Спуско подъемные операции в бурении


Спуско-подъемные операции

Спуско-подъемные операции включают процесс спуска бу­рильной колонны в скважину и подъема ее из скважины. Бу­рильную колонну из скважины часто поднимают для замены долота или перед спуском обсадной колонны после достижения необходимой глубины. Спуск всей бурильной колонны осуще­ствляют после замены долота или при расширении ствола и промывке ее буровым раствором.

На рис. 1.9 представлена схема последовательности опера­ций при подъеме инструмента из скважины. Процесс начина­ется с поднятия рабочей трубы над ротором, установки клиньев и отвинчивания ведущей трубы и вертлюга с верхнего соедине­ния бурильной колонны и их установки в шурф под ведущую трубу.

Бурильные трубы с помощью элеватора и лебедки подни­мают над полом вышки. Элеваторы для подъема бурильных, об­садных и насосно-компрессорных труб (НКТ) представлены на рис. 1.10, а, б, в соответственно. Элеватор представляет собой устройство типа хомута, которое защелкивается на трубе, что позволяет поднимать бурильную колонну из скважины.

Рис 1 9 Схема последовательности подъемных операций [2]-

1 — шурф под двухтрубку, 2 — палец, 3 — стальная балка; 4 — полати для верхового

рабочего

Бурильную колонну обычно извлекают комплектом из трех труб (свеча бурильных труб). Свечу бурильных труб (длиной около 28 м) поднимают над ротором и раскрепляют в замке машинными ключами и пневмораскрепителем или с помощью обратного вращения ротора. Верхнюю часть свечи принимает верховой рабочий, располагающийся на полатях, где он осво­бождает свечу из элеватора. Затем верхнюю часть свечи на­правляют за специально предназначенный для этого палец, установленный на раме для свечей (подсвечнике). До этого ра­бочий, работающий у ротора, подает конец свечи к подсвеч­нику (площадке на полу вышки), который расположен под по­латями верхового рабочего. Свободные элеваторы затем опу­скают и закрепляют на оставшейся бурильной колонне, клинья для захвата убирают из ротора и следующую свечу бурильных труб извлекают из скважины.

Этот процесс продолжается до тех пор, пока вся бурильная колонна не будет поднята из скважины и установлена в буро­вой вышке.

При спуске последовательность та же, что и при подъеме, но в обратном порядке, т. е. трубу поднимают с подсвечника с помощью элеватора. К.НБК, включающую долото и УБТ, спу­скают в скважину в первую очередь.

Когда скважина пробурена, опробована и закончена, свечи бурильных труб разбирают на отдельные трубы для передвиже­ния на новую буровую.

Рис 1 10 Элеваторы для труб

Каротаж, оборудование и заканчивание скважины

После бурения скважины до проектной глубины обычно про­водят скважинные исследования (каротаж), как в открытом, так и в обсаженном стволе с помощью специальной аппара­туры, спускаемой на кабеле.

Основные дели исследования скважины в необсаженном стволе — определение пористости, водонасыщенности и границ продуктивной зоны или зон. Эти параметры необходимы для установления количества извлекаемой нефти и времени экс­плуатации пласта. Скважинные исследования подробно из­ложены в работе. В большинстве разведочных и эксплуатационных скважин проводят текущие исследования и определяют пластовое давле­ние, тип и качество углеводородов. Эксплуатационные исследо­вания проводят для определения показателя продуктивности нефтяной или газовой скважины. Опробование испытателем пласта, спущенным на колонне бурильных труб, проводят с целью контроля скважинных эксплуатационных характери­стик, для определения видов флюида и некоторых пластовых параметров.

Заканчивание нефтяной скважины включает установку экс­плуатационного пакера, спуск колонны НКТ и перфорацию продуктивной зоны (зон). Эксплуатационный пакер устанавли­вают непосредственно над продуктивной зоной, в результате чего з-атрубное пространство изолируется от пластового давле­ния, а также ограничивается поступление жидкости в НКТ. НКТ навинчивают на подвесное устройство в колонной головке (рис. 1.15) и устанавливают в катушку колонной головки.

В районах с несколькими нефтяными пластами в одной и той же скважине нельзя допускать двойную эксплуатацию, когда две колонны НКТ спускают в разные продуктивные зоны. Таким образом, необходимо два пакера для изоляции продук­тивных зон от затрубного пространства.

К верхнему фланцу катушки головки НКТ присоединяют фонтанную арматуру (елку).

Фонтанная арматура — это стальное устройство с полым каналом внутри, соединенное с верхней частью НКТ. Она имеет ряд клапанов для управления потоком углеводородов, посту­пающих из

скважины.

П

Рис. 1.15. Схема оборудования для эксплуа­тации скважины двумя колоннами НКТ:

/ — башмак обсадной колонны диаметром 177,8 мм; 2,3 — интервалы перфорации для длинной и корот­кой колонн НКТ; 4, 28 — направляющий безмуфто­вый башмак диаметром 60,3 мм с резьбой типа CS для спуска приборов на кабеле; 5 — короткий без­муфтовый переводник с резьбой типа CS; 6 — нип­пельный переводник диаметром 60,3 мм типа XN фирмы «Отис» (имеет суженное проходное отвер­стие); 7 — перфорированная труба-фильтр диаметром 60,3 мм; « — труба НКТ диаметром 50,8 мм; 9, 21 — ниппельный переводник диаметром 60,3 мм типа X фирмы «Отис»; 10, П— НКТ диаметром 60,3 мм; // — переводник НКТ 60,3X73 мм; 12 — НКТ диа­метром 73 мм; 13 — короткая колонна НКТ 60.3Х Х73 мм; 14 — длинная колонна НКТ диаметром 73 мм; 15 — обсадная колонна диаметром 219 мм; 16 — подвеска потайной обсадной колонны диамет­ром 177,8 мм; 18 — устройство типа SSD фирмы «Отис» со скользящей боковой дверцей; 19 — секция защитных труб диаметром 60,3 мм; 20 — башмак об­садной колонны диаметром 219 мм; 22 — локатор (посадочный переводник) типа G-22 фирмы «Бэй-кер»; 23 — пакер типа F-1 фирмы «Бэйкер»; 24 — уплотнительное устройство; 25 — безмуфтовые пер­форированные трубы диаметром 60,3 мм с резьбой; 26 — ниппельный переводник диаметром 60,3 мм типа XN; 27 — короткий переводник диаметром 60,3 мм; 29 — потайная колонна диаметром 177,8 мм

studfiles.net

Спуско-подъемные операции в нефтегазовом производстве

Студенты, аспиранты, молодые ученые, использующие базу знаний в своей учебе и работе, будут вам очень благодарны.

Размещено на http://www.allbest.ru/

Введение

I глава. Спуско-подъёмные операции

1.1 Технические средства для проведения спуско-подъемных операций

1.2 Оборудование для механизации спуско-подъемных операций

II глава. Сборка КНБК и бурильной колоны

Заключение

Литература

Введение

Нефтяные и газовые скважины бурят на суше и на море при помощи буровых установок. В последнем случае буровые установки монтируются на эстакадах, плавучих буровых платформах или судах, а так же применяется спуско-подъемных операций. И на буровых установках меня заинтересовали спуско-подъемные операции.

Существуют также разработки уникальных электрогидравлических кранов для работ на буровых платформах грузоподъемностью до 80 тонн и максимальным вылетом стрелы до 19 метров.

