гнвп. Лекция Контроль скважин. Управление скважиной при газонефтеводопроявлении
 Скачать 394.56 Kb.
|
|
Оборудование для дегазации бурового раствора. Ряд месторождений характеризуется сложным строением, аномальными пластовыми давлениями, вследствие чего увеличивается поступление газа в буровой раствор. Роль дегазационной системы, которая должна включать и устройства по определению содержания газа в буровом растворе как в циркуляционной системе, так и в выкидной линии противовыбросового оборудования, значительно повышается. Управлять и контролировать состояние бурового раствора фактически невозможно при отсутствии дегазационного устройства в противовыбросовом комплексе буровой. Существуют различные конструкции и средства дегазации, которые по способу выполнения делятся на механический, термический, физико-химический и вакуумный. Механический способ дегазации основан на разрушении структуры и снижении начала текучести бурового раствора. Из растворов, не имеющих структуры, легко удаляются пузырьки газа. Дегазатор - технологическая установка для дегазации бурового раствора, выполняющая следующие функции:  - восстановление удельного веса буровых промывочных растворов после их грубой очистки от выбуренной породы- 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 несбалансированном давлении в скважине) В конструктивном и технологическом плане дегазаторы делятся на: - вакуумные; - центробежно-вакуумные; - атмосферные. Наиболее эффективным средством дегазации раствора является применение штуцеров и трапов. Трап-дегазатор входит в комплект противовыбросового оборудования и присоединяется к выкидной линии крестовины при помощи специальной обвязки. Она позволяет подавать струю в дегазатор из затрубного пространства скважины и при помощи штуцеров создавать противодавление и регулировать расход жидкости через трап. Через боковой отвод трапа дегазированная жидкость выбрасывается в циркуляционную систему. На буровых предприятиях страны нашел применение вакуумный дегазатор, степень дегазации глинистого раствора в котором выше, чем в трапах. Буровой раствор непрерывным потоком проходит через специальный вакуум-аппарат, в котором при помощи Рис.64. вакуумного насоса создается разрежение, в результате чего из раствора извлекается газ. При вакууме 0,017—0,04 МПа из глинистого раствора извлекается почти весь газ. Вследствие этого значительно снижается вязкость раствора н восстанавливается его первоначальная плотность. Вакуумный дегазатор заметно улучшает качество раствора. Дегазатор, выполненный по сифонной схеме с отсосом жидкости в прием бурового насоса, имеет высокий коэффициент полезного действия и не требует установки дополнительного насоса. Промышленностью выпускаются отбойные камеры-дегазаторы трех типов: трубчатая вертикальная, отбойная камера дегазатора и фланцевая. Трубчатая вертикальная отбойная камера. Ее конструкция проста, она состоит из сварного цилиндра — корпуса с двумя отводами, к которым присоединяются трубопроводы от регулируемых штуцеров. На рис. приведена трубчатая вертикальная отбойная камера. Газоводонефтяной поток или буровой раствор из штуцера поступает в отбойную камеру, происходит удар о защитную накладку и трубчатый цилиндр заполняется раствором и газом. Поток растворов поднимается вверх и изливается через лоток в очистную систему. Отбойная камера-дегазатор мало отличается от трубчатой вертикальной камеры. Энергия потока при изливе из штуцеров имеет значительную ударную силу и для гашения энергии потока, и частичной дегазации бурового раствора манифольды комплектуют отбойными камерами-дегазаторами. Отбойную камеру-дегазатор устанавливают на блочном основании манифольда и закрепляют болтами. Буровой раствор по патрубкам поступает в отбойник и изливается вниз. При изливе отделяется газ, который поднимается вверх, как в газоотделителе (трап). В нижней части камеры-дегазатора предусмотрен люк для периодической очистки корпуса от шлама. Кроме того, к корпусу подведены два патрубка: один — для подвода бурового раствора от регулируемых штуцеров, второй — для отвода выделившегося из бурового раствора газа. В корпусе дегазатора предусмотрен пробковый кран для слива жидкости. Фланцевая отбойная камера. Многие