книги / Техника и технология строительства боковых стволов в нефтяных и газовых скважинах
..pdf8.1.2. Выбор бурового насосного комплекса
Буровой насосный комплекс включает буровой насос с приводом, ком пенсаторы на входе и выходе, всасывающую и нагнетательную системы, которые принимают участие в процессах всасывания и нагнетания бурово го раствора, а также при выполнении вспомогательных работ, связанных с функционированием бурового насоса. Таким образом, являясь в опреде ленной степени независимыми, системы всасывания и нагнетания замыка ются на буровом насосе, что определяет необходимость их совместного вы бора.
Широкое применение буровых трехцилиндровых насосов односторонне го действия («триплекс») обеспечивается в силу устойчивых гидравлических характеристик и эксплуатационных преимуществ по сравнению с двухци линдровыми насосами двойного действия («дуплекс»). Одновременно с этим осуществлено внедрение тиристорного электропривода, обеспечиваю щего плавное регулирование подачи насосов. Снижение частоты хода поршня по сравнению с номинальным значением приводит к снижению расхода сменных деталей и узлов и к увеличению в целом долговечности насоса. Такая возможность обеспечивается за счет регулируемого привода и не может быть реализована при синхронном электроприводе. Дизельный привод также обладает невысокими регулировочными свойствами, а ди- зель-гидравлический привод имеет высокие регулирующие свойства, но при этом имеет место недоиспользование установленной мощности при вода.
Выбор насосной системы определяется следующими факторами:
—технологическими режимами работы забойного двигателя и телемет рической системы с гидравлическим каналом связи;
—потерями давления в нагнетательном коллекторе насоса и трением в механических элементах;
—потерями давления во всасывающем тракте насоса;
—видом привода, определяющего регулирующие свойства, т. е. возмож ностью изменения и выбора подачи бурового раствора.
Указанные факторы являются исходными для:
—выбора типоразмера бурового насоса и вида его привода;
—определения рациональных параметров и режимов эксплуатации вса
сывающих систем буровых насосов.
Потери давления во всасывающей и нагнетательной системах бурового
насоса определяются:
— потерями давления на преодоление инерции прокачиваемого раство ра — инерционные потери давления;
—потерями давления на преодоление трения и различного рода сопро тивлений в гидравлическом тракте;
— потерями давления на преодоление упругости паров прокачиваемой
жидкости.
Выбор рациональных режимов нагружения бурового насоса в комплекте буровой установки (подъемного агрегата) в зависимости от параметров вса сывающей системы определяется:
—давлением и подачей буровых насосов;
—плотностью и температурой бурового раствора.
Рациональные режимы нагружения буровых насосов устанавливаются на основе сравнительного анализа системы таким образом, чтобы исключить отставание поступающего в цилиндры бурового раствора от поршня^ при его движении в цикле всасывания. При движении раствора из заборной ем
кости к поверхности поршня действуют постоянно факторы, мешающие этому процессу: скорость потока, силы трения и сопротивления, упругость паров прокачиваемой жидкости и ее инерция.
Скорости движения поршня, влияющие на гидравлические потери дав ления, также достаточно высоки. Значения скорости и ускорения поршня и раствора достигают высоких значений в насосах «триплекс», имеющих по вышенную частоту хода поршня, по сравнению с насосами «дуплекс» (в 2—
2,5 раза выше).
Паспортная мощность буровых трехцилиндровых насосов односторон него действия реализуется при высоких скоростях, что приводит к сущест венным потерям давления на преодоление инерции прокачиваемого рас твора и к увеличенному расходу сменных деталей и уплотнительных уст ройств гидравлической части насоса.
Гидравлическая мощность бурового насоса определяется по формуле:
Nr = QH’PH, |
(8-7) |
где Nr — гидравлическая мощность бурового насоса, Вт; QH— подача насо са, м3/с; Рн — давление жидкости на выходе из насоса, МПа.
Мощность, потребляемая буровым насосом, определяется по формуле
Nn = ~ > |
(8.8) |
Чн |
|
где Nn — мощность, потребляемая буровым насосом, Вт; г|н — общий к.п.д. насосного агрегата.
Для провеления практических расчетов т|н принимается равным 0,8. Насосная система должна иметь резервный буровой насос для проведе
ния промывки БС с повышенным расходом промывочной жидкости.
Рекомендации для выбора режима загрузки буровых насосов. Для обеспе чения заданной изготовителем долговечности силовых агрегатов и узлов насоса коэффициент загрузки по давлению рекомендуется принимать: для насосов «дуплекс» — 0,64—0,70; для насосов «триплекс» — 0,81.