Подобные подъемные краны могут эксплуатироваться совместно, управление ими осуществляется из одной кабины и грузоподъемность увеличивается, таким образом, до 160 тонн.

Эта разработка может активно применяться на буровых добывающих платформах, что особенно актуально в преддверии освоения арктического континентального шельфа.

Спуско-подъемных операций актуальны для целей механизации и автоматизации нефтегазового производства, меня заинтересовала эта тема.

И поскольку операции по спускоподъему очень трудоемки и характеризуются высокой повторностью, что обусловливает важность задачи их механизации и автоматизации.

Для этой задачи обычно используется следующий набор инструментальных механизмов:

- комплекс механизмов АСП

- буровой автоматический ключ

- пневматические роторные клинья

- пневмор-скрепптель

- механические машинные ключи

Таким образом, намечены два пути решения проблемы механизации и автоматизации спуско-подъемных операций:

первый путь - последовательное использование отдельных устройств;

второй путь - разработка и внедрение в производство высокопроизводительного комплексного агрегата с функциями механизации и автоматизации спуско-подъемных операций.

В настоящее время предпочтение отдается второму пути.

Пример АСП 3М1

С этой целью активно эксплуатируются так называемые АСП (КМСП) - комплексы механизмов механизации и автоматизации спуско-подъемных операций.

Они позволяют:

механизировать все операции технологического процесса спуско-подъемных операций свечей

сократить время спуско-подъемных операций до 35-40% (в сравнении с ручным способом).

I глава. Спуско-подъёмные операции

При бурении скважины наиболее трудоемкими и опасными работами являются спуско-подъемные операции. Анализ несчастных случаев показывает, что на спуско-подъемные операции приходится наибольшее их количество. В основном эти несчастные случаи происходят из-за применения неправильных приемов труда, несоблюдения правил безопасности, нахождения рабочих в опасных зонах рабочей площадки, несогласованности в работе между бурильщиком и его помощниками. Для улучшения условий труда рабочих буровой бригады повсеместно внедряется механизация спуско-подъемных операций.

Для того чтобы создать безопасные условия труда в процессе производства спуско-подъемных операций, необходимо соответствие технического состояния бурового оборудования и инструмента правилам и нормам техники безопасности.

Опыт эксплуатации машинных ключей показал, что рабочие часто получают травмы при выполнении следующих операции:

1) когда рабочие, взявшись непосредственно за ключи руками, накладывают ключ на бурильную трубу;

2) в моменты закрепления и открепления труб, когда ключи приводятся в действия при помощи стягивание устройств.

Подвод, отвод, закрывание и открывание ключа являются часто повторяющимися элементами операции спуска и подъема инструмента. Если ручка ключа неудобна для обхвата и имеет шероховатую поверхность, то не исключена опасность защемления и ушиба руки рабочего. Для исключения травматизма необходимо, чтобы поверхность ручки машинного ключа была гладкой, а место расположения ручки исключало возможность защемления и ушиба рук рабочих. Диаметр ручки должен быть в пределах 20-- 30 мм, а размер ее -- не менее 120--70 мм.

При раскреплении замковых соединений бурильных труб нередко, наблюдается самопроизвольное открывание ключа, которое становится причиной возникновения несчастных случаев.

Для устранения опасности травмирования рабочих необходимо следить за исправностью запорного устройства ключа. Это предотвратит возможность самопроизвольного открывания ключа под нагрузкой.

При креплении или раскреплении свечей машинные ключи иногда ломаются, вызывая травмирование рабочих. Поломки ключа в основном происходят, когда для раскрепления замкового соединения требуется приложить к рычагу ключа максимальное усилие, которое оказывается больше допустимого. Для предотвращения поломок ключей и связанных с этим несчастных случаев неооходимо применять исправные ключи, в которых отсутствуют трещины, наплывы и другие дефекты, приводящие к слому ключа, а также не создавать нагрузки выше допустимой.

При работе машинных ключей установка и снятие сухарей зачастую осуществляются с помощью ударных инструментов. При подгонке сухарей последние часто плотно входят в пазы, что затрудняет смену их при износе.

Для исключения несчастных случаев надо подбирать сухари, размер которых соответствовал бы размеру паза машинного ключа с тем, чтобы установка и снятие сухарей производились без приложения больших усилий.

При работе машинных ключей наблюдаются случаи заедания шарнирных соединений вследствие того, что после работы ключи не промываются и остатки промывочной жидкости образуют корку. Несвоевременная смазка ключа тоже является причиной его заедания. Кроме того, заедание может происходить при погнутом пальце или его чрезмерной посадке. Поэтому при спуско-подъем-ных работах необходимо проверять наличие смазки в шарнирных соединениях пальца, плавность движения отдельных челюстей и наличие пружин в защелке

Большое значение имеет место расположения подвесных ключей, т. е. расстояние их от центра скважины.

1.1 Технические средства для проведения спуско-подъемных операций

Спуско-подъёмные операции (СПО) в разведочном бурении производятся в процессе углубления скважины для спуска и извлечения бурового снаряда. СПО -- наиболее трудоёмкий процесс, общая продолжительность которого за время бурения скважины возрастает с увеличением её глубины, а также с ростом механической скорости. Удельный вес времени на проведение СПО при бурении мягких пород в 2-3 раза выше, чем при бурении крепких пород.

Для облегчения труда рабочих и ускорения работ созданы и разрабатываются различные механизмы, приспособления и инструмент для подъёма и спуска, свинчивания и развинчивания элементов бурового снаряда. Одним из методов сокращения затрат времени на СПО - это совмещение по времени проведения отдельных элементов технологической цепи операции по спуску и подъёму.

Дальнейшая механизация и автоматизация ручного труда и трудоёмких операций при сооружении скважин, в том числе и СПО, - один из путей повышения производительности буровых работ, улучшения условий и безопасности труда.

Талевая оснастка

При нагрузках на крюке, превосходящих грузоподъёмность лебёдки, применяют талевую оснастку (полиспаст). Талевая оснастка состоит из двух групп блоков в обоймах (подвижной и неподвижной) и пропущенного через них стального каната, который одним концом крепится к барабану лебёдки, другим - к грузоподъёмному крюку на подвижной обойме.

Механизмы и приспособления для свинчивания и развенчивания бурового инструмента

Труборазворот РТ-1200-2М

Шарнирные ключи

Элеваторы, вертлюги-сальники, фарштули

Элеватор является грузоподъёмным приспособлением, которое служит для соединения каната лебёдки с буровым снарядом при спуске или подъёме его из скважины.

Элеватор кольцевой типа ЭК

Полуавтоматический элеватор Э-18/50

Элеваторы МЗ-50-80

Элеваторы типа ЭН

Вертлюг-сальники предназначены для подачи промывочной жидкости из неподвижного нагнетательного шланга во вращающуюся колонну бурильных труб, а также для удержания снаряда в подвешенном состоянии при перекреплении зажимного патрона вращателя бурового станка и для снятия излишней осевой нагрузки.

Фарштуль (рис.) предназначен для проведения спуско-подъёмных операций. Он является одним из простейших грузоподъёмных приспособлений, предназначенных для проведения спуско-подъёмных операций. При подъёме (спуске) фарштулем подхватывают колонну бурильных труб (свечу) под муфту замка. Фарштули выпускаются для труб диаметром 42 мм, грузоподъёмностью 30 кН и диаметром 50 мм грузоподъёмностью 50 и 100 кН.

