Основные требования к конструкциям морских скважин

Размещено на http://www.allbest.ru/

§1. Основные требования к конструкциям морских скважин

К основным факторам, определяющим конструкцию скважины, относятся:

- диаметр лифтовой колонны, позволяющий эксплуатировать скважину известными способами;

- геологический разрез месторождения, характеристика которого определяет глубины спуска эксплуатационной и промежуточных колонн;

- технически возможный выход из-под башмака предыдущей колонны, обусловленный состоянием техники бурения в данном районе, на данном этапе;

- минимальный расход металла.

Кроме перечисленных факторов, при выборе конструкции скважины необходимо иметь в виду возможность перехода впоследствии к эксплуатации пройденных продуктивных пластов в этой же скважине и последующего углубления скважины.

Эксплуатационную колонну выбирают, принимая во внимание: возможность выполнения в колонне работ, связанных с эксплуатацией и ремонтом скважины в течение всего периода ее существования; получение наивыгоднейшей (наибольшей) суточной и суммарной добычи (нефти, газа, конденсата и воды), наиболее низкую стоимость скважины при достаточной прочности крепления ствола.

Выбор диаметра промежуточных (ой) колонн (ы) определяется условиями спуска последующей (или эксплуатационной) колонны.

Выбор диаметра кондуктора также определяется условиями спуска промежуточной колонны.

Оборудование морских скважин



§2. Оборудование устья скважин

В условиях моря к оборудованию для обвязки устья предъявляются более высокие требования в отношении герметичности, прочности и коррозионности. Помимо этого оборудование должно быть рассчитано на высокое давление.

После спуска и цементирования обсадную колонну на устье соединяют с предыдущей и герметизируют межколонное пространство при помощи колонных головок разных конструкций:

- клиновые колонные головки (ГКК);

- колонные головки с муфтовой подвеской (ОКМ);

- колонные головки с клиньевой подвеской (ОКК).

Клиновые колонные головки, приведенные на рис. 2.1, состоят из корпуса, навинчиваемого на верхний конец обсадной колонны; пьедестала, который устанавливают на фланец корпуса и крепят к последнему болтами; клиньев, при помощи которых подвешивают внутреннюю колонну; уплотнителя для герметизации всех соединений.

Рисунок 2.1 Клиньевая колонная головка типа ГКК: 1-корпус; 2-пьедестал; 3-уплотнитель; 4-клинья; 5-обсадные колонны

В теле корпуса и пьедестала имеются боковые отверстия, в которое ввинчивают кран высокого давления для контроля при помощи манометра за давлением в межколонном пространстве. При необходимости через этот кран отводят газ на факел.

Такими колонными головками оборудованы практически все скважины моря.

Колонные головки с муфтовой подвеской типа ОКМ, приведенные на рис. 2.2, состоят из корпуса и муфтовой подвески. В теле корпуса имеется боковое отверстие, в которое ввинчивают межколонный отвод с пробковым краном и манометром для контроля за давлением в межколонном пространстве.

Такими колонными головками оборудованы многие скважины Каспийского моря и о-ва Сахалин.

Рисунок 2.2 Колонная головка с муфтовой подвеской типа ОКМ: 1-корпус; 2-муфтовая подвеска; 3-обсадные колонны

Колонные головки с клиньевой подвеской типа ОКК, приведенные на рис. 2.3, состоят из корпуса, пакерующего узла, уплотнителя и клиньевой подвески.

Рисунок 2.3 Колонная головка с клиньевой подвеской типа ОКК: 1-корпус; 2-пакерующий узел; 3-уплотнитель; 4-клиньевая подвеска; 5-обсадные колонны

Колонная головка состоит из нескольких секций: нижней, промежуточных и верхней. Обвязка обсадных колонн осуществляяется с помощью клиньевых подвесок, герметизация - с помощью пакерующего узла и уплотнителя.

Клиньевая подвеска состоит из трех клиньев, которые в сборе устанавливаются в конической расточке трубной головки фонтанной арматуры. Для проведения технологических операций каждая из колонных головок оснащена манифольдами. Для контроля давления в затрубном пространстве предусмотрен вентиль с манометром.

Колонные головки устанавливают на устье скважины последовательно, по мере спуска и цементирования обсадных колонн. Их подбирают с учетом максимального пластового давления, ожидаемого при бурении следующего за обсаженным интервалом скважины.

Конструкция оборудования позволяет восстанавливать нарушенную герметичность межколонного кольцевого пространства нагнетанием специальных паст или самотвердеющих пластиков.

§3. Фонтанные арматуры нефтяных и газовых скважин

Для освоения и пуска в эксплуатацию высоконапорных фонтанных скважин месторождений используют выпускаемую отечественными заводами фонтанную арматуру, предназначенную для герметизации устья, контроля и регулирования режима эксплуатации скважин, а также для проведения некоторых технологических операций.

Фонтанная арматура позволяет:

- проводить работы по освоению и пуску в эксплуатацию фонтанной или компрессорной (эргазлифтной) скважины;

- закачивать в скважину сжатый газ (воздух), жидкость и их смеси;

- направлять продукцию скважины в нефтегазопровод, на нефтесборные пункты, на групповые установки, в комбайны и коллекторы;

- регулировать отбор продукции из скважины;

- замерять забойное, устьевое, кольцевое и затрубное давления; проводить различные исследовательские работы и геолого-технические мероприятия (по очистке подъемных труб от парафина, солей и т.д.); глушить скважину прокачкой воды или бурового раствора либо закрыть ее на определенное время.

Фонтанные арматуры подразделяются на:

- тройниковые;

- крестовые;

- V-образные.

На рис. 3.4 в качестве примера представлена фонтанная арматура крестового типа.



Рисунок 3.4 Фонтанная арматура крестового типа АФК: 1-корпус трубной головки; 2-переводная катушка; 3-подвеска НКТ; 4-фонтанная елка; 5-задвижки; 6-угловой регулируемый штуцер

Фонтанная арматура состоит из трубной головки, фонтанной елки, запорных устройств с ручным, дистанционным и автоматическим управлением и регулирующих устройств.

