Тема: Подводное устьевое оборудование морских скважин

 

Цель: Изучить назначение и типы устьевого оборудования морских скважин и технику и технологию монтажа подводного устьевого оборудования

 

Ключевые слова: Колонная головка, обсадная колонна, кондуктор, технические и обсадные трубы, герметизация межтрубных пространств, фонтанная арматура, трубная головка, герметизация межтрубного пространства, эксплуатационная колонна, фонтанные трубы, фонтанная елка, манифольд, канатная техника

 

Основные вопросы и содержание:

1.Назначение и типы устьевого оборудования морских скважин. Особые требования.

2.Техника и технология монтажа подводного устьевого оборудования.

3.Подводное устьевое оборудование без направляющих канатов.

4.Системы дистанционного управления и контроля подводного устьевого оборудования.

1. В первые годы для освоения и разработки морских нефтяных и газоконденсатных месторождений Каспийского моря (Бахар, Сан­гачалы-море—Дуванный-море — о. Булла, Булла-море, им. 28 Ап­реля, б. Жданова и т. д.) применяли устьевое оборудование (ко­лонные головки, фонтанная арматура), обсадные и насоснокомпрессорные трубы, которые по прочностным характеристикам не могли гарантировать нормальную и продолжительную эксплуата­цию скважин.

За период разработки газоконденсатных месторождений Кас­пийского моря накоплен обширный научно-технический и промыс­ловый опыт их освоения и эксплуатации в соответствии с изучен­ными геолого-эксплуатационными условиями. Перечисленные ме­сторождения Каспийского моря характеризуются следующими гео­лого-эксплуатационными параметрами.

Глубины залегания продуктивных горизонтов колеблются в пределах от 4000 до 6200м, пластовые давления составляют 50— 75 МПа и превышают гидростатические на 15—20 %. конденсато-содержание достигает 150—300 см3/м3, сера в продукции скважин отсутствует, имеются следы механических примесей. Начальные дебиты скважин достигают 300 т/сут нефти и более 1 млн. газа.

В условиях моря к оборудованию для обвязки устья предъявля­ются более высокие требования в отношении герметичности, проч­ности и коррозионности. Помимо этого оборудование должно быть рассчитано на высокое давление.

После цементирования, по истечении регламентированного сро­ка затвердевания тампонажного раствора обсадную колонну на устье соединяют с предыдущей и герметизируют межколонное пространство таким образом, чтобы в любой последующий момент можно было контролировать давление в нем.

Обсадные колонны обвязывают при помощи колонных головок разных конструкций. Наиболее универсальны клиновые головки (рис.1.1.), состоящие из корпуса 7, навинчиваемого на верхний ко­нец предыдущей обсадной колонны; пьедестала 1, который уста­навливают на фланец корпуса и крепят к последнему болтами; клиньев 9, 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 для обеспечения герметичности всех соеди­нений. В теле корпуса и пьедестала имеются боковые отверстия, закрытые пробками 8. 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 отверстие 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 газопроявлений.

Рис.1.1.Схема обвязки обсадных колонн на устье при помощи клиновой колонной головки.

 

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

Азинмаш разработал ряд конструкций колонных головок с кли­новой подвеской труб, которыми оборудованы многие скважины месторождений Каспийского моря. Однако в настоящее время сконструировано специальное оборудование обвязки обсад­ных колонн, для подвешивания обсадных колонн, герметизации и разобщения межколонных пространств, проведения технологиче­ских операций, установки противовыбросового оборудования (в. процессе бурения) и фонтанной арматуры (в процессе эксплуата­ции).

Оборудование обвязки обсадных колонн выпускают типа ОКМ с муфтовой подвеской (рис.1.2.) и типа ОКК с клиньевой подвеской обсадных труб (рис.1.3.).

