Повышение скоростей бурения и дебитов скважин разработкой и совершен
..pdf
Окончание табл. 2 . 9
1 |
2 |
3 |
5 |
Устьевыедиаметрыуплотняемыхбурильныхтруб, мм |
7, 3, 89, 102, 114, 127 |
6 |
Скважиннаясреда |
Нефть, газ, газоконденсат, |
|
|
промывочнаяжидкость, |
|
|
минерализованнаявода, |
|
|
буровойраствор |
7 |
Максимальнаятемператураскважиннойсреды, °С |
100 |
8 |
Размерыведущихбурильныхтруб, мм |
80×80, 90×90, 140×140 |
9 |
Нижний присоединительный фланец по |
230×14, 230×21, 230×35 |
|
ГОСТ 28919–91 |
|
|
Габаритныеразмеры, мм: |
|
10 |
– длина |
760 |
|
– ширина |
650 |
|
– высота |
1200, 1225, 1270 |
11 |
Масса, кг |
1120, 1170, 1195 |
5. Блок сепарации, состоящий из трехфазного нефтегазошламового сепаратора (рис. 2.11), обвязанного с технологической емкостью, системы автоматики, емкостного парка для сбора нефти, шлама из сепаратора и для хранения нефти и пластовой воды. Техническая характеристика нефтегазошламового сепаратора приведена в табл. 2.10.
Рис. 2.11. Трехфазовый нефтегазовый сепаратор: 1 – люк; 2 – гидроциклон; 3 – предохранительный клапан; 4 – манометр; 5 – ограждение; 6 – уровнемер поплавковый; 7 – сигнализатор уровня; 8 – преобразователь избыточного давления; 9 – уровнемер; 10 – регулятор давления; 11 – электрозадвижка; 12 – задвижка; 13 – салазки
261
|
Таблица 2 . 1 0 |
||
|
Техническая характеристика нефтегазошламового сепаратора |
||
№ |
|
|
|
Наименованиепараметровиразмера |
Норма |
||
п/п |
|||
|
|
||
1 |
Подачасмесивсепараторприбурении, л/с, втомчисле: |
8–14 |
|
|
– нефть, л/с |
6–12 |
|
|
– азот, м3/мин |
5–10 |
|
|
– выбуреннаяпорода, м3/ч |
0,15–0,36 |
|
2 |
Давлениенавходевсепаратор, МПа, неболее |
0,58 |
|
3 |
Газовыйфакторпривскрытиипласта, м3/т, неболее |
200 |
|
4 |
Максимальныйпритокнефтипривскрытии, т/сут |
10–200 |
|
5 |
Габаритныеразмерысепарационнойустановкинеболее, м: |
|
|
|
– длина |
12,0 |
|
|
– ширина |
3,5 |
|
|
– высота |
5,4/4,5* |
|
6 |
Масса, кг, неболее |
15 000 |
|
7 |
Вместимостьемкостипошламу, неменее, м3 |
2,5 |
|
8 |
Рабочеедавлениевсепарационнойустановке, кг/см2, неболее |
0,58 |
|
9 |
Параметрынасоснойустановки: |
|
|
|
– производительность(приработедвухнасосов), м3/ч |
120 |
|
|
– напор, ммвод. ст. |
66 |
|
10 |
Вместимостьрезервуара, м3 |
50 |
|
11 |
Высотафакельнойустановки, м |
10–12 |
|
Примечание: * – высота при перевозке между месторождениями.
6.Факельная система, состоящая из:
– манифольда;
– факельного ствола (рис. 2.12);
– дистанционного электрозапального устройства;
– задвижек, обратных клапанов и др.
7.Насосно-силовое оборудование (рис. 2.13), состоящее из:
– блока подпорных центробежных насосов типа ЦНС (А) 60/60 или других для перекачки нефти с электроприводом и пусковым устройством во взрывозащищенном исполнении, обеспечивающих подпор насосам высокого давления, перекачку нефти из сепаратора в емкость для сбора и хранения нефти и наоборот;
262
–манифольда низкого давления;
–поршневого или плунжерного насоса1 высокого давления типа НБ-125, СИН-50, НП-14Т (табл. 2.11) с электро-
приводом и пусковым устройством во взрывозащищенном исполнении, байпасной емкости для сбора нефти при сбросе давления из манифольда высокого давления;
– манифольда высокого давления, состоящего из манифольда, эжектора (рис. 2.14), задвижек, датчиков расхода давления, плотности и температуры.
