Повышение скоростей бурения и дебитов скважин разработкой и совершен

Таблица 2 . 1 6

Технические характеристики винтовых забойных двигателей (данные Д.Ф. Болденко)

	Параметры	Д1-105	Д-105	ДГ-106	ДГ2-106	Д1-108	ДГ-108	Д-108	Д1-127
	Наружныйдиаметрдви-	106	106	106	106	108	108	108	127
	гателя, мм
	Длинадвигателя, мм	3770	5570	3230	2900	2930	2570	2900	5545
	Расходпромывочной	6–10	6–12	6–12	6–14	6–12	6–12	6–12	15–20
	жидкости, л/с
	Частотавращения, с–1	2,5–3,9	1,3–2,7	1,3–2,7	1,8–3,8		1,3–2,71,3–2,71,3–2,72,2–2,9
	Моментсилынавалу,	1,2–1,8	0,8–1,3	0,8–1,2	0,5–1,2	0,8–1,30,8–1,20,8–1,3			2,2–3
	кН· м
	Перепаддавленияна	7,8–11,8	3,5–5,5	3,5–5,5	3,5–8	3,5–5,53,5–5,53,5–5,56,6–8,7
	двигателе, МПа
	Присоединительнаярезь-	З-76	З-76	З-88	З-88	З-76	З-88	З-76	З-88
	бакдолоту
	Присоединительнаярезь-	З-88	З-88	З-88	З-88	З-88	З-88	З-88	З-101
	бакбурильнойколонне
	Вес, кН	17,6	19,6	11,8	12,7	16,7	14,7	16,7	37,9
	Вес1 м, кН/м	4,86	3,52	3,65	4,39	5,7	5,72	5,75	6,85
	Жесткость на изгиб,	670	670	670	670	768	768	768	1400,9
	кН · м2

			Таблица 2 . 1 7
		Техническая характеристика вертлюгов ВРБ-100 и ВРБ-80
	№	Наименованиепоказателей	Значениепоказателя
	п/п
	1	2	3
		ВертлюгВРБ-100
	1	Допустимаянагрузка, кН	1000
	2	Диаметрпроходногоотверстия, мм	75
	3	Частотавращения, с–1, неболее	6
	4	Диаметркаротажногокабеля, мм	8–11
	5	Масса, кг	790
		ВертлюгВРБ-80
		Допустимаястатическаянагрузка, кН:
	6	– максимальная	1000
		– рабочая(приn = 1,66 с–1)	800
	7	Рабочеедавлениепрокачиваемойжидкости, МПа	20

271

		Окончание табл. 2 . 1 7
1	2		3
8	Частотавращенияствола, с–1, неболее		3,3
9	Присоединительнаярезьба		3-121Л, ГОСТ5286-74
	Габаритныеразмеры, мм:
	– ширинапофланцу подвода		580
10	– ширинапопроушинам		688
	– ширинапоосиштропов		476
	– высота		1150
11	Массаполногокомплекта, кг		510

Класс взрывопожароопасности – согласно ПУЭ В-1Г. Передвижная сепарационная установка состоит из следующего обо-

рудования:

–сепаратора нефтегазошламового;

–насосного агрегата;

–факельной установки;

–вспомогательного оборудования, предназначенного для эксплуатации оборудования: насоса для периодической очистки резервуара нефтешламового сепаратора; установки для подогрева сепаратора в зимнее время;

комплекта контрольно-измерительной аппаратуры; средств для монтажа и перевозки оборудования.

Все агрегаты установки располагаются на специально оборудованной площадке и находятся на ней в течение всего времени эксплуатации.

Процесс работы установки заключается в следующем. Нефтегазошламовая смесь по трубопроводу поступает из скважины в гидроциклон сепаратора, в котором происходит ее разделение на твердую, жидкую и газообразную фракции. Газ собирается в верхней части сепаратора, нефть через перегородки заполняет все отсеки резервуара, а твердый осадок выпадает на дно отстоечного отсека.

В процессе бурения происходит постепенное заполнение сепаратора нефтью, которая вдальнейшем используется для нагнетания в скважину.

Газ, собираемый в верхней части резервуара, по трубопроводам через редукционный клапан подается на факельную установку, где и происходит его постепенное и полное сжигание. Постоянное сжигание газа в факельной установке обеспечивается системой искрового электророзжига.

272

Давление газа в системе поддерживается редукционным клапаном, установленным на подающем трубопроводе.

Поддержание рабочего давления в сепараторе обеспечивается предохранительным клапаном, установленным на сепаратope. При превышении давления, определенного установкой пружины клапана, часть газонефтяной смеси сбрасывается по трубопроводу в технологический резервуар.

