Автор работы: Пользователь скрыл имя, 19 Марта 2013 в 19:06, контрольная работа
Бурение - это процесс сооружения скважины путем разрушения горных пород. Скважиной называют горную выработку круглого сечения, сооружаемую без доступа в нее людей, у которой длина во много раз больше диаметра.
Верхняя часть скважины называется устьем, дно - забоем, боковая поверхность - стенкой, а пространство, ограниченное стенкой - стволом скважины. Длина скважины - это расстояние от устья до забоя по оси ствола, а глубина - проекция длины на вертикальную ось. Длина и глубина численно равны только для вертикальных скважин. Однако они не совпадают у наклонных и искривленных скважин.
Введение 3
1. Колонные головки 5
2. Противовыбросовое оборудование 9
3. Виды противовыбросового оборудования 12
4. Фонтанная арматура 16
5. Манифольды фонтанной арматуры 21
Заключение
Список использованной литературы 23
Министерство образования и науки Российской Федерации
Федеральное агентство по образованию
Государственное образовательное учреждение высшего
профессионального образования
«УФИМСКИЙ ГОСУДАРСТВЕННЫЙ НЕФТЯНОЙ
ТЕХНИЧЕСКИЙ УНИВЕРСИТЕТ»
на тему:
«УСТЬЕ СКВАЖИНЫ»
Выполнил: студент гр.
Проверил (а):
Уфа 2010
ОГЛАВЛЕНИЕ
Введение 3
1. Колонные головки 5
2. Противовыбросовое
3. Виды противовыбросового
4. Фонтанная арматура 16
5. Манифольды фонтанной арматуры
Заключение
Список использованной литературы 23
ВВЕДЕНИЕ
Бурение - это процесс сооружения скважины путем разрушения горных пород. Скважиной называют горную выработку круглого сечения, сооружаемую без доступа в нее людей, у которой длина во много раз больше диаметра.
Верхняя часть скважины называется устьем, дно - забоем, боковая поверхность - стенкой, а пространство, ограниченное стенкой - стволом скважины. Длина скважины - это расстояние от устья до забоя по оси ствола, а глубина - проекция длины на вертикальную ось. Длина и глубина численно равны только для вертикальных скважин. Однако они не совпадают у наклонных и искривленных скважин.
Элементы конструкции скважин приведены на рис. 1. Начальный участок I скважин называют направлением. Поскольку устье скважины лежит в зоне легкоразмываемых пород его необходимо укреплять. В связи с этим направление выполняют следующим образом. Сначала бурят шурф - колодец до глубины залегания устойчивых горных пород (4...8 м). Затем в него устанавливают трубу необходимой длины и диаметра, а пространство между стенками шурфа и трубой заполняют бутовым камнем и заливают цементным раствором 2.
Рис. 1. Конструкция скважины:
1 - обсадные трубы; 2 - цементный камень; 3 - пласт; 4 - перфорация в обсадной трубе ицементном камне; I - направление; II - кондуктор; III - промежуточная колонна; IV - эксплуатационная колонна.
Устье скважины представляет собой систему труб из чугуна или стали на верху скважины, которая с поверхности регулирует давление в скважине. Детали специально обрабатывают для обеспечения очень плотной подгонки, поэтому они образуют герметичные соединения, исключающие протечки или прорывы скважинных жидкостей на поверхность. Некоторые из самых тяжелых фитингов на устье скважины рассчитаны на давление до 30000 psi. Прочее оборудование устья скважины представляет собой опорную конструкцию для насосно-компрессорной колонны в скважине и не рассчитано на такое высокое давление.
Устье скважины состоит из разных узлов, среди которых головка обсадной колонны, головка насосно-компрессорной колонны и фонтанная арматура.
\
1. КОЛОННЫЕ ГОЛОВКИ
По мере бурения и введения каждого звена обсадной колонны в скважину на поверхности необходимо устанавливать тяжелые фитинги для присоединения обсадной колонны. Оборудование, предназначенное для этой цели, называется головкой обсадной колонны. Она снабжена клиньями или другими захватами для удерживания веса обсадной колонны. Все устройство уплотняет обсадную колонну и таким образом предотвращает прорыв или утечку флюидов из скважины. Обычно предусматриваются спускные газовые клапаны, чтобы снизить давление газов, которые могли бы скапливаться между или внутри секций обсадной колонны. Эти клапаны могут быть (иногда) использованы при добыче по обсадной колонне.