Кронблоки, талевые блоки

Для производства спуско-подьемных операций буровые вышки и мачты оснащаются грузоподъемными средствами: кронблоками и талевыми блоками.

Стальные канаты

Все буровые установки, имеющие грузоподъёмные лебёдки, снабжены стальными канатами, с помощью которых осуществляются спуско-подъёмные операции. Канаты используют также в качестве растяжек, повышающих устойчивость буровых вышек при их значительной высоте.

1.2 Оборудование для механизации спуско-подъемных операций

Оборудование для механизации спуско-подъемных операций включает талевую систему и лебедку. Талевая система состоит из неподвижного кронблока (рис.1), установленного в верхней части буровой вышки, талевого блока (рис.2), соединенного с кронблоком талевым канатом, один конец которого крепится к барабану лебедки, а другой закреплен неподвижно, и бурового крюка. Талевая система является полиспастом (системой блоков), который в буровой установке предназначен в основном, для уменьшения натяжения талевого каната, а также для снижения скорости движения бурильного инструмента, обсадных и бурильных труб.

Рис. 1. Кронблок:

1 - шкифы; 2 - ось; 3 - рама; 4 - предохранительный кожух; 5 - вспомогательные шкифы.

Рис. 2. Талевый блок:

1 - траверса; 2 - шкифы; 3 - ось; 4 - предохранительные кожухи; 5 - щеки; 6 - серьга.

Иногда применяют крюкоблоки - совмещенную конструкцию талевого блока и бурового крюка.

На крюке подвешивается бурильный инструмент: при бурении - с помощью вертлюга, а при спускоподъемных операциях - с помощью штропов и элеватора (рис. 3).

Рис. 3. Схема подвешивания бурильной трубы при спуско-подъемных операциях:

а - схема;б-элеватор

1 - бурильная труба; 2 - элеватор; 3 - штроп.

Буровая лебедка предназначена для выполнения следующих операций:

спуска и подъема бурильных и обсадных труб;

удержания на весу бурильного инструмента;

подтаскивания различных грузов, подъема оборудования и вышек в процессе монтажа установок и т.п.

Буровая установка комплектуется буровой лебедкой соответствующей грузоподъемности

Для механизации операций по свинчиванию и развинчиванию замковых соединений бурильной колонны внедрены автоматические буровые ключи АКБ-ЗМ и подвесные ключи ПБК-1, пневматический клиновой захват ПКР-560 для механизированного захвата и освобождения бурильных труб.

Ключ АКБ-ЗМ (рис. 4) устанавливается между лебедкой и ротором 4 на специальном фундаменте. Его основными частями являются блок ключа 1, каретка с пневматическими цилиндрами 2, стойка 3 и пульт управления 5. Блок ключа - основной механизм, непосредственно свинчивающий и развинчивающий бурильные трубы. Он смонтирован на каретке, которая перемещается при помощи двух пневматических цилиндров по направляющим: либо к бурильной трубе, установленной в роторе, либо от нее.

Зажимные устройства, как и механизм передвижения блока ключа, работают от пневматических цилиндров, включаемых с пульта управления 4. Для этого в систему подается сжатый воздух от ресивера.

Рис. 4. Ключ буровой АКБ-ЗМ:

1 - блок ключа; 2 - каретка с пневматическими цилиндрами; 3 - стойка; 4 - пульт управления.

Ключ ПБК-1 подвешивается в буровой на канате. Высота его подвески регулируется пневматическим цилиндром с пульта управления.

Пневматический клиновой захват ПКР-560 служит для механизированного захвата и освобождения бурильных и обсадных труб. Он монтируется в роторе и имеет четыре клина, управляемых с пульта посредством пневмоцилиндра.

II глава. Сборка КНБК и бурильной колонны

Перед бурением скважины КНБК собирают на полу вышки. Вначале на долото навинчивают наддолотный переводник, затем соединяют УБТ и стабилизаторы. После этого КНБК спускают в скважину и подвешивают в роторе на последнем замке (на муфте). Бурильные трубы укладывают на мостках, прилегающих к буровой. Для подъема каждой бурильной трубы используют малый подъемный кран, установленный на буровой. Каждую трубу размещают сначала в шурфе для двухтрубки перед спуском ее в скважину. спуск подъем инструмент бурение

Ведущую трубу и ее направляющие вкладыши помещают в шурф, пробуренный рядом с шурфом для двутрубки. В подвышечном основании дня них выполнены отверстия. Оба шурфа обсаживают трубами Ведущую трубу и ее направляющие вкладыши поднимают из своего шурфа и соединяют с бурильной трубой в шурфе для двухтрубки. Всю компоновку затем поднимают и подают к ротору для соединения с КНБК.

Бурильные трубы соединяют с верхней частью УБТ с помощью пневматического бурового ключа и специального машинного ключа с сухарями. Пневматический ключ используют для первичного свинчивания, а машинный ключ -- для окончательного крепления. После этого бурильную колонну спускают в скважину и включают ротор для передачи вращения бурильной колонне Ведущую трубу медленно опускают до тех пор, пока долото не достигнет забоя На поверхности это заметно по уменьшению веса бурильной колонны (или, так называемая, осевая нагрузка на долото) Нагрузку определяют по индикатору веса на пульте управления бурильщика, соединенному гидравлическим шлангом с датчиком натяжения, который, в свою очередь, соединен с креплением неподвижного конца талевого каната.

Бурильщик регулирует нагрузку на долото в соответствии с требованиями программы бурения, подготавливаемой технологическим отделом. Каждый тип породы требует различных сочетаний нагрузки на долото и частоты вращения для достижения максимальной проходки. Таким образом, скважину бурят при переменной осевой нагрузке на долото, вращении и промывке.

Большинство ведущих труб имеет длину 12 м, что позволяет пробурить скважину на глубину 12 м, когда верхняя часть ведущей трубы достигает ротора.

Затем скважину бурят при добавлении дополнительных труб в состав бурильной колонны (наращивание). Обычно сначала наращивают по одной трубе путем поднятия всей ведущей трубы над ротором. После этого под верхней муфтой бурильной трубы устанавливают клинья для удерживания ее в роторе. Затем ведущую трубу отсоединяют и подают к шурфу для двухтрубки, в котором ее устанавливают в муфту заранее доставленной в шурф бурильной трубы. Пневматическим ключом, расположенным на дневной поверхности, сначала свинчивают трубы, а машинный ключ используют для окончательного до-крепления.

Затем ведущую трубу поднимают (с помощью лебедки) и соединяют с бурильной трубой, которая удерживается в роторе. Наращенную бурильную колонну спускают в скважину, и начинается снова процесс бурения. На рис. 1. представлена схема процесса наращивания.

Процесс наращивания бурильного инструмента повторяется до тех пор, пока не износится долото или не будет достигнута проектная глубина скважины. После этого всю бурильную колонну извлекают из скважины.

Рис 1. Схема наращивания бурильного инструмента.

1 -- спуск бурильной трубы в шурф для двухтрубки, 2 -- подъем соединения с мостков (стеллажа) для труб, 3 -- свинчивание вертлюга и ведущей трубы с бурильной трубой, 4 -- посадка в муфту бурильной трубы; 5 -- наращенная бурильная колонна готова к бурению.

