Техника технология и технические средства применяемые при реконстру
..pdfQ > K 0 Q0,
Q>Kb • QB,
где Q0 - вес бурильной колонны с хвостовиком в воздухе, кН;
6 б - вес бурильной колонны в воздухе, кН; К0 и Кь - коэффициенты запаса прочности для обсадной
и бурильной колонн соответственно.
Выбор бурового оборудования осуществляется по наи большему ближайшему значению допускаемой нагрузки на крюке в соответствии с нагрузкой, указанной в технической характеристике.
Рациональные значения коэффициента Къ определяют показатели долговечности оборудования спускоподьемного механизма, а коэффициента К0 - надежность работы обору дования при спуске обсадных колонн и при ликвидации раз личного рода осложнений.
Для определения коэффициента К0 запаса прочности по обсадной колонне используется формула
К0= а + Ь(пз - а);
а = 1 -— ,
|
Ycr |
b =^р |
L, |
г в.ст |
|
где «з -коэффициент запаса |
по страгивающей нагрузке |
обсадной колонны; ^ стр - страгивающая осевая нагрузка, определяемая как
нагрузка, при которой в наиболее опасном сечении резьбово го соединения обсадной колонны напряжения достигают предела текучести;
71
а - коэффициент, учитывающий облегчение веса ко лонны при ее погружении в жидкость (буровой раствор);
Уж,Уст-удельный вес бурового раствора и материала труб;
b - коэффициент;
Рн.ст - страгивающая нагрузка в нижнем сечении; Рв.ст - страгивающая нагрузка в верхнем сечении. Значения коэффициента К0приведены в табл. 3.
Таблица 3
Значения коэффициента К0
Значения Значения коэффициента коэффициента
а
1,30 0,872/0,744
1,45 0,872/0,744
1,60 0,872/0,744
Значения коэффициента К0
sa il о 4^ |
Ь= 0,65 |
1,0432/0,9664 |
4,1502/1,1054 |
1,1032/1,0264 |
1,2477/1,2007 |
1,1632/1,0864 |
1,3452/1,3004 |
Значения коэффициентов К0 и ЛТБ целесообразно прини мать следующими [2]:
К0 = 1,25; >1,75-2,0.
Втом случае, если для вырезания «окна» в обсадной ко лонне и бурения БС используется различное буровое обору дование, то расчет по допускаемой нагрузке на крюке для каждой технологической операции проводится отдельно.
9.1.2. Выбор бурового насосного комплекса
Буровой насосный комплекс включает буровой насос с приводом, компенсаторы на входе и выходе, всасывающую
и нагнетательную системы, которые |
принимают |
участие |
в процессах всасывания и нагнетания |
бурового |
раствора, |
а также при выполнении вспомогательных работ, связанных
72
с функционированием бурового насоса, Таким образом, яв ляясь в определенной степени независимыми, системы вса сывания и нагнетания замыкаются на буровом насосе, что определяет необходимость их совместного выбора.
Широкое применение буровых трехцилиндровых насо сов одностороннего действия («триплекс») обеспечивается в силу устойчивых гидравлических характеристик и эксплуа тационных преимуществ по сравнению с двухцилиндровыми насосами двойного действия («дуплекс»). Одновременно с этим осуществлено внедрение тиристорного электропри вода, обеспечивающего регулирование подачи насосов. Сни жение частоты хода поршня по сравнению с номинальным значением приводит к снижению расхода сменных деталей и узлов и к увеличению долговечности насоса. Такая воз можность обеспечивается за счет регулируемого привода и не может быть реализована при синхронном электроприво де. Дизельный привод также обладает невысокими регулиро вочными свойствами, а дизель-гидравлический привод имеет высокие регулирующие свойства, но при этом имеет место недоиспользование установленной мощности привода.
Выбор насосной системы определяется следующими факторами:
-технологическими режимами работы забойного дви гателя и телеметрической системы с гидравлическим кана лом связи;
-потерями давления в нагнетательном коллекторе на соса и трением в механических элементах;
-потерями давления во всасывающем тракте насоса;
-видом привода, определяющего регулирующие свой ства, т.е. возможностью изменения и выбора подачи бурово го раствора.
Указанные факторы являются исходными:
-для выбора типоразмера бурового насоса и вида его привода;
73
-определения рациональных параметров и режимов эксплуатация всасывающих систем буровых насосов.
Потеря давления во всасывающей и нагнетательной сис темах бурового насоса определяется:
-потерями давления на преодоление инерции прокачи ваемого раствора (инерционные потери давления);
-потерями давления на преодоление трения и различ ного рода сопротивлений в гидравлическом тракте;
-потерями давления на преодоление упругости паров прокачиваемой жидкости.