8. Компрессорные азотные установки типа СДА 5/101М, СД-9/101М (табл. 2.12) или другие, обеспечивающие подачу воздуха с содержанием азота не менее88 %.
9. Системаконтроля, состоящаяиз:
–станции контроля и управления технологическими процессами бурения надепрессии(АМКД) (табл. 2.13);
–автономных глубинных манометров типа АМТ-06, АМТ-07 и АМТ-08
спрограммнымуправлением(табл. 2.14);
–глубинных манометров типа АМТ-06, АМТ-08, спускаемых на кабеле (табл. 2.14);
Рис. 2.12. Факельныйствол: 1 – оголовок; 2 – системаэлектроискровогорозжига; 3 – ствол;
4 – основание; 5 – растяжка
–автоматических газоанализаторов непрерывного действия РасЕх или др. (табл. 2.15);
–автоматики сепарационной установки;
–контрольно-измерительных приборов (манометров и др.).
1 При необходимости в качестве насоса высокого давления могут быть использованы различные агрегаты: ЦА-320, СИН-31 и др.
263
264
Рис. 2.13. Типоваясхемаразмещениябуровогооборудования прибурениинаОПД
Таблица 2 . 1 1
Зависимость давлений и расхода от диаметра втулок насосов НБ-125 (при определенном числе оборотов)
НБ-125-8 |
|
НБ-125-10 |
НБ-125-13 |
НБ-125-16 |
|||||||||
D = 127 мм |
D = 115 мм |
D = 100 мм |
D = 90 мм |
|
|||||||||
n, |
Q, |
|
р, |
n, |
Q, |
р, |
n, |
Q, |
р, |
n, |
Q, |
|
р, |
–3 |
|
–3 |
–3 |
–3 |
|
||||||||
об/мин |
1 · 103 |
|
МПа |
об/мин |
1 · 103 |
МПа |
об/мин |
1 · 103 |
МПа |
об/мин |
1 · 103 |
|
МПа |
|
м /с |
|
|
|
м /с |
|
|
м /с |
|
|
м /с |
|
|
100 |
19,78 |
|
5,2 |
100 |
15,97 |
6,4 |
100 |
11,75 |
8,7 |
100 |
9,27 |
|
11,0 |
71,3 |
14,1 |
|
8,0 |
70,6 |
11,28 |
10 |
73,8 |
8,68 |
13 |
76 |
7,05 |
|
16 |
Рис. 2.14. Эжектор: 1 – корпус; 2 – втулка; 3 – контргайка; 4 – фильтр; 5 – червяк БРС; 6 – патрубок 2";
7 – уплотнительное кольцо; 8 – контргайка; 9 – гайка БРС; 10 – диффузор; 11 – сменная насадка
265
|
|
|
|
|
|
|
Таблица 2 . 1 2 |
|
|
Техническая характеристика компрессора СД-9/101М |
|||||||
№ |
|
|
|
|
|
|
|
|
Наименованиепоказателей |
Значение |
|||||||
п/п |
показателя |
|||||||
|
|
|
|
|
|
|||
1 |
|
|
2 |
|
|
|
3 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
1 |
Сжимаемыйгаз |
|
|
|
|
Воздухс88 % азота |
||
2 |
Производительностьпоусловиямвсасывания(допус- |
0,07 |
||||||
каемыеотклоненияпроизводительности±5 %), м3/с |
||||||||
3 |
Давлениеначальное |
|
|
|
|
Атмосферное |
||
4 |
Давлениеконечноеноминальноеабсолютное, МПа |
7 ± 0,015 % |
||||||
5 |
Температуравсасывания, °С |
|
От+45 до–50 |
|||||
6 |
* Мощность, потребляемаякомпрессором, кВт |
148 |
||||||
|
Давлениенагнетания, избыточное, |
|
I cтупень |
0,225–0,275 |
||||
7 |
МПа |
|
|
|
II ступень |
1,059–1,197 |
||
|
|
|
|
|
|
III ступень |
2,943–3,335 |
|
|
|
|
|
|
|
IV ступень |
9,81 |
|
|
Максимальнаятемпературанагне- |
|
I cтупень |
180 |
||||
8 |
танияпритемпературевоздухана |
|
II ступень |
180 |
||||
|
входе45 °С, неболее |
|
|
|
III ступень |
180 |
||
|
|
|
|
|
|
IV ступень |
180 |
|
|
Системасмазкицилиндровисальников |
|
Центральнаяподдавле- |
|||||
|
|
|
|
|
|
|
ниемотнасосамного- |
|
9 |
|
|
|
|
|
|
плунжерногосмазочного |
|
|
|
|
|
|
|
32-08-2 ГОСТ3564–72 |
||
|
|
|
|
|
|
|
||
|
|
|
|
|
|
|
типаСН5В8 – 0,25 |
|
|
|
|
|
|
|
|
100 |
|
|
|
|
|
|
|
|
||
|
Расходмасла, |
|
