Нагнетательная буровая установка

Для разбуривания первой промежуточной колонны выбираем бурильные трубы с высаженными внутрь концами ГОСТ 631-75, ТУ 26-02-518-73, ТУ 14-242-97-74.Трубы бурильные изготавливают длиной 8,5 и 12,4 метров массой 18.5 кг/м. Выбираем трубы длиной 12,4 м, для разбуривания участка нам потребуется 90 шт., общей длиной 1110 м и массой 20,535 кг.

7.2 Обсадные трубы

Обсадные трубы выбирают в зависимости от диаметра породоразрушающего инструмента. Диаметры обсадных труб в соответствии с техническим заданием приведены в таблице 4.

Таблица 4- Выбор обсадных труб

№ участка	Диаметр породоразрущающего инструмента	Обсадные труды
		Диаметр/толщина стенки, мм	ГОСТ
1	393,7	351	632-80, исполнение А
2	311,1	298,5
3	269,9	219,1

 

 

7.3 Циркуляционная система.

Циркуляционная система предназначена для приготовления, сбора, очистки, дегазации, хранения, утяжеления и химической обработки буровых растворов при бурении скважин. Применяется в составе буровых установок всех классов.

Состав системы:

1. Блок очистки, состав:

-вибросито СВ1ЛМ;

-дегазатор Каскад40;

-центрифуга  ОГШ-50;

-пескоотделитель  ПГ60/300;

-илоотделитель  ИГ-45М.

2. Блок приготовления бурового раствора и растворов химреагентов, состав:

- резервуар основной;

-резервуар химреагентов;

-перемешиватель  ПЛМ;

-смеситель СГ-101;

-диспергатор  ДШМ-100;

-пульт управления.

3. Промежуточные емкости.

 

Характеристики системы описаны в таблице 8.

 

Таблица 8-Технические характеристики циркуляционной системы.

Наименование параметра	Значение
Производительность по буровому раствору, л/с	45-90
Размер частиц шлама, удаляемого средствами очистки, мкм, неменее:
- виброситом	100
- пескоотделителем	70
- илоотделителем	40-50
- центрифугой	5-7
Производительность по вводу в раствор материалов, т/ч, не более:
- утяжелитель	15
- глинопорошок	10
- химреагенты	3
Габаритные размеры транспортных мест, м, не более:
- длина	9
- ширина	2,6
- высота	2,5

 

7.4 Аварийной инструмент

 

На буровой установке необходимы оборудование и инструмент для ликвидации аварий. Наиболее характерными и часто встречающимися авариями при бурении являются: обрыв и прихват снаряда, прижег коронки.

     Выбор аварийного  инструмента производится исходя  из опыта выполнения подобных  ликвидационных работ.

1. Метчики ловильные А1, Б1 ГОСТ8483-81;
2. Ловители каната и кабеля ПЛК-59, ПЛК-76;
3. Наружная освобождающаяся труболовка, для труб нефтяного сортамента ТНС 73-139,7, ТНС 89-158,7 ОСТ 39-141-82;
4. Вибратор скважинный- механический (зубчатый);
5. Отсоединительный переходник ПО-76, ПО-59.

 

8. Оборудование для герметизации устья скважины

8.1 Устьевая  арматура

На устье скважины в процессе ее строительства устанавливают оборудование обвязки обсадных колонн, состоящее из колонных головок.

Рис.7 Однофланцевая колонная головка: 1-корпус с верхним фланцем; 2-верхний уплотнитель; 3-трубодержатель клиньевой.

При бурении скважин с одноколонной конструкцией используется однофланцевая колонная головка, следовательно, при бурении рассматриваемой скважины будем использовать однофланцевую головку типа ГК1, которая присоединяется к кондуктору с помощью короткой треугольной резьбы, рис.6 . Учитывая, что условный диаметр обсадной трубы кондуктора равен 194 мм, то по ГОСТ 30196-94 условный диаметр однофланцевой колонной головки принимаем равным 230 мм при рабочей давлении 14 МПа, при этом диаметр стволового прохода (Dc) не менее 176 мм, диаметр верхнего стволового фланца (D1) равен 346,9 мм, условный диаметр клиньевого трубодержателя под обсадную колонну (D2) равен 226,9 мм. Т.к. при бурении скважины может быть нефтегазоводное проявление выбираем фланец коррозионостойкого исполнения (К3). При анализе всех выше перечисленных данных получаем следующее условное обозначение выбранной нами однофланцевой колонной головки:

  ГК1К – 194 - 176×14 – 226 К3 ГОСТ 30196-94.