Очищенная нефть подпорным насосом подается к буровым насосам, насыщается азотом и закачивается в скважину. При превышении количества поступившей нефти в сепаратор над количеством откачанной насосами происходит постепенное заполнение резервуара сепаратора, а по достижении максимально возможного уровня автоматически включается второй насос, происходит откачка избыточной нефти в технологический резервуар.

Твердый осадок, отделяемый в гидроциклоне, осаждается в отстоечном отсеке и периодически удаляется из резервуара через люки, предусмотренные для этой цели в нижней части резервуара. Очистка резервуара от твердого осадка производится следующим образом. Перед очисткой перекрывается подача нефтегазошламовой смеси в гидроциклон сепаратора, очищенная нефть расходуется на потребление или перекачивается в технологический резервуар. Открывается верхний люк и пропаривают резервуар с помощью передвижной парогенераторной установки (ППУ). Пропарка осуществляется до тех пор, пока концентрация паров нефти и газа не будет превышать 5 % нижнего предела распространения пламени– нижнего предела воспламенения. После этого через верхний люк вспомогательным насосом (перистальтическим НП-50) откачивают остатки нефти в специальную емкость. Далее открывают нижние люки и удаляют твердый осадок. При удалении осадка вручную рабочие находятся снаружи емкости.

Очистка резервуара производится при заполнении отстоечного отсека шламом (контроль производится пробой нефти в зоне отстоечного отсека, для чего на разной высоте расположены пробки; выкручивая поочередно пробки, начиная с нижней, определяют уровень нефти и содержания шлама в отстоечном отсеке). Эту операцию также производят перед перевозкой ПСУ на новое месторождение.

После удаления осадка все люки закрывают, арматуру приводят в рабочее положение (нормально открытое или нормально закрытое), установку подготавливают к работе.

Сепаратор нефтегазошламовый представляет собой горизонтальную емкость с внутренним диаметром 2600 мм и длиной цилиндрической

273

части 8500 мм. На верхней образующей резервуара установлен гидроциклон, представляющий собой цилиндрический аппарат диаметром 500 мм с тангенциальным вводом продукта и внутренними коническими перегородками, отклоняющими нефть и шлам к стенкам. В верхней части гидроциклона предусмотрена муфта-воздушник.

На некотором удалении от гидроциклона внутри резервуара установлена перегородка, разделяющая емкость на отстоечный и основной отсеки. Наличие перегородки позволяет получить дополнительный отстой нефти и плавный перелив ее из отстоечного отсека в основной. В нижней части основного отсека для периодического подогрева нефти в холодное время смонтирован змеевик, в который подается пар или горячая вода, обеспечивая таким образом требуемую текучесть нефти. Кроме этого, внизу резервуара расположены штуцеры для подсоединения насосного агрегата, штуцер для спуска нефти из отстоечного отсека

илюки для выгрузки шлама.

Вверхней части резервуара расположены:

– смотровой люк;

– штуцеры для установки уровнемеров;

– штуцер для манометра;

– штуцер для сигнализатора уровня РОС-101;

– патрубок электрозадвижки для слива нефти при аварийном пере-

полнении;

–патрубок для подсоединения трубопровода сброса газа на свечу;

–патрубок для ручной промывки емкости;

–патрубок для промывки емкости насосом;

–патрубок для предохранительного клапана.

Для обслуживания приборов и арматуры снаружи резервуара установлены рабочие площадки с ограждением и лестницей для прохода персонала. Ограждения и лестницы выполнены съемными и при переезде установки с места на место демонтируются.

Для перевозки сепаратора на незначительные расстояния используется опорная рама – сани: сварная конструкция из труб, на которой резервуар закреплен 8 болтами МЗО. На этой же раме сепаратор установлен и во время работы. Перевозка сепаратора на большие расстояния осуществляется на специальном трейлере. Сани при этом перевозятся отдельно.

Насосный агрегат представляет собой два насоса (один рабочий, второй резервный), установленных на опорной раме с поддоном, а также систе-

274

му задвижек и соединительных трубопроводов. С целью удобства обслуживания все задвижки смонтированы в одном месте, а к их штурвалам обеспечен хороший доступ. Утечки нефти, образующиеся при работе, собираются в поддоне агрегата и могут быть перекачаны в любую емкость ручным насосом, закрепленным непосредственно на раме агрегата.

Факельная установка (см. рис. 2.13) состоит из ствола 3, оголовка 1 (факельной горелки), огнепреградителя, основания 4, трех растяжек 5 и системы дистанционного электроискрового розжига 2. Расположение факельной установки относительно сепаратора не имеет значения, но должно быть выдержано условие удаления ее от остального оборудования на расстояние не менее 80 м.

Монтаж факельной установки на рабочей площадке осуществляется следующим образом.

