Мухин Владимир Михайлович, Коробов Александр Дмитриевич Бурение нефтяных и газовых скважин учебнометодическое пособие
 Скачать 1.25 Mb.
|
|
б) 3 4 в) г) Рис.14 Схемы блокировки двигателей внутреннего сгорания: а – с двумя двигателями; б – с тремя двигателями; в и г – с четырьмя двигателями. 1 – передача для привода насоса; 2 – передача для привода лебёдки; 3 - передача для блокировки двигателей ; 4 – двигатели внутреннего сгорания. Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис» 27 Основным преимуществом двигателей внутреннего сгорания является то, что они позволяют бурить скважины в районах, не обеспеченных электроэнергией. Мощность двигателей внутреннего сгорания, которыми укомплектовываются буровые установки, достигает 850 и более л. с. В буровых установках, рассчитанных на бурение сравнительно неглубоких скважин (1,5 – 2 км) в качестве главного привода применяется обычно блок из двух двигателей с общей мощностью до 600 л. с. Для тяжёлых буровых установок применяют до пяти двигателей внутреннего сгорания (рис.14-15). 14 8 13 15 12 9 11 1 2 3 4 5 10 6 7 Рис.15. Пятидизельный силовой привод установки Уралмаш – 5Д: 1 – 5 – силовые агрегаты; 6, 7 – насосы; 8 – дизель-генератор; 9 – клиноремённая передача; 10 – лебёдка; 11 – реверсивное устройство; 12 – цепная передача; 13 – компрессор; 14 – ресивер; 15 – ротор. Пятидизельный силовой привод установки Уралмаш–5Д состоит из двух самостоятельных блоков: одного трёхдизельного, предназначенного для привода лебёдки, ротора и насоса и второго – двухдизельного – для привода второго насоса. Каждый из этих блоков монтируется на фундаментной раме, которая в свою очередь устанавливается на металлический или бетонный фундамент. Трёхдизельный блок для привода лебёдки, ротора и одного насоса состоит из двух двушкивных силовых агрегатов и одного силового агрегата с реверсивно-фрикционным устройством. Все они устанавливаются при монтаже на общую фундаментную раму и соединяются клиноремёнными передачами. Силовой агрегат с реверсивным устройством является основным в приводе Уралмаш-5Д. Он предназначен для включения прямого или обратного хода цепного колеса, передающего движение от лебёдки к ротору, и регулировки числа его оборотов. В настоящее время для буровых установок широко распространены электроприводы с двигателями переменного тока. Электроток напряжением 6000 В от понижающей подстанции подводится к токораспределительным пунктам, а от них через распределительные ящики к трёхфазному буровому трансформатору, где напряжение понижается до 500 В. Трансформаторы устанавливают у буровой на открытом месте и огораживают забором. Управление электродвигателями буровых лебёдок и ротора осуществляется при помощи электромагнитных станций, которые предназначены для автоматического пуска, остановки и реверсирования электродвигателя, а также для регулирования числа оборотов. Все эти операции осуществляются при помощи командо-контроллера, установленного на рабочем месте бурильщика. Примерная схема размещения оборудования буровой установки с электроприводом приведена на рис. 16. Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис» 28 12 1 11 11 10 10 9 9 2 2 3 4 5 6 6 7 7 8 8 Рис.16. Буровая установка Уралмаш 6Э – 59 с электрическим приводом: 1 – лебёдка; 2 – компрессорные станции; 3 – воздухосборник; 4 – электрощит дизель-генераторной станции; 5 – дизель-генераторная станция; 6 – пульты управления буровыми насосами; 7 – электроприводы буровых насосов; 8 – буровые насосы; 9, 10 – буровые станции управления; 11 – электропривод лебёдки; 12 – ротор. Для привода буровых машин применяют трёхфазные асинхронные электродвигатели переменного тока. Используются они главным образом как индивидуальные приводы агрегатов. В настоящее время все ведущие электротехнические фирмы выпускают регулируемые электроприводы комплектно с компьютерными средствами автоматизации в виде гибко программируемых систем, адаптируемых к широкой области их применения. Область применения различных типов регулируемых электроприводов в значительной степени определяется применяемой элементной базой силовых полупроводниковых преобразователей энергии. В связи с освоением промышленностью полностью управляемых силовых полупроводниковых приборов в модульном исполнении: мощных полевых транзисторов (MOSFET), биполярных транзисторов с изолированным затвором (IGBT) запираемых тиристоров с интегрированным