          Фланцевые соединения колонных головок обеспечивают соединение между собой, установку блока превенторов противовыбросового оборудования.

          Основными критериями выбора  фланцевых соединений являются  условный диаметр колонной головки  и рабочее давление. Учитывая, что диаметр колонной головки равен 230 мм, а давление 14 МПа, то исходя из ГОСТ 28919-91 выбираем фланцевое соединение 230'14.

          Для закрепления в корпусе  колонной головки верхней части  обсадной колонны используется  трубодержатель (подвеска). По ГОСТ 30196-94 учитывая тип и диаметр колонной головки, выбираем клиньевой (без резьбы) трубодержатель под обсадную колонну, условный диаметр, которого равен 226,9 мм.

         Герметизация межколонного пространства  и фланцевого соединения осуществляем с помощью верхнего и нижнего пакеров из эластомеров. Диаметр пакера подбираем в соответствии с внутренним диаметром трубы. При внутреннем диаметре обсадной трубы 175 мм и при перепаде давления 14 МПа выбираем наружный диаметр пакера 165 мм. В соответствии с ОСТ 26-16-1615-81 выбираем тип пакера ПД –пакер воспринимающий усилия от перепада давления, направленного как вниз так и ввех. Межпакерное пространство заполняем уплотнительным составом типа Арматол – 238 по ТУ 38-10181283.

8.2 Противовыбросовая арматура.

 

Противовыбросове оборудование (ОП) представляет собой комплекс, состоящий из сборки превенторов, манифольда и гидравлического управления превенторами, предназначенный для управления проявляющей скважиной с целью обеспечения безопасных условий труда персонала, предотвращения открытых фонтанов и охраны окружающей среды от загрязнения в умеренном и холодном макроклиматических районах.

По ГОСТ 13862-90 выбираем противовыбросовое оборудование с гидравлическим приводом, так как этот тип привода ОП используется при бурении скважин.

Противовыбросовое оборудование выбираем в соответствии с рабочим давлением и

наибольшим диаметром трубы проходящей через ОП. Т.к. бурение и эксплуатация двух верхних обсадных колонн опасности не представляет, ОП устанавливаем на первую промежуточную колонну с диаметром обсадной трубы 178 мм, в следствие, чего по ГОСТ 13862-90 выбираем ОП с диаметром условного прохода 280 мм и наибольшим диаметром трубы проходящей через ОП равным 194 мм.

Учитывая, что превентор соединяется с колонной головкой, диаметр которой 230 мм, принимаем плашечный превентор с условным проходом 230 мм, рассчитанный на рабочее давление 35 Мпа, с диаметром прохода 230 мм, выдерживающий нагрузку на плашки от давления скважины не менее 450 кН, и от веса колонны не менее 1100кН. Принимая во внимание вышеперечисленные параметры, получаем ПП высотой 550 мм и массой 1500кг.

В соответствии с плашечным, принимаем кольцевой превентор с условным проходом 230 мм, рассчитанный на рабочее давление 35 МПа, с диаметром прохода 230 мм. Учитывая вышесказанное, получаем ПК высотой 1180 мм и массой 3025 кг.

 Установки гидроуправления противовыбросным оборудованием предназначены для оперативного дистанционного управления превенторами и гидроуправляемыми задвижками.

Исходя из технических параметров приборов ОП выбранных  обоснованных выше,     подбираем конкретное противовыбросовое оборудование поставляемое заводами России.

Принимаем ОП-230х35 (ТУ3661-006-07500846-96) со следующими характеристиками: Условный диаметр прохода блока превенторов 230 мм, манифольда 80 мм. Рабочее давление плашечных превенторов, манифольда и кольцевого превентора 35 МПа. Условный диаметр труб, уплотняемый плашками превентора 60,3-177,8 мм. Температура скважинной среды 150°С. Состав комплекта ОП (шифр): кольцевой превентор ПУ5-230х35, плашечный превентор 11111-230x35, манифольд МПБ 5-80x35, гидроуправление превентора СУ14-916. Габаритные размеры блока превенторов (длина, ширина, высота) 2900x1250x3490 мм. Масса полного комплекта 39 900 кг.

