

– отсутствует необходимость в глушении скважины и, как одно из следствий, не ухудшаются коллекторские свойства призабойной зоны продуктивного пласта;

– сокращается время проведения спускоподъемных операций за счет исключения свинчивания (развинчивания) резьбовых соединений колонны труб;

– уменьшается период подготовительных и заключительных операций при развертывании и свертывании агрегата;

– исключается загрязнение окружающей среды технологической и пластовой жидкостями;

· при проведении буровых работ:

– исключается возникновение ситуаций, связанных с внезапными выбросами, открытым фонтанированием;

– обеспечивается возможность бурения с использованием в качестве бурового раствора нефти или продуктов ее переработки. Это позволяет осуществлять вскрытие продуктивного пласта оптимальным образом и совмещать процесс бурения с отбором пластовой жидкости;

– становится возможным выполнять разрушение породы в условиях депресии;

– обеспечивается эффективное бурение горизонтальных участков скважин;

– становится возможным применять устройства, информирующие бурильщика о режимах бурения и оперативного управления процессом проводки скважины. При работе с подобным оборудованием реализуется " эффект присутствия" оператора установки на забое скважины.

Весьма важным при проведении любых работ в скважине является решение социальной задачи – исключается значительный объем операций, выполняемых под открытым небом в любое время года при любой погоде. Хотя наиболее трудоемкие операции по свинчиванию и развинчиванию труб в настоящее время механизированы, объем ручного труда остается значительным. К ним относятся управление ключом, выброс труб на мостки и т.д.

В ряде случаев, это касается прежде всего работ в горизонтальных скважинах, применение КГТ является необходимым условием проведения операций. К таким случаям относится выполнение любых работ в горизонтальных участках большой длины.

При разбуривании и эксплуатации морских месторождений использование КГТ особенно эффективно.

Следует отметить и недостатки, присущие рассматриваемой технике. К ним, в частности, относятся:

· самопроизвольное и неконтролируемое скручивание КГТ;

· невозможность принудительного проворота КГТ;

· ограниченная длина труб, намотанных на барабан;

· сложность ремонта КГТ в промысловых условиях.

В то же время новые технологии не являются панацеей от всех бед и полностью не заменяют существующих традиционных технологий, а в ряде областей не могут быть ими заменены. Наличие оборудования для работы с колонной гибких труб не исключает применения агрегатов ПРС, подъемников и другого существующего нефтепромыслового оборудования. Оно дополняет его и в ряде случаев приумножает до сих пор не реализованные возможности.

В то же время область применения описываемых технологий постоянно расширяется. Сейчас у специалистов, работающих над созданием и совершенствованием оборудования, существует мнение, что нет таких операций или процессов при бурении и ПРС, где нельзя было бы применить КГТ. Предполагают, что в ближайшее время с помощью таких установок будут выполнять более половины всех подземных ремонтов скважин.

преимущества использования этой технологии проведения работ по сравнению с традиционной. К ним относятся:

· обеспечение герметичности устья скважины на всех этапах выполнения внутрискважинных операций, начиная с подготовки комплекса ремонтного оборудования, и вплоть до его свертывания;

· возможность осуществления работ в нефтяных и газовых скважинах без их предварительного глушения;

· отсутствие необходимости освоения и вызова притока скважин, в которых выполнялись работы с использованием колонны гибких труб;

· безопасность проведения спускоподъемных операций, так как в данном случае не нужно осуществлять свинчивание –развинчивание резьбовых соединений и перемещать насосно-компрессорные трубы (НКТ) на мостки;

· значительное улучшение условий труда работников бригад подземного ремонта при выполнении всего комплекса операций;

· сокращение времени при спуске и подъеме внутрискважинного оборудования на проектную глубину;

· обеспечение возможности бурения, спуска забойных инструментов и приборов, а также выполнения операций подземного ремонта в горизонтальных и сильно искривленных скважинах;

· соблюдение более высоких требований в области экологии при проведении всех операций по ремонту и бурению скважин, в частности, за счет меньших размеров комплексов оборудования для этих целей по сравнению с традиционными;

существенный экономический эффект в результате применения колонн гибких труб как при ремонте, так и при проведении буровых работ.