Спуско-подъемные операции включают процесс спуска бурильной колонны в скважину и подъема ее из скважины. Бурильную колонну из скважины часто поднимают для замены долота или перед спуском обсадной колонны после достижения необходимой глубины. Спуск всей бурильной колонны осуществляют после замены долота или при расширении ствола и промывке ее буровым раствором.

На рис. 2 представлена схема последовательности операций при подъеме инструмента из скважины. Процесс начинается с поднятия рабочей трубы над ротором, установки клиньев и отвинчивания ведущей трубы и вертлюга с верхнего соединения бурильной колонны и их установки в шурф под ведущую трубу.

Бурильные трубы с помощью элеватора и лебедки поднимают над полом вышки. Элеваторы для подъема бурильных, обсадных и насосно-компрессорных труб (НКТ) представлены на (рис. 3, а, б, в) соответственно. Элеватор представляет собой устройство типа хомута, которое защелкивается на трубе, что позволяет поднимать бурильную колонну из скважины.

Рис 2 Схема последовательности подъемных операций

1 -- шурф под двухтрубку, 2 -- палец, 3 -- стальная балка; 4 -- полати для верхового рабочего.

Бурильную колонну обычно извлекают комплектом из трех труб (свеча бурильных труб). Свечу бурильных труб (длиной около 28 м) поднимают над ротором и раскрепляют в замке машинными ключами и пневмораскрепителем или с помощью обратного вращения ротора. Верхнюю часть свечи принимает верховой рабочий, располагающийся на полатях, где он освобождает свечу из элеватора. Затем верхнюю часть свечи направляют за специально предназначенный для этого палец, установленный на раме для свечей (подсвечнике). До этого рабочий, работающий у ротора, подает конец свечи к подсвечнику (площадке на полу вышки), который расположен под полатями верхового рабочего. Свободные элеваторы затем опускают и закрепляют на оставшейся бурильной колонне, клинья для захвата убирают из ротора и следующую свечу бурильных труб извлекают из скважины.

Этот процесс продолжается до тех пор, пока вся бурильная колонна не будет поднята из скважины и установлена в буровой вышке.

При спуске последовательность та же, что и при подъеме, но в обратном порядке, т. е. трубу поднимают с подсвечника с помощью элеватора. К.НБК, включающую долото и УБТ, спускают в скважину в первую очередь.

Когда скважина пробурена, опробована и закончена, свечи бурильных труб разбирают на отдельные трубы для передвижения на новую буровую.

Рис 3 Элеваторы для труб

Особенности технологии бурения

Технологические операции, и в первую очередь режимы бурение вертикальных и наклонных скважин, проходимых подземных условиях, остаются теми же, что и при бурении с поверхности, и отличаютьсятолько при бурении горизонтальных, слабонаклонных и восстающих скважин.

Спуско-подъёмные операции относиться к наиболее трудоемким работам в бурении. На приходится до 40% всего времени, затраченного на строительство скважины. Автоматизация и механизация этих работ в бурении является наиболее эффективным средством совершенствование их организации.

Важное значение для сокращения затрат времени, труда и средства на спуско - подъемные операции имеют также своевременная подготовка каждого рабочего буровой вахты (бригады) к выполнению отдельных рабочих приемов; четкое распределение функций между рабочими и согласованное, точное их выполнение; своевременная подготовка и правильное расположение инструмента на рабочем месте; выбор высота буровой вышки в соответствии с глубиной скважин и длиной свечи бурильных труб; выполнение спуско - подъемных операций при наиболее полном использовании мощности оборудования; содержания рабочего места в чистоте и свободным от ненужных при работе предметов.

Все технические и организационные мероприятия в процессе механического бурения в первую очередь направлены на повышение скорости проходки и сооружение скважины в заданном направлении.

Повышение скорости проходки в значительной мере зависит от правильного выбора режима бурения, к основным параметрам которого относится осевая нагрузка на долото, число оборотов долота в минуту, количество и качество промывочной жидкости.

Заключение

Спуско-подъемными называются операции, когда долото поднимается на поверхность так, что оно (или КНБК) могут быть заменены. Затем бурильная колонна спускается в скважину. На проведение этой операции может потребоваться от 2 до 24 часов в зависимости от глубины скважины.

Перед подъемом обычной практикой является прокачка раствора с забоя с последующей закачкой высокоплотной пачки (обычно 5 -7 м3 с плотностью на 0.1 - 0.2 г/см3 выше плотности активной системы). Уровень в трубах должен быть 60 - 80 м. Это делается для предотвращения перелива - причиной которого является утяжеленный буровой раствор в затрубном пространстве (в следствие высокого содержания шлама) выталкивающий более легкий буровой раствор обратно в бурильную колонну. Это вызывает подъем с переливом - как неприятное, так и опасное явление для буровой бригады. Высокоплотная пачка обычно готовится верховым рабочим по инструкциям бурильщика. Помните, что необходимо, чтобы в рабочей емкости всегда был достаточный объем раствора, который может быть использован бурильщиком. При подъеме инструмента необходимо также доливать раствор в затрубное пространство для компенсации объема, занимавшегося бурильной колонной

Ведение спуско-подъемных операций должно осуществляться с использованием механизмов для свинчивания-развинчивания труб и специальных приспособлений.

Между бурильщиком и верховым рабочим должна быть обеспечена надежная связь, в т.ч. путем установления четкого порядка обмена сигналами между верховым рабочим и бурильщиком.

Скорости спуско-подъемных операций с учетом допустимого колебания гидродинамического давления и продолжительность промежуточных промывок регламентируются проектом. При отклонении реологических свойств бурового раствора и компоновок бурильной колонны от проектных необходимо внести коррективы в регламент по скорости спуско-подъемных операций с учетом допустимых колебаний гидродинамического давления.

Запрещается проводить спуско-подъемные операции при:

- отсутствии или неисправности ограничителя подъема талевого блока, ограничителя допускаемой нагрузки на крюке;

- неисправности спуско-подъемного оборудования и инструмента;

- неполном составе вахты для работ на конкретной установке;

- скорости ветра более 20 м/с;

- потери видимости более 20 м при тумане и снегопаде.

Буровая бригада ежесменно должна проводить профилактический осмотр подъемного оборудования (лебедки, талевого блока, крюка, крюкоблока, вертлюга, штропов, талевого каната и устройств для его крепления, элеваторов, спайдеров, предохранительных устройств, блокировок и др.) с записью в журнале.

Режимы подъема ненагруженного элеватора, а также снятие с ротора колонны бурильных и обсадных труб должны исключать возможность раскачивания талевой системы.

Литература

1. Акулышин А.Н. и др. Эксплуатация нефтяных и газовых скважин.- М.: Недра, 1889 г. 480 с.

2. Бухаленко Е.И. и др. Техника и технология промывки скважин.- М.: Недра, 1982.- 197 с.

3. Вадецкий Ю.В., Бурение нефтяных и газовых скважин, М., 1967;

4. Оборудование и инструменты для ремонта нефтяных скважин. Крец В.Г., Шмурыгин В.А. и др.- Томск: Изд. ТПУ, 1996. 72 с.

