Оборудование для бурения нефтяных и газовых скважин

Лекция №4 ОБОРУДОВАНИЕ ДЛЯ БУРЕНИЯ НЕФТЯНЫХ И ГАЗОВЫХ СКВАЖИН Для выполнения различных операций технологии вращательного бурения требуются различные по функциональным назначениям машины, механизмы и оборудование. Набор необходимых для бурения скважин машин, механизмов и оборудования, имеющих взаимосвязанные эксплуатационные функции и технические параметры, называется буровым комплексом. Центральным звеном бурового комплекса является буровая установка. Буровая установка – это комплекс буровых машин, механизмов и оборудования, смонтированный на точке бурения и обеспечивающий с помощью бурового инструмента самостоятельное выполнение технологических операций по строительству скважин. Современные буровые установки включают следующие составные части: -буровое оборудование (талевый механизм, насосы, буровая лебедка, вертлюг, ротор, силовой привод и т.д.); -буровые сооружения (вышка, основания, сборно-разборные каркасно-панельные укрытия. приемные мостки и стеллажи); -оборудование для механизации трудоемких работ (регулятор подачи долота, механизмы для автоматизации спуско-подъемных операций, пневматический клиновой захват для труб, автоматический буровой ключ, вспомогательная лебедка, пневмораскрепитель, краны для ремонтных работ, пульт контроля процессов бурения, посты управления); -оборудование для приготовления, очистки и регенерации бурового раствора (блок приготовления, вибросита, песко- и илоотделители, подпорные насосы, емкости для химических реагентов, воды и бурового раствора); -манифольд (нагнетательная линия в блочном исполнении, дроссельно-запорные устройства, буровой рукав); -устройства для обогрева блоков буровой установки (телогенераторы, отопительные радиаторы и коммуникации для развода теплоносителя). На долю кустового строительства скважин приходится в настоящее время более 70% всего объема эксплуатационного бурения и имеется перспектива дальнейшего его расширения на промыслах нефтегазодобывающих районов нашей страны. Кустовой способ строительства скважин применяется в нашей стране с начала освоения нефтяных месторождений Каспия. В 1937 г. На о. Артем был пробурен первый куст из трех скважин. По мере совершенствования конструкций морских оснований и эстакад этот способ распространился на участки месторождений, занятых морем. На суше кустовое строительство скважин начало применяться с 1944 г.в Пермском нефтяном районе. Начало освоения нефтяных богатств Западной Сибири дало мощный толчок развитию этого способа. Вся Западная Сибирь покрыта многочисленными болотами и реками. Летом болота практически непроходимы для наземного транспорта, а в зимнее время промораживаются не более чем на 20 –30 см из-за высоких теплоизолирующих свойств торфяного слоя. Весной высокие речные паводковые воды подтопляют нефтяные площади. Быстрая изменчивость погоды, неравномерное выпадение осадков и труднодоступность 80-85 % территории – отличительные особенности Западной Сибири. В нефтепромысловом районах -Томской области, например, насчитывается 573 реки (превышающих в длину 20 км), крупных озер (площадью 5 и более км2) 35, а знаменитое Васюганское болото занимает 53 000 км2, что в 1,5 раза больше площади озера Байкал. Эти условия на первых порах значительно осложнили организацию буровых работ в новом нефтяном регионе. Так при освоении Мегионского месторождения основные объемы бурения выполнялись в зимнее время. Все необходимое оборудование завозилось заранее по зимним трассам и после окончания строительства скважин консервировалось до наступления следующего зимнего сезона и ввода трасс в эксплуатацию. Сезонность в строительстве нефтяных скважин вызвала необходимость разработки и создания на заболоченных и затопляемых участках специальных искусственных сооружений для круглогодичного ведения буровых работ с последующей многолетней эксплуатацией при нефтедобыче. Возрастающие объемы буровых работ и большие затраты ресурсов на