Бурят скважину глубиной 2 м и диаметром 160–200 мм, устанавливают в нее основание и утрамбовывают, засыпав скважину обратно почвой. Отдельно собирают ствол с оголовком и системой дистанционного розжига. В горизонтальном положении проушины ствола совмещают с проушинами основания и соединяют их пальцем 1. Далее поднимают ствол за свободный конец любым грузоподъемным средством в вертикальное положение и прикрепляют к основанию болтами М20. Вокруг ствола на равных расстояниях бурят три наклонных скважины глубиной по 2 м каждую для установки якорей, к которым закрепляют три канатные растяжки 5 с вертлюгами. С помощью растяжек ствол факельной установки закрепляют в вертикальном положении. После этого ствол и сепаратор соединяют трубопроводом (см. рис. 2.13), а к системе дистанционного электророзжига подключают питающий кабель.

Во время эксплуатации факельной установки внутри ствола может накопляться влага как за счет конденсации газа, так и за счет попадания дождя и снега. Для периодического удаления влаги в нижней части ствола предусмотрена спускная пробка.

Автоматизация технологических процессов. Технические решения по автоматизации соответствуют РД 39-013-7095-001-86 [185].

Автоматизация передвижной сепарационной установки предусмотрена в следующем объеме:

– местный и дистанционный замер параметров с передачей на щит контроля и управления измерением уровня нефти в сепарационной емкости;

275

–светозвуковая сигнализация на щит контроля и управления нижнего и верхнего аварийного уровней в емкости;

–местное и дистанционное измерение давления в емкости;

–управлениезадвижкойналиниипереливасвыборомрежимаработы;

–автоматическое открытие задвижки на линии перелива по верхнему аварийному уровню в емкости;

–вывод данных по уровню и давлению на клеммник щита контроля

иуправления для дальнейшей передачи их в аппаратурно-методический комплекс для контроля и управления процессом вскрытия продуктивных пластов на депрессии (АМКД);

–вывод всех сигналов управления и сигнализации на клеммник щита контроля и управления для дальнейшей передачи их (при необходимости) на пульт бурильщика.

Вторичная и коммутационная аппаратура устанавливается на щите контроля и управления, который размещается в помещении для размещения электрооборудования.

Для осуществления вышеперечисленных объемов автоматизации

иконтроля используются электрические средства и приборы, серийно выпускаемые отечественной промышленностью.

Для взрывоопасных наружных установок класса В-1 электрические датчики и сигнализаторы имеют взрывозащищенное исполнение или искробезопасные цепи.

Связи между местными средствами автоматизации и вторичными приборами осуществляются по электропроводкам, выполняемым кабелями

смедными и алюминиевыми жилами по ГОСТ 1508-78*Е в коробе с перегородкой совместно с силовыми.

14. Монтаж противовыбросового и технологического оборудования. После ОЗЦ эксплуатационной колонны, проведения ГИС по оценке качества цементирования выполнить демонтаж превенторного оборудова-

ния, отвернуть подгонный патрубок, демонтировать ПКР. Произвести центрацию буровой вышки, ротора.

Установить на эксплуатационную колонну колонный фланец, крестовину фонтанной арматуры с задвижкой и опрессовать в соответствии

сПравилами безопасности в нефтяной и газовой промышленности, утвержденными приказом Федеральной службы по экологическому, технологи-

ческому и атомному надзору от 12.03.2013 г. № 101 (зарегистрировано в Минюсте России 19.04.2013 г. за № 28222), и проектом на строительство скважины.

276

Демонтировать задвижку и произвести монтаж противовыбросового оборудования в соответствии с индивидуальной схемой обвязки, согласованной с военизированной службой по предупреждению нефтяных и газовых фонтанов.

Схемой обвязки должна быть предусмотрена возможность монтажа задвижек фонтанной арматуры на малогабаритный превентор ППМ 125×210

или ППМ 156×210.

В схему обвязки включаются малогабаритный превентор или шаровой кран, крестовина плашечных превенторов с гидрозадвижками, гидравлические превенторы с глухими, трубными или срезными плашкам, универсальныйпревентор, роторныйгерметизаториливращающийсяпревентор.

Провести проверку соосности вышки и превенторной обвязки, при необходимости выполнить центрацию и установить оттяжки.

Смонтировать площадку для обслуживания роторного герметизатора. Смонтировать основной и вспомогательные пульты управления

противовыбросовым оборудованием.

Выполнить монтаж манифольдов высокого давления, систем сепарации и глушения, блоков дросселирования, глушения и пробоотборника.

Произвести опрессовку противовыбросового оборудования, в том числе превенторов, кроме роторного герметизатора, манифольдов высокого давления, блоков дросселирования и глушения водой или азотом на величину давления опрессовки обсадной колонны. Опрессовать выкидные линии, блок пробоотборника на 5,0 МПа в соответствии с ПБНГП. Результаты опрессовки оформить актом. Опробовать работоспособность ПВО.

