Шлейф скважины что это

Обновлено: 18.05.2024

Шлейф скважины что это

ГОСТ Р 55990-2014

НАЦИОНАЛЬНЫЙ СТАНДАРТ РОССИЙСКОЙ ФЕДЕРАЦИИ

Месторождения нефтяные и газонефтяные

Oil and gas-oil fields. Field pipelines. Design codes

Дата введения 2014-12-01

1 РАЗРАБОТАН Обществом с ограниченной ответственностью "Научно-исследовательский институт природных газов и газовых технологий" (ООО "Газпром ВНИИГАЗ")

2 ВНЕСЕН Техническим комитетом по стандартизации ТК 23 "Техника и технологии добычи и переработки нефти и газа"

4 ВВЕДЕН ВПЕРВЫЕ

1 Область применения

1.1 Настоящий стандарт распространяется на вновь строящиеся и реконструируемые промысловые стальные трубопроводы (далее - трубопроводы) номинальным диаметром до DN 1400 включительно с избыточным давлением среды не выше 32,0 МПа газовых, газоконденсатных и нефтяных месторождений и подземных хранилищ газа.

1.2 Состав промысловых трубопроводов, на которые распространяется настоящий стандарт:

1.2.1 Для газовых и газоконденсатных месторождений:

1) газопроводы-шлейфы от одиночных скважин, или от каждой скважины куста до входного крана на площадке промысла, или сборного пункта (до зданий переключающей арматуры или установок подготовки шлама);

2) газосборные коллекторы от обвязки газовых скважин (от кустов скважин);

3) трубопроводы стабильного и нестабильного газового конденсата;

4) трубопроводы для подачи очищенного газа и ингибитора в скважины и на другие объекты обустройства месторождений;

5) трубопроводы сточных вод давлением более 10 МПа для подачи воды в скважины для закачки в поглощающие пласты;

1.2.2 Для нефтяных и газонефтяных месторождений:

1) выкидные трубопроводы от нефтяных скважин для транспортирования продуктов скважин до замерных установок;

2) нефтегазосборные трубопроводы для транспортирования продукции нефтяных скважин от замерных установок до узлов дополнительных работ дожимных насосных станций и установок предварительного сброса воды (нефтегазопроводы);

3) газопроводы для транспортирования нефтяного газа от территорий площадок, где находятся установки сепарации нефти, до установок комплексной подготовки газа, установок предварительной подготовки или до потребителей;

4) нефтепроводы для транспортирования газонасыщенной или разгазированной обводненной или безводной нефти от пункта сбора нефти и дожимной насосной станции до центрального пункта сбора;

5) газопроводы для транспортирования газа к эксплуатационным скважинам при газлифтном способе добычи;

6) газопроводы для подачи газа в продуктивные пласты с целью увеличения нефтеотдачи;

7) трубопроводы систем заводнения нефтяных пластов и систем захоронения пластовых и сточных вод в глубокие поглощающие горизонты;

8) нефтепроводы для транспортирования товарной нефти от центрального пункта сбора до сооружения магистрального транспорта;

9) газопроводы для транспортирования газа от центрального пункта сбора до сооружения магистрального транспорта газа;

10) ингибиторопроводы для подачи ингибиторов к скважинам или другим объектам обустройства нефтяных и газонефтяных месторождений;

11) деэмульгаторопроводы для подачи деэмульгатора к объектам дожимных насосных станций и установок предварительного сброса воды.

1.2.3 Для подземных хранилищ газа: трубопроводы между площадками отдельных объектов подземных хранилищ газа.

1 Трубопроводы, транспортирующие нефть с газом в растворенном состоянии при абсолютном давлении упругости паров при 20°С выше 0,2 МПа и свободном состоянии, относятся к нефтегазопроводам, а транспортирующие разгазированную нефть - к нефтепроводам.

2 Границей промыслового трубопровода является запорная арматура, установленная на входе (трубопровода) на технологическую площадку или на выходе с технологической площадки, если иное не предусмотрено внутренними документами эксплуатирующей организации или утвержденными схемами разграничения зон ответственности.

1.3 Настоящий стандарт не распространяется на:

1) трубопроводы для транспортирования продукции с высоким содержанием сероводорода (парциальное давление выше 1,0 МПа или объемная концентрация выше 6,0%);

2) трубопроводы для транспортирования продуктов с температурой выше 100 °С;

3) трубопроводы, предназначенные для транспортирования широкой фракции легких углеводородов и отдельных фракций сжиженных углеводородных газов;

4) внутриплощадочные трубопроводы, не относящиеся к промысловым трубопроводам (трубопроводы обвязки кустов скважин, установки предварительной подготовки газа, установки комплексной подготовки газа, дожимные компрессорные станции, дожимные насосные станции, головные компрессорные станции, головные насосные станции, головные сооружения, газоизмерительные станции, пункты сбора, газоперерабатывающие заводы, станции подземного хранения газа и другие площадочные объекты);

5) тепловые сети, линии водоснабжения и канализации;

6) технологические трубопроводы установок предварительного сброса воды, центральных пунктов сбора нефти и приемо-сдаточных пунктов нефти;

7) морские подводные трубопроводы.

