Технико- технологическая часть
|
Скачать 1.55 Mb.
|
|
2.5. Выбор буровой установки. В комплект буровой установки входят: вышка для подвешивания талевой системы и размещения бурильных труб, оборудование для спуска и подъема инструмента, оборудование для спуска и подъема инструмента, оборудование для подачи и вращения инструмента, насоса для прокачивания промывочной жидкостей, силовой привод, механизма для приготовления и очистки промывочной жидкости, механизмы для автоматизации и механизации спуска-подъемных операций, контрольно-измерительные приборы вращательные устройства. В составе полевой системы входят кронблоки, полевые блоки, полевой канаты, крюки (крюко-блоки) оснастки полевой системы. Дэк=146 мм Lэк=450м qэкс=27,2 кг/м τ=8 мм Днон=245 мм Lкон=150 м qкон=42,7 кг/м τ=7 мм Gэкс=Lэкс·qэк=450·27,2=12240 (кг)=12,24 (гн) Скон=Lкон·qкон=150·42,7=6,41 (тн) Для бурения скважины глубиной 450 м могут быть использованы буровые установки класса БУ-75 БрЭ. Глубина бурения до 2200 м. Определим предельный вес бурильной колонны для установки этого класса. Gmax=(l+0,1 L) Qбк=30 кг/м – все одного погонного метра при L=2200 м. Gmax=(220+0,1·2200)·30=72600 (кг)=76,6 (тн) Определим максимальную нагрузку от веса бурильной колонны с учетом растяжения. Определяем нагрузку от веса самой тяжелой обсадной колонны с учетом растяжения. Gоб.раст=Gкон·nкр Nкр=1,15 – коэффициент запаса прочности для труб диаметром 146 мм. Gоб.раст=12,24·1,15=14,08 (тн) Техническая характеристика буровой установки БУ-75 БрЭ
2.6. Проектирование параметров режим бурения. 2.6.1. Выбор типоразмера и модели долот и проектирование показателей их работ по промысловым статическим данным. Для бурения направления выбираем долота диаметром 393,7 мм под кондуктор выбираем долота диаметром 393,7 мм под кондуктор выбираем долота диаметром 295,3 мм, под эксплуатационную колонну – 215,9 мм. Долото диаметром 393,7 мм изготавливаются Сорагульским машиностроительным заводом имени Джержинского. Долота типа КС-393,7 ТС-дельнокорусные шарошки самоочищающегося типа, с углами при вершине 85о. Угол осей долота 55о, периферийные зубья шарошек имеют наклон к образующей конуса на 80. на шарошках 231 зуб. Долото диаметром 295,3 мм серино изготавливаются Дрогабычским машиностроительным заводом. У долот 292,3 шарошки трехконусные, самоочищающейся. Эти долота отмываются друг от друга в основном вооружениями шарошек. На шарошках 174 зуба. Зубья на периферийном венце первой и третьей шарошек имеют Г – образную форму. Углы наклона осей цапок к оси долота 52о. Забой промывается через центральный капал. Долото диаметром 215,9 мм изготавливается заводом бурового инструмента имени Кирова. Долото типа КС-215,9 предназначен для бурения пород средней твердостей с напластками твердость с напластками твердых и образивных пород. Шарошки трехкорпусные, самоочищающейся, с напласками твердых и оброзовных пород. Шарошки трехкорпусные, самоочищающейся, с угол конуса при вершине 36о. На шарошках 125 зубьев. Периферинные зубья шарошек типа Т образную форму зубья часть шарошек армируются твердым сплавом. 