Строительство нефтяных и газовых скважин

А. С. Новиков, 2021

Бурение скважин в первую очередь глубоких и сверхглубоких параметрических, поисковых, разведочных и эксплуатационных (добычных) на нефть и газ. Целью данной работы является краткое освещение применяемой современной техники и технологии строительства скважин. Рассмотрены: обработка скважин соляной кислотой, термокислотные обработки и кислотные обработки терригенных коллекторов. Рассмотрено пенно-полимерное заводнение и внутрипластовое горение. Приведен общий обзор колтюбинговых технологий и особенности колтюбинга (ГНКТ) и перфорации скважин. Данная работа будет полезна студентам специальности бурение, полевым инженерам по бурению, работникам буровых компаний.

Глава 2. Общие сведения о буровом оборудовании и наземных сооружениях

На Рис. 2.1 представлена буровая установка для вращательного бурения ZJ 70, производства КНР, изготовленная по стандартам API. В комплектацию буровой установки ZJ 70 входит механическое и энергетическое оборудование с цифровым управлением, функция автоподачи инструмента при бурении, механические и энергетические системы торможения, функция сбора информации по процессу бурения, оценка и интеллектуальная обработки информации. На рис. 2.2 представлена буровая установка Уралмаш 15000.

При вращательном бурении породу разрушают долотом, вращающимся на конце колонны бурильных труб, с одновременной циркуляцией промывочной жидкости через долото. Долото приводится во вращение либо на устье скважины ротором, либо забойным двигателем (турбобур, электробур, винтовой двигатель), либо верхним приводом. Для сокращения времени спускоподъемных операций бурильные трубы опускаются и поднимаются «свечами» от двух до четырех труб в свече, длина свечи 25–36 м.

При роторном бурении колонна бурильных труб приводится во вращение ротором, который имеет проходное отверстие, предназначенное для прохождения труб, ротор в свою очередь приводится во вращение силовым агрегатом через трансмиссии. Существует привод бурильной колонны, смонтированный на верхнем конце бурильной колонны. При роторном способе бурения вращающий момент на ведущую трубу, имеющую квадратное сечение, передается при помощи съемных клиньев.

Разрушенная порода с забоя скважины выносится промывочной жидкостью на дневную поверхность, которая подается с поверхности буровыми насосами. Промывочная жидкость по нагнетательной линии, стояку и буровому шлангу поступает в вертлюг. Затем по рабочей трубе и бурильной колонне она доходит до забоя скважины, проходит через промывочные отверстия в долоте, захватывает выбуренную породу и по кольцевому пространству вместе со шламом поднимается на поверхность. На поверхности промывочная жидкость поступает на блок очистки бурового раствора, где очищается от шлама, дегазируется и поступает в приемные емкости.

Блок очистки состоит из: вибросита, пескоотделителя, илооотделителя, дополнительно может комплектоваться центрифугами грубой и тонкой очистки, дегазатором и сепаратором.

Вертлюг при помощи серьги подвешивают на крюке, который в свою очередь, подвешивают к талевому блоку, либо он может быть одним целым. Крюкоблок подвешен талевым канатом на кронблоке, который находится наверху вышки.

Талевая система (кронблок, крюкоблок, верхний силовой привод, талевый канат) предназначена для спуска, подъема и удержания на весу, вращения колонны бурильных, обсадных труб и НКТ. В процессе бурения долото углубляется в породу на величину квадрата, после чего приподнимают всю колонну, выключают циркуляцию, отворачивают квадрат, спускают его в шурфы и наращивают очередной трубой. После наращивания колонну труб соединяют с квадратом, включают насос и продолжают углубление скважины. В процессе бурения долото изнашивается, для его замены колонну бурильных труб поднимают из скважины, свечи устанавливают внутри буровой за палец, либо вручную, либо автоматом установки свечей. После замены долота, колонну опускают на забой и продолжают бурение. По мере углубления ствол скважины обсаживается трубами, которые цементируются по затрубному пространству тампонажными материалами, путем подачи жидкой тампонажной смеси через спущенные трубы, либо обратной циркуляцией через затрубье.

При бурении раствор, выходя на поверхность по сливному желобу попадает, на вибросито, где очищается от крупного шлама, который сбрасывается в амбар, после чего раствор подается в гидроциклон, где очищается от песка, затем в илоотделитель, дегазатор (действующий за счет создания вакуума), удаляет из раствора газ и воздух. Затем раствор попадает в центрифуги, которые удаляют из раствора излишнюю твердую фазу по степени дисперсности, которая относится к коллоидам.

Объем циркуляционной системы должен быть не менее 2 кратного максимального объема скважины (требования правил НГП). [78] Очищенный раствор забирается из приемных мерников буровыми насосами и подается по манифольду по бурильным трубам в скважину. Циркуляционная система включает в себя также оборудование для приготовления бурового раствора: глиномешалка или гидромешалка, вакуумная гидроворонка, вертикальные емкости для сыпучих материалов.

Рис. 2. 1. Буровая установка ZJ 70 КНР

Рис. 2.2. Буровая установка Уралмаш 15000

Скв. СГ-6 Тюменская

Строительство нефтяных и газовых скважин на современном этапе развития народного хозяйства в связи с большим разнообразием геологических и географических условий требует использования разнообразных технических средств: буровых установок, включающих в свой комплект различные машины и механизмы; технических средств для морского бурения; специальных видов оборудования устья скважин. Правильный выбор буровой установки и комплектация ее, играет большую роль в успехе строительства скважин. Знания и соблюдение правил эксплуатации оборудования, позволит иметь высокое производительное время, снизить вероятность аварий, осложнений, и следовательно, достичь высокую коммерческую скорость бурения.

§ 2. Буровые установки (БУ)

Представляют собой совокупность наземных сооружений и механизмов, силового привода, контрольно-измерительных приборов, вспомогательных грузоподъемных механизмов, средств автоматизации и механизации трудоемких работ. БУ должны соответствовать целям бурения, конструкциям скважин, климатическим, геологическим и географическим условиям. В связи с этими многообразными требованиями БУ можно разделить на три группы: для геологоразведочного бурения на нефть и газ, для эксплуатационного и глубокого разведочного бурения, для сверхглубокого разведочного и эксплуатационного бурения.

Кроме импортных буровых установок (в основном Китайского производства), в настоящее время в России сформировались основные производители буровых установок, это:

ЗАО УРБО (в прошлом Уралмаш) продукция сертифицирована по стандартам API, выпускаемая продукция:

Буровые вышки по конструкции мачтовые и башенные. Мачтовые: А образные, П образные, 4 опорные и с открытой передней гранью.

Кустовые буровые установки, для бурения на нефть и газ, с условной глубиной бурения 3200–6500 м, оснащены электрическим приводом.

Номенклатура кустовых установок: 3900/225 ЭК-БМ, 4200/250 ЭК-БМ, 4500/270 ЭК БМ, 500/320 ЭК-БМ, 6500/450 ЭК-БМ.

Мобильные буровые установки, для бурения скважин глубиной 200–3200 м. Оснащаются дизельным, дизель-электрическим и электрическим приводом. Характерный признак — модульная компоновка и наличие собственной транспортной базы. Встроенные транспортные устройства позволяют обеспечить перевозку модулей с помощью седельных тягачей и подкатных тележек. Комплектуются насосами НБТ-600 с приводом от двигателей постоянного тока.

Номенклатура мобильных установок: 2500/160 ДП-БМ, 2500/160 ДЭР-П(ЭР-П), 2900/175 ДЭР(ЭП-П), 3200/200 ДЭР.

Стационарные буровые установки, предназначены для бурения скважин на нефть и газ с условной глубиной бурения 4000–8000 м. Оснащены электрическим, дизель — электрическим или дизель — гидравлическим приводом.

Номенклатура стационарных установок: 3200/200 ДГУ-1, 5000/320 ДГУ-1, 6500/500 ДГ, 8000/600 ДЭР.

Кроме того, выпускает лебедки, роторы, системы верхнего привода, вертлюги, кронблоки, насосы, комплексы АСП и др.

ООО «генерация — Буровое оборудование», впускаемая продукция:[64]

Кустовые буровые установки, для бурения на нефть и газ, с большим отходом или горизонтального участка, с глубиной скважины до 5000 м., оснащены электрическим приводом. Комплектуются 4 различными типами вышек.

Номенклатура кустовых буровых установок:

• TD-180 DEC, глубина бурения 2900 м.;

• TD-200 DEC, глубина бурения 3200 м.;

• TD-225 DEC, глубина бурения 3900 м.;

• TD-270 DEC, глубина бурения 4500 м.;

• TD-320 DEC, глубина бурения 5000 м.

Мобильные буровые установки для бурения и ремонта нефтяных и газовых скважин. Выпускаются на самоходном шасси или автомобильном прицепе.

Номенклатура мобильных установок:

• TD80 CAA4, глубина бурения 1800 м, ремонта скважин 3100 м, колтюбинг 4800 м.;

• TD100 CAA5, глубина бурения 2300 м, ремонта скважин 4000 м, колтюбинг 5600 м.;

• TD125 CAA6, глубина бурения 2800 м, ремонта скважин 5100 м, колтюбинг 6100 м.;

• TD160 CAA7, глубина бурения 3200 м, ремонта скважин 6700 м, колтюбинг 8700 м.;

• TD180 CAA7, глубина бурения 3500 м, ремонта скважин 7600 м, колтюбинг 10000 м.;

• TD200 CAA7, глубина бурения 4000 м. TD225 CAA-T, глубина бурения 4500 м.

