Выкидную линию от регулируемого штуцера следует соединять либо с газовым сепаратором, либо с факельной линией.
Выкидной патрубок штуцера снабжен фланцем размером 65 мм, рассчитанным на давление до 70 МПа. К штуцеру прилагаются два манометра для измерения давления до 70 МПа, два предохранительных устройства мембранного типа, два гидравлических рукава по 15 м каждый, контрольная панель для определения давления перед штуцером.
Фирма "Свако" выпускает регулируемый штуцер для условий сероводородных проявлений. Принцип работы и конструкция его почти не отличаются от описанного штуцера. Однако штуцер, используемый при сероводородных проявлениях, имеет большие размеры.
Управляют штуцером с помощью отдельного пульта, обычно устанавливаемого на полу буровой; иногда пульт выносят за пределы буровой. Контрольная панель пульта имеет пусковой рычаг, главный клапан подачи воздуха, указатель положения штуцера, манометры, счетчик числа ходов насоса. Ниже контрольной панели помещаются: гидравлический насос, резервуар для масла к насосу и аварийный ручной насос.
Пусковой рычаг обычно находится в положении "стоп" и передвигается в положение "закрыть" или "открыть", когда необходимо. Пружинный пусковой рычаг быстро возвращается в положение "стоп" после выключения. Гидравлический регулятор (игольчатый клапан) служит для уменьшения скорости регулирования живого сечения штуцера.
Клапан "подача воздуха” на левой стороне контрольной панели регулирует подачу воздуха к гидравлическому насосу пневматического действия и к указателю положения штуцера. Требуется около 0,18 МПа для работы этой системы, однако устойчивая и надежная работа обеспечивается при давлении поступающего воздуха 0,35 МПа.
Максимальный расход через регулируемый штуцер фирмы "Свако" около 250 л/с.
Рассмотрим технологическую схему взаимодействия основного оборудования, обеспечивающего промывку ствола скважины (см. рис. 4.5.4). Буровой раствор из приемной емкости 1 циркуляционной системы подается подпорным центробежным насосом 2 на прием бурового насоса 3, после чего по нагнетательной линии 4 -- в бурильную колонну 5. Очистив забой скважины, поток бурового раствора поднимается вместе со шламом по кольцевому пространству через превентор 7 к устью скважины.
В случае промывки при равновесном и несбалансированном давлении в стволе скважины, когда устье оборудовано вращающимся превентором 6, необходимости создания постоянного противодавления на устье с целью уменьшения скорости поступления пластового флюида поток бурового раствора направляют через сменный штуцер 9 и далее либо к газовому сепаратору, либо на факельное устройство.
Рисунок 4.5.4 - Технологическая схема промывки скважины
При пульсирующих изменениях давления в скважине поток направляют через регулируемый штуцер 10, который позволяет стабилизировать противодавление на устье. Наиболее предпочтительно применение регулируемого штуцера в период задавливания скважины перед подъемом отработанного долота.
Так как регулируемый штуцер в лучшем случае беспрерывно может работать лишь несколько часов, его стремятся использовать при острой необходимости.
После штуцерного манифольда 8 поток бурового раствора при нормальном содержании газа направляется в газовый сепаратор, а при весьма большом -- сразу на факельную установку. Практически всегда стремятся обработать выходящий из скважины буровой раствор в газовом сепараторе.
Газовый сепаратор
Обычная схема дегазации бурового раствора при интенсивном поступлении газа (например, при несбалансированном давлении в скважине) такова. Газожидкостный поток из скважины, дойдя до вращающегося превентора, через регулируемый штуцер и герметичные манифольды поступает в газовый сепаратор, где из раствора выделяется основной объем газа. Очищенный от свободного газа раствор поступает на вибросито и собирается в первой емкости циркуляционной системы. Дальнейшая очистка раствора от газа осуществляется с помощью специального аппарата-дегазатора. Окончательная дегазация происходит в промежуточных емкостях циркуляционной системы с помощью механических перемешивателей.
Газовый сепаратор (см рис. 4.5.5), используемый в качестве первой ступени очистки бурового раствора от газа, представляет собой герметичный сосуд сравнительно большого объема, оборудованный системой манифольдов, клапанов и приборов.