Применять КГТ начали для осуществления наиболее простых операций при проведении ПРС – очистки колонны труб и забоев от песчаных пробок. При внедрении данной технологии использовали КГТ с наружным диаметром 19 мм. В настоящее время созданы буровые установки, работающие с колоннами диаметром 114, 3 мм. При помощи КГТ с промежуточными значениями диаметров в этом диапазоне (19 – 114, 3 мм) можно осуществлять практически весь набор операций подземного ремонта скважин и бурения. Параллельно с совершенствованием и созданием новых технологий выполнения нефтепромысловых работ шло развитие и технологии изготовления гибких труб, а также нефтепромыслового оборудования и инструмента, обеспечивающего их применение.

ТРЕБОВАНИЯ К КОНСТРУКЦИИ АГРЕГАТА.

Установки с использованием колонны гибких труб(Рис.18.1) следует создавать компактными и монтировать на автомобильном шасси с проходимостью, обеспечивающей передвижение в условиях намывных кустов и дорог без твердого покрытия. Оборудование агрегата должно работать при температуре окружающей среды от –45 до +45 °С и быть стойким к агрессивным средам. Необходимо, чтобы монтаж-демонтаж установки на устье скважины проводился без привлечения дополнительной грузоподъемной техники.

Агрегат должен обеспечивать выполнение следующих технологических операций:

· очистку эксплуатационных колонн от гидратопарафиновых пробок путем промывки горячим солевым раствором с плотностью до 1200 кг/м3 и температурой до 150 °С;

· удаление песчаных пробок;

· извлечение бурового раствора из скважины;

· ловильные работы при капитальном ремонте скважин (КРС);

· цементирование скважин под давлением;

· кислотные обработки под давлением;

· разбуривание цемента;

· изоляцию пластов.

Основное оборудование должно состоять из набора блоков.

Первый блок включает:

– катушку с колонной гибких труб;

– монтажное устройство;

– инжектор – устройство, транспортирующее КГТ;

– кабину управления агрегатом;

– насосную (компрессорную) станцию для очистки гибкой трубы от технологической жидкости.

Второй блок включает:

– емкость для технологической жидкости (8 – 10 м3), снабженную теплоизоляцией;

– нагревательное устройство для технологической жидкости. В конструкции следует предусматривать устройства, обеспечивающие ликвидацию отложений на стенках теплообменника нагревателя;

– насос объемного действия для перекачивания технологической жидкости с максимальной подачей 30 л/с и давлением до 70 МПа. Привод насоса осуществляется от ходового двигателя агрегата.

В состав вспомогательного оборудования, которым должна укомплектовываться установка, входят:

– уплотнительный элемент устьевой гибкой трубы;

– четырехсекционный противовыбросовый превентор;

– комплект быстроразборного манифольда для технологической жидкости;

– прибор, регистрирующий нагрузку от веса колонны труб;

– комплект внутрискважинного инструмента (локаторы конца трубы, шарнирные отклонители, разъединитель с извлекающим устройством, центраторы колонны, обратные клапаны, струйные насадки, ясы и акселераторы и т.п.).

В комплект оборудования входит инструмент:

– полный комплект инструмента, необходимого для выполнения технологических операций и технического обслуживания агрегата;

– запасные части, которыми установка должна быть обеспечена на три года ее эксплуатации.