Стационарные буровые установки, предназначены для бурения скважин на нефть и газ с условной глубиной бурения 3200–7200 м. с нагрузкой на крюке от 200 до 450 т. Оснащены электрическим или дизельным приводом. Продукция сертифицирована по стандартам API.

Номенклатура стационарных установок: [64]

• TD-200 DE, быстромонтируемая, глубина бурения 3200 м;

• TD — 225 DE, быстромонтируемая, глубина бурения 3900 м;

• TD-250 DE, глубина бурения 3200 м;

• TD-270 DE, глубина бурения 4500 м;

• TD-320 DE, глубина бурения 5000 м;

• TD-400 DE глубина бурения 6500 м;

• TD-450 DE, глубина бурения 7200 м.

ООО «Бентек Дриллинг энд Ойлфилд Системс», основана для производства автономных буровых установок HR-5000 грузоподъемность установки 500 т., для кустового бурения и технического обслуживания. ООО «Бентек Дриллинг энд Ойлфилд Системс» является дочерним производственным предприятием “Bentec Drilling & Systems GmbH” (Германия).

Продукция сертифицирована по стандартам API. Номенклатура автономных буровых установок:

4F; API 5CT; API 6A; API 7; API 7–1, API 8C; API 16A.

§ 3. Методы монтажа и транспортировки буровых установок

Место заложения скважины определяется геологическим отделом буровой организации в соответствии с проектом работ. Оформление и отвод земельных участков производится в соответствии с Основами земельного законодательства. Буровые здания и привышечные сооружения размещаются с учетом глубины скважины, типа буровой установки, требований правил охраны труда, а также в зависимости от рельефа, наличия водоемов, времени года и т. п. Выбирая площадку для буровой установки, следует избегать заболоченных участков и глинистых склонов, чтобы предупредить оползни и бездорожье в период дождей. Летом буровую целесообразно размещать на повышенных частях местности, зимой — в местах, защищенных от сильных ветров и снежных заносов. Схема размещения вспомогательных устройств и сооружений должна обеспечивать максимальную экономию времени при бурении и выполнении монтажно-демонтажных работ. Выбирая площадку под буровую установку, следует учитывать, что расстояние от буровой установки до жилых помещений и производственных зданий, линий электропередач, железных и шоссейных дорог, магистральных трубопроводов (на поверхности) должно быть не менее полуторной высоты вышки (мачты). На выравненной и подготовленной площадке монтируют буровую вышку, насосный, силовой блоки и циркуляционную систему. Монтаж вышек и коммуникаций должен осуществляться силами монтажных бригад. Современные буровые установки представляют собой сложные инженерные сооружения, обычно включающие в свой состав буровые сооружения (вышки, основания, мостики и стеллажи для бурильных и обсадных труб); спускоподъемное оборудование (лебедка, кронблок, талевый блок, крюк); оборудование для промывки скважин и очистки раствора от выбуренной породы (буровые насосы или компрессоры, циркуляционные системы сита, пескоилоотделители, устройства по приготовлению буровых растворов и вводу реагентов); оборудование для вращения бурильной колонны (ротор, вертлюг); силовой привод; средства автоматизации и механизации спускоподъемных операций и подачи долота; противовыбросовое оборудование; контрольно-измерительные приборы. Наличие большого числа элементов, их размеры и массовые характеристики обуславливают сложную проблему транспортирования, монтажа и демонтажа буровых установок. Указанные операции по способу их осуществления могут быть разделены на крупноблочный, мелкоблочный и поагрегатный методы монтажа и демонтажа.

Крупноблочный метод используется для буровых установок, состоящих из отдельных блоков, в которые объединены несколько агрегатов и узлов и являющейся отдельной транспортабельной монтажной единицей. Эти блоки перевозятся специальными транспортными средствами только по открытой местности (гусеничные тележки). Блок обычно состоит из жестко соединенных между собой цельносваренных металлоконструкций, на которой смонтированы узлы и агрегаты буровой установки. Перевозка таких блоков используется в районах с ровным рельефом, при отсутствии на пути следования промышленных и гражданских сооружений, а также иных препятствий, мешающих транспортировке.

Мелкоблочный, применяется при большой дифференциации блоков, что позволяет перевозить отдельные единицы универсальными транспортными средствами по железной и шоссейной дороге и с помощью воздушного транспорта.

Поагрегатный метод применяется для буровых установок, собираемых из отдельных агрегатов, секций и элементов, которые перевозят обычным транспортом.

§ 4. Оборудование и агрегаты буровой установки

Привышечные сооружения

Привышечные сооружения, это комплекс механизмов, агрегатов и оборудования обеспечивающий функциональность буровой установки, чем совершенствованней и насыщеннее комплекс, тем выше результативность и успех бурения. К при вышечным сооружениям относятся: приемные мостки, стеллажи для труб, кран 8 КП-3, силовой блок, насосный блок, циркуляционная система, в которую входит блок очистки, блок приготовления раствора, парк емкостей, блок хранения ГСМ и жидких химических реагентов.

Буровая лебедка и талевая система

Основные параметры буровой лебедки: наибольшая оснастка, длина свечи (м), скорость спуска пустого блока (м/с); мощность на барабане, при максимальной нагрузке, диаметр талевого каната (мм); диаметр шкива талевой системы (мм), скорость подъема крюка при наибольшей оснастке (м/с), число скоростей вращения барабана (Рис. 2.5). [9]

Рис. 2.3. Буровая лебедка

Рис. 2.4. Ротор

Рис. 2.5. Крюкоблок состоит из талевого блока и крюка

Буровая лебедка для нефтегазовых установок

Назначение: спуско-подъем бурильных и обсадных труб при А-образной вышке — дополнительно, подъем и опускание вышки. В талевую систему входят: кронблок, талевый блок, крюк, механизм крепления «мертвого» конца талевого каната и талевый канат.

Кронблок монтируется на верхней площадке вышки, представляет собой набор шкивов, вращающихся на валу. Главный параметр — статическая грузоподъемность, является одним из элементов бурового полиспаста. [9]

Тальблок и крюк на практике мало применим, в основном применяется крюкоблок. Рис. 2.5.

Щеки талевого блока удлинены и соединяются непосредственно с корпусом крюка при помощи легкосъемных осей. Шкивы тальблока закрыты защитным кожухом. Крюк выполнен из четырех пластин легированной и термообработанной листовой стали высокого качества, соединенных между собой заклепками с потайными головками, зев крюка защищен подушкой из литой стали. Главный параметр статическая грузоподъемность. Крюкоблок в процессе бурения воспринимает крутящий момент от вертлюга.

Ротор служит для удержания колонны на весу и вращения колонны бурильных труб. Главный параметр — статическая грузоподъемность. Рис. 2.4.

Вертлюг при вращении бурильной колонны ротором, надежно удерживает в зеве крюка серьгу вертлюга, при СПО надежно удерживает штроп, обеспечивает легкость манипуляции в процессе захвата и освобождения свечей. Рис. 2.6.

Рис. 2. 6. Вертлюг

Вертлюг относится к оборудованию для вращения бурильной колонны. Представляет собой промежуточное звено между вращающимся бурильным инструментом и нагнетательной линией циркуляционной системы через шланговое соединение от нагнетательной линии буровых насосов. В комплексе с ведущей трубой, обеспечивает свободное вращение колонн бурильных труб. Главный параметр — статическая грузоподъемность. В настоящее время в практике бурения применяется верхний привод бурильной колонны, позволяющий приводить во вращение бурильную колонну без участия ротора при промывке

§ 5. Механизмы и инструменты для спускоподъемных операций

Буровой ключ автоматический АКБ-3М2 предназначен для свинчивания и развинчивания бурильных и обсадных труб в процессе спускоподъемных операций при бурении нефтяных и газовых скважин. Диапазон работы ключа 108–216 мм, число оборотов 84–80 об/мин; максимальный крутящий момент 5000 кг*м, при ударе 8000 кг/м; привод — пневматический, управление — дистанционное. Является механизмом повышенной опасности, поэтому требования к технике безопасности при работе с ключом ужесточены, значительно сокращает ресурс бурильных труб из-за исноса замков сухарями АКБ. Гидравлические ключи, выпускаемые за рубежом. TSK, FARR и др. Выгодно отличаются от отечественных, своими характеристиками. Предназначены в основном для свинчивания обсадных труб.

Пневматический клиновой захват ПКР-560

ПКР-560 предназначен для механизированного захвата и освобождения бурильных и обсадных труб при спускоподъемных операциях в процессе бурения нефтяных и газовых скважин, рассчитан для работы на буровых установках БУ-125, БУ-160, БУ-200, с роторами У7–560–6, Р-560-Ш8 и Р-560. Управление дистанционное, пневмопривод. Диапазон работы захвата 73–168 мм, грузоподъемность — 320 т. ПКРО-560 имеет диапазон захвата 194–324 мм

Комплексы механизмов АСП для буровых установок

Комплекс механизмов АСП предназначен для механизации и частичной автоматизации спускоподъемных операций при бурении нефтяных и газовых скважин. Благодаря их применению сокращается время спускоподъемных операций, по сравнению с ручной расстановкой в среднем на 30–40 % и механизируются вспомогательные операции. Комплекс рассчитан на работу в комплекте с автоматическим стационарным буровым ключом типа АКБ, пневматическими клиньями типа ПКР и специальной талевой системой. Он позволяет использовать трубы диаметром от 89 до 146 мм и замки всех типов отечественного производства, а также большинство типоразмеров бурильных труб по стандарту API, принятому в США, может работать и с утяжеленными бурильными трубами до 178 мм. [9]

В состав АСП входит: автоматический элеватор, механизм захвата свечи, механизм подъема свечи, механизм расстановки свечи, подсвечники и магазины, подвижный центратор, пульт управления.

