Оборудование буровой установки «Сункар»

Буровое оборудование

Ниже представлен обзор основного бурового оборудования, расположенного на установке (барже).

Вышка. Консольная складывающаяся вышка мачтового типа DSI, высота 47 м (154 фута), расчетная нагрузка на крюк 624 т (1375000 фунтов). Подвышечное основание рассчитано на номи­нальную буровую нагрузку 567 т (1250000 фунтов) с мгновенной перегрузкой 227 т (500000 фунтов).

Лебедка. Лебедка «National Oilwell Е-3000» с номинальной максимальной нагрузкой на крюке 623 т (1375500 фунтов) с крат­ностью оснастки 14. Оснащена катушками Foster для свинчивания и развинчивания труб и имеет вспомогательный электрический тормоз модели Baylor 7838 (Elmagco). Установлена независимая система охлаждения с использованием пресной воды (замкнутая система) для лебедки и вспомогательной тормозной системы. Ле­бедка приводится в движение тремя электродвигателями Westing- house с выходной мощностью 600 кВт каждый. Имеется устройст­во ограничения подъема кронблока Steward and Stevenson.

Кронблок. Кронблок DSI. рассчитанный на подъем 650 т с се­мью шкивами диаметром 1524 мм (60 дюймов) и одним шкивом диаметром 1820 мм (72 дюйма) для ходовой струны талевого кана­та.

Талевый блок. Модель Emsco RA-60-7-750-TB, рассчитанный на нагрузку 750 т с семью шкивами диаметром 1524 мм (60 дюй­мов). Движение блока направляется системой реек верхнего при­вода Varco.

Ротор. Ротор модели National Oilwell D-375, рассчитанный на максимальную статическую нагрузку 650 т (1433250 фунтов) с проходным отверстием диаметром 952,5 мм (37¹² дюймов). Ротор­ный стол приводится в движение одним электродвигателем West- inghouse мощностью 600 кВт, который может обеспечить макси­мальный непрерывный крутящий момент 970 кгм (7000 фу­тов-фунтов).

Верхний привод. Электрический верхний привод модели Varco TDS-3S на нагрузку 650 т (1433250 фунтов), рассчитанный на ра­бочее давление 345 атм (5000 фунтов на кв.дюйм). Верхний привод приводится в движение электродвигателем мощностью 860 кВт с крутящим моментом 5190 кг м (37 500 футов-фунтов).

Буровые насосы. Три насоса для бурового раствора National Oilwell А-1700. Каждый насос приводится в движение двумя электродвигателями постоянного тока Westinghouse мощностью 600 кВт (800 л.с.) каждый. Все насосы оснащены гасителями пульса­ций на всасывании и выходе.

Пневматические лебедки. Две лебедки Ingersol Rand на 2270 кг (5000 фунтов) и одна лебедка Ram Manlifter на 910 кг (2000 фунтов) для подъема людей на полу буровой. Одна лебедка Inger­sol Rand на 1000 кг (2200 фунтов) находится на балконе верхнего рабочего. Другая лебедка IngersolRand на 2270 кг (5000 фунтов) расположен на устье скважины.

Ведущие трубы. Две ведущие трубы диаметром 133,4 мм (5^1/4 дюймов) и одна труба диаметром 108.0 мм (4^Ы дюймов).

Бурильные трубы. Установка имеет следующие бурильные трубы: 88,9 мм (3 ' дюймов) G-I05 с погонным весом 19,8 и 23,1 кг/м (13,3 и 15,5 фунтов на фут); 127,0 мм (5 дюймов) G-105 с погонным весом 29,0 и 38,1 кг/м (19,5 и 25,5 фунтов на фут); 139,7 мм (5¹' дюймов) G-105 с погонным весом 32,6 и 36,6 кг/м (21,9 и 24,7 фунтов на фут).

Палубный кран для труб. Гидравлический трубный кран мо­дели Weatherford Nautilus DJ 25-50 на трубной палубе. Этот кран имеет грузоподъемность 6426 кг (14170 фунтов) при вылете стре­лы 9 м (30 футов). Кран работает от гидравлической установки, приводимой в движение электродвигателем.

 

Контрольные вопросы:

1. Где и в каком году была построена буровая установка #256 («Сункар»)?

2. Опишите конструкцию баржи

3. Перечислите оборудование буровой установки «Сункар»

 

Тема 17-18. Конструкции скважин. Технология бурения с плавучих и стационарных морских буровых установок.

 

В строительстве нефтяных и газовых скважин важное значение имеет определение оптимальной конструкции скважины. Конст­рукция скважины должна обеспечить высокую ее надежность как долговременно эксплуатирующегося объекта, а также предупреж­дение осложнений в процессе бурения, снижение расхода матери­ально-технических ресурсов и сокращение времени строительства скважины.