Рисунок 4.5.5 - Схема газового сепаратора
Буровой раствор из скважины через вращающийся превентор и регулируемый штуцер по закрытому манифольду поступает по тангенциальному вводу 7 в полость газового сепаратора 1, где скорость потока резко снижается. В результате действия инерционного и гравитационного полей происходит интенсивное выделение из бурового раствора газа, который скапливается в верхней части сепаратора и отводится по трубопроводу 5 на факел.
Буровой раствор, очищенный от свободного газа, собирается в нижней части сепаратора, откуда он подается по линии 2 для очистки от шлама на вибросито.
Современные газовые сепараторы вместимостью 1 -- 4 м3 рассчитаны на давление до 1,6 МПа и устанавливаются непосредственно над первой емкостью циркуляционной системы.
Они оборудуются предохранительным клапаном 6, регулятором уровня бурового раствора поплавкового типа 3 и эжекторным устройством 11 для продувки и очистки сепаратора от накопившегося шлама.
Эжекторное устройство работает следующим образом. Воду, а в зимнее время пар пропускают через штуцер эжектора 11, в результате чего в сбросовом патрубке газосепаратора создается разрежение. При открытой сбросовой задвижке 10 скопившийся на дне газового сепаратора шлам 9 вместе с частью бурового раствора устремляется в камеру эжекторного смесителя, подхватывается потоком воды (или пара) и выбрасывается из сепаратора наружу. После очистки полости сепаратора сбросовую задвижку 10 закрывают. Для контроля за давлением внутри сепаратора газовая часть его полости оборудуется манометром 4.
В период интенсивных газопроявлений и задавливания пластов буровым раствором в процессе газового выброса, когда сепаратор не в состоянии обеспечить разделение газожидкостного высокоскоростного потока, поток из скважины направляют непосредственно на факел. Однако такие ситуации очень редки и считаются аварийными.
Регулятор уровня раствора 3 в полости сепаратора предназначен для того, чтобы исключить попадание газа в сливной патрубок 2 очищенного раствора, так как создаются условия для его постоянного затопленного состояния с помощью поплавка 8.
Очищенный от свободного газа буровой раствор обычно поступает на вибросито. Однако при наличии в растворе токсичного газа, например сероводорода, поток из сепаратора по закрытому трубопроводу сразу подается на дегазатор для очистки от газа. В этом случае только после окончательной дегазации раствор очищают от шлама.
В качестве второй ступени очистки раствора от газа часто применяют дегазаторы, которые условно классифицируют на следующие типы: по значению давления в камере -- вакуумные и атмосферные; по способу подачи газированного бурового раствора в камеру -- на гравитационные, эжекторные и центробежные. При центробежной подаче бурового раствора используют, как правило, самопродувающиеся центробежные насосы. В вакуумных дегазаторах иногда применяют самозаполняющиеся центробежные насосы.
Наибольшее распространение в отечественной и зарубежной практике получили вакуумные дегазаторы с эжекторной и центробежной подачей газированного бурового раствора.
Разрежение в полости таких дегазаторов создается вакуумным насосом и эжектором. Газированный раствор подается в камеру дегазаторов обычно за счет разности давлений между атмосферой и вакуумированной камерой. Это не самый эффективный, но очень надежный способ подачи бурового раствора в дегазатор. Обычные центробежные насосы для этой цели непригодны вследствие способности "запираться" газовыми пробками.
Степень вакуума в камере дегазаторов является наиболее важным технологическим фактором дегазации и определяется не только разрежением в камере эжектора и техническими возможностями вакуум-насосов, но и, прежде всего, высотой всасывающей линии. Она должна быть такой, чтобы в камере дегазатора обеспечивался вакуум 0,03 МПа.
Другим важным фактором, влияющим на глубину дегазации бурового раствора в дегазаторе, является длительность нахождения раствора в камере. Чем выше скорость циркуляции раствора в камере дегазатора, тем меньше времени раствор находится в ней и, следовательно, хуже дегазируется. Для улучшения дегазации необходимо уменьшать скорость циркуляции бурового раствора. Так, при циркуляции 24 л/с дегазация каждой порции раствора в аппарате вакуумного типа будет длиться 25 с, а при 48 л/с -- около 12 с. Практически полная дегазация бурового раствора в аппаратах вакуумного типа происходит за 10 -- 20 с.