5. Попов А.Н. Спивак А.И./Технология бурения нефтяных и газовых скважин

Размещено на Allbest.ru

otherreferats.allbest.ru

Этапы совершенствования спуско-подъемных операций при бурении

Если вернуться к схеме на рис. 3.2, то можно отметить, что направление развития подсистемы 1.3. смыкается с задачей 3: «Средств и технологий СПО», которые развиваются в направлении сокращения до минимального значения затрат времени на спуск-подъем бурильной колонны (один из вариантов решения этой задачи - сокращение числа СПО), исполнения рабочих органов СПО, гарантирующих быстрый, управляемый и безостановочный спуск - подъем. Здесь уместно говорить о средствах СПО, при которых время на вспомогательные операции стремится к нулю, а процесс спуска-подъема колонны характеризуется непрерывностью.

Подобная система возможна за счет предельно рационального отбора мощности привода средств СПО, подъема колонны на максимальной скорости и оснащения бурового агрегата средствами автоматизации СПО, т. е. за счет бесступенчатого автоматизированного привода всего комплекса СПО.

Вторая задача подсистемы СПО определяется необходимостью обеспечения надежного канала передачи электроэнергии и связи соответственно до забоя и обратно к устью скважины. При наличии надежного канала передачи электроэнергии наиболее рациональным будет использование для бурения забойных вращательных и ударно-вращательных машин с электроприводом или применение новых способов разрушения горных пород, требующих потребления электроэнергии. Надежный канал связи необходим также для размещения на забое различных датчиков, средств контроля и анализа.

Рассмотрим основные этапы развития подсистемы 2 на конкретных примерах совершенствования средств и технологий СПО.

Этап 1. Подъем бурильной колонны из скважины производится одним элеватором, а бурильная колонны разбирается на отдельные трубы, каждая из которых выносится на мостки за пределы бурового здания.

Этап 2. Подъем бурильной колонны из скважины производится одним элеватором, но бурильная колонна разбирается на «свечи», которые включают 2, 3 бурильные трубы. Буровые «свечи» выносятся за пределы бурового здания на мостки.

Этап 3. Подъем бурильной колонны из скважины производится одним элеватором, но бурильная колонна разбирается на «свечи» по 2, 3 бурильные трубы с установкой их вертикально в буровом здании.

Этап 4. Подъем бурильной колонны из скважины производится одним элеватором, но бурильная колонна при подъеме из скважины разбирается на отдельные «свечи», которые спускаются без установки в пределах бурового здания во второй ствол (кустовое бурение). В этом случае для бурения используется специальная буровая установка, которая оснащена ротором с двумя входами в стволы и приводом каждого из них, а также подвижным кронблоком, который перемещает талевый блок с элеватором для соосного его расположения над каждым из входов в стволы.

Этап 5. Для сокращения затрат времени на СПО используется снаряд со съемным керноприемником (ССК), который позволяет исключить подъем бурильной колонны:

  • - с целью извлечения кернового материала;
  • - замены изношенного породоразрушающего инструмента;
  • - инклинометрии и проведения работ по корректировке направления

Рис. 3.12. Схема автоматизированной буровой установки

установки с 2 талевыми блоками

скважины отклонителем;

  • - установки и снятия забойных механизмов и гидроударников;
  • - подъема ориентированного керна;
  • - тампонажа призабойного участка ствола скважины.

Этап 6. Для сокращения затрат времени на СПО, а также извлечения и спуска керноприемной трубы ССК подъем керна на поверхность осуществляется восходящим гидропотоком промывочной жидкости через внутреннюю полость бурильных труб.

Этап 7. Спуско-подъемные работы с бурильной колонной ведутся с помощью лебедки 1, кронблока 3 и двух элеваторов (рис. 3.11), каждый из которых размещен на отдельном подвижном талевом блоке 2 и 4. Последние перемещаются вместе с элеваторами параллельно друг другу и синхронно (один в верхней точке у кронблока 3, другой в нижней точке у ротора). Талевые блоки 2 и 4 связаны друг с другом одной талевой системой 5 с двумя неподвижными (крепятся к основанию 6) и двумя подвижными концами (на лебедке 1). При такой схеме размещения талевых блоков удобно вести бурение куста скважины с двумя стволами 7 с одного общего основания буровой установки 6, поскольку в этом случае достаточно легко решается задача соосного расположения талевых блоков и оси скважин. Если подобная схема установки используется для бурения одного ствола, необходимо обеспечить перемещение кронблока 3 таким образом, чтобы при подъеме (спуске) колонны бурильных труб из скважины соответствующий талевый блок находился над устьем скважины. Поскольку талевые блоки будут меняться при подъеме (спуске), кронблок должен синхронно с перемещениями талевых блоков перемещаться из одной крайней точки в другую. Такая схема талевой системы способна снизить затраты на СПО примерно на 50 %.

Этап 8. Спуск-подъем бурильной колонны 1 ведется буровой установкой с кронблоком 2 с использованием двух элеваторов 4 и 7 и раскрепляющего подвижного бурового ключа 6 (рис. 3.12), расположенных соосно друг другу, а также буровой вышке и перемещаемых по направляющим. Буровой ключ 6 располагается между элеваторами 4 и 7, а каждый элеватор перемещается в своем диапазоне (верхний от середины вышки до кронблока 2, нижний от ротора до середины вышки) с возможностью перехвата поднимаемой непрерывно бурильной колонны 1 и отсоединенной (при подъеме колонны 1) или присоединяемых (при спуске колонны 1) буровой «свечи» 5. Элеваторы обеспечивают попеременный захват бурильной колонны 1, а ключ 6 производит развинчивание или свинчивание труб одновременно с их подъемом или

Рис. 3.13. Схема установки шлангокабельного бурения

спуском, что обеспечивает непрерывный процесс СПО.

Бурильные трубы устанавливаются в буровом здании гидромеханическим автоматическим манипулятором.

Этап 9. Для сокращения затрат времени на сборку-разборку бурильной колонны соединение труб выполняется быстроразъемным, без резьбы.

Этап 10. Для сокращения затрат времени и мощности на СПО бурильные трубы изготавливают из легких сплавов типа Д16Т (дюралюмин), титановых сплавов.

Этап 11. Бурение ведется трубчатой колонной, образуемой из профилируемой Z-образной ленты, сворачиваемой в трубчатую форму. Лента размещается в конусном барабане и укладывается в колонну вращением барабана. Колонна формируется по мере углубки скважины. Подъем колонны осуществляется обратным вращением барабана, что приводит к разборке колонны на ленту.

Этап 12. Бурение осуществляется шланго кабелем или стальной неразъемной колонной, взамен разбираемой на отдельные трубы бурильной колонны. Спуск-подъем инструмента заключается в сматывании-разматывании шлангокабеля или стальной неразъемной колонны, размещаемых на барабане с приводом (рис. 3.13). Последние установки подобного типа получили название колтюбинговых.

При бурении с использованием колтюбинговых установок могут использоваться только забойные гидро - или электродвигатели.

Рис. 3.14. Устройство шлангокабеля для бурения

При использовании шлангокабеля с целью компенсации реактивного момента, возникающего на долоте в процессе разрушения горной породы, забойный двигатель должен иметь якорные устройства, которые не дают проворачиваться его корпусу в направлении, противоположном направлению вращения долота. В данном случае могут применяться якорные устройства скользящего типа (двигатель перемещается поступательно по мере углубки ствола скважины, но не может проворачиваться) или двигатели со шпинделем (двигатель закрепляется в стволе и остается неподвижным, а выдвигается по мере углубления скважины только шпиндель; после полного выдвижения шпинделя производится операция раскрепления корпуса двигателя, его спуск на интервал углубки, где вновь происходит раскрепление корпуса, и процесс повторяется).

