ОБОРУДОВАНИЕ МОРСКИХ СКВАЖИН, ИХ ОСВОЕНИЕ И РЕМОНТ

Астраханский государственный технический университет

 

 

КУРС ЛЕКЦИЙ

 

дисциплина «Техника и технология разработки и эксплуатации нефтяных и газовых месторождений на море»

        специальность 090600 «Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений»

Кафедра «Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений».

                                                                                                                                

 

 

                                                                                                               Зав. кафедрой РЭНГ

                                                                                                               д.т.н. Саушин А.З.

 

 

                                                                                                               Разработано:

                                                                                                        доцент кафедры РЭНГ                                                                                                                                                                                                                             

                                                                                  Твердохлебов И.И.

                              

                                                                                              Протокол заседания

                                                                                         кафедры №_____

                                                               от « »     2008г.

 

 

АСТРАХАНЬ - 2008 г.

СОДЕРЖАНИЕ

ВВЕДЕНИЕ

1. ЭТАПЫ ДОБЫЧИ НЕФТИ И ГАЗА

2. ОСОБЕННОСТИ РАЗРАБОТКИ МОРСКИХ НЕФТЯНЫХ И ГАЗОВЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ

2.1. ОСНОВНЫЕ ВИДЫ ТЕХНИЧЕСКИХ СРЕДСТВ ДЛЯ ОСВОЕНИЯ

МОРСКИХ НЕФТЯНЫХ И ГАЗОВЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ

2.2. ГИДРОТЕХНИЧЕСКИЕ СООРУЖЕНИЯ ДЛЯ БУРОВЫХ УСТАНОВОК ПРИ ОСВОЕНИИ МОРСКИХ АКВАТОРИЙ

2.3. ПОНЯТИЯ ОБ ЭЛЕМЕНТАХ ГИДРОЛОГИЧЕСКОГО РЕЖИМА

2.4. ИНЖЕНЕРНЫЕ ИЗЫСКАНИЯ

ОБОРУДОВАНИЕ И ТЕХНОЛОГИЯ СТРОИТЕЛЬСТВА МОРСКИХ СКВАЖИН, ИХ ОСВОЕНИЕ И РЕМОНТ

3.1. НЕКОТОРЫЕ СВЕДЕНИЯ О БУРЕНИЕ СКВАЖИН В УСЛОВИЯХ МОРЯ

3.2. КОНСТРУКЦИЯ МОРСКИХ СКВАЖИН

3.3. ОБОРУДОВАНИЕ УСТЬЯ МОРСКИХ СКВАЖИН

3.4. ВНУТРИСКВАЖИННОЕ ОБОРУДОВАНИЕ

3.5. СОВМЕСТНО-РАЗДЕЛЬНЫЕ СПОСОБЫ ДОБЫЧИ ПЛАСТОВОЙ ПРОДУКЦИИ

3.6. ОСОБЕННОСТИ ОСВОЕНИЯ МОРСКИХ СКВАЖИН

3.7. ТИПИЧНЫЕ ОСЛОЖНЕНИЯ ПРИ БУРЕНИИ, ОСВОЕНИИ И ЭКСПЛУАТАЦИИ СКВАЖИН

3.8. КАПИТАЛЬНЫЙ РЕМОНТ СКВАЖИН

3.8.1. ВОЗВРАТНЫЕ РАБОТЫ

3.8.1.1.Возврат на вышележащий пласт

3.8.1.2.Возврат на нижележащий объект

3.8.2. ЛИКВИДАЦИЯ И КОНСЕРВАЦИЯ РАЗВЕДОЧНЫХ СКВАЖИН, ПРОБУРЕННЫХ С ПЛАВУЧИХ БУРОВЫХ УСТАНОВОК

3.8.2.1. Консервация скважин

3.8.2.2. Расконсервация скважин

ТЕХНИКА И ТЕХНОЛОГИЯ ЭКСПЛУАТАЦИИ МОРСКИХ СКВАЖИН

4.1. ПОДГОТОВКА МОРСКИХ СКВАЖИН К ЭКСПЛУАТАЦИИ

4.2. ФОНТАННАЯ ЭКСПЛУАТАЦИЯ

4.3. МЕХАНИЗИРОВАННЫЕ СПОСОБЫ ЭКСПЛУАТАЦИИ НЕФТЯНЫХ СКВАЖИН

4.3.1. ГАЗЛИФТНАЯ ДОБЫЧА НЕФТИ

4.3.2. ГЛУБИННОНАСОСНАЯ ЭКСПЛУАТАЦИЯ НЕФТЯНЫХ СКВАЖИН

4.3.2.1. Добыча нефти скважинными штанговыми насосами

4.3.2.2. Добыча нефти гидропоршневыми насосами

4.3.2.3. Добыча нефти электроцентробежными насосами

4.4. ЭКСПЛУАТАЦИЯ ГАЗОВЫХ СКВАЖИН

ТЕХНИКА И ТЕХНОЛОГИЯ РАЗРАБОТКИ МОРСКИХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ УВ

5.1. МНОГООБРАЗИЕ ТЕХНИЧЕСКИХ РЕШЕНИЙ ПРИ ОСВОЕНИИ МОРСКИХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ НЕФТИ И ГАЗА

5.2. МОРСКИЕ СТАЦИОНАРНЫЕ ПЛАТФОРМЫ (МСП)

5.3. ПЛАВУЧИЕ ДОБЫЧНЫЕ И ТЕХНОЛОГИЧЕСКИЕ ПЛАТФОРМЫ И СУДА

5.4. ВОДОПОДГОТОВКА НА МОРСКИХ МЕСТОРОЖДЕНИЯХ ДЛЯ ПОДДЕРЖАНИЯ ПЛАСТОВОГО ДАВЛЕНИЯ

5.5. СПЕЦИФИКА ЗАКАЧКИ ВОДЫ НА МОРСКИХ НЕФТЕГАЗОВЫХ ЗАЛЕЖАХ

5.5.1. МЕХАНИЧЕСКАЯ ОЧИСТКА

5.5.2. ФЛОТАЦИЯ

5.5.3. ХИМИЧЕСКАЯ ОЧИСТКА

5.5.4. ГИДРОЦИКЛОНЫ

5.5.5. ЦЕНТРИФУГИРОВАНИЕ

5.5.6. ФИЛЬТРОВАНИЕ

5.6. ПОДВОДНАЯ ДОБЫЧА УГЛЕВОДОРОДОВ

5.6.1. КОНСТРУКЦИИ УСТЬЕВ ПОДВОДНЫХ СКВАЖИН

ТЕХНИКА БЕЗОПАСНОСТИ И ОХРАНА ОКРУЖАЮЩЕЙ СРЕДЫ ПРИ РАЗРАБОТКЕ МОРСКИХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ

ЛИТЕРАТУРА

 

 

ВВЕДЕНИЕ

На сегодняшний день большинство крупных «сухопутных» месторождений нефти на территории нашей страны находятся на завершающей стадии разработки. Поэтому весьма актуальной проблемой является освоение ресурсов УВ в пределах континентальных шельфов - от ее решения во многом зависит обеспечения прироста запасов УВ сырья, компенсирующего рост добычи нефти и газа в нашей стране.

Проведение широкомасштабной и тщательной разведки запасов и осуществление опытной эксплуатации залежей акватории северных морей (Баренцева, Лаптевых, Карское, Восточно-Сибирское) сегодня затруднено в силу различных факторов:

- отсутствие развитой транспортной сети, которая обеспечивала бы бесперебойную доставку в зоны разработки необходимых материалов, оборудования, и дороговизна ее создания;

- тяжелые климатические условия;

- высокие затраты на создание систем сбора сырья и его транспорта;

- высокие затраты на бурение скважин непосредственно на море, связанные, в первую очередь, с использованием дорогих и немногочисленных буровых платформ и пр.

В отличие от северной акватории разведка и разработка морских месторождений углеводородов в нашей стране ведется уже достаточно давно на территории Южного Каспия (месторождения Гюргяны-море, Нефтяные Камни, Песчаный-море, Сангачалы-море и др.) и Охотского моря. В мире наиболее развитым местом в плане морской разработки месторождений УВ является Северное море, где преимущественно осуществляют добычу норвежские, британские, голландские и датские нефтяные компании.

В последние года объектом широкомасштабного поиска морских запасов УВ сырья стала акватория Северного Каспия как одна из высокоперспективных в отношении нефтегазоносности шельфовых зон. Серьезное изучение северной части Каспийского моря ведется более 10 лет. К подробным геолого-геофизическим исследованиям в 1995 году приступило ОАО «Лукойл». Общая площадь исследования составляет около 63 тыс. км². Суммарные затраты на геологоразведочные работы (без учета средств на буровую установку, создание и закупку специальных технических и технологических средств обеспечения и модернизации береговых сооружений) превысли 300 млн долларов США. В результате проведенных работ получены принципиально новые сведения, позволяющие высоко оценить перспективы как лицензионных участков ОАО «Лукойл», так и российского сектора моря в целом. Разведанные запасы позволяют начать добычу УВ и поддерживать ее на уровне 10 млрд м³ газа и 4 млн т нефти на протяжении 15-20 лет. С учетом прогнозной оценки и реализации в полном объеме программы геологоразведочных работ в 2016-2018 г.г. можно довести добычу до 50 млн т нефтяного эквивалента в год.

 

1. ЭТАПЫ ДОБЫЧИ НЕФТИ И ГАЗА

 

Процесс добычи нефти и газа включает три этапа. Первый — движение нефти и газа по пласту к скважинам, благодаря искусственно создаваемой разности давлений в пласте и на забоях скважин. Он назы­вается разработкой нефтяных и газовых месторождений. Второй этап — движение нефти и газа от забоев скважин до их устьев на поверхности. Его называют эксплуатацией нефтяных и газовых скважин. Третий этап - сбор продукции скважин и подготовка нефти и газа к транспортированиюпотребителям. В ходе этого этапа нефть, а также сопровождающие ее попутный нефтяной газ и вода собираются, затем газ и вода отде­ляются от нефти, после чего вода закачивается обратно в пласт для поддержания пластового давления, а газ направляется потребителям. В ходе подготовки природного газа от него отделяются пары воды, коррозионно активные (сероводород) и балластные (углекислый газ) компоненты, а также механические примеси.

 

 

2. ОСОБЕННОСТИ РАЗРАБОТКИ МОРСКИХ НЕФТЯНЫХ И

 ГАЗОВЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ

 

Освоение морских нефтяных и газовых месторождений коренным образом отличается от разведки и разработки их на суше. Сложность и специфика этих работ в море обусловливаются окружающей средой, инженерно-геологическими изысканиями, высокой стоимостью и уникальностью технических средств, медико-биологическими проблемами, вызванными необходимостью производства работ под водой, технологией и организацией строительства и эксплуатации объектов в море, обслуживанием работ и т. п.

