Рис. 1.6. Схема управления оборудованием для герметизации устья скважины
Оперативное дистанционное управление превенторами и задвижками манифольда осуществляется гидравлическим приводом с двух взаимно сблокированных пультов: основного и вспомогательного. Схема гидравлического управления рассчитана на дистанционное управление тремя плашечными превенторами, одним универсальным и двумя задвижками манифольда.
Основной пульт (рис. 1.7) предназначен для управления превенторами и задвижками с безопасного места вне буровой. В основной пульт входят: шестеренный насос 9 с электродвигателем 8, электрооборудование 7, ручной насос 12, гидропневматический шаровой диафрагменный аккумулятор 11, масляный бак 6, распределительный блок 5 с рукоятками управления 2 и 4, фильтр 14, предохранительный 10 и обратный 15 клапаны. Все элементы смонтированы на общей раме 13 и представляют собой комплектный транспортабельный блок.
Электродвигатель привода насоса имеет автоматическое управление от электроконтактного манометра 3, электросистема которого регулируется на давление 10 МПа для включения и отключения электродвигателя. Для визуального контроля давления служит манометр 1.
С основного пульта можно открывать и закрывать плашечные превенторы и задвижки. Универсальный превентор с основного пульта можно только закрывать. Распределитель основного пульта, управляющий универсальным превентором, подает масло в блокировочный цилиндр соответствующей рукоятки распределителя на вспомогательном пульте и переводит ее в положение «закрыто» – превентор закрывается. Блокировочный цилиндр – одностороннего действия, поэтому закрытый с основного пульта универсальный превентор открыть со вспомогательного пульта
14
невозможно. Для управления универсальным превентором со вспомогательного пульта необходимо перевести рукоятку распределителя основного пульта в положение «открыто».
Гидропневматический аккумулятор на пульте служит для обеспечения системы управления превенторами необходимым запасом энергии и быстрого их приведения в действие (10–15 с). Поэтому в аккумулятор подается масло под давлением до 10 МПа при помощи шестеренного насоса 9, а при отключении электроэнергии – ручным насосом 12.
Рис. 1.7. Основной пульт управления превенторами с гидропневматическим аккумулятором
Внутри шарового сосуда аккумулятора размещается диафрагма, разделяющая рабочую жидкость (масло) от газа (азота), служащего пневматической пружиной для поддержания необходимого давления для приведения в действие превенторов. Вспомогательный пульт предназначен для управления превенторной установкой непосредственно с рабочего места бурильщика. С этого пульта можно закрывать плашечные превенторы, открывать рабочую задвижку манифольда, закрывать и открывать универсальный превентор.
Масло от основного пульта поступает в нагнетательную линию регулирующего клапана и одного из распределителей. Распределители, управляющие плашечными превенторами и задвижкой манифольда, подают масло в блокировочные цилиндры соответствующих распределителей на основном пульте, благодаря чему превенторы закрываются и задвижки открываются.
Распределитель, управляющий универсальным превентором, питается через регулирующий клапан, в результате этого в универсальный превентор подается любое в зависимости от настройки клапана давление (от 0 до 10 МПа). Величина давления отмечается на манометре.
В случае возрастания давления в запорной камере универсального превентора (при расхаживании бурильной колонны или ее протаскивании) выше отрегулированного на клапане избыточное количество масла через фильтр попадает в распределитель, далее в регулирующий клапан, затем сбрасывается на слив. В процессе слива нагнетательная
15
линия гидроуправления автоматически отсекается. При падении давления в запорной камере универсального превентора ниже отрегулированного на клапане недостающее количество масла поступает от гидроуправления через регулирующий клапан и распределитель.
Рис. 1.8. Схема гидравлического управления оборудованием для герметизации устья скважины: 1 – распределитель; 2 – манометр; 3 – блокировочный цилиндр;
4 и 13 – вентили масла и азота; 5 – ручной насос; 6 – масляный фильтр; 7 и 8 – клапаны предохранительный и обратный; 9 – электродвигатель; 10 – масляный насос; 11 – кран; 12 – маслосборник; I – управляемые задвижки; II – универсальный превентор;
III – плашечные превенторы; IV – вспомогательный пульт; V – масляный бак;
VI – основной пульт; VII – гидравлический аккумулятор
Для нормальной работы регулирующего клапана давление в нагнетательном трубопроводе должно быть 10 МПа. При подаче масла в нагнетательную линию под давлением выше 10 МПа часть его сбрасывается через клапан в бак. Это приводит к частому включению шестеренного насоса и быстрому выходу его из строя. При подаче масла под давлением ниже 10 МПа в нагнетательную линию регулирующего клапана в процессе протаскивания труб через превентор избыток масла сбрасываться не будет, что приводит к повышенному износу и выходу из строя уплотнителя универсального превентора.
Перед пуском в эксплуатацию система опрессовывается под давлением в 1,5 раза выше рабочего. Преимущество превентора с гидравлическим управлением – их быстродействие. Так, на закрытие плашечного превентора затрачивается не более 10 с, а при ручном способе – около 70 с. Кроме того, превенторы с гидравлическим управлением просто монтируются, в них можно быстро заменить плашки без съема превентора с устья скважины, даже при наличии в ней бурильной колонны. Замена плашек осуществляется через боковые прямоугольные отверстия в корпусе превентора, закрываемые откидными крышками. Через эти отверстия плашки устанавливают в собранном виде. Для обогрева плашек в зимнее время имеется паропровод.
