Заканчивание скважины

Регулируемые  дроссели (рис. 18) предназначены для плавного изменения давления в циркуляционной системе, что позволяет создавать заданное противодавление на пласт в процессе ликвидации ГНВП. При ликвидации ГНВП, освоении скважин и других операциях в состав манифольда противовыбросового оборудования часто включают штуцерные камеры, которые выполняют те же функции, что и регулируемые дроссели, – создают противодавление на пласт с той лишь разницей, что регулирование давления в циркуляционной системе при постоянной производительности насосов не плавно, а ступенчато. С ростом давления приходится переключаться на штуцер большего диаметра, а значит, на какое-то время изменять режим циркуляции. Штуцерная камера, в случае промывки штуцера, позволяет быстро заменить его на другой без демонтажа фланцевых соединений манифольда.

 

Рисунок. 18.  Дроссель гидравлический:

1 – корпус; 2 – втулка сменная; 3, 23 – гайка  стопорная; 4 – седло; 5, 10, 14 – кольцо опорное; 6, 11, 15, 20, 21, 22, 32  – уплотнение кольцевое; 7 – затвор; 8– фиксатор передний; 9 – корпус привода; 12 – фиксатор задний; 13, 27 – шайба; 16 – кольцо; 17 – кольцо промежуточное; 18 – уплотнение стержневое; 19 – шток привода;  24 – крышка привода; 25 – кольцо стопорное; 26 – прокладка; 28 – болт;  29 – соединение быстроразъемное внутреннее; 30, 35 – угольники; 31 – патрубок; 33 – поршень; 34 – соединение быстроразъемное внешнее; 2 – клин; 3 - указатель положения «открыто-закрыто»; 4 – маховик; 5 – шток; 6 – уплотнитель; 7 – крышка; 8 – подшипник; 9, 10 – уплотнение по штоку.

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Предназначен для изменения параметров потока рабочей среды, а также для изменения направления потока рабочей среды. Оснащён гидроприводом, обеспечивающим его дистанционное управление. Является составной частью манифольда противовыбросового оборудования.

Дроссель регулируемый с ручным управлением (рис. 2.21) позволяет осуществлять плавное регулирование режима эксплуатации скважины.

Регулирование потока производится путём изменения проходного сечения  седла при опускании или подъёме иглы при перемещении штока по трапецидальной резьбе.

Для скважин газовых и  нефтяных с высоким газовым фактором в манифольд противовыбросовый включают сепаратор

предварительной дегазации  промывочной жидкости и возвращения  её в систему очистки.

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Рисунок. 19. Дроссель типа ДР: 1 – кольцо; 2 – седло; 3 – корпус; 4 – игла; 5 – втулка; 6 – пакет уплотнения; 7 – гайка; 8, 12 – болт; 9 – корпус иглы; 10 – стакан; 11 – ручка; 13, 18 – винт; 14 – маслёнка; 15 – шайба; 16, 17 – кольцо уплотнительное

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Он (рис. 20). предназначен для отделения жидкости от газа

Рисунок. 20. Газовый сепаратор: 1 – манометр; 2 газовый трубопровод; 3 – предохранительный клапан; 4– ввод  для БР; 5 – буровой раствор; 6 – сбросовая здвижка; 7 –  эжекторное устройство; 8 – линия для очистки; 9 – регулятор уровня; 10 – полость газового сепаратора

ГОСТ 13862-90 на противовыбросовое  оборудование требует обязательное наличие обратного клапана на резервном отводе манифольда блока глушения. Обратные клапаны обеспечивают подачу раствора от насосных агрегатов в скважину, но исключают движение скважинной жидкости в нагнетательную линию в случае остановки насосного агрегата. Обратные клапаны позволяют удерживать закачанный раствор под давлением в скважине при открытых задвижках противовыбросового манифольда. Промышленность изготавливает обратные клапаны двух типов исполнения: шарового и тарельчатого.

Рисунок. 21. Фонтанная

 арматура

Фонтанная арматура (рис. 21) предназначена для герметизации устья скважины, контроля и регулирования режима эксплуатации, а также для проведения различных технологических операций.

Собираются фонтанные  арматуры на заводах по схеме тройникового или крестового типа. Выпускают фонтанные  арматуры с условным диаметром прохода 50, 65, 80, 100, 150 мм и рабочим давлением на 14, 21, 35, 70, 105 и 140 МПа.