Особенностью континентального шельфа нашей страны является то, что 75% акваторий расположено в северных и арктических районах, которые продолжительное время покрыты льдами, а это создает дополнительные трудности в промышленном освоении. Окружающая среда характеризуется гидрометеорологическими факторами, определяющими условия проведения работ в море, возможность строительства и эксплуатации нефтепромысловых объектов и технических средств. Основные из них: температурные условия, ветер, волнения, течения, колебания уровня воды (приливы - отливы, сгоны - нагоны), ледовый покров морей, химический состав воды, видимостью (туманы, низкая облачность, метели, осадки)  и др. Учет этих факторов дает возможность оценить их влияние на экономические показатели поисково-разведочных работ и морской добычи нефти и газа. Строительство морских нефтепромысловых сооружений требует проведения инженерно-геологических изысканий морского дна. При проектировании фундаментов нефтепромысловых сооружений особое внимание уделяют полноте и качеству инженерно-геологических изысканий грунтов на месте и в лабораториях. Достоверность и полнота данных в значительной мере определяют безопасность эксплуатации сооружения и экономичность проекта.

Самые большие проблемы в морских акваториях связаны со льдами и глубинами моря. В зависимости от направления и силы ветра, глубины моря и морских течений, рельефа местности и свойств льда ледовая обстановка непрерывно изменяется и ее трудно прогнозировать.

Прибрежная зона арктических морей большую часть года покрыта неподвижными припайными льдами. Судоходство здесь возможно лишь 2 — 2,5 месяца в году. В суровые зимы в закрытых заливах и бухтах арктических морей возможно бурение со льда и ледяного припая. Представляет опасность бурение со льда в периоды его таяния, разламывания и дрейфа. В то же время дрейфующий лед сглаживает волнение. Особенно это характерно для морей Карского, Лаптевых, Восточно-Сибирского и Чукотского. Здесь средняя повторяемость высоты волн до 3 м составляет 92 %, 3 —5 м — 6,5 %.

В последних годы проводятся большие работы по подводной эксплуатации скважин в условиях установившегося льда, когда устраняется возможность губительных воздействий льдов на технические средства, уменьшается навигационная и пожароопасность, обеспечивается экономичность разработки месторождения.

Для бурения и эксплуатации на акваториях опасны отрицательные температуры воздуха, вызывающие обледенение бурового основания и оборудования и требующие больших затрат времени и труда на приведение в готовность силового оборудования после отстоя.

Ограничивает время бурения на море также снижение видимости, которое в безледовый период чаще отмечается в ночные и утренние часы. Влияние пониженной видимости на процесс бурения на море можно уменьшить, применив на буровой установке и на берегу современную технику радиолокационного наведения и радиосвязи.

Буровые основания подвержены в море действию течений, связанных с ветровой, приливно-отливной и общей циркуляцией вод. Скорость течений в некоторых морях достигает больших значений (например, в Охотском море до 5 м/с). Воздействие течений изменяется во времени, по скорости и направлению, что требует постоянного контроля положения плавучей буровой установки (ПБУ) и даже перестановки ее якорей. Работа при течениях свыше 1 м/с возможна только при усиленных якорных устройствах и средствах их развоза.

В зоне высоких приливов и отливов обнажается дно большой части прибрежной акватории и резко увеличивается так называемая зона недоступности, в которую буровые суда не могут доставлять установки. Высота приливов даже на соседствующих морях и их участках различна. Так, в Японском море приливы практически не ощутимы, а в северной части Охотского моря они достигают 9-11 м, образуя при отливе многокилометровые полосы обнаженного дна.

Геоморфологические условия определяются очертаниями и строением берегов, топографией и почвой дна, удаленностью точек заложения скважин от суши и обустроенных портов и т.п. Для шельфов почти всех морей характерны малые уклоны дна. Изобаты с отметкой 5 м находятся на расстоянии 300—1500 м от берега, а с отметкой 200 м - 20 - 60 км. Однако имеются желоба, долины, впадины, банки.

Почва дна даже на незначительных площадях неоднородна. Песок, глина, ил чередуются со скоплениями ракушки, гравия, гальки, валунов, а иногда и с выходами скальных пород в виде рифов и отдельных камней.

Основная зона шельфа, разведываемая геологами, составляет полосу шириной от сотен метров до 25 км. Удаленность точек заложения скважин от берега при бурении с ледового припая зависит от ширины припайной полосы и для арктических морей достигает 5 км.

Балтийское, Баренцево, Охотское моря и Татарский пролив не имеют условий для быстрого укрытия плавсредств в случае шторма из-за отсутствия закрытых и полузакрытых бухт. Здесь для бурения эффективнее применять автономные ПБУ, так как при использовании неавтономных установок трудно обеспечить безопасность персонала и сохранность установки в штормовых условиях. Большую опасность представляет работа у крутых обрывистых и каменистых берегов, не имеющих достаточно широкой зоны пляжа. В таких местах при срыве неавтономной ПБУ с якорей ее гибель практически неизбежна.

В районах шельфа арктических морей почти нет обустроенных причалов, баз и портов, поэтому вопросам жизнеобеспечения буровых установок и обслуживающих их кораблей (ремонт, заправка, укрытие на время шторма) здесь необходимо придавать особое значение. Во всех отношениях лучшие условия имеются в Японском и внутренних морях России. При бурении и обслуживании эксплуатирующихся скважин в удаленных от возможных мест укрытий районах должна быть хорошо налажена служба оповещения прогноза погоды, а применяемые для бурения плавсредства должны обладать достаточной автономностью, остойчивостью и мореходностью.

Горно-геологические условия главным образом оказывают влияние на процесс бурения. Они характеризуются в основном мощностью и физико-механическими свойствами горных пород, пересекаемых скважиной. Отложения шельфа обычно представлены рыхлыми породами с включением валунов. Основными составляющими донных отложений являются илы, пески, глины и галька. В различных соотношениях могут образовываться отложения песчано-галечные, суглинки, супеси, песчано-илистые и т.д. Для шельфа дальневосточных морей породы донных отложений представлены следующими видами, %: илы - 8, пески - 40, глины - 18, галька - 16, прочие - 18. Валуны встречаются в пределах 4 - 6 % в разрезе пробуренных скважин и 10 - 12 % скважин от общего их количества.

С увеличением глубин моря резко возрастает стоимость разработки месторождений. На глубине 30 м стоимость разработки в 3 раза выше, чем на суше, на глубине 60 м — в 6 раз и на глубине 300 м — в 12 раз.

В последние годы проводятся большие научно-исследовательские работы и опытно-промышленная эксплуатация, как отдельных узлов, так и целых комплексов оборудования подводной эксплуатации скважин. Особого внимания заслуживает подводная эксплуатация морских месторождений в ледовых условиях. Это обусловлено устранением возможных действий льдов на технические средства, уменьшаются навигационная опасность, пожароопасность и обеспечивается экономичность разработки месторождения. Наибольшее препятствие проведения работ в глубоких водах — увеличивающийся разрыв между глубинами вод, на которых возможно бурение скважин, и глубинами вод, на которых на данном этапе экономически целесообразна добыча нефти или газа.

Проблемой пока являются прокладка и особенно обследование, и ремонт подводных трубопроводов в межледовый период. Эксплуатация морских технических средств, и в основном техники для подводных методов разработки, требует обеспечения безопасного ведения подводно-технических работ при ремонте и осмотре подводной части плавучих средств и гидротехнических сооружений. Наряду с решением технических вопросов необходимо решать ряд задач по медико-биологическому обеспечению жизнедеятельности человека, в том числе в экстремальных условиях, а также задач медико-технических аспектов тепловой защиты жизнедеятельности человека при проведении работ под водой.

Разведка и разработка морских нефтяных и газовых месторождений — сложные в техническом отношении операции, весьма дорогостоящие и связанные со значительным риском. Основные проблемы при освоении этих месторождений — проблемы техники и технологии производства этих работ.

Работы по разведке и разработке морских месторождений обычно ведутся в два этапа. На первом этапе производятся геологоразведочные работы в межледовый период, и в этом случае, возможно применять технику, которая работает в умеренных зонах. На втором этапе, при разработке месторождений, т. е. добыче, подготовке и транспорте нефти и газа, вследствие непрерывного производственного цикла, при котором процесс должен вестись круглый год, в том числе зимой, когда море покрыто льдом, требуется уникальная и надежная техника, технические и технологические параметры и конструктивные решения которой обусловливаются требованиями высокой надежности, долговечности, обеспечивающими безопасность работ в каждом конкретном районе.

 

2.1. ОСНОВНЫЕ ВИДЫ ТЕХНИЧЕСКИХ СРЕДСТВ ДЛЯ ОСВОЕНИЯ

МОРСКИХ НЕФТЯНЫХ И ГАЗОВЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ

 

Комплекс технических средств для освоения нефтяных и газовых месторождений состоит из большого количества типов и видов уникальных и дорогостоящих гидротехнических сооруже­ний, геологоразведочного, бурового и нефтепромыслового оборудования, систем связи, навигации, охраны окружающей среды и другой техники (табл. 2), включающей:

технику, предназначенную для изучения условий окружающей среды в районе производства работ. Для этих целей существует ряд научно-исследовательских служб, центров, организаций, за­нимающихся комплексным изучением окружающей среды, разработкой программ и методик и оснащенных техническими средствами, включающими научно-исследовательские гидроме­теорологические станции, автоматические станции на свайных сооружениях, технику по изучению батиметрических условий, химического состава воды, волнения, течений и т. п.;

технические средства связи и навигации, состоящие из комп­лекса аппаратуры, позволяющей использовать через геостационарные спутники связи большое количество телефонных и телеграфных каналов связи с большой степенью надежности (99,9%), широко применять спутниковые навигационные системы, работающие в автоматическом режиме и т. п.;

технические средства для производства геофизических работ, состоящие из геофизических судов, аппаратуры и оборудования для автоматической обработки информации, многоканальных цифровых сейсмических станций, обеспечивающих обработку данных на борту судна и подготовку материала для ввода данных в ЭВМ. Координаты производства работ определяют через спутники связи;

технические средства для глубокого разведочного бурения (СПБУ, ППБУ, БС), подводный устьевый комплекс;

технические средства для геолого-инженерных изысканий, включающие средства колонкового бурения, специальные суда детальных исследований с обработкой данных на ЭВМ;

технику эксплуатационного бурения и добычи нефти и газа, состоящую из морских стационарных платформ различных типов и конструкций, оборудования для добычи нефти и газа, техни­ческих средств для подводной добычи нефти и газа, системы управления и контроля, технических средств для освоения и Добычи нефти и газа в северных и арктических акваториях;

технические средства для подготовки и транспорта нефти и газа, включающие морские гидротехнические сооружения, бере­говые базы хранения нефти и газа, нефтегазопроводы, системы управления и контроля за транспортировкой нефти и газа и пр.;

технические средства для строительных и монтажных работ на гидротехнических сооружениях, МСП, различных типов и других строительных объектов, средства строительства трубопроводов (подводных и наземных), краново-монтажные суда, спускные и транспортные баржи, подъемно-монтажные средства береговых баз, сваебойное оборудование, трубоукладочные баржи и др.;

подводную и водолазную технику, состоящую из обитаемых (нормобарических и гипербарических) и необитаемых аппаратов (плавучих и донных), судов-носителей, систем жизнеобеспечения, снаряжения водолазов и акванавтов и пр.;

технические средства для обслуживания работ в море, состоящие из многоцелевых судов, буксиров, буксиров - раскладчиков якорей, пожарных судов, оборудования береговых баз обслуживания, специальных судов, судов по ликвидации открытых фонтанов, пассажирских судов, вертолетов и другой техники;

технические средства по предотвращению загрязнения окружающей среды: судов - сборщиков разлитой нефти, боковых заграждений химических реагентов по нейтрализации загрязняющих и токсичных продуктов и пр.