Автоматический элеватор — подвешен к талевому блоку и предназначен для подхвата и освобождения колонны бурильных труб вовремя СПО.

Механизм захвата свечи — состоит из захватного устройства и каретки, которая крепится к скобе стрелы механизма расстановки свечей. Захват и освобождение свечи происходит автоматически: захват при включении механизма подъема с пульта управления, а освобождение только после установки свечи на опору.

Механизм подъема свечи (МПС) — блок цилиндров двойного действия служит для подъема и спуска механизма захвата со свечой при переносе ее с центра скважины и обратно, МПС устанавливается на вышке и соединяется с механизмом захвата стальным канатом через обводные блоки.

Механизм расстановки свечей — переносит отвинченную свечу с центра скважины на подсвечник и обратно. Привод-электродвигатель.

Подсвечник — предназначен для установки свечей при подъеме бурильной колонны.

Подвижный центратор — удерживает верхний конец свечи в центре скважины при свинчивании и развинчивании. Центрирует талевый блок при движении. Перемещается по направляющим канатом.

Пульт управления — установлен на площадке для обслуживания подсвечника. Имеет сиденье для оператора с обогревом.

Рис. 2.7. Верхний силовой привод

Верхний привод буровой установки

Верхний привод буровой установки предназначен для вращения бурильной колонны с одновременной промывкой, разработан взамен ротору. Рис. 2.7. Подвижная часть системы верхнего привода состоит из вертлюга-редуктора, подвешенного на штропах на траверсе талевого блока. На верхней крышке вертлюга-редуктора предусмотрен взрывозащищенный электродвигатель постоянного тока. Один конец вала электродвигателя посредством эластичной муфты присоединен к быстроходному валу редуктора. На противоположном Рис. 2.9 Общий вид СВП модели LQ50BQ-JH конце — диско-колодочный тормоз. К корпусу вертлюга-редуктора крепится рама, через неё блоком роликов передается крутящий момент на направляющие и с них — на вышку. Между талевым блоком и вертлюгом-редуктором установлена система разгрузки резьбы, она обеспечивает автоматический вывод резьбовой части ниппеля замка бурильной трубы из муфты при развинчивании и ход ниппеля при свинчивании замка. Повреждение резьбы при этом исключается. Трубный манипулятор под действием зубчатой пары с приводом от гидромотора может поворачивать элеватор в любую необходимую сторону: на мостки, на шурф для наращивания и т. д. Трубный зажим нужен для захвата и удержания от вращения верхней муфты трубы во время свинчивания/развинчивания с ней ствола вертлюга. Между ниппелем и стволом вертлюга навернут ручной шаровой кран для неоперативного перекрытия внутреннего отверстия ствола вертлюга. Для оперативного перекрытия отверстия ствола вертлюга перед отводом установлен внутренний превентор (двойной шаровой кран), который также служит для удержания остатков промывочной жидкости после отвинчивания бурильной колонны. Вертлюжная головка служит для передачи рабочей жидкости с невращающейся части СВП на вращающуюся часть и позволяет не отсоединять гидравлические линии, когда трубный манипулятор вращается с бурильной колонной при бурении, при проработке скважины или позиционировании механизма отклонения штропов элеватора.

Система отклонения штропов предназначена для отвода/подвода элеватора к центру скважины. Система отклонения штропов представляет собой штропы, подвешенные на боковых рогах траверсы. К штропам крепятся гидроцилиндры отклонения штропов. [95]

Основной функцией верхнего силового привода является — вращение бурильной колонны с регулированием частоты при бурении, проработке и расширении ствола скважины, при подъеме/спуске бурильной колонны. Кроме того, он обеспечивает:

a. Торможение бурильной колонны и её удержание в заданном положении.

b. Обеспечение проведения спускоподъемных операций в том числе:

c. Наращивание/разборка бурильной колонны свечами и одиночными трубами;

d. Свинчивание/развинчивание бурильных труб, докрепление/раскрепление резьбовых соединений переводников и шаровых кранов;

e. Подача бурильных труб к стволу/удаление от ствола вертлюг. Проведение операций по спуску обсадных колонн в скважину.

f. Промывка скважины и одновременное проворачивание бурильной колонны.

g. Задание и обеспечение величин крутящего момента и частоты вращения, их измерение и вывод показаний на дисплей шкафа управления, выносной дисплей, пульт управления и на станцию геолого-технических исследований.

h. Дистанционное управление.

i. Герметизация внутритрубного пространства шаровыми кранами.

Преимущества СВП — экономия времени в процессе наращивания труб при бурении, коме того:

• Уменьшение вероятности прихватов бурового инструмента;

• Расширение/проработка ствола скважины при спуске и подъеме инструмента;

• Повышение точности проводки скважин при направленном бурении;

• Повышение безопасности буровой бригады;

• Снижение вероятности выброса флюида из скважины через бурильную колонну;

• Облегчение спуска обсадных труб в зонах осложнений за счет вращения и промывки;

• Повышение качества керна.

Согласно требований правил в НГДП, буровые установки должны оснащаться верхним приводом при: [25]

1. Бурении скважин с глубины более 4500 м;

2. Вскрытии пластов с ожидаемым содержанием в пластовом флюиде сероводорода свыше 6 (объемных) процентов;

3. Наборе угла с радиусом кривизны менее 30 м в наклонно-направленных скважинах;

4. Бурении горизонтального участка ствола скважины длиной более 300 м в скважинах глубиной по вертикали более 3000 м.

Верхний силовой привод должен быть совместим со средствами механизации спускоподъемных операций. Управление исполнительными механизмами и приводом силового блока должно осуществляться с пульта управления, расположенного компактно с пультами управления другим оборудованием буровой установки (лебедкой, автоматическим ключом и др.). Элементы верхнего привода (направляющие балки, модуль исполнительных механизмов и т. д.) не должны создавать помех для ведения других технологических операций. Грузоподъемность верхнего привода должна соответствовать грузоподъемности буровой установки. Конструкция верхнего привода должна предусматривать наличие системы противофонтанной арматуры, датчиков положения исполнительных механизмов, скорости вращения стволовой части и момента вращения. Технические характеристики верхнего привода ИПВЭ-250 приведены в таблице 2.

Таблица 2. Технические характеристики верхнего привода ИПВЭ-250

Машинные ключи

Предназначены для свинчивания и развинчивания бурильных, обсадных, насосно-компрессорных труб и штанг.

• Машинные ключи подвешиваются горизонтально на стальных канатах диаметром не менее 12,8 мм, и оборудуется контргрузами для легкости регулирования высоты, либо пневмоцилиндрами.

• Машинный ключ, кроме рабочего каната, оснащается страховым канатом диаметром не менее 18 мм, который одним концом крепится к корпусу ключа, а другим — к основанию вышки. Страховой канат должен быть длиннее рабочего на 5–10 см. Машинные ключи должны проходить периодическую проверку методами дефектоскопии.

Таблица 3. Техническая характеристика подвесных машинных ключей

На практике для спуска обсадных колонн используют УМК-1, с добавочным шарниром.

Для насосно-компрессорных труб в основном используются ключи КТГУ. Им пользуются как при ручной работе, так и при помощи механизмов АПР 2ВБ и др.

На практике, на износ сменных элементов ключа, кроме сухарей, мало обращают внимания. За счет частого приложения значительных усилий, сменные элементы ключа имеют остаточную деформацию (удлиняются), и при работе ключа проскальзывают на замке трубы. Использование лома для фиксации ключа на замке трубы, часто приводит к травмам и смертельным случаям персонала буровой бригады.

Ключи шарнирные для бурильных геологоразведочных труб выпускаются для труб диаметром от 33,5 мм до 63,5 мм. Ключи шарнирные для труб нефтяного сортамента выпускаются размерами от 34,5 мм до 243 мм.

Штропы

Штропы — предназначены для подвески элеватора на крюк талевой системы. Конструктивно это замкнутая стальная петля овальной формы, сильно вытянутая по оси. Изготавливаются цельнокатаными и сварными. Штропы различают:

• Буровые нормальные ШБН;

• Буровые укороченные ШБУ;

• Эксплуатационные ШЭ.

Выпускаются грузоподъемностью от 10 до 320 т.

Элеваторы

Элеватор предназначен для захвата колонны труб под муфту, либо под хомут при отсутствии муфты, либо под проточку (УБТ).

При бурении нефтяных и газовых скважин применяют двухштропные элеваторы. Корпус элеватора выполняется литым или кованым. Элеваторы могут быть как для бурильных так и для обсадных труб. Выпускаются диаметрами от 60 мм до 478 мм. Грузоподъемность до 320 т. Для спуска и подъема УБТ, при отсутствии проточки на теле УБТ применяют специальные клинья. Однако, высокая аварийность с ручными клиньями, ограничивает их применение.

§ 6. Буровые насосы, механизмы очистки раствора

Буровые насосы предназначены для промывки скважины (Рис. 2.8.) [9] В настоящее время промышленностью выпускаются насосы двухцилиндровые и трехцилиндровые поршневые и плунжерные, быстроходные одностороннего действия. Способны производить промывку скважины при высоких давлениях в широком диапазоне подачи.