Оборудование ОКМ обеспечивает крепление эксплуатационной колонны на резьбе муфтовой подвески, ОКК предназначено для подвески двух и более обсадных колонн кондуктора (на резьбе или на сварке), технических и эксплуатационной, а также для герметизации и разобщения межколонных пространств с помощью упругих уплотнителей.

Оборудование ОКК состоит из отдельных сборочных единиц — колонных головок. Предусмотрены три способа присоединения нижней колонны головки (ГНК) к верхнему концу обсадной ко­лонны — кондуктору (три исполнения ГНК): при помощи внутрен­ней резьбы на корпусе головки; при помощи наружной резьбы и на сварке.

 

Рис.1.2. Оборудование обвязки обсадных колонн типа ОКМ1 на рабочее давление на 14 МПа.

Рис.1.3.Оборудование обвязки обсадных колонн типа ОКК на рабочее давление 21,35 и 70 МПа.

 

Колонные головки устанавливают на устье скважины последо­вательно, по мере спуска и цементирования обсадных колонн. Их подбирают с учетом максимального пластового давления, ожидае­мого при бурении следующего за обсаженным интервала сква­жины.

Конструкция оборудования позволяет восстанавливать нару­шенную герметичность межколонного кольцевого пространства на­гнетанием специальных паст или самотвердеющих пластиков.

Оборудование обвязки обсадных колонн ОКМ1 (см. рис.1.2.) рас­считано на рабочее давление 14 МПа. Оборудование состоит из корпуса 4, муфтовой подвески 2, стопорных винтов 3, пробкового крана 1 и манометра 5. Обвязка эксплуатационной колонны осу­ществляется с помощью муфтовой подвески.

Оборудование состоит из нижней, промежуточных средней и верхней колонных головок. Обвязка обсадных колонн осуществля­ется с помощью клиньевых подвесок и пакеров. Клиньевая под­веска состоит из трех клиньев, которые в сборе устанавлива­ются в конической расточке крестовины.

Для проведения технологических операций каждая из колон­ных головок оснащена манифольдами. Для контроля давления в затрубном пространстве предусмотрен вентиль с манометром.

Оборудование ОКК на рабочее давление 70 МПа (рис.1.4.) со­стоит из нижней и промежуточной колонны головок. Обвязка обсадных колонн осуществля­ется с помощью клиньевых подвесок и пакетов.

Клиньевая подвеска состоит из четырех клиньев и корпуса. Клинья в сборе с корпусом устанавливают в цилиндриче­ской расточке крестовины. Арматура для фонтанных неф­тяных и газовых скважин

Для освоения и пуска в эксплуатацию высоконапорных фонтанных скважин место­рождений Каспийского моря используют выпускаемую оте­чественными заводами фонтан­ную арматуру, предназначен­ную для герметизации устья, контроля и регулирования ре­жима эксплуатации скважин, а также для проведения некото­рых технологических операций.

Рис.1.4. Оборудование обвязки обсадных колонн типа ОКК на рабочее давление 70 МПа.

 

Фонтанная арматура позво­ляет:

· проводить работы по освое­нию и пуску в эксплуатацию фонтанной или компрессорной (эргазлифтной) скважины;

· закачивать в скважину сжатый газ (воздух), жидкость и их смеси;

· направлять продукцию сква­жины в нефтегазопровод, на нефтесборные пункты, на груп­повые установки, в комбайны и коллекторы;

· регулировать отбор продук­ции из скважины; замерять забойное, устьевое, кольцевое и затрубное давления; проводить различные исследовательские работы и геолого-технические мероприятия (по очистке подъемных труб от парафина, солей и т. д.);

· глушить скважину прокачкой воды или бурового раствора 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 и 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 в магистральные трубопроводы, перекрытия или перевода потока продукции скважины с одной струны на другую, регулиро­вания режима эксплуатации, проведения исследовательских и ре­монтных работ, измерения давления и температуры среды, а также для проведения технологических операций.

Рис.1.5. Фонтанная арматура типа АФ6аВ-80: 50 700К2

 

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

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.