Необходимо, чтобы конструкция агрегата соответствовала требованиям техники безопасности, действующим в нефтяной и газовой промышленности:

· система освещения установки должна быть защищена от взрывов и обеспечивать освещенность на устье скважины, равную 26 лк;

· уровень звукового давления на рабочих местах не должен быть выше 85 дБ;

· площадки, расположенные на высоте более 1 м, должны иметь перильные ограждения высотой не менее 1 м;

· для подъема на платформу агрегата нужны маршевые лестницы с перильными ограждениями шириной не менее 0, 75 м;

· выхлопную систему двигателей агрегатов следует снабжать искрогасителями;

· пост управления агрегатом нужно размещать с учетом хорошей видимости рабочих мест как у скважины, так и на других участках;

· расположение центра тяжести агрегата должно обеспечивать его устойчивое положение при перемещении по дорогам с уклоном до 25° в осевом направлении и до 15° в боковом;

· агрегат необходимо снабжать электрической панелью с выходом 220/50 В для освещения, зарядным устройством и трансформатором-выпрямителем на 24 В постоянного тока для подзарядки аккумуляторов и аварийным освещением.

Размеры агрегата в транспортном положении не должны превышать по высоте 4, 5 м, а по ширине – 3, 2 м.

Агрегаты подземного ремонта, использующие колонну гибких непрерывных труб, характеризуются следующими параметрами:

· длиной колонны труб;

· диаметром колонны труб;

· типом монтажной базы (автомобильное или тракторное шасси, прицеп);

· диаметром барабана для хранения труб;

· тяговым усилием при извлечении трубы, развиваемым транспортером;

· скоростью перемещения трубы транспортером;

· давлением в полости ремонтируемой скважины;

· давлением технологической жидкости;

· составом бригады, обслуживающей агрегат;

· массой агрегата;

· показателями надежности.

Оборудование устья скважины при проведении работ с использованием колонны гибких труб содержит эксплуатационную арматуру, используемую на данной скважине. Это может быть фонтанная арматура, эксплуатационная арматура установки электроцентробежного насоса, арматура нагнетательной скважины, штанговая скважинная установка с эксцентричной шайбой.

В первых трех случаях на фланце верхней стволовой задвижки монтируют четырехсекционный превентор, входящий в состав комплекса оборудования для проведения подземного ремонта. Превентор должен обеспечивать свободный пропуск колонны гибких труб в скважину. При возникновении аварийной ситуации он либо герметизирует полость колонны насосно-компрессорных труб, в которую спущена гибкая труба, либо удерживает последнюю в подвешенном состоянии, рассматриваемых комплексах оборудования используют плашечные превенторы с механическим или гидравлическим приводом. При этом конструкции исполнительной части превенторов – корпуса и плашки – практически идентичны.

Предпочтительнее применять превенторы с гидравлическим приводом, поскольку ручное управление штурвалами бывает

затруднено при высокой эксплуатационной устьевой верхний фланец последней арматуре.

для нефтяной скважины находится на высоте 1, 5 – 2 м, а газовой – на высоте 3 – 4 м.

На верхнем фланце превентора монтируют герметизатор. Он служит для обеспечения герметичности полости колонны насосно-компрессорных или эксплуатационных труб при работе с КГТ в штатной ситуации.

Обычно герметизатор колонны гибких труб содержит уплотнительный элемент, через который пропущена гибкая труба. Степень обжатия ее уплотнительным элементом определяется давлением рабочей жидкости гидропривода, подаваемой в его цилиндр. В процессе работы в зависимости от положения штока цилиндра гидропривода уплотнительный элемент может обеспечивать или гарантированный зазор, или плотное прижатие к поверхности гибкой трубы. В некоторых конструкциях в результате силы трения, возникающей на поверхности контакта трубы с уплотнительным элементом, труба может удерживаться на весу.

Над герметизатором устанавливают устройство, обеспечивающее принудительное перемещение колонны гибких труб вверх или вниз. В отечественной технической литературе это устройство называют транспортером, а в англоязычной – инжектором или инжекционной головкой.

⇐ Предыдущая 18 19 20 21 22 23 24 25 2627