Скоростной режим бурового насоса определяется преимущественно тре бованиями рациональной долговечности сменных деталей (узлов) гидрав лической части насоса, а также параметрами и режимами нагружения вса сывающей системы насоса, при этом коэффициент скорости (частоты хода поршня) рекомендуется принимать: для насосов «дуплекс» — 0,8—1,0; для насосов «триплекс» — 0,4—0,6.
В целом загрузку бурового насоса по мощности при его длительной ра боте рекомендуется принимать: для насосов «дуплекс» — 0,5—0,7; для насо сов «триплекс» — 0,4—0,5.
8.2. Оснащенность буровых установок (подъемных агрегатов)
Буровая установка (подъемный агрегат) должна быть укомплектована:
—ограничителем высоты подъема талевого блока;
—ограничителем допустимой нагрузки на крюке;
—блокирующими устройствами по отключению привода буровых насо сов при превышении давления в нагнетательном трубопроводе на 10— 15 % выше максимального рабочего давления насосов для соответст вующего диаметра цилиндровых втулок;
—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, утяжеления, очистки, дегазации и перемешивания бурового раствора, сбора шлама и отра ботанной промывочной жидкости при безамбарном бурении;
—устройством для осушки воздуха, подаваемого в пневмосистему управ ления буровой установки (подъемным агрегатом);
—успокоителем ходового конца талевого каната;
—приспособлением (поясом) для А-образных мачт и вышек с открытой передней гранью, предотвращающим падение устанавливаемых (уста новленных) за палец свечей;
—приемными емкостями с общим объемом не менее 40 м3;
—градуированной мерной емкостью с уровнемером для контролируемо го долива скважины.
Резервный запас бурового раствора должен находиться на скважине или на растворном узле.
Буровые установки (подъемные агрегаты), в т.ч. импортные, должны быть выполнены во взрывозащищенном варианте.
Буровые установки (подъемные агрегаты) должны оснащаться верхним приводом при бурении горизонтального участка бокового ствола скважины длиной более 300 м в скважинах глубиной по вертикали более 3000 м.
Верхний силовой привод должен быть совместим со средствами механи зации спуско-подъемных операций.
Элементы верхнего привода (направляющие балки, модуль исполни тельных механизмов т. д.) не должны создавать помех для ведения других технологических операций.
Грузоподъемность верхнего привода должна соответствовать грузоподъ емности буровой установки.
Конструкция верхнего привода должна предусматривать наличие систе мы противофонтанной арматуры, датчиков положения исполнительных ме ханизмов, скорости вращения стволовой части и момента вращения.
В состав наземного оборудования буровых установок должны входить блоки очистки и приготовления бурового раствора отечественного или им портного производства.
Блок очистки и приготовления бурового раствора комплектуется:
—линейным виброситом;
—пескоотделителем;
—илоотделителем;
—центрифугой, особенно в случае применения телесистемы с гидравли ческим каналом связи;
—приемной воронкой.
Пропускная способность блока — 22 л/с. Объем емкостей — 22—35м3.
Высота устья скважины — 1,8—2,0 м.
Блок очистки и приготовления бурового раствора может оснащаться до полнительной приемной емкостью объемом до 6 м3 и высотой 0,8—1,5 м с
бессальниковым насосом.
Возможно применение автономных мобильных насосных установок с системой очистки бурового раствора, которая предназначена для подачи бурового раствора под давлением в скважину с целью привода забойного двигателя и обеспечения циркуляции, а также для очистки раствора от вы
буренной породы в процессе бурения.
Данная установка применима для работы телесистем с кабельным кана лом связи и с электромагнитным каналом связи.
Для работы телесистем с гидравлическим каналом связи буровые насосы должны иметь компенсаторы, эффективно снижающие уровень помех.
8.3. Оборудование устья скважины
При проведении работ по реконструкции скважины, а при необходимо сти и исследовательских работ, устье скважины должно быть оборудовано противовыбросовым оборудованием. Устье скважины вместе с ПВО долж но быть опрессовано на давление, превышающее на 10 % максимально воз можное пластовое давление во вскрытом стратиграфическом разрезе.
Выбор оборудования устанавливается проектом применительно к харак теру и видам планируемых работ по реконструкции скважины с учетом обеспечения безопасности в процессе проходки нового ствола (ПБ 08—
624-03).
При проведении работ по ремонту скважины путем бурения БС с воз можным газонефтепроявлением, на период ремонта устье должно быть ос нащено противовыбросовым оборудованием. Схема установки и обвязки противовыбросового оборудования разрабатывается организацией-подряд- чиком и согласовывается с территориальными органами Ростехнадзора и противофонтанной службой. После установки противовыбросового обору дования скважина опрессовывается на максимально ожидаемое давление, но не выше давления опрессовки эксплуатационной колонны.