2.6.2. Проектирования расхода промывочной жидкости по твердым интервалам глубин в зависимости от способа бурения. Эксплуатационная колонна: Буровой раствор: ρ=1,21 г/см2 Глубина спуска колонны: L=450 м Диаметр долота Дg=215, 9 мм Q=0,7· Fзаб – расход промывочной жидкости  площадь забоя скважины Q=0,7-0,037=0,0259 (м3/с)=26 (л/с) Кондуктор Техническая вода: ρ=1,0 г/см3 Глубина спуска колонны: L=150 м Диаметр долота Дg=295?3 vv Q=0,7·Fзаб  Q=0,7·0,068=0,048 (м/с)=48 (л/с) в) Проектирование осевая нагрузка на долота и частоты вращения вала турбобура. Частота вращения вала турбобура, n (об/мин)  - Зависимость между расходами промывочной жидкостей и частотывращения вала турбора. Эксплуатационная колонна Турбобур А7Ш Q=30 Уе; n=520 об/мин [5] При Q=26 л/c  ;  Кондуктор Турбобур А9Ш Q=45 л/с n=120 (об/мин) При Q=48 л/с   Осевая нагрузка на долота Рg (mн) Эксплуатационная колонна Дз=215,9 мм Рg=α·Fк·Рш – осевая нагрузка на долота α=0,59÷1,5 – коэффициент учитывающий влияние забойных условий на буримость пород Рш=40 кгс/мм – твердость по штампу [1]  - площадь контакта долот с забою скважинη=1,02÷1,04 – коэффициент перекрытия зубьев долот τ=1,4÷1,6 – коэффициент притупления зубьев долот  Рg=1,1·0,15·4000=6600 (кг)=6,6 (тн) Кондуктор Дк=295,3 (м2) Рg=1,1·0,21·4000=9240 (кг)=9,24 (тн) 2.6.3. Контроль параметров режима бурения. Под режима бурения понимается определенное сочетание регулирования параметров, влияющих на показатели бурения. К числу таким параметров режима бурения относятся: Осевая нагрузка на долото – Рg (тн) Частота вращения долота – n (об/мин) Количество прокачиваемой жидкости – Q (л/с) Количество прокачиваемой жидкостей (плотность, вязкость, показатель фильтраций, статические напряжения сдвига). Осевая нагрузка на долота определяется индикатором веса. Промышленностью выпускаются гидравлический индикатор веса типа ГИВ-6, разработанный ВНИИКА нефтегаз. На практике часто в процессе бурения приходится отбирать керн, бурить скважину в неблагоприятных геологических условиях (зонах склонных к поглощение осложнением, связанным с нарушением целостности ствола скважины и так прочие). Забуривать в сторону от ранее пробуренного ствола и так далее. Режим бурения, применяемые в таких случаях, называется специальным режимом. Давление бурового раствора измеряется монометром которой монтируется на турбопроводе между насосами и стояками или на стояки нагнетательной линий буровых насосов. Для измерения расхода промывочной жидкостей и цементного раствора разработан индукционный расходометр глинистого раствора типа РГР-7. 2.7. Крепление скважин L=450 м Н=0 h=100 ρб·р=1,21 г/см3 ρур=1,84 г/см3 ρв=0,42 г/см3 – плотность жидкости в колонне ρore=1,02 г/см3 – плотность опрессов жидкости ρпл=5,6 МПа Дэкс=146 мм к=0,25 – коэффициент разгрузки цементы стакана I. Наружное давление z=0 Рн·z=0,01·ρб·р·z=0,01·1,21·0=0 z=h Рн·z=0,01·ρб·р·h·0,01·1,21·100=1,21 (МПа) z=L Рн·z=0,01[ρб·р·h7 ρбур(L-h)] (1-к)+к·ρвz=0,01[1,21·100+1,84(450-100)](1-0,25)+0,25·5,6=7,15 МПа II. Внутреннее давление а) при эксплуатации скважины 0≤z≤L Рв·z=Рпл-0,01·ρв (L-Z) z=0 Рв·z= Рпл- 0,01·ρв·L=5,6-0,01·0,82·450=1,91 (МПа) z=L Рн·z=0,01 [Рпл-0,01·ρв (L-Z)] =5,6-0,01(450-450)=5,6 (МПа) б) после эксплуатации скважины 0≤z≤L Рв·z=0,01·ρв·z а) z=0 Рв·z=0,01·0,82·0=0 б) z=h Рв·z=0,01·0,82·100=0,82 (МПа) в) z=L Рв·z=0,01·0,82·450=3,69 (МПа) II. Наружное избыточное давление 0≤z≤L Рниz=Рнz- Рв·z z=0 Рниz=0-0=0 z=h Рниz=1,21-0,82=0,39 (МПа) z=L Рниz=7,15 -3,69=3,46 (МПа) IV. Внутренние избыточные давления 0≤z≤L Рвиz=Р’вz- Рн·z Р’вz=1,1· Ру+0,01Рож·z; Ру= Рвz=1,91 Мпа, 1,1 Ру = 1,1·1,91=2,1 2,1<�Роn; при Дэкс=146; Роn=10 МПа [1] Р’вz= Роn+0,01·Рогс·z; Рвиz= Роn+0,01·Роге·z- Риz z=0 Рвиz=10+0,01·1·0-0=10 (МПа) z=h Рвиz=10+0,01·1·100-1,21=9,79 (МПа) z=L Рвиz=10+0,01·1·450-7,15=7,35 (МПа) 2.7.1. Запас прочности при расчете. Коэффициент запаса прочности при расчете на наружное