Трубная головка, устанавливаемая на колонную головку, предназначена для подвески одного или двух рядов подъемных труб, герметизации затрубного пространства и контроля за давлением в скважине, а также для выполнения технологических операций при освоении, эксплуатации и ремонте скважин.

Колонны подъемных труб подвешивают к фонтанной арматуре на резьбе трубной головки или на муфтовой подвеске.

Фонтанная елка, устанавливаемая на трубной головке, предназначена для транспортирования продукции скважины через манифольд в магистральные трубопроводы, перекрытия или перевода потока продукции скважины с одной струны на другую, регулирования режима эксплуатации, проведения исследовательских и ремонтных работ, измерения давления и температуры среды, а также для проведения технологических операций.

По требованию заказчика боковые струны, особенно на газовых скважинах, могут быть оборудованы двумя запорными устройствами, одно из которых (первое от ствола арматуры) запасное, а второе - рабочее. Давление контролируют манометрами. Вентиль под манометр служит для его разобщения с рабочей полостью арматуры и снижения давления до атмосферного. На промежуточных фланцах боковых отводов предусматривают отверстия под карман для термометра.

Боковые струны арматуры оканчиваются ответными фланцами для приварки к линиям манифольда. На фланцах боковых отводов трубной головки и фонтанной елки предусмотрены отверстия для подачи в затрубное пространство и ствол елки ингибиторов коррозии и гидратообразования.

В качестве запорных устройств в арматуре применяются задвижки ЗМАД и ЗМАДП с двухпластинчатым шиберным затвором с уплотнением металл по металлу, с автоматической подачей смазки в затвор. В зависимости от типа арматура может быть укомплектована задвижками с ручным, дистанционным или автоматическим управлением. Задвижки с дистанционным и автоматическим управлением - пневмоприводные (ЗМАДП) с ручным дублером.

Регулирующим устройством арматуры является регулируемый дроссель.

Для морских скважин фонтанные арматуры рекомендуется оборудовать гидравлическими задвижками и угловым дроссельным клапаном, управляемыми от гидравлической станции управления, которая размещается рядом с устьем скважины.

Боковые отводы фонтанной арматуры морских скважин рекомендуется оборудовать быстроразъемными соединениями для подключения к ним насосных агрегатов в случае аварийного глушения скважины.

Внутрискважинное оборудование

§4. Насосно-компрессорные трубы

скважина устье муфта компрессорный

При эксплуатации скважин насосно-компрессорные трубы (НКТ) играют основную роль. Они должны:

- иметь определенное поперечное сечение, обеспечивающее пропуск газа или жидкости, поднимающихся от забоя скважины;

- предохранять эксплуатационную колонну от коррозионного и эрозионного воздействия добываемой продукции и, если в скважине установлен пакер, то и от чрезмерно высокого давления.

Таким образом, к качеству НКТ предъявляются достаточно строгие требования. Часто трубы в высоконапорных газовых и газоконденсатных скважинах работают в условиях, когда требуется противостоять высоким перепадам давлений, и, следовательно, резьбы НКТ должны обеспечивать герметичное уплотнение металла по металлу. Поэтому для газовых, газоконденсатных и газоконденсатонефтяных скважин с высоким давлением необходимы НКТ с высокогерметичными резьбами и увеличеной толщиной стенки.

Отечественные заводы изготавливают НКТ (ГОСТ 633-80) двух типов: с гладкими и с высаженными наружу концами, на которых нарезают наружную резьбу и на один конец навинчивают соединительную муфту.

В условиях эксплуатации скважин на море для предотвращения отложений парафина, солей и гипса, а также для защиты от коррозии на НКТ наносят защитные покрытия. При использовании труб с покрытиями уменьшается число капитальных ремонтов газовых скважин и число текущих ремонтов нефтяных скважин, увеличивается их срок службы.

Внутреннюю поверхность НКТ покрывают жидким стеклом, эмалями, эпоксидными смолами или лаками. Наиболее распространено стеклование труб. Слой стекла на внутреннюю поверхность НКТ наносят в специальных механизированных цехах. Указанные покрытия хорошо зарекомендовали себя на практике:

- при деформации труб сохраняется целостность покрытий;

- при деформации труб сохраняется устойчивость их к истиранию.

Испытания труб на «раздавливание» показали, что лаковые покрытия при этом не разрушаются, в эпоксидных покрытиях образуются трещины, а эмаль и стекло разрушаются. По износостойкости силикатные покрытия (эмали и стекла) превосходят полимерные (смолы и лаки). Термостойкость полимерных покрытий составляет 100-150 °С, силикатных - 200-600 °С.

При фонтанной эксплуатации предельно допустимая, т. е. безопасная, глубина спуска труб (lдоп) определяется с учетом растяжения НКТ от собственного веса по следующим формулам:

для труб с высаженными наружу концами

(4.1)

для гладких труб

(4.2)

где ут - предел текучести материала труб при растяжении;

k - коэффициент запаса прочности, обычно принимаемый равным

1,3-1,5;

с - плотность материала труб;

g - ускорение свободного падения тела;

Qстр - страгивающая нагрузка для труб;

qтр - вес 1 м труб.

При насосном способе эксплуатации предельно допустимая глубина подвески колонны труб определяется по формуле

(4.3)

где qшт - вес 1 м штанги;

qж - вес 1 м столба жидкости в кольцевом пространстве между

штангой и трубой.

При спуске комбинированных колонн НКТ, а также при соединении подземного оборудования скважин, имеющего присоединительные концы с резьбой НКТ, применяют переводники.

§5. Пакеры

Важную роль при эксплуатации морских скважин играют пакеры, которые предназначены для защиты внутренней поверхности эксплуатационной колонны от абразивного и коррозионного износа. Конструкции пакеров очень разнообразны.

По способу установки пакеры подразделяются на:

- подвесные;

- с опорой на забой.