 

2.2. ГИДРОТЕХНИЧЕСКИЕ СООРУЖЕНИЯ ДЛЯ БУРОВЫХ УСТАНОВОК ПРИ ОСВОЕНИИ МОРСКИХ АКВАТОРИЙ

 

В программе работ по освоению нефтегазоносных районов выделяют следующие стадии: поиски, разведка и разработка выявленных скоплений УВ. Различные стадии работ определяют выбор технологий, и гидротехнические объекты для решения поставленных задач. На стадии поисково-разведочных работ количество поисковых и разведочных скважин определяется первым десятком. Расстояние между скважинами превышает десятки и сотни километров. В этом случае для строительства скважин требуются мобильные, подвижные плавучие буровые установки, способные в короткие сроки переместится с одной точки строительства скважины на другую точку порой удаленную на десятки и сотни километров. В мировой практике геологоразведочное бурение в море при поиково-разведочных работах производят с мобильных плавучих буровых средств: буровых судов, барж, плавучих установок самоподъемного, полупогружного и погружного типов. Строительство и местоположение следующих скважин выбирается по результатам пробуренных.

В мировой практике производства буровых работ в море определились направления в области создания ПБС, при которых при выборе типа ПБС учитываются конкретные условия (глубина моря, состояние грунта, волнение, ледовая обстановка, цель бурения и т. п.).

Один из основных факторов, влияющих на выбор типа буровых плавсредств,— глубина моря на месте бурения. Вместе с тем по мере накопления опыта, развития техники и технологии бурения и расширения районов буровых работ менялись рекомендации по применению ПБС в зависимости от глубин. В настоящее время СПБУ применяются на глубинах акваторий до 120 м и более. Плавучие установки полупогружного типа используют для геологоразведочных работ на глубинах акваторий до 200—300 м с якорной системой удержания над устьем бурящейся скважины и свыше 200—300 м с динамической системой позицирования (стабилизации).

Буровые суда (БС) благодаря их более высокой маневренности и скорости перемещения, большей автономности по сравнению с плавучими установками полупогружного типа (ППБУ) в основном применяют для бурения поисковых и разведочных скважин в отдаленных районах при глубинах моря до 1500 м и более. Большие запасы (до 100 дней работы) обеспечивают бурение нескольких скважин, а большая скорость передвижения (до 24 км/ч) — быструю их перебазировку с законченной бурением скважины на новую точку. Недостатком БС, по сравнению с ППБУ, является их относительно большее ограничение в работе в зависимости от волнения моря. Так, вертикальная качка буровых судов при бурении допускается до 3,6 м, а ППБУ - до 5 м. Так как ППБУ обладает большей остойчивостью (за счет погружения нижних понтонов до 30 м и более) по сравнению с буровыми судами, то вертикальная качка ППБУ составляет 20—30% высоты волны. Таким образом, бурение скважин ППБУ практически осуществляют при значительно большем волнении моря, чем бурение с БС. Недостаток ППБУ - малая скорость передвижения с законченной бурением скважины на новую точку.

В отличие от стадии поисково-разведочных работ, на стадии разработки скоплений УВ, особенно на первом ее этапе, необходимо строительство большого количества эксплуатационных скважин по сетке разработки. Для этих целей необходимо размещение на акватории будущего месторождения гидротехнических сооружений с расположенным на нем основным и вспомогательным оборудованием. Гидротехнические сооружения с расположенным оборудованием в течение длительного срока (не менее 25 лет) будут эксплуатироваться в жестких морских условиях. При небольших глубинах моря возможна отсыпка грунта акватории, строительство эстакад и других гидротехнических сооружений.

В бывшем СССР освоение морских богатств начиналось засыпкой в 1909 г. морской бухты и последующего бурением с засыпанной территории. В 1934 г. на Каспийском море началось освоение морского месторождения (Нефтяные Камни) путем строительства металлических платформ.

С 40-х гг. началось освоение моря с использованием металлических свайных оснований при глубине моря до 10м.

Важным этапом в создании технических средств, позволивших активно начать в 50-х г.г. добычу на море нефти, а позднее и газа, явились разработка проектов и строительство металлических эстакад, получивших широкое распространение на Каспии с 1947 г.

 Эстакады представляют собой металлический мост, достигающий иногда десятков километров, далеко вдающийся в открытое море (рис. 1.). Эстакада является главным направлением и путем для транспорта к скважинам оборудования, инструмента и материалов, а также для монтажа в надводной ее части трубопроводов, линий электропередач и связи. К эстакаде в определенных интервалах примыкают площадки под скважины, пункты для сбора нефти и газа и резервуары для нефти.

 Особенность организации нефтегазодобычи на морских акваториях с использованием эстакад состоит в том, что скважины на приэстакадных площадках

 

 

Рис.1. Эстакада

 

располагаются группами (кустами), поэтому большинство скважин являются наклонно-направленными.

Как показал опыт, уплотнение расположения нескольких кустов на одной общей площадке оказалось достаточно эффективным. При этом снижается стоимость оснований в расчете на одну скважину. Наличие большого числа кустовых скважин, расположенных на одной расширенной площадке в определенном порядке, способствует лучшей их эксплуатации. Большая площадь основания позволяет устанавливать мерники и емкости для сбора и хранения нефти. Преимущество разработки морских месторождений при помощи эстакад заключается в том, что значительно облегчается производственный процесс разработки. Все необходимые грузы транспортируются по эстакаде, на которой для этой цели проложены железнодорожный путь, путь для автомашин и пешеходов (рис. 2.). Эстакаду монтируют путем постепенного наращивания очередных металлических секций в ее головной части.

Рис. 2. Проезжая часть эстакады:

1 – нефтепровод; 2 - трубопровод морской воды; 3 - трубопровод питьевой воды; 3 - зона прокладки кабельных линий

С выходом на морские месторождения, значительно удаленные от берега, а также необходимостью снижения зависимости сроков строительства от метеоусловий, встал вопрос об усовершенствовании строительства отдельных платформ

для морской нефтедобычи. В этой связи, отдельные элементы платформ

подводной и надводной частей строятся на суше в заводских условиях, а затем на специальных морских судах вывозятся в море, где собираются в мощную платформу.

В свое время для бурения и эксплуатации скважин в районе Нефтяных камней, где глубина моря достигает 27-29 м, наибольшее распространение получили основания, в которых главными несущими элементами были блоки с четырехъярусной подводной частью (рис. 3).

 

 

Рис. 3. Основание типа МОС с буровой установкой на море: 1 - буровая вышка; 2 - основание типа МОС; 3 - основание под культбудку.

 

Эти крупноблочные конструкции, получили название МОС и позволили освоить глубины более 20 м, сократив расходы на строительство на 20%.

Несмотря на все это следует признать, что до сих пор наша страна в освоении шельфа, бурении на акваториях окружающих океанов и морей серьезно отстает от ряда зарубежных стран.

Продолжая анализ развития морских стационарных оснований, отметим, что особенно большой скачок в освоении морских нефтяных и газовых месторождений произошел в области решения ряда технологических и технических задач в Северном море.

В 1970-1980 гг. в Северном море были установлены железобетонные платформы гравитационного типа, удерживаемые на дне моря за счет большой собственной массы (рис. 4).

Необходимость бурения на глубинах моря, превышающих возможности оснований гравитационного типа, привела к созданию в начале так называемых полупогружных плавучих буровых установок (ППБУ), которые получили сегодня наиболее широкое распространение (рис. 5).

В последнее время для строительства скважин стали использоваться под-

Рис. 4. Гравитационных основания с опорами под буровые платформы в форме башни из бетона (а), двух стальных колонн (б), металлической фермы (в).

 

водные буровые сооружения. Подводные буровые агрегаты или станки (ПБА или ПБС) состоят из исполнительных и приводных механизмов, способных работать под толщей воды и обеспечивать многократное цикличное выполнение всех технологических операций при бурении скважин: спуск, подъем и наращивание бурового снаряда, разрушение пород забоя, отбор керна или непосредственный замер его характеристик в скважине.

Сегодня комплекс технических средств для освоения морских нефтяных и газовых месторождений состоит из большого числа типов и видов уникальных и дорогостоящих гидротехнических сооружений, геологоразведочного, бурового и нефтепромыслового оборудования, систем связи, навигации и охраны окружающей среды.

    Рис. 5. Полупогружная плавучая буровая установка "Седко-701"

 

2.3. ПОНЯТИЯ ОБ ЭЛЕМЕНТАХ ГИДРОЛОГИЧЕСКОГО РЕЖИМА

 

Для размещения гидротехнических сооружений как мобильных, так и стационарных необходимо знание гидрологического режима и его элементов которые включают.

Уровень моря. Под средним уровнем в данном пункте обычно понимается среднеарифметическое значение высот уровней в рассматриваемом пункте над принятым нулем поста, зафиксированных за определенный период времени.

Методики вычисления уровней приведены в Руководстве по расчету элементов гидрологического режима в прибрежной зоне морей и в устье рек при инженерных изысканиях.

Волнение. В соответствии с нормативным документом принята следующая терминология:

гравитационные волны ветровые — вызванные ветром волны, в формировании которых основную роль играет сила тяжести;

поступательные (бегущие) волны — волны, видимая форма которых перемещается в пространстве;

стоячие волны — волны, видимая форма которых в пространстве не перемещается;

система волн — последовательные волны, имеющие одно происхождение;

приливные волны - возникают под действием сил взаимодействия масс воды, луны и солнца;

барические волны образуются в результате колебания атмосферного давления;

сейсмические волны связаны с тектоническими явлениями;

волны корабельные возникают при движении судна.

Причины возникновения волн разнообразны. Наиболее распространены ветровые волны, которые после прекращения ветра переходят в так называемые волны зыби. Крупные океанские ветровые волны движутся с большой скоростью (15—20 м/с и более). Для изучения волн необходимы знания гидростатики и гидродинамики.

В табл. 1 приведена шкала степени волнения.

                                                                                                       Таблица 1

Шкала степени волнения

Баллы	Высота волны h, м	Словесная характеристика волнения
0	-	Волнение отсутствует
1	0 -0,25	Слабое
2	0,25 – 0,75	Умеренное
3	0,75 – 1,25
4	1,25 – 2,0	Значительное
5	2,0 – 3,5
6	3,5 – 6,0	Сильное
7	6,0 – 8,5
8	8,5 – 11,0	Очень сильное
9	11,0 и более	Исключительное

Течения. Если для мореплавания основной интерес представляют данные о течении на определенный день и час, то для проекти­рования гидротехнических сооружений в первую очередь требу­ется знание режима течений, т. е. какие течения и как часто наблюдаются (скорость, направление). Расчеты приведены в Руководстве по расчету элементов гидрологического режима в прибрежной зоне морей и в устье рек при инженерных изысканиях.

Температура воды. При проектировании гидротехнических сооружений необходимо знать температуру воды, пределы ее измерений, а также вероятность появления температуры той или иной величины. Температуру рассчитывают по статистиче­ским данным за определенный период с применением методов математической статистики.

Приливы. Приливы классифицируются следующим образом: лунные (астрономические), ветровые нагоны и приливы, вызы­ваемые разностью давлений. Сумму всех этих приливов называют штормовым нагоном. При проектировании стационарных платформ высота штормового нагона воды является точкой отсчета, на которую накладываются штормовые волны.

Учитывают также и другую информацию о воздействии окружающей среды (осадки, туман, ветровые охлаждения, температура окружающей среды и др.).