При бурении и капитальном ремонте скважины головка обсадной колонны служит для крепежа устройств для контроля давления. С помощью адаптеров, регуляторов дебита и фланцев присоединяют все более тонкие обсадные трубы в процессе бурения и установки дополнительных секций. Это значит, что противовыбросовое устройство надо снимать и ставить на место каждый раз, когда в скважину устанавливается новая секция обсадной колонны. По мере установки новых фланцев и втулок они становятся неотъемлемой частью постоянного оборудования устья скважины.
На устье скважины обсадные колонны обвязываются, т. е. соединяются частью оборудования скважины, называемой колонной головкой.
Колонная головка (рис. 1) жестко соединяет в единую систему все обсадные колонны скважины, воспринимает усилия от их веса и передает всю нагрузку кондуктору. Она обеспечивает изоляцию и герметизацию межколонных пространств и одновременно доступ к ним для контроля состояния стволовой части скважины и выполнения необходимых технологических операций. Колонная головка служит пьедесталом для монтажа эксплуатационного оборудования, спущенного в скважину. Во время бурения на ней монтируются превенторы противовыбросового оборудования, демонтируемые после окончания бурения.
Рис. 1. Колонная головка
Конструктивно колонная головка - это сочетание нескольких связанных между собой элементов - катушек или крестовин, несущих обсадные колонны. Число этих элементов зависит от числа обсадных колонн скважины.
Колонные обвязки устанавливают
Конструкция колонных обвязок позволяет восстанавливать нарушенную герметизацию межколонного кольцевого пространства путем нагнетания специальных паст или самотвердеющих пластиков.
Условия работы колонной головки достаточно сложны: нагрузка от веса обсадных колонн может превышать в глубоких скважинах несколько сот килоньютонов. Элементы колонной головки воспринимают также давление от среды, контактирующей с ними. При наличии в пластовой жидкости или газе H2S, СО2 или при сильной минерализации пластовых вод колонная головка подвергается их коррозионному воздействию. В глубоких скважинах при закачке теплоносителей их стволы и колонные головки нагреваются до 150-250°С, в условиях Севера могут охлаждаться до температур ниже минус 60°С.
Нарушение надежности колонной головки неизбежно приводит к серьезным авариям, нанесению ущерба окружающей среде, а в отдельных случаях может быть причиной возникновения пожаров, взрывов, несчастных случаев.
Колонные головки, особенно многоколонных скважин, имеют большие массы и вертикальные габариты. Высокая их металлоемкость и большая потребность в них приводят к необходимости расхода на их изготовление больших количеств стали, причем легированной. С увеличением вертикального габарита колонной головки усложняется обслуживание скважины.
Колонная головка для обвязки двух колонн (см. рис. 1.) состоит из корпуса 4, навинченного на обсадную трубу 6. Внутренняя поверхность корпуса коническая, и в ней размещены клинья 3, удерживающие внутреннюю колонну обсадных труб 7. На фланце корпуса установлена катушка 1, надетая на трубу и обычно сваренная с ней. Катушка болтами соединена с корпусом. Межтрубные пространства разобщаются уплотнениями 2. На колонной головке предусмотрена задвижка 5 для обеспечения доступа в затрубное пространство. Вертикальный размер такой колонной головки около 1 м. Масса в зависимости от диаметра обсадных труб до 500...550 кг.
Такими головками оборудуются с
Изготавливают колонные головки для оборудования скважин и с большим числом обсадных колонн: трех-, четырех- и пятиколонных. Принципиальные и конструктивные схемы таких колонных головок аналогичны.
Головка насосно-компрессорной колонны выполняет три функции:
• поддерживает насосно-компрессорную колонну;
• создает герметичное уплотнение между обсадной и насосно- компрессорной колоннами;
• обеспечивает наличие на поверхности патрубков для регулирования потока жидкости или газа.