Забор бурового раствора производится из мерных емкостей циркуляционной системы, может подаваться посредством подпорного насоса. Далее насос, рис 2.8. под давлением подает раствор через систему трубопроводов высокого давления — манифольдов в колонну бурильных труб. Рабочее давление создаваемое буровыми насосами может варьироваться до 30 МПа в зависимости от диаметра подобранных поршней и оборотов насоса. Приводится буровой насос от двигателя внутреннего сгорания через понижающий редуктор, или от электродвигателя.

Рис. 2.8. Буровой насос

Буровой насос состоит из:

• Механическая часть;

• Гидравлический блок;

• Основание насоса;

• Всасывающий коллектор;

• Выкидной фланец;

• Компенсатор;

• Предохранительный узел;

• Приводное колесо;

• Система омыва (охлаждения) штоков.

Механическая часть состоит из корпуса, в котором установлен коленвал с зубчатыми шестернями. На шатунных шейках коленвала установлены шатуны. Поступательное движение от шатунов передается к ползунам (крейцкопфам). К крейцкопфу крепится полушток, а к полуштоку — шток поршня. Гидравлическая часть представляет собой два или три (в зависимости от вида насоса) гидравлических блока, каждый гидравлический блок состоит из металлической отливки с каналами для бурового раствора, имеет всасывающую и выкидную полость с соответствующими клапанами и поршень смонтирован на шоке. Всасывающий коллектор представляет собой трубопровод, через который происходит засасывание бурового раствора поршнем через всасывающие клапана. К выкидному фланцу подсоединяется манифольд. Компенсатор служит для сглаживания пульсации давления в выкидном коллекторе, которое получается в результате поочередной работы поршней. Компенсатор имеет внутри резиновый баллон заполненный инертным газом (азотом) под давлением от 2 до 5 Мпа. Предохранительный узел представляет собой металлический корпус с установленным внутри предохранительным клапаном отрегулированным на определенное давление срабатывания. Служит для сброса бурового раствора в мерные емкости при аварийном повышении давления.

Система омыва штоков представляет собой следующее: насос приводимый электродвигателем забирает жидкость (масло или воду) из специальной емкости установленной под буровым насосом и подает её на движущиеся штока поршней, жидкость омывая штока и одновременно охлаждая их сливается обратно в емкость, цикл повторяется. [9]

Главный параметр насоса — мощность.

Nг = P*Q/7,5 л. с (2.1)

Где:

P-давление развиваемое насосом, кг/см²;

Q-расход жидкости, л/с;

Буровой раствор, выполняя одну из своих основных функций — вынос шлама и очистку забоя, раствор при этом загрязняется, теряя свои заданные свойства, удовлетворяющие условиям бурения скважины:

• Меняется плотность бурового раствора;

• • Ухудшаются фильтрационные свойства;

• Изменяются реологические константы раствора.

Без восстановления заданных свойств раствора дальнейшее безаварийное углубления скважины невозможно. Химическая обработка такого раствора неэффективна. Для восстановления свойств бурового раствора в циркуляционной системе имеются механизмы и устройства для: очистки бурового раствора — вибросита, Рис 2.8, это первая ступень очистки, удаляет 10–20 % шлама размером более 75–100 мкм. Очистная и пропускная способность вибросит определяется площадью ситовой поверхности, размером ячейки ситовой кассеты и виброускорением. Прямоугольное вибросито предназначено для очистки бурового раствора от частиц выбуренных пород при бурении нефтяных, газовых и других скважин, и эффективно удаляет шлам из системы циркуляции.

Рис. 2.8. Вибросито

Песко и илоотделители, центрифуги

Постоянное накопление шлама в растворе ведет к увеличению плотности и высокому содержанию твердой фазы. Абразивные частицы, находясь в растворе при циркуляции, ведут к износу оборудования. Высокое содержание твердой фазы уменьшает механическую скорость бурения, а высокая плотность может привести к интенсивным поглощениям бурового раствора, что может привести к аварии. Для регулирования содержания твердой фазы и уменьшения плотности бурового раствора можно использовать следующие способы:

• Разбавление раствора водой;

• Замещение части бурового раствора более легким

• Осаждение частиц шлама в отстойниках очистка с помощью механических средств.

На практике обычно используют комбинацию из нескольких способов. Наиболее эффективным является способ очистки буровых растворов с помощью механических средств. [9] Он позволяет снизить влияние выбуренной породы на свойства раствора и как следствие сохранить его качество. Для этого применяют ряд механических средств, позволяющих сократить время взаимодействия и количество частиц в буровом растворе. Эти установки условно можно разделить по глубине очистки раствора от выбуренной породы, т. е. по размеру частиц удаляемых на конкретной установке. Средства тонкой очистки представлены более широким спектром механических средств: сито-гидроциклонные сепараторы, песко и илоотделители, деканторные центрифуги и т. п. Деление гидроциклонных сепараторов производится условно по диаметру внутренней цилиндрической части гидроциклона и по способности отделения частиц на пескоотделители и илоотделители. Центрифуги делятся на прямоточные и противоточные (характер движения жидкости внутри барабана), по отношению диаметра барабана к его длине, по скорости вращения барабана (высокоскоростные и низкоскоростные). Набор средств для очистки бурового раствора подбирается исходя из условий бурения и поставленных задач. Порядок прохождения раствора по установкам определяет схему циркуляции раствора и ступенчатость системы. Гидравлическая очистка промывочных жидкостей от шлама осуществляется в гидроциклонах и центрифугах. В основу гидроциклонного разделения твердых частиц и жидкости заложен принцип использования центробежных сил, возникающих в аппарате при прокачке через него жидкости. Гидроциклон (рис. 2.9.) представляет собой корпус 1, состоящий из верхней короткой цилиндрической части и нижней удлиненной конусной части. Из внутренней полости сосуда через верхнюю крышку выводится выходной патрубок 3, Конус заканчивается внизу выпускным каналом с песковой насадкой 4. Жидкость со взвешенными в ней твердыми частицами через сужающийся входной патрубок 2 С некоторым перепадом давления тангенциально вводится во внутреннюю цилиндрическую полость гидроциклона и приобретает вихревое движение. Под действием центробежных сил более крупные и тяжелые частички породы отбрасываются к стенкам гидроциклона и в результате сложного взаимодействия тангенциальных, радиальных и осевых сил сползают в нижнюю коническую часть аппарата. Здесь в первый момент работы аппарата накапливается некоторая часть песка до образования так называемой шламовой «постели», играющей роль гидравлического затвора на выходе гидроциклона. После образования «постели» вновь поступающий песок с частью жидкости сбрасывается через песковую насадку 4. Очищенная жидкость по внутреннему спиральному потоку поднимается через выходной патрубок 3. Окружная скорость υ вращательного движения жидкости в гидроциклоне приближенно определяется выражением: υ = A/R, где А — постоянная величина для данного гидроциклона, R — расстояние от оси гидроциклона. [9]

Рис. 2.9. Схема гидроциклона

1 — корпус;

2 — входной патрубок;

3 — выходной патрубок;

4 — песковая насадка.

Пескоотделители: Пескоотделители являются гидроциклонными сепараторами твердых частиц удаляющими частицы размером более 74 мкм, т. е. песок (абразивные частицы). Название «пескоотделитель» говорит само за себя: этот тип оборудования удаляет твердые частицы «песчаного» размера из буровых растворов. Для того чтобы производить более эффективное удаление твердых абразивных частиц, после вибросит обязательно устанавливают пескоотделитель.

Илоотделители: Илоотделители являются гидороциклонными сепараторами твердых частиц и удаляющие ил из бурового раствора. В зависимости от диаметра циклона зависит и тонкость очистки бурового раствора.

Центрифуга: Декантирующая центрифуга имеет цилиндрический конусообразный барабан (см рис. 2.10.) относительно большим соотношением длины и диаметра. Особенностью конструкции является встроенный внутри барабана шнековый конвеер, предназначенный для постоянной выгрузки отсепарированной твердой фазы. Скорость вращения барабана колеблется в пределах от 1000 до 4000 оборотов в минуту, позволяющая развивать силу “д” от 500 до 4000. Технологическая жидкость 3 подается в цилиндрическую секцию, где она образует слой вокруг стенок. Толщина этого слоя зависит от расположенных в концевой части порогов, через которые осветленная жидкость сливается под действием центробежной силы. Твердые частицы, как более тяжелые, собираются у стенки барабана и откуда они непрерывно выводятся с помощью шнекового конвейера и поднимаются вверх по конической части — намыву (пляжу) — и далее наружу через выгрузные отверстия 5, расположенные в суженной части конуса барабана.

Рис. 2.10. Декантирующая центрифуга

Технические характеристики оборудования для очистки бурового раствора отечественного производства. Для химической обработки бурового раствора и приготовления раствора в циркуляционной системе предусмотрены механизмы и оборудование для быстрого приготовления раствора — глиномешалки, гидроворонки, дозировочные емкости для ввода жидких реагентов. Кроме того, циркуляционная система позволяет иметь необходимое количество раствора, заданных свойств, для обеспечения предупреждения и ликвидации нефтегазопроявлений и фонтанов.