По способу приведения в рабочее состояние пакеры подразделяются на:

- механические (ПМ, тип MH фирмы «Otis»);

- гидравлико-механические (тип А19М, пакер П-УФНИИ);

- гидравлические (ПГМ 6-500, ПСС 219/168-140, ПСС 219А ВНПО «Союзгазавтоматика», ПССГ 168х21, ПССГ 89х35 ВНПО «Союзтурбогаз», тип D фирмы «Baker», тип HPP-1 фирмы «Camco»).

По способу извлечения пакеры подразделяются на:

- съемные (пакер-пробка конструкции ТатНИИ, пакер-пробка конструкции ТюменНИИгипрогаз);

- стационарно-съемные (типы ПСС, ПССГи ПССГИ) и стационарные разбуриваемые (РП-175, типы SAB и SABL фирмы «Baker»).

На шельфовых месторождениях применяются в основном импортные гидравлические пакеры НRР-1, НRР-1SР фирмы «Camcо», FН фирмы «Отис» и FН-1 фирмы «Baker», а также отечественные гидромеханические и механические пакеры ПН-ЯГМ и ПН-ЯМ (ОКБ Нефтемаш).

§6. Клапаны-отсекатели

Для обеспечения фонтанной и пожарной безопасности при эксплуатации морских скважин применяются клапаны-отсекатели, которые перекрывают колонну НКТ при аварийной ситуации (при возникновении открытого фонтана). Конструкции клапанов-отсекателей разнообразны.

По способу установки клапаны подразделяются на:

- стационарные, устанавливаемые в составе колонны НКТ;

- съемные, устанавливаемые с помощью «канатной техники» в посадочном ниппеле.

По способу управления клапаны подразделяются на:

- автономные;

- управляемые с поверхности.

По проходному сечению клапаны подразделяются на:

- полнопроходные;

- неполнопроходные;

- непроходные.

По конструкции запорного органа клапаны подразделяются на:

- диафрагменные (К 168-140 ВНПО «Союзгазавтоматика», RKA, FMA фирмы «Baker»);

- шаровые (КА ОКБ «Нефтемаш», К 89х35, К 168х21 ВНПО «Союзтурбогаз»);

- камерные (RKD фирмы «Baker»).

На рис. 6.2 представлена конструкция клапана-отсекателя КОУ-114Л.

Они обеспечивают:

- возможность одновременного бурения, эксплуатации, текущего и капитального ремонтов скважин, расположенных на одной стационарной платформе или на одной приэстакадной площадке;

- предотвращение аварии при повышении давления в наземном оборудовании скважины свыше установленной нормы, а также при повышении температуры на устье скважины свыше 70 °С (при возникновении пожара);

- местное дистанционное и автоматическое управление работой скважины.



§7. Вспомогательное оборудование

Для освоения и глушения морских скважин предназначены циркуляционные клапаны механического действия КЦМ, а для аварийного глушения - циркуляционные клапаны гидравлического действия КЦГ, которые срабатывают при расчетных давлениях, создаваемых как внутри НКТ, так и снаружи.

Для компенсации изменения длины колонны НКТ, возникающего от колебания температуры в скважине, предусмотрено телескопическое соединение. Оно предотвращает резкие изгибы труб, уменьшает вероятность пропуска в резьбовых соединениях НКТ и накопления газа в затрубном пространстве.

Для приведения пакера в рабочее состояние предназначен срезной клапан.

Для отсоединения колонны НКТ от пакера и соединения ее с пакером предназначен разъединитель колонны.

Для установки в скважине забойных клапанов-отсекателей, глухих пробок и другого глубинного оборудования и приборов предназначены посадочные ниппели, которые выпускаются полнопроходными, неполнопроходными и глухими.

§8. Газлифтные клапаны, скважинные камеры

Для подачи в газлифтную скважину ингибиторов разного назначения предусмотрен ингибиторный клапан. Газлифтные клапаны представляют собой устройства, посредством которых в скважине автоматически устанавливается или прекращается в заданный момент сообщение между колонной НКТ и затрубным пространством скважины. Они применяют для:

- снижения пускового давления газлифтных скважин;

- обеспечения плавного автоматического пуска скважин и стабильной работы их при требуемых депрессиях на пласт;

- увеличения депрессии на пласт, что приводит к увеличению отбора жидкости из скважины.

В процессе пуска скважины пусковые газлифтные клапаны должны последовательно (сверху вниз) закрываться. Для этого их настраивают так, чтобы в момент вступления в работу каждого последующего клапана предыдущий клапан закрывался. Работа скважины после завершения процесса пуска на заданном технологическом режиме осуществляется через рабочий (последний) клапан при закрытых клапанах, установленных выше.

По конструктивному исполнению клапаны, управляемые давлением нагнетаемого газа, подразделяются на уравновешенные и неуравновешенные. У уравновешенных газлифтных клапанов давление открытия клапана равно давлению закрытия, у неуравновешенных указанные давления неодинаковы.

Эффективная площадь Sэф сильфона неуравновешенного газлифтного клапана определяется по формуле

(8.4)

где Rср = (Rн+Rв) / 2;

Rн, Rв - наружный и внутренний радиусы сильфона

соответственно, мм.

Непосредственно перед открытием на клапан действуют следующие силы:

рс (8.5)

где рс - абсолютное давление азота, нагнетаемого в сильфонную камеру клапана, МПа;

рг - абсолютное давление нагнетаемого газа на глубине расположения клапана, МПа;

Sо - площадь отверстия седла клапана, м3;

Pт - абсолютное давление газоконденсатной смеси в колонне НКТ на глубине расположения клапана, МПа.

Давление нагнетаемого газа, при котором клапан открывается, определяется по формуле

, (8.6)

где R - степень неуравновешенности газлифтного клапана, выражающаяся отношением

R = Sо / Sэф. (8.7)

После открытия газлифтного клапана давление нагнетаемого газа действует на всю эффективную площадь сильфона. Баланс сил, действующих в клапане в этот момент, выражается уравнением

рс · Sэф = р'г · Sэф , (8.8)

где р'г - абсолютное давление нагнетаемого газа, при котором клапан закрывается, МПа.