Продукция скважины направляется по запасным струнам 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 отводов трубной головки и фонтанной елки предусмотрены отверстия для подачи в затрубное пространство и ствол елки ингибиторов корро­зии и гидратообразования.

На рис.1.5. в качестве примера представлена фонтанная арма­тура, рассчитанная на рабочее давление 70 МПа, с прямоточными задвижками с автоматической подачей смазки.

В качестве запорных устройств в арматуре применяются за­движки ЗМАД и ЗМАДП с двухпластинчатым шиберным затвором с уплотнением металл по металлу, 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 (ЗМАДП) с ручным дублером.

На месторождениях Каспийского моря для герметичного пе­рекрытия ствола фонтанных нефтяных и газовых скважин в ава­рийных ситуациях и при разгерметизации их устья применяют комплексы управляемых клапанов-отсекателей.

 

Рис.1.6 - Схема компоновки оборудования комплекса КУСА-89-350-Э:

1-станция управления; 2- трубка управления; 3-распределитель; 4-температурный предохранитель; 5-уплотгительное устройство; 6-подвесной патрубок; 7- электроконтактный манометр; 8-направляющий распределитель.

 

Применение этих комплексов обеспечивает:

возможность одновременного бурения, эксплуатации, а также текущего и капитального ремонтов куста фонтанных и газлифтных нефтяных и газовых скважин, расположенных на одной стацио­нарной платформе или на одной приэстакадной площадке;

предотвращение аварии при повышении давления в наземном оборудовании скважины свыше установленной нормы, а также при повышении температуры на устье скважины свыше 70°С (при возникновении пожара); местное дистанционное и автоматическое управление работой скважины.

В настоящее время серийно выпускают оборудование для от­секания фонтанных нефтяных и газовых скважин — КУСА-89-350 КУСА-73-500; КУСА-89-350-7 и т. д.

КУСА — комплекс управления скважинными отсекателями, первая цифра обозначает условный диаметр (мм) колонны подъ­емных труб; вторая — рабочее давление; Э — с электрическим при­водом управления (без Э — с пневматическим приводом управле ния); цифры, расположенные после рабо­чего давления, обозначают порядковый но­мер схемы скважинного оборудования.

Одним таким комплексом наземного оборудования (рис.1.6) можно управлять восемью и менее комплексами скважинного оборудования.

Скважинное оборудование предназна­чено для работы в среде нефти, газа, газо­конденсата и пластовой воды, содержащей механические примеси до 0,1 г/л.

Комплексы КУСА-89-350-Э и КУСА-73-500-Э применяют при температуре окру­жающего воздуха до 55 °С на скважинах, в районе расположения которых имеется источник электропитания переменного тока напряжением 380 В, частотой 50 Гц. При отсутствии указанного источника и при температуре окружающего воздуха до 35 °С используют комплексы с системой управ­ления с пневматическим приводом.

Принцип действия этих комплексов со­стоит в следующем.

После проверки герметичности скважин­ного оборудования и сбрасывания с устья шарика или герметичного клапана для пе­рекрытия нижней части скважинного обо­рудования производится посадка пакера с якорем гидравлическим способом. При ре­монтных работах, связанных с извлечением на устье скважинного оборудования, пакер можно оставить на месте после отсоедине­ния насосно-компрессорных труб с помощью разъединителя колонны.

Для компенсации изменения длины ко­лонны насосно-компрессорных труб, возни­кающего от колебания температуры в сква­жине, предусмотрено телескопическое со­единение.

Осваивают и глушат скважины через циркуляционные клапаны КЦМ механиче­ского действия, а глушат скважины в ава­рийной ситуации — через циркуляционный клапан КЦГ гидравлического действия, срабатывающий при расчетных давлениях, создаваемых как внутри насосно-компрес­сорных труб, так и снаружи. Для подачи в скважину ингибиторов разного назначе­ния предусмотрен ингибиторный клапан.