Конструкция скважины должна обеспечить:

- доведение скважины до проектной глубины;

- надежность на весь период эксплуатации скважины;

- оптимальное использование потенциальных возможностей технических средств и технологических процессов;

- осуществление заданных способов вскрытия продуктивных объектов и их последующей эксплуатации;

- минимальные затраты на строительство скважины.

При проектировании конструкции скважины учитывают про­должительность бурения интервалов между креплениями, интен­сивность износа обсадных колонн и состояние геологической изу­ченности района буровых работ. С одной стороны, большие разно­образия в геологических условиях и глубинах скважин обусловли­вают применение различных конструкций скважин от одно-, двух­колонных до четырех-, пятиколонных и более, а с другой - вслед­ствие имевших место различных подходов к выбору конструкции скважины допускалось неоправданно большое количество конст­рукций. Это, в свою очередь, приводило к наличию большого чис­ла типов конструкций колонных головок, усложнению их стандар­тизации, привязке колонных головок к противовыбросовому обо­рудованию и выбранной конструкции скважины.

В целях упорядочения и введения единого принципа в выборе конструкции скважины утверждены методические указания по вы­бору конструкции нефтяных и газовых скважин, проектируемых для бурения на разведочных и эксплуатационных площадях. В ос­нову выбора положен принцип, при котором количество обсадных колонн и глубины их спуска, необходимые для обеспечения упомянутых требований к конструкции скважины, проектируются ис­ходя из расчета несовместимости условий бурения отдельных ин­тервалов скважины. Количество обсадных колонн (за исключени­ем направления и кондуктора) определяют путем построения гра­фика изменения пластовых давлений, давлений гидроразрыва по­род и гидростатического давления бурового раствора в координа­тах: глубина скважины - эквивалент градиента давления (рис. 9.1).

Под эквивалентом градиента давления понимают плотность жидкости, столб которой на конкретной глубине создает давление, равное пластовому (перовому) или давлению гидроразрыва. Гра­фик кривых изменения пластового (перового) давления и давления гидроразрыва строят на основании промысловых данных. В ис­ключительных случаях, при отсутствии промысловых данных, давление гидроразрыва определяют по формуле

Р_гр = 0,38Н+0,66Р_пл,

 

где Н - глубина определения давления гидроразрыва, м; Р_пл - пла­стовое давление на глубине определения давления гидроразрыва, МПа.

Зоны совместимости, количество обсадных колонн и глубины их спуска определяют в такой последовательности.

По литологической характеристике разреза выделяют интер­валы с аномальной характеристикой пластовых давлений и дав­лений гидроразрыва. Для этих интервалов находят значения пла­стовых (поровых) давлений и давлений гидроразрыва слагающих пород. Затем на совмещенный график наносят точки эквивалентов градиентов давлений, точки 1-19 пластовых давлений, точки 20-39 давлений гидроразрыва. Параллельно оси ординат проводят линии АВ, EF, KL и ОР касательно к крайним точкам кривой эквивален­тов градиентов пластового давления и линии CD, GH, MN, 0S¹ ка­сательно к крайним точкам кривой эквивалентов градиентов дав­ления гидроразрыва. Зоны ABCD, EFGH, KLMN, OPQS являются зонами совместимых условий бурения. Линии АВ, EF, KL, OP оп­ределяют граничные условия по пластовым давлениям для соот­ветствующих интервалов разреза, а линии CD, GH, MN, OS no дав­лениям гидроразрыва.

Зоны, определенные графиком, являются зонами совместимых условий бурения, которые также являются зонами крепления сква­жины обсадными колоннами. Количество зон крепления соответ­ствует количеству обсадных колонн. Глубина спуска обсадной ко­лонны (установки башмака) принимается на 10-20 м выше оконча­ния зоны крепления (зоны совместимых условий), но не выше глу­бины начала следующей зоны совместимых условий. Плотность бурового раствора, применяемого при бурении в данной зоне кре­пления, должна находиться в пределах зоны совместимых условий и удовлетворять требованиям Единых технических правил ведения работ при бурении скважин.

Учитывая особенности морского бурения, его относительно вы­сокую стоимость по сравнению с бурением на суше, более труд­ные условия технологии бурения, крепления, технологии произ­водства капитального ремонта скважины, повышенную опасность производства работ и другие факторы, выбор надежной и опти­мальной конструкции скважины имеет первостепенное значение. Неудачная конструкция скважины, ее некачественное крепление, спуск колонн секциями часто приводят к браку и ликвидации скважины по техническим причинам.

