Превенторы

Превенторы обеспечивают при необходимости герметизацию устья скважины и управление давлением в скважине.
Превентор характеризуется: маркой; типом; номинальным размером (минимальный диаметр проходного отверстия); серией (максимальное рабочее давление в МПа). Последние две характеристики определяют номинальный размер соединительных фланцев, который обычно соответствует проходному отверстию в превенторе и максимальному рабочему давлению.
При работе с превентором учитываются следующие эксплуатационные параметры:
• отношения закрытия и открытия (соотношение между давлением в скважине в момент закрытия - или открытия - и давлением в гидравлической камере для закрытия или открытия превентора). Например, если соотношение закрытия равняется 7:1, то при давлении в скважине 49 MПa на поршни управления плашками, чтобы закрыть их, необходимо подать давление 7 МПа,
• необходимые объемы рабочей жидкости для закрытия или открытия превентора,
• габариты (высота, длина, ширина, вес), в особенности длина или ширина (в зависимости от типа) при открытии для замены плашек.
Типы превенторов
Плашечные превенторы:
• превенторы с глухими плашками для полного закрытия,
• превенторы с глухими срезающими плашками для полного закрытия и срезания труб,
• превенторы с трубными плашками при закрытии на заданный размер бурильных труб,
• превенторы с трубными плашками переменного размера при закрытии на заданный диапазон диаметров бурильных труб.
Во многих современных плашечных превенторах имеются боковые циркуляционные отводы, которые уменьшают вертикальные габариты стволовых сборок за счёт исключения циркуляционных отводов (крестовин) и повышают надёжность герметизации устья скважины (рис. 3.9).

Плашечные противовыбросовые превенторы могут быть одинарные, сдвоенные и строенные.
Время закрытия плашечного противовыбросового превентора в наземной сборке не должно превышать 30 сек.
Для предупреждения случайного открывания плашек плашечного превентора должны быть укомплектованы ручным или гидравлическим механизмом фиксации плашек.
При установке плашек необходимо соблюдать правильное направление, т.к. закрывание плашек обеспечивает герметичное уплотнение только в направлении снизу вверх.
Для обнаружения протечек на основном уплотнительном элементе используется контрольное отверстие, которое предназначено для контроля герметичности превентора, т.к. в случае, если основной уплотнительный элемент поврежден, давление в скважине может открыть превентор (рис. 3.10).

Плашки могут быть:
• Трубные. Для каждого типа размера труб используются соответствующие им плашки. Исключение составляют модели превенторов с универсальными плашками, в которых плашки могут герметизировать трубы, несколько ближайших размеров.
• Глухие.
• Срезающие глухие (рис. 3.11).

Рабочее давление в системе управления превентором составляет 10,5 МПа с возможностью повышения давления до 21 МПа и кратковременно до 35 МПа для перерезания бурильной колонны. В случае использования срезающих плашек бурильная колонна подвешивается на трубных плашках нижерасположенного превентора.
Универсальные (кольцевые) превенторы предназначены для:
- герметизации устья на колонне бурильных или обсадных труб, включая замковые соединения и муфты;
- герметизации устья на ведущей трубе различного сечения;
- герметизации на кабеле или канате при перфорации или инструментальных исследованиях скважины;
- герметизации устья при отсутствии труб в скважине (в исключительных случаях);
- спуска и подъёма (протаскивания), вращения бурильной или обсадной колонны при закрытом герметизирующем элементе и при наличии давления в скважине.
В любых ситуациях на скважине во время газоводонефтепроявления и при наличии на устье универсального превентора закрывается сначала универсальный превентор, а потом, при необходимости, плашечный.
Основные типы универсальных превенторов представлены на рис. 3.12.
Время закрытия для наземных превенторных сборок;
- для диаметров 20 дюймов и выше - не более 45 сек.
- для диаметров менее 20 дюймов - не более 30 сек.
Выше универсального превентора могут быть установлены дивертор или вращающийся превентор.