2 Нормативные ссылки

В настоящем стандарте использованы нормативные ссылки на следующие стандарты:

ГОСТ Р 9.905-2007 (ИСО 7384:2001, ИСО 11845:1995) Единая система защиты от коррозии и старения. Методы коррозионных испытаний. Общие требования

ГОСТ Р 51164-98 Трубопроводы стальные магистральные. Общие требования к защите от коррозии

ГОСТ Р 53580-2009 Трубы стальные для промысловых трубопроводов. Технические условия

ГОСТ Р 54257-2010 Надежность строительных конструкций и оснований. Основные положения и требования

ГОСТ 9.014-78 Единая система защиты от коррозии и старения. Временная противокоррозионная защита изделий. Общие требования

ГОСТ 9.039-74 Единая система защиты от коррозии и старения. Коррозионная агрессивность атмосферы

ГОСТ 9.502-82 Единая система защиты от коррозии и старения. Ингибиторы коррозии металлов для водных систем. Методы коррозионных испытаний

ГОСТ 9.506-87 Единая система защиты от коррозии и старения. Ингибиторы коррозии металлов в водно-нефтяных средах. Методы определения защитной способности

ГОСТ 9.514-99 Единая система защиты от коррозии и старения. Ингибиторы коррозии металлов для водных систем. Электрохимический метод определения защитной способности

ГОСТ 1412-85 Чугун с пластинчатым графитом для отливок. Марки

ГОСТ 9454-78 Металлы. Метод испытания на ударный изгиб при пониженных, комнатной и повышенных температурах

ГОСТ 14249-89 Сосуды и аппараты. Нормы и методы расчета на прочность

ГОСТ 15150-69 Машины, приборы и другие технические изделия. Исполнения для различных климатических районов. Категории, условия эксплуатации, хранения, транспортирования в части воздействия климатических факторов внешней среды

ГОСТ 26251-84 Протекторы для защиты от коррозии. Технические условия

ГОСТ 26775-97 Габариты подмостовые судоходных пролетов мостов на внутренних водных путях. Нормы и технические требования

ГОСТ 30732-2006 Трубы и фасонные изделия стальные с тепловой изоляцией из пенополиуретана с защитной оболочкой. Технические условия

Примечание - При пользовании настоящим стандартом целесообразно проверить действие ссылочных стандартов в информационной системе общего пользования - на официальном сайте Федерального агентства по техническому регулированию и метрологии в сети Интернет или по ежегодному информационному указателю "Национальные стандарты", который опубликован по состоянию на 1 января текущего года, и по выпускам ежемесячного информационного указателя "Национальные стандарты" за текущий год. Если заменен ссылочный стандарт, на который дана недатированная ссылка, то рекомендуется использовать действующую версию этого стандарта с учетом всех внесенных в данную версию изменений. Если заменен ссылочный стандарт, на который дана датированная ссылка, то рекомендуется использовать версию этого стандарта с указанным выше годом утверждения (принятия). Если после утверждения настоящего стандарта в ссылочный стандарт, на который дана датированная ссылка, внесено изменение, затрагивающее положение, на которое дана ссылка, то это положение рекомендуется применять без учета данного изменения. Если ссылочный стандарт отменен без замены, то положение, в котором дана ссылка на него, рекомендуется применять в части, не затрагивающей эту ссылку.

3 Термины и определения

В настоящем стандарте применены следующие термины с соответствующими определениями:

3.1 авария: Опасное техногенное происшествие, создающее на объекте, определенной территории или акватории угрозу жизни и здоровью людей и приводящее к разрушению или повреждению зданий, сооружений, оборудования и транспортных средств, нарушению производственного или транспортного процесса, нанесению ущерба окружающей среде.

3.2 арматура запорная: Арматура, предназначенная для перекрытия потока рабочей среды с определенной герметичностью [ГОСТ Р 52720-2007].

3.3 байпас: Обводной трубопровод с запорно-регулирующей арматурой для отведения транспортируемой среды (жидкости, газа) из основного трубопровода и подачи ее в этот же трубопровод.

3.4 балластировка трубопровода: Установка на трубопроводе устройств, обеспечивающих его проектное положение на обводненных участках трассы.

3.5 внутритрубное устройство: Очистное, разделительное и диагностическое устройства, пропускаемые по трубопроводу в потоке транспортируемого продукта, воды или воздуха.

3.6 водная преграда: Естественное или искусственное водное препятствие (река, озеро, пролив, лиман, канал, водохранилище и т.п.).

3.7 воздействие: Явление, вызывающее изменение напряженно-деформированного состояния строительных конструкций и (или) основания здания или сооружения.

3.8 газопровод: Трубопровод, предназначенный для транспортирования газа.

3.9 газопровод-шлейф: Трубопровод, предназначенный для транспортирования пластовой смеси от скважин (куста скважин) месторождений и подземных хранилищ газа до установок комплексной подготовки газа, установок предварительной подготовки газа, пунктов сбора и от компрессорных станций подземных хранилищ газа, до скважин (куста скважин) для закачки газа в пласт.