Отсюда р'г = Рс, т. е. давление закрытия клапана равно давлению сжатого азота в его сильфонной камере.

Разница между давлениями открытия и закрытия клапана определяется по формуле

рг - р'г = R (рг - рт) . (8.9)

На месторождениях Каспийского моря применяются газлифтные клапаны Г-20, Г-25, 1Г-25 и Г-38. Газлифтные клапаны устанавливаются в скважинных камерах с помощью «канатной техники».

Инструменты для управления внутрискважинным оборудованием

§9. Канатная техника

В условиях морских нефтегазовых месторождений, где сокращение затрат времени и трудовых затрат на обслуживание одной скважины является весьма важным фактором, особое значение приобретает текущий ремонт фонтанных и газлифтных скважин без подъема НКТ. Этот ремонт проводится с помощью канатной техники.

Под термином «канатная техника» понимают комплекс оборудования и инструментов, необходимых для ремонтных работ в скважине, спускаемых в НКТ на проволоке, канате или тросе.

В морских нефтегазовых месторождениях работы с помощью канатной техники нередко осложняются следующими условиями:

- расположением ремонтируемых скважин на приэстакадных площадках и стационарных платформах;

- частой штормовой погодой;

- большими глубинами скважин (3000-5000 м);

- значительным искривлением ствола наклонно направленных скважин;

- большими дебитами скважин;

- содержанием механических примесей в добываемой продукции;

- отложением солей и парафина в НКТ и внутрискважинном оборудовании;

- высокими пластовыми и устьевыми давлениями.

С помощью инструментов канатной техники в скважине можно устанавливать и снимать обратный клапан, глухую пробку, различные скважинные приборы (манометры, термометры и т. д.), открывать и закрывать циркуляционные клапаны механического действия для продувки и глушения скважины; устанавливать и снимать предохранительный клапан-отсекатель, очищать НКТ от парафина и песчаной пробки.

Основными элементами канатной техники является глубинная лебедка с барабаном, на котором намотан трос, канат или проволока, устьевое оборудование (лубрикатор с превентором), а также комплект инструментов и приспособлений для управления внутрискважинным оборудованием.

§10. Инструменты и приспособления для управления внутрискважинным оборудованием

Для управления внутрискважинным оборудованием применяется комплект инструментов и приспособлений, основой которого является набор обязательного троссового инструмента (НОТИ). В него входят: гидравлический и механический ударники (яссы), грузовые штанги и ропсокеты (замки) для соединения с тросом, канатом или проволокой.

Скважины с подводным расположением устья

Различают две системы подводной установки оборудования:

- с открытым расположением оборудования устья под водой («мокрая» система);

- с закрытым оборудованием («сухая» система с атмосферным давлением).

§11. «Мокрая» система эксплуатации скважин

В системах открытого типа все устьевое оборудование находится под гидростатическим давлением, соответствующим глубине моря. Системы с открытым расположением оборудования получили значительно большее распространение, чем системы «сухого» типа. Монтаж, техническое обслуживание и ремонт оборудования открытых систем проводится манипуляторами или водолазами. Арматура для установки на подводное устье скважины отличается от обычной как размерами, так и конструктивным решением.

Фонтанная арматура для подводной эксплуатации состоит из фонтанной елки с гидравлическими задвижками, муфты для соединения елки с подводным устьем скважины, выкидных линий, направляющих и центрирующих устройств. Управление фонтанной арматурой - дистанционное (гидравлическое или электрическое).

На рис. 11.2 показана схема подводного размещения куста скважин, а на рис. 11.3 - схема подводного эксплуатационного оборудования фирмы «Ветко» (США).

Рисунок 11.2 Схема подводного размещения куста скважин: 1 - платформа; 2 - оборудование для дистанционного управления; 3 - трубопровод; 4 - выкидные линии; 5 - гидравлические линии для управления задвижками; 6 - НКТ; 7 - вертикальный вход в скважину; 8 - затрубное пространство; 9 - гидравлические задвижки; 10 - пакер



§12. «Сухая» система эксплуатации скважин

В системах закрытого типа устьевое оборудование устанавливают в специальных погружных камерах (рис. 12.4), внутри которых сохраняется либо атмосферное, либо слегка повышенное давление. Обычно камеру заполняют искусственной газовой смесью, имеющей низкий процент кислорода, что исключает возможность воспламенения газовой смеси. Конструкция сферы предусматривает применение декомпрессионной камеры для операторов при техническом обслуживания и ремонте. В остальное время подводная установка действует автоматически.

Обустройство морских месторождений

Для освоения и последующей разработки морских нефтяных и газовых месторождений обычно бурят группу (куст) наклонно направленных скважин с ограниченных площадок гидротехнических сооружений.

Этот метод бурения наклонно направленных скважин при разработке морских нефтегазовых месторождений является экономически целесообразным и способствует более рациональному обустройству морских промыслов.

§13. Эстакадный способ обустройства морских месторождений

Сущность эстакадного способа заключается в следующем. Вначале сооружается сеть магистральных эстакад с ответвлениями. Одновременно со строительством эстакад возводятся примыкающие к ним объекты: приэстакадные площадки для бурения и эксплуатации куста скважин, нефтесборные пункты, нефтяные и водяные насосные, газораспределительные будки, водоочистные установки, компрессорные станции, парки товарных резервуаров с причалами, сооружения по сбору и утилизации сточных вод, электроподстанции, базовые площадки и др.

При этом способе обустройства существует постоянная транспортная связь по эстакаде между всеми нефтепромысловыми объектами независимо от гидрометеорологического состояния моря, что ускоряет строительство скважин, сокращает сроки ввода их в эксплуатацию и ремонт, а также упрощает способ прокладки коммуникаций и уменьшает эксплуатационные расходы на содержание специализированного морского транспорта.

