в соответствии с позицией штуцера.
Рисунок 63: Схема панели управления Супер штуцера Swaco.
Рисунок 64: Типичная схема системы гидравлического штуцера.
1. Датчик давления на стояке.
2. Линия выхода бурового раствора с бурового насоса.
3. Противовыбросовый превентор.
4. Бурильная колонна.
5. Обсадная колонна.
6. Штуцер.
7. Датчик давления на манифольде буровых насосов.
8. Вспомогательный штуцер.
9. Линия на приемную емкость бурового раствора.
10. Пульт управления.
ЗАКАЧИВАЕМЫЙ ОБРАТНЫЙ КЛАПАН.
Закачиваемый обратный клапан устанавливается вместе с посадочным переводником. Посадочный переводник может быть установлен в любой точке бурильного инструмента, но обычно он устанавливается на уровне утяжеленных бурильных труб.
При получении проявления этот клапан просто закачивается в бурильную колонну. В процессе подачи бурового раствора через бурильные трубы клапан располагается в соединении, обеспечивая циркуляцию бурового раствора, но не допускает его возврата бурильный инструмент. Обратный клапан может быть извлечен с помощью кабеля, оснащенного специальным захватным приспособлением, или при подъеме бурильного инструмента.
В морском бурении закачиваемый обратный клапан может также использоваться перед выполнением операции по срезке бурильной трубы.
Иллюстрация закачиваемого обратного клапана приводится на рисунках 65 и 66.
Рисунок 65 - 66: Закачиваемый обратный клапан и посадочный переводник компании Hydril:
1. Сборка обратного клапана.
2. Корпус.
3. Наконечник клапана.
4. Шар клапана.
5. Пружина клапана.
6. Зажимное приспособление.
7. Сборка скользящего корпуса.
8. Скользящий корпус.
9. Упорные кольца.
10. Зажимные болты упорного кольца.
11. Контргайка.
12. Шестигранный стопорный винт.
13. Пакер.
14. Посадочный переводник.
15. Стопорное кольцо.
ВНУТРЕННИЙ ПРОТИВОВЫБРОСОВЫЙ ПРЕВЕНТОР
Внутренний противовыбросовый превентор является обратным клапаном для работы в тяжелых режимах, который включает в себя коническую втулку, с тем, чтобы понизить режущий эффект бурового раствора на седло клапана и, таким образом, облегчить режим принудительного закрытия. Установленный в бурильной колонне внутренний противовыбросовый превентор защищает вертлюг, буровой шланг, стояк и буровые насосы от воздействия флюидов проявления.
Как минимум один внутренний противовыбросовый превентор для каждого типоразмера компоновки буровой колонны всегда должен находиться на полу буровой установки.
Каждый внутренний противовыбросовый превентор должен быть опрессован и проверен стационарным оборудованием перед транспортировкой на буровую площадку.
На рисунке 67 приводится схема поперечного разреза внутреннего противовыбросового превентора.
Рисунок 67: Поперечный разрез внутреннего противовыбросового превентора Gray.
1. Зажимной винт выпускного клапана.
2. Расцепной инструмент.
3. Штифт обратного клапана.
4. Шток выпускного клапана.
5. Посадочное гнездо клапана.
6. Втулка клапана.
7. Головка клапана.
8. Коробка обратного клапана.
9. Пружина клапана.
ГАЗОСЕПАРАТОР ДЛЯ БУРОВОГО РАСТВОРА.
Типичная схема газосепаратора для бурового раствора показана на рисунке 68. Обратите внимание, что подводящая линия от штуцерного манифольда подсоединена непосредственно к оболочке резервуара, с тем, чтобы свести к минимуму эрозию и улучшить процесс разделения газа от бурового раствора.
Газоотводная линия соединена с буровой вышкой и продувочной линией. Продувочная линия смонтирована над верхней площадкой буровой вышки.
Рисунок 68: Типичная схема газосепаратора для бурового раствора.
1. Газоотвод, наружный диаметр 6 дюймов или больше.
2. Внутренний стакан, 7 5/8 дюйма.
3. Отверстия размером от 3/4 до 1 дюйма на расстоянии 3 дюйма одно от другого.
4. Резервуар, наружный диаметр 30 дюймов.