Дивертор - устройство, используемое в начальной стадии бурения (чаще всего на морских установках), которое позволяет отвести газ от стола ротора в случае вскрытия высоконапорных зон ограниченного объёма. Система включает: кольцевой уплотнитель на небольшое давление, установленный под столом ротора; блок задвижек для управления потоком циркулирующей жидкости и линии сброса.
Вращающиеся превенторы (герметизаторы) обеспечивают герметизацию устья при вращении бурильной колонны в процессе работы долота на забое и располагаются над универсальным превентором. Они применяются для герметизации устья при бурении на Депрессии или на равновесии относительно пластового давления и в случае бурения с продувкой газообразными агентами или с промывкой аэрированным раствором.
Перекрывающие устройства (обратные клапаны) представляют собой устройства, которые располагают в бурильной колонне для быстрого перекрытия канала в колонне. Их рабочее давление равно рабочему давлению превенторов или превышает его.
Превенторные сборки
Сборка противовыбросовых превенторов предусматривает определённую последовательность расположения превенторов. Выше всех в превенторной сборке устанавливается универсальный превентор (за исключением случая использования дивертора или вращающегося превентора, которые устанавливаются над универсальным превентором).
Плашечные превенторы устанавливают в определенной последовательности, которая определяется с учётом реальных условий:
• необходимость герметизации устья скважины при возможности проявления в случае наличия (рис. 3.13 а) или отсутствия бурильных труб (рис. 3.13 б) в стволе и возможность циркуляции через штуцерную линию или линию глушения скважины. Чтобы обеспечить возможность выполнения такой операции, необходимо буровую катушку (циркуляционную крестовину) располагать ниже закрытого противовыбросового превентора;

• возможность подвешивания бурильной колонны - выполнение такой процедуры требует удержания бурильной колонны трубными плашками при закрытии глухих срезающих плашек (поэтому может быть выполнена только при установке глухих срезающих плашек на достаточном расстоянии для размещения бурильного замка над удерживающими трубными плашками) (рис. 3.14);

• возможность закрыть скважину во время смены плашек (например - перед спуском обсадной колонны) при отсутствии бурильной колонны в скважине;
• снижение числа соединений в блоке.
Возможность замены двух или трех отдельных соединенных между собой превенторов сдвоенным или строенным превентором уменьшает число соединений и снижает высоту блока.

Выбор ПВО
Противовыбросовое оборудование выбирают так, чтобы:
1) рабочее давление плашечных превенторов рПРВ было больше наивысшего ожидаемого давления на устье скважины при газонефтеводопроявлении рПРВ > (рУ)max;
2) диаметры проходных отверстий в превенторах - больше диаметра долот, которыми предстоит бурить ствол скважины после установки этого оборудования, и наибольшего наружного диаметра обсадной колонны, которой нужно крепить пробуренный участок.
Ожидаемое наибольшее давление на устье газовой скважины при полном выбросе промывочной жидкости рассчитывается по формуле

где рОГ - относительная плотность газа по воздуху; βс - коэффициент сжимаемости газа; Tс - средняя абсолютная температура газа в рассматриваемом интервале (z-zпл) по шкале Кельвина.
В случае нефтяной скважины - по формуле

где ρф - средняя плотность пластовой нефти, кг/м3.
Если же окажется, что рУ < рНАС при рПЛ ≥ рНАС, то следует принимать рУ = рНАС.
При бурении в продуктивных пластах в промывочную жидкость поступают пластовая жидкость и газ. С приближением восходящего потока к устью газ расширяется, снижая гидростатическое давление в скважине. Для того чтобы предотвратить возникновение и развитие газонефтепроявления, необходимо контролировать газосодержание в промывочной жидкости, положения уровня в металлических приемных емкостях буровых насосов.
При разбуривании газоносного пласта необходимо соблюдать следующее соотношение между наибольшей механической скоростью проходки vм (м/ч) и подачей буровых насосов Q (м3/с), чтобы давление в скважине не снизилось ниже пластового, которое выражается в виде