Ледовые условия. Большое влияние на гидротехнические сооружения оказывает воздействие ледовых нагрузок. Поэтому необходимо иметь достоверную информацию о ледовых условиях (виды льдов, их характеристики, подвижность и другие данные).

По структуре льды бывают:

игольчатые (прочные, прозрачные);

губчатые (на дне много примесей, грязи, кристаллы не ориен­тированы) ;

зернистые (снежного происхождения):

а) начальные виды льдов. К ним относятся: ледовые иглы, ле­довое сало (серо-свинцового цвета), снежура — комообразу-ющая вязкая масса от выпавшего снега, шуга — пористые белесоватые куски, блинчатые льды серого цвета диаметром от 30 см до 3 м и толщиной 10—15 см и кидас — толщиной до 10 см, склянка — хрупкая ледяная корка;

б) молодые льды. Серый лед толщиной до 15 см, серо-белый толщиной 15—30 см;

в) однолетние льды. Тонкие льды толщиной 30—70 см, сред­ние — толщиной 70—120 см и толстые — толщиной более 120 см;

г) старые льды. Остаточный однолетний лед толщиной 60— 180 см и многолетние толщиной до 3 м и более.

припай — сплошной, распространенный на сотни километров, могучий лед, спаянный с берегом или дном. Толщина 2—3 м. В бухтах и высоких широтах бывает и многолетний припай. Иногда мощность его такая, что он лежит на грунте. Если тол­щина более 2 м, то его называют шельфовым льдом. Образова­ние льда начинается с узкой полосы 100—200 м.

стамухи — севшие на мель большие торосистые образования, одинокие или «цепочки» (Северный Каспий). В сибирских морях припай распространяется до глубин моря 25 м. За припаем образуется дрейфующий лед.

Дрейфующий лед бывает: блинчатый (из припая), ледяное поле — плоский кусок льда, образующийся из припая более 20 м в поперечнике. Ледяное поле размером более 20 км в попереч­нике называют гигантским, 2—10 км — обширным, 0,5—2 км— большим, 20—100 м — обломками, менее 20 м — мелкобитым льдом и менее 2м — тертым льдом.

несяки — большие торосы, смерзшиеся вместе и одинокие. Выступают иногда над уровнем моря до 5 м.

В море можно увидеть все виды дрейфующего льда в постоян­ном движении. Они скапливаются и рассеиваются. Скопления могут быть большие, если поперечник их более 20 км, средние, если поперечник 10—15 км, и пятна льда, если поперечник менее 10 км. Ледяные массивы составляют несколько сот квад­ратных километров. Пояса льда — скопления льда, где длина больше ширины и составляет 1 —100 км и более.

Льды создают огромные нагрузки на платформы и другие гидротехнические сооружения. Поэтому достоверная и полная информация о льдах в значительной степени позволяет опре­делить оптимальные параметры и характеристики, а также конструктивные решения гидротехнических сооружений и другой морской нефтепромысловой техники.

 

ИНЖЕНЕРНЫЕ ИЗЫСКАНИЯ

 

Строительство морских гидротехнических сооружений требует проведения целого комплекса инженерных (инженерно-геодезические, инженерно-геологические, инженерно-гидрометеорологические) изысканий на месте строительства и в лабораторных условиях, которые определяют в соответствии со СНиП II-9—78.

Объем и состав инженерных изысканий для строительства морских гидротехнических сооружений определяются по программам, разработанным изыскательскими организациями в соответствии с техническими заданиями заказчика. Состав, объем и технические требования к производству инженерных изысканий регламентируются соответствующими инструкциями, утвержденными или согласованными с Госстроем РФ и дру­гими заинтересованными ведомствами и организациями.

Программа инженерных изысканий включает наименование и местоположение объекта с указанием административной при­надлежности района (участка) изысканий; краткую физико-географическую характеристику района и местных условий (особенности рельефа, климата, неблагоприятных природных процессов и явлений), влияющих на производство изыскательских работ;

сведения об изученности района; результаты анализа имеющихся материалов и рекомендаций но их использованию, обоснования категории сложности природных условий, состава, объемов, методов и последовательности выполнения изысканий; обоснование площадей и мест проведения отдельных видов изысканий; требования, связанные с охраной окружающей среды при проведении изысканий; особые требования к организации и технологии производства и безопасности ведения изыскательских работ.

Материалы инженерно-геологических изысканий должны обеспечить составление прогноза возможных изменений при строительстве и эксплуатации сооружения, гидрогеологических условий, состояния и свойств грунтов, развитие физико-геологических процессов.

Данные исследований морского дна необходимы на следу­ющих этапах проектирования сооружения:

определения места строительства и типа сооружения; проектирования сооружения;

разработки технических требований для производства строительных работ; монтажа;

контроля за сооружением во время эксплуатации.

На первом этапе информация о грунтах может быть пред­варительной, а на последующих требуются детальные данные исследований. Предварительные исследования включают: не­глубокое сейсмическое профилирование по широкой сетке с использованием отражательных систем; батиметрические изыска­ния и топографию морского дна; отбор проб грунта на участках, выбранных на основании акустического профилирования; бурение одной-двух скважин с отбором кернов для корреляции с данными акустических исследований. Сюда могут входить также измерения течений и волн.

Исследование пород грунтов проводят на глубинах их зале­гания ниже, чем пород, воздействие на которые окажут элементы платформы (сваи и др.) после ее установки. Грунтовые иссле­дования включают взятие проб в придонной зоне до глубины 12 м ниже уровня дна и путем отбора образцов напластования через интервал 3 м до глубины 60 м и через 7,5 м ниже 60 м. У морского дна пробы отбирают через 1 м.

                                                   

 

ОБОРУДОВАНИЕ МОРСКИХ СКВАЖИН, ИХ ОСВОЕНИЕ И РЕМОНТ

3.1. НЕКОТОРЫЕ СВЕДЕНИЯ О БУРЕНИЕ СКВАЖИН В УСЛОВИЯХ МОРЯ

 

Наличие над придонным устьем скважины водного пространства вынуждает применять для бурения на акваториях специальные основания или морские буровые установки (МБУ). Главный элемент МБУ — основание, на котором размещается платформа с персоналом, буровым оборудованием и специальной аппаратурой для выполнения комплекса работ, связанных с бурением скважин на море.

В мире имеется множество организаций, занимающихся бурением скважин на море (рис.6). Практически каждая из этих организаций разрабатывает или заказывает свой тип МБУ, определяемый назначением и параметрами скважин, условиями и объемами бурения, возможностями конструирования и материального

 

 

Рис. 6. Классификация типов оснований и установок для разбуривания

подводных площадей

обеспечения строительства. Поэтому к настоящему времени известно большое количество типов МБУ, обладающих различными эксплуатационно-технологи-ческими возможностями.

Необходимость обоснованного выбора типа МБУ для бурения скважин конкретного назначения в конкретных условиях требует систематизации или классификации установок по определенным признакам. Прежде всего, целесообразно классифицировать МБУ по возможности их передвижения с одной точки бурения на другую. По этому признаку можно выделить две основные группы МБУ или их оснований: стационарные и передвижные, т.е. транспортируемые на плаву.

Передвижные установки в зависимости от места расположения бурового оборудования относительно придонного устья скважины подразделяют на подводные и надводные. Первые на период бурения устанавливают на дно моря. Вторые в зависимости от точности удержания их над скважиной во время бурения можно разделить также на две группы: опирающиеся на дно моря и находящиеся на плаву.

Морские буровые основания и установки отличаются друг от друга конструктивно, назначением и параметрами, способами стабилизации на точке бурения и управления процессом их работы при бурении. Но, так или иначе каждое основание или установку можно отнести к одному из названных основных типов.

Стационарные основания бывают в виде искусственных полуостровов и островов: образуемых после заграждения части прибрежной акватории дамбой и откачки из нее воды; насыпаемых или намываемых из местных материалов; образуемых путем искусственного намораживания льда; возводимых на установленных на морское дно металлоконструкциях

В практике бурения скважин на море широко применяются комплексы подводного устьевого оборудования, устанавливаемые на морском дне. Такое расположение позволяет наибольшие смещения плавсредства от центра скважины, а установленное на морском дне оборудование меньше подвержено механическим повреждениям.

Комплекс подводного устьевого оборудования (ПУО) предназначен для следующего:

-направления в скважину бурильного инструмента, обеспечения замкнутой циркуляции бурового раствора, управления скважиной при бурении и др.;

-наземного закрытия бурящейся скважины с целью предупреждения возможного выброса из скважины при аварийных ситуациях или при отсоединении буровой установки в случае больших волнений моря.

Существует несколько конструкций ПУО, обеспечивающих бурение скважин на различных глубинах моря, начиная с 50 до 1800 м и более.

Недостаток размещения ПУО на дне моря - сложность управления эксплуатации и ремонта. На рис. 7 в качестве примера дана схема расположения подводного комплекса устьевого оборудования на полупогружной плавучей буровой установке (ППБУ). На палубе ППБУ-8 постоянно смонтировано следующее:

- натяжные устройства 1 с направляющими роликами 2, поддерживающие водоотделяющий стояк в постоянно натянутом состоянии и компенсирующие перемещения ППБУ относительно стояка, соединенного нижним концом с противовыбросовым оборудованием (ПО);

Рис. 7. Схема расположения двухблочного подводного комплекса устьевого оборудования на ГШБУ

 

- лебедки 4 с приводом для намотки и хранения многоканальных шлангов дистанционного управления ПО;

- лебедки 5 для подъема и спуска многоканальных шлангов 9 и коллекторов 11 дистанционного гидравлического управления;

- главная электрическая панель бурильщика 3 для управления ПУО и мини-панель 6, гидравлическая силовая установка 7 с гидронасосами и пневмогидравлическими аккумуляторами;

- манифольд регулированием дросселирования и глушения скважины 17;

- блок противовыбросового оборудования 18;

-   компенсатор вертикальных перемещений бурильной колонны, подвешенный на вышке;

- натяжные устройства 19, поддерживающие направляющие канаты постоянно натянутыми и компенсирующие перемещение платформы относительно подводного устьевого оборудования.

Подводный комплекс состоит из водоотделяющей колонны (морского стояка) 10, многоканальных шлангов 9, 15 коллекторов И, плашечных превенторов 12, опорно-направляющего основания 13, опорной плиты 14, направляющих канатов 16, верхней и нижней гидравлических муфт, шарового соединения (углового компенсатора), телевизионной камеры, телескопического компенсатора и других узлов.

 

3.2. КОНСТРУКЦИЯ МОРСКИХ СКВАЖИН

 

Под скважиной понимается цилиндрическая выработка, проведенная с поверхности с помощью комплекса специальных механизмов и имеющая очень небольшое, по сравнению с глубиной, поперечное сечение.

Скважины могут быть вертикальными, наклонно-направленными и горизонтальными. Начало скважины на дневной поверхности именуется устьем, а конец, находящийся во вскрытой толще - забоем. Стенки скважины образуют ее ствол, который укрепляют спуском обсадных труб и их цементированием.

Бурение скважин осуществляется путем последовательного разрушения, горных пород и выноса их обломков на дневную поверхность (часто процесс бурения именуют термином строительство скважины).