Обычно с помощью газового сепаратора удается выделять из бурового раствора десятки кубических метров газа в минуту. Так что на вторую ступень дегазации -- в дегазатор -- поступает буровой раствор с содержанием газа не более 20 %. Некоторые типы вакуумных дегазаторов обеспечивают скорость извлечения газа 0,1 -- 0,25 м3/мин, пропуская 1-3 м3 бурового раствора в минуту. В худшем случае остаточное содержание газа в буровом растворе после обработки в дегазаторе не превышает 2 %.
Заключение
В данном курсовом проекте представлена технология бурения скважин на равновесии, при сбалансированном давлении «скважина - пласт», а так же необходимое для проведения данного технологического процесса оборудование. Описаны возможные осложнения при бурении эксплуатационной скважины на Ярактинском нефтегазокондесатном месторождении, мероприятия по их предупреждению. С учетом геологической характеристики разреза разработана конструкция скважины. Рассчитана гидравлическая программа скважины, по результатам которой были определены следующие параметры: расход бурового раствора, выбор ВЗД, тип бурового насоса и диаметр втулок, определение потерь давления внутри бурильной колонны, в наземной обвязке, в кольцевом пространстве, в долоте, выявление возможности применения гидромониторного эффекта, количество и диаметр гидромониторных насадок долота.
Направление дальнейшей работы заключается в разработке и применении новейших методов и средств, с помощью которых можно повысить скорость проводки ствола скважины, а так же качество вскрываемых продуктивных пластов с использованием техники и технологии бурения на равновесии.
Список используемых источников
1. Заливин В.Г. «Осложнения при бурении нефтегазовых скважин»: учебное пособие / В. Г. Заливин. - Иркутск: Изд-во ИрГТУ, 2013. - 247 с.
2. Заливин В.Г. «Учебное пособие по курсовому проектированию» по дисциплине: Осложения и аварии при бурении нефтяных и газовых скважин Иркутск: Изд-во ИрГТУ, 2007. - 47 с.
3. Федеральные нормы и правила в области промышленной безопасности «Правила безопасности в нефтяной и газовой промышленности». Серия 08. Выпуск 19. -- М.: Закрытое акционерное общество «Научно-технический центр исследований проблем промышленной безопасности», 2013. -- 288 с.
4. Ганджумян Р.А., Калинин А.Г., Сердюк Н.И. «Расчеты в бурении: справ пособие». М.: РГГРУ, 2007 - 668 с.
5. Калинин А.Г., Гунджумян Р.А., Мессер А.Г. «Справочник инженера-технолога по бурению глубоких скважин». М.: ООО «Недра-Бизнесцентр», 2005 г. - 808 с.
6. Заливин В.Г. «Аварии при бурении нефтегазовых скважин»: учебное пособие / В. Г. Заливин. - Иркутск: Изд-во ИРНИТУ, 2015. - 280 с.
7. В.М. Винниченко, А.Е. Гончаров, Н.Н.Максименко « Предупреждение и ликвидация осложнений и аварий при бурении разведочных скважин». М.Недра, 1991
8. ИРНИТУ СТО 005-2015. Система менеджмента качества. Учебно-методическая деятельность. Оформление курсовых и дипломных проектов (работ) технических специальностей. Иркутск: Изд-во ИрГТУ, 2015 - 39 с.
9. Каменских С.В., «Осложнения и аварии при бурении нефтяных и газовых скважин», Учебное пособие для вузов/ С.В.Каменских, А.С.Фоминых.- Ухта : УГТУ, 2010.
10. Басарыгин Ю.М., Булатов А.И., Проселков Ю.М. «Осложнения и аварии при бурении нефтяных и газовых скважин». Учебное пособие для вузов. М.: ООО «Недра-Бизнесцентр», 2006
11. Ганджумян Р.А., Калинин А.Г., Никитин Б.А. «Инженерные расчеты при бурении глубоких скважин: справ пособие». М.: НЕДРА, 2010 - 487 с.
12. СТО ИрГТУ.005-2015. Система менеджмента качества. Учебно-методическая деятельность. Оформление курсовых и дипломных проектов (работ) технических специальностей. Иркутск: Изд-во ИрГТУ, 2015. 40 с.