Дегазаторы Служат для удаление воздуха, газа из раствора, [9]. Кислые газы, такие как двуокись углерода, могут привести к понижению рН раствора и вызвать его флокуляцию. Снижение гидравлической мощности вследствие присутствия в растворе газа отрицательно сказывается на всем процессе бурения. Оптимизированные программы бурения требуют, чтобы на долоте срабатывалось до 65–70 % гидравлической мощности. Но снижение объемного коэффициента полезного действия насоса в результате газирования бурового раствора влечет за собой существенное уменьшение подачи насосов. Газ из пласта попадает в буровой раствор в результате отрицательного дифференциального давления между скважиной и пластом либо вследствие высокой скорости бурения, когда пластовый газ не успевает оттесниться фильтратом от забоя и стенок скважины и попадает в поток раствора вместе с выбуренной породой. Газ в буровом растворе может находиться в свободном, жидком и растворенном состоянии. По мере перемещения потока раствора к устью пузырьки свободного газа увеличиваются в объеме в результате снижения давления, сливаются друг с другом, образуя газовые пробки, которые прорываются в атмосферу. Свободный газ легко удаляется из раствора в поверхностной циркуляционной системе путем перемешивания в желобах, на виброситах, в емкостях. При устойчивом газировании, например во время бурения при несбалансированном давлении, свободный газ удаляют из бурового раствора с помощью газового сепаратора. Пузырьки газа, которые не извлекаются из бурового раствора при перепаде давления между ними и атмосферой, оказываются вовлеченными в буровой раствор, и для их удаления требуется дополнительная энергия. Полнота дегазации бурового раствора зависит от его плотности, количества твердой фазы, вязкости и прочности структуры. Существенную роль играют также поверхностное натяжение жидкости, размер пузырьков и силы взаимного притяжения. В связи с высоким поверхностным натяжением трудно поддаются дегазации буровые растворы на углеводородной основе, а также растворы, содержащие в качестве регулятора водоотдачи крахмал. Некоторые углеводороды, проникая из пласта в буровой раствор при повышенных температуре и давлении, остаются в жидком состоянии. Попадая в другие термодинамические условия, например в поверхностную циркуляционную систему, они превращаются в газ и заметно изменяют технологические свойства бурового раствора. Некоторые газы при повышенных температуре и давлении проникают в межмолекулярную структуру бурового раствора и вызывают едва заметное увеличение его объема. Наиболее опасны в этом отношении растворы на углеводородной основе, в которые может проникать большое количество пластового газа. Попадающий в циркуляционный поток газ приводит к изменению всех технологических свойств бурового раствора, а также режима промывки скважины. Кроме очевидного уменьшения плотности раствора изменяются также его реологические свойства — по мере газирования раствор становится более вязким, как и всякая двухфазная система. Пузырьки газа препятствуют удалению шлама из раствора, поэтому оборудование для очистки от шлама работает неэффективно. Кислые газы, такие как двуокись углерода, могут привести к понижению рН раствора и вызвать его флокуляцию. Обнаружить вовлеченный таким способом в буровой раствор природный газ очень трудно. Растворы, газированные сероводородом, создают особенные трудности при дегазации:

• Система дегазации должна быть весьма эффективной, так как при объемной концентрации 0,1 % сероводород — опасный яд;

• Сероводород взрывоопасен даже при объемной концентрации 4,3 % (для сравнения, нижний предел взрываемости метана 5 %);

• Сероводород растворим в буровых растворах, его растворимость в воде приблизительно пропорциональна давлению;

• Сероводород обладает высокой корродирующей способностью.

Различная степень газирования бурового раствора требует применения разного оборудования для дегазации. Свободный газ удаляется достаточно просто. Поток раствора из межтрубного пространства поступает в сепаратор, где газ отделяется от раствора и направляется по отводной линии на факел. Оставшийся в растворе свободный газ удаляется в атмосферу окончательно на виброситах или в емкости для сбора очищенного от шлама раствора. Газ, проникший в молекулярную структуру раствора, извлечь значительно труднее. Для этого требуется не только затратить некоторую энергию, но и часто необходимо применять понизители вязкости и поверхностного натяжения, если используется недостаточно совершенная система дегазации. Обычная схема дегазации бурового раствора при интенсивном поступлении газа (например, при несбалансированном давлении в скважине): Газожидкостный поток из скважины, дойдя до вращающегося превентора, через регулируемый штуцер и герметичные манифольды поступает в газовый сепаратор, где из раствора выделяется основной объем газа. Очищенный от свободного газа раствор поступает на вибросито и собирается в первой емкости циркуляционной системы. Дальнейшая очистка раствора от газа осуществляется с помощью специального аппарата-дегазатора. Окончательная дегазация происходит в промежуточных емкостях циркуляционной системы с помощью механических перемешивателей. Газовый сепаратор (рис. 2.11), используемый в качестве первой ступени очистки бурового раствора от газа представляет собой герметичный сосуд сравнительно большого объема, оборудованный системой манифольдов, клапанов и приборов.

Рис. 2.11. Сепаратор СРБ-2

Буровой раствор из скважины через вращающийся превентор и регулируемый штуцер по закрытому манифольду поступает по тангенциальному вводу в полость газового сепаратора, где скорость потока резко снижается. В результате действия инерционного и гравитационного полей происходит интенсивное выделение из бурового раствора газа, который скапливается в верхней части сепаратора и отводится по трубопроводу на факел. Буровой раствор, очищенный от свободного газа, собирается в нижней части газосепаратора, откуда он подается по линии для очистки от шлама на вибросито. Современные газовые сепараторы, имеющие вместимость 1–4 м³, рассчитаны на давление до 1,6 МПа и устанавливаются непосредственно над первой емкостью циркуляционной системы. Они оборудуются предохранительным клапаном, регулятором уровня бурового раствора поплавкого типа и эжекторным устройством для продувки и очистки сепаратора от накопившегося шлама. Однако при наличии в растворе токсичного газа, например сероводорода, поток из сепаратора по закрытому трубопроводу сразу подается на дегазатор для очистки от газа. В этом случае только после окончательной дегазации раствор очищают от шлама. В качестве второй, а иногда и единственной ступени очистки раствора от газа обычно применяют дегазаторы, которые условно классифицируют на следующие типы: по величине давления в камере — на вакуумные и атмосферные; по способу подачи газированного бурового раствора в камеру — на гравитационные, эжекционные и центробежные. При центробежной подаче бурового раствора используют, как правило, самопродувающиеся центробежные насосы. В вакуумных дегазаторах иногда применяют самозаполняющиеся центробежные насосы. Наибольшее распространение в отечественной и зарубежной практике получили вакуумные дегазаторы с эжекционной и центробежной подачей газированного бурового раствора. Разрежение в полости таких дегазаторов создается вакуумным насосом и эжектором. Газированный раствор подается в камеру дегазаторов обычно за счет разности давлений между атмосферой и вакуумированной камерой. Это не самый эффективный, но очень надежный способ подачи бурового раствора в дегазатор. Обычно центробежные насосы для этой цели непригодны вследствие способности «запираться» газовыми пробками. Степень вакуума в камере дегазаторов — наиболее важный технологический фактор дегазации и определяется не только разрежением в камере эжектора и техническими возможностями вакуум-насоса, но и, прежде всего, высотой всасывающей линии. Она должна быть такой, чтобы в камере дегазатора обеспечивался вакуум 0,03 МПа. Другим важным фактором, влияющим на глубину дегазации бурового раствора в дегазаторе, является длительность нахождения раствора в камере. Чем выше скорость циркуляции раствора в камере дегазатора, тем меньше времени раствор находится в ней и, следовательно, хуже дегазируется. Для улучшения дегазации необходимо уменьшать скорость циркуляции бурового раствора. Так, при циркуляции 24 л/с дегазация каждой порции раствора в аппаратах вакуумного типа будет длиться 25 с, а при 48 л/с — около 12 с. практически полная дегазация бурового раствора в аппаратах вакуумного типа происходит за 10–20 с. [9] Обычно с помощью газового сепаратора удается выделять из бурового раствора десятки кубических метров газа в минуту. Дегазатор — технологическая установка для дегазации бурового раствора, выполняющая следующие функции:

1. Восстановление удельного веса буровых промывочных растворов после их грубой очистки от выбуренной породы;

2. Выделение из бурового раствора попутных газов и направление их в газовоздушную линию использование либо в качестве первой ступени очистки раствора от газа, либо в качестве второй ступени после газового сепаратора (в случае метода бурения при равновесном и несбал ансированном давлении в скважине).

Рис. 2. 12. Дегазатор ДВС-3

В конструктивном и технологическом плане дегазаторы делятся на:

• Вакуумные

• Центробежно-вакуумные

• Атмосферные

Дегазаторы вакуумного типа по механизму работы делятся на дегазаторы Циклического и Непрерывного действия [9]

1.1. Вакуумные дегазаторы циклического действия представляют собой автоматизированные установки, в основе которых двухкамерная герметичная ёмкость. Камеры включаются последовательно при запуске золотникового устройства; Таким образом, производительность по раствору достигает 25–60 л/с. Дегазаторы вакуумного типа с механизмом непрерывного действия представлены горизонтальными цилиндрическими ёмкостями с наклонными пластинами, располагающимися в верхних частях этих ёмкостей.

Механизм работы: буровой раствор аэрируется, под действием вакуума поступает в камеру и там дегазируется, образуя тонкий слой на пластинах цилиндрических ёмкостей.

2.2. В основе дегазатора центробежно-вакуумного типа — цилиндрический вертикальный корпус. Дегазируемый буровой раствор разбрызгивается на стенки этого корпуса (раствор поступает в подводящий трубопровод под действием вакуума). Производительность этого механизма доходит до 50,5 л/с;

3.3. В атмосферном дегазаторе буровой раствор выделяется радиально на стенки цилиндрической вертикальной камеры.