В нефтегазовой отрасли скважины по своему назначению подразделяются: на опорные, параметрические, структурные, поисковые, разведочные, эксплуатационные, нагнетательные, наблюдательные, инжекционные и поглощающие. Несмотря на различия в назначении, нередко функции скважин меняются, в зависимости от конкретных обстоятельств: например эксплуатационные скважины переходят в разряд нагнетательных; разведочные могут стать эксплуатационными и т.д.

Подобные изменения обусловлены, прежде всего, экономическими и геолого-техническими соображениями, поскольку бурение скважин требует значительных затрат.

Под конструкцией скважины понимается комплект обсадных труб разного диаметра последовательно спущенных в скважину.

В целом конструкцию скважины образуют:

- направление;

- кондуктор;

- промежуточная (техническая) колонна;

- хвостовик;

- эксплуатационная колонна.

Направлением называется первая сверху колонна, которая предназначается для предотвращения размыва неустойчивых пород.

В морских скважинах направление спускают на глубину 100—350 м в зависимости от ее общей глубины, а в некоторых особо опасных случаях (в том числе в сейсмических районах) — до глубины 1000 м.

Кондуктор - следующая обсадная колонна, с помощью которой крепят ствол скважины и изолируют ее от верхних, водоносных горизонтов. Кондуктор спускают через направление. Диаметр кондуктора 273—426 мм, глубина спуска 1—3 км. В морских условиях кондуктор цементируется до устья скважины, чтобы повысить ее прочность.

Промежуточная(техническая) колонна спускается через кондуктор, с ее помощью предотвращается поглощение бурового раствора и решаются другие технические вопросы. В некоторых случаях спускается несколько промежуточных колонн.

Хвостовик - укороченная промежуточная обсадная колонна, которая используется в многоколонных скважинах с целью экономии металла. Обычно хвостовик спус­кают так, чтобы его верхняя часть примерно на 50 м заходила в предыдущую, обсадную колонну.

В морских условиях подобную колонну используют довольно редко.

Эксплуатационная колонна спускается последней, и также как и все предыдущие, обсадные колонны на море цементируется от проектной глубины до устья. Диаметры эксплуатационных колонн 114, 129, 141, 146, 168, 219 и 245 мм (последние — на газовых высокодебитных месторождениях).

В нефтегазопромысловой практике (и при проектировании строительства скважин) обсадные колонны, включая и эксплуатационные, рассчитываются на прочность при выборе сортамента труб, а для герметизации резьбовых соединений используются различные смазки, рассчитанные на высокие температуры в пластах.

На рис. 8 показана конструкция обычной скважины.

 

Рис. 8. Конструкция скважины и соответствующего ей ствола:

1 — направление; 2 — кондуктор; 3 — промежуточная колонна; 4 — хвостовик (потайная колонна); 5 — эксплуатационная колонна

 

Таким образом, конструкция скважины определяется следующими основным параметрами: геологическим разрезом месторождения, ожидаемым дебитом скважины и физическими свойствами добываемых флюидов, диаметром эксплуатационной колонны (которая в свою очередь позволит выбрать диаметр насосно-компрессорных труб для заданного дебита), способами эксплуатации, дальнейшей возможностью возврата на вышележащий продуктивный горизонт или углубления скважины с то же целью. Наклонные скважины дополнительно характеризуются еще целым рядом параметров. По завершении работ по цементированию обсадные колонны обвязывают колонными головками различных конструкций, устанавливаемыми на устье скважины. Современные технологии бурения позволяют осваивать прибрежные месторождения, расположенные в 8— 12 км от берега, с помощью горизонтальных скважин, устья которых находятся на суше, а призабойная зона – в продуктивном пласте. На рис. 9 представлен примерный профиль такой скважины.

Эти скважины бурятся с большим отходом от вертикали (в настоящее время показатель отхода достигает 10 км).

Для их строительства необходима установка мощностью в 3 000 л.с., с номинальной глубиной бурения до 12 000 м.

 

Рис. 9. Профиль горизонтальной скважины на месторождении Одопту-море

 

3.3. ОБОРУДОВАНИЕ УСТЬЯ МОРСКИХ СКВАЖИН

 

В зависимости от ожидаемых давлений и дебитов при заканчивании морской скважины подбирается соответствующее устьевое оборудование. Необходимо также обеспечить безопасность работ и пребывание обслу­живающего персонала на платформе, предотвратить загрязнение окружающей среды. Устья морских скважин, расположенных на стационарных платформах, оснащают: колонной головкой и фонтанной арматурой.

Колонной головкой обвязывают обсадные колонны. Наиболее универсальны клиновые головки (рис. 10), состоящие из корпуса 4, навинчиваемого на

верхний конец предыдущей, обсадной колонны; пьедестала 1, который устанавливают на фланец корпуса и крепят к последнему болтами; клиньев 2, при помощи которых подвешивают внутреннюю колонну (т.е. первую промежуточную колонну - на головке кондуктора, вторую промежуточную колонну - на головке первой и т.д.); уплотнительных устройств 3 для обеспечения герметичности всех

соединений. В теле корпуса и пьедестала имеются боковые отверстия 5, закрытые пробками. После обвязки двух колонн в одно из таких отверстий ввинчивают кран высокого давления для контроля при помощи манометра за давлением в межколонном пространстве. При необходимости через этот кран отводят газ на факел. При обвязке колонн, перекрывающих газоносные либо нефтеносные пласты с повышенным коэффициентом аномальности, целесообразно в одно из отверстий вставить и приварить к корпусу (или пьедесталу) патрубок с краном высокого давления, через который при необходимости можно было бы закачать в заколонное пространство промывочную жидкость для устранения газопроявления.

Перед обвязкой обсадную колонну, которая с момента окончания цементирования остается подвешенной на крюке буровой установки, натягивают с расчетным усилием и при помощи клиньев подвешивают к головке, после чего на верхний конец колонны навинчивают пьедестал и соединяют последний с фланцем корпуса головки.

В настоящее время сконструировано специальное оборудование (ктушка), позволяющее проведение технологических операций по установки противовыбросового оборудования (при бурении скважины) и фонтанной арматуры (при эксплуатации скважины) рис. 11.

 

                                                                                                             

Рис. 11. Схема оборудования устья скважины

Фонтанная арматура на устье скважины позволяет:

- проводить работы по освоению и пуску в эксплуатацию фонтанной или комрессорной (газлифтной) скважины;

- закачивать в скважину сжатый газ, жидкость и их смеси;

- направлять продукцию скважины в сборный манифольд для распределения по технологическим линиям;

- регулировать отбор из скважины;

- замерять забойное, устьевое, кольцевое и затрубное давления;

- проводить различные исследовательские операции (в том числе с помощью
канатной техники) и геолого-технические мероприятия (по очистке подъемных труб от парафина, солей и т.д.);

- глушить скважину прокачкой жидкости глушения по прямой или обратной
схеме либо закрыть ее на определенное время.

Фонтанная арматура состоит из трубной головки, фонтанной елки, запорных устройств с ручным, дистанционным и автоматическим управлением и регулирующих устройств.

Трубная головка, устанавливаемая на колонную головку, предназначена для подвески одного или двух рядов подъемных труб, герметизации затрубного пространства контроля за давлением, а также для выполнения технологических операций при освоении, эксплуатации и ремонте скважин.

Колонны подъемных труб подвешивают к фонтанной арматуре на резьбе трубной головки или на муфтовой подвеске.

Фонтанная елка, устанавливаемая на трубной головке, предназначена для транс­портирования продукции скважины через манифольд на нефтегазопромысловое оборудование (и реже в трубопроводы), для перекрытия или перевода потока продукции скважины с одной струны на другую, регулирования режима эксплуатации проведения исследовательских ремонтных работ и технологических операций, измерения давления и температуры среды.

Елка может быть тройниковой (одно- или двухструнной) либо крестовой (двух струнной).

Арматуру с двухструнной елкой применяют для тех скважин, на которых нежелательно перекрывать поток продукции при замене узлов и деталей.

При тройниковой двухструнной елке необходимо направлять продукцию скважины по верхней струне, при крестовой — по любой из струн.

По запасным струнам продукция скважины направляется в тех случаях, когда заменяют быстроизнашивающиеся детали дросселя, задвижки или ремонтируют рабочие струны.

По требованию заказчика боковые струны могут быть оборудованы двумя запорными устройствами, одно из которых (первое от ствола арматуры) запасное, а второе — рабочее. Давление контролируют манометрами. Вентиль под манометр служит для его разобщения с рабочей полостью арматуры и снижения давления до атмосферного. На промежуточных фланцах боковых отводов предусматривают отверстия под карман для термометра.

Боковые струны арматуры оканчиваются ответными фланцами для приварки к линиям манифольда. На фланцах боковых отходов трубной головки и фонтанной елки предусмотрены отверстия для подачи в затрубное пространство и в ствол елки ингибиторов коррозии и гидратообразования. В качестве запорных устройств в арматуре применяются задвижки с двухпластинчатым шиберным затвором с уплотнением металл-по-металлу и с автоматической подачей смазки в затвор. В зависимости от типа арматура может быть укомплектована задвижками с ручным, дистанционным или автоматическим управлением. Задвижки с дистанционным и автоматическим управлением — пневмоприводные, с ручным дублером. Регулирующим устройством арматуры является регулируемый дроссель.

Малогабаритной универсальной устьевой арматурой оборудуются устья — скважин фонтанных и газлифтных, а также эксплуатируемых погружными электроцентробежными и штанговыми насосами. Она обеспечивает герметизацию устья, подвеску ряда подъемных колонн, контроль и регулирование режима эксплуатации скважин. Ее можно эксплуатировать в умеренном и холодном климатических районах. Арматура (рис. 12) состоит из фонтанной елки и трубной головки. Елка включает проходной трехходовой кран 1, который выполняет одновременно функции тройника, стволового и буферного запорных устройств, пробковый проходной кран 2, угловой регулируемый дроссель 3, переводник 4.

 

 

Рис. 12.  Арматура устья универсальная малогабаритная для эксплуатации нефтяных скважин

              

Трубная головка включает корпус 5 и краны проходные. Внутри корпуса размещена трубная подвеска муфтового типа для подвешивания колонны лифтовых насосно-компрессорных труб, в которой предусмотрена прорезь для кабеля электроцентробежного насоса 6. Уплотнение узлов и деталей, установленных в корпусе трубной головки, обеспечивается плоскими прокладками 9 из нефтебензостойкой и хладостойкой резины. Прокладка состоит из двух половин и поджимается при помощи разъемного фланца 7. На буфере елки арматуры и на боковом отводе трубной головки установлены вентили 10 под манометры.

Отличительной особенностью этой трубной головки является то, что при переводе скважины на эксплуатацию погружным электроцентробежным насосом (ЭЦН) кабель не протаскивается через отверстие, а легко заводится в прорезь 8 трубной подвески. Это значительно упрощает и облегчает монтажные и демонтажные работы, связанные с переводом скважины на ЭЦН.

Для разрядки давления газа, который накапливается в межтрубном пространстве и оказывает противодавление на пласт, применено автоматическое регулирующее устройство давления в межтрубном пространстве.

Волгоградским ПО «Баррикады» создана для морских скважин на платформе фонтанная арматура АФК-65х21 (35), с условным проходом 65 мм на давления в 24 и 35 МПа (рис. 13), которая рекомендуется для работы в умеренном и холода климатических районах, при температурах воздуха от минус 60 до плюс 60 °С рассчитана на нефть, газ с содержанием пластовой воды, углекислого газа и сероводорода до 1% по объему.

