отчет по практике нефтегазовое дело, на англ. отчет по практике. Отчет по переводческой практике The Origins, Migration and Trapping of Petroleum and Exploring For It.
 Скачать 116.5 Kb.
|
|
Вращение головки бура. Независимо от типа буровой головки, она должна последовательно бурить горную породу. Используют три метода для вращения бура в скважине: 1. Бурильная колонна и головка бура приводятся от ротора буровой установки и ведущей бурильной трубы. 2. Буровая колонна и головка бура вращаются верхнеприводным двигателем. 3. Вращается только головка бура от гидравлического бурового двигателя на бурильной колонне. Ротор буровой установки и ведущая бурильная труба. Буровой ротор – это поворотный стол с зубчатым и цепным приводом, смонтированный в полу буровой вышки, который имеет большой открытый центр для буровой головки и бурильной колонны. Вкладыш бурового ротора под ведущую бурильную трубу – это большое, металлическое приспособление для подвески кондуктора с 4-х, 6-ти или 8-ми сторонним отверстием по центру. Этот вкладыш может брать специальную 4-х, 6-ти или 8-ми стороннюю часть трубы, называемой ведущей бурильной трубой. Ведущая бурильная труба, которая около 40 футов в длину, вращается вкладышем ротора буровой установки точно так же, как шестигранная гайка крутится гаечным ключом. Ведущая бурильная труба свободно скользит во вкладыше вверх и вниз, так как она может быть поднята, пока 30-ти футовая муфта бурильной трубы (самая верхняя муфта в бурильной колонне) соединяется с её низом. Бурильная труба спускается в скважину, пока головка бура коснётся дна скважины, затем можно раскручивать ведущую бурильную трубу. Бурильщик запускает ротор буровой установки, и пока буровая головка проходит скважину на длину ведущей бурильной трубы, эта труба тоже двигается вниз. Когда верхний конец ведущей бурильной трубы выравнивается с вкладышем (с уровнем пола буровой вышки), ведущую бурильную трубу отсоединяют от бурильной колонны и поднимают, пока другую муфту присоединяют, и процесс бурения вниз повторяется. В дальнейшем буровой раствор для бурения подаётся в бурильную колонну. Буровой шланг и вертлюг подсоединяются к верху ведущей бурильной трубы для снабжения её буровым раствором от бурового насоса. Вертлюг – это полое устройство, которое принимает буровой раствор через вертикальную трубу (буровой стояк) и буровой шланг, и передаёт через вращающееся уплотнение к ведущей бурильной трубе и в колонну бурильных труб. Единственный минус роторной бурильной установки в том, что пока извлекается труба с отсоединённой ведущей бурильной трубой, буровой раствор не может нагнетаться и вращение трубы минимально. Верхний привод. Блок верхнего привода имеет значительные преимущества перед приводом от ведущей бурильной трубы и бурового ротора. Узел верхнего привода вращает бурильную колонну большим гидравлическим двигателем, смонтированном на деррик-кране механизма перемещения. Вместо бурения с одной 30-ти футовой муфтой для выполнения соединения, в верхних приводах используют 3-х муфтовые (90 футовые) «стояки» бурильных труб, что значительно уменьшает количество соединений и время производства спускоподъёмных операций. Главная выгода в том, что бурильщик может одновременно вращать бурильную трубу во время движения её вверх или вниз на расстояние в 90 футов в скважине, и прокачивать буровой раствор. Это позволяет быстро и легко расширять длину, сужения скважины без защемления бурильных труб. Это преимущество больше всего должным образом используют на буровых установках для строительства глубоких скважин и морских буровых установках. Буровой двигатель. Пока в первых двух методах привода во вращении участвовала колонна бурильных труб, раскручивающая последовательно буровую головку. Метод с буровым двигателем отличается от них. В этом случае здесь гидравлический двигатель (буровой двигатель турбинного или объёмного действия) смонтированный в оборудовании низа бурильной колонны около головки бура. Во время бурения, гидравлическая энергия от бурового раствора передаётся через вращение двигателя на буровую головку. Это достигается за счёт использования множества элементов ротора и статора внутри двигателя, который вращает вал, соединённый с головкой бура. Это даёт несколько преимуществ. Буровые двигатели могут достигать очень высоких скоростей вращения буровой головки, чего нельзя добиться при вращении целой буровой колонны. Для вращения только головки бура требуется меньше энергии. Скважина и обсадные трубы более укреплены, по сравнению с бурильной колонной, когда вращается только головка бура (без бурильных