Для бурения используются специальные шлангокабели, которые имеют достаточно сложную конструкцию, поскольку от них требуется высокая прочность, гибкость и возможность передавать по кабелям электрическую энергию и радиосигналы.

Например, шланги КОФЛЕКСИП (разработаны Французским Институтом Нефти), включают (рис.

  • 3.14) следующее:
    • - каркас из проволоки или тонкой полосы, скрученной в спираль, обеспечивает сопротивление раздавливанию, сохранение постоянного диаметра, даже в смотанном виде при малом радиусе изгиба или под воздействием внутреннего или наружного давления;
    • - слои защитного покрытия, сплетенные жилами, обеспечивают прочность шлангокабеля;
    • - внутренние и наружные оболочки выполнены из полиамида и обеспечивают герметичность и защиту от коррозии;
    • - четвертая группа элементов (электрические провода или трубки) включена в состав для создания электрических, гидравлических или пневматических каналов связи для телеуправления, измерения и т. д.

Первые попытки создания колтюбинговой техники, в основе которой лежит использование неразъемных гибких труб, были предприняты в 60-е г. прошлого столетия. С 1960 г. в этом направлении начал работы Французский Институт нефти (ФИН), разработав последовательно несколько модификаций бурового оборудования для бурения на глубинах 300 и 1 000 м. В 1963 г. Институтом для разведки морских глубин было создано судно «Теребель» с оборудованием для глубокого шлангокабельного бурения.

Рис. 3.15. Буровая установка Флексоринг 3000

В 70 гг. XX в. ФИН совместно с Куйбышевским институтом нефти

ВНИИТнефть, в рамках сотрудничества, создали установку для бурения скважин на глубину ЗООО^ЮОО м, использовав классическое буровое оборудование советского производства и разработки ФИН в области шлангокабельного бурения. Эта установка, испытывавшаяся в районе г. Куйбышева, позволила провести бурение, прерванное на глубине 2 353 м из-за разрыва гибкой бурильной колонны вследствие несовершенства системы, предназначенной для спуско-подъемных работ. С учетом первого опыта бурения, в 1973 г. во Франции была сконструирована и построена компанией «Форафлекс» установка, названная

«Флексоринг 3000-1» (рис. 3.15). К середине 1975 года данной установкой в соответствии с коммерческим договором был выполнен значительный объем работ на месторождении природного газа Гронинг в Голландии (10 скважин глубиной 1 500 м), что показало не только техническую состоятельность нового направления в бурении, но уже и коммерческую значимость новой технологии.

Первые установки, как было отмечено, использовали в качестве гибкой трубы шлангокабель. Последующие разработки ведущих фирм, выполненные в 80-90 гг. XX в., связаны с созданием установок со стальными гибкими трубами, внутри которых в случае необходимости пропускается электронесущий кабель. Первоначально работы велись в направлении создания установок для капитального ремонта в действующих скважинах и для этой цели применялись трубы диаметром 19 мм, позже 25,4; 38,1; 44,5; 50,8 мм. Развитие металлургии и разработка новых систем контроля качества гибких труб позволили освоить выпуск стандартного ряда труб диаметрами 60,3; 73, 88,9 и 114,3 мм и создать соответствующие мобильные колтюбинговые установки для бурения глубоких скважин с различными тяговыми усилиями инжектора (механизма подачи гибкой трубы) в первую очередь для забуривания вторых стволов и проводки стволов с горизонтальным окончанием, а также и для капитального ремонта скважин. Такие трубы, обладая большей жесткостью, обеспечивают возможность более точного и надежного регулирования траектории ствола скважины [19].

Гибкая длинномерная труба отличается от насосно-компрессорных и буровых труб, прежде всего, материалом и отсутствием муфтовых соединений. Наиболее часто применяются трубы из низкоуглеродистой кованой стали, предназначенные для работы в среде с наличием сероводорода. Такие трубы обладают антикоррозионными свойствами, а прочностные характеристики позволяют производить нормальную работу в условиях около 900 рабочих циклов деформации [19].

В настоящее время бурение с использованием колтюбинговой техники становится одним из приоритетных направлений деятельности крупных нефтегазодобывающих компаний. В настоящее время, например, в Северной Америке на больших месторождениях бурится колтюбингом уже половина всех скважин [19].

Основными производителями колтюбинговых установок (рис. 3.16) за рубежом являются фирмы Hydra Rig, Stewart & Stevenson, Flacmaster, Dreco, HRI и др.

В связи с развитием колтюбинговых технологий известные зарубежные

Рис. 3.16. Колтюбинговая буровая установка

компании, специализирующиеся на поставках оборудования и оказании сервисных услуг, такие как Shlumberger, Halliburton, Weatherford, в настоящее время перешли на оказание таких комплексных сервисных услуг как забуривание и бурение горизонтальных стволов, гидроразрыв пласта с применением колтюбинга [19, рис. 3.16 ].

Наиболее значительный эффект гибкие трубы дают при бурении. Именно это направление колтюбинга интенсивно развивается в настоящее время. Гибкие трубы позволяют проводить бурение на депрессии без глушения скважин и увеличить их дебит в 3-5 раз. Особенно перспективным является применение горизонтального бурения гибкими трубами дополнительных горизонтальных стволов из колонны старой скважины при доразработке истощенных месторождений на поздней стадии, вовлечении в разработку трудноизвлекаемых запасов, восстановлении бездействующих и малодебитных скважин.

В колтюбинговой технологии для бурения прямолинейных, наклонных и горизонтальных участков ствола скважины существуют различные забойные компоновки нижней части колонны (КНБК). Применение тех или иных конструкций КНБК для наклонно-направленного бурения зависит от требуемого темпа набора кривизны, и они могут включать: долото, забойный двигатель с регулируемым искривленным корпусом, искривленный переводник, отклоняющие устройства, стабилизаторы, немагнитную трубу с измерительными приборами системы телеметрии и гамма-каротажа, немагнитные переводники, соединительные муфты, ориентирующий механизм. Для ориентации долота в процессе бурения в конструкции КНБК предусматривается ориентирующий инструмент, с помощью которого КНБК поворачивается на требуемый угол в направлении набора кривизны.

Таким образом, с появлением колтюбинговых установок облик современного и будущего бурового агрегата в основном определился. В связи с этим возрастает роль в буровом процессе различных конструкций забойных приводов и КНБК. Здесь наряду с дальнейшим развитием гидродвигателей следует ожидать появления новых электродвигателей, питающихся от источника энергии через силовой кабель, а также новых телеметрических систем управления процессом бурения, ориентацией, опробованием и другими видами специальных работ.

С появлением колтюбинговых буровых установок процесс спуско-подъемных операций с бурильной колонной существенно упростился. С буровой установки убраны в связи с ненадобностью, буровые ключи механические и автоматические, различные автоматы спуско-подъема (АСП) и другое оборудование. Время на СПО и вспомогательные работы сократилось в 2 и более раз. Для спуска же обсадных колонн по-прежнему используется традиционная технология, что предполагает на данном этапе развития новой технологии совместное использование стандартного бурового оборудования и колтюбинга. Это обстоятельство сдерживает применение колтюбинга в бурении и ставит серьезную техническую задачу по созданию новых способов крепления стволов скважин без применения стальных обсадных колонн.

studref.com

Этапы совершенствования спуско-подъемных операций при бурении

Если вернуться к схеме на рис. 3.2, то можно отметить, что направление развития подсистемы 1.3. смыкается с задачей 3: «Средств и технологий СПО», которые развиваются в направлении сокращения до минимального значения затрат времени на спуск-подъем бурильной колонны (один из вариантов решения этой задачи - сокращение числа СПО), исполнения рабочих органов СПО, гарантирующих быстрый, управляемый и безостановочный спуск - подъем. Здесь уместно говорить о средствах СПО, при которых время на вспомогательные операции стремится к нулю, а процесс спуска-подъема колонны характеризуется непрерывностью.