манифольды предусмотрены с фланцевой отбойной камерой. Камера представляет собой сварную конструкцию, состоящую из двух патрубков — наружного и внутреннего. Межтрубное пространство разделено ребрами. Во внутреннем патрубке установлены подушки и донышки. После удара потока струи о подушки жидкость перетекает через прорезы в патрубке в две закрытые снизу полости между патрубками. Поток жидкости поднимается через перегородки и вытекает в очистную систему. Разработаны дегазаторы значительного объема, внутри цилиндрической емкости которых устанавливается труба меньшего диаметра со щелями. Газированный буровой раствор перетекает через щели внутренней трубы, освобождаясь от газа. В практике бурения применяют вакуумные дегазаторы, основанные на воздействии вакуума (Рвак=0,08 0,09 МПа) и механического перемешивания. При использовании буровых растворов с повышенными плотностью и вязкостью, отсутствии надлежащей системы настройки в оптимальном режиме работы и трудностях эксплуатации в зимнее время вакуумные дегазаторы показали низкую эффективность. Сложные геологические условия бурения, аномально высокие пластовые давления при разбуривании нескольких этажей газовых горизонтов потребовали применения многокомпонентных растворов с минимальным содержанием газовой фазы. Вследствие этого стали необходимыми разработка новых дегазаторов и улучшение способов дегазации растворов. Опыт эксплуатации газоотделителей показал, что количество и скорость выделения газа находятся в прямой зависимости от размеров камер-дегазаторов, скорости перемешивания и движущей силы процесса. При изменении давления от атмосферного до вакуумного (как в вакуумных дегазаторах) интенсивность выделяющихся из буровых растворов газовых пузырьков изменяется незначительно. Количество и дисперстность выделяющихся пузырьков возрастают с повышением интенсивности перемешивания, снижением плотности и статического напряжения сдвига растворов. На буровых используются вакуумные дегазаторы типа ДВС-2 и ДВМ-2. Вакуумный дегазатор ДВС-2 состоит из цилиндрического корпуса, разделенного на две камеры 3 и 3а, в которых переменно создается разрежение вакуумным насосом. Величина разрежения регулируется в зависимости от структурно-механических свойств бурового раствора; под действием этого разрежения газированная жидкость поступает в одну из дегазационных камер. При создании вакуума от 0,13 до 0,93 МПа и небольшом механическом перемешивании при циркуляции раствора по наклонным тарелкам происходят разделение и выделение газа из бурового раствора. Рис .65. Дегазаторы вакуумного типа по механизму работы делятся на дегазаторы Циклического и непрерывного действия. 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 В основе дегазатора центробежно-вакуумного типа - цилиндрический вертикальный корпусДегазируемый буровой раствор разбрызгивается на стенки этого корпуса (раствор поступает в подводящий трубопровод под действием вакуума)Производительность этого механизма доходит до 50,5 л/с 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 III. Один из самых популярных дегазаторов атмосферного типа - "Каскад-40"Он характеризуется следующими преимуществами: - компактностью - автономностью рабочего механизма -возможность эксплуатации при отрицательных температурах - малым весом и габаритами Опыт проводки скважин в свидетельствует о том, что дегазация улучшается при центробежном разбрызгивании раствора тонким слоем. На этом принципе основаны концентрации центробежных вакуум-дегазаторов отечественного производства ЦВА. Корпус ЦВА-3 в нижней части заканчивается нагнетательной камерой для приема дегазированного раствора и патрубка, который обвязывается с желобной Рис.66. системой. Для отвода газа в корпус предусмотрены пять патрубков диаметром 44 мм и вакуумная камера. Продукты дегазации удаляются воздуходувкой, установленной на 114-мм патрубке и оборудованной поплавковым клапаном. Для нейтрализации сероводорода используют известь, и с этой целью в камеру-дегазатор ее затаривают во влажном состоянии. Разработан дегазатор гидродинамический веерный, состоящий из цилиндрического корпуса 2, внутри которого установлены трубчатый ствол 3, веер-центратор 4, тарелки 8, пружины 9 (рис. ). В статическом положении веер-центратор с помощью пружины через тарелки 8 регулировочным винтом б поджимается к торцу трубчатого ствола 3. Усилие сжатия пружин обеспечивает напор в стволе 0,3—1,0 МПа при закачивании насосом газированной жидкости через трубу 10. Ствол 3 выполнен сборным, в верхней части состоит из сопла, представляющего собой трубу с развальцованным верхним торцом.