Выбор рациональных режимов нагружения бурового на соса в комплекте буровой установки (подъемного агрегата)
взависимости от параметров всасывающей системы опреде ляется:
-давлением и подачей буровых насосов;
-плотностью и температурой бурового раствора. Рациональные режимы нагружения буровых насосов ус
танавливаются на основе сравнительного анализа системы таким образом, чтобы исключить отставание поступающего
вцилиндры бурового раствора от поршня при его движении
вцикле всасывания. При движении раствора из заборной ем кости к поверхности поршня постоянно действуют факторы, препятствующие этому процессу: скорость потока, силы тре ния и сопротивления, упругость паров прокачиваемой жид кости и ее инерция.
Скорости поршня, влияющие на гидравлические потери давления, также достаточно высоки. Значения скорости и ус
корения поршня и раствора достигают высоких значений в насосах «триплекс», имеющих повышенную частоту хода поршня по сравнению с насосами «дуплекс» (в 2-2,5 раза выше).
Паспортная мощность буровых трехцилиндровых насо сов одностороннего действия реализуется на высоких скоро стях, что приводит к существенным потерям давления на
74
преодоление инерции прокачиваемого раствора и к увели ченному расходу сменных деталей и уплотнительных уст ройств гидравлической части насоса.
Гидравлическая мощность бурового насоса определяет ся из выражения
к = е„ • рт
где Nr - гидравлическая мощность бурового насоса, Вт; <2 „ - подача насоса, м3/с; Р„ - давление жидкости на выходе из насоса, МПа.
Мощность, потребляемая буровым насосом, определяет ся по формуле
где N„ - мощность, потребляемая буровым насосом, Вт; т|н - общий КПД насосного агрегата.
Для проведения практических расчетов т)„ принимается равным 0,8.
Насосная система должна иметь резервный буровой на сос для проведения промывки БС с повышенным расходом промывочной жидкости.
Рекомендации для выбора режима загрузки буровых насосов
Для обеспечения заданной изготовителем долговечности силовых элементов насоса коэффициент загрузки по давле нию рекомендуется принимать: для насосов «дуплекс» - 0,64-0,70; для насосов «триплекс» - 0,81.
Скоростной режим бурового насоса определяется в ос новном требованиями рациональной долговечности сменных деталей (узлов) гидравлической части насоса, а также пара метрами и режимами нагружения всасывающей системы на соса, при этом коэффициент скорости (частоты хода поршня) рекомендуется принимать: для насосов «дуплекс» - 0,8- 1,0; для насосов «триплекс» - 0,4-06.
75
В целом загрузку бурового насоса по мощности при его длительной работе рекомендуется принимать: для насосов «дуплекс» - 0,5-0,7; для насосов «триплекс» - 0,4-0,5.
9.2. Оснащенность буровых установок (подъемных агрегатов)
Буровая установка (подъемный агрегат) должна быть укомплектована:
-ограничителем высоты подъема талевого блока;
-ограничителем допускаемой нагрузки на крюке;
-блокирующими устройствами по отключению приво да буровых насосов при превышении давления в нагнета тельном трубопроводе на 10-15 % выше максимального ра бочего давления насосов для соответствующей цилиндровой втулки;
-станцией (приборами) контроля параметров бурения;
-приемным мостом с горизонтальным участком длиной не менее 10 м, шириной не менее 2 м и стеллажами;
-механизмами для приготовления, обработки, утяжеле ния, очистки, дегазации и перемешивания бурового раствора, сбора шлама и отработанной промывочной жидкости при безамбарном бурении;
-устройством для осушки воздуха, подаваемого в пнев мосистему управления буровой установки (подъемный агрегат);
-успокоителем ходового конца талевого каната;
-приспособлением (поясом) для А-образных мачт и вы шек с открытой передней гранью, предотвращающим паде ние устанавливаемых (установленных) за палец свечей;
-приемными емкостями с общим объемом не менее
40 м3;
-градуированной мерной емкостью с уровнемером для контролируемого долива скважины.
76
Резервный запас бурового раствора должен находиться на скважине или на растворном узле.
Буровые установки (подъемные агрегаты), в том числе импортные, должны быть выполнены во взрывозащищенном варианте.
Буровые установки (подъемные агрегаты) должны ос нащаться верхним приводом при бурении горизонтального участка бокового ствола скважины длиной более 300 м в сква жинах глубиной по вертикали более 3000 м.
Верхний силовой привод должен быть совместим со средствами механизации спуско-подъемных операций.
Элементы верхнего привода (направляющие балки, мо дуль исполнительных механизмов и т.д.) не должны созда вать помех для ведения других технологических операций.
Грузоподъемность верхнего привода должна соответст вовать грузоподъемности буровой установки.
Конструкция верхнего привода должна предусматривать наличие системы противофонтанной арматуры, датчиков по ложения исполнительных механизмов, скорости вращения стволовой части и момента вращения.