В результате удара и распыления выделившийся газ уходит в атмосферу либо отсасывается воздуходувкой. Атмосферным механизмом производительность дегазатора может доходить до 38 л/с; Среди вакуумных дегазаторов наибольшее применение находит Дегазатор нефтегазовый самовсасывающий ДВС-3.

В результате на вторую ступень дегазации — в дегазатор — поступает буровой раствор с содержанием газа не более 20 %. Некоторые типы вакуумных дегазаторов обеспечивают скорость извлечения газа 0,1–0,25 м³/мин, пропуская буровой раствор объемом 1–3 м³/мин. В худшем случае остаточное содержание газа в буровом растворе после обработки в дегазаторе не превышает 2 %. Типичным представителем дегазаторов вакуумного типа, используемых в отечественном бурении, является дегазатор типа ДВС рис. 2.15. Вакуумный дегазатор представляет собой двухкамерную герметичную емкость, вакуум в которой создается насосом. Камеры включаются в работу поочередно при помощи золотникового устройства. Производительность дегазатора по раствору достигает 45 л/с, остаточное газосодержание в растворе после обработки не превышает 2 %. Привод вакуумного насоса осуществляется от электродвигателя мощностью 22 кВт. Центробежно-вакуумный дегазатор ЦВА состоит из цилиндрического вертикально установленного корпуса, внутри которого с высокой частотой вращается вал с ротором, подобным рабочему колесу центробежного насоса с загнутыми назад лопатками. Поступающий в ЦВА газированный буровой раствор интенсивно разбрызгивается ротором тонким слоем внутри корпуса и дегазируется. Дегазированный раствор перекачивается обратно в ЦС с помощью осевого насоса, а выделившийся из раствора газ отводится вентилятором по отводным каналам наружу. [9] Центробежно-вакуумный аппарат типа ЦВА обеспечивает не только эффективную дегазацию буровых растворов, но и интенсивное перемешивание входящих в него жидких и твердых компонентов В используемых в зарубежной практике атмосферных аппаратах дегазация бурового раствора происходит в результате турбулизации тонкого плоского потока. Обычно раствор в дегазатор такого типа поступает при подаче насоса примерно 35 л/с, чтобы скорость течения на входе в дегазатор составляла примерно 1 м/с. В камере дегазатора имеется система наклонных плоских перегородок, по которым стекает, периодически завихряясь, буровой раствор. Толщина слоя раствора на перегородках 10–15 мм, а длина пути раствора 3,5 м. Дегазаторы такого типа недостаточно эффективны при использовании растворов с повышенными значениями плотности, вязкости и СНС. Исследования показали, что даже при многократной дегазации таких растворов полного удаления газа из раствора достичь не удается. Отечественной промышленностью широко используется вакуумный дегазатор ДВС. Есть случаи, когда раствор из скважины выходит газированный, но это не работа пласта и утяжеление раствора приводит к поглощению промывочной жидкости с последующим газопроявлением. В этом случае решением может быть использование вышеперечисленных средств дегазации раствора (скважины на газовом месторождении Адамташ в Узбекистане).

Циркуляционная система буровой установки

Циркуляционная система буровой установки предназначена для приготовления, очистки, хранения бурового раствора, регулирования свойств и циркуляции бурового раствора, обеспечивающей вынос выбуренной породы и подведение мощности к забойному двигателю и долоту. Наземная часть циркуляционной системы может быть разбита на подсистему нагнетания и регулирования подачи бурового раствора, и подсистему приготовления, утяжеления, очистки, регенерации и регулирования свойств бурового раствора и глушение скважины при ГНВП. Многократная замкнутая циркуляция дает значительную экономическую выгоду благодаря сокращению расхода химических компонентов и других ценных материалов, входящих в состав буровых растворов. Важно также отметить, что замкнутая циркуляция предотвращает загрязнение окружающей среды стоками бурового раствора, содержащего химически агрессивные и токсичные компоненты.

Циркуляционная система буровой установки играет первостепенную роль в борьбе с проявлениями. Емкостной парк, насосы и вертлюги должны соответствовать номинальной глубине бурящейся скважины. При отсутствии или поломке дегазатора для удаления газа из бурового раствора требуются достаточная площадь свободной поверхности бурового раствора в емкостях и система перемешивания для всего раствора. Необходимо иметь мощные мешалки в емкостях — механические, пропеллерного типа, по 2 в каждой ёмкости, производительное оборудование для приготовления раствора. Правильность выбора схемы и комплекта оборудования циркуляционной системы, качество монтажа (герметичность системы, исправность оборудования, соблюдение необходимых уклонов желобов, устройство ограждений, размещение датчиков) значительно влияет на величину производительного времени, качество и скорость обработки и утяжеления раствора. Недооценка значимости этого требования, негативно сказывается на сроках и качестве строительства скважины. Основные составные узлы ЦС:

• Блок очистки;

• Промежуточные и приемные емкости;

• Блоки приготовления и утяжеления буровых растворов и химреагентов;

• Желобная система;

• Насосный коллектор;

• Энергомодуль;

• Укрытие;

• Перемешиватели раствора (предпочтительны механические);

• Механизмы приготовления (гидромешалки, фрезерно струйные мельницы, гидроворонки — предпочтительны из-за высокой производительности);

• Доливная емкость;

• Ленточный транспортер;

• Шнековый транспортер;

• Кран-балка для перемещения контейнеров с сыпучими материалами.

Помещения циркуляционной системы оборудуются приточно-вытяжной вентиляцией. В районах Крайнего Севера, емкости для раствора оборудуются системой обогрева раствора. Автономность рабочих и запасных емкостей необходимо поддерживать профилактикой запорной арматуры, перемешивателей и чистотой емкостей, на запасных емкостях должна быть табличка с указанием типа раствора и его плотности, все емкости, кроме блока очистки должны быть снабжены мерными линейками, даже при наличие уровнемеров ГТИ. [90]

Из резервуаров подготовленный раствор направляется в подпорные насосы, которые впоследствии нагнетают его в буровые насосы (подпорные насосы можно заменить установкой подпорной емкости на высоте 1 м от уровня насосного коллектора, с закачкой в нее раствора центробежным насосом). В свою очередь буровые насосы направляют раствор (под высоким давлением) через нагнетательные линии, гибкий рукав и вертлюг, непосредственно в бурильную колонну. После этого буровой раствор, проходя через бурильную колонну, и забойному двигателю, проходит через долото. Раствор с высокой скоростью выходит из долота, тем самым очищая его и забой от выработанной породы. Оставшаяся часть энергии этого раствора уходит на подъем выбуренной породы, а также на преодоление сопротивлений, присутствующих в затрубном кольцевом пространстве. Отработанный раствор, который поднимается на поверхность, дегазируется, направляется в узел очистки, где из него удаляются частицы породы, песок, ил и прочие загрязнения. Затем предварительно очищенный раствор подается в подпорные насосы.

Системы для приготовления и очистки бурового раствора являют собой отдельные агрегаты, которые монтируются на желобной системе (над приемными резервуарами рабочих насосов). Нагнетательная линия включает в себя трубопроводы высокого давления, посредством которых раствор передается к стояку, а также к устью скважины. Линия оснащается специальной запорной арматурой, защитным клапаном и контрольно-измерительными приборами. Низконапорная часть циркуляционной установки оснащается устройствами, предназначенными для очистки раствора от выбуренной породы, газа, песка, а также смесительными устройствами, выполняющими функцию приготовления, утяжеления, восстановления и регулирования свойств рабочего раствора. Устройства соединяются с резервуарами посредством трубопроводов, оснащаются шиберными задвижками, а также перекачивающими и подпорными насосами. Циркуляционная система, с комплектом вышеперечисленного оборудования, может работать как со сбросом шлама в амбар, так и при без амбарной системе бурения.

Гидроворонка

В настоящее время самым эффективным устройством для приготовления и утяжеления раствора является гидроворонка (Рис 2.13).

Рис. 2.13. Гидроворонка

Работает посредством создания вакуума, при истечении жидкости через насадку (опыт Паскаля). Условия эффективности работы гидроворонки: длина насадки должна быть меньше, либо равна трем диметрам насадки (Lнас. ≤3dнас.) При создании давления на насадке 100–120 атм, воронка может засасывать сыпучие материалы через гофрированный шланг.

§ 7. Противовыбросовое оборудование

Противовыбросовое оборудование (ПВО) предназначено для герметизации устья скважины при строительстве скважин и капитальном ремонте для предупреждения, и ликвидации нефтегазопроявлений и открытых фонтанов. Монтируется на устье скважины на обсадную колонну, спущенную до ожидаемого вскрытия горизонта содержащего углеводороды.

В состав оборудования входит (Рис. 2.14, 2.15) [9]: стволовая часть (превентора с переходными катушками), манифольд, трубопроводы, пульт управления с импульсными трубками, гидроуправляемые элементы. ПВО может герметизировать устье скважины, как с бурильными трубами, так и при их отсутствии. Станция управления предназначена для дистанционного управления превенторами. Управление осуществляется, как с основного, так и со вспомогательного пультов. Аббревиатура ПВО: ОП5–230/80х35А

ОП — оборудование противовыбросовое; 230 — диаметр проходного отверстия, мм; 35 — рабочее давление, МПа;

Рис. 2. 14. Превенторная установка

Рис. 2.15. Принципиальная схема монтажа ПВО

Превентор плашечный рис. 2.16 является основным герметизирующим устройством, который устанавливается на устье скважины для предотвращения выбросов и воздействия на скважину при проявлениях, им можно герметизировать скважину как при наличие в ней бурильных труб, так и при отсутствии в ней бурильных труб, так и при их отсутствии. Крепление превентора осуществляется с помощью комплекта резьбовых шпилек к фланцу ниже смонтированного узла (крестовины, катушки или другого превентора). Уплотнение фланцев осуществляется с помощью специального уплотняющего стального кольца.