Крышка корпуса дегазатора 2 имеет сферическую поверхность, где размещены крышка люка 5, регулировочный винт и газоотводящая труба 7. Днище корпуса 2 имеет уклон для стенания дегазированного бурового раствора через :ливной желоб /. Сопло трубчатого ствола 3 и веер-центратор 4 составляют кольцевое веерное сопло с переменным регулирующим зазором. Дегазатор устанавливается на желобной системе или на мернике бурящейся скважины и подключается к буровому насосу (цементировочному агрегату, центробежному насосу). Разгазированный буровой раствор насосом подается в трубчатый ствол 3 через нагнетательную трубу 10, под напором перемещается вверх Рис.67. через сопла трубчатого ствола 3 в веер-центратор 4, преодолевая сопротивление пружины 9, вытекает веерной струей внутрь корпуса 2 дегазатора. Буровой раствор вытекает с большой скоростью и, расширяясь, ударяется о стенку корпуса, дегазируется и стекает через сливной желоб в мерник буровой установки. Выделившийся газ отделяется от раствора и удаляется через газоотводящую трубу 7. Основными процессами в гидродинамическом веерном дегазаторе являются: сжатие газированного бурового раствора в веерном сопле; расширение жидкости при истечении из сопла; удар высокоскоростной газированной жидкости о стенку дегазатора; отделение газа от потока бурового раствора; турбулентное стекание потока раствора через ствол в желоб. Быстроизнашивающиеся детали рабочих органов дегазатора выполнены разборными, а нагнетательная труба и отводящий газ патрубок—на фланцевом и быстросменном соединениях. Колонная головка для нефтяных и газовых скважин Колонная головка предназначена для подвешивания и обвязки обсадных колонн и установки запорного оборудования в процессе бурения и эксплуатации нефтяных и газовых скважин. Отличительной особенностью данной колонной головки является то, что клинья, между которыми установлена пружина, расположены основаниями навстречу друг к другу. При монтажно-демонтажных работах исключается применение резьбовых соединений и сварки. .Это позволяет повысить надежность работы устройства. Колонная головка включает воротниковый фланец 1 и корпус 6, соединенные шпильками 5, с размещенными в них основаниями навстречу друг к другу клиньями 3. Между клиньями установлена У-образная пружина 4, а в радиальном направлении они подпружинены кольцевой пружиной 2. В верхней части корпуса 6 встроен уплотнительный пакет 7. Между герметизирующими элементами пакета выполнено отверстие в корпусе 6, в котором расположены обратные клапаны 12, 14. Сверху пакет 7 фиксируется нажимной втулкой 8. Подвеска представляет собой катушку 9 с размещенными в ней узлами удержания очередной обсадной колонны 13, контроля межколонного давления 10 и герметизирующего пакета 11.Обвязка обсадных колонн осуществляется в следующей последовательности. Опорная часть колонной головки с клиньями наводится на первую спущенную в скважину обсадную колонну. При этом шпильки 5 устанавливаются на максимальную длину. Затем при затяжке шпилек клинья входят в контакт с обсадной колонной и, таким образом, происходит фиксация опорной части. Далее монтируются пакет 7 и нажимная втулка 8. Подвеска колонной головки применяется после спуска очередной колонны в скважину. Катушка 9 устанавливается на фланец корпуса 6. Создается натяжение колонны, при этом узел 13 утапливается в катушку 9. Затем снимается нагрузка и колонна разгружается на клинья Рис.68. узла 13, после чего монтируется узел герметизирующего пакета 11. Закачкой смазки в пакеты 7 и 11 под давлением через обратные клапаны 12 и 14 части колонной головки приводятся в работоспособное положение. 7. Требования к монтажу колонных головок и ПВО. Подготовительные работы к монтажу ПВО (в ПиКРС). 3.Смонтировать подъемник и рабочую площадку согласно технических условий и требований ОТ и ТБ. 4.