3. В условиях морских нефтегазовых месторождений, где сокра­щение затрат времени и трудовых затрат на обслуживание одной скважины является весьма важным фактором, особое значение приобретает текущий ремонт фонтанокомпрессорных скважин без подъема НКТ. Этот ремонт, проводимый с помощью канатной техники, является прогрессивным методом обслуживания скважин, обеспечивающим экономию трудовых затрат и материальных средств по сравнению с обычным ремонтом. Под термином «канатная техника» понимают комплекс обору­дования и инструментов, необходимых для ремонтных работ в скважине, спускаемых в НКТ на проволоке, канате или тросе. Подземные установки, предназначенные для эксплуатации скважин и их ремонта с помощью канатной техники, бывают двух типов: со стационарным и полустационарным подземным обору­дованием. В стационарных установках оборудование обычно цементируют и из скважины не извлекают. В полустационарных установках оборудование при необходимости может быть извлечено.

Наибольшее применение на нефтегазовых промыслах как у нас в стране, так и за рубежом получили полустационарные уста­новки. Работы по текущему ремонту скважин, осуществляемые с по­мощью канатной техники, получают все более широкое распро­странение как на новых, так и на старых нефтяных и газовых месторождениях. В морских нефтегазовых месторождениях эти работы нередко осложняются следующими условиями: расположе­нием ремонтируемых скважин на приэстакадных площадках и стационарных платформах; частой штормовой погодой; большими глубинами скважин (3000—5000 м); значительным искривлением ствола наклонно-направленных скважин; большими дебитами скважин; содержанием механических примесей в добываемой про­дукции; отложением солей и парафина в подъемных трубах и внутрискважинном оборудовании; высокими пластовыми и устье­выми давлениями. Скважины, в которых ремонт будет производиться с помощью канатной техники, оснащаются специальным скважинным обору­дованием, взаимодействующим с канатным инструментом. К ука­занному оборудованию относятся: подъемные трубы; посадочные ниппели; циркуляционные клапаны механического действия, скважинные камеры для съемных клапанов, разъединитель колонны, трубный предохранительный клапан-отсекатель и ингибиторные клапаны механического действия.

Кроме перечисленного, в подземное оборудование, необходи­мое при работе с канатной техникой, входят: пакер (при много­пластовом заканчивании скважин — два или несколько пакеров), телескопическое соединение, срезной клапан, противоэрозионные патрубки, перфорированный патрубок и др.

Основным звеном в системе подземного скважинного оборудо­вания, обеспечивающим возможность применения канатной техни­ки, являются НКТ. Они служат для установки и фиксации на внутренней их поверхности или между стыками резьбовых соеди­нений, специальных замковых устройств. Таким образом, в данном случае НКТ служат не только подъемником для выноса про­дукции скважины, но являются также связующим звеном между всеми спущенными в скважину узлами оборудования, необходи­мого для работ с помощью инструмента, спускаемого на прово­локе или тросе. Поэтому, помимо общих условий, учитываемых при выборе НКТ для эксплуатации скважины (глубина спуска, величина отбора жидкости, наличие или отсутствие агрессивных сред и т. д.) с точки зрения эффективности их использования для канатных работ, к ним предъявляются некоторые дополнительные требования: проходной диаметр труб должен обеспечить проходи­мость спускаемых на проволоке (тросе) инструментов для выпол­нения различных операций.

В соответствии с расчетным диаметром (внутренним и наружным) НКТ, их длиной, массой, прочностью и типом резьбовых со­единений проектируется весь комплекс оборудования, спускаемого в скважину, и затем определяется номинальный размер канатных инструментов. При этом учитывают также и возможные последу­ющие изменения в эксплуатационной характеристике скважины. Рассмотрим назначение и устройство оборудования, спускае­мого в скважину на НКТ и обеспечивающего ее освоение и ре­монт с помощью канатной техники. Посадочные ниппели (рис. 25) делают непроходными и проходными, они могут быть с боковыми отверстиями, полиро­ванные и опорные, а также для дистанционно-управляемых кла­панов-отсекателей. Для предотвращения разъедания посадочных ниппелей в процессе длительной эксплуатации в коррозионной и эрозионной средах их изготавливают из термообработанной леги­рованной стали.