Сбор и транспорт продукции скважин производится в последовательности, проиллюстрированной на рис. 13.1.



Рисунок 10.1. Принципиальная схема обустройства скважин на приэстакадной площадке месторождения Нефтяные Камни: 1-скважина; 2,3-выкид; 4,7-емкость-отстойник; 5-накопительная емкость; 6-вакуум-компрессор; 8-автомат откачки; 9-насос; 10-сборная емкость

Продукция скважин направляется на АГЗУ с низким давлением, где происходит замер и сепарация газа. Газ дожимным компрессором нагнетают в приемный коллектор, а жидкость насосом, установленным на АГЗУ, направляется на УНСП в самостоятельный отстойник. Далее процесс протекает в последовательности, аналогичной описанной выше.

§14. Платформенный способ обустройства морских месторождений

Обустройство месторождений, расположенных на больших глубинах моря и удаленных от берега, осуществляется стационарными платформами. При этом максимальная экономическая эффективность достигается при предельном увеличении числа скважин на платформе.

Размеры морских платформ должны обеспечивать размещение:

- бурового и технологического оборудования для добычи, сбора и транспорта продукции скважин;

-помещений для обеспечения безопасных и комфортных условий труда и отдыха обслуживающего персонала.

Схема обустройства стационарной платформы куста скважин приведена на рис. 14.2.

Рисунок 14.2. Обустройство стационарной платформы: I-- газ; II - жидкость 1-манифольд; 2-блок сепарации и замера; 3-гребенка; 4-факел; 5-блок подачи реагента; 6-блок промышленных стоков;

Она позволяет осуществлять следующие технологические процессы:

- замер дебита каждой скважины и учет объема добычи нефти и газа всех скважин, расположенных на данной платформе;

- первую ступень сепарации нефти от газа или двухступенчатую осушку, дожатие газа до давления 10 МПа и охлаждение с доведением точки росы до плюс 5 °С;

- отделение воды и механических примесей от нефти с последующей обработкой и утилизацией песка;

- обработку нефти ингибиторами для предотвращения отложений парафина и снижения вязкости;

- откачку нефти дожимными головными насосами по подводным магистральным трубопроводам на береговые пункты обработки;

- транспортирование газа по подводному магистральному газопроводу на береговые сооружения;

- отделение конденсата и жидких фракций, транспортирование их на сушу вместе с сырой нефтью или раздельно по подводному трубопроводу;

- обработку газовых скважин ингибитором против гидратообразования;

- применение газа в газлифтных скважинах, а также его использование в качестве топлива для выработки электроэнергии;

- сброс газа на факел при аварийных ситуациях и ремонтных работах на коммуникациях;

- отделение пластовой воды от механических примесей, очистку от нефтепродуктов, обработку поверхностно-активными веществами и ингибиторами коррозии, закачку их дожимными насосами в нагнетательные скважины для поддержания пластового давления; забор морской воды, обработку антикоррозийным ингибитором и обескислороживание, использование для технического и противопожарного водоснабжения, а также закачку дожимными насосами в нагнетательные скважины для поддержания пластового давления в тех случаях, когда нельзя применять для этого пластовую воду;

- обеспечение охраны окружающей среды от загрязнения устройствами для сбора промышленных стоков и капельной нефти в местах, где возможны пропуски.

Для нормальной и бесперебойной работы описанного комплекса техники и технологии добычи на платформе должны функционировать следующие вспомогательные сооружения и оборудование: блок по выработке и обеспечению потребителей электроэнергией - газотурбинные или дизель-генераторные электростанции; комплекс оборудования и инструмента для проведения геолого-технических мероприятий и ремонта скважин; лаборатории для исследования скважин и геофизических работ; механическая мастерская для текущего ремонта оборудования; комплекс техники безопасности и охраны труда, а также аварийной эвакуации обслуживающего персонала; складские помещения и сооружения для обеспечения платформы основными материально-техническими ресурсами в течение 2-3 недель; блоки пожарных насосов, инертного газа и прочего противопожарного оборудования и инвентаря; бытовой блок для отдыха и досуга обслуживающего персонала на платформе; вертолетная площадка; блок телефонной связи и радиосвязи.

Технологические процессы добычи нефти автоматизируют с помощью серийных приборов в обычном, тропическом и виброустойчивом исполнении.

§15. Транспортировка нефти и газа с морских месторождений

Развитие добычи нефти и газа на море привело к необходимости строительства подводных морских трубопроводов различного назначения. Первые подводные трубопроводы начали прокладывать с конца 40-х и начала 1950 годов. Незначительное удаление нефтепромысловых акваторий от берега, небольшие глубины моря и потребность в трубопроводах малого диаметра предопределили технику и технологию строительства трубопроводов в эти годы. Первые трубопроводы диаметром 63-114 мм прокладывали методом протаскивания по дну моря с помощью буровой лебедки.

В дальнейшем стали применять метод укладки трубопровода с плавучих средств, с киржима. Последний из указанных методов, представленный на рис. 15.3, применяют и в настоящее время для прокладки внутрипромысловых трубопроводов.

Рисунок 10.3 Схема трубоукладочного процесса: 1-трубоукладочная баржа; 2-обетонированные трубы; 3-натяжные устройства; 4-трубопровод; 5-стингер; 6-якорная система; 7-гусеничный край; 8-буксировщик; 9-трубовоз

Ремонт морских скважин

§16. Классификация ремонтных работ

Подземным ремонтом скважин называются работы, связанные с выполнением операций по воздействию на оборудование, находящееся в скважине, скважину или прилегающие к ней участки пласта. Он подразделяется на капитальный и текущий, а также на самостоятельный вид текущего ремонта - подземный ремонт с помощью «канатной техники».

Капитальный ремонт скважин (КРС) - комплекс работ, связанных с восстановлением работоспособности обсадных колонн, цементного кольца, призабойной зоны пласта (ПЗП), ликвидацией аварий, спуском и подъемом подземного скважинного оборудования (лифтовой колонны, эксплуатационного пакера, противопесочного фильтра) путем предварительного глушения скважины и монтажа на устье противовыбросового оборудования (ПВО), а также работ с применением стационарных и мобильных установок.