3.10 газосборный коллектор: Трубопровод, объединяющий потоки пластовой смеси с нескольких газопроводов-шлейфов и транспортирующий их к установкам подготовки газа.

3.11 давление: Механическая величина, характеризующая интенсивность сил, действующих на внутреннюю (внутреннее давление среды) или наружную (внешнее давление воды, грунта) поверхности трубопровода по нормали к ней.

3.12 давление рабочее: Наибольшее избыточное давление при нормальном протекании рабочего процесса.

Примечание - Под нормальным протеканием рабочего процесса следует понимать условия (давление, температуру), при сочетании которых обеспечивается безопасная работа сосуда (трубопровода).

3.13 давление расчетное: Максимальное избыточное внутреннее давление, на которое рассчитан трубопровод или его часть в соответствии с нормами.

3.14 давление статическое: Давление продукта, равное пластовому давлению с учетом гидростатических потерь давления в стволе скважины, которое может возникнуть в шлейфе при длительной остановке (либо при образовании гидратной пробки) и при условии отсутствия предохранительного клапана до запорной арматуры.

Большая Энциклопедия Нефти и Газа

Шлейфы скважин , нефтегазосборные коллекторы, предназначенные для транспортирования нефти, газа, конденсата до дожимных насосных установок, установок комплексной подготовки, компрессорных станций, проектируются и сооружаются в соответствии с требованиями действующих норм с учетом перспективного развития месторождения. [1]

На шлейфе скважины у устья должны быть установлены клапаны-отсекатели, перекрывающие выход газа при разрыве шлейфа. [2]

Конструктивное исполнение шлейфов скважин на ОНГКМ достаточно разнообразно: от простого, когда один шлейф соединяет конкретную скважину с блоком входных ниток ( БВН) на УКПГ, до сложного, когда к одному шлейфу, считающемуся основным, подсоединены один или несколько шлейфов других скважин. [3]

Добавим в рассмотрение шлейф скважины , технологически служащий, во-первых, для герметичной транспортировки по поверхности земли добываемой конкретной скважиной продукции от устья до общего для шлейфов скважин сборного коллектора, из которого добываемая продукция поступает на установки ГП. Во-вторых, с помощью шлейфа передается на устье всех скважин управляющее воздействие от ГП. [4]

Дальнейшее ее развитие применительно к шлейфам скважин прозвучало в изобретении A.M. Сиротина с сотрудниками ( А. Здесь предлагалась технологическая схема ингибирования шлейфов скважин северных месторождений с использованием стабильного газоконденсата с добавками конденсаторастворимых ПАВ и кратко описывались как узел ввода ингибитора, так и узел отделения конденсата вместе с подвижной газогидратной массой от газа. [5]

НКТ лубрикаторах, обвязках, шлейфах скважин , газопроводах ( от скважины до сероочистной установки) и в аппаратах сероочистных установок. [6]

Например, известное проектное решение - теплоизоляция шлейфов скважин сеноманских залежей Медвежьего и Ямбургского месторождений оказалось достаточно эффективным. [7]

Регулятор применяется на объектах газодобывающей промышленности в системах ввода ингибитора гидратообразования в шлейф скважины с целью предотвращения образования гидратов на участке от устья скважины до сборного пункта. При этом количество вводимого ингибитора гидратообргзования устанавливается в соответствии с технологической потребностью. [8]

Регулятор применяется на объектах газодобывающей промышленности в системах ввода ингибитора гидратообразования в шлейф скважины с целью предотвращения образования гидратов на участке от устья скважины до сборного пункта. При этом количество вводимого ингибитора гидратообразования устанавливается в соответствии с технологической потребностью. [9]

На газовых и газоконденсатных месторождениях метанол применяют для предотвращения гидратообразования в пласте, насосно-компрессорных трубах и шлейфах скважин , сепарационном оборудовании установок комплексной подготовки газа ( УК. Расчеты норм потребности метанола также связаны с параметрами газа в этих местах. [10]

Характерной отличительной особенностью этой схемы является постоянная подача ингибитора гидратообразования в скважины, применение процессов адсорбции, а также использование шлейфа скважины в качестве теплообменника с окружающей средой перед дросселированием газа на установках НТС. [11]

Регулятор РРЖЗ-У2 предназначен для поддержания заданного расхода жидкости независимо от колебаний давления нагнетания и сброса в системах ввода ингибитора гидратообразования в шлейфы скважин . Применяется в системах, в которых для нагнетания жидкости в шлейфы нескольких скважин используется насос. [12]

До недавнего времени закачка газа осуществлялась следующим образом: компрессорная станция - коллектор - блок входных ниток ( БВН) - шлейф скважин газа - скважина. [13]

На УППГ, УКПГ и ГС автоматизированного блочно-модуль-ного промысла число модулей сбора газа или входящих в него арматурных блоков определяется делением максимального количества шлейфов скважин , подключаемых к УППГ, УКПГ и ГС, на число шлейфов скважин, подключаемых к модулю. [14]