Головка насосно-компрессорной колонны опирается на головку обсадной колонны. Головки насосно-компрессорных (рабочих) колонн в зависимости от давления различаются по конструкции. Для облегчения обслуживания скважины многие виды головок рабочих колонн легко разбираются и собираются.
2. ПРОТИВОВЫБРОСОВОЕ ОБОРУДОВАНИЕ
Противовыбросовое оборудование (ОП) представляет собой комплекс, состоящий из сборки превенторов, манифольда и гидравлического управления превенторами, предназначенный для управления проявляющей скважиной с целью обеспечения безопасных условий труда персонала, предотвращения открытых фонтанов и охраны окружающей среды от загрязнения в умеренном и холодном макроклиматических районах.
Область применения противовыбросового оборудования - строительство и капитальный ремонт нефтяных и газовых скважин.
Основная задача комплекса: сохранение находящегося в скважине бурового раствора и проведение операций по его замещению (глушение скважины) другим с требуемыми параметрами.
Комплекс противовыбросового оборудования обеспечивает проведение следующих работ:
Типовые схемы обвязки противовыбросового оборудования. В соответствии с указанным ГОСТом предусмотрено 10 типовых схем обвязки ОП:
На рис. 2 приведены схемы 1, 3, 7 и 10. Схема включает блок превенторов (плашечные с ручным или гидравлическим управлением, кольцевой, соединительные катушки и крестовина), станцию гидроуправления превенторами и гидроуправляемыми задвижками и манифольд противовыбросового оборудования, состоящий из блока глушения, блока дросселирования с запорной и регулирующей арматурой, напорных трубопроводов и блока сепаратора бурового раствора.
Рис. 2. Типовые схемы обвязки противовыбросового оборудования по ГОСТ 13862-90: а - схема 1; б - схема 3; в - схема 7; г - схема 10; 1 - превентор плашечный; 2 - задвижка с ручным управлением; 3 - крестовина; 4 - манометр с запорным и разрядным устройствами; 5 — регулируемый дроссель с ручным управлением; 6 — гаситель потока; 7 — блок дросселирования; 8 - линия дросселирования; 9 - устье скважины; 10 - линия глушения; 11 - прямой сброс; 12 — вспомогательный пульт; 13 — гидроуправление превенторами с основным пультом; 14 — кольцевой превентор; 15 — отвод к сепаратору; 16 — задвижка с гидроуправлением; 17 — обратный клапан; 18 - отвод к буровым насосам; 19 - блок глушения; 20 - регулируемый дроссель с гидроуправлением; 21 — пульт управления дросселем; 22 — к системе опробывания скважины
Типовые схемы обвязки ОП по ГОСТ 13862-90 устанавливают минимальное количество необходимых составных частей блока превенторов и манифольда, которые могут дополняться в зависимости от конкретных условий строящейся или ремонтируемой скважины.
В ОП для бурения допускается уменьшение условного диаметра прохода линий, соединяемых с дросселем, и линий глушения до 50 мм, увеличение условного диаметра прохода линий дросселирования до 100 мм. При этом условный диаметр прохода боковых отводов устьевой крестовины должен быть не более условного диаметра прохода подсоединяемой линии манифольда.
Допускается также применять станции гидропривода с номинальным давлением из следующего ряда: 16; 25; 32; 40 МПа.
Условное обозначение ОП по ГОСТ 13862-90 состоит из слова «оборудование», шифра, построенного по приведенной ниже схеме, и наименования нормативно - технического документа на поставку или стандарта:
3. ВИДЫ ПРОТИВОВЫБРОСОВОГО ОБОРУДОВАНИЯ
Плашечные превенторы предназначены для герметизации устья при наличии или отсутствии в скважине труб. Применяются для эксплуатации в умеренном и холодном макроклиматических районах. Плашечные превенторы обеспечивают возможность расхаживания колонны труб при герметизированном устье в пределах длины между замковыми или муфтовыми соединениями, подвеску колонны труб на плашки и ее удержание от выталкивания под действием скважинного давления