Состав буровой установки - рефераты, скачать рефераты, бесплатно рефераты

Рефераты. Состав буровой установки

ервая колонна обсадных труб (с наружным диаметром 339,7--361,99 мм) называется кондуктором и спускается, чтобы обеспечить канал для бурового раствора и предотвратить раз-мыв верхних пластов.

После того как кондуктор зацементирован, на другой КНБК через кондуктор спускают долото меньшего размера и бурят новый ствол до требуемой глубины. Глубина зависит от геологи-ческих условий и пластовых давлений. За-тем спускают и цементируют следующую колонну обсадных труб. Процесс бурения скважины и спуска обсадных труб про-должается до тех пор, пока не будет достигнута глубина за-легания нефти или газа.

Последняя колонна называется эксплуатационной.

Типичные размеры скважины и обсадных труб для района эксплуатации (т. е. где обнаружена нефть по результатам раз-ведочного бурения) приводятся в табл.

Необходимо отметить, что используются и другие сочетания размеров скважины и обсадных труб, кроме приведенных в табл.

Приведенные сочетания преобладают на Ближнем Востоке, в Северном море и Брунее.

ТИПИЧНЫЕ СОЧЕТАНИЯ ДИАМЕТРОВ СКВАЖИНЫ И ОБСАДНЫХ ТРУБ

Диаметр, мм	Колонна
скважины	обсадных труб

914,4		762	Направление I
609,6		473,1	Направление II
660,4		508
444,5		339,7	Кондуктор
311,2		244,5	Промежуточная
215,4		114,3	Эксплуатационная или эксплуатацион-ный хвостовик
215,4		127

СБОРКА КНБК И БУРИЛЬНОЙ КОЛОННЫ
Перед бурением скважины КНБК собирают на полу вышки. Вначале на долото навинчивают наддолотный переводник, за-тем соединяют УБТ и стабилизаторы. После этого КНБК спускают в скважину и подвешивают в роторе на последнем замке (на муфте) Бурильные трубы укладывают на мостках, при-легающих к буровой

Для подъема каждой бурильной трубы используют малый подъемный кран, установленный на буровой

Каждую трубу размещают сначала в шурфе для двухтрубки перед спуском ее в скважину

Ведущую трубу и ее направляющие вкладыши помещают в шурф, пробуренный рядом с шурфом для двутрубки В под-вышечном основании дня них выполнены отверстия Оба шурфа обсаживают трубами Ведущую трубу и ее направляющие вкла-дыши поднимают из своего шурфа и соединяют с бурильной трубой в шурфе для двухтрубки Всю компоновку затем подни-мают и подают к ротору для соединения с КНБК

Бурильные трубы соединяют с верхней частью УБТ с по-мощью пневматического бурового ключа и специаль-ного машинного ключа с сухарями Пневматический ключ используют для первичного свинчивания, а машинный ключ -- для окончательного крепления .После этого бурильную колонну спускают в скважину и включают ротор для передачи вращения бурильной колонне Ведущую трубу медленно опу-скают до тех пор, пока долото не достигнет забоя На поверхно-сти это заметно по уменьшению веса бурильной колонны (или, так называемая, осевая нагрузка на долото) Нагрузку определяют по индикатору веса на пульте управления бурильщика, соединенному гидравлическим шлангом с датчиком натяжения, который, в свою очередь, соединен с креплением неподвижного конца талевого каната.

Бурильщик регулирует нагрузку на долото в соответствии с требованиями программы бурения, подготавливаемой техно-логическим отделом Каждый тип породы требует различных сочетаний нагрузки на долото и частоты вращения для дости-жения максимальной проходки. Таким образом, скважину бурят при переменной осевой нагрузке на долото, вращении и промывке

Большинство ведущих труб имеет длину 12 м, что позво-ляет пробурить скважину на глубину 12 м, когда верхняя часть ведущей трубы достигает ротора