Добавим в рассмотрение шлейф скважины, технологически служащий, во-первых, для герметичной транспортировки по поверхности земли добываемой конкретной скважиной продукции от устья до общего для шлейфов скважин сборного коллектора , из которого добываемая продукция поступает на установки ГП. Во-вторых, с помощью шлейфа передается на устье всех скважин управляющее воздействие от ГП. [15]

Большая Энциклопедия Нефти и Газа

В настоящее время 21 % шлейфовых трубопроводов скважин ГПУ находится в непрерывной эксплуатации свыше 30 лет, 44 % - от 20 до 30 лет, 35 % шлейфов скважин - до 20 лет, т.е. шлейфовые трубопроводы практически выработали нормативный ресурс, установленный требованиями НТД. [16]

На газоконденсатных месторождениях Азербайджанской ССР, расположенных в море, в зимнее время года температура морской воды снижается до 5 - 7 С, в результате чего в шлейфах скважин и в трубопроводах могут происходить интенсивное гидратообразование и закупорка газопроводов, приводящие к авариям и воспламенению газоконденсатной смеси при несвоевременном вводе ингибитора гидратообразования или при недостаточном его количестве. [17]

На УППГ, УКПГ и ГС автоматизированного блочно-модуль-ного промысла число модулей сбора газа или входящих в него арматурных блоков определяется делением максимального количества шлейфов скважин, подключаемых к УППГ, УКПГ и ГС, на число шлейфов скважин , подключаемых к модулю. [18]

И IT д и к а т о р н а л и ч и я пот о к а ИП-200 предназначен для качественного суждения о наличии потока ингибитора ( ДЭГ или метанола), устанавливается на линии подачи ингибитора в шлейф скважины и в случае прекращения или резкого уменьшения количества подаваемого ДЭГ выдает пневмосигнал, поступающий на клапан для включения резервной линии ДЭГ и на щит оператора. [19]

По результату сравнения измеренного перепада давления с нормирующим равенство значений свидетельствует об отсутствии гидратов; при превышении результата сравнения в элементе ( выход измерителя 16 больше выхода задатчика 17) судят о гидратообразовании на участке газопровода между точками 2 и б ( в шлейфе скважин ); при уменьшении результата ( выход измерителя 16 меньше выхода задатчика 17 ] судят о гидратообразовании в газопроводе после точки б, т.е. в запорно-регулирующей арматуре или в оборудовании осушки газа. [21]

Необходимость в предупреждении гидратообразования может возникнуть во всех звеньях технологической цепочки добычи газа: в призабойной зоне пласта ( для залежей с термобарическим режимом, близким к гидрат-ному, что встречается, однако, достаточно редко), в стволах разведочных и эксплуатационных скважин ( особенно при газодинамических исследованиях последних), при дросселировании газа на устье эксплуатационной скважины, в системах промыслового сбора газа ( шлейфы скважин , коллекторы, внутрипромысловые газопроводы и конденсатопроводы), на установках комплексной подготовки газа, на головных участках магистральных газотранспортных систем ( в основном при нарушениях технологии), на ГРС и ПХГ. [22]

При этом оптимальным диаметром труб для шлейфов скважин был принят D 80 мм ( потери давления до 0 2 МПа), для внутрипромыслового коллектора D - 300 мм ( от установок отключающих устройств до промплощадки ГСП м ДКС) протяженностью 3 9 км. Предусмотрен также коллектор импульсного газа D - 300 мм невморегулирую-щей аппаратуры. [24]

Определение дебита газовых скважин может производиться как непрерывно с помощью стационарной расходоизмеритель-ной аппаратуры методом переменного перепада давления, так и периодически с помощью диафрагменного измерителя критического истечения. При использовании метода переменного перепада давления на шлейфах скважин устанавливаются стандартные диафрагмы или сопла, а также вторичные механические или электронные приборы. [25]

В дальнейшем был разработан ряд комплексов технических средств для ручного и автоматического регулирования расхода - панелей распределения ингибитора ПРИ-250, ПРИ-350, ПРГ-1, ПРГ-2М, ПРГ-3, ПРГ-ЗМ и др. Например, панель ПРИ-350 предназначена для автоматического дозирования ингибитора гидратообразования и / или коррозии по 12 точкам ввода, а также регулирования его подачи в ручном режиме по заданию оператора УКПГ. Панель ПРИ-350 была предварительно заложена в проектную схему обустройства Ямбургского месторождения для ингибирования шлейфов скважин сеноманских залежей . На Уренгойском ГКМ активно использовались панели распределения метанола ПРГ-2М, ПРГ-3, ПРГ-ЗМ, а в настоящее время наиболее популярной стала панель ИНГ-2М. [26]

УКПГ определяется на основе допустимых технологических режимов эксплуатации скважин. Вычисление температуры газа на забое и устье скважины, а также на входе в гребенку позволяет прогнозировать возможность гидра-тообразования в стволе и шлейфе скважины . [27]

Получается при взаимодействии зтиленгликоля с окисью этилена или зтиленхлоргидрином. С, применяют как антифризы, а также ингибиторы гидратообразования природных углеводородных газов, используют при низкотемпературной сепарации, вводят на устья и в шлейфы скважин . Концентрация растворов 70 - 80 % ( по массе), что обеспечивает миним. В зависимости от глубины осушки используют разл. [28]