труб). Высокое число оборотов буровой головки в результате улучшает скорость проходки и вибрацию, уменьшая количество сбоев. Буровые двигатели широко используются для направленного бурения, где они сохраняют необходимую ориентацию инструмента, расположенного в требуемом направлении. Противовыбросовые превенторы. Буровой раствор имеет достаточную плотность (массу бурового раствора) для препятствования (гидростатически) любому газу, нефти или солёной воде проникающим бесконтрольно в ствол скважины. Однако, иногда эти пластовые флюиды поступают в ствол скважины под высоким давлением. Когда это случается, скважина может сделать выброс. Это особенно опасно, если флюидом является газ или нефть. Для защиты против таких опасных явлений, буровые вышки обычно оснащаются блоком противовыбросовых превентеров. Исходя из глубины скважины и других обстоятельств, несколько противовыбросовых превентерных устройств бывают сболчены вместе на поверхности фланца обсадной колонны. Один или несколько таких противовыбросовых превентеров, могут быть заняты при перекрывании ствола скважины, если произойдёт выброс. Множество противовыбросовых устройств в блоке обеспечивает гибкость и резерв в случае аварии. Противовыбросовые превентеры на верху блока которых расположен мягкий резервуар, как правило относят к универсальным превенторам. Этот узел включает в себя стальное ребро, вставленное в резину, которая может быть растянута гидравлически для уплотнения кольцевых зазоров. Ниже превентора с мягким резервуаром расположены плашечные превенторы с гидравлическим приводом плашек, которые перекрывают скважинную колонну труб или себя, надвижением от противоположной стороны колонны труб. Этими превенторами может быть труба, заглушка или срезающие плашки. Трубные плашки имеют крышки вогнутой формы для зажатия колонной трубы и формирования уплотнения вокруг неё. Они выполняют те же функции, что и превенторы с мягким резервуаром, но рассчитаны на большее давление. Глухие плашки ставятся воедино над скважинной, для формирования герметичного уплотнения, одна напротив другой в случае, если клона труб выходит из скважины или если она разделилась на части и оборвалась в ствол скважины. Срезающие плашки разделяют трубопровод до непрерывно до устранения негерметичности. Ниже противовыбросовых превентеров находится фланцевое соединение. Оно имеет отверстие сбоку, что позволяет откачивать буровой раствор и выбросы флюидов. Штуцерная линия высокого давления соединяется фланцем со специальным обратным клапаном (фонтанный штуцер) в трубопровод. Во время управления давлением в стволе скважины, фонтанный штуцер используется для поддержания давления на кольцевом зазоре, пока утяжелённый буровой раствор нагнетается вниз бурильной колонны для подавления выброса. Если проникающий в пласт флюид содержит газ, этот газ должен быть удалён из бурового раствора на выходе скважины. Газированный буровой раствор из фонтанного штуцера отправляется в резервуар-дегазатор бурового раствора. Газ расширяется и буровой раствор возвращается в колодец для восстановления его первоначальных свойств. Обсадные трубы и нижняя труба обсадной колонны. Когда скважина пробурена, незащищённые пласты должны быть периодически покрыты и защищены стальными трубами. Это делают по нескольким соображениям – для сохранения скважины от провисаний, для защиты горных пород пройденных бурением и для отделения различных геологических зон друг от друга. Эти защитные трубы называются обсадными трубами и нижними трубами обсадной колонны (хвостовик). Обсадные трубы относятся к трубам, которые начинаются от поверхности земли или от линии бурового раствора и тянуться вниз внутри буровой скважины. Термин хвостовик используется для трубы, чей верхний конец вне досягаемости земной поверхности или линии бурового раствора, и только внутренняя часть соединена внахлест с низом последней обсадной трубы или нижней трубы обсадной колонны. Обсадные трубы и нижние трубы полностью или частично цементируются на месте. Обсадные трубы. Две, три и более обсадных колонн могут быть спущены в скважину, из маленькими трубами, спущенными внутри труб большего размера, каждая спущенная труба меньше предыдущей. Участок обсадной колонны, близкий к поверхности (кондуктор) спускается и цементируется вглубь для защиты от горизонта пресных вод и для избегания утечек бурового раствора в нефтеносные породы и в гравийную подушку. Мощность цементации около 2000 футов. Следующая колонна – технические (промежуточные) обсадные трубы. Они спускаются и цементируются, когда есть необходимость в изменении бурового раствора по