Разработка проекта бурового участка
Нагнетательная скважина как скважина, используемая для закачивания воды, газа, теплоносителей и воздушных смесей в продуктивный пласт. Знакомство с особенностями и этапами разработки проекта бурового участка. Анализ схемы роторного бурения скважины.
| Рубрика | Геология, гидрология и геодезия |
| Вид | курсовая работа |
| Язык | русский |
| Дата добавления | 05.04.2015 |
| Размер файла | 4,8 