Иногда необходимо, чтобы давление на входе в установку низкотемпературной сепарации было постоянно. При этом применяются те же формулы, что и для р3 const, а в формулы вместо р3 подставляется рягсе28, вместо b величина, равная &2 Н - 9 4 - 9 е28, где рнга - давление на выходе в установку НТС; 6 - коэффициент, характеризующий потери давления в шлейфе скважины . [29]

Вуктыльское, Западно-Соплесское, Вынгапу-ровское, Медвежье, уже работают в режиме падающей добычи и приближаются к режиму эксплуатации на поздней стадии разработки, тогда как крупнейшие месторождения отрасли - Уренгойское и Ямбургское в ближайшие годы вступят в период падающей добычи газа. Эти стадии разработки основных эксплуатируемых месторождений отрасли характеризуются следующими моментами: падением пластового давления и соответствующим снижением дебита скважин; продолжающимся обводнением эксплуатационного фонда скважин и пескопроявлением; старением фонда скважин и наземных газопромысловых объектов; в связи с уменьшением эксергии пластового флюида эксплуатационные скважины, оборудованные лифтовыми трубами большого диаметра ( 168 мм), оказываются не в состоянии выносить жидкость с забоя скважин ( особенно это характерно для кустового расположения скважин и ограниченными возможностями регулирования работы скважин и кусте, в результате появляется эффект самозадавливания или автоглушения скважин, что имеет место на Медвежьем месторождении и прогнозируется в ближайшие годы на Ямбургском ГКМ); шлейфы скважин перестают работать в режиме постоянного выноса жидкой фазы, в связи с чем обостряется проблема предупреждения гидратообразования; падение давления приводит к ряду серьезных технологических проблем эксплуатации установок промысловой подготовки и появлению трудностей в обеспечении надлежащего качества товарного газа. [30]

Промысловый трубопровод

Промысловый трубопровод - система технологических трубопроводов для транспортирования нефти, газового конденсата, газа, воды на нефтяных, нефтегазовых, газоконденсатных и газовых месторождениях.

нормальный техпроцесс при транспортировке:
- рабочее (нормативное) давление определяется гидравлическим расчетом трубопроводов по проектным объемам транспортировки жидкости.
- максимальное давление в трубопроводах определяется по давлению срабатывания предохранительных устройств,
- это давление принимается за расчетное давление в трубопроводах.
- по назначению - нефте-, газо-, нефтегазо-, нефтегазоводо-, конденсато-, ингибиторо- и водопроводы;
- по величине рабочего давления - высокого (6,4 МПа и выше), среднего (1,6 МПа) и низкого (0,6 МПа);
- по способу прокладки - подземные, надземные, наземные, подводные; по гидравлической схеме работы - простые, не имеющие ответвлений, и сложные - с ответвлениями, к последним относятся также замкнутые (кольцевые) трубопроводы;
- по характеру напора - напорные и безнапорные.
Промысловые трубопроводы на нефтяных месторождениях (промысловые нефтепроводы)
- выкидные линии - перекачивают продукцию скважин (нефть, природный газ, примеси) от устья до групповой замерной установки (ГЗУ);
- нефтегазосборные коллекторы - перекачивают от ГЗУ до ДНС;
- нефтесборные коллекторы - расположены от ДНС до центрального пункта сбора (ЦПС);
- газосборные коллекторы - перекачивают газ от пункта сепарации до компрессорной станции (КС);
- промысловые газопроводы для сбора попутного нефтяного газа (ПНГ);
- промысловые ингибиторопроводы,
- промысловые водопроводы.
Диаметр выкидных линий в зависимости от дебита скважин Ø75-150 мм, протяженность - определяется технико-экономическими расчетами и может достигать 4 км и более.
Диаметр нефтяных сборных коллекторов Ø100-350 мм, протяженность - 10 км и более.
Различают нефтепроводы:

Проводка скважины

В процессе бурения скважины могут возникнуть различные осложнения.
Наиболее тяжелые из них связаны с прихватом бурильной или с заклиниванием породоразрушающего инструмента.
Эти осложнения могут привести к возникновению аварийных ситуаций в скважине, для ликвидации которых часто приходится прикладывать к бурильной колонне значительные по величине дополнительные осевые и крутящиеся нагрузки.

Рассмотрим процесс проводки скважины более подробно.
В процессе проводки скважины возможны различные осложнения.
Бывают случаи, когда дальнейшее углубление скважины без предварительного крепления ее стенок и разобщения пластов становится невозможным.
В процессе проводки скважины буровой раствор, закачиваемый через бурильную колонну, нагревается по мере приближения к забою, однако его температура остается ниже температуры окружающей среды.
Проходя через кольцевое пространство, раствор может продолжать нагреваться, принимая тепло от массива пород и отдавая часть полученного тепла нисходящему потоку.
Затем соотношение этих 2 х потоков тепла меняет знак, и по достижении максимальной температуры восходящий поток начинает охлаждаться.
С подъемом, после того как температура восходящего раствора сравняется с температурой окружающих пород, он отдает тепло как раствору в бурильных трубах, так и окружающим породам.
В процессе проводки скважин при вскрытии и бурении глинистых отложений с целью их ингибирования и предотвращения диспергирования выбуренной породы возможно и целесообразно использование буровых растворов содержащих низкомолекулярпые водорастворимые неэлектролиты.