Рис. 2. 16. Устройство плашечного превентора

По количеству секций превенторы плашечные изготавливаются:

1. Односекционные;

2. Двухсекционные;

3. Трехсекционные.

С помощью плашечных превенторов выполняют следующие операции:

• Герметизацию устья при наличие и отсутствии бурильного инструмента в скважине;

• Срезание труб (при установке превентора со срезающими плашками, закрытием плашек были перерезаны бурильные трубы диаметром 127×12 мм, предотвращен открытый нефтегазовый фонтан в скважине 108 Тенгиз, при подъеме бурильных труб);

• Проворачивании и расхаживании колонны труб на гладкой части трубы по длине от муфты до муфты (при контролируемом давлении в камере закрытия);

• Разгрузка колонны труб на плашки и удержанием колонны плашками от выброса (при возрастании давления в скважине);

• Спуск м подъем части колонны при загерметизированном устье скважины в случае установки двух плашечных превенторов (метод шлюзования);

• Восстановление циркуляции промывочной жидкости с противодавлением на пласт;

• Быстрое снижение давления в скважине;

• Закачку раствора обратной циркуляцией (через затрубное пространство);

Устройство плашечного превентора показано на рис. 2. 19.[9]

Для работы превентора существует три вида плашек:

1. Трубные — для герметизации скважины при наличие в ней колонны труб;

2. Срезные — для геметизации как при наличие труб, так и при их отсутствии;

3. Глухие — для герметизации скважины при отсутствии труб.

Открытие и закрытие плашек осуществляется посредством гидравлической жидкости подаваемой под давлением в полости цилиндров. Также предусмотрена возможность закрытия плашек вручную, с помощью специального штурвала.

Превентор универсальный гидравлический (ПУГ) Как следует из названия, является универсальным герметизирующим устройством. Устанавливается на устье скважины, как правило поверх плашечного превентора, к которому крепится посредством резьбовых шпилек. Запирание и отпирание скважины производится только при помощи гидравлики. Превентор универсальный гидравлический является дополнительным средством герметизации скважины рис. 2.17.

Рис. 2.17. Устройство универсального превентора

Как правило он рассчитан на половину давления, выдерживаемого плашечным превентором.

Преветор универсальный гидравлический используется для:

• Герметизации устья при наличии бурильного инструмента в скважине, на любой части бурильной колонны (гладкая часть, замковые соединения) УБТ, квадрат и др.), обсадных или насосно-компрессорных труб;

• Герметизации устья при отсутствии бурильного инструмента в скважине расхаживания инструмента;

• Протаскивания инструмента с замковыми соединениями (при наличии на них фасок под углом 18°) на небольшой скорости (при контролируемом давлении в камере закрытия);

• Быстрого снижения давления в скважине.

Причем не требует в отличие от плашечного, подбора плашек, а может герметизировать скважину с трубами различного размера в определенном диапазоне.

1-верхний фланец;

2-верхняя секция корпуса;

3-Уплотнительный элемент корпуса;

4-Переходное кольцо;

5-Поршень;

6-Нижняя секция корпуса;

7-Нижний фланец.

Принцип работы ПУГа в следующем. Через специальный канал к в нижней секции корпуса (на рисунке не показан) под поршень поступает гидравлическая жидкость под давлением, поршень двигается вверх и давит на резиновый элемент, резиновый элемент скользит направляющими полозьями (армированными стальными пластинами) по внутренней стенке верхней секции корпуса. Таким образом резиновый элемент сжимается в верхней части и герметизирует свою внутреннюю полость. [9]

В настоящее время для монтажа ПВО, согласно ГОСТ 13862 90, существует 10 схем. [71] Монтаж противовыбросового оборудования должен производится в соответствии со схемой обвязки устья скважины, которая определяется из геолого-технических условий; технической документацией (технический паспорт, технические условия или инструкция по эксплуатации); соответствующих правил; схем и ГОСТов при освоении, текущем и капитальном ремонте и в соответствии с положениями настоящей инструкции. Выбранная схема должна быть указана в плане работ на ремонт (освоение) скважины. В процессе работ допускается переход от одной схемы обвязки устья скважины противовыбросовым оборудованием к другой. Все изменения должны указываться в плане работ. К работе по монтажу и эксплуатации допускаются работники, прошедшие подготовку по курсу “Контроль скважины. Управление скважиной при ГНВП”.

Схема 2.1. и 2.2. — с механическим (ручным) приводом; — с гидравлическим приводом. В ОП для ремонта — привод механический или гидравлический, для бурения — гидравлический.

Рис. 2.18. Схема 1 согласно ГОСТ 13862 90

Рис. 2.19. Схема 2 согласно ГОСТ 13862 90

Рис. 2.20. Схема 3 согласно ГОСТ 13862 90

Рис. 2.21. Схема 4 согласно ГОСТ 13862 90

Рис. 2.22. Схема 5 согласно ГОСТ 13862 90

Рис. 2.23. Схема 6 согласно ГОСТ 13862 90

Рис. 2.24. Схема 7 согласно ГОСТ 13862 90

Рис. 2.24. Схема 8 согласно ГОСТ 13862 90

Рис. 2.25. Схема 9 согласно ГОСТ 13862 90

Рис. 2.26. Схема 2.1.0 согласно ГОСТ 13862 90

Схемы № 1. и № 2. используются, как правило, при ремонте скважин, так как имеют механический (ручной) привод плашечных превенторов и задвижек. Схемы № 3 и № 4 используются как при капитальном ремонте, так и при строительстве скважин и имеют дистанционное гидравлическое управление превенторами и устьевыми задвижками. Схемы с № 3 по № 10 имеют дистанционное гидравлическое управление превенторами и устьевыми задвижками. Используются, как правило, только при строительстве скважин. В случае отказа дистанционного гидравлического управления превентора и гидрозадвижки должны иметь ручное управление. Согласно требованиям Государственного общероссийского стандарта ГОСТ 13862–90 противовыбросовое оборудование имеет следующее условное обозначение: Оборудование ОП 3–230/80×35 К2 ГОСТ 13862–90 расшифровывается следующим образом:

• ОП 3 — оборудование противовыбросовое по схеме № 3;

• 230 — условный проход превенторного блока, мм;

• 80 — условный проход манифольда, мм;

• 35 — рабочее давление, МПа (350 кгс/см²);

• К2 — для скважинной среды с содержанием СО2 и Н2 до 6 %.

• В зависимости от содержания углекислого газа (СО2) и сероводорода (Н2S) в эксплуатируемой среде (в промывочной жидкости) оборудование противовыбросовое выпускается в следующем коррозионностойком исполнении:

• К1 — для сред с объёмным содержанием СО2 до 6 %;

• К2 — для сред с объёмным содержанием СО2 и Н2S до 6 % каждого;

К3 — для сред с объёмным содержанием СО2 и Н2S до 25 %. [71]

§ 8. Талевые канаты

Важным элементом, существенно влияющим на безопасность работ, является талевая система, включающая в себя талевый канат. Поэтому особое внимание нужно уделять состоянию талевого каната, его эксплуатации. Стальные канаты отличаются друг от друга: используемыми марками стали и значениями временного сопротивления разрыву, видами покрытия, конструкциями, типом свивки проволок и прядей, рядом свивки прядей, видом свивки каната, направлением свивки. [33]

А — канаты однослойные тросовой конструкции из круглых прядей

а) С одним органическим сердечником ЛК-О 6*19 = 114. ЛК-О тип свивки линейного касания с одинаковым типом проволок в каждом слое и отличными диаметрами проволок по слоям. 19-число проволок в пряди; 114 — общее число проволок в канате; 6-число прядей в канате.

б) С одним металлическим сердечником тросовой свивки ЛК-3 — 6*25 = 150; ЛК-3 — тип свивки (линейное касание с запоминающими проволоками). 6 — число прядей; 25 — число проволок в пряди. Сердечник 7*7 = 49 проволок.

Б — канаты многослойные тросовой конструкции с одним органическим сердечником

ТК 18*19 = 342; ТК — тип свивки (точечное касание проволоки между слоями проволок в пряди). 18 — число прядей в канате; 19 — число проволок в пряди.

Талевые канаты должны поставляться (при весе более 700 кг) на деревянных или металлических барабанах. При весе 3000 кг деревянные барабаны должны иметь центральные металлические втулки. Диаметр бочки барабана должен быть не менее 15-ти кратного диаметра каната.

Каждый талевый канат должен сопровождаться сертификатом завода изготовителя.

При бурении на нефть и газ обычно нагрузка на канат делается с четырехкратным запасом прочности. Новые канаты, с целью увеличения сроков службы необходимо эксплуатировать с нагрузкой меньше максимально допустимой. После обтяжки, можно доводить нагрузку до максимальной.