По ГОСТ 13862-90 для данного ОП соответствует 5 номер схемы обвязки оборудования (рис. 8).

 

 

 

Рис. 8. Схема обвязки противовыбросового оборудования. 

1 - превентор  плашечный; 2 - задвижка с ручным  управлением; 3 - крестовина; 4 - манометр  с запорным и разрядным устройствами; 5 — регулируемый дроссель с ручным управлением; 6 — гаситель потока; 7 — блок дросселирования; 8 - линия дросселирования; 9 - устье скважины; 10 - линия глушения; 11 - прямой сброс; 12 — вспомогательный пульт; 13 — гидроуправление превенторами с основным пультом; 14 — кольцевой превентор; 15 — отвод к сепаратору; 16 — задвижка с гидроуправлением; 17 — обратный клапан; 18 - отвод к буровым насосам; 19 - блок глушения; 20 - регулируемый дроссель с гидроуправлением; 21 — пульт управления дросселем; 22 — к системе опробывания скважины

Манифольд с блоком дросселирования и и блоком глушения МПБ 5-80x35 входящий в состав ОП-350х35 имеет следующие технические характеристики, (таблица 9).

Таблица 9 - технические характеристики манифольда с блоком дросселирование и блоком глушения МПБ 5-80x35.

Наименование параметра	Значение
Условный проход, мм	80
Давление рабочее, Мпа	35
Давление пробное, Мпа	70
Общая длина труб, не менее, м	112
Тип дроссельных устройств	С ручным управлением
Температура скважинной среды	150
Масса, кг	8260

 

Техническая характеристика станции СУ14-916 гидроуправления превенторами, (Табл. 10).

 

 

 

 

Таблица 10  - Техническая характеристика станции СУ14-916

Наименование параметра	Значение
Рабочее давление жидкости в пневногидроаккумуляторах, Мтта	25
Кол-во точек упарвления, шт	8
Вместимость масляного бака, л	1500
Давление зарядки азотом пневмогидроаккумуляторв, МТТАа	10
Объем жидкости в пневмогидроаккумуляторов при номинальном рабочем давлении, л	340
Тип основного насоса	Плунжерный
Тип привода вспомогательного насоса	Пневматический
Кол-во регулирующих клапанов, шт	2
Мощность электропривода основного насоса, кВт	34
Габаритные размеры (длина, высота, ширина), мм:
Основного пульта и насосной аккумуляторной станции	4500x2100x2700
Вспомогательного пульта	760x410x200
Масса, кг:
Основного пульта и насосной аккумуляторной станции	5450
Вспомогательного пульта	25
Комплектов трубопроводов длиной 30 м	3500

 

Блок дросселирования состоит из смонтированных на транспортной раме Двух или трех регулируемых дросселей, задвижек с ручным управлением, крестовин, тройников, гасителей потока, монтажных узлов, датчиков давления, манометров показывающих с разделителями сред (предохранителей манометра от засорения), таблица 11.

 

 

 

 

 

Таблица 11 – Блок дросселирования для манифольда МПБ 5-80x35.

	Наименование	Кол-во
1.	Фланец АФК с резьбой НКТ-73 ГОСТ 633-80	3
2.	Задвижка ЗМС 65x21	4
3.	Фланец манометрический с запорным краном и манометром	1
4.	Фланец АФК 65x21 с БРС-2	1
5.	Крестовина АФК 65x2	1

 

Блок глушения включает в себя смонтированные на транспортной раме тройник, задвижки с ручным управлением, обратный клапан, показывающий манометр с разделителем сред и запорным устройством, таблицу 12.

 

Таблица 12 – Блок глушения для манифольда МПБ 5-80x35.

	Наименование	Кол-во
1.	Фланец АФК 65x21 с резьбой НКТ-73 ГОСТ 633-80	2
2.	Задвижка ЗМС 65x21	2
3.	Фланец манометрический с запорным клапаном и манометром	1
4.	Фланец АФК 65x21 с БРС-2	1
5.	Тройник АФК 65x21	1

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Выводы.

На основе технического задания, был разработан проект бурового участка нагнетательной скважины.