Арматура обеспечивает:

- достаточную безопасность ручного привода, позволяющего работать без чрезмерных усилий и производить при необходимости замену уплотнения штока под рабочим давлением;

- доступность запорного элемента для ремонта и простоту обслуживания в промысловых условиях;

- исполнение присоединительных размеров фланцевых катушек по действующим стандартам (в том числе международному, (API.6A) American Petroleum Institute), взаимозаменяемость и стыковку арматуры с широким диапазоном отечественного и импортного оборудования.

Определенный выбор заказчиком вариантов компоновки и исполнения фонтанной елки и арматуры позволяет:

- использовать арматуру меньших габаритов и массы (при крестовой или моноблочной схеме елки);

- обеспечивать работу под штанговый или другой способ эксплуатации;

- выполнять необходимые технологические операции (подачу ингибиторов, контроль параметров проходящей среды и т.д.);

- заменять задвижки в боковых отводах трубной головки или фонтанную елку под давлением в скважине;

 - возможность работы несколькими типоразмерами НКТ через переходники.

Контроль за колебаниями уровня жидкости в стволе скважины может быть установлен обычным эхолотом. Так, фирмой «Мобил» разработан автоматический прибор для замера уровня жидкости, который автоматически посылает звуковые сигналы в скважину, фиксирует ответные сигналы и производит расчет уровня жидкости.

 

 

Рис. 13. Арматура фонтанная АФК-65х21 (35):

1 - фланец; 2 - задвижка ЗМБ-65х21 (30); 3 - разделитель; 4 - крестовина; 5 -переводник; 6 - тройник; 7 - прокладка (107,9); 8 - фланец; 9 - манометр; 10 - регулируемый дроссель; 11 - ответный фланец; 12 - кабельный ввод; 13 - прокладка (211); 14 - клапан

 

С целью создания звукового импульса в затрубном пространстве применяются соленоидный клапан и камера расширения, которая находится под давлением.

В США ведутся работы по осуществлению контроля как расхода, так и давления жидкости. Подача насоса определяется обычными расходомерами. Контроль за давлением на выкидной линии ведется на каждой скважине во время всего насосного цикла. Когда жидкость попадет в выкидную линию, давление на устье будет выше нормы, если же плунжер насоса опускается вниз, давление в линии ниже нормы.

Период, когда давление выше среднего, фиксируется таймером и передается на интегратор. Таймер накапливает это время и фиксирует его на специальном циферблате, установленном на интеграторе, за интервал времени, равный 60 с.

Чтобы зафиксировать ненормальные условия работы насосной установки, интегратор сравнивает каждую минуту фактической работы установки с минутой ее нормальной работы, и если имеются отклонения, посылает команду на выключение.

Установка спроектирована таким образом, чтобы при необходимости быть примененной для любой другой регулируемой функции с передачей сигнала на расстояние в системе с центральными станциями, оборудованными вычислительными машинами.

 

3.4. ВНУТРИСКВАЖИННОЕ ОБОРУДОВАНИЕ

 

Эксплуатация скважин на всех этапах разработки месторождения осуществляв с помощью НКТ, выбор диаметра которых определяется объемом добываемой продукции, обеспечивающих ее подъем от забоя до устья, включая и фонтанную колонну, а если еще устанавливается пакер в нижней части скважины (выше забоя) и высоким давлением.

Трубы по мере их износа извлекают из скважины и заменяют. Соединяются они между собой с помощью резьбовых соединений и соединительных муфт, т.к. имеют наружную резьбу.

В условиях коррозионной среды и содержания парафинистых соединений внутренняя поверхность труб защищается соответствующими покрытиями (жидкое стекло, лак, полимеры), которые устойчивы к истиранию и другим различным воздействиям, для снижения скорости коррозии и предупреждения адгезии парафино-смолистых отложений.

Другим важным видом внутрискважинного оборудования являются пакеры - специальные уплотнительные средства, используемые для защиты обсадной колонны от чрезмерно высокого давления, для разобщения продуктивных пластов при одновременной раздельной эксплуатации, для гидроразрыва пластов, для перекрытия обнаруженных дефектов в эксплуатационной колонне и т.д.

Пакеры подразделяются на механические и гидравлические, а по способу установки в скважине - с опорой и без опоры на забой («висячие» пакеры). Основным узлом всех типов пакеров (которых создано множество конструкций как у нас, так и за рубежом) является уплотнительный элемент из специальной нефтестойкой резины: при распирании различными способами она расширяется и перекрывает кольцевое сечение, образованное обсадной колонной и НКТ.

Выбор типа и конструкции пакера определяется геолого-техническими характеристиками месторождения. На морских месторождениях широкое распространение получили пакеры фирм «Камко», «Отис» и «Бейкер» благодаря простоте управления, надежности и долговечности, что особенно важно для глубоких скважин. Их использованию способствует еще и то, что не возникает необходимости в демонтаже устьевой фонтанной арматуры.

Следующий важный элемент внутрискважинного оборудования — скважинные камеры для размещения газлифтных клапанов (необходимых при газлифтной эксплуатации скважин): по завершении фонтанного периода эксплуатации очень часто переходят на газлифт, без замены основного скважинного оборудования. Газлифтные клапаны — устройства, автоматически разобщающие трубное и затрубное пространства, предназначены также для снижения пускового давления нагнетаемого газа в колонну подъемных труб.

Для герметичного перекрытия ствола фонтанных нефтяных и газовых скважин при аварийных ситуациях и разгерметизации устья морских скважин широко используются комплексы управляемых клапанов-отсекателей, которые позволяют

- вести на платформе одновременно бурение и эксплуатацию;

- предотвращать аварии при повышении давления;

- осуществлять ремонт скважин;

- управлять работой скважин, в том числе осваивать и глушить скважины, подавать химреагенты и т.д.

_; Кроме того, на платформах устанавливается комплекс оборудования и инструментов, которые позволяют осуществлять необходимые мероприятия по ремонту без подьема НКТ, путем спуска в последние на тросе или канате соответствующих средств. Этот комплекс, чаще всего полустационарного типа, получил наименование канатной техники и включает в себя лебедку с гидроприводом, устьевое оборудование и комплект инструментов.

На платформах все скважины оснащаются специальными приспособлениями, взаимодействующими с канатной техникой, все операции которой выполняются преимущественно в НКТ. Через них спускаются с помощью канатной техники разного рода ниппели: посадочные, проходные, непроходные, циркуляционные и т.д. Все эти ниппели, клапаны, фиксаторы, патрубки и разного рода соединения в основном являются составной частью спускаемого через трубы оборудования, предназначаемого для широкого фронта многообразных работ, выполняемых на скважинах.

В случаях, когда предусматривается демонтаж бурового комплекса на платформе после завершения бурения расчетного числа скважин, необходимо предусматривать на освобождаемом месте установку соответствующего оборудования подземного и капитального ремонта скважин, включая и комплекс канатной техники (довольно часто буровой комплекс не демонтируется, а используется в дальнейшем для выполнения ремонтных работ).

Итак, в состав комплекса внутрискважинного оборудования входят (по порядку):

- башмачная воронка;

- патрубок;

- посадочный ниппель;

- перфорированный патрубок;

- срезной клапан;

- патрубок;

- посадочный ниппель для установки приемного клапана (глухой пробки);

- патрубок;

- пакер гидравлического или гидростатического типа;

- циркуляционный клапан механического действия с посадочным ниппелем;

- разъединитель колонны НКТ с посадочным ниппелем;

- циркуляционный клапан гидравлического действия;

- скважинные камеры;

- циркуляционный клапан механического действия;

- посадочный ниппель для клапана-отсекателя;

- трубка управления клапаном-отсекателем и пояс для её крепления к колонне НКТ.

В целом же подобные комплексы (рис. 14 и 15), предназначенные для

 

Рис. 14. Схема внутрискважинного оборудования ОКБ «Нефтемаш»

 

бурения с платформы фонтанных и газлифтных скважин, а также их безопасной эксплуатации, должны обеспечивать:

- герметичное закрытие ствола скважины в случае разгерметизации устья, при отклонении параметров работы скважины от заданных значений и при возникновении пожара;

- управление работой скважины;

- проведение исследования скважины глубинными приборами;

 

Рис. 15. Схема внутрискважиниого оборудования фирмы «Бейкер» (США)

 

- проведение подземных ремонтов без подъема насосно-компрессор- ных труб с помощью специальной канатной техники;

—подъем внутрискважинного оборудования (исключая пакер) без предварительного глушения скважины;

—перевод скважины после окончания периода фонтанирования на газлифтный способ эксплуатации без замены основного внутрискважинного оборудования;

—автоматический пуск газлифтных скважин;

- проведение комплекса внутрискважинных операций специальной канатной техникой.

Выбор оборудования и других составных частей комплекса определяют:

- пластовое и устьевое давления;

—давление нагнетания газа (при газлифте) и инжекции;

—дебит жидкости (нефти, воды) и газа;

—плотность нефти, воды и газа;

—вязкость нефти;

—содержание смол, мехпримесей, СО₂, О₂, H₂S, S;

—соленость пластовой воды;

—воздействие кислот и ингибиторов;

—температура продукции (на устье и забое);

—глубина скважины;

—конструкция эксплуатационной колонны (наружный диаметр, толщина стенки, глубина спуска);

—максимальный угол наклона скважины;

—глубина (интервал) резкого набора кривизны;

—плотность бурового раствора.

 

3.5. СОВМЕСТНО-РАЗДЕЛЬНЫЕ СПОСОБЫ ДОБЫЧИ ПЛАСТОВОЙ ПРОДУКЦИИ

 

На морских многопластовых месторождениях широко практикуется одновременно-раздельная эксплуатации двух и даже трех продуктивных горизонтов одной скважиной. Такую технологию, в частности, предложено использовать на Пильтун-Астохском месторождении (Сахалин), как это показано на рис 16. Эту технологию строительства многозабойных скважин (рис. 16-а), позволяющую производить заканчивание в двух раздельных горизонтах из одной позиции на поверхности, разработала компания «Маратон». Каждый ствол обсаживается своей колонной труб, — причем эта технология отличается принципиально от заканчивания скважины в двух горизонтах, что дает возможность вести раздельную добычу из двух пластов в одной общей обсадной колонне (можно эту технологию использовать и для более широкого охвата пласта).

Другой вариант многоколонной конструкции представлен на рис. 16-б, где только общая часть ствола обсажена единой колонной, а потом, после расхождения стволов к продуктивным горизонтам, каждый (уменьшенный) ствол обсаживается отдельно. При ремонте скважины с заканчиванием в двух горизонтах необходимо поднимать трубы, обслуживающие оба объекта, а при использовании оборудования многозабойной скважины можно выполнять ремонт в одном стволе, не прерывая добычи в другом.