Схема гидравлического управления превенторами и задвижками, которая использована в современной превенторной установке, приведена на рис. 1.8. Управление может быть осуществлено с двух пультов – основного и вспомогательного.
16
С основного пульта осуществляется управление всеми перечисленными агрегатами, а с вспомогательного – непосредственно с буровой установки – управление двумя плашечными превенторами [1, 3, 4].
2.ОБОРУДОВАНИЕ ЭКСПЛУАТАЦИОННОЙ СКВАЖИНЫ
Внефтегазодобывающей промышленности сооружаются скважины разных назначений, в зависимости от чего их принято называть структурно-поисковыми, разведочными, эксплуатационными, нагнетательными, специальными.
Эксплуатационными скважинами обычно называют скважины, с помощью которых осуществляется непосредственно добыча нефти, газа или газового конденсата; нагнетательными – через которые в пласт нагнетаются вода, газ, пар. Однако в ряде случаев в процессе разработки месторождения скважины, добывающие нефть, используются как нагнетательные, а иногда и наоборот. Поэтому и те и другие скважины отнесены к эксплуатационным.
Скважины специального назначения используются для контроля хода разработки месторождения, уточнения структуры, теплового воздействия на пласт и т.д.
Эксплуатационная скважина является основным, важнейшим видом сооружений, а их совокупность представляет собой эксплуатационный фонд скважин, стоимость которого составляет до 75–80 % стоимости всего технического оснащения современного промысла. Нарушение целостности, работоспособности эксплуатационной скважины приводит к прекращению ее эксплуатации, к неизбежному уменьшению добычи нефти или газа, что делает необходимым выполнение так называемого капитального ремонта скважины – процесса длительного, трудоемкого и весьма дорогого; стоимость ремонта скважины часто соизмерима, а иногда одинакова со стоимостью ее сооружения.
Поэтому долговечность скважины должна соответствовать периоду разработки продуктивного пласта, т.е. равняется нескольким десятилетиям. Отсюда и главное требование к качеству оборудования, используемого в эксплуатационной скважине, – его надежность.
Требования к сооружению скважины и к ее оборудованию определяются условиями ее эксплуатации, которые, в свою очередь, весьма различны, зависят, прежде всего, от геологических особенностей месторождений, режима эксплуатации скважины.
Эксплуатационные скважины в зависимости от геометрической формы их ствола сооружаются двух основных типов: вертикальные и наклонные. Наклонная форма – результат необходимости направления ствола скважины в заданный участок пласта; такие скважины обычно называются наклонно направленными. Профили этих скважин бывают разными в зависимости от требований технологии проводки скважины и способа ее эксплуатации. В любом случае профиль наклонной эксплуатационной скважины должен обеспечивать возможность эксплуатации ее рациональным способом
иисключать вероятность повреждения как самой скважины, так и спущенного в нее оборудования для ее эксплуатации выбранным способом. На рис. 2.1 показаны профили скважин: рис. 2.1, а – вертикальный, рис. 2.1, б – наклонный с наибольшим отклонением забоя от вертикали. Как видно, он состоит из трех участков: вертикального, переходного, соответствующего набору максимально необходимого зенитного угла, и наклонно-прямолинейного до забоя. Профиль на рис. 2.1, в отличается наличием участка уменьшения зенитного угла. Профиль (рис. 2.1, г) имеет вертикальный участок, участок набора зенитного угла, наклонно-прямолинейный участок, участок уменьшения зенитного угла и нижний – вертикальный. Этот профиль более сложный, обеспечивает вертикальность ствола скважины при проводке ее на несколько продуктивных горизонтов. Профиль (рис. 2.1, д) отличается отсутствием наклонно-прямолинейного участка. В профиле (рис. 2.1, е) нет наклонно-прямолинейного и нижнего вертикального участков. Каждый из показанных на схемах профилей эксплуатационной скважины
17
предопределяет особенности последующей эксплуатации как самой скважины, так и спущенного в нее оборудования. В тех случаях, когда расстояния между устьями скважин малы и измеряются метрами, а скважины наклонные, группа таких скважин называется кустом скважин.
Для улучшения дренирования продуктивного пласта иногда из вертикальной части скважины в пласт бурятся несколько скважин, которые называются многозабойными.
Рис. 2.1. Схемы профилей эксплуатационных скважин: 1, 3, 5 – вертикальный участок; 2, 4 – горизонтальная зона
На рис. 2.2 показана принципиальная схема эксплуатационной скважины и ее оборудования. Скважина состоит из трех основных участков – устьевого, стволового и фильтрового, каждый из которых оснащен соответствующим оборудованием: колонной головкой 1, направлением 2, кондуктором 3, эксплуатационной колонной 4, фильтром 6. Дно скважины обычно называется забоем. Иногда скважина оснащается пакером и клапаном-отсекателем 5 пласта.