Ремонт скважины путем бурения БС, где исключена возможность газонефтепроявления (месторождение на поздней стадии разработки, аномаль но низкие пластовые давления на нефтяных месторождениях с незначи тельным газовым фактором и др.), разрешается проводить без превенторной установки. Типовая схема оборудования устья таких скважин (подвес ной фланец с прикрепленным уплотнительным кольцом с задвижкой и патрубком или другие варианты) должна быть согласована с территориаль ными органами Ростехнадзора и противофонтанной службой.
8.4. Схема размещения наземного оборудования
Строительство БС начинается с подготовки рабочей площадки и фунда ментов для расстановки буровой установки (подъемного агрегата). Площад ка подсыпается песком и выравнивается. Соседние скважины останавлива ются и накрываются специальными защитными экранами (от попадания грязи и падения на них мелких предметов). Если работам мешают станкикачалки или кабельная эстакада, то они демонтируются.
Примерная схема расположения комплекта оборудования подъемного агрегата и элементов системы очистки бурового раствора приведена на
Конкретная расстановка комплекта оборудования зависит от расположе-
п^\Я На теРРитоРии кустовой площадки оборудования по добыче нефти, ЛЭП и других коммуникаций.
Основные требования, предъявляемые к комплекту бурового оборудова-
— грузоподъемность подъемника (не менее 100 т), высота мачты 34 м;
~ 10^—^ 2 ПР° ИЗВ0ДИТеЛЬН0СТЬЮ не менее 18 л/° ПРИ Давлении
система очистки не менее трех ступеней, позволяющая удалять части
Рис. 8.7. Примерная схема расположения комплекта оборудования подъемного агре гата при бурении боковых стволов: 1 — приемный мост; 2 — стеллажи для труб; 3 —
рабочая площадка; 4 — мобильный 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 гидро |
||
управления ПВО; 13 |
—блок |
очистки и дегазации; 14 — бункер-шламоприемник; |
|
15 —блок емкостной; |
16 —насосный блок; 17 — дизельэнергоблок; .18 — водоком |
прессорный блок; 19 — площадка ГСМ.
выбуренной породы диаметром до 20 мкм (в циркуляционной системе необходима установка магнитных уловителей стружки);
—блок хранения бурового раствора, емкостью не менее 40 м3, дегазатор;
—комплект противовыбросового оборудования, позволяющий гермети зировать устье скважины как на любом из элементов бурильной и об садной колонны, так и при отсутствии в скважине этих элементов.
Силовой привод для подъемного агрегата и насосов может быть как электрический, так и дизельный или смешанный.
Т а б л и ц а 9.1. Допустимые депрессии и внутренние давления в обсадных колоннах
Параметры обсадной |
|
Нагрузки, действующие на мост при создании |
||||||
|
колонны |
|
|
|||||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
депрессии, равной допускаемо |
внутреннего допускаемого давле |
||||
Диа |
Толщи |
Группа |
му давлению на смятие* |
|
ния ** |
|
||
|
|
|
|
|
|
|||
метр, |
на сте |
проч |
депрес |
осевая |
напряжение |
внутрен |
осевая |
напряжение |
мм |
нок, |
ности |
||||||
|
мм |
стали |
сия, |
нагруз |
сдвига при |
нее дав |
нагруз |
сдвига при |
|
|
|
МПа |
ка, кН |
высоте моста |
ление, |
ка, кН |
высоте моста |
|
|
|
|
|
1 м, МПа |
МПа |
|
1 м, МПа |
114 |
9 0 |
д |
40,0 |
290 |
4,2 |
40,0 |
290 |
1,2 |
|
7,и |
м |
74,0 |
510 |
1,7 |
79,0 |
540 |
1,8 |
127 |
9 0 |
д |
35,0 |
330 |
1,0 |
36,0 |
340 |
1,0 |
|
7,и |
м |
62,0 |
580 |
1,7 |
71,0 |
660 |
1,9 |
40 |
9,0 |
д |
30,0 |
350 |
0,9 |
32,0 |
370 |
1,0 |
1*Т\У |
12,0 |
м |
82,0 |
860 |
2,4 |
85,0 |
890 |
2,5 |
100 |
9,0 |
д |
23,0 |
410 |
0,9 |
27,0 |
480 |
1,0 |
|
12,0 |
м |
64,0 |
1020 |
2,3 |
71,0 |
ИЗО |
2,6 |
9 1Q |
9,5 |
д |
16,0 |
510 |
0,8 |
22,0 |
700 |
1,1 |
/17 |
12,5 |
м |
42,0 |
1220 |
2,0 |
57,0 |
1660 |
2,8 |
|
Примечание . коэффициент запаса прочности на смятие 1,3. **Коэффициент запаса прочности на разрыв под воздействием внутреннего давления 1,5.