Типовая конструкция оборудования многоколонной скважины показана на рис. 17 и 18  (причем на первом представлена многоканальная компоновка оборудования устья скважины, а на втором — две разновидности конструкции устьевой арматуры для многоколонной подвески; на рис. 18 - вид сверху). Обращает на себя внимание, как бы скошенное или диагональное расположение верхней пары задвижек, что позволяет в условиях ограниченного участка устьевого модуля более плотно устанавливать устья остальных скважин, обеспечивая при этом относительно свободный доступ к задвижке с целью ручного управления или же ее ремонта. К тому же многоколонная компоновка, являясь более компактной, сокращает общее время бурения скважины за счет меньшего числа спускоподъемных операций. Кроме того, ycтpaняются потери бурового раствора и уменьшаются объемы бурового шлама, неизбежные при забуривании ствола второй скважины. Подвеска обсадной колонны может иметь уплотнение металл по металлу из эластомеров или комбинированное. Для длительной надежной работы всего устьевого оборудования необходимо обеспечить надежное уплотнение подвески эксплуатационной обсадной колонны. Это особенно важно в случае газлифтных скважин, где уплотнение подвески должно выдерживать давление рабочего газа 8,3 МПа. Для предотвращения разгерметизации предусматриваются ка –

 

 

 

      а                                                                                   б

 

Рис- 16. Схема заканчивания скважины Пильтун-Астохского месторождения в двух горизонтах одним стволом

 

налы для ввода герметика. Выбор уплотнения производится на основе детального изучения вариантов многоколонной компоновки, предлагаемых различными поставщиками.

 

Рис. 17.  Многоколонная компоновка оборудования устья суважииы

 

                                                                      

                                       а

 

Рис. 18. Типовая устьевая арматура для многоколонной подвески

                                                   

3.6. ОСОБЕННОСТИ ОСВОЕНИЯ МОРСКИХ СКВАЖИН

 

По завершении бурения проводят комплекс работ, обеспечивающих промышленный приток нефти или газа в скважину, который принято называть опробованием разведочной скважины или освоение эксплуатационной.

В процессе бурения и проходки различных по своим свойствам пластов используются различные буровые растворы, обладающие многообразными физико-химическими характеристиками. Поскольку конечной целью строительства скважин является добыча углеводородов с максимальной степенью их извлечения из продуктивного пласта, то необходимо четко и своевременно использовать буровые жидкости с известными свойствами, способствующими решению этой сложной задачи без загрязнения призабойной зоны.

Процесс бурения, связанный с необходимой циркуляцией бурового раствора значительно ухудшает естественную проницаемость продуктивной толщи. Освоение скважин призвано восстановить и по возможности улучшить эту проницаемость, осуществляется, прежде всего, путем снижения противодавления столба жидкости и создания депрессии между пластовым и забойным давлением. Это и способствует притоку на забой пробуренной скважины добываемой продукции.

Процесс освоения скважин характеризуется непрерывным изменением плотности вертикального столба жидкости в скважине, что требует такого подбора плотности закачиваемого раствора, который, с одной стороны, не внедрялся бы в продуктивный пласт, т.е. не забивал бы поровое пространство призабойной зоны, с другой не допускал бы превышения газонасыщенности восходящего (статического) столб которое может повлечь за собой неуправляемое фонтанирование, т.е. выброс пластовойвой продукции из скважины.

В технологии освоения скважин существует несколько способов вызова притока в результате которого постепенно очищается призабойная зона и нарастает добыча:

- снижение противодавления столба жидкости в скважине путем замены тяжелого бурового раствора на жидкость меньшей плотности, вплоть до использования специального бурового раствора («жидкости заканчивания»), а иногда нефти;

- закачка газа на забой, в результате которой при том же уровне столба жидкости снижается его плотность;

- снижение самого уровня жидкости в скважине путем свабирования – «тартания», т.е. извлечения части жидкости с помощью желонок;

- в новых скважинах с ожидаемой фонтанной добычей снижением уровня жидкости путем поршневания (спуск плунжерного насоса под уровень жидкости), метод, широко используемый за рубежом в практике освоения морских скважин.

Нередко перечисленные способы используются совместно, что значительно ускоряет процесс.

Освоение морских скважин имеет свои характерные особенности, обусловленные ограниченностью площади платформы, наличием многочисленного персонала на платформе, быстро ухудшающимися погодными условиями, техническими ограничениями по наличию буровых растворов разных плотностей и т.д.

Кроме того, платформа должна быть обеспечена штатными противопожарными средствами, поскольку при освоении скважины нередки пожароопасные ситуации (например, неожиданный выброс), для ликвидации которых погодные условия не всегда могут позволить приблизиться специальным противопожарным судам.

Далеко не полный перечень подобных обстоятельств требует особо надежной технологии освоения морских скважин и высококвалифицированного персонала.

Прежде всего, в морских условиях очень часто используется для освоения и последующей эксплуатации двухрядный лифт (подъемник), который комплектуется из НКТ разного диаметра (например, первый ряд трубами диаметром 144 мм, второй — диаметром 73 мм). Лифт позволяет более плавно изменять противодавление на пласт, причем первый ряд лифта — телескопический, т.е. выше располагается труба большего диаметра.

Вместе с тем, на скважинах с высоким пластовым давлением производят пакеровку затрубного пространства между эксплуатационной колонной и первым рядом двухрядного лифта. Обычно пакеры рассчитываются на большой перепад давления, при котором используются высокопрочные обсадные трубы; после пакеровки их надежность проверяется опрессовкой.

Современная технология каротажа, оснащенная телеметрическими приборами и компьютерными средствами, позволяет получить изображение ствола скважины и прискважинной зоны в реальном времени в процессе информации и наблюдать пласт во время формирования зоны проникновения, что особенно важно в работах по интенсификации скважин, т.е. в операциях, преследующих повышение объемов добычи. А в целом информация по ряду скважин, в особенности, расположенных по контуру нефтегазоносности, позволяет сформировать представление о продуктивности пласта для более целенаправленного осуществления разработки месторождения.

 

3.7. ТИПИЧНЫЕ ОСЛОЖНЕНИЯ ПРИ БУРЕНИИ, ОСВОЕНИИ И ЭКСПЛУАТАЦИИ СКВАЖИН

 

При бурении скважин возникает множество осложнений, чреватых аварийными ситуациями.

В широком перечне причин аварий при бурении одно из ведущих мест занимают выбросы газа из скважин. В особенности часто подобные осложнения имеют место при бурении разведочных скважин, когда предварительные сведения о подлежащем разбуриванию геологическом разрезе неточны и подлежат корректировке в процессе прохождения пластов.

В зависимости от того, насколько своевременно определяется факт интенсивного разгазирования бурового раствора, настолько надежно будет проведено бурение, скорость обнаружения попадания газа в буровой раствор, определяется возможность предотвращения выброса газа, последствия которого весьма опасны, вплоть до взрыва.

Обычно в процессе бурения непрерывно осуществляется наблюдение за уровнем и плотностью бурового раствора, и при их изменении срочно принимаются необходимые меры, заключающиеся в увеличении плотности раствора, что повышает противодавление на пласт столбом жидкости.

Однако далеко не всегда этот способ контроля обеспечивает безаварийность бурения.

Фирма «Анадрилл» создала упреждающую акустическую систему обнаружения попадания газа в буровой раствор — «Кик Алерт», которая позволяет бурильщику иметь больше времени для проведения необходимых мероприятий. Раннее предотвращение опасности снижает и вероятность прихвата инструмента. Принцип функционирования системы заключается в использовании низкочастотных акустически сигналов, подаваемых грязевыми насосами. Эти сигналы улавливаются вблизи насосов датчиками давления на напорной трубе и в кольцевом пространстве скважины на переходном ниппеле.

Если газ отсутствует, или если фоновый объем газа постоянный в стволе скважины, сигналы идут с постоянной скоростью в низ бурильной колонны и в верх — в кольцевое пространство. Время прохождения сигнала в этом случае тоже постоянно и лишь медленно меняется в зависимости от высоты столба и характеристики раствора. Это медленное изменение отражается в фазовом различии между датчиками напорной трубы и кольцевого пространства. Когда газ поступает в ствол скважины, сигнал медленно затухает и, таким образом, время его прохождения увеличивается, а фазовое различие между датчиками возрастает.

Состояние бурового раствора, в зависимости от притоков газа, определяется noдсчетом частотности изменения скорости прохождения сигнала. Приток газа ускоряет прохождение звука, порядка нескольких сотен миллисекунд за период в несколько минут. Под влиянием других факторов это происходит значительно медленнее - порядка нескольких миллисекунд в минуту. Для притока газа установлен порог срабатывания тревоги — 12 мс/мин. При нормальном бурении изменение времени прохождения сигнала составляет 0 ± 2—4 мс/мин. Приток газа увеличивает эту скорость и срабатывает сигнал тревоги.

В практике длительной эксплуатации скважин часто складывается ситуация, когда в результате вибрации НКТ в резьбовых соединениях труб возникают неплотности, через которые происходит утечка части продукции в затрубное пространство. Реже подобные случаи происходят в результате разгерметизации пакеров.

В любом случае необходимо произвести глушение скважин, выяснить причины разгерметизации и устранить их.

ПБУ различных типов используются примерно с 1955 г. В начальный период, естественно, еще не было достаточного опыта их проектирования, как, впрочем, и эксплуатации. Кроме того, довольно много аварий имели место при перегонах установок с одной точки бурения на другую: «... до 1984 г., т.е. за 28 лет эксплуатации ПБУ, потерпели крупные аварии 104 установки — 1/9 часть всех построенных к тому времени; при этом 52 установки погибли».

          

 

3.8. КАПИТАЛЬНЫЙ РЕМОНТ СКВАЖИН

 

Современная технология разработки месторождений как морских, так и на суше не обеспечивает долговечности скважины и спущенного в нее оборудования в течение всего срока эксплуатации. С различной частотой отказывает оборудование, повреждается ствол скважины, нарушается изоляция, идет процесс «старения» скважины, что требует с нарастающей периодичностью останавливать эксплуатацию и производить восстановительные работы или же замену оборудования (или части его).

Весь комплекс работ по восстановлению работоспособности скважины принято называть капитальным или подземным ремонтом скважины, причем, если на суше эти работы выполняются специализированными бригадами, то в море – преимущественно буровым персоналом, поскольку после завершения разбуривания намеченного фонда скважин буровое оборудование зачастую остается на платформе до конца эксплуатации объекта в целом, т. к. процесс демонтажа в значительной мере тяжелого изношенного оборудования с целью его замены на более легкое для ремонта скважины представляет большие сложности с неоправданными финансовыми затратами.

Наряду с капитальным ремонтом, производимым в плановом порядке, возникает необходимость и текущего ремонта скважин, неизбежного при их длительной и непрерывной эксплуатации.

Кроме того, ремонт скважин возможен и в процессе бурения, вследствие различного рода аварий: падения в скважину посторонних предметов, поломки или обрыв бурильных и обсадных труб, долот, забойных двигателей, прихват инструмента (т.е. когда колонна труб, спущенных в скважину, теряет подвижность) и т.п.

На платформе все виды ремонта скважин максимально механизированы, хотя доля тяжелого ручного труда неизбежна в силу целого ряда непредвиденных обстоятельств, а также сложности многооперационных процессов, не всегда выполняемы в строгой последовательности. И тем не менее комплекс технических средств, используемых при ремонтных работах, весьма велик по номенклатуре и функциональному назначению, отличаясь большим многообразием типоразмеров и характеристиками. Необходимо отметить, что в силу конструктивного исполнения самой скважины технологии бурения и различных комплектов оборудования, спускаемых в нее, наиболее трудоемкой частью ремонта являются спуско-подъемные операции, специфичные только для нефтегазовой отрасли.

Выполняются они с помощью лебедок и талевой системы, установленных совместно с буровой вышкой, спайдеров, элеваторов со штропами, автоматов для свинчивания и развинчивания НКТ, а также цепных, шарнирных и штанговых ключей используемых при работах вручную.