Проходной посадочный ниппель (см. рис.1.7, а) от­личается от непроходного отсутствием непропускающего заплечика, вследствие чего он имеет больший проходной диаметр, чем у такого же размера непроходного посадочного ниппеля.

 

Рис.1.7 – Проходной (а), непроходной (б, в) посадочные ниппели и замки к ним.

 

На колонне НКТ можно устанавливать любое число проход­ных посадочных ниппелей одного определенного типоразмера, не уменьшая ступенчато-проходной диаметр подъемника (как это имеет место при использовании непроходных посадочных ниппе­лей и соответствующих замков), и производить избирательную установку спускаемых на проволоке устройств в любом из них, применяя инструмент одного типоразмера.

Проходные посадочные ниппели без установленных в них зам­ковых устройств сохраняют максимальное проходное сечение для данного размера труб, не ограничивая их пропускную способ­ность.

Некоторые виды скважинного оборудования (циркуляцион­ный клапан механического действия, телескопическое соединение, трубный разъединитель) включают в себя проходной посадочный ниппель как составную часть.

Непроходной посадочный ниппель (см. рис.1.7,б, в) представляет собой патрубок с резьбой НКТ, имеющий внутри не-пропускающий заплечик, кольцевую проточку и полированную поверхность. Его обычно устанавливают у башмака подъемных труб на несколько метров ниже пакера.

При освоении скважины непроходной посадочный ниппель ис­пользуют для установки глухих пробок, обратных клапанов с целью опрессовки колонны НКТ, посадки гидравлических пакеров, изоляции нижнего пласта (или пакера), а также при обра­ботке верхнего пласта.

При фонтанировании скважины в непроходной посадочный нип­пель можно устанавливать: забойный штуцер; глухие пробки для изоляции нижнего пласта во время работы верхнего пласта по подъемным трубам; скважинные приборы (манометры, пробоот­борники, дебитомеры и т. д.); ограничители для предотвращения падения канатного инструмента или другого оборудования на за­бой скважины-

При необходимости в колонне НКТ можно устанавливать одно­временно несколько посадочных непроходных ниппелей, однако в этом случае внутренний диаметр ниппелей должен ступенчато уменьшаться по мере их установки от устья к забою скважины. Это необходимо для того, чтобы, применяя соответствующие раз­меры замковых устройств, производить канатные операции в каж­дом из ниппелей в отдельности.

Циркуляционный клапан механического дей­ствия (скользящая гильза) предназначен для создания сообще­ния, а также разобщения затрубного и трубного пространств при глушении или освоении скважины, а также при выполнении дру­гих технологических операций.

Клапан имеет на обоих концах резьбу и присоединяется к ко­лонне НКТ во время ее спуска в скважину.

Разъединитель колонны предназначен для отсоедине­ния колонны подъемных труб от пакера и соединения их с пакером. Отсоединение производится перемещением внутренней цанги разъединителя инструментом, спускаемым на проволоке.

Трубный предохранительный клапан-отсека­тель предназначен для автоматического принудительного за­крытия скважины при повреждениях выкидных линий или фонтан­ной арматуры. Клапан спускают на НКТ и управляют им с по­верхности. Клапан закрывается при сбросе гидравлического дав­ления, создаваемого пультом управления в управляющей трубке, соединенной с клапаном и поддерживающей его открытым. внутренний диаметр трубного клапана-отсекателя достаточен для про- * пуска канатных инструментов и скважинных приборов.