строительство искусственных сооружений привели к целесообразности их сочетания с кустовым бурением. Так были созданы кустовые основания. Высокие темпы и масштабы освоения нефтяных месторождений Западной Сибири выявили ряд научно-технических проблем, решение которых позволило разработать технические средства для проводки наклонно-направленных скважин и контроля их пространственного положения, различные конструкции крупноблочных буровых оснований, специальные буровые установки для строительства кустовых скважин. Кустовое строительство скважин имеет ряд существенных достоинств. Прежде всего это значительное сокращение материальных и трудовых затрат на строительство и инженерное обустройство кустовых оснований, подъездных путей и трасс, особенно в условиях заболоченных территорий и бездорожья. Кроме того, существенно уменьшаются затраты на промысловое обустройство скважин, сооружение нефтегазосборных сетей, энергоснабжение промысловых объектов, ремонт и эксплуатационно-техническое обслуживание скважин. Для кустового бурения скважин в Западной Сибири предназначена установка БУ-3000 ЭУК-1М с эшелонным расположением оборудования (рис. 7) Основное оборудование БУ-3000 ЭУК-1М размещено на вышечно-лебедочном 1, резервуарном 2, насосном 3 блоках, а также на блоке компрессоров 4, блоке очистки 5 и энергоблоке 6. Ниже приведена техническая характеристика этой установки. 1. Допускаемая нагрузка на крюке, кН 2000 2. Условный диапазон глубины бурения, м 2000-3200 3. Наибольшая оснастка талевой системы 5х6 4. Диаметр талевого каната, мм 28 5. Скорость подъема крюка при расхаживании обсадных колонн и ликвидации аварий, м/с 0,2 6. Скорость установившегося движения при подъеме незагруженного элеватора, м/с1,6 7. Число скоростей подъема крюка 6 8.Привод основных исполнительных механизмов Электрический переменного тока напряжением 6000 В 9. Привод буровой лебедки и ротора Групповой от асинхронного двигателя АКБ-13-62-8 10. Привод буровых насосов Индивидуальный от синхронного электродвигателя СМБО-15-49-8ХЛ2 11. Мощность привода, кВт: входного вала подъемного агрегата 645 вала ротора 370 бурового насоса 630 12. Буровой насос: тип УНБ-600 (У8-6МА2) 13. Число насосов 2 14. Мощность механическая, кВт 600 15. Максимальная объемная подача, л/с 50,9 16. Максимальное давление на выкиде, Мпа 25 17. Ротор:тип Р-700 18. Диаметр отверстия стола ротора, мм 700 19.Допускаемая статическая нагрузка на стол, кН 3200 20. Момент, передаваемый столом ротора,кНм 50 21.Число частот вращения стола ротора 6 21.Частота вращения стола, об/с максимальная 3,18 минимальная 0,57 22. Номинальная длина свечи, м 25 23. Высота основания (отметка пола буровой), м 7,2 24. Просвет для установки стволовой части превенторной установки (расстояние от земли до подвижных частей механизма выдвижения клиньев ротора), м 5,9 25. Длина ведущей бурильной трубы (квадрата), м 27(+0,5) 26. Диаметр бурильных труб, мм 114, 127, 140, 147 27. Диаметр УБТ, м 146, 178, 203 28. Вертлюг: тип УВ-250 максимальная нагрузка, кН 2500 допускаемая нагрузка от бурильных труб, кН 1600 29. Вышка: тип ВМР 45х200 максимальная грузоподъемность на крюке, кН 2000 полезная высота вышки, м механизм подъема вышки встроенный 30. Тормоз вспомогательный: тип Электромагнитный ТЭП-45-У,1максимальный тормозной момент, кНм 45 31. Дизель-электрическая станция: тип АСДА-200мощность, кВт 200 32.Компрессор с электроприводом: тип КСЭ-5М, число компрессоров 2, подача, м/с 2х5=10, давление воздуха, Мпа 0,8 33. Метод бурения скважин кустовой, число групп скважин в кусте не ограничивается, число скважин в группе 2-8, расстояние между скважинами в группе, м 2,4 –5, расстояние между группами скважин, м 15 или 50 34. Циркуляционная система: тип ЦС3-3000 ЭУК, полезный объем резервуаров, м 120, Трехступенчатая (вибросито, пескоотделитель, илоотделитель) 35.