Назеркало |
|
I ступень |
1,17 |
||
|
1 · 10–5 кг/с |
|
цилиндра |
|
|
|
||
|
|
|
|
II ступень |
0,5 |
|||
10 |
|
|
|
|
|
III ступень |
0,36 |
|
|
|
|
|
|
IV ступень |
0,36 |
||
|
|
|
|
|
|
|||
|
|
|
Насальник |
|
|
– |
0,44 |
|
|
|
|
Всего |
|
|
– |
2,83 |
|
|
** Габаритыкомпрессора, мм |
|
Длина |
2990 |
||||
11 |
|
|
|
|
|
Ширина |
1870 |
|
|
|
|
|
|
|
Высота |
1550 |
|
12 |
Массакомпрессоравобъемепоставки |
, кг |
3420 |
|||||
266
Окончание табл. 2 . 1 2
1 |
2 |
|
3 |
|
Числоцилиндроввкомпрессоре |
I ступень |
1 |
13 |
|
II ступень |
1 |
|
III ступень |
1 |
|
|
|
||
|
|
IV ступень |
1 |
|
Диаметрыцилиндров |
I ступень |
420 |
14 |
компрессора, мм |
II ступень |
250 |
|
|
III ступень |
120 |
|
|
IV ступень |
70 |
Примечания:
*Показатели достигаются через 200 ч работы компрессора, при этом допускаемоеувеличениепотребляемоймощности– на10 %.
**С учетом холодильника I ступени и редуктора с полумуфтой.
Таблица 2 . 1 3
Техническаяхарактеристикааппаратурно-методическогокомплекса дляконтроляиуправленияпроцессомвскрытияпластовнадепрессии(АМКД)
№ |
Наименованиепоказателей |
Значение |
|
п/п |
показателя |
||
|
|||
1 |
Наибольшеедавлениевнапорномколлекторе, МПа |
32 |
|
|
Максимальныйрасходагентовпо: |
|
|
2 |
– нефти, л/с |
30 |
|
– азоту, нм3/мин |
20 |
||
|
– нефти+ азоту, л/с |
40 |
|
3 |
Диапазонплотностиагентов, кг/м3 |
600–1300 |
|
4 |
Числопараметров, контролируемыхнавходевскважину, шт. |
10 |
|
5 |
Числопараметров, контролируемыхнавыходеизскважины, шт. |
1 |
|
6 |
Числопараметров, контролируемыхнасепараторе, шт. |
2 |
|
7 |
Температураприменения, °С |
От–40 до+50 |
|
8 |
Монтажнаябаза |
Шасси |
|
9 |
Массаоборудования, установленногонашасси, т |
До0,5 |
|
|
Габаритныеразмерыконструктивовдлянефтиигаза: |
|
|
10 |
– длина, м |
900 |
|
– ширина, м |
240 |
||
|
– высота, м |
650 |
|
|
Габаритныеразмерыдлясмесинефтииазота: |
|
|
11 |
– длина, м |
1590 |
|
|
– ширина, м |
610 |
|
|
– высота, м |
900 |
267
Таблица 2 . 1 4
Техническаяхарактеристикаавтономногоманометра-термометраАМТ-08
№ |
Наименованиепоказателей |
Значение |
|
п/п |
показателя |
||
|
|||
1 |
Пределизмерениядавления, МПа |
16, 25, 40 |
|
2 |
Допускаемаяприведеннаяпогрешностьизмерениядавле- |
0,25 |
|
нияврабочемдиапазонетемператур, % |
|||
3 |
Разрешающаяспособностьподавлению, МПа |
0,002 |
|
4 |
Диапазонизмерениятемпературы, °С |
От–20 до+9 |
|
5 |
Допускаемаяабсолютнаяпогрешностьизменениятемпера- |
0,25 |
|
турыврабочемдиапазонетемператур, °С |
|||
6 |
Разрешающаяспособностьпотемпературе, °С |
0,01 |
|
7 |
Постояннаявременидатчикатемпературы, с, неболее |
1,5 |
|
|
Минимальныйпериодизмерения, с: |
|
|
8 |
– поканалу давления |
1,6 |
|
|
– поканалу температуры |
0,25 |
|
9 |
Количествоточекрегистрацииврежимеизмерения |
40 960 |
|
давления, шт. |
|||
10 |
Времянепрерывнойработы(взависимостиотрежима), сут |
1–90 |
|
|
Габаритныеразмеры, мм: |
|
|
11 |
– диаметр |
32 (25) |
|
|
– длина, неболее |
1235 |
|
12 |
Масса, кг, неболее |
7 |
Таблица 2 . 1 5
ТехническаяхарактеристикагазоанализаторанепрерывногодействияРасЕх
№ |
Наименованиепоказателей |
Значение |
|
п/п |
показателя |
||
|
|||
1 |
|
3 |
|
2 |
|||
1 |
Времяустановленияпоказателей(Т), с |
Неболее20 |
|
2 |