5. Подводящая линия, наружный диаметр 4 дюйма, подсоединенная непосредственно к оболочке резервуара.
6. Стягивающее кольцо.
7. Полукруглые перегородки, расположенный по принципу спирали.
8. Линия на доливную емкость.
9. S-образное колено трубы, наружный диаметр 8 дюймов.
10. Спускной патрубок или промывочная линия.
11. Коническая пробка.
ОБРАТНЫЙ ПОПЛАВКОВЫЙ КЛАПАН БУРИЛЬНОЙ КОЛОННЫ.
Обратный поплавковый клапан бурильной колонны обычно устанавливается в наддолотном переводнике. Этот клапан предотвращает приток пластовых флюидов в бурильную колонну. На рисунке 69 показан обратный поплавковый клапан бурильной колонны с промывочной и продувочной створкой.
ВЕРХНИЙ ЗАПОРНЫЙ КЛАПАН ВЕДУЩЕЙ БУРИЛЬНОЙ ТРУБЫ
Верхний запорный клапан ведущей бурильной трубы - это шаровой клапан с ручным управлением, который устанавливается между рабочей бурильной трубой и вертлюгом. Внутренний диаметр верхнего запорного клапана ведущей бурильной трубы должен быть равен внутреннему диаметру рабочей бурильной трубы.
Верхний запорный клапан ведущей бурильной трубы, который устанавливается выше рабочей бурильной трубы, должен иметь левостороннюю резьбу.
Опрессовка и испытание верхнего запорного клапана ведущей бурильной трубы должна производиться на стационарном оборудовании на все рабочие давления, от минимального до максимального.
Все члены буровой бригады должны быть обучены правилам регулирования клапана при помощи гаечного ключа и знать место хранения ключа на буровой установке.
На рисунках 70 – 71 показан верхний запорный клапан ведущей бурильной трубы "A-1"
НИЖНИЙ ЗАПОРНЫЙ КЛАПАН ВЕДУЩЕЙ БУРИЛЬНОЙ ТРУБЫ
Нижний запорный клапан ведущей бурильной трубы – это шаровой клапан с ручным управлением, который устанавливается между рабочей бурильной трубой и переводником ведущей бурильной трубы. Внутренний диаметр нижнего клапана ведущей бурильной трубы должен быть равен внутреннему диаметру рабочей бурильной трубы.
Опрессовка и испытание верхнего запорного клапана ведущей бурильной трубы должна производиться на стационарном оборудовании на все рабочие давления.
Нижний запорный клапан ведущей бурильной трубы может также использоваться как предохранительный клапан на выкидной линии бурового насоса. Гаечный ключ для регулировки запорного клапана и должен храниться в удобном месте на буровой вышке и все члены буровой бригады должны знать место расположения ключа.
Нижний запорный клапан ведущей бурильной трубы фирмы Hydril показан на рисунках 72,73 и 74.
Рисунок 70: Внешний вид верхнего запорного клапана ведущей бурильной трубы.
Рисунок 71: Поперечный разрез верхнего запорного клапана ведущей бурильной трубы.
1. Корпус.
2. Седло шарового клапана.
3. Уплотнительное кольцо.
4. Стопорный винт.
5. Передвижной кронштейн.
6. Шар.
7. Пружина шара.
8. Крышка-колпак клапана.
9. Колпачковая гайка.
10. Подшипник.
11. Индикатор.
12. Стопорный винт.
13. Зажимная гайка.
14. Пресс-масленка.
15. Уплотнительный шток.
16. Уплотнительное кольцо.
17. Ключ квадрата.
18. Накидной ключ.
19. Кольцо.
20. Уплотнительное кольцо.
21. Стопорная гайка передвижного кронштейна.
Рисунок 72: Поперечный разрез нижнего клапана ведущей бурильной трубы.
1. Нижний переводник.
2. Верхний переводник.
3. Сферическая пробка.
4. Обойма подшипника – передняя.
5. Обойма подшипника – задняя.
6. Седло клапана.
7. Универсальный шарнир.
8. Штепсельный ключ.
9. Пружина.
10. Шар.
11. Стопорный штифт.
12. Кольцо.
13. Кольцо.
14. Опорное кольцо.
15. Уплотнительный элемент.
16. Заглушка трубы.