Ингибиторный клапан предназначен для перепуска ингибито­ров коррозии из затрубного пространства в трубы и герметич­ного перекрытия потока с целью предотвращения перетока жид­кости в обратном направлении. Ингибиторные клапаны открыва­ются при перемещении внутренней втулки инструментом, спускае­мым на проволоке.

Перфорированный патрубок применяют для предо­хранения попадания из пласта и с забоя скважины в подъемные трубы кусков породы, цемента и т. д., которые могут препятство­вать работам с канатным инструментом.

Кулачковый фиксатор ФК-38 (рис.1.8) предназначен для фиксации в кармане скважинной камеры газлифтного или ингибиторного клапанов диаметром 38 мм, а также циркуляцион­ной и глухой пробок того же размера.

 

 

Рис. 1.8 Кулачковый фиксатор ФК-38

 

Кулачковый фиксатор ФК-38 состоит из съемной головки /г разрезной втулки 2, посадочной головки 3, штока отключения 4Г штифта 5, кулачка 6, оси 7, установочного винта 8 и пружины 9.

Фиксатор присоединяют к газлифтному или ингибиторному клапану, а также к циркуляционной и глухой пробкам с помо­щью резьбы, имеющейся на посадочной головке.

Клапаны и пробки в сборе с кулачковым фиксатором уста­навливают в кармане скважинной камеры при помощи инструмента для спуска газлифтных клапанов (ИСК). При посадке вы­ступ кулачка фиксатора задевает за край кармана скважинной камеры: кулачок, поворачиваясь против часовой стрелки, утап­ливается в окно а посадочной головки, обеспечивая вход фикса­тора в карман. Когда окно фиксатора совпадает со специальной канавкой в кармане скважинной камеры, кулачок фиксатора под действием пружины возвращается в исходное положение, выступ его заходит в канавку и фиксирует в ней рабочее положение газ­лифтного клапана или пробок. Телескопическое соединение предназначено для компенсации длины НКТ в процессе эксплуатации скважины. Это предотвращает резкие изгибы труб при изменении температуры и давления в скважине, что положительно сказывается на процессе спуска и подъема инструмента на тросе, а также уменьшает ве­роятность пропуска в резьбовых соединениях НКТ и накопления газа в затрубном пространстве.

Срезной клапан предназначен для разобщения подъ­емных труб от пласта при установке гидравлического пакера. При срезе седла клапан сохраняет диаметр отверстия, равный диаметру труб для прохода измерительных приборов.

Для выполнения различных операций с помощью канатной тех­ники без подъема колонны НКТ необходима определенная компо­новка подземного оборудования. В ВПО «Каспморнефтегазпром» в зависимости от способа эксплуатации наиболее часто применя­ют следующие схемы компоновки оборудования: при фонтанной добыче нефти (рис.1.9);

Из представленных на рис. 1.9. а, б, в схем наиболее рацио­нальной является схема (рис. 1.9., а) с дистанционно управляе­мым предохранительным клапаном-отсекателем. При компоновке оборудования по этой схеме с помощью инструмента в скважине можно устанавливать и снимать обратный клапан, глухую пробку, различные скважинные приборы (манометры, термометры и т. д.), открывать и закрывать циркуляционные клапаны механического действия для продувки и глушения скважины; устанавливать и снимать дистанционно управляемый предохранительный клапан-отсекатель, когда скважина оборудована отсекателем, спускае­мым на проволоке, и в аварийных ситуациях механически откры­вать дистанционно управляемый клапан-отсекатель, спускаемый на НКТ; очищать подъемные трубы от парафина и песчаной пробки.

На рис. 1.9.,б показана схема компоновки подземного оборудо­вания с забойным предохранительным клапаном-отсекателем, срабатывающим при превышении установленного дебита сква­жины.

Ряд сверхглубоких скважин, расположенных на отдельных мор­ских основаниях, в которых по каким-либо причинам не уста­навливался предохранительный клапан-отсекатель, был оборудо­ван по схеме, приведенной на рис. 1.9., в. При работе по этой схеме можно осваивать и глушить скважины в аварийных ситуациях без использования канатной техники (когда современная пере­броска ее на стационарную платформу задерживается из-за штор­мовой погоды).