плотности, чего нельзя допускать в незащищённых горных породах и ли в кондукторе. Снизу технической обсадной колонны может быть другая колонна обсадных труб или хвостовик. Хвостовик обсадной колонны. Они могут не быть необходимы, экономически и практически для сплошного трубопровода или для всей скважины на протяжении до поверхности земли, а нужны только для предохранения нижней части необсаженного ствола скважины. Это особенно справедливо, например, при приближении полной глубины скважины и её сужению. Так нижняя труба обсадной колонны спускается на дно скважины, поднимается в обсадную колонну с перекрыванием в несколько сотен футов. Хвостовик удерживается на месте внутри обсадной трубы специальным приспособлением, называемым подвеской обсадной колонны-хвостовика. На практике спущенный хвостовик предохраняет последний необсаженный промежуток ствола скважины, который зачастую включает в себя участок продуктивного пласта. Цементирование. После колонны обсадных труб или хвостовика, правильно опущенных в скважину, замешивается цементный раствор и нагнетается вниз по внутренней части обсадных труб (или хвостовику). Давление вытесняет раствор наружу на дне скважины и поднимает вверх по затрубному пространству, между трубами и стеной скважины. Цемент, вытекающий в скважине, довольно жидкий для полного продавливания, однако последняя его часть выходит из обсадной трубы или хвостовика. Весь цемент твердеет одновременно, и только небольшое его количество оставшееся внутри обсадной трубы или хвостовика выбуривается, и скважина углубляется на несколько футов в новую породу, дальше конца обсадной трубы. Затем обсадная труба и хвостовик проходят гидравлические испытания на герметичность, для определения того, как много массы бурового раствора способны удержать, для будущего эталонного значения. Если испытания провалились, может потребоваться вторичное цементирование. Цементация проходит гидравлическое испытание один раз, и можно подводить итоги бурения. Добыча нефти. Заканчивание скважины. Следующий шаг, после монтажа обсадных труб и хвостовика обсадной колонны – завершающий этап скважины. Завершение простыми методами делает скважину готовой к добыче нефти и газа под контролируемым давлением и темпам отбора. На рисунке 7 представлены четыре простых метода заканчивания. Во всех четырёх, обсадные трубы предохраняют пласты выше продуктивной зоны от осыпания в ствол скважины. Если продуктивный пласт достаточно сильный, как в случае с известняком, участок обсадной колонны может быть зацементирован непосредственно над ним, оставляя продуктивный пласт без опоры. Это называется заканчиванием скважины с необсаженным забоем. Если порода коллектор нуждается в укреплении, могут быть применены другие методы. Перфорированная обсадная колонна или хвостовик. В этом методе, обсадная труба или хвостовик спускается полностью через продуктивную зону и цементируется на месте. Затем простреливают отверстия (зарядом взрывчатого вещества) через обсадную трубу и цемент в пласт. Эти отверстия создаются пулевым перфоратором, который опускается в скважину на талевом канате. Скважинный перфоратор затем воспламеняется электрически, и мощные, направленные заряды взрывчатого вещества пробивают отверстия в трубе и в интервале заранее определённой зоны. Один раз сделанные перфорационные отверстия, могут выдавать нефть и/или газ в обсадную колонну. Перфорированная или со щелевидными продольными отверстиями нижняя труба обсадной колонны. Во втором методе, заранее перфорированный или со щелевыми отверстиями хвостовик (с отверстиями или щелями, которые находятся на уровне продуктивной зоны) подвешивается за низ последней колонны обсадных труб. Если продуктивный пласт слабый или плохо сосредоточен, песок и другие сухие вещества наносятся в скважину, также как добываемые нефть или газ. Для предотвращения этой «добычи песка», щелевые отверстия или перфорация хвостовика могут содержать в себе намотанную проволоку или расфасованный гравий защитного покрытия, для сохранения песка перед входом в ствол скважины. Заполнение скважинного фильтра гравием. Ещё один метод, который полезен, если продуктивный пласт непрочный (такой как рыхлый песчаный грунт) и должен быть укреплён или сдержан, это обычный гравийный фильтр. Операция по заполнению скважинного фильтра гравием состоит из заполнения и тщательной укладки объёмов гравия в кольцевое пространство между хвостовиком и стеной ствола скважины. Уплотнение формы проницаемого слоя не допускает какие бы то ни было образования частиц, которые становятся рыхлыми в течение добычи, в ствол скважины. |