Времясрабатываниясигнализации, с |
Неболее15 |
|
|
Пределдопускаемойвариациипоказателей(В) |
0,5 пределадопус- |
|
3 |
каемойосновной |
||
|
|
погрешности |
|
|
Пределдопускаемогоизменениявыходногосигнала |
0,5 пределадопус- |
|
4 |
каемойосновной |
||
|
принепрерывнойработевтечение8 ч |
погрешности |
|
|
|
||
5 |
Времяработыанализаторабезподзарядкибатареи, ч |
Неменее10 |
|
6 |
Габаритныеразмеры, мм |
68×156×37 |
268
Окончание табл. 2 . 1 5
1 |
2 |
3 |
|
7 |
Массаанализатора, кг |
Неболее370 |
|
8 |
АнализаторРасЕхимеетвзрывозащищенноеисполнение |
РВИb C Х; 1Ехibs |
|
|
|
11CТ4Х |
|
|
Условияэксплуатациианализатора: |
От–20 до+40 |
|
|
– температураокружающейсреды, °С |
||
|
– атмосферноедавление, ГПа |
От700 до1300 |
|
9 |
– относительнаявлажность, % |
От10 до95 |
|
– содержаниеагрессивныхпримесейвокружающейи |
Недолжнопревы- |
||
|
|||
|
контролируемойсреде, отравляющихкаталитическиак- |
шатьсанитарные |
|
|
тивныеэлементыдатчика |
нормысогласно |
|
|
|
ГОСТ12.1.005 |
10. Оборудование и оснастка для вскрытия продуктивной части пласта и проведения спуско-подъемных операций под давлением (рис. 2.15):
– установка непрерывной трубы, колтюбинг или бурильные трубы соответствующего типоразмера, прошедшие специальную подготовку (с выполненной проточкой фаски на торцах замков под углом 18° к образующей замка) (Аналогичным образом протачивается фаска на муфтах НКТ, применяемых в составе лифта при спуске его после окончания скважины бурением. На бурильных и насосно-компрессорных трубах наносятся несмываемой краской пояски-ориентиры, укрывающие на приближение замка к элементу герметизатора. Поясков должно быть два. Первый поясок служит ориентиром бурильщику при спуске колонны труб бурильных или насосно-компрессорных, второй (двойной) при их подъеме.);
–сбалансированные УБТ диаметром 108 мм;
–обратные и шаровые клапаны малого диаметра;
–переводники с пробками или диафрагмами, разрушающимися при определенном усилии (давлении);
–контейнеры автономных манометров;
–ведущие бурильные трубы соответствующего типоразмера 80×80, 90×90, четырехили шестигранные;
–гидравлические забойные двигатели (табл. 2.16);
–оснастка для принудительного спуска и удержания бурильного инструмента при подъеме при наличии избыточного давления в скважине;
269
Рис. 2.15. Схема канатно-полиспастовой установки для СПО под давлением
–вертлюг ВРБ-100 или ВРБ-80 (табл. 2.17) с герметизирующим узлом кабельного ввода;
–механизмы малой механизации, спайдеры, элеваторов-спайдеров;
–гидроключей или ключа АКБ-3М и др.
11.Передвижная сепарационная установка.
Передвижная сепарационная установка (ПСУ) для бурения на депрессии в системе «скважина – пласт» (в дальнейшем – установка) является составнойчастьюкомплектаспециальногобуровогооборудования.
Установка предназначена для разделения поступающей нефтегазошламовой смеси на составные компоненты: шлам, нефть, газ – и дальнейшей их обработки. Шлам и газ утилизируются, а нефть подготавливается для последующего ее использования при бурении скважин.
Оборудование, входящее в установку, предназначено для эксплуатации в условиях макроклиматического района с умеренным климатом при средней температуре наиболее холодной пятидневки не ниже минус 34 °С.
270