Средства механизации спуско-подъемные операции Ключ буровой АКБ-3М, пневмораскрепитель, пневмоклинья, лебедка вспомогательная грузоподъемностью 4,5 т Кран консольно-поворотный на мостках, грузоподъемностью 2 т, лебедка вспомогательная, кран консольно-поворотный на буровых насосах, кран для обслуживания приводной части лебедки, тельферы в насосном и циркуляционном блоках. 36. Монтаж и транспортирование оборудования с куста на куст крупными блоками (модулями) на тяжеловозах ТГ-60, Т-60 и ТГП-70; мелкими и средними блоками на трайлерах грузоподъемностью 30-40 т; агрегатами на универсальном транспорте общего назначения Рис.8 Общий вид буровой установки для кустового бурения скважин На рис.8 приведена типовая схема кустового основания для Томского региона. 1. Основание кустовое 2. Амбар шламовый. 3. Въезд № 2. 4. Обваловка. 5.Настил для складирования цемента. 6.Жилой городок. 7.Стеллаж для труб. 8.Амбар для стоительства водозаборной скважины 9.Котлован-септик для хозяйственно-бытовых отходов. 10.Водозаборная скважина. 11.Блок вышечно-лебедочный. 12. Блок очистки глинистого раствора. 13.Блок емкостей. 14. Блок насосный 15.Блок компрессорный. 16.Распределительное устройство КРНБ. 17.Мост приемный. 18.Емкость нефтяная. 19.Установка котельная. 20.Емкость водяная. Высоковольтное распределительное устройство (РВУ). Местоположение кустового основания (КО) намечается: -за пределами водоохранной зоны, установленной для каждой конкретной реки или другого водоема, заказников; -на расстоянии не менее 50 м от линий электропередач; -на расстоянии не менее 60 м от магистральных нефтепроводов; -на расстоянии не менее 50 м от внутрипромысловых дорог. Местоположение КО задается географическими координатами X и Y центра КО и дирекционным углом направления движения станка (НДС), который отсчитывается от направления на север по часовой стрелке. В соответствии с «Нормами отвода земель для строительства нефтяных и газовых скважин» СН-459-74 для строительства эксплуатационных нефтяных скважин БУ-3200/200 ЭУК-1М площадь КО определяется: 18000 + Ах2000, м2, где А- число скважин на кустовом основании. Минимальное расстояние между соседними нефтяными скважинами -5 м, между батареями скважин –15 м. Поверхность КО должна выполняться горизонтально. Рабочая площадка для размещения и передвижения буровой установки выполняется с уклоном i = 0,01 в сторону шламового амбара (ША) для обеспечения поверхностного водостока. Допускается уклон рабочей площадки по ходу движения буровой установки в пределах 1 –1,5 мм на 1 м. По периметру КО выполняется обваловка из глинистого грунта, которая в нижней своей части примыкает к гидроизоляционному слою в основании насыпи и образует вместе с ним гидравлически замкнутое пространство в теле КО. Высота обваловка над рабочей поверхностью КО составляет 0,7 м, ширина бровки по верху – 1м. Конструкция кустового основания (КО)должна обеспечить нормальные условия для строительства скважин и их дальнейшей эксплуатации, а также изоляцию токсичных отходов бурения от окружающей природной среды (ОПС). Выбор конструкции КО осуществляется в зависимости от гидрогеологических условий и данных инженерно-геологических изысканий. Обследование кустовых площадок, расположенных в болотистой местности и в пойменной части месторождений, рекомендуется проводить в летнее время, когда имеются лучшие условия для визуальной оценки характера местности, свойств торфов и переувлажненных грунтов. Рис.9 Схема кустового основания Применяемые конструкции КО на нефтепромысловых объектах Западной Сибири подразделяются на следующие виды: -лежнево-насыпные; -насыпные; -намывные; -естественные; -с торфом в теле насыпи; -экспериментальные (например, с применением нетканых синтетических материалов). Наиболее сложное по конструкции лежнево-насыпное КО применяется на болотах, предусматривается двухслойная укладка лежневого настила. В первом нижнем слое укладывается продольный (по отношению к линии НДС) лежневый настил из бревен вразгон через 1 м. Во втором верхнем слое укладывается сплошной поперечный (по отношению к линии НДС) лежневый