управлением (IGCT) и запираемых тиристоров (GTO) разработаны полупроводниковые преобразователи, обеспечивающие плавное и экономичное регулирование скорости электродвигателей в широком диапазоне. На базе выпускаемых силовых полупроводниковых модулей создаются регулируемые электроприводы по системе преобразователь частоты — асинхронный короткозамкнутый двигатель (ПЧ — АД). При мощности электропривода до 1 МВт для создания ПЧ в настоящее время используются модули IGBT, более 1 МВт — модули GTO или IGCT. Создание надежных статических преобразователей частоты для управления асинхронными электродвигателями с использованием средств микропроцессорной техники привело к массовому применению электроприводов по системе ПЧ — АД. Разработки в области частотно-регулируемых электроприводов нашли применение в электроприводах исполнительных механизмов ряда зарубежных буровых установок наземного и морского бурения. В комплекты входят электроприводы буровой лебедки, буровых насосов, верхнего привода (или ротора), а на морских буровых установках также якорных лебедок и гребных винтов. В качестве приводных двигателей применяются асинхронные короткозамкнутые электродвигатели типа HXR, разработанные специально для использования в частотно- регулируемых электроприводах и приспособленные к условиям бурения. Электродвигатели малошумные, с низким уровнем вибрации, с принудительной вентиляцией мощностью до 1400 кВт, не требуют водяного охлаждения. Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис» 29 1.7. Превенторы Представляют собой специальные приспособления, устанавливаемые на устье скважины. Предназначены они для его герметизации при возникновении опасности выброса флюидов из ствола. Обычно устанавливают три превентора. Один из них можно закрыть при спущенных в скважину бурильных трубах. Для этого его запирающие плашки имеют соответствующий вырез, облицованный резиной. При вращении специального штурвала, вынесенного на 50 м от устья скважины, плашки сдвигаются, а их вырез с резиновым уплотнителем охватывает бурильные трубы. Второй превентор имеет «глухие» плашки и закрывается на устье при отсутствии в скважине инструмента. Третий универсальный гидравлический превентор (ПУГ) закрывается автоматически при спущенных в скважину трубах любого диаметра, а также на «пустой» скважине и при наличии в ней квадратной ведущей штанги. Он позволяет вращать и расхаживать колонну при закрытом превенторе. 1.8. Колонковые снаряды Все они вне зависимости от конструкции состоят из следующих основных частей: бурильной головки для разрушения породы вокруг обуриваемого керна; внешнего корпуса; внутренней колонковой трубы для сохранения и выноса керна; кернодержателя (кернорвателя) для отрыва керна от забоя и удержания его в колонковой трубе при подъёме на поверхность. По принципу применения колонковые снаряды подразделяются на имеющие несъёмную (постоянную) колонковую трубу и на снаряды со съёмной грунтоноской. При работе с последними, керн извлекается вместе с грунтоноской специальным ловителем на канате, а долото поднимают после полной его отработки. После спуска внутри бурильных труб ловителя он захватывает грунтоноску за головку, соединённую с колонковой трубой. Затем грунтоноска поднимается при помощи лебёдки, установленной на поверхности. После подъёма грунтоноски с керном, в бурильные трубы сбрасывают пустую грунтоноску, которая, дойдя до долота, садится на специальную опору. После этого продолжают бурение. В последнее время всё более широко используют колонковые снаряды со съёмной грунтоноской. В практике роторного бурения наиболее часто применяется колонковый снаряд «Недра» для отбора керна большого диаметра; колонковые долота типа ДСО, КАЗ. Для турбинного бурения созданы специальные колонковые турбодолота (КТД). В них турбобур, керноприёмное устройство и бурильная головка представляют собой единый комплекс, приспособленный к работе в высокооборотном режиме. Породоразрушающие и опорно-центрирующие инструменты. Описываются основные типы долот, расширителей, калибраторов, стабилизаторов, принцип их действия, приводятся схемы их устройства. 1.9. Вспомогательный буровой инструмент К вспомогательному буровому инструменту относят элеваторы, ключи для свинчивания и развинчивания бурильных труб, роторные клинья и бурильные штропы. Элеваторы служат для захвата, подъёма и спуска бурильных труб. Они бывают корпусные и створчатые. В корпусных – корпус, шарнирно соединённый с дверцей, имеет две проушины для подвески его на штропах. Створчатые элеваторы изготавливают из двух створок, связанных шарниром. Каждая из створок имеет проушину для штропа. Элеваторы имеют замковые устройства, исключающие самопроизвольное открытие. Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис» 30 Для спуска обсадных колонн применяют элеваторы либо корпусные, либо плашечные. Плашечный элеватор состоит из корпуса, в котором вмонтированы сменные плашки. Для подвешивания элеватора на крюке применяются бурильные штропы. Они представляют собой стальные вытянутые по одной оси петли, один конец которых изогнут для более удобного расположения в боковых рожках подъёмного крюка. Для подвешивания бурильных труб на роторе при работе без перекидки штропов (одним элеватором) применяют пневматические роторные клинья (ПКР). Принцип действия их основан на том, что между конической поверхностью отверстия ротора и бурильными трубами вводятся клинья, внутренняя поверхность которых имеет поворачивающиеся в гнёздах сухари. При опускании труб сухари поворачиваются и зажимают зубцами трубу. Во время подъёма бурильной колонны труба легко освобождается от клиньев. В качестве инструментов для свинчивания и развинчивания бурильных и обсадных труб применяют различные ключи. Машинные ключи применяют для закрепления и раскрепления затянувшихся резьбовых замковых соединений между бурильными трубами. Два ключа подвешивают на канатах над полом буровой в горизонтальном положении. Один из них является неподвижным (задерживающим), а второй – подвижный – затягивает или открепляет резьбовые соединения. Из механических ключей для свинчивания и развинчивания труб наиболее широко применяют: 1) стационарные автоматические ключи типа АКБ, полностью механизирующие все основные операции по свинчиванию и развинчиванию (подвод – отвод ключа, захват, развинчивание (свинчивание) и освобождение трубы; 2) подвесные ключи типа ПБК, механизирующие основные операции по свинчиванию бурильных труб. 2. ЦИКЛ СТРОИТЕЛЬСТВА СКВАЖИН Производственный цикл сооружения скважины начинается с момента строительства вышки (рытья котлованов под фундаменты буровой) и завершается в эксплуатационнм бурении испытанием скважины на промышленный приток нефти и газа, а в разведочном и поисковом – опробованием всех намеченных объектов. Начало бурения скважины – момент первого спуска бурильной колонны для проходки, а окончание бурения – момент окончания выброса бурильных труб на мостки после промывки скважины до чистой воды и испытания колонны на герметичность. Цикл строительства скважины включает в себя комплекс следующих мероприятий: подготовительные работы к строительству скважины – устройство подъездного пути, коммуникаций, планировка площадки, складирование плодородного слоя для последующей рекультивации земли, обваловка, устройство фундаментов и т. п; строительство или передвижение буровой вышки и привышечных сооружений; монтаж бурового и силового оборудования; подготовительные работы к бурению скважины; бурение скважины (проходка, крепление и цементаж); испытание скважины на приток нефти и газа; демонтаж бурового и силового оборудования, вышки и привышечных сооружений. После вскрытия продуктивного горизонта, в зависимости от литолого-физических свойств коллектора, возможны различные варианты обустройства забоя скважины. От правильности выбора зависит продуктивность скважины при её эксплуатации. При вскрытии пласта в околоскважинном пространстве по технологическим причинам Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис» 31 неизбежно происходит ухудшение коллекторских свойств. Конструкция забоя выбирается исходя из литолого-физических свойств пород продуктивного горизонта, вышезалегающих отложений, характера насыщенности углеводородами и разделяющего их с пластовой водой контакта. Если коллектор сложен устойчивыми породами и полностью заполнен углеводородами, возможна эксплуатация через открытые стенки скважины (рис.16). При этом коллектору наносится минимальный ущерб и обеспечивается максимально возможная нефтеотдача. Особый эффект такое обустройство забоя приносит при эксплуатации низкопроницаемых коллекторов с малым пластовым давлением. Рис. 17 Обустройство забоя эксплуатационной скважины с незацементированными стенками против продуктивного пласта. А – со вскрытием пласта после спуска колонны; Б – со