Текущий ремонт скважин (ТРС) - комплекс работ, связанных с восстановлением работоспособности скважинного подземного и устьевого оборудования, и работ по изменению режима эксплуатации скважины, а также по очистке лифтовой колонны и забоя от парафино-смолистых отложений, солей и песчаных пробок без глушения и временного блокирования продуктивного пласта.

Подземный ремонт скважин с помощью «канатной техники» (ПРС) - комплекс работ, связанный с управлением (открытие - закрытие циркуляционного клапана), установкой или заменой подземного скважинного оборудования (забойного клапана-отсекателя, глухой пробки), обследования технического состояния скважин.

Текущий ремонт скважин подразделяют на планово-предупредительный (профилактический) и восстановительный.

Планово-предупредительным (профилактическим) называют ремонт скважин, заблаговременно запланированный, предусмотренный соответствующими графиками (декадными, месячными, квартальными и т. д.).

Профилактический ремонт проводят для предупреждения различных отклонений в работе скважин от установленного технологического режима эксплуатации, снижения их дебитов и полного прекращения подачи жидкости, вызванных различными неполадками в работе подземного оборудования и самой скважины.

Восстановительным ремонтом называют ремонт скважин, вызванный непредвиденным резким нарушением установленного технологического режима их эксплуатации вплоть до внезапной остановки по различным причинам (прекращение подачи электроэнергии, разрыв выкидной линии, коллектора и т.д.).

Продолжительность эксплуатации скважины (сут) от предыдущего до следующего ремонта называют межремонтным периодом (МРП). Обычно его исчисляют в среднем за квартал (полугодие, год) по отдельной скважине, цеху по добыче нефти и газа, нефтегазодобывающему управлению (НГДУ), объединению в целом и по способам эксплуатации. Отношение фактически отработанного скважиной времени к календарному, выраженному в скважино-месяцах, отработанных или числившихся, называют коэффициентом эксплуатации. При хорошей организации производства этот коэффициент достигает 0,95-0,98, а по фонтанному способу добычи нефти - 0,90-1,00.

§17. Особенности ремонта морских скважин

Технологически текущий и капитальный ремонты скважин на морских нефтепромыслах несколько отличаются от аналогичных работ в скважинах, расположенных на суше. На морских скважинах эти работы в значительной мере осложняются следующим:

- ограниченностью рабочих площадок вокруг устьев;

- значительной удаленностью от основных материально-технических баз, цехов и мастерских;

- большим числом скважин с малым расстоянием между их устьями, пробуренных с одного куста наклонно направленным способом, т. е. большой кривизной стволов скважин;

- зависимостью ремонтных работ от гидрометеорологических условий в открытом море; требованиями охраны моря от загрязнения нефтью, пластовыми водами, кислотами, щелочами и другими химическими реагентами, а также песком и грязью, пропитанных нефтью, и т. д.

Ремонтные работы в таких стесненных условиях осложняются еще и тем, что устья скважин располагаются друг от друга на расстояниях 1,5-4,0 м реже 8,0-10,0 м, а расстояния между двумя рядами скважин составляют от 2,5 до 10,0 м. Кроме того, в большинстве случаев ремонтные работы проводят в непосредственной близости от бурящихся, действующих фонтанных и газлифтных скважин, что опасно для ведения работ и может способствовать возникновению пожаров.

Ремонтные работы на морских скважинах еще более осложняются при расположении их устьев под водой на дне моря.

Скважины на морских стационарных платформах ремонтируют по плану, разработанному для каждой конкретной скважины, согласованному в установленном порядке и утвержденному руководством предприятия, производящего эти работы. В плане должен указываться порядок проведения работ, меры по безопасности, лицо, ответственное за обеспечение работ в соответствии с планом.

Нельзя проводить капитальный и текущий ремонты скважин одновременно с бурением двух скважин двумя буровыми установками с одной платформы.

Допускается одновременный капитальный и текущий ремонты скважин, находящихся в одной группе, и бурение скважины, находящейся в другой группе, при условии обеспечения при капитальном ремонте требований безопасности, предусмотренных разделом бурения «Правил по безопасному ведению работ на морских стационарных платформах».

Ремонтные работы на морских скважинах в основном сводятся к:

- глушению скважины;

- спуску и подъему НКТ;

-промывке и очистке скважин от песчаных пробок;

- интенсификации притока к забою скважин;

- изоляции притока пластовых вод.

Реже проводятся на морских скважинах работы, связанные с ликвидацией межколонных газопроявлений и негерметичности эксплуатационных колонн.

Особое место занимают возвратные работы и работы по консервации, расконсервации и ликвидации скважин.

§18. Глушение скважин

Перед ремонтом фонтанной скважины необходимо заблаговременно подготовить технологический раствор для ее глушения. Этот раствор должен иметь плотность, которую определяют, исходя из относительного давления.

Под относительным давлением ротн понимают отношение давления в пласте рпл и гидростатическому давлению в скважине ргст:

ротн = рпл / ргст (18.1)

ргст = Н вg, (18.2)

где Н - глубина скважины, м;

св -плотность воды (1000 кг/м3);

g - ускорение свободного падения (9,81 м/с2).

При ротн <1 может произойти поглощение жидкости пластом, а при ротн << 1 - полная потеря циркуляции. При этом, в связи со снижением уровня промывочной жидкости в скважине, могут возникнуть различные осложнения, такие, как сужение ствола, обвалы и осыпи вышележащих пород.

При ротн >1 может происходить разгазирование раствора, перелив нефти и воды, а при значительном превышении ротн >>1 - газовые, нефтяные и водяные выбросы и фонтаны.

При ротн = 1 создаются наиболее благоприятные условия для работы в скважине.

Для глушения скважин применяются различные технологические растворы:

-растворы на основе барритов, глин, солей;

- жидкости на углеводородной основе (конденсат, нефть, эмульсии) или пенные системы.

Необходимо, чтобы технологические растворы позволяли изменять плотность промывочной жидкости в широких пределах и обладали относительно низкой водоотдачей, а также, чтобы при проникновении в призабойную зону скважин эти растворы сохраняли гидропроводность пласта и облегчали освоение скважин после их ремонта.

§19. Извлечение насосно-компрессорных труб

Прежде чем начать подъем колонны НКТ, необходимо убедиться в том, что они не прихвачены. Это особенно важно при ремонте глубоких и наклонно-направленных скважин. Прихват труб определяют по индикатору веса.

При подъеме НКТ из скважины нужно соблюдать следующие правила:

- первую трубу поднимают при помощи специального подъемного патрубка;

- при ремонте глубоких скважин необходимо применять подъемный патрубок с термообработанным резьбовым концом;

- при подъеме колонны НКТ нельзя допускать резких переходов с одной скорости подъема на другую и превышения нагрузки более 20 % собственного веса колонны;

- не рекомендуется ударять молотком по муфте для ослабления резьбового соединения перед отвинчиванием труб.

§20. Способы ликвидации песчаных пробок в скважинах

Песчаные пробки в морских скважинах ликвидируют промывкой их буровыми растворами, водой, нефтью, газожидкостными смесями, пенами, продувкой воздухом. При этом используют как прямую, так и обратную промывку. Лучше всего эти работы проводить с помощью гибкой трубы колтюбинговой установки.

Прямой промывкой скважин от песчаных пробок называют процесс удаления из них песка нагнетанием промывочной жидкости в спущенные трубы и выносом размытой породы жидкостью через затрубное пространство.

Для повышения эффективности разрыхления пробок на конец колонны НКТ навинчивают различные приспособления, представляющие собой короткие патрубки (мундштуки) со срезанным косо концом (тип перо), с закругленным концом (тип карандаш) с проходным сечением от 12 до 37 мм, с фрезером на конце, комбинированные (фрезер-карандаш).

Обратной промывкой скважин от песчаных пробок называют процесс удаления песка из скважин нагнетанием промывочной жидкости в затрубное пространство и выносом размытой породы через промывочные трубы. При этом, благодаря меньшему сечению, в них создаются большие скорости восходящего потока, что обеспечивает лучший вынос песка. Для обратной промывки устье скважины оборудуют сальником, резиновые уплотнения которого под воздействием давления промывочной жидкости расширяются и герметизируют затрубное пространство.

§21. Возвратные работы

Возвратными называют работы, необходимые для перевода скважин с одного эксплуатируемого объекта (пласта) на другой, залегающего ниже или выше данного, разработка которого по тем или иным причинам в этой скважине прекращается (временно или навсегда).

Возвратные работы проводятся на многопластовых нефтегазовых месторождениях для более полного охвата разработкой всех залежей и более рационального использования фонда действующих скважин.

Возврат скважин на эксплуатацию ниже- и вышележащих пластов осуществляют, в основном, при истощении или малодебитности эксплуатируемого пласта, его полного обводнения контурной водой, а также в том случае, если по каким-либо причинам газовый фактор превышает оптимальный для данной залежи.

Возврат скважины на другие залежи по техническим причинам допускается в следующих случаях:

- если нет возможности осуществить в ней изоляционные работы по прекращению притока посторонних вод;

- если дальнейшая эксплуатация скважины затруднена из-за дефектов в обсадной колонне и невозможности их устранения;

- если в скважине произошли сложные аварии, ликвидация которых невозможна или экономически нецелесообразна.

Одна из главных причин возврата скважины на эксплуатацию другого пласта - истощение разрабатываемого пласта, когда суточный ее дебит достигает предела рентабельности. Этот предел определяется уровнем себестоимости добычи нефти, учитывающей возмещение всех издержек производства при действующих оптовых ценах на нефть и нефтепродукты.

Решение о нерентабельности дальнейшей эксплуатации скважины данного пласта из-за ее малодебитности по нефти и газу можно принимать лишь после применения в ней всего известного комплекса мероприятий по повышению нефтегазоотдачи.

Возврат на вышележащий горизонт существляется путем установки цементного моста над оставляемым объектом. При этом основное внимание уделяют изоляции оставляемого горизонта от проникновения воды. После установления цементного стакана на заданной глубине скважину обязательно испытывают на герметичность опрессовкой или снижением уровня жидкости.

Возврат на нижележащий горизонт осуществляется путем цементирования оставляемого пласта под давлением через отверстия фильтра. Затем цементный стакан разбуривают до необходимой глубины и испытывают колонну на герметичность.

§22. Изоляция притока пластовых вод и закрепление призабойной зоны пласта

Работы по изоляции притока пластовых вод и закрепления ПЗП проводятся аналогично работам, проводимым на суше.

Для изоляции пластовых вод используются различные селективные изоляционные материалы, например, композиция из ацетона, стиромали и кремнийорганической жидкости АКОР-Б100. Вместо АКОР-Б100 можно использовать водоизолирующие составы ВИС-1, ВИС-2 или ВИС-3.

Для повышения надежности изоляции водопритока в скважинах устанавливаются водоизоляционные экраны путем закачки в пласт селективной изоляционной композиции на основе модификатора с гидрофобной кремнийорганической жидкостью или на основе этилсиликатов с гидрофобной кремнийорганической жидкостью.

Для закрепления скелета пород используются различные закрепляющие материалы, например, композиция из раствора хлористого кальция, кубовых остатков фурилового спирта (КОФС) и конденсата или состав из алкилрезорциноформальдегидной смолы (ФР-100), параформа (механической смеси параформальдегида и древесной муки) и бикарбоната натрия (наполнителя).

§23. Консервация морских скважин

Скважину консервируют таким образом, чтобы была обеспечена возможность повторного ввода ее в эксплуатацию или проведения в ней ремонтных и других работ. Нельзя консервировать скважины с межколонными пропусками газа, консервация такой скважины допускается только после ликвидации пропуска газа.

При консервации скважин с подводным расположением устья после осуществления мероприятий по консервации ствола скважины производится подъем блока подводного противовыбросового оборудования (ПВО) на плавучую буровую установку. Подводное устье оборудуется специальной каптажной головкой, обеспечивающей надежную герметизацию устья скважины и восстановление циркуляции при расконсервации. Опорная плита консервируемой скважины оборудуется гидроакустическим маяком с всплывающим маркировочным буем, позволяющим определить местоположение подводного устья законсервированной скважины.

Скважины, находящиеся в акватории моря, где отсутствуют ледовые условия, дополнительно оборудуются плавучим предостерегающим знаком с проблесковым огнем желтого цвета с дальностью видимости огня не менее двух миль.

Опорная плита консервируемой скважины, находящейся в акватории моря с ледовыми условиями, дополнительно оборудуется тросом длиной не менее 300 м, уложенным на дне моря в строго определенном направлении от подводного устья. На трос навешиваются кухтыли, чтобы можно было приподнять часть троса над дном моря.

При консервации нефтяных и газовых скважин устье оборудуется подводной фонтанной арматурой.

За МСП( морской стационарной платформой), на которой находятся законсервированные скважины, необходимо установить надзор в таком же порядке и объеме, как и за МСП, на которой находятся эксплуатируемые или бурящиеся скважины.

Для предотвращения замерзания устье и верхняя часть колонны всех консервируемых скважин на глубину 30 м заполняется незамерзающей жидкостью (соляровое масло, 30 %-ный раствор хлористого кальция, нефть и т. п.).

Оборудование надводного устья консервируемой скважины (арматура, противовыбросовое оборудование) должно быть предохранено от коррозии смазыванием солидолом, укрытием толем и т. п.

На каждой консервируемой скважине устанавливается репер; при надводном расположении устья - стальной стержень диаметром 25 мм и длиной 300 мм с приваренной стальной пластинкой размером 400х200х5 мм, на которой должны быть сделаны следующие надписи: номер скважины, наименование месторождения (площади) и организации, дата и срок консервации.

Пластинку репера устанавливают таким образом, чтобы сторона с надписью была обращена в сторону приемных мостков.

§24. Расконсервация морских скважин

Расконсервация скважин проводится по плану, согласованному и утвержденному организациями, ранее утвердившими план консервации скважин.

При расконсервации скважин с пластовым давлением, не превышающим гидростатическое, законсервированных на срок до одного года необходимо: расконсервировать арматуру, присоединить коммуникации и проверить состояние штуцеров; проверить давление в межколонном, межтрубном (кольцевом), трубном и затрубном пространствах скважины; промыть скважину жидкостью в количестве, превышающем объем скважины, и вновь проверить давление; освоить скважину.

При расконсервации скважин с пластовым давлением, не превышающим гидростатическое, законсервированных на срок более одного года необходимо: расконсервировать арматуру, присоединить коммуникации и проверить состояние штуцеров; проверить давление в скважине; установить на устье герметизирующее устройство, спустить бурильные трубы и разбурить цементный мост; освоить скважину.

При расконсервации скважин, законсервированных на любой срок с пластовыми давлениями, превышающими гидростатическое, работы следует проводить аналогичным образом.

§25. Ликвидация морских скважин

Ликвидация и консервация скважин производится в соответствии с проектной документацией, согласованной с территориальным округом Ростехнадзора, а также военизированной частью по предупреждению возникновения и ликвидации газовых и нефтяных фонтанов и утвержденной руководством объединения.

При ликвидации и консервации скважин с подводным расположением устья план должен быть также согласован с соответствующей гидрографической службой флота, рыбнадзором и бассейновой инспекцией Министерства мелиорации и водного хозяйства.

При ликвидации разведочных скважин устанавливаются цементные мосты против всех интервалов испытания, интервала установки муфты ступенчатого цементирования, в местах стыковки при секционном спуске эксплуатационной и технической колонн. Затем производится отворот не зацементированной части эксплуатационной колонны и установка цементного моста в башмаке кондуктора. Оставшаяся часть ствола заполняется незамерзающей жидкостью. Во всех ликвидируемых скважинах в последней (наименьшего диаметра) обсадной колонне, связанной с устьем скважины, должен быть установлен цементный мост высотой не менее 50 м с расположением верха цементного моста на уровне дна моря.

На патрубок репера диаметром 75 мм и длиной не менее 500 мм необходимо приварить стальную пластинку размером 400х200x5 мм, на которой электросваркой делают следующие надписи: номер скважины, наименование месторождения (площади) и организации, пробурившей скважину, и дата окончания бурения.

При ликвидации скважин, в которых вскрыты нефтегазоводо-проявляющие пласты, не разрешается демонтировать колонные головки. В этом случае заглушка должна быть рассчитана на давление опрессовки последней колонны.

По мере освоения промышленностью технических средств для оборудования устья скважины на дне моря устье каждой ликвидируемой скважины на действующей МСП должно быть перенесено на дно моря для того, чтобы обеспечить возможность последующей ликвидации платформы.

При ликвидации скважин с подводным расположением устья на выступающую над дном моря специальную колонную головку должна устанавливаться заглушка (глухой фланец) специальной конструкции, надежно герметизирующая устье скважины.

К работам по ликвидации скважин с подводным расположением устья предъявляются специальные требования, которые в основном сводятся к следующему.

После окончания работ по снятию ПБУ с точки бурения необходимо обследовать дно моря с точки зрения навигационной подводной опасности. Один экземпляр акта обследования и данные о местоположении подводного устья скважины должны быть представлены в соответствующую гидрографическую службу. Если на морской стационарной платформе (МСП) после ликвидации или консервации не остается скважин, находящихся в бурении и эксплуатации, то в проекте должна быть указана схема расположения средств навигационного оборудования (СНО).

Размещено на Allbest.ru