настил во весь “хлыст”. Перед строительством КО в зимний период производится предварительное проморажи-вание торфяного основания. На лежневый настил отсыпается гидроизоляционный слой из глинистого грунта толщиной 0,5 м с последующим уплотнением. Окончательное земляное полотно кустового основания формируется отсыпкой слоя песка толщиной не менее 0,7 м. Для повышения устойчивости насыпи на слабом основании (торфе) предусматривается использование метода постепенного загружения - предварительной консолидации, осуществляемой путем послойной отсыпки и уплотнения грунта с толщиной каждого слоя 0,3 – 0,5 м. Указанный метод обязателен при отсыпке участка КО по линии НДС шириной 20 м. Высота отсыпки насыпи на болотах определяется с учетом кончной осадки торфа под действием веса грунта, бурового оборудования и труб. 1. СПУСКО-ПОДЪЕМНЫЙ КОМПЛЕКС БУРОВОЙ УСТАНОВКИ Спуско – подъёмный комплекс буровой установки (рис. 10) представляет собой полиспастный механизм, состоящий из кронблока 4, талевого (подвижного) блока 2, стального каната 3, являющегося гибкой связью между буровой лебёдкой 6 и механизмом 7 крепления неподвижного конца каната. Кронблок 4 устанавливается на верхней площадке буровой вышки 5. Подвижный конец А каната 3 крепится к барабану лебедки 6, а неподвижный конец Б – через приспособление 7 к основанию вышки. К талевому блоку присоединяется крюк 1, на котором подвешивается на штропах элеватор для труб или вертлюг. В настоящее время талевый блок и подъёмный крюк объединены в один механизм – крюкоблок. Рис.10. Спуско-подъемный комплекс буровой установки 2. КОМПЛЕКС ДЛЯ ВРАЩЕНИЯ БУРИЛЬНОЙ КОЛОННЫ На рис. 11 представлен комплекс для вращения бурильной колонны. В его состав входит ротор 2, расположенный на полу буровой 1, вертлюг 6, подвешенный на крюке крюкоблока 8. Вертлюг посредством гибкого бурового рукава 4 и стояка 7 передаёт буровой раствор под давлением в бурильную колонну. Посредством вращателя 5 и квадратной ведущей трубы 3 крутящий момент ротора передаётся бурильной колонне и не передаётся талевой системе. Рис. 11. Комплекс для вращения бурильной колонны 3. НАСОСНО – ЦИРКУЛЯЦИОННЫЙ КОМПЛЕКС БУРОВОЙ УСТАНОВКИ. На рис.12 показана схема циркуляции бурового раствора и примерное распределение потерь напора в отдельных элементах циркуляционной системы скважины глубиной 3000 м. Из резервуаров 13 очищенный и подготовленный раствор поступает в подпорные насосы 14, которые подают его в буровые насосы 1. Последние перекачивают раствор под высоким давлением (до 30 МПа) по нагнетательной линии, через стояк 2, гибкий рукав 3, вертлюг 4, ведущую трубу 5 к устью скважины 6. Часть давления насосов при этом расходуется на преодоление сопротивлений в наземной системе. Далее буровой раствор проходит по бурильной колонне 7 (бурильным трубам, УБТ и забойному двигателю 9) к долоту 10. На этом пути давление раствора снижается вследствие затрат энергии на преодоление гидравлических сопротивлений. Затем буровой раствор вследствие разности давлений внутри бурильных труб и на забое скважины с большой скоростью выходит из насадок долота, очищая забой и долото от выбуренной породы. Оставшаяся часть энергии раствора затрачивается на подъём выбуренной породы и преодоление сопротивлений в затрубном кольцевом пространстве 8. Рис.12. Схема циркуляции бурового раствора. Поднятый на поверхность к устью 6 отработанный раствор проходит по растворопроводу 11 в блок очистки 12, где из него удаляются в амбар 15 частицы выбуренной породы и поступает в резервуары 13 с устройствами 16 для восстановления его параметров; и снова направляется в подпорные насосы. Нагнетательная линия (манифольд) состоит из трубопровода высокого давления, по которому раствор подаётся от насоса 1 к стояку 2 и гибкому рукаву 3, соединяющему стояк 2 с вертлюгом 4. Манифольд оборудуется задвижками и контрольно – измерительной аппаратурой. Для работы в районах с холодным климатом предусматривается система обогрева трубопроводов.