В состав наземного оборудования буровых установок должны входить блоки очистки и приготовления бурового раствора отечественного или импортного производства.
Блок очистки и приготовления бурового раствора ком плектуется:
-линейным виброситом;
-пескоотделителем;
-илоотделителем;
-центрифугой в случае применения телесистемы с гид равлическим каналом связи;
-приемной воронкой.
Пропускная способность блока - 22 л/с. Объем емко стей - 22-35 м3. Высота устья скважины - 1,8-2,0 м.
77
Блок очистки и приготовления бурового раствора может оснащаться дополнительной приемной емкостью объемом до 6 м3 и высотой 0,8- 1,5 м с бессальниковым насосом.
Возможно применение автономных мобильных насос ных установок с системой очистки бурового раствора, кото рая предназначена для подачи бурового раствора под дав лением в скважину с целью привода забойного двигателя и обеспечения циркуляции, а также для очистки раствора от выбуренной породы в процессе бурения.
Данная установка применима для работы телесистем с кабельным каналом связи и с электромагнитным каналом связи.
Для работы телесистем с гидравлическим каналом связи буровые насосы должны иметь компенсаторы, эффективно снижающие уровень насосных помех.
9.3. Оборудование устья скважины
При проведении |
работ по реконструкции скважины, |
а при необходимости |
- и исследовательских работ, устье |
скважины должно быть оборудовано противовыбросовым оборудованием. Устье скважины вместе с ПВО должно быть опрессовано на давление, превышающее на 10 % максималь но возможное пластовое давление во вскрытом стратиграфи ческом разрезе, но не выше давления опрессовки эксплуата ционной колонны.
Выбор оборудования устанавливается проектом приме нительно к характеру и видам планируемых работ по рекон струкции скважины с учетом обеспечения безопасности в процессе проходки нового ствола (ПБ 08-624-03) [34].
При проведении работ по ремонту скважины путем бу рения БС с возможным газонефтепроявлением устье на пери од ремонта должно быть оснащено противовыбросовым обо рудованием. Схема установки и обвязки противовыбросового оборудования разрабатывается организацией-подрядчиком
78
и согласовывается с территориальными органами Ростехнад зора и противофонтанной службой. После установки проти вовыбросового оборудования скважина опрессовывается на максимально ожидаемое давление, но не выше давления оп рессовки эксплуатационной колонны.
Ремонт скважины путем бурения БС, где исключена возможность газонефтепроявления (месторождение на позд ней стадии разработки, аномально низкие пластовые давле ния на нефтяных месторождениях с незначительным газовым фактором и др.), разрешается проводить без превенторной установки. Типовая схема оборудования устья таких скважин (подвесной фланец с прикрепленным уплотнительным коль цом с задвижкой и патрубком или другие варианты) должна быть согласована с территориальными органами Ростехнад зора и противофонтанной службой.
9.4. Схема размещения наземного оборудования
Строительство БС начинается с подготовки рабочей площадки и фундаментов для расстановки буровой установ ки (подъемного агрегата). Площадка подсыпается песком и выравнивается. Соседние скважины останавливаются и на крываются специальными защитными экранами (от попада ния грязи и падения на них мелких предметов). Если работам мешают станки-качалки или кабельная эстакада, то они де монтируются.
Примерная схема расположения комплекта оборудова ния 100-тонного подъемного агрегата и элементов очистки бурового раствора приведена на рис. 17.
Конкретная расстановка комплекта оборудования зави сит от расположения на территории кустовой площадки обо рудования по добыче нефти, ЛЭП и других коммуникаций.
Основные требования, предъявляемые к комплекту бу рового оборудования:
79
-грузоподъемность подъемника не менее 100 т, высота мачты 34 м;
-буровой насос производительностью не менее 18 л/с при давлении 10,0-12,0 МПа;
-система очистки не менее трех ступеней, позволяю
щая удалять частицы выбуренной породы диаметром до 2 0 мкм (в циркуляционной системе необходима установка магнитных ловителей стружки);
Рис. 17. Примерная схема расположения комплекта оборудования 100-тонного агрегата при бурении боковых стволов: 1 - прием ный мост; 2 - стеллажи для труб; 3 - рабочая площадка; 4 - мо бильный подъемник; 5 - желоб сливной; 6, 7 - ранее пробуренные скважины; 8 - оттяжки ветровые; 9 - выкидные линии ПВО; 10 - блок дросселирования ПВО; 11 - пост фиксации плашек ППГ; 12 - пульт гидроуправления ПВО; 13 - блок очистки и дегазации; 14 - бункер-шламоприемник; 15 - блок емкостной; 16 - насосный блок; / 7 - дизель-энергоблок; 18 - водокомпрессорный блок; 19-
площадка ГСМ
80