В шифре фонтанных арматур  применены следующие обозначения, например: АФ6аВ- 80/65×70 К₃, где АФ – фонтанная арматура; 6 – по шестой схеме крестового типа; а – двухрядная концентричная подвеска лифтовых труб; В – способ управления задвижками – дистанционный и автоматический; 80 – диаметр прохода по стволу, мм; 60 – диаметр прохода по боковым струнам, мм; 70 – рабочее давление, МПа; К₃ – коррозионостойкое исполнение (до 25 % H₂S и CO₂).

Рисунок. 22. Фонтанная ёлка

Фонтанная арматура состоит  из фонтанной «ёлки» с запорными  и регулирующими устройствами, головки  с устьевой крестовиной и переводной катушкой

Фонтанная «ёлка» (рис. 22) предназначена для направления добываемой продукции скважины в выкидную линию, регулирования режима отбора флюида, установки специальных устройств (лубрикатор) при спуске скважин-ных приборов или скребков и др.

Трубные головки (рис. 23) предназначены для подвески од-ного или двух рядов НКТ, их герметизацию, а также для выполнения технологических операций при освоении, эксплуатации и ремонте скважин. Головка смыкается своим фланцем 11 с передним фланцем пресса и закрепляется при помощи хомута. Кроме того, головка установлена на подвижной стойке, что позволяет отвозить ее в место, удобное для смены формующих Рисунок. 23. Трубная головка для НКТ

 

деталей. В стойке меется ручной зубчатый механизм для поворота головки в вертикальное положение.

Головка имеет прямоточную  конструкцию. На входе имеется стрейнирующая решетка 7, которую можно менять в случае засорения. Для этого предусмотрена подвижная кассета 8 с двумя местами установки решётки. Кассета перемещается ручной винтовой передачей. Для смены решёток имеются два съёмника, набор сменных деталей – дорнов 2 и матриц 3 – позволяет изготавливать трубы различных диаметров с различной толщиной стенки.

На корпусах 5 головки  и матрицах 3 установлены электронагреватели 6, работающие в автоматическом режиме Радиально расположенные установочные винты 10 позволяют, перемещая матрицу, выравнивать толщину стенки трубы непосредственно в процессе изготовления.

Рисунок. 24. Лубрикатор

 

Во внутреннюю полую часть  дорна через дорнодержатель 1 и обтекатель 4 подаётся сжатый воздух для охлаждения внутренней поверхности трубы. Возможно применение сжатого воздуха для изготовления труб методом раздува.

В головке установлен датчик давления 9, служащий для контроля давления расплава после решётки. Производительность пресса поддерживается по показаниям этого датчика.

Лубрикатор (рис. 24) предназначен для проведения ремонтных, исследовательских или геофизических работ в скважине, находящейся под давлением. Он позволяет спускать скребки для очистки труб от парафина, скважинные приборы (глубинные манометры) для замера забойных давлений и температуры, устройства для срабатывания циркуляционных клапанов и клапанов - отсекателей и многое другое.

 

Рисунок. 25. Перфорационная

задвижка

Перфорационная  задвижка (рис. 25) предназначена для герметизации устья скважины в случае возникновения ГНВП в период проведения перфорации нефтяной или газовой скважины.

Монтаж  и эксплуатация ПВО. На кондуктор, промежуточные колонны, ниже которых при бурении возможно вскрытие ГНВП, а также на эксплуатационную колонну при проведении в ней работ, связанных со вскрытием продуктивного горизонта, и других работ со вскрытым продуктивным пластом устанавливается ПВО. Обсадные колонны должны быть обвязаны между собой колонными головками. Рабочее давление колонной головки должно быть не менее давления опрессовки обсадной колонны на герметичность, рассчитываемого на каждом этапе бурения скважины из условий полной замены в скважине БР пластовым флюидом или газожидкостной смесью и герметизации устья скважины при ликвидации открытого фонтана.

Превенторная установка, манифольд (линии дросселирования и глушения), система гидроуправления превенторами, пульт управления дросселем, сепаратор (трапно-факельная установка) выбираются в зависимости от конкретных горно-геологических условий с учётом возможности выполнения технологических операций.

Линии сбросов на факелы от блоков глушения и дросселирования должны надёжно закрепляться на специальных опорах и направляться в сторону от производственных и бытовых сооружений с уклоном от устья скважины.