Кроме того, на платформе предусматривается комплект ловильного инструмента-для извлечения оборвавшихся труб, долот и т.п., в который входят труболовки метчики, колокола, фрезеры различных конфигураций.

В целом же все виды ремонта морских скважин — эксплуатационных и нагнетательных, и скважин, пробуренных на суше, — совершенно аналогичны. И принципиальным отличием последних является то, что на платформе предусматривается по возможности весь необходимый комплекс штатного оборудования и специалистов способных выполнять соответствующие виды ремонтных работ, прибегая к помощи иных специалистов лишь в отдельных, исключительных случаях, не предусмотренных штатными ситуациями.

Особо следует отметить, что ремонт скважин с подводным заканчиваем осуществляется со специализированных судов, и его технология отличается от технологи ремонта скважин с надводным устьем. Для подводных скважин разработан специальный комплекс технических средств.

Но поскольку в целом технологически капитальный ремонт морских скважин существенно не отличается от «сухопутных», ниже рассмотрены лишь некоторые операции.

 

3.8.1. ВОЗВРАТНЫЕ РАБОТЫ

 

Работы по переводу скважин с одного эксплуатируемого объекта (пласта) на другой, залегающий выше или ниже пласта, разработка которого нецелесообразна по определенным причинам — возвратные работы — проводятся на многопластовых нефтегазовых месторождениях для более полного охвата разработкой всех залежей более рационального использования фонда действующих скважин.

Возврат скважины на другие залежи по техническим причинам допускается в случаях:

—если нет возможности осуществить изоляцию притока посторонних вод;

—дальнейшая эксплуатация затруднена из-за дефектов в обсадной колонне и невозможности их устранения;

- в скважине произошли сложные аварии, ликвидация которых невозможна или экономически нецелесообразна.

Одна из главных причин возврата скважин на эксплуатацию другого пласта — истощение разрабатываемого пласта, когда суточный ее дебит достигает предела рентабельности.

 

3.8.1.1. Возврат на вышележащий пласт

 

Эксплуатируемый горизонт разобщают с вновь вводимым монолитным цементным мостом. При этом основное внимание уделяют изоляции оставляемого горизонта от проникновения воды (в особенности, если она высоконапорная, а возвратный пласт расположен на небольшом расстоянии от оставляемого объекта). В таких случаях при возвратных работах нагнетают цементный раствор под давлением через отверстия фильтра. Если же возвратный объект значительно удален от оставляемого пласта, цементный стакан можно создавать при нагнетании раствора без давления.

При возвратных работах, после установления цементного стакана на заданной глубине, скважину обязательно испытывают на герметичность опрессовкой или снижением уровня жидкости.

 

3.8.1.2. Возврат на нижележащий объект

 

Работы по возврату на нижележащий пласт проводят сравнительно редко, обычно в случаях, когда соседние скважины, с помощью которых должны извлечь нефть из намечаемого к возврату объекта, выбыли из эксплуатации по тем или иным геолого-техническим причинам. Действия сводятся, в основном, к следующему. Ствол скважины и забой обследуют конусной свинцовой печатью для установления исправности эксплуатационной колонны и чистоты забоя, после чего оставляемый пласт цементируют под давлением через отверстия фильтра. Затем цементный стакан разбуривают до необходимой глубины и испытывают колонну на герметичность. На практике чаще всего приходится эту операцию повторять неоднократно, с заливкой нескольких пластов и разбуриванием нескольких цементных стаканов.

В вертикальных скважинах возврат на нижележащий объект осуществляют зарезкой и бурением второго ствола.

 

3.8.2. ЛИКВИДАЦИЯ И КОНСЕРВАЦИЯ РАЗВЕДОЧНЫХ СКВАЖИН, ПРОБУРЕННЫХ С ПЛАВУЧИХ БУРОВЫХ УСТАНОВОК

 

Согласно существующему положению, все скважины, пробуренные для разведки и разработки месторождений нефти и газа и для других целей, при ликвидации и при списании затрат на их сооружение делят на пять категорий. К первой категории относят поисковые и разведочные скважины, заложенные с целью поисков, разведки и оконтуривания месторождений полезных ископаемых, скважины, давшие притоки нефти и газа, но эксплуатация которых для промышленной разработки месторождения нерентабельна и использование их не предусмотрено проектом разработки.

Ко второй категории — эксплуатационные скважины, пробуренные с целью добычи нефти и газа и оказавшиеся сухими или водяными, а также — выполнившие свое назначение. К этой же категории относят скважины нагнетательные, наблюдательные, эксплуатационные, пробуренные для добычи минеральных, геотермальных и других вод, а также для сброса промысловых вод и других промышленных отходов.

К третьей категории — все скважины, подлежащие ликвидации по техническим причинам (вследствие некачественной проводки или аварий в процессе строительства), а также скважины, пробуренные для глушения открытых фонтанов, возникших при строительстве или эксплуатации, которые после выполнения своего назначения не могут быть использованы для других целей.

К четвертой категории — скважины, числящиеся в основных фондах предприятий после полного обводнения пластовой водой продуктивного горизонта

И к пятой категории — скважины, законсервированные в ожидании организации промысла, в том числе зачисленные в состав основных фондов (средств) если консервация превышает 10 лет, а ввод этих площадей в разработку на ближайшие 5—7 лет планами газо- и нефтегазодобывающих организаций не предусматривается; использование которых в качестве эксплуатационных невозможно из-за несоответствия условиям эксплуатации — конструкции скважины, диаметра и коррозионностойкости эксплуатационной колонны, цементирования колонн.

При ликвидации и консервации скважин с подводным расположением устья план должен быть согласован также с соответствующей гидрографической службой флота, рыбнадзором и бассейновой инспекцией.

В плане ликвидации указывается: фактическая конструкция скважины (диаметр и глубина спущенных колонн, высота подъема цемента в затрубном пространстве) ее состояние (характер осложнения, наличие инструмента и интервал нахождения его в стволе и др.); причины ликвидации или консервации скважины; работы, проведенные в ней (плотность бурового раствора, интервалы установок цементных мостов, количество закачиваемого цемента и др.); демонтажные и монтажные работы на устье; ответственные за проведение вышеуказанных работ. При ликвидации и консервации скважин, вскрывших сероводородсодержащие объекты, должны быть предусмотрены меры по предотвращению агрессивного воздействия сероводорода на колонны и цементные мосты.

В ликвидируемых скважинах в определенном порядке устанавливаются цементные мосты и определенным образом оборудуется устье скважины.

Скважины заполняются жидкостью (буровым раствором, водой) с плотностью, позволяющей создать на забое давление, превышающее на 15% пластовое (при отсутствии поглощения).

При ликвидации скважины без спущенной эксплуатационной колонны в интервалах залегания слабых нефтегазоводонасыщенных объектов устанавливают цементные мосты, высота каждого из которых равна толщине пласта плюс 20 м вьше кровли и ниже подошвы пласта. Над кровлей верхнего продуктивного пласта цементный мост устанавливают на высоту не менее 50 м.

 

3.8.2.1. Консервация скважин

 

Скважину консервируют таким образом, чтобы была обеспечена возможность повторного ввода ее в эксплуатацию или проведения в ней ремонтных и других работ. Нельзя консервировать скважины с межколонными пропусками газа; консервация такой скважины допускается только после ликвидации пропуска газа.

На платформе, где находятся законсервированные скважины, необходимо установить надзор в таком же порядке и объеме, как и за МСП, на которой расположены эксплуатационные или бурящиеся скважины. По скважинам, находящимся в консервации, не реже одного раза в месяц должно проверяться состояние наземного оборудования и давление на устье, с соответствующей записью в специальном журнале.

При пропусках на устье или грифонообразованиях необходимо немедленно сообщить об этом руководству для принятия мер по их ликвидации.

Для предотвращения замерзания устье и верхняя часть колонны всех консервируемых скважин на глубину 30 м заполняются незамерзающей жидкостью (соляровое масло, 30 % раствор хлористого кальция, нефть и др.).

Оборудование надводного устья консервируемой скважины (арматура, противовыбросовое оборудование) для предохранения от коррозии смазывается солидолом, укрывается толем и т.п.

Каждая консервируемая скважина (кроме эксплуатируемых насосным способом должна быть оборудована фонтанной арматурой. При надводном расположении устья штурвалы задвижек (за исключением контрольной) необходимо снять, коммуникации арматуры отсоединить, внешние фланцы задвижек арматуры оборудовать фланцевыми заглушками, манометры (кроме контрольного) снять и установить заглушки.

При консервации насосных скважин скважинное оборудование извлекают, а устье герметизируют задвижкой, установленной на колонный фланец.

При консервации скважин с пластовым давлением, не превышающим гидростатическое, необходимо на срок до одного года заглушить скважину и заполнить ее промывочной жидкостью (буровой раствор, вода) такой плотности, чтобы создать гидростатическое давление на 5—10% выше пластового. Промывочная жидкость должна быть обработана поверхностно-активными веществами (ПАВ) для сохранения проницаемости пород призабойной зоны. При поглощении необходимо произвести работы по намыву песчаной пробки в зону фильтра, поднять НКТ на 50—60 м выше интервала перфорации.

При консервации на любой срок скважины с пластовыми давлениями, превышающими гидростатическое, необходимо: заглушить скважину и заполнить ее буровым раствором, обработанным ПАВ, для создания гидростатического давления на 10 — 15 % выше пластового; установить цементный мост высотой 25 м на расстоянии 20— 30 м выше верхних отверстий фильтра, поднять НКТ на 50—60 м выше верхнего уровня цементного моста; промыть скважину и довести параметры бурового раствора до заданных.

 

3.8.2.2. Расконсервация скважин

 

По плану, согласованному и утвержденному организациями, ранее принявшими план консервации скважин, должна проводиться и их расконсервация.

В плане работ должны быть утверждены следующие основные положения.

При расконсервации насосных скважин необходимо измерить давление в скважине, и если оно есть, снизить его и освоить скважину.

При расконсервации скважин с пластовыми давлениями, не превышающими гидростатическое, в срок до одного года необходимо: расконсервировать арматуру, присоединить коммуникации и проверить состояние штуцеров; проверить давление в межколонном, межтрубном (кольцевом), трубном и затрубном пространствах скважины; промыть скважину жидкостью в количестве, превышающем объем скважины, и вновь проверить давление; освоить скважину.

При расконсервации скважин с пластовыми давлениями, не превышающими гидростатическое, в срок более одного года необходимо: расконсервировать арматуру, присоединить коммуникации и проверить состояние штуцеров; измерить давление в скважине, установить на устье герметизирующее устройство, спустить бурильные трубы и разбурить цементный мост; освоить скважину.

При расконсервации скважин, законсервированных на любой срок, с пластовыми давлениями, превышающими гидростатическое, необходимо: расконсервировать арматуру, присоединить коммуникации и проверить состояние штуцеров; провери давление в межколонном, межтрубном (кольцевом), трубном и затрубном пространствах скважины; промыть скважину жидкостью в количестве, превышающем объем скважины, и вновь проверить давление; установить на устье превенторы, спусти бурильные трубы, разбурить цементный мост, освоить скважину.

 

 

 

---

Дата добавления: 2018-04-05; просмотров: 7492; Мы поможем в написании вашей работы!

Поделиться с друзьями:

---

---

Мы поможем в написании ваших работ!