Подобная система возможна за счет предельно рационального отбора мощности привода средств СПО, подъема колонны на максимальной скорости и оснащения бурового агрегата средствами автоматизации СПО, т. е. за счет бесступенчатого автоматизированного привода всего комплекса СПО.

Вторая задача подсистемы СПО определяется необходимостью обеспечения надежного канала передачи электроэнергии и связи соответственно до забоя и обратно к устью скважины. При наличии надежного канала передачи электроэнергии наиболее рациональным будет использование для бурения забойных вращательных и ударно-вращательных машин с электроприводом или применение новых способов разрушения горных пород, требующих потребления электроэнергии. Надежный канал связи необходим также для размещения на забое различных датчиков, средств контроля и анализа.

Рассмотрим основные этапы развития подсистемы 2 на конкретных примерах совершенствования средств и технологий СПО.

Этап 1. Подъем бурильной колонны из скважины производится одним элеватором, а бурильная колонны разбирается на отдельные трубы, каждая из которых выносится на мостки за пределы бурового здания.

Этап 2. Подъем бурильной колонны из скважины производится одним элеватором, но бурильная колонна разбирается на «свечи», которые включают 2, 3 бурильные трубы. Буровые «свечи» выносятся за пределы бурового здания на мостки.

Этап 3. Подъем бурильной колонны из скважины производится одним элеватором, но бурильная колонна разбирается на «свечи» по 2, 3 бурильные трубы с установкой их вертикально в буровом здании.

Этап 4. Подъем бурильной колонны из скважины производится одним элеватором, но бурильная колонна при подъеме из скважины разбирается на отдельные «свечи», которые спускаются без установки в пределах бурового здания во второй ствол (кустовое бурение). В этом случае для бурения используется специальная буровая установка, которая оснащена ротором с двумя входами в стволы и приводом каждого из них, а также подвижным кронблоком, который перемещает талевый блок с элеватором для соосного его расположения над каждым из входов в стволы.

Этап 5. Для сокращения затрат времени на СПО используется снаряд со съемным керноприемником (ССК), который позволяет исключить подъем бурильной колонны:

  • - с целью извлечения кернового материала;
  • - замены изношенного породоразрушающего инструмента;
  • - инклинометрии и проведения работ по корректировке направления

Рис. 3.11. Схема буровой установки с 2 талевыми блоками

Рис. 3.12. Схема автоматизированной буровой установки

скважины отклонителем;

  • - установки и снятия забойных механизмов и гидроударников;
  • - подъема ориентированного керна;
  • - тампонажа призабойного участка ствола скважины.

Этап 6. Для сокращения затрат времени на СПО, а также извлечения и спуска керноприемной трубы ССК подъем керна на поверхность осуществляется восходящим гидропотоком промывочной жидкости через внутреннюю полость бурильных труб.

Этап 7. Спуско-подъемные работы с бурильной колонной ведутся с помощью лебедки 1, кронблока 3 и двух элеваторов (рис. 3.11), каждый из которых размещен на отдельном подвижном талевом блоке 2 и 4. Последние перемещаются вместе с элеваторами параллельно друг другу и синхронно (один в верхней точке у кронблока 3, другой в нижней точке у ротора). Талевые блоки 2 и 4 связаны друг с другом одной талевой системой 5 с двумя неподвижными (крепятся к основанию 6) и двумя подвижными концами (на лебедке 1). При такой схеме размещения талевых блоков удобно вести бурение куста скважины с двумя стволами 7 с одного общего основания буровой установки 6, поскольку в этом случае достаточно легко решается задача соосного расположения талевых блоков и оси скважин. Если подобная схема установки используется для бурения одного ствола, необходимо обеспечить перемещение кронблока 3 таким образом, чтобы при подъеме (спуске) колонны бурильных труб из скважины соответствующий талевый блок находился над устьем скважины. Поскольку талевые блоки будут меняться при подъеме (спуске), кронблок должен синхронно с перемещениями талевых блоков перемещаться из одной крайней точки в другую. Такая схема талевой системы способна снизить затраты на СПО примерно на 50 %.

Этап 8. Спуск-подъем бурильной колонны 1 ведется буровой установкой с кронблоком 2 с использованием двух элеваторов 4 и 7 и раскрепляющего подвижного бурового ключа 6 (рис. 3.12), расположенных соосно друг другу, а также буровой вышке и перемещаемых по направляющим. Буровой ключ 6 располагается между элеваторами 4 и 7, а каждый элеватор перемещается в своем диапазоне (верхний от середины вышки до кронблока 2, нижний от ротора до середины вышки) с возможностью перехвата поднимаемой непрерывно бурильной колонны 1 и отсоединенной (при подъеме колонны 1) или присоединяемых (при спуске колонны 1) буровой «свечи» 5. Элеваторы обеспечивают попеременный захват бурильной колонны 1, а ключ 6 производит развинчивание или свинчивание труб одновременно с их подъемом или

Рис. 3.13. Схема установки шлангокабельного бурения

спуском, что обеспечивает непрерывный процесс СПО.

Бурильные трубы устанавливаются в буровом здании гидромеханическим автоматическим манипулятором.

Этап 9. Для сокращения затрат времени на сборку-разборку бурильной колонны соединение труб выполняется быстроразъемным, без резьбы.

Этап 10. Для сокращения затрат времени и мощности на СПО бурильные трубы изготавливают из легких сплавов типа Д16Т (дюралюмин), титановых сплавов.

Этап 11. Бурение ведется трубчатой колонной, образуемой из профилируемой Z-образной ленты, сворачиваемой в трубчатую форму. Лента размещается в конусном барабане и укладывается в колонну вращением барабана. Колонна формируется по мере углубки скважины. Подъем колонны осуществляется обратным вращением барабана, что приводит к разборке колонны на ленту.

Этап 12. Бурение осуществляется шлангокабелем или стальной неразъемной колонной, взамен разбираемой на отдельные трубы бурильной колонны. Спуск-подъем инструмента заключается в сматывании-разматывании шлангокабеля или стальной неразъемной колонны, размещаемых на барабане с приводом (рис. 3.13). Последние установки подобного типа получили название ко лтюбинговых.

При бурении с использованием колтюбинговых установок могут использоваться только забойные гидро - или электродвигатели.

Рис. 3.14. Устройство шлангокабеля для бурения

При использовании шлангокабеля с целью компенсации реактивного момента, возникающего на долоте в процессе разрушения горной породы, забойный двигатель должен иметь якорные устройства, которые не дают проворачиваться его корпусу в направлении, противоположном направлению вращения долота. В данном случае могут применяться якорные устройства скользящего типа (двигатель перемещается поступательно по мере углубки ствола скважины, но не может проворачиваться) или двигатели со шпинделем (двигатель закрепляется в стволе и остается неподвижным, а выдвигается по мере углубления скважины только шпиндель; после полного выдвижения шпинделя производится операция раскрепления корпуса двигателя, его спуск на интервал углубки, где вновь происходит раскрепление корпуса, и процесс повторяется).