Многолетний опыт бурения с плавучих буровых средств опре­делил в основном две типовые конструкции скважин с подводным устьем.

В первой конструкции (для глубин скважин примерно 5000-6500 м) применяют фундаментную колонну (направление) диамет­ром 762-914 мм (длина 30-45 м), кондуктор - 508 мм (длина 100-300 м), на котором крепится подводное устьевое оборудование и направляющие канаты, первую промежуточную колонну - 340 мм, вторую промежуточную колону - 273 или 245 мм и эксплуатаци­онную колонну - 178 мм. Диаметр эксплуатационной колонны обеспечивает спуск и установку двухколонных НКТ для одновре­менно-раздельной эксплуатации скважины. Такое сочетание диа­метров с большими зазорами между колоннами позволяет надеж­ное крепление скважин.

Вторую конструкцию преимущественно применяют при буре­нии на меньшие глубины при более простой конструкции скважин. В этой конструкции используют фундаментную колонну диамет­ром 762 мм, кондуктор - 406 мм, промежуточную колонну - 273 мм и эксплуатационную колонну - 178 мм.

Конструкции скважин для описанных выше способов обустрой­ства показаны на схеме рис. 9.2.

Рисунок 9.1 - Совмещенный график давлений для выбора конструкции скважин

Из применяемых конструкций наиболее часто используют сле­дующие сочетания диаметров (мм) обсадных колонн:

426x299x219 (хвостовик)х!68 (хвостовик) или 168x146,

168x146x114; 478x377x273x194 (хвостовик)х168х(146х!27).

Ниже приведена схема сочетания этих диаметров (мм):

 

Рисунок 9. 2.  Примеры конструкции морских скважин:

а - Шелл Ко; б - Атлантик Рефайнинг; в - Пан Америкам Р; г-проектЭБСЗООО/150

 

Достаточный опыт крепления скважин накоплен на Каспийском море (Азербайджан, Иран и др.), где бурение характеризуется большими глубинами скважин, зонами АВПД, высокой пластич­ностью глинистых пород, неустойчивостью стенок скважины, во-допроявлениями, поглощениями и другими видами осложнений. Соответственно применяются и многоколонные конструкции скважин.

Например, при бурении скв. 22 Булла-море до глубины 5706 м применена следующая конструкция скважины: 726-мм забивное направление длиной 39 м, 630-мм кондуктор, спущенный на глу­бину 94 м, первая 426-мм промежуточная колонна длиной 1000 м, вторая 299-мм промежуточная колонна на глубину 3320 м, 219-мм хвостовик до глубины 5001 м, комбинированная 168х146х140-мм эксплуатационная колонна длиной 5688 м.               ' •

При бурении скважин на Каспийском море с ППБУ типа «Шельф» были предусмотрены следующие конструкции колонн: 762х508х340х245х178х(168х146х127) мм, 762х630><478х340х245х178х(168х 146x127) мм. В зарубежной практике конструкции скважин выбирают в зави­симости от глубины скважины, горно-геологических условий и способа эксплуатации скважины. В частности, в Северном море на месторождении Фортиз была применена следующая конструкция скважины: 762x508x339x244x178 мм. В Мексиканском заливе ис­пользуют следующие конструкции скважин (мм): 762х508х340х х244х 178x127 хвостовик (глубины 6000 м и более), 762х508х340х х273х219*х168*хЦ4-127 (глубины 7000 м и более). Звездочкой отмечены диаметры хвостовика.

Одна из особенностей конструкций морских скважин - корен­ное отличие узлов подвески обсадных колонн от колонных голо­вок, применяемых на суше. Использование типовых конструкций скважин значительно облегчило стандартизацию узлов подвески колонн, в особенности узлов дорогостоящего подводного устье­вого комплекса.

Буровые установки и их тип непрерывно совершенствуются с тем, чтобы наилучшим образом соответствовать условиям бурения на море в различных регионах мира. В настоящее время использу­ются следующие основные типы буровых установок:

•S наземные буровые установки;

•S буровые установки на морских стационарных платформах;

•S полупогружные плавучие буровые установки;

•S самоподъемные плавучие буровые установки;

•S буровые суда;

•S буровые баржи;

•S вспомогательные суда.

Наземные буровые установки используются для бурения на суше, а также на море с искусственных островов.

Буровые установки на морских стационарных платформах обычно используются для бурения эксплуатационных скважин и проведения специальных работ в добывающих скважинах. Общее число скважин, которое может быть пробурено с одной платфор­мы, зависит от производительности скважин, фильтрационно-емкостных свойств пласта и размеров залежи и, как правило, не превышает 40-50 скважин. В большинстве случаев буровая вышка находится постоянно на платформе, хотя и может быть демонти­рована и заменена специальным оборудованием для проведения скважинных работ после того как пробурены все скважины.