Основные принципы, которыми нужно руководствоваться при выборе и эксплуатации талевого каната:

1. Диаметр каната и число струн, в оснастке выбирают с учетом максимально возможной рабочей нагрузки таким образом, чтобы обеспечить запас прочности не менее 4-х;

2. Число струи в оснастке определяют величинами расчетной нагрузки и необходимой скорости подъема инструмента;

3. Сорт стали для канатов выбирают с учетом обеспечения гибкости, износоустойчивости и наименьшей стоимости;

4. Тип свивки каната выбирают из соображений обеспечения износоустойчивости, гибкости и прочности;

5. При сматывании с катушки избегать перегибов;

6. Ходовой конец каната должен быть надежно закреплен и должен иметь не менее трех витков на барабане, при нижнем положении крюкоблока;

7. Мертвый конец каната крепить на вращающемся механизме.

8. Канат в талевой системе необходимо периодически перепускать.

Количество метров, которое нужно перепустить и вырубить определяется работой, измеряемой в тонно-километрах. Определяется по специальной методике, изложенной ниже.

Отработка талевых канатов

При эксплуатации талевых канатов их износ между II и III роликами талевого блока — наибольший, вследствие более частого огибания роликов под нагрузкой во время спуско подъемных операций. Перетяжка талевого каната увеличивает срок его службы. Это достигается сдвиганием участка каната из зоны наибольших нагрузок в менее нагруженную зону. Канат в этом случае изнашивается по всей длине равномерно. На практике применяется несколько вариантов перетяжки, предложенных институтом «Гипронефтемаш» (табл. 4) [33]

Таблица 4. Показатели работы талевого каната

Наработку талевого каната А (т*км) за рейс по графику Рис. 2.27. Среднюю массу 1 м инструмента определяют по показанию индикатора веса при установившейся скорости подъма первой свечи или формуле:

gср = (Gтб + 1,15*Gбт)/ήLбт (2.2)

где:

Gтб — масса талевого блока, элеватора, крюкоблока, кг;

Gбт — масса бурильной компоновки, кг;

ή — кпд талевой системы (0,9–0,93);

Рис. 2.27. График наработки т. каната за 1 рейс

На графике рис. 31 из точки Lскв = Lбт проводится горизонтальная прямая до пересечения с соответствующей кривой gср из точки пересечения перпендикулярно проводится линия на ось работы, определяется работа за рейс. При спуске обсадных колонн одной секцией

Gср = 0,5*(Gтб + Gбт + Gобс)/ ή*Lскв (2.3.)

При спуске обсадных колонн секциями на бурильных трубах наработку талевого каната расчитывают отдельно соответственно для спуска секции и подъема бурильных труб после их отворота.

g _{ср. сп}. = 0,5*(Gтб + Gбт + Gобс)/ ή*Lскв (2.4.)

g _{ср. п} = 0,5*(Gтб + Gбт + )/ ή*Lбт. (2.5.)

Учет наработки талевого каната ведется с нарастающим итогом по каждому рейсу. При соблюдении требований по эксплуатации талевого каната наработка до полного износа бухты длинной 1500 м достигает 65000–70000 т*км

Характерные дефекты талевого каната

Штопор — самопроизвольное кручение каната по весом. Рис 2.28

Рис. 2.28. Штопор

Фонарь — корзинообразная деформация. Отслоение наружных прядей или проволок фонарение наблюдается в многослойных канатах и свидетельствует о появлении сжимающих усилий в наружном слое и перегрузке сердечника. Расслабление наружных элементов часто накапливается вблизи анкерных устройств. Фонарь может возникать еще и из-за раскручивания каната при спешной подготовке к эксплуатации. При наличии фонаря, канат рекомендуется забраковать (рис. 2.29).

Рис. 2.29. Фонарь

Петлеобразование — выдавливание проволок прядей (рис. 2.34). Выпучивание сердечников прядей происходит в результате неустойчивости против кручения при ударных нагрузках. При существенном нарушении структуры каната по причине петлеобразования проволок канат рекомендуется забраковать.

Рис. 2.30. Выдавливание проволок прядей: а — в одной пряди, б — в нескольких прядях

Разрыхление. Разрыхление наружного слоя проволок или прядей, при котором они становятся легко подвижны, приводит к перегрузке остальных проволок. Если разрыхление произошло вследствие износа или коррозии проволок, то канат рекомендуется заменить. В других случаях требуется повышенное внимание к дальнейшей эксплуатации каната (рис. 2. 31).

Рис. 2.31. Разрыхление

Местное утолщение — местное утолщение каната наблюдается при наличии утолщения сердечника, что может служить причиной ускоренного износа прядей. При сильно выраженном местном утолщении каната его рекомендуется отбраковать (рис. 2.32).

Рис. 2.32. Утолщение

Затяжки — затяжка одной или нескольких прядей может происходить при малом диаметре сердечника, его износе или разрушении. Особенно тщательно следует проверять участки каната, прилегающие к анкерным устройствам, где затяжка бывает трудно различима. Нарушение структуры каната в виде затяжки приводит к резкому перераспределению нагрузок между его элементами, поэтому при достаточно выраженной затяжке канат следует заменить (рис. 2.33).

Рис. 2.33. Уменьшение диаметра

Раздавливание — Раздавливание каната — это следствие нарушения правил эксплуатации. Местное раздавливание приводит к ускоренному износу проволок каната и требуется повышенного внимания к канату при его дальнейшей эксплуатации (рис. 2.34).

Рис. 2.34. Раздавливание

Колышка — перекручивание каната. Колышка обычно образуется при затяжке петли в результате грубых нарушения правил подготовки каната к работе и является безусловным основанием для отбраковки (рис. 2.35).

Рис. 2.35. Перекручивание каната

Излом. Канат забраковавывается и в случае его резкого излома в результате перегиба на элементах конструкции или других посторонних воздействий на него (рис. 2.36).

Рис. 2.36. Излом

Критерии проверки канатов:

Необходимо регулярно тщательно проверять все участки стального каната на предмет возможного снижения рабочих характеристик. Проверка начинается с тщательной проверки критических точек каната. Критическими точками, в зависимости от применения, являются те точки, где канат подвергается максимальным внутренним напряжениям или наружным воздействиям. Износ каната наиболее вероятен на следующих критических участках, поэтому их следует тщательно проверять. [33]

Барабаны. При правильной намотке каната в точках пересечения, схода и начала слоя происходит нормальный износ. Обращать внимание на следы трения по бокам каната; другими словами, на участки каната, которые трутся о нижние витки каната. Может происходить раздавливание верхней и боковых сторон каната. При сильном износе следует вывести канат из эксплуатации. Трение и раздавливание обычно возникают дважды при каждом обороте барабана.

Проверка барабанов также очень важна. Проверять барабан на наличие признаков износа, которые могут привести к повреждению стального каната. Все барабаны должны быть гладкими, без неровностей. Проверять минимальное число неподвижных витков, которые остаются на барабане, характеристики намотки каната и состояние фланцев.

Блоки. Очень важно проверять стальные канаты, проходящие по блокам системы, на отсутствие разрывов проволоки. Канавки имеют тенденцию к износу с уменьшением ширины, особенно при высоких нагрузках. С помощью калибра проверьте размеры и гладкость канавок всех блоков. Слишком узкие или тесные канавки могут привести к защемлению и увеличению истирания, в то время как слишком широкие канавки могут привести к расплющиванию каната — и то и другое ведет к сокращению срока службы каната. Следует также проверять на наличие неровностей, сломанных или выщербленных фланцев, трещин в ступицах и спицах, признаков контакта каната с защитными пластинами, подшипниками и валом блока, нарушение круглой формы и соосности с другими блоками — все эти признаки являются основаниями для замены.

Крепление концов. Движение каната у закрепленных концов ограничено и подвержено усталостным напряжениям, возникающим при гашении вибраций каната. Следует проверять эти участки с шилом, чтобы искать разрывы проволоки, в случае обнаружения более одного разрыва следует заменить канат. Следует также проверить сам узел крепления.

Начальные точки. Участки каната, контактирующие с блоками или барабанами при приложении начальной нагрузки.

Воздействие тепла. Если канат входит в контакт с электрической дугой, следует немедленно заменить весь канат. Несмотря на то, что повреждение может быть незаметным, электрическая дуга может повлиять на характеристики каната, поэтому канат следует заменить.

Точки интенсивного износа. Проверять канат на наличие блестящих мест, где он подвергается интенсивному трению и истиранию.

Когда следует заменить талевый канат по причине интенсивного износа.

Стальные канаты, находящиеся в неподвижном состоянии, такие как оттяжки, канаты для аварийного спуска и подвесные канаты, должны заменяться в любом из нижеперечисленных случаев:

1. При наличии трех разрывов проволоки в пределах одного витка.

2. При наличии более чем одного разрыва проволоки у концевых соединений.

3. Наличие разрывов проволоки в канавке между прядями каната.

Другие причины замены канатов

Разрывы проволоки являются лишь одним из видов износа стальных канатов. Другие причины вывода стальных канатов из эксплуатации перечислены ниже:

a. Точечная коррозия проволоки.

b. Коррозия проволоки на концевых соединениях.

c. Концевые соединения, поврежденные коррозией, растрескавшиеся, изогнутые или неправильно установленные.

d. Признаки перекручивания, раздавливания, разрезов, корзинообразных деформаций или разрывов сердечника.

e. Износ, превышающий одну треть исходного диаметра проволоки.

f. Сильное уменьшение диаметра каната.

g. Признаки термического повреждения.

h. Существенное увеличение длины витков. [33]