Рисунок 73: Внешний вид нижнего клапана ведущей бурильной трубы Hydril.
Рис.75. Типичная система доливной емкости.
ПОДВОДНЫ Е МОРСКИЕ УСТЬЯ СКВАЖИН.
Строительство каждой скважины необходимо тщательно проектировать с использованием всех имеющихся геологических сведений и опыта бурения на данном месторождении. В зависимости от геологических и географических условий конструкция скважин и устья скважин могут быть разнообразными. Конструкция разведочных скважин, которая обычно используется в Северном море, выглядит следующим образом:
1. Обсадная колонна 30 дюймов.
2. Обсадная колонна 20 дюймов.
3. Обсадная колонна 13 3/8 дюйма.
4. Обсадная колонна 9 5/8 дюйма.
5. Обсадная колонна 7 дюймов.
Схема устья скважины для данных типоразмеров обсадных колонн выглядит следующим образом:
Бурение начинается с забурки под 30-дюймовый кондуктор. Зачастую бурение под кондуктор ведется с выносом бурового шлама на морское дно. При необходимости, можно спустить временную донную направляющую плиту.
Далее, спускается и цементируется с выходом раствора на морское дно 30-дюймовая обсадная колонна и корпус устьевой головки с донной направляющей плитой. Спускается устьевая головка 18 3/4 дюйма и 20-дюймовая обсадная колонна. Эта устьевая головка спускается в 30-дюймовую устьевую колонную головку. Устьевая колонная головка 18 3/4 дюйма обеспечивает спуск и герметизацию последующей обсадной колонны. Обсадные колонны 13 3/8; 9 5/8 и 7 дюймов спускаются и герметизируются в устьевой колонной головке 18 3/4 дюйма. При проектировании конструкции скважины, в обязательном порядке необходимо предусмотреть возможность стыковки нижней соединительной муфты блока ПВО к верхней части устья скважины.
На рисунке 76 показана схема спуска и герметизации обсадных колонн.
Подвески обсадных колонн обычно имеют проходное сечение, которое необходимо для пропуска флюида циркуляции в процессе цементировочных работ. После цементажа проходное сечение подвески обсадной колонны герметизируется уплотнительным узлом. Уплотнительный узел может спускаться вместе с подвесной головкой или же как отдельная единица. Уплотнительный узел приводится в рабочий режим под воздействием крутящего момента, нагрузки или гидравлического давления.
Узлы подвесок обсадных колонн стыкуются с корпусом устьевых головок. Поэтому, при бурении уплотнительные поверхности устьевых головок должны быть защищены защитными втулками после спуска каждой обсадной колонны. Защитные втулки остаются в скважине до спуска следующей колонны обсадных труб.
Рисунок 76: Компоновки подводного морского устья скважины Vetco.
А.
1. Корпус устьевой колонной головки “SG-5” 18 ¾ дюйма, макс. давление на устье 10,000 psi.
2. Корпус устьевой колонной головки 30 дюймов.
3. Донная направляющая плита.
4. Защитная втулка 18 ¾ x 7 дюймов.
5. Уплотнение “T”- типа подвески обсадной колонны “SG-5” 18 3/4 x 7 дюймов.
6. Уплотнение “T”- типа подвески обсадной колонны “SG-5” 18 3/4x 9 5/8 дюйма.
7. Уплотнение “T”- типа подвески обсадной колонны “SG-5” 18 3/4 x 13 3/8 дюйма.
Б.
1. Подвеска обсадной колонны.
2. Корпус устьевой головки.
3. Головка колонны направления.
Рисунок 77: Схема установки временной донной направляющей плиты и донного кондуктора.
1. Донная направляющая плита с 30-дюймовым кондуктором и устьевой колонной головкой.
2. Временная направляющая плита с направляющим основанием.
Рисунок 78: Компоновка подводного морского устья скважины.
1. Корпус подвески обсадной колонны 7 дюймов.
2. Корпус подвески обсадной колонны 9 5/8 дюйма.
3. Корпус подвески обсадной колонны 13 3/8 дюйма.
4. Три корпуса подвески устьевой колонной головки высокого давления 163/4; 183/4 и 211/4 дюйма.
|
|
Рисунок 79: Спуск и герметизация обсадной колонны по технологии Vetco.