 

Рис. 1.9. Схемы компо­новки подземного обору­дования при фонтанном способе добычи:

 

1 — 89-мм НКТ; 2 — управляющая трубка; 3 — противоэрозионный патрубок; 4 — осадочный ниппель для дистанционно управляемого клапана-отсекателя; 5— 168-мм эксплуатационная колонна; 6 — 73-мм НКТ; 7 — скользящая гильза; 8 — 140-мм эксплуатационная колонна; 9 — телескопическое соединение; 10 — разъединитель колонн; 11 — пакер; 12 — проходной посадочный ниппель; 13 — перфорированный патрубок; 14 — непроходной посадочный ниппель; 15 — посадочный ниппель для
клапана-отсекателя, управляемого потоком; 16— срезной клапан; 17 — 73-мм НКТ второго ряда; 18 — 114-мм НКТ

 

4. Метод разработки морских нефтяных месторождений с подвод­ным расположением устьев скважины хотя и сложен, но обла­дает рядом преимуществ перед обычным способом надводного оборудования устьев.

Основным преимуществом этого метода является возможность ввода нефтяного месторождения в эксплуатацию очередями, что на практике ведет к ускоренному получению первой нефти. Про­бурить с бурового судна несколько скважин, оборудовать их устья соответствующей подводной арматурой и ввести в эксплуатацию можно значительно быстрее, чем устанавливать дорогостоящую стационарную платформу, бурить с нее наклонно-направленные скважины, и лишь после этого ввести месторождение в эксплуа­тацию. Кроме того, метод разработки месторождения с подвод­ным расположением устьев скважин дает возможность выявить некоторые геолого-физические характеристики месторождения и эксплуатационные параметры на более ранней стадии разработки.

Вследствие сравнительно низких капитальных затрат метод может быть применен для разработки месторождений с неболь­шими запасами нефти, эксплуатация которых с обычных стацио­нарных платформ является нерентабельной.

Преимуществом системы с подводным расположением устья является также защищенность всего оборудования, установлен­ного на дне, от внешних погодных условий. Известно, что надвод­ные стационарные платформы представляют значительную нави­гационную опасность, в то время как при установке оборудования под водой такая опасность практически отсутствует, устраняется также пожарная опасность,

При разработке морских нефтяных месторождений в ряде слу­чаев установка одной стационарной платформы оказывается недо­статочной для охвата бурением (в том числе и наклонно-направ­ленных скважин) всей площади месторождения, а установка вто­рой платформы оказывается избыточной. В таких случаях целе­сообразным оказывается подводное расположение устьев сква­жин. При решении вопроса о целесообразности разработки ме­сторождения с устьевым обору­дованием, установленным под во­дой или над водой (обычный способ), в зарубежной практике морской нефтедобычи руководст­вуются сравнительной оценкой затрат для обоих методов (рис.1.10.).

 

Рис.1.10.. Сравнительные затраты на разработку трех морских месторож­дений со стационарных платформ с подводным расположением

 

Из рисунка видно, например, что при любых глубинах моря месторождения большой площади целесообразно разрабатывать скважинами с оборудованием устья, расположенным под водой, в то время как для месторожде­ний небольшой площади этот способ разработки становится сравнительно экономичным при глубинах моря более 200м.

Таким образом, в зарубежной практике при большой площади месторождения и при любой практически достигнутой в настоящее время для бурения глубине моря подводное расположение устьев считается более экономичным, чем надводное. Однако при выборе метода подводного или надводного заканчивания скважин должны быть учтены такие факторы, как глубины скважины и воды, ин­женерно-геологические условия морского дна, гидрометеорологиче­ские условия, физико-геологическая характеристика разрабаты­ваемого пласта (дебит нефти, газа, воды и наличие вредных спут­ников нефти, осложняющих работу скважин), а также удален­ность скважины от береговых баз.