глинистой корки толщиной от 3 до 12 мм градиент давления прорыва воды составляет, соответственно, 1,8—0,6 МПа на 1 м. При наличии на корке пленки нефти давление резко уменьшается. При отсутствии корки между стенкой трубы и цементным камнем прорыв воды происходит при градиен те давления свыше 7 МПа/м. Герметичность моста в значительной мере за висит также от условий и способа его установки. Например, корка при твердении цементного раствора обезвоживается, в ней появляются трещи ны. В связи с этим высоту цементного моста следует корректировать, ис пользуя следующую формулу:
и м> Рм |
(9.2) |
[АР]’ |
|
где Рм— максимальная величина перепада давления, действующего на мост при его эксплуатации, МПа; [АР\ — допустимый градиент давления проры ва флюида по зоне контакта моста со стенкой скважины, который опреде ляют в зависимости от способа установки моста и применяемых тампонаж
ных материалов, МПа.
Из значений высоты цементных мостов, определенных по формулам (9.1) и (9.2), выбирают наибольшее значение.
Ориентировочные значения [тм\ и [АР\ при установке мостов через зали вочную колонну с применением раствора из портландцемента в зависимо сти от технологии установки приведены в табл. 9.2.
Цементные мосты должны быть достаточно прочными. Практика работ показывает, что если при испытании на прочность мост не разрушается при создании на него удельной осевой нагрузки 3—6 МПа и одновремен ной промывке, то его прочностные свойства удовлетворяют условиям как
Таблица 9.2. Ориентировочные значения [т„] и [ДР| при установке мостов
Условия и технологические мероприятия по установке моста |
Ы , МПа/м |
[АР\, МПа |
В обсаженной скважине |
|
|
С применением скребков и моющих буферных жидкостей |
5 |
1 |
С применением моющих буферных жидкостей |
2 |
0,5 |
Без скребков и моющих буферных жидкостей |
1 |
0,05 |
В необсаженной скважине |
|
|
С применением скребков и моющих буферных жидкостей |
2 |
0,5 |
С применением абразивных буферных жидкостей |
1 |
0,2 |
С применением неабразивных буферных жидкостей |
1 |
0,05 |
Без буферных жидкостей |
0,5 |
0,01 |
забуривания нового ствола, так и нагружения от действия силы тяжести ко лонны труб или испытателя пластов.
При установке мостов для забуривания нового ствола к ним предъявля ется дополнительное требование по высоте. Это обусловлено тем, что проч ность верхней части Н, моста должна обеспечить возможность забуривания
нового ствола с допустимой интенсивностью искривления, а нижняя часть Н0— надежную изоляцию старого ствола.
Данное требование определяется по формуле:
нм = н, + н0 = V2D^ + H0, |
(9.3) |
где Rc — радиус искривления ствола.
Верхняя часть моста часто бывает непрочной, рыхлой за счет водоотстоя и смешивания с буровым раствором.
Опыт бурения и эксплуатации скважин показывает, что оптимальная ве личина интенсивности искривления ствола составляет Г на 10 м, что соот ветствует радиусу искривления 573 м. Величину Нд определяют из условий
(9.1) и (9.2).
В практике установки цементных мостов применяют следующ ие спо собы:
—закачивание тампонажного раствора в интервал формирования моста при уравновешивании его столбов в заливочных трубах и кольцевом пространстве (балансовый способ);
—закачивание цементного раствора в интервал установки моста под давлением;
—с использованием цементировочной желонки.
При распространенном балансовом способе в колонну заливочных труб, спущенную до глубины, соответствующей подошве моста, после промывки закачивают тампонажный раствор. Высота подъема раствора в кольцевом пространстве производится до расчетной высоты (с учетом объема труб). Затем заливочные трубы поднимают до кровли моста и прямой или обрат ной промывкой вымывают излишек тампонажного раствора.