критическое давление принимается равным единице по всей длине колонны. Для районов с неустойчивыми породами в продуктивной толще допускается принимать коэффициент запаса прочности равным 1,15. Овальность 0,01. При расчетах на внутреннее давление коэффициент запаса прочности принимается равным 1,15. При расчете на растяжение коэффициент запаса для колонны диаметром до 219 мм и длиной до 3500 м принимается равным 1,15, свыше 3500 м – 1,3 для колонны диаметром 319 мм и выше и длиной 2000м – 1,4÷1,5. Рниz·nкр=3,46·1,15=3,98 (МПа) Расчет на прочность кондуктора L=150 м Н=0 h=0 Рпл=1,87 МПа Дкон=245 мм к=0,3 – коэффициент разгрузка цементного раствора I. Наружное давление z=0 Рн·z=0,01·ρв·z=0,01·1·0=0 z=L Рн·z=0,01[ρв·h+ρур-L](1-к)+0,25·Рпл Рн·z=0,01[0,1·0+1,84·150](1-0,3)+0,3·1,87=2,98 (МПа) II. Внутреннее давление при эксплуатации скважины 0≤z≤L Рв·z=Рпл-0,01·ρв·(L-z) z=0 Рв·z=1,87-0,01·1·150=0,37 (МПа) z=L Рв·z=1,87-0,01·(150-150)=1,87 (МПа) III. Внутренне избыточное давление 0≤z≤L Рвиz=Роп+0,01·Рore·z= Рн·z Роп=7МПа для труб 219÷245 мм z=0 Рвиz=7+0,01·а-0=7,0 (МПа) z=L Рвиz=7+0,01·1·150-2,98=5,52 (МПа) IV. Наружное избыточное давление z=0 Рвиz=Рнz – Рвz =0-0=0 (МПа) z=L Рвиz= Рнz – Рвz =2,98-1,87=1,11 (МПа) Рниz=nкр=1,11·1,15=1,27 (МПа); овальность 0,02 Табл. вкл-ым 2[3] марка «Д» τ=7 мм; Рнкр=5,1 МПа Рвиz=nкр=7·1,15=8,05 (МПа) Табл. вкл. 2[3] «Д» τ=7 мм Рвнкр=21,5 МПа Коэффициент запаса прочности на растяжение  nвн=3,06>1,5 По таблице вкл. 2[3] находим, что поэтому давление соответствуют трубы из стали марки «Д» с толщиной стенок τ=8 мм, для которой Ркр=17,5 МПа. Рвиz=nкр=10·1,15=11,5 (МПа) По таблице 2[3] определяем, что этому соответствуют трубы из стали марки «Д», с толщиной стенок τ=8 мм Рвнкр=34 МПа. Определяем коэффициент запаса прочности на растяжение  nвн=3,4≥1,15 2.7.2. Конструкция низа эксплуатационных колонн. В конструкции низа обсадных входят: башмачная направляющая пробка, башмак или короткий патрубок с боковыми отверстиями, обратные клапаны, упорные кольца, кольца жесткость труболизаторы. Для эксплуатационных колонн в комплект оборудование их низа включаются также центрирующие фонари и скребки. Башмачная направление пробка крепится к башмаку обсадной колонны срезает со стенок скважины глинистую корку и породу. В результате сильно загрязняется ствол скважины, закупоривается нижняя часть колонны, и последнюю нередко приходится поднимать из скважины вследствие образования потроных сальников или невозможности проводить буровой раствор. При спуске обсадных колонн секциями на первой трубе второй и последующих секций вместо башмака устанавливается патрубок с боковыми отверстиями для пропуска бурового и цементного раствора. Упорное кольцо (кольцо «Стоп») для четкого фиксирования окончания процесса цементирования над обратным клапаном устанавливает упорное кольцо. Центрующие фонари. Для центрирования низа обсадных колонн с целью повышения качества цементирования скважины применяют фонари. 2.7.3. Подготовительные работы к спуску и спуск обсадных колонн. Успешный спуск обсадной колонны в скважину определяется правильной подготовкой обсадных труб, нижней и верхней частей обсадной колонны, буровой вышки, бурового оборудования, бурильного инструмента и ствола скважины. Подготовка скважины к спуску обсадной колонны к началу спуска колонны в скважине должны быть завершены все исследовательские и измерительные работы (коротажы, кавернометрия, инклиниметрия). Перед последней промывкой скважины бурильные трубы