Существенным недостатком систем с подводным расположе­нием устья является трудность доступа к устьевому оборудова­нию, особенно при расположении последнего на большой глубине и при необходимости частых ремонтов скважин. Кроме того, не­достатком считают необходимость использования труда опытных водолазов, умеющих работать на большой глубине.

Следует отметить, что ряд крупных зарубежных нефтяных фирм относится с известной осторожностью к методу разработки морских месторождений скважинами с подводным расположением устья, считая, что этот метод еще не вышел из опытной стадии или же что он применим только для отдельных изолированных сква­жин. Под водой устьевое оборудование устанавливают на устьях отдельных вертикально пробуренных скважин или на устьях на­правленных скважин, пробуренных на ограниченной площади кустом. Для управления устьевым оборудованием и манифольдными камерами применяются гидравлические или электрогидравличе­ские системы. Управление каждой задвижкой осуществляется ли­бо по отдельным линиям, идущим с обслуживающего судна, либо через единый распределительный блок.

На практике системы с открытым расположением устьевого оборудования сочетаются с закрытыми манифольдными переклю­чающими камерами. Оборудование, предназначенное для уста­новки под водой на устье пробуренной скважины, предварительно опрессовывают при давлении, превышающем максимально воз­можное рабочее давление, а затем в собранном виде спускают с судна на канатах. Монтируется оборудование либо водолазами, либо с помощью специальных подводных роботов-манипуляторов. Предложено также несколько конструкций миниатюрных подвод­ных лодок, за счет которых значительно увеличивается эффектив­ное время пребывания водолазов под водой. Различными фирмами предложено несколько вариантов систем подводной разработки. Компания «Эксон» заканчивает в Мексиканском заливе испы­тания предложенной ею системы подводной разработки нефтяных и газовых месторождений. Среди особенностей системы следует отметить наличие дистанционно управляемых отсекающих клапанов. Основным узлом системы является манипулятор также с ди­станционным управлением для выполнения различных операций под водой. Манипулятор движется по специально направляющим в установленном на дне моря базовом основании. Контроль и уп­равление работой манипулятора производится с помощью подвод­ного телевидения. Манипулятор рассчитан для работы на глубине моря до 600 м.

Различают две системы подводной установки оборудования: с открытым расположением оборудования устья под водой и с закры­тым оборудованием — «сухим» (атмосферным).

В системах открытого типа все устьевое оборудование нахо­дится под гидростатическим давлением, соответствующим глубине моря. В системах закрытого типа устьевое оборудование устанав­ливают в специальных погружных камерах, внутри которых со­храняется либо атмосферное, либо слегка повышенное давление. Системы с открытым расположением оборудования получили зна­чительно большее распространение, чем системы «сухого» типа. Монтаж, техническое обслуживание и ремонт оборудования от­крытых систем проводится манипуляторами или водолазами, а в закрытых системах — в атмосферных камерах, где опера­торы работают в обычной одежде. Арматура для установки на подводное устье скважины отличается от обычного как размерами, так и конструктивным решением.

Фонтанная арматура для подводной эксплуатации состоит из фонтанной елки с гидравлическими задвижками, муфты для со­единения елки с подводным устьем скважины, выкидных линий, направляющих и центрирующих устройств. Управление фон­танной арматурой — дистанционное (гидравлическое или элек­трическое).

Фонтанную арматуру устанавливают с плавучей буровой уста­новки, используя для этого направляющие канаты, оставленные на буях после бурения скважины.

На рис.1.11 показана схема подвод­ного эксплуатационного оборудования фирмы «Ветко» (США). При исполь­зовании этого оборудования подъем­ную колонну спускают после уста­новки и фиксации фонтанной елки с гидравлическими задвижками / на подводном устье скважины 2. Эта операция осуществляется