9.2. Определение необходимых объемов цементного раствора, продавочной и буферной жидкостей
Если при установке цементных мостов не используются средства кон троля за положением уровня тампонажного раствора в трубах, то расчет по требных объемов цементного раствора Уц и продавочной жидкости Vnp про изводится по следующим формулам:
Уц = HSK+ VTP(AV + Со + С2) ; |
(9.4) |
Упр = СУТр (1 -Д У ПР), |
(9.5) |
где AV — относительный объем тампонажного раствора, оставляемого в за ливочной колонне, который рассчитывается по формуле:
ДУ = С, + С3 + |
, |
(9.6) |
|
V TP |
|
где Н — проектная высота моста, м; SK; |
STP — соответственно, |
площади |
проходного сечения в кольцевом пространстве и в трубах в интервале уста новки моста, м2; VTP — внутренний объем заливочной колонны, м3; С — ко эффициент, учитывающий несоответствие между расчетными и фактиче скими объемами заливочной колонны; при использовании бурильных и на сосно-компрессорных труб С = 1,00; в случае применения обсадных труб С= 1,03; С0 — коэффициент, учитывающий случайные ошибки при продавливании тампонажного раствора в скважину; если средства контроля за движением жидкостей не используются, то С0 = 0,03-0,04, если использу ются — С0 = 0; С/, С2, С3— коэффициенты, учитывающие потери тампо нажного раствора, соответственно, на стенках труб и при смешивании с со седней жидкостью на I и II границах (табл. 9.3); при установке мостов с ис пользованием верхней и нижней разделительных пробок коэффициенты С,, С2 и С3 принимаются равными нулю; при использовании только верх ней пробки нулю равны С, и С3.
При установке моста без разделительной пробки или второй порции бу ферной жидкости необходимо выполнить условие
ДУ > 0,065. (9.7)
В случае без применения средств контроля за движением тампонажного раствора условие имеет вид:
д у > 0,048. (9.8)
При установке мостов с использованием верхней разделительной пробки
исредств контроля за ее движением условия (9.4) и (9.5) не учитываются. Объем I порции буферной жидкости, закачиваемой перед тампонажным
раствором, рассчитывается по формуле:
V, = C4VTP + C5HSK, |
(9.9) |
Объем II порции, нагнетаемой после цементного раствора, определяется по формуле:
У[1 —^Vnp» |
(9.10) |
где С4и С5— коэффициенты (табл. 9.3).
Величина VHвходит в общий объем продавочной жидкости VI1P.
9.3. Методика расчета осевой нагрузки на опорно-ликвидационный (зарезной) мост
Нагрузка на опорно-ликвидационный (зарезной) мост при забуривании с зарезного цементного моста определяется [71] исходя из нагрузок, возникаемых в результате спуско-подъемных операций при прохождении долота на участке среза клина-отклонителя или на участке зарезки по формуле:
Р = G • Vl+ ц 2 • sina sin(a + arctgn), |
(9-11) |
где а — угол наклона выработки зарезного цементного моста |
(угол скоса |
клина отклонителя), град.; р — коэффициент трения скольжения; G — вес бурильной колонны, т.
Пример.
Исходные данные:
бурильные трубы d = 89 мм;
глубина установки цементного моста 2000 м; коэффициент трения 0,3; угол наклона 2°С;
зенитный угол ствола скважины в интервале установки цементного мос
та - 10‘С.
Расчет:
G = 0,02т*2000 = 4т, а= (10 + 2) = 12°С,
Р = 4 • JI +0,09 + sin 12° sin(12° + (arctgO,09)°) = 4 • 1,044 + 0,2 0,3 = 4,24.
9.4. Определение высоты цементного моста
Расчет высоты моста необходимо производить из условия обеспечения соответствующей герметичности и несущей способности при забуривании нового ствола. Исследования показывают, что оценочный расчет высоты моста может быть проведен следующим образом. Так, при наличии между колонной и цементным камнем глинистой корки толщиной 3—12 мм гра-
Таблица 9.3. Величины коэффициентов, учитывающих потери тампонажного рас
твора на стенках труб и при смешивании с буровым раствором
|
Обозначе- |
Величина коэффициента |
|||
Показатели |
|
|
|
|
|
ние коэф |
для буриль |
для НКТ |
|||
|
фициентов |
||||
|
|
ных труб |
|
|
|
Тип буферной жидкости |
|
вода |
нет |
вода |
нет |
Потери цементного раствора на стенках труб |
С, |
0,008 |
0,029 |
0,02 |
0,011 |
Потери цементного раствора из-за смешения |
С2 |
0,023 |
0,037 |
0,012 |
0,020 |
с контактирующей жидкостью на 1 границе |
|||||
Потери цементного раствора из-за смешения |
Cj |
0,017 |
0,030 |
0,011 |
0,020 |
с контактирующей жидкостью на 2 границе |
Потери буферной жидкости при движении |
С4 |
0,020 |
по заливочной колонне |
||
Потери при движении по кольцевому про |
|
|
странству |
Q |
0,400 |
—
—
0,020 —
0,400 —