Собрать и подготовить к работе линии обвязки (выкидные и глушения) для закачки технологических жидкостей в скважину и сброса флюида коллектор. 5.Проверить центровку мачты относительно устья скважины. Монтаж противовыбросового оборудования (ПВО) должен обеспечивать высокую его надежность в эксплуатация. 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.Кработе по монтажу и эксплуатации допускаются работники, прошедшие подготовку по курсу "Контроль скважины. Управление скважиной при ГНВП". Устьевое оборудование и превентора должны собираться из узлов и деталей заводского изготовления, должны иметь паспорта и быть опрессованы на пробное давление. Перед монтажом ПВО на скважине прочность деталей оборудования, воспринимающих давление скважиной среды, проверяют опрессовкой. Периодичность проверки ПВО: гидравлическая опрессовка на рабочее давление через 6 месяцев. Дефектоскопия — один раз в год, если, иные сроки не оговорены в паспортах оборудования. После проведения проверки составляется акт. Для оборудования с рабочим давлением 35 МПа пробное давление должно быть равно двукратному рабочему, а с рабочим давлением 70 и 105 МПа – полуторакратному. Для оборудования с рабочим давлением 14 и 21 МПа пробное давление зависят от условного прохода стволовой части: до 350 мм условного прохода пробное давление принимают равным двукратному рабочему, а свыше 350 мм – полуторакратному, после спуска цементажа обсадной колонны. На которой смонтировано устьевое и ПВО колонна и цементное кольцо проверяют герметичность водой. Верхняя часть кондуктора, оборудованная колонной головкой или колонной фланца, изготавливается по техническим условиям. Ниже колонной головки, по которой монтируется ПВО необходимо иметь свободное место длинной не менее 30см.-3 плотность фланца, на котором устанавливается крестовина превентора, должен быть на высоте, беспечивающий уклон выкидных линий не менее 3 градусов в сторону амбара. - Шахта для измещения колонной головки имеет размеры 2,8×3м, глубина 1,8м. -Узлы блоков дроссилирования монтируются на металлических подставках не менее 1м от устья. - Блоки драсипирования и глушения оборудуются гайкой для подключения ЦА. Выкидные линии. В местах проезда автотранспорта выкидные линии оборудуются специальными защитными устройствами, повороты ВЛ допускаются с помощью кованых угольников. Крепление ВЛ производится с помощью специальных хомутов и переносных опор.Устье скважины с установленным ПВО, должно быть обвязано с доливной емкостью. При температуре воздуха ниже 00 С превентора должны быть обеспечены обогревом. Требования к ПВО. Штурвалы ручного привода превенторов выводят за пределы габаритов основания под вышку на расстояние не менее 10 м от устья скважины. Для штурвалов делают передвижные металлические будки или шиты с навесом из досок толщиной, не менее 40 мм. На стенке щита перед каждым ручным штурвалом водостойкой краской указывают направление и количество оборотов, обеспечивающее полное закрытие превентора, а также делают метки на штурвале и стенке при полном его открытия. 8. Контрольно - измерительные приборы. Приборы для обнаружения прямых признаков ГНВП. Для определения прямых признаков при бурении: 1.Уровнемер - сигнализатор УП11 м на приёмных ёмкостях, при его отсутствии устанавливаются электроды, к которым подведено низкое напряжение. 2. Желобной расходомер СПЖ -1 перед виброситами. 3.Приборы определения газосодержания (газокаротажная или контрольная станция) при их отсутствии используются приборы ПГР -1. Для определения прямых признаков при подъёме труб из скважены: 1.Доливная ёмкость с уровнемером (цена деления на градуировке должна обеспечить возможность определения уменьшения долива при бурении на 0,5 м3, ПБ п. 276, в ПиКРС на 0,2 мз ПБ п. 1039. 2. Таблица объёмов долива по количеству извлекаемых труб из скважины. Для определения прямых признаков при спуске труб в скважену: 1.Ёмкость, в которую вытесняется промывочная жидкость, должна иметь уровнемер. 2.Расчётная таблица вытесняемой промывочной жидкости (увеличивается на1- 4% по сравнению с объёмом металла труб). Для определения прямых признаков при отсутствии промывки: 1.Наличие перелива определяется визуальным контролем на устье, исполнителями работ. |