В процессе проводки скважин возникают различного рода аварийные ситуации, связанные как с осложнением ствола скважины, так и с отказами бурильного инструмента: долот, забойных двигателей, элементов бурильной колонны.
Как показывает анализ данных по аварийности в последние годы, количество аварий, связанных с отказом элементов бурильной колонны, составляет 19 - 22 % от общего числа аварий, а затраты времени на их ликвидацию - 20 - 30 % от общего баланса времени на ликвидацию аварий.

В процессе проводки скважины возможны осложнения ( обвалы, поглощения бурового раствора, нефте -, газо - и водопроявления, прихваты бурильного инструмента), которые зависят не только от характеристики геологического разреза скважины, но и от технологии бурения.
В процессе проводки скважины на А-образной вышке на приемном мосту и стеллажах выполняется большой объем погрузочно-разгрузочных работ.
К числу таких работ относятся:
- разгрузка бурового инструмента с транспортных средств,
- перемещение грузов по стеллажам,
- затаскивание труб и другого инструмента с мостков на рабочую площадку буровой,
- выбрасывание их из буровой на приемный мост,
- другие работы, механизация которых требует создания специальных устройств, приспособлений и механизмов.

В процессе проводки скважины целесообразно на меньших глубинах бурения изменять передаточное число лебедки с тем, чтобы лучше использовать возможности полуавтомата.
В процессе проводки скважин применяют компоновки бурильного инструмента, отдельные части которых имеют различные поперечные размеры.
Указанное обстоятельство в случае контакта инструмента со стенками скважин обусловливает характер изменения возникающих между ними сил трения.

В процессе проводки скважин при гидравлической постановки фильтрации, при наличии глинистой корки на проницаемых поверхностях вскрытых отложений фильтрат глинистого раствора непрерывно проникает в пласт.
Наличие фильтрации приводит к изменению давления в приствольной части.
В процессе проводки скважин при использовании в качестве промывочной - вязкопластичной жидкости возможны качественные изменения, обусловленные происходящими в ней физико-химическими процессами.
Эти процессы, в свою очередь, определяются качественными и количественными соотношениями компонентов дисперсной фазы и дисперсионной среды.

В процессе проводки скважины в случае прихватов бурильных колонн и осложнений при спуске обсадных колонн на ствол вертлюга могут действовать пиковые нагрузки, намного превосходящие вес колонны.
Эти нагрузки следует рассматривать как статические.
В процессе проводки скважины подъемная система выполняет различные операции:
- служит для проведения СПО с целью замены изношенного долота,
- спуска, подъема и удержания на весу бурильных колонн при отборе керна,
- ловильных или других работах в скважине,
- спуска обсадных труб.

В процессе проводки скважины возможны разного рода осложнения, в частности обвалы пород, поглощения промывочной жидкости, нефте -, газо - и водопроявления, прихваты бурильного инструмента, аварии, искривление скважин.
В процессе проводки скважин предусматривается и реализуется комплекс мер по предотвращению выбросов, открытого фонтанирования, грифонообразования, обвалов стенок скважин, поглощений промывочной жидкости и других осложнений:
- нефтяные, газовые и водоносные интервалы в скважинах изолируются друг от друга,
- обеспечивается герметичность колонн,
- крепление ствола скважины кондуктором, промежуточными эксплуатационными колоннами с высоким качеством их цементирования.

В процессе проводки скважин при вскрытии и бурении глинистых отложений с целью их ингибирования и предотвращения диспергирования выбуренной породы возможно и целесообразно использование буровых растворов содержащих низкомолекуляриые водорастворимые неэлектролиты.
В процессе проводки скважины наибольший интерес представляет боковое давление, так как его величиной определяется напряженное состояние стенок скважины, однако подсчитать боковое давление трудно.
В процессе проводки скважины спускоподъемный комплекс выполняет следующие функции:
- спуск и подъем ( СПО) бурильных колонн для смены изношенного долота, когда нагрузка на систему не превышает веса колонны в воздухе;
- дополнительные технологические и аварийные работы, когда нагрузки на систему превышают вес бурильной колонны в воздухе.

В процессе проводки скважины необходимая мощность, частота вращения и крутящие моменты изменяются на всех исполнительных механизмах в широких пределах.
Потребляемая мощность и энергия зависят от:
- глубины и диаметра скважины,
- способа бурения,
- типа буровой установки,
- режима работы,
- климатических условий и др.
По мере углубления скважины возрастает расход энергии, затрачиваемой на каждый пробуренный метр скважины, в результате:
- уменьшения скорости механического бурения,
- увеличения гидравлического сопротивления прокачиванию жидкости,
- увеличения веса бурильной колонны,
- увеличения объема спускоподъемных операций.