Полупогружная плавучая буровая установка представляет собой плавучую конструкцию, используемую для бурения сква­жин при глубинах моря от 60 до 2500 м в зависимости от срока эксплуатации, типа и спецификации установки. Она буксируется или же переплавляется с одного места бурения на другое само­стоятельно з<1 счет имеющейся системы гребных винтов. Большин­ство полупогружных установок закрепляется на месте предпола­гаемого бурения цепями или тросами для обеспечения стабильного положения при бурении. Некоторые современные установки снабжены системой динамического позиционирования, основан­ной на системе движителей и точной навигации, позволяющих поддерживать точное положение установки при бурении. Систе­мам динамического позиционирования отдается предпочтение при бурении на больших глубинах, где постановка на якорь может по­требовать значительных затрат времени и средств.

Самоподъемная плавучая буровая установка представляет собой опирающуюся на дно конструкцию, используемую для бу­рения при глубинах моря от 20 до 120 м. Самоподъемная установ­ка сначала буксируется к месту предполагаемого бурения в плаву­чем состоянии, после чего ноги платформы спускаются и плотно прижимаются к морскому дну, обеспечивая стабильное положение платформы при бурении. Самоподъемные установки могут также использоваться в качестве вспомогательных судов, располагаясь рядом с основной (стационарной) платформой. В этом случае бу­ровая вышка надвигается на основную платформу и бурение про­изводится через отверстие в стационарной платформе.

Буровые суда представляют собой самодвижущиеся установки с большой, как правило, грузоподъемностью. Благодаря этому они в состоянии перевозить большое количество используемых мате­риалов и основного оборудования и вследствие этого применяются в отдаленных акваториях, где использование вспомогательных су­дов в целях снабжения связано с большими затратами. Буровые суда широко применяются при глубоководном бурении.

Буровые баржи представляют собой суда, дно которых ис­пользуется в качестве основания для буровой вышки. Буровые баржи обычно буксируются к месту назначения и погружаются на дно с помощью балласта для проведения буровых работ. Подобно­го рода буровые установки используются в болотистых районах или на мелководье.

Вспомогательные суда часто используются в зоне шельфа, как, например, на Дальнем Востоке или в Венесуэле, где глубина воды невелика и где небольшие и дешевые платформы могут быть эффективно использованы. Вспомогательное судно, оснащенное всем необходимым для бурения с платформы оборудованием, ста­новится на якорь рядом с платформой. В качестве вспомогательно­го бурового судна может служить баржа или же полупогружная установка. По окончании бурения судно переправляется к сле­дующей платформ»;.

Затраты на обустройство морских нефтегазовых месторожде­ний составляют свыше 50 % всех капиталовложений. Стоимость отдельных нефтегазопромысловых платформ достигает 1-2 млрд. долл. Например, эксплуатирующаяся в настоящее время глубоко­водная гравитационная платформа для месторождения Тролль в Северном море оценивается в сумму свыше 1 млрд. долл. Затраты на прокладку современного глубоководного магистрального тру­бопровода составляют 2-3 млн. долл. за километр.

Каждый новый этап в освоении шельфа вызывает к жизни нобурении на больших глубинах, где постановка на якорь может по­требовать значительных затрат времени и средств.

Самоподъемная плавучая буровая установка представляет собой опирающуюся на дно конструкцию, используемую для бу­рения при глубинах моря от 20 до 120 м. Самоподъемная установ­ка сначала буксируется к месту предполагаемого бурения в плаву­чем состоянии, после чего ноги платформы спускаются и плотно прижимаются к морскому дну, обеспечивая стабильное положение платформы при бурении. Самоподъемные установки могут также использоваться в качестве вспомогательных судов, располагаясь рядом с основной (стационарной) платформой. В этом случае бу­ровая вышка надвигается на основную платформу и бурение про­изводится через отверстие в стационарной платформе.

Буровые суда представляют собой самодвижущиеся установки с большой, как правило, грузоподъемностью. Благодаря этому они в состоянии перевозить большое количество используемых мате­риалов и основного оборудования и вследствие этого применяются в отдаленных акваториях, где использование вспомогательных су­дов в целях снабжения связано с большими затратами. Буровые суда широко применяются при глубоководном бурении.

Буровые баржи представляют собой суда, дно которых ис­пользуется в качестве основания для буровой вышки. Буровые баржи обычно буксируются к месту назначения и погружаются на дно с помощью балласта для проведения буровых работ. Подобно­го рода буровые установки используются в болотистых районах или на мелководье.