вскрытием пласта до спуска колонны: 1 –обсадная колонна; 2 –манжета, не позволяющая цементному раствору запечатать пласт; 3 –устойчивый коллектор; 4 –коллектор со средней степенью устойчивости; 5 –цементный камень; 6 –нефтенасыщенность; 7 –участок колонны, перфорированный до её спуска; 8 –направление движения нефти из пласта в ствол скважины. Кроме показанных на рис.17 конструкций скважин можно применять для максимального сохранения коллекторских свойств в призабойной зоне пласта и другие способы. Если коллектор неустойчив и полностью насыщен нефтью, то оставлять открытыми стенки скважины нельзя. В этом случае также как на рис.17А, вскрывают пласт до его кровли, опускают эксплуатационную колонну, цементируют и её. Затем долотом меньшего диаметра вскрывают сам продуктивный пласт и опускают на бурильных трубах специальный фильтр, который удерживает неустойчивые породы коллектора от обрушения. Фильтр представляет собой трубу с отверстиями круглой или щелевой формы. Иногда его обматывают проволокой или намывают отсортированный гравий между стенками скважины и наружной поверхностью фильтра. Чаще всего скважина вскрывает водонефтяной или газоводяной контакт или несколько продуктивных пропластков, разделённых между собой водоносными горизонтами. В этом случае разбуривают всю продуктивную зону, опускают эксплуатационную обсадную колонну до забоя и цементируют её. Затем опускают в Н Н Н - 2 - 4 - 1 - 5 - 6 - 8 - 3 Н Н Н - 7 Б А Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис» 32 колонну специальные перфораторы, которые проделывают отверстия в стенках колонны и в цементном кольце против продуктивного пласта или против каждого продуктивного пропластка. Таким образом, углеводороды могут поступать из пласта в ствол скважины и по нему вверх до поверхности земли. Через эти отверстия и осуществляется эксплуатация скважины (рис. 18). Рис. 18. Обустройство забоя скважины, вскрывшей водо-нефтяной контакт. Отсутствующие условные обозначения см. рис. 5. Приток пластовых флюидов в скважину возможен только в том случае, если давление в пласте будет больше давления столба жидкости, заполняющей ствол. Чтобы скважина «заработала», различными способами снижают давление внутри колонны и очищают забой от грязи. Если из разведочной скважины после проведённых работ по вызову притока не будут получены нефть и газ в промышленных количествах, она ликвидируется по геологическим причинам. В альтернативном случае – скважину передают для дальнейшей эксплуатации. В отчёте необходимо указать стадию цикла строительства скважины и степень её завершённости. Например, для стадии «бурение скважин» даются сведения, под какую колонну в настоящее время ведётся проходка, глубина забоя на данный момент, какие интервалы были уже закреплены и на каком протяжении зацементированы. Если производится крепление – какая колонна спускается и цементируется в скважине. Для стадии «монтаж бурового и силового оборудования» указывается, какое оборудование уже смонтировано, какое ещё предстоит установить, приводится схема его размещения и т. д. 3. СОСТАВ БУРОВОЙ БРИГАДЫ. ОБЯЗАННОСТИ ЕЁ ЧЛЕНОВ. ОРГАНИЗАЦИЯ СМЕННОСТИ ВАХТ Количество буровых бригад определяется из расчёта максимально полного использования всего бурового оборудования и правильной технологии буровых работ. Для этого организуют непрерывную работу буровой установки в течение суток и всего производственного цикла. Буровые бригады одного станка состоят обычно из четырёх реже из трёх вахт и призводят все работы, начиная от забурки скважины до её закрытия. Если бригада состоит из четырёх вахт, то каждая из них может работать пять дней по восемь часов и после этого иметь два выходных дня (табл.1). Н Н В - водо-нефтяной контакт В В - водонасыщенность - отверстия перфорации Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис» 33 Табл.1 Смена и часы работы Числа месяца 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 1 ( 0 – 8 ) а а а а а б б б б б в в в В 2 (8 - 16) б б б в в в в в г г г г г Р 3 (16-24) в г г г г г Р а а а а а б Б Дни отдыха г в в б б а аг г в в б б а аг Условные обозначения: а – 1-я вахта; б – 2-я вахта; в – 3-я вахта; г – 4-я вахта; Р – профилактический ремонт. При трёхсменной работе с непрерывной рабочей неделей график сменности имеет другой вид (табл.2). Табл.2 Смена и часы работы Числа месяца 1 2 3 4 5 6 7 8 1 ( 0 – 8 ) а б а б г в г в 2 (8 – 16) б а б а в г в г |