В процессе проводки скважин на нефть и газ вскрываются высоконапорные коллекторы с пластовым давлением 80 - 90 МПа, насыщенные газом, нефтью, водой.
Сложные условия бурения и аномально высокие пластовые давления (АПД) вызывают необходимость выполнения определенных правил по монтажу противовыбросового оборудования, обеспечивающих надлежащую прочность и герметичность устья бурящихся скважин.
В процессе проводки скважины такой кондуктор из-за изменчивости гидродинамических условий, к примеру, на море может находиться в 2 состояниях:
- в период непосредственно бурения;
- в период ожидания прекращения шторма.
1 й период ограничен волнением моря до 3 баллов.
2 й период характерен для волнения свыше 3 баллов, ПБУ подвержена сильной качке, поэтому ее отводят на 15 - 20 м от кондуктора во избежание его поломки.
В обоих случаях нижний конец кондуктора защемлен в грунте морского дна.

В процессе проводки скважин нередко встречаются поглощающие пласты с различной интенсивностью поглощения, на борьбу с которыми затрачиваются значительные силы и средства.
Часто применяемые методы борьбы с поглощениями не приводят к желаемому результату.
Это объясняется тем, что на поглощающую способность пластов влияет большое число переменных факторов, которые носят случайный характер.
Известные гидродинамические методы исследования скважин довольно трудоемки, а иногда и не дают положительного результата, поэтому их целесообразно применять лишь в ограниченном числе скважин.

В процессе проводки скважин необходимо осуществлять меры для предотвращения открытого фонтанирования, грифо-нообразований, обвалов ствола скважины.
Следует изолировать друг от друга нефтяные, газовые и водоносные интервалы в скважинах, обеспечивать герметичность колонн и высокое качество их цементирования.

В процессе проводки скважин глинистые породы, склонные к обвалам, разрушаются обычно не сразу при их вскрытии, а через некоторое время.
Процесс осыпания кыновских аргиллитов носит периодический характер.
При этом продолжительность стадии осыпания и периодов стабилизации зависит от физико-химических свойств промывочной жидкости и скорости ее движения в затрубном пространстве.
Из этих данных, а также из данных о набухании кыповских глин очевидно, что период начального осыпания, как и период стабилизации, после которого идет осыпание 2 й стадии, по продолжительности близок к периоду набухания этих глин.
В большинстве случаев обвалы происходят через длительный период после вскрытия глинистых пород с применением глинистого раствора и меньший - с применением воды в качестве промывочной жидкости.

В процессе проводки скважины с глубины 3103 до 3207 м было поглощено более 1200 м 3 промывочной жидкости плотностью 1 26 - 1 28 г / см 3 , вязкостью 27 - 48 с, водоотдачей 8 - 12 см 3 / 30 мин.
По данным геофизических материалов, интервал 3056 6- 3225 м представлен известняками, часто доломитизированными или с пропластками доломита и ангидрита.
Пласт в интервале 3056 - 3070 6 м представлен более пористым известняком, но неоднородным; интервал 3070 6 - 3098 6 м - более кавернозным известняком; интервал 3098 6 - 3141 м представлен известняками различной кавернозности с пропластками ангидритов, доломитов.
Но гамма-каротаже этот интервал отмечается как пористый.
Коллекторские свойства пород данной площади, слагающих поглощающие горизонты, обусловлены наличием каверн и трещин и в меньшей степени - пористых и стилометизированных разностей пород.
Основной тип каверн - трещинокавернозный, при этом каверны и трещины распределены по породе неравномерно.
Поглощающие горизонты представлены чередованием плотных и проницаемых разностей известняков.
В процессе проводки скважины глубиной свыше 3 тыс метров срабатывалось 230 - 270 долет, производилось около 20 тыс свинчиваний и подъемов свечей ( парных бурильных труб), на что затрачивалось до 30 % общего баланса времени на бурение скважин.
Бурильная колонна в процессе проводки скважины обеспечивает подвод энергии к долоту, подачу промывочной жидкости к забою скважины, осевое давление на долото частью своего веса, воспринимает реактивный момент забойного двигателя.
В Азербайджане в процессе проводки скважин на площадях с осложненными условиями при применении промывочных жидкостей большого удельного веса с высокими структурно-механическими свойствами наблюдаются случаи поглощения, которые в ряде случаев объясняются гидравлическим разрывом пластов.
При возникновении поглощения в процессе проводки скважин в зависимости от его интенсивности осуществляют в основном: переход на промывку специальными буровыми растворами; изоляцию зон поглощения твердеющими смесями, намыв инертных наполнителей и комбинации этих мер.

Основными видами осложнений в процессе проводки скважин являются поглощения бурового раствора, обвалы стенок скважин, нефтегазопроявления.
В отложениях палеоцена отмечены случаи прихватов и затяжек бурового инструмента.
Учитывая, что в процессе проводки скважин в различных геологических разрезах на промывочную жидкость действуют разнообразные факторы, в каждом конкретном случае перед известкованием рецептура должна быть уточнена непосредственно на буровой путем постановки опытов с пробами циркулирующего раствора.
Существуют системы, которые позволяют вести непрерывный контроль и регистрацию основных технологических режимных параметров и путем выбора наиболее оптимальных режимов бурения управлять проводкой нефтяных и газовых скважин.