подвергает контрольному замеру при помощи стальной рулетки. При промывке перед спуском колонны параметры глинистого раствора тщательно контролируется и доведется до установкой для данной скважины норма. После проработки и промывки скважины ствол ее часто шабланируют. Спуск обсадной колонны в скважину. Допускается спуск колонны двумя секциями с применением стыковочных устройств опрессованных перед спуском в скважину на давление обеспечивающее испытание колонн на герметичность. Работа по спуску обсадной колонны должна быть организована так, чтобы каждый член буровой бригады четка выполнял свои обязанности. 2.7.4. Выбор способа цементирования и расчет цементирования колонн. Крепление скважины осуществляется для разобщения нефтегазоносных пластов от всех с обязательным одновременным разобщением нефтесодержащих и пластов друг от друга и защиты обсадных труб от коррозирующего воздействия минерализованных вод, циркулирующих в недрах. Поэтому отпущенные в скважину обсадные колонны должны быть зацементированы путем закачки тампонажного материала в кольцевое пространство между стенками скважины и обсадной колонны. Существует ряд методов цементирования скважины. К ним относятся: нормальное цементирование с пробками, манжетное цементирование скважины, двухступенчатое цементирование, цементирование «хвостовик». Одноступенчатое цементирование наиболее распространенный вид цементирования. Процесс цементирования заключается в следующем. После того как обсадной колонна спущена, скважину подготовляют к цементированию. Скважину промывают после спуска обсадной колонны труб. Для этого на спущенную головку и приступают к промывке. Промывку производят до тех пор, пока буровой раствор не перестанет поднимать взвешенные частицы породы. При промывке необходимо фиксировать давление на выходе насоса. После того как скважина промыта и вся арматура проверена (все линий от цементировочных агрегатов к цементированной головке должен быть опрессованы на давления; в 1,5 раза превышающие максимального расчетного давления; выдержки 3 мин.) приступает к подготовке и закачивание цементного раствора в скважину. Рекомендуется непосредственно перед началом закачивания цементной смеси в колонну закачивать буферную жидкость. При проводке цементного раствора ведется расчет закачиваемой в колонну продувочной жидкости. Это делается для того, чтобы до окончаний оставшейся продувочной жидкостей (0,5÷1м3) перейти на один агрегат, которым и производится посадка пробок на упорное кольцо. Этот момент характеризуется резким повышением давлений на заливочной головке, так называемым «ударом». Величина «удара» обычно не превышает 0,5÷1,0 МПа сверх максимального давления, имевшиеся перед моментом схождения пробок. На этом закачивается процесс цементирования и затвердения цементного раствора. Определим объем цементного раствора  hц·с=10м к=1,2 - коэффициент кавернозности dвн=dэкс-2δ=146-2·8=130 (мм)  Определим разность давлений Рр=0,01·(Нир-hцс)(Рир-ρб·р)=0,01(450-10)(1,24-1,21)=0,13 (МПа) Нцр=L=450м Площадь затрубного пространства  ;   Необходимая подача бурового раствора  ;  Q=0,027·18=0,048 м3/с Гидравлические потери в трубах  λ=0,02 – коэффициент гидавлических сопротивлении бурового раствора  МПаПотери давлений в затрубном пространстве  ;λур=0,035 – коэффициент гидавлических сопротивлений  ; средняя плотностьρбуф=1,04см3 – техническая вода  ;  ;  [1] (м)  г/см3 МПаКонечное давление Рк=Рр+Рмр+Рзатр Рк=5,6+1,9+2,4=9,9 МПа Допустимое давление на агрегатах  ; Ру=Рв·z=2,32 МпаКоличество агрегатов  ;  м3/мм – производительность цементногоагрегата на IV скорости.  ; Выбираем цементировочный агрегат ЦА-320.Максимальное давление – 400 Атм. Количество сухого цемента  ;m – водо-цементный фактор для ОЦГ m=1  (тн)Количество смесительных машин  ;  г/см3 – плотность наполнителяОбъем продувочной жидкости Υп·ж=0,785·d5вн·к·(L-hцс) К=1,05-коэффициент учитывающий сжатия глинистого раствора Υп·ж=0,785·0,1302·1,05 (450-10)=6,1 м3 Время цементирования скважин  q1=q2=0,0052 м3/с – подача 1-го агрегата n – количество агрегатов n1=2; n2=3; n=3   |
Похожие:
 |
Технико- технологическая часть Выбор вида промывочной жидкости и установление ее параметров по интервалам глубин |
|
1. Исследовательская часть и технико-экономическое обоснование задания... Технологическая карта оборудования и орг оснастки размещенных на проектируемом участке |
 |
Учебное пособие Москва 2011 Оглавление Введение 4 Глава Аналитическая... Технико-экономическая характеристика предметной области и предприятия. Анализ деятельности «как есть» 6 |
|
Технологическая карта Резервуар вертикальный стальной 1000м³ Данная технологическая карта разработана производственно-техническим отделом зао», на основании нормативно-технической и проектной... |
|
Пояснительная записка. Учебный план. Методическая часть. Система контроля и зачетные требования Образовательная программа предназначена для подготовки лыжников-гонщиков в группах спортивного совершенствования (гсс и гвсм). В... |
|
Типовая технологическая карта на бетонные работы Типовая технологическая карта разработана на бетонирование монолитных конструкций при отрицательных температурах |
|
Типовая технологическая карта (ттк) Типовая технологическая карта (именуемая далее по тексту ттк) разработана на комплекс работ по монтажу железобетонных колонн промышленных... |
|
Технологическая часть проекта «Дробильно-сортировочный завод по производству... Лещадность на сланцеподобных материалах (сланец, геллефлинт и т п.) не превышает 11-13%. Приводимая ниже пояснительная записка, составленная... |
|
Методические рекомендации по проведению экспертизы технико-экономических обоснований (проектов) Мдс 11 99 Методические рекомендации по проведению экспертизы технико-экономических обоснований (проектов) на строительство предприятий,... |
|
Методические рекомендации по проведению экспертизы технико-экономических обоснований (проектов) Мдс 11 99 Методические рекомендации по проведению экспертизы технико-экономических обоснований (проектов) на строительство объектов... |
|
Федеральное казначейство (казначейство россии) Утвержден 54819512.... Технологическая инструкция (регламент) работы с модулем формирования бюджетной (бухгалтерской) отчетности подсистемы учета и отчетности... |
|
1. Технологическая часть Выбор системы газоснабжения Значительный рост добычи газа существенно изменит топливный баланс страна. Если в 1950 году удельный вес газового топлива занимал... |
|
Андрей Владимирович Петухов Футбол Формирование основ индивидуального... Формирование основ индивидуального технико-тактического мастерства юных футболистов |
|
Патофизиологическое введение Верхняя часть этой трубки служит для приема и обработки пищи, средняя часть для всасывания, нижняя часть для выделения остатков |
|
Реферат На тему: «Технико-экономические мероприятия по повышению... «Технико-экономические мероприятия по повышению конкурентоспособности продукции на руп «Белмедпрепараты»» |
|
Технико-коммерческое предложение |