Вспомогательные суда часто используются в зоне шельфа, как, например, на Дальнем Востоке или в Венесуэле, где глубина воды невелика и где небольшие и дешевые платформы могут быть эффективно использованы. Вспомогательное судно, оснащенное всем необходимым для бурения с платформы оборудованием, ста­новится на якорь рядом с платформой. В качестве вспомогательно­го бурового судна может служить баржа или же полупогружная установка. По окончании бурения судно переправляется к сле­дующей платформ»;.

Затраты на обустройство морских нефтегазовых месторожде­ний составляют свыше 50 % всех капиталовложений. Стоимость отдельных нефтегазопромысловых платформ достигает 1-2 млрд. долл. Например, эксплуатирующаяся в настоящее время глубоко­водная гравитационная платформа для месторождения Тролль в Северном море оценивается в сумму свыше 1 млрд. долл. Затраты на прокладку современного глубоководного магистрального тру­бопровода составляют 2-3 млн. долл. за километр.

Каждый новый этап в освоении шельфа вызывает к жизни новые технические решения, соответствующие возникающей про­блеме. Разработан целый спектр технических средств освоения шельфа, выбор которых определяется совокупностью технологи­ческих, геолого-, гидрометеорологических, экономических, поли­тических и других условий. Так, например, для выполнения работ по разведке, бурению скважин и добыче нефти и газа используют­ся различные типы технических средств, изображенных на рисунках 9.3 и 9.4.

Среди инженерных компаний, успешно работающих в области создания новой техники и морских нефтегазовых сооружений, приоритетные позиции занимают «Браун & Рут», «Мак-Дермот», «Квернер», «Аккер», «Кеппел» и др.

В ближнем зарубежье опыт в этой области накоплен организа­циями Азербайджана, где институт Гипроморнефтегаз спроекти­ровал, а Бакинский завод глубоководных оснований изготовил и установил более десяти металлических платформ на глубинах око­ло 100 м. Институтом ВНИПИШельф разработаны платформы вы­сотой около 30 метров для газовых месторождений Крыма. Мор­ские трубопроводы диаметром до 500-700 мм проложены на Кас­пийском и Черном морях и на Дальнем Востоке через Татарский пролив.

В настоящее время зарубежными и российскими компаниями разработаны и реализуются проекты ледостойких стационарных платформ. Это, в первую очередь, платформы кессонного типа для Пильтун-Астохского месторождения на Сахалине (платформа Мо-ликпак) и для месторождений Приразломное в Печорском море.

Рисунок 9.3 - Современные технические средства, используемые для разработки шельфовых нефтегазовых месторождений.

 

 

Рисунок 9.4 Современные глубоководные платформы, используемые для разработки шельфовых нефтегазовых месторождений

 

В стадии проектирования находятся ледостойкие платформы других типов для сахалинских месторождений. Построен уникальный трубопровод для транспортировки российского газа в Турцию по дну Черного моря.

Заканчивание скважины. После того как эксплуатационная скважина пробурена, она проходит стадию заканчивания путем установки на поверхности устьевого оборудования с эксплуатационной колонной, через которую углеводороды могут свободно подниматься на поверхность с наименьшими потерями энергии. На выбор способа заканчивания влияют многие факторы:

- тип скважины: эксплуатационная, нагнетательная или для сброса промысловых вод;

- ожидаемый потенциальный дебит скважины, влияющий на размер эксплуатационных труб;

- тип углеводородов и коррозионноактивных компонентов, влияющий на выбор сортов металлов;

- возможный вынос песка, влияющий на характер заканчивания скважины в продуктивном пласте;

- наличие особых зон пласта, содержащих воду или газ. Влияющих на характер заканчивания скважины в продуктивном пласте;

- планы по новому заканчиванию или забуриванию бокового ствола;

- ориентация скважины в пространстве вертикальная, наклонная или горизонтальная скважина;

- предполагаемые операции в скважине.

Когда основа проекта готова, выбираются размер и длина эксплуатационной колонны, В зависимости от требований к изоляции может быть забланирована установка изоляционного оборудования между различными зонами. Глубины продуктивных зон в точности идентифицируются с помощью датчиков, гарантирующих, что перфорация будет выполнена в нужных интервалах.           

 

Контрольные вопросы:

1. Конструкции скважин

2. Технология бурения с плавучих и стационарных морских буровых установок

3. Что понимают под эквивалентом градиента давления?

4. Что представляет собой полупогружная плавучая буровая установка?

5. Где используются вспомогательные суды?