Решение ряда технологических задач в процессе проводки скважины связано с точным определением местоположения бурильной колонны в скважине, а следовательно, с расчетом величины ее упругого удлинения.
Для создания осевой нагрузки на породоразрушающий инструмент и забойный двигатель в нижней части бурильной колонны, скомпонованной ЛБТ, помещают стальные бурильные трубы, весовые и упругие характеристики которых значительно отличаются от ЛБТ.
Бурильная колонна может быть скомпонована секциями бурильных труб из различных материалов с различными весовыми и геометрическими параметрами.
В стволе скважины на бурильную колонну действует температурный перепад.
С ростом температуры снижается модуль продольной упругости и увеличивается коэффициент термического расширения материала труб.
Определение упругого удлинения таких комбинированных бурильных колонн требует полного учета действия описанных выше факторов.

График работы и нагрева тормоза при спуске колонны.
При спуске бурильной колонны в процессе проводки скважин выделяется значительное количество энергии, которая должна поглощаться тормозной системой буровой лебедки.
При торможении эта энергия превращается в теплоту, которая вызывает сильный нагрев тормозных колодок и шкивов и приводит к их быстрому изнашиванию.
Одновременно с повышением температуры тормозных шкивов и колодок уменьшается коэффициент трения, что заставляет бурильщика увеличивать усилие на тормозном рычаге и тем самым повышать нагрузку на колодки - что ускоряет их износ.
В первой фазе - в процессе проводки скважины - радиальные давления на ее стенках определяются давлением столба бурового раствора.
Спущенная в скважину колонна испытывает одинаковые наружное и внутреннее давления, также определяемые столбом бурового раствора.
В процессе цементирования происходит перераспределение давлений, причем к концу его для зацементированной зоны наружное давление определяется составным столбом цементного и бурового растворов, а внутреннее - давлением столба бурового раствора, сложенным с давлением у устья.
Твердение цементного раствора практически происходит без объемных изменений, поэтому к концу следующей фазы ( твердение цемента) распределение наружных и внутренних давлений остается таким же, каким оно было к концу цементирования, с той лишь разницей, что в зацементированной зоне наружное давление осуществляется не жидким столбом цементного раствора, а затвердевшей цементной оболочкой.

Поэтому критерием при разработке оптимизированного проекта процесса проводки скважины на этапе сборки и спуска обсадной колонны является частный критерий, который заключается в научно обоснованном выборе элементов оснастки, технологии и режимов спуска.
Эти элементы обеспечивают доставку обсадной колонны в заданный интервал ствола скважины без осложнений, удовлетворительную подготовку обсадной колонны и затрубного пространства к цементированию при выполнении технико-технологических требований и инструктивных указаний по продолжительности проведения отдельных операций.
Полная электрификация основных и вспомогательных операций процесса проводки скважин на базе мощных регулируемых цифровых электроприводов создает предпосылки для применения а буровых установках компьютеров.

Цементирование эксплуатационной колонны является одним из важнейших завершающих процессов проводки скважин.
Для цементирования необходимо:
- определить высоту подъема цементного раствора за колонной;
- выбрать способ цементирования;
- выбрать тампонирующий материал;
- рассчитать количество цементносмесительных, цементировочных и других машин;
- четко организовать проведение цементирования.

Каким способом проверяется исправность противозатаскивателя в процессе проводки скважины.
Поведение сжатого участка бурильных труб в процессе проводки скважин определяется закономерностями снижения реактивного момента забойного двигателя по длине бурильной колонны.

Нагрузки, действующие на вышку в процессе проводки скважины.
2 типичные аварийные ситуации, свойственные процессу проводки скважины:
- связана с прихватом бурильной колонны или заклиниванием породоразрушающего инструмента в процессе механического бурения или проработки ствола скважины;
- аварийные работы, проводящиеся с целью ликвидации прихвата или заклинивания.
На рабочей площадке основания вблизи ротора в процессе проводки скважин многие работы выполняют с помощью вспомогательной и тартальной лебедок, тросы от которых перекидывают через вспомогательные блоки, укрепленные на крон-блоке.
В связи с тем, что в процессе проводки скважин применяют неодинаковые по качеству растворы с различной поверхностной активностью, то и возможные изменения качества поверхности частиц будут обусловлены свойствами применяющихся растворов.

Что такое газовый шлейф (определение) ?

Шлейфы — это газопроводы, начинающиеся со скважин или кустов скважин и заканчивающиеся либо на входе в УКПГ в месте регулирования давления и распределения газа (такая система называется "гребенкой" либо пунктом, зданием переключающей арматуры и т. д.

Остальные ответы

1.Деталь парадного платья; 2. соединяющий привод компьютера; 3.Дымовой хвост за выхлопной трубой автомобиля или пылевое облако за транспортом на просёлочной дороге.

Читайте также:

Шлейф скважины что это