Длина линий должна быть:

для нефтяных скважин с  газовым фактором менее 200 м³/т – не менее 30 м;

для нефтяных скважин с  газовым фактором более 200 м³/т, газовых и разведочных скважин – не менее 100 м.

На вновь разведуемых площадях длина линий устанавливается проектом с учётом  нормативов  отвода  земель  и охранных  зон,  но  не  должна быть менее 50 м.

На скважинах, где ожидаемое  давление на устье превышает 700 кг/см² (70 МПа), устанавливается заводской блок с тремя регулируемыми дросселями – два с дистанционным и один с ручным управлением.

Система нагнетания гидроаккумулятора должна включать устройство автоматического отключения насоса при достижении в ней номинального рабочего давления.

При вскрытии газовых пластов  с аномально высоким давлением  и сероводородсодержащих горизонтов на буровой должно быть три крана. Один шаровой кран устанавливается  между рабочей трубой и вертлюгом, второй – между рабочей трубой и ее предохранительным переводником, третий является запасным.

Превентор со срезающими плашками должен быть опрессован на стенде на рабочее давление при закрытых плашках, а работоспособность превентора проверена путём открытия и закрытия плашек.

После монтажа, до разбуривания цементного стакана, превенторная установка до концевых задвижек манифольдов высокого давления должна быть опрессована водой, азотом или воздухом на давление опрессовки обсадной колонны.

Выкидные линии после  концевых задвижек опрессовываются водой на давление:

50 кг/см² (5 Па) – для ОП, рассчитанного на давление до 210 кг/см² (21 МПа);

100 кг/см² (10 МПа) – для ОП, рассчитанного на давление выше 210 кг/см² (21 МПа).

Плашки превенторов, установленных на устье скважины, должны соответствовать диаметру применяемых бурильных труб. Глухие плашки устанавливают в нижнем превенторе, когда в сборке отсутствует превентор со срезающими плашками.

Все схемы противовыбросовой  обвязки устья скважины в верхней  части должны включать фланцевую  катушку и разъемные воронку  и желоб для облегчения работ  по ликвидации открытых фонтанов.

Рисунок. 26. Примеры сборки

ПВО

Схема сборки превенторов представлена на рис. 26. Располагая комплексом, который включает: универсальный превентор АР;  циркуляционную крестовину  МС; одинарный превентор с трубными плашками PR; одинарный превентор с глухими/срезными плашками BR/ BSR, можно получить следующие варианты:

 

  BR   BR   PR   PR

  MC  PR    BR   MC

  PR   MC   MC   BR

   (1)    (2)    (3)     (4)                                    

 

Преимущества (в случае проявления):

– для вариантов (1) и (2) глухие плашки могут быть заменены трубными плашками, и работу можно осуществлять с помощью верхних плашек, оставляя нижние в резерве;

– для варианта (1), когда  бурильные трубы находятся в  скважине и происходит утечка на уровне S (циркуляционная крестовина, линия глушения, линия дросселирования), скважину можно закрыть с помощью трубных плашек на бурильных трубах и провести ремонтные работы;

– для вариантов (2) и (3), когда  один из двух наборов плашек закрыт, можно использовать отводы S для  контроля скважины;

– для вариантов (3) и (4) скважина может быть закрыта при замене плашек 

бурильных труб на плашки для  обсадных труб;

– для варианта (4) минимальное  число фланцев подвергается действию давления при полном закрытии;

– для вариантов (2), (3), (4), когда плашки на бурильных трубах закрыты, можно продолжать использовать отводы S.

Недостатки:

– для вариантов (1), (2), (3), если глухие плашки закрыты, утечка на уровне S не может контролироваться;

– для вариантов (2) и (3) имеется  больше фланцев, подвергаемых риску, при  закрытии нижнего превентора;

– для вариантов (1) и (4), если нижние плашки закрыты, циркуляция требует  применения боковых отводов колонных головок.

 

 

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

 

В ходе выполнения курсового  проекта на тему: «Оборудование устья скважины №218 Месторождения Одопту» был спроектирован процесс оборудования скважины: выбрана и обоснована конструкция эксплуатационного забоя, технологическая оснастка обсадной колонны. Произведён расчёт эксплуатационной колонны и геологические условия для построения графика совмещенных условий бурения.

Выполнение проектирования процесса оборудования скважины осуществлялось в соответствии с нормами, стандартами, инструкциями и правилами безопасности в нефтяной и газовой промышленности. Данный проект отвечает техническим требованиям, предъявляемым к проектной документации такого рода.