Произвести монтаж, обвязку технологического оборудования для бурения на депрессии:

–нефтегазошламового сепаратора;

–блока подпорных насосов;

–насосно-силового блока высокого давления;

–парка технологических емкостей;

–байпасной емкости и емкости для сбора нефти и нефтяного шлама;

–манифольдов низкого и высокого давлений по нефти;

–станции контроля (АМКД);

–компрессорных азотных установок;

–линии аэрации высокого давления;

–станции управления.

277

Опрессовать манифольд высокого и низкого давления, буровой насос и линию аэрации на полуторакратное давление от ожидаемого рабочего давления. Результаты опрессовки оформить актами.

Смонтировать факельную систему: манифольд факельного ствола, якоря, факельныйствол, оттяжки, дистанционноеэлектрозапальноеустройство.

2.6. РЕЗУЛЬТАТЫ ИСПЫТАНИЯ И ПРОМЫШЛЕННОГО

ПРИМЕНЕНИЯ ТЕХНОЛОГИИ ВСКРЫТИЯ ПРОДУКТИВНЫХ

ПЛАСТОВ ПРИ ОТРИЦАТЕЛЬНОМ ДИФФЕРЕНЦИАЛЬНОМ

ДАВЛЕНИИ В СИСТЕМЕ «СКВАЖИНА – ПЛАСТ»

2.6.1. Стендовые испытания оборудования для вскрытия продуктивных пластов при отрицательном

дифференциальном давлении в системе «скважина – пласт»

Сцелью оценки работоспособности, надежности оборудования

итехнологической оснастки для вскрытия продуктивных пластов на ОПД была разработана проектно-сметная документация на строительст-

во стендовой буровой установки [184]. Согласно проекту была смонтирована буровая установка К-400 «Кремко» с комплектом специального оборудования для бурения на ОПД на базе Полазненской экспедиции

ООО «ЛУКОЙЛ-Бурение-Пермь» (с. Мохово). Схема расположения оборудования стендовой буровой установки для вскрытия продуктивных пластов на ОПД приведена на рис. 2.16. Испытанию подвергнут полный комплект технологического оборудования, подлежащего промышленному применению в промысловых условиях при вскрытии продуктивных пластов на ОПД. Исключение составляют использование вертикальной сепарационной установки вместо горизонтальной и отсутствие станции контроля (АМКД) и факельной установки, так как последние в это время находились в состоянии разработки.

Программой испытаний ставилась задача путем контрольной сборки и гидроиспытания оборудования определить его работоспособность, а также выявить надежность в работе путем моделирования процессов аэрирования, очистки ствола скважины и последующей дегазации, а также оценки при этом величин забойного давления, потерь давления и потребности в насосах и компрессорах.

278

279

Рис. 2.16. Схемастендовойбуровойустановки, применяемойдляиспытанияоборудованияпривскрытии продуктивныхпластовприотрицательномдифференциальномдавлениивсистеме«скважина– пласт»

Одновременно с испытанием специального оборудования производилось испытание модернизированного бурового агрегата К-400 «Кремко», позволяющего осуществлять бурение новых скважин различного назначения и дополнительных стволов из ранее пробуренных скважин со вскрытием продуктивных пластов на ОПД, учитывая при этом тот факт, что высота сборки устьевого противовыбросового оборудования при бурении на ОПД составляет 5 м.

В результате испытаний установлены необходимые расходы жидкости (нефти) и газа (азота) для обеспечения рационального режима бурения и очистки забоя и ствола скважины (табл. 2.18).

Таблица 2 . 1 8

Необходимый расход нефти и азота в зависимости от диаметра долота

№	Наружныйдиаметр	Расходнефти,	Расходазотавнормальных
п/п	долота, мм	л/с	условиях, м3/мин
1	86	4,0	4,5
2	124	6,0–7,9	4,5–10,0
3	144	7,1–11,0	9,0–12,0

Было также установлено, что разработанное специальное технологическое оборудование и схемаего обвязкидля бурения глубокихскважин на нефть игаз со вскрытием продуктивных пластов на ОПД имеют необходимую работоспособностьинадежностьирекомендованыкприемочнымиспытаниям.

После изготовления и монтажа передвижной сепарационной установки, факельной установки и станции контроля и управления бурением на ОПД на скважине № 758 Шумовского месторождения они были подвергнуты индивидуальным испытаниям и комплексному опробованию. В результате было установлено, что оборудование работоспособно, отвечает требованиям технического задания и готово к работе.

2.6.2. Приемочные испытания технологии вскрытия продуктивных пластов при отрицательном дифференциальном давлении в системе «скважина – пласт»

Приемочные испытания технологии вскрытия продуктивных пластов на ОПД проведены на 33 скважинах, в том числе на 17 скважинах на Шумовском месторождении (№ 742, 743, 791, 737, 792, 736, 735, 733, 504,

280