А. Спускной инструмент соединяется с подвесной головкой обсадной колонны с помощью левосторонней резьбы.
В. Крутящий момент на уплотнительный узел передается при помощи клиньев, которые входят в зацепление со шпоночными пазами на уплотнительном узле.
С. Уплотнительный узел соединяется с корпусом подвесной головки обсадной колонны при помощи правосторонней резьбы. Уплотнительный узел под воздействием спускаемого инструмента вращается в правую сторону, и вместе с тем, происходит расцепление спускаемого инструмента от подвесной головки обсадной колонны.
D. Уплотнение между спускаемым инструментом и подвесной головкой обсадной колонны сохраняется, что позволяет проверить герметичность уплотнительного узла как только он приводится в рабочий режим..
СИСТЕМА ПОДВЕСКИ ЛИНИЙ ПОДАЧИ БУРОВОГО РАСТВОРА.
При бурении разведочно-эксплуатационных скважин с передвижной буровой установки, опирающейся на морское дно, иногда желательно поддержать вес обсадной колонны в буровом растворе, заполненной до уровня морского дна. Это позволяет временно законсервировать скважину, с тем, чтобы дать полную характеристику месторождения, принять решение по заканчиванию скважин и определить рентабельность промышленной разработки месторождения.
На рисунке 80 приводится типичная схема арматуры со всеми колоннами обсадных труб, посаженных на морском дне. Система разработана для того, чтобы подвесить все колонны обсадных труб на дне моря и расположить их на поверхности, где находится стандартное оборудование устья скважины, средства управления, мониторы и уплотнители затрубья.
В данном случае используется два основных типа донных подвесок: оправка со шлицами и развальцованная пружина. Подвески имеют промывочные отверстия для вымыва цемента из затрубья. После цементажа промывочные отверстия закрываются и образуют герметичное уплотнение.
Наземное оборудование, используемое с линией бурового раствора – это стандартное оборудование, во многом схожее с оборудованием, которое используется при бурении с наземных буровых установок. ( см. рис 80).
Когда скважина временно законсервирована, каждая колонна обсадных труб подымается с морского дна и посадочные переводники для каждой колонны заменяются заглушкой с обратным клапаном. Подъем обсадных колонн производится по нарастающей: от наименьшего диаметра до наибольшего, т.е. обсадная колонна большего диаметра выступает в качестве направляющей. Пример временной консервации скважины показан на рисунке 80.
А. 1. Посадочный переводник 75/8 дюйма.
2. Посадочный переводник 103/4 дюйма.
3. Посадочный переводник 16 дюймов.
4. Подвесная головка обсадной колонны 75/8 дюйма.
5. Подвесная головка обсадной колонны 103/4 дюйма.
6. Подвесная головка обсадной колонны 16 дюймов.
7. Сварное стыковочное соединение.
Б. 1. Быстро закрываемое устье.
2. Втулка-заглушка.
3. Уплотнение.
4. Уплотнительная втулка.
5. Уплотнение.
6. Уплотнительная втулка.
7. Уплотнение.
8. Стояк обсадной колонны.
9. Постоянное направляющее основание.
10. Кондуктор.
В. Временно законсервированная скважина.
Рисунок 80:
КОЭФИЦИЕНТЫ ПЕРЕВОДА ЕДИНИЦ ИЗМЕРЕНИЯ.
ОБЪЕМ 1 литр (л) = 0.264 галлона (gal)
1 галлон = 3.785 литра
1 баррель (bar) = 42 галлона
1 баррель = 5.615 футов куб. (ft3)
1 баррель = 0.1590 м3 = 158.97 л
1 метр куб. (м3) = 6.29 баррелей
1 м3 = 35.314 футов куб. (ft3)
1 ft3 = 0/0283 м3
ДАВЛЕНИЕ 1 bar = 14.50 psi
1 psi = 0.690 bar
ДЛИНА 1 фут (ft) = 0.305 м
1 м = 3.281 ft
СМЕШАННЫЕ 1 Паскаль (Па) = 2.089 фунтов/100 футов квадр. (lb/ft2)
ЕДИНИЦЫ 1 lb/100ft2 = 0.4787 Па
Дата добавления: 2017-09-19; просмотров: 1303;