Стволовая часть эксплуатационной скважины образована, как видно из схемы, концентричными колоннами обсадных труб, зацементированных в горных породах.
Последняя, т.е. внутренняя, обсадная колонна скважины называется эксплуатационной и служит каналом, соединяющим объект эксплуатации – пласт с устьем скважины (с поверхностью). Диаметр труб, из которых она состоит, должен обеспечивать возможность размещения в ней оборудования для эксплуатации скважины заданным способом, а также возможность выполнения всех технологических процессов и операций, необходимость в которых может возникнуть в течение всего периода эксплуатации скважины. Долговечность колонны должна соответствовать сроку службы скважины.
Наружная обсадная колонна скважины – направление – спускается на глубину нескольких метров, а ее затрубное пространство цементируется на всю длину. Внутри направления размещается обсадная колонна, обычно называемая кондуктором и имеющая длину, как правило, от 200 до 600–800 м. Кондуктор цементируется на всю длину.
Между кондуктором и эксплуатационной колонной могут спускаться обсадные трубы, которые обычно называются техническими или промежуточными колоннами. Они выполняют технологические функции при сооружении скважины, число и глубины их спуска определяются геологическими особенностями проходимых пород, глубиной скважины, техникой и технологией ее проводки.
Колонная головка, монтируемая на кондукторе, обвязывает в единую систему кондуктор, технические, эксплуатационную колонны скважины и служит базой для спускаемого в скважину эксплуатационного и установки на него устьевого оборудования.
18
Фильтровая часть эксплуатационной скважины обеспечивает ее связь с пластом как при извлечении пластовой жидкости или газа, так и при нагнетании в пласт воды, газа и других сред.
Ствол скважины, обсадные колонны находятся под постоянным давлением горных пород, а эксплуатационная колонна – под давлением пластов или закачиваемых жидкости или газа. Кроме внутреннего и наружного давлений, обсадные колонны несут нагрузку от собственного веса, а кондуктор воспринимает вес или часть веса остальных колонн. Колонная головка воспринимает усилия от обсадных колонн, внутреннего давления, веса эксплуатационного, базирующегося на ней оборудования.
Рис. 2.2. Схема эксплуатационной скважины
Как внутреннее давление, так и наружное в процессе эксплуатации скважины меняются. При эксплуатации скважины фонтанным способом пульсирующая работа подъемника приводит к появлению переменных нагрузок, аналогично и при эксплуатации скважины штанговым скважинным насосом, приводимым в действие механическим станком-качалкой, на систему обсадных труб и цементное кольцо действуют переменные нагрузки, расшатывающие эту систему.
При штанговой эксплуатации насосные трубы из-за переменных нагрузок постоянно перемещаются в эксплуатационной колонне и истирают ее. При больших дебитах и наличии в пластовых жидкости или газе абразива возникают условия, приводящие к гидроабразивному изнашиванию труб.
Нефтяные, газовые, газоконденсатные скважины либо с начала эксплуатации, либо на определенной стадии вместе с нефтью, газом, конденсатом дают пластовую, как правило, сильно минерализованную воду, являющуюся активно коррозионно-
19
агрессивной средой, а она разрушающе действует на обсадные трубы, колонную головку и цементное кольцо.
Во все больших количествах в разработку вводятся месторождения, в которых нефть или газ содержат углекислый газ и сероводород, причем если еще недавно наличие, например, 4–5 % H2S считалось высоким, то в настоящее время в разработку вводятся месторождения с содержанием сероводорода до 20–25 %. С увеличением глубин разрабатываемых месторождений повышаются не только давление, но и температура пластовой жидкости или газа, достигающая более 250 °С в районах с высоким геотермическим градиентом.
Закачка в скважину под большим давлением кислоты, рабочих жидкостей, газа, высокотемпературных теплоносителей также приводит к осложнению условий ее работы.
Таков комплекс факторов, из которых слагаются условия работы эксплуатационной скважины, факторов, определяющих требования к конструкции, характеристикам и параметрам оборудования каждой скважины. Упущение каких-либо из них, незнание их в процессе сооружения скважины и особенно последующего периода ее эксплуатации, при ее ремонтах неизбежно приводят к серьезным осложнениям, отрицательно сказываются на надежности скважины в целом, часто являются причиной аварий, ущерба окружающей среде и несчастных случаев [7, 10].
2.1. Оборудование устья эксплуатационной скважины
На устье скважины обсадные колонны обвязываются, т.е. соединяются частью оборудования скважины, называемой колонной головкой.
Колонная головка (рис. 2.3) жестко соединяет в единую систему все обсадные колонны скважины, воспринимает усилия от их веса и передает всю нагрузку кондуктору. Она обеспечивает изоляцию и герметизацию межколонных пространств и одновременно доступ к ним для контроля состояния стволовой части скважины и выполнения необходимых технологических операций. Колонная головка служит пьедесталом для монтажа эксплуатационного оборудования, спущенного в скважину. Во время бурения на ней монтируются превенторы противовыбросного оборудования, демонтируемые после окончания бурения.
Рис. 2.3. Конструкция колонной головки
20