Главная  Переработка нефти и газа 

Скачать эту книгу

0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 25 26 27 28 29 30 31 32 33 34 35 36 37 38 39 40 41 42 43 44 45 46 47 48 49 50 51 52 53 54 55 56 57 58 59 60 61 62 63 64 65 66 67 68 69 70 71 72 73 74 75 76 77 78 79 80 81 82 83 84 85 86 87 88 89 90 91 92 93 94 95 96 97 98 99 100 101 102 103 104 105 106 107 108 109 110 111 112 113 114 115 116 117 118 119 120 121 122 123 124 125 126 127 128 129 130 131 132 133 134 135 136 137 138 139 140 141 142 143 144 145 146 147 148 149 150 151 152 153 154 155 156 157 158 159 160 161 162 163 164 165 166 167 168 169 170 171 172 173 174 175 176 177 178 179 180 181 182 183 184 185 186 187 188 189 190 191 192 193 194 195 196 197 198 199 200 201 202 203 204 205 206 207 208 209 210 211 212 213 214 215 216 217 218 219 220 221 222 223 224 225 226 227 228 229 230 231 232 233 234 235 236 237 238 239 240 241 242 243 244 245 246 247 248 249 250 251 252 253 254 255 256 257 258 259 260 261 262 263 264 265 266 267 268 269 270 271 272 273 274 275 276 277 278 279 280 281 282 283 284 285 286 287 288 289 290 291 292 293 294 295 296 297 298 299 300 301 302 303 304 305 306 307 308 309 310 311 312 313 314 315 316 317 318 319 320 321 322 323 324 [ 325 ] 326 327 328 329 330 331 332

Рис. 25.27. Схема спуска, цементирования и герметизации эксплуатационной колонны диаметром 168x146x127 мм:

1 - второй блок превенторов (диаметр 346 мм, давление 70 МПа); 2 - уплотнительное устройство; 3 - подвесная головка; 4 - эксплуатационная колонна

сборке, спуску и установке блока 4 ПО с морским стояком (рис. 25.24). При этом блок ПО закрепляют гидравлической муфтой 3 на устьевой головке кондуктора диаметром 508 мм.

Скважину продолжают бурить под первую промежуточную колонну диаметром 340 м. Через блок ПО спускают обсадную колонну диаметром 340 мм. К последней секции промежуточной колонны присоединяют устьевую головку 1 (см. рис. 25.24). После спуска технической колонны на про-

ектную глубину ее цементируют. Затем спусковой инструмент раскрепляют и поднимают, демонтируют морской стояк диаметром 610 мм и блок превентора диаметром 540 мм в порядке, обратном порядку монтажа данных узлов. Спускают и устанавливают блок превентора диаметром 350 мм на рабочее давление 70 МПа и морской стояк диаметром 406 мм (рис. 25.25). После этого спускают и закрепляют в устьевой головке 2 диаметром 340 мм защитную цанговую втулку 3 и приступают к бурению скважины диаметром долота 311 мм под вторую промежуточную колонну диаметром 245 мм. Проходное отверстие ПО обеспечивает пропуск долота диаметром 311 мм и уменьшает кольцевой зазор ПО и морского стояка, повышая этим скорость восходящего потока бурового раствора.

Соединительные муфты на блоке ПО и морского стояка заменяют также на 346-мм, соответствующие присоединительным размерам ПО и морского стояка и рабочим давлениям.

После спуска на проектную глубину и цементирования второй промежуточной колонны из корпуса устьевой головки извлекают защитную втулку диаметром 340 мм, спускают на бурильных трубах испытательный инструмент и сажают его в конусное гнездо подвесной головки 3 (рис. 25.26) диаметром 245 мм, закрывают плашки одного из превенторов и через линию глушения подают опрессовочную жидкость. Если давление падает, то довинчивают уплотнительное устройство 2 или заменяют его. Затем опять спускают защитную втулку диаметром 340 мм и приступают к бурению под колонну (или хвостовик) диаметром 173 мм (рис. 25.27). В случае спуска хвостовика после его цементирования приступают к бурению под эксплуатационную колонну диаметром 168 мм (146 или 127 мм). Спуско-подъемные и другие операции повторяются.

После спуска и цементирования обсадной колонны демонтируют морской стояк и блок ПО. Затем на бурильных трубах спускают каптажное устройство и устанавливают его на устьевую головку. Направляющим канатам дают натяжение до тех пор, пока не срежутся штифты, связывающие концы канатов с направляющими стояками. Канаты поднимают и закрепляют на палубе. По окончании строительства скважины устанавливают опознавательный буй (поплавок) с номером скважины.

ПУО БЕЗ НАПРАВЛЯЮЩИХ КАНАТОВ

Освоение нефтяных и газовых месторождений на больших глубинах моря обусловило совершенствование и создание новых узлов конструкции ПУО, и особенно морских стояков. На рис. 25.28 в качестве примера приведена схема ПУО без направляющих канатов фирмы «Камерон». В системе направляющего основания 15, блока превенторов и «верхней» цанговой соединительной муфты 10 конструкция обеспечивает использование их с сонарной системой подвода, включающей сонар, телекамеру, индикаторный высотомер и считывающее устройство, установленное на поверхности.

Блок превенторов включает нижнюю цанговую соединительную муфту 13, плашечные превенторы 17 и приемную плиту, которая имеет приемную втулку для соединения системы гидравлического управления, линий 21 глушения и штуцерной. Эти линии имеют безопасные клапаны с втулками дистанционного управления сверху.

Рис. 25.28. Схема ПУО без направляющих канатов:

I - панель управления бурильщика; 2 - электроустановка; 3 - блок батарей; 4 - разделяющая установка; 5 - центральная панель управления; 6 - блок аккумуляторных батарей; 7 - лебедки электрокоммуникационного и силового кабелей; 8 - коммуникационные и силовой кабели; 9 - шаровое соединение; 10, 13 - верхняя и нижняя цанговые соединительные муфты,

II - универсальный превентор; 12 - предохранительный клапан; 14 - направляющая воронка; 15 - направляющее основание; 16 - отражатель и импульсный приемопередатчик для акустического управления; 17 - блок плашечных пре-венторов; 18 - вертлюг; 19 - система управляющего манифольда; 20 - цилиндрический превентор; 21 - линии глушения и штуцерная; 22 - дополнительная линия подачи жидкости; 23 - лебедка аварийного гидравлического шланга; 24 - силовая установка с панелью управления дивертером

Рис. 25.29. Схема ввода в опорную илиту 1 бурового инструмента » р

1 - сонар; 2 - отражатели -I