где рАТ - нормальное атмосферное давление, Па (рАТ 10в5 Па); рП -плотность промывочной жидкости, закачиваемой в скважину, кг/м; Zпл - глубина забоя, м; kmin - минимально допустимое соотношение забойного и пластового давлений; рУК - избыточное давление у устья на выходе из скважины, Па; φп - пористость разбуриваемой породы, доли единицы; da - диаметр долота, м; βc - коэффициент сжимаемости пластового газа при средних давлении и температуре в кольцевом пространстве скважины; β0=1 - то же при нормальных условиях; Tс - средняя температура восходящего потока по шкале Кельвина, К; T0 = 293 К; рг - плотность пластового газа при нормальных условиях, кг/м3; рВОЗ - плотность воздуха, кг/м3 (рВОЗ) = 1-29 кг/м3).
Избыточное давление рУК при промывке после герметизации устья превентором должно удовлетворять следующим условиям:
а) для предотвращения разрыва пород и поглощения промывочной жидкости ниже башмака обсадной колонны, на которой смонтировано противовыбросовое оборудование,

б) во избежание разрыва устьевого участка той же колонны

где рпогл - давление поглощения у подошвы породы с наименьшим значением индекса kн Па; рст - статическое давление столба промывочной жидкости на той же глубине, Пa; ргл - гидравлические потери в кольцевом пространстве на участке от указанного сечения до устья, Па; pБ - избыточное внутреннее давление, при котором проведенное напряжение на внутренней поверхности устьевой трубы колонны достигает предела текучести, Пa; kвн - регламентированный коэффициент запаса прочности на разрыв для обсадной колонны; kиз - коэффициент, учитывающий наибольший радиальный износ Δи обсадных труб на устьевом участке; kиз = δ/δ-Δи, δ -номинальная толщина стенок труб по ГОСТ 632-80, мм.
После установки на устье скважины противовыбросовое оборудование должно быть опрессовано водой, а на газовых и газоконденсатных месторождениях - газом (воздухом) для проверки герметичности. Давление опрессовки рОП ≥ 1.1(ру)max.
Пример.
Требуется выбрать комплект противовыбросового оборудования устья газовой скважины, в которой предстоит вскрыть продуктивный пласт в интервале 3200-3500 м. Наибольшее ожидаемое пластовое давление у подошвы пласта равно 54 МПа, средняя геостатическая температура пласта 135 °С. Состав природного газа, %: CH4 — 93, C2H6 — 2, C,H8 — 1, N2 — 2, CO, — 1,4, H2S — 0,6. Пласт сложен песчаниками средней твердости с прослоями алевролитов.
Скважина до глубины 3150 м закреплена промежуточной обсадной колонной диаметром 245 мм.
Разбуривать газовую залежь должны роторным способом с использованием следующей компоновки бурильной колонны: долото диаметром 215,9 мм, секция УБТС-178 длиной 100 м, секция УБТС-146 длиной 80 м, бурильные трубы ТБВК с наружным диаметром 127 мм и бурильными замками ЗУК-155.
Решение.
1. Вычисляем значения относительной плотности газа по воздуху, псевдокритического давления и псевдокритической температуры газа:

2. Средняя температура газа в скважине в случае аварийного фонтанирования

3. Приведенная температура газа в закрытой скважине

4. Предположим, что среднее давление газа в закрытой скважине 50 МПа, тогда приведенное давление

5. Находим коэффициент сжимаемости газа βc = 1,17.
6. Наибольшее давление на устье скважины, закрытом после полного выброса промывочной жидкости

7. То есть предварительная оценка среднего давления в закрытой скважине была сделана правильно

8. Для герметизации устья данной скважины требуется противовыбросовое оборудование, рабочее давление плашечных превенторов которого превышает 46 МПа, а диаметр проходных отверстий в превенторах более 216 мм. Поскольку скважина газовая, давление на устье может быть весьма высоким, а прочность пород коллектора недостаточно высокая, примем за основу четвертую схему герметизации устья по ГОСТ 13 862-90,
В одном плашечном превенторе установим трубные плашки под бурильные трубы диаметром 127 мм, а в другом - глухие плашки.
9. Давление опрессовки противовыбросового оборудования

Навигация

Новости

Превенторы