Для бурения используются специальные шлангокабели, которые имеют достаточно сложную конструкцию, поскольку от них требуется высокая прочность, гибкость и возможность передавать по кабелям электрическую энергию и радиосигналы.

Например, шланги КОФЛЕКСИП (разработаны Французским Институтом Нефти), включают (рис.

  • 3.14) следующее:
    • - каркас из проволоки или тонкой полосы, скрученной в спираль, обеспечивает сопротивление раздавливанию, сохранение постоянного диаметра, даже в смотанном виде при малом радиусе изгиба или под воздействием внутреннего или наружного давления;
    • - слои защитного покрытия, сплетенные жилами, обеспечивают прочность шлангокабеля;
    • - внутренние и наружные оболочки выполнены из полиамида и обеспечивают герметичность и защиту от коррозии;

- четвертая группа элементов (электрические провода или трубки) включена в состав для создания электрических, гидравлических или пневматических каналов связи для телеуправления, измерения и т. д.

Первые попытки создания колтюбинговой техники, в основе которой лежит использование неразъемных гибких труб, были предприняты в 60-е г. прошлого столетия. С 1960 г. в этом направлении начал работы Французский Институт нефти (ФИН), разработав последовательно несколько модификаций бурового оборудования для бурения на глубинах 300 и 1 000 м. В 1963 г. Институтом для разведки морских глубин было создано судно «Теребель» с оборудованием для глубокого шлангокабельного бурения.

Рис. 3.15. Буровая установка Флексоринг 3000

В 70 гг. XX в. ФИН совместно с Куйбышевским институтом нефти

ВНИИТнефть, в рамках сотрудничества, создали установку для бурения скважин на глубину 3000-4000 м, использовав классическое буровое оборудование советского производства и разработки ФИН в области шлангокабельного бурения. Эта установка, испытывавшаяся в районе г. Куйбышева, позволила провести бурение, прерванное на глубине 2 353 м из-за разрыва гибкой бурильной колонны вследствие несовершенства системы, предназначенной для спуско-подъемных работ. С учетом первого опыта бурения, в 1973 г. во Франции была сконструирована и построена компанией «Форафлекс» установка, названная

«Флексоринг 3000-1» (рис. 3.15). К середине 1975 года данной установкой в соответствии с коммерческим договором был выполнен значительный объем работ на месторождении природного газа Гронинг в Голландии (10 скважин глубиной 1 500 м), что показало не только техническую состоятельность нового направления в бурении, но уже и коммерческую значимость новой технологии.

Первые установки, как было отмечено, использовали в качестве гибкой трубы шлангокабель. Последующие разработки ведущих фирм, выполненные в 80-90 гг. XX в., связаны с созданием установок со стальными гибкими трубами, внутри которых в случае необходимости пропускается электронесущий кабель. Первоначально работы велись в направлении создания установок для капитального ремонта в действующих скважинах и для этой цели применялись трубы диаметром 19 мм, позже 25,4; 38,1; 44,5; 50,8 мм. Развитие металлургии и разработка новых систем контроля качества гибких труб позволили освоить выпуск стандартного ряда труб диаметрами 60,3; 73, 88,9 и 114,3 мм и создать соответствующие мобильные колтюбинговые установки для бурения глубоких скважин с различными тяговыми усилиями инжектора (механизма подачи гибкой трубы) в первую очередь для забуривания вторых стволов и проводки стволов с горизонтальным окончанием, а также и для капитального ремонта скважин. Такие трубы, обладая большей жесткостью, обеспечивают возможность более точного и надежного регулирования траектории ствола скважины [19].

Гибкая длинномерная труба отличается от насосно-компрессорных и буровых труб, прежде всего, материалом и отсутствием муфтовых соединений. Наиболее часто применяются трубы из низкоуглеродистой кованой стали, предназначенные для работы в среде с наличием сероводорода. Такие трубы обладают антикоррозионными свойствами, а прочностные характеристики позволяют производить нормальную работу в условиях около 900 рабочих циклов деформации [19].

В настоящее время бурение с использованием колтюбинговой техники становится одним из приоритетных направлений деятельности крупных нефтегазодобывающих компаний. В настоящее время, например, в Северной Америке на больших месторождениях бурится колтюбингом уже половина всех скважин [19].

Основными производителями колтюбинговых установок (рис. 3.16) за рубежом являются фирмы Hydra Rig, Stewart & Stevenson, Flacmaster, Dreco, HRI и др.

В связи с развитием колтюбинговых технологий известные зарубежные

Рис. 3.16. Колтюбинговая буровая установка

компании, специализирующиеся на поставках оборудования и оказании сервисных услуг, такие как Shlumberger, Halliburton, Weatherford, в настоящее время перешли на оказание таких комплексных сервисных услуг как забуривание и бурение горизонтальных стволов, гидроразрыв пласта с применением колтюбинга [19, рис. 3.16 ].

Наиболее значительный эффект гибкие трубы дают при бурении. Именно это направление колтюбинга интенсивно развивается в настоящее время. Гибкие трубы позволяют проводить бурение на депрессии без глушения скважин и увеличить их дебит в 3-5 раз. Особенно перспективным является применение горизонтального бурения гибкими трубами дополнительных горизонтальных стволов из колонны старой скважины при доразработке истощенных месторождений на поздней стадии, вовлечении в разработку трудноизвлекаемых запасов, восстановлении бездействующих и малодебитных скважин.

В колтюбинговой технологии для бурения прямолинейных, наклонных и горизонтальных участков ствола скважины существуют различные забойные компоновки нижней части колонны (КНБК). Применение тех или иных конструкций КНБК для наклонно-направленного бурения зависит от требуемого темпа набора кривизны, и они могут включать: долото, забойный двигатель с регулируемым искривленным корпусом, искривленный переводник, отклоняющие устройства, стабилизаторы, немагнитную трубу с измерительными приборами системы телеметрии и гамма-каротажа, немагнитные переводники, соединительные муфты, ориентирующий механизм. Для ориентации долота в процессе бурения в конструкции КНБК предусматривается ориентирующий инструмент, с помощью которого КНБК поворачивается на требуемый угол в направлении набора кривизны.

Таким образом, с появлением колтюбинговых установок облик современного и будущего бурового агрегата в основном определился. В связи с этим возрастает роль в буровом процессе различных конструкций забойных приводов и КНБК. Здесь наряду с дальнейшим развитием гидродвигателей следует ожидать появления новых электродвигателей, питающихся от источника энергии через силовой кабель, а также новых телеметрических систем управления процессом бурения, ориентацией, опробованием и другими видами специальных работ.

С появлением колтюбинговых буровых установок процесс спуско-подъемных операций с бурильной колонной существенно упростился. С буровой установки убраны в связи с ненадобностью, буровые ключи механические и автоматические, различные автоматы спуско-подъема (АСП) и другое оборудование. Время на СПО и вспомогательные работы сократилось в 2 и более раз. Для спуска же обсадных колонн по-прежнему используется традиционная технология, что предполагает на данном этапе развития новой технологии совместное использование стандартного бурового оборудования и колтюбинга. Это обстоятельство сдерживает применение колтюбинга в бурении и ставит серьезную техническую задачу по созданию новых способов крепления стволов скважин без применения стальных обсадных колонн.

studref.com


Смотрите также