Затем скважину бурят при добавлении дополнительных труб в состав бурильной колонны (наращивание) Обычно сначала наращивают по одной трубе путем поднятия всей ведущей трубы над ротором После этого под верхней муфтой буриль-ной трубы устанавливают клинья для удерживания ее в роторе Затем ведущую трубу отсоединяют и подают к шурфу для двух-трубки, в котором ее устанавливают в муфту заранее достав-ленной в шурф бурильной трубы Пневматическим ключом, рас-положенным на дневной поверхности, сначала свинчивают трубы, а машинный ключ используют для окончательного до-крепления

Затем ведущую трубу поднимают (с помощью лебедки) и соединяют с бурильной трубой, которая удерживается в ро-торе. Наращенную бурильную колонну спускают в скважину и начинается снова процесс бурения. На рис. 1.8 представлена схема процесса наращивания.

Процесс наращивания бурильного инструмента повторяется до тех пор, пока не износится долото или не будет достигнута проектная глубина скважины. После этого всю бурильную ко-лонну извлекают из скважины.

Рис 1.8 Схема наращивания бурильного инструмента.

1 -- спуск бурильной трубы в шурф для двухтрубки, 2 -- подъем соединения с мост-ков (стеллажа) для труб, 3 -- свинчивание вертлюга и ведущей трубы с бурильной тру-бой, 4 -- посадка в муфту бурильной трубы; 5 -- наращенная бурильная колонна го това к бурению

СПУСКО-ПОДЪЕМНЫЕ ОПЕРАЦИИ
Спуско-подъемные операции включают процесс спуска бу-рильной колонны в скважину и подъема ее из скважины. Бу-рильную колонну из скважины часто поднимают для замены долота или перед спуском обсадной колонны после достижения необходимой глубины. Спуск всей бурильной колонны осуще-ствляют после замены долота или при расширении ствола и промывке ее буровым раствором.

На рис. 1.9 представлена схема последовательности опера-ций при подъеме инструмента из скважины. Процесс начина-ется с поднятия рабочей трубы над ротором, установки клиньев и отвинчивания ведущей трубы и вертлюга с верхнего соедине-ния бурильной колонны и их установки в шурф под ведущую трубу.

Бурильные трубы с помощью элеватора и лебедки подни-мают над полом вышки. Элеваторы для подъема бурильных, об-садных и насосно-компрессорных труб (НКТ) представлены на рис. 1.10, а, б, в соответственно. Элеватор представляет собой устройство типа хомута, которое защелкивается на трубе, что позволяет поднимать бурильную колонну из скважины.

Рис 1 9 Схема последовательности подъемных операций [2]-

1 -- шурф под двухтрубку, 2 -- палец, 3 -- стальная балка; 4 -- полати для верхового

рабочего

Бурильную колонну обычно извлекают комплектом из трех труб (свеча бурильных труб). Свечу бурильных труб (длиной около 28 м) поднимают над ротором и раскрепляют в замке машинными ключами и пневмораскрепителем или с помощью обратного вращения ротора. Верхнюю часть свечи принимает верховой рабочий, располагающийся на полатях, где он осво-бождает свечу из элеватора. Затем верхнюю часть свечи на-правляют за специально предназначенный для этого палец, установленный на раме для свечей (подсвечнике). До этого ра-бочий, работающий у ротора, подает конец свечи к подсвеч-нику (площадке на полу вышки), который расположен под по-латями верхового рабочего. Свободные элеваторы затем опу-скают и закрепляют на оставшейся бурильной колонне, клинья для захвата убирают из ротора и следующую свечу бурильных труб извлекают из скважины.

Этот процесс продолжается до тех пор, пока вся бурильная колонна не будет поднята из скважины и установлена в буро-вой вышке.

При спуске последовательность та же, что и при подъеме, но в обратном порядке, т. е. трубу поднимают с подсвечника с помощью элеватора. К.НБК, включающую долото и УБТ, спу-скают в скважину в первую очередь.

Когда скважина пробурена, опробована и закончена, свечи бурильных труб разбирают на отдельные трубы для передвиже-ния на новую буровую.

Рис 1 10 Элеваторы для труб

КАРОТАЖ, ОБОРУДОВАНИЕ И ЗАКАНЧИВАНИЕ СКВАЖИНЫ

После бурения скважины до проектной глубины обычно про-водят скважинные исследования (каротаж), как в открытом, так и в обсаженном стволе с помощью специальной аппара-туры, спускаемой на кабеле.

Основные дели исследования скважины в необсаженном стволе -- определение пористости, водонасыщенности и границ продуктивной зоны или зон. Эти параметры необходимы для установления количества извлекаемой нефти и времени экс-плуатации пласта. Скважинные исследования подробно из-ложены в работе. В большинстве разведочных и эксплуатационных скважин проводят текущие исследования и определяют пластовое давле-ние, тип и качество углеводородов. Эксплуатационные исследо-вания проводят для определения показателя продуктивности нефтяной или газовой скважины. Опробование испытателем пласта, спущенным на колонне бурильных труб, проводят с целью контроля скважинных эксплуатационных характери-стик, для определения видов флюида и некоторых пластовых параметров.

Заканчивание нефтяной скважины включает установку экс-плуатационного пакера, спуск колонны НКТ и перфорацию продуктивной зоны (зон). Эксплуатационный пакер устанавли-вают непосредственно над продуктивной зоной, в результате чего з-атрубное пространство изолируется от пластового давле-ния, а также ограничивается поступление жидкости в НКТ. НКТ навинчивают на подвесное устройство в колонной головке (рис. 1.15) и устанавливают в катушку колонной головки.

В районах с несколькими нефтяными пластами в одной и той же скважине нельзя допускать двойную эксплуатацию, когда две колонны НКТ спускают в разные продуктивные зоны. Таким образом, необходимо два пакера для изоляции продук-тивных зон от затрубного пространства.

К верхнему фланцу катушки головки НКТ присоединяют фонтанную арматуру (елку).

Фонтанная арматура -- это стальное устройство с полым каналом внутри, соединенное с верхней частью НКТ. Она имеет ряд клапанов для управления потоком углеводородов, посту-пающих из

скважины.

Рис. 1.15. Схема оборудования для эксплуа-тации скважины двумя колоннами НКТ:

/ -- башмак обсадной колонны диаметром 177,8 мм; 2,3 -- интервалы перфорации для длинной и корот-кой колонн НКТ; 4, 28 -- направляющий безмуфто-вый башмак диаметром 60,3 мм с резьбой типа CS для спуска приборов на кабеле; 5 -- короткий без-муфтовый переводник с резьбой типа CS; 6 -- нип-пельный переводник диаметром 60,3 мм типа XN фирмы «Отис» (имеет суженное проходное отвер-стие); 7 -- перфорированная труба-фильтр диаметром 60,3 мм; « -- труба НКТ диаметром 50,8 мм; 9, 21 -- ниппельный переводник диаметром 60,3 мм типа X фирмы «Отис»; 10, П-- НКТ диаметром 60,3 мм; // -- переводник НКТ 60,3X73 мм; 12 -- НКТ диа-метром 73 мм; 13 -- короткая колонна НКТ 60.3Х Х73 мм; 14 -- длинная колонна НКТ диаметром 73 мм; 15 -- обсадная колонна диаметром 219 мм; 16 -- подвеска потайной обсадной колонны диамет-ром 177,8 мм; 18 -- устройство типа SSD фирмы «Отис» со скользящей боковой дверцей; 19 -- секция защитных труб диаметром 60,3 мм; 20 -- башмак об-садной колонны диаметром 219 мм; 22 -- локатор (посадочный переводник) типа G-22 фирмы «Бэй-кер»; 23 -- пакер типа F-1 фирмы «Бэйкер»; 24 -- уплотнительное устройство; 25 -- безмуфтовые пер-форированные трубы диаметром 60,3 мм с резьбой; 26 -- ниппельный переводник диаметром 60,3 мм типа XN; 27 -- короткий переводник диаметром 60,3 мм; 29 -- потайная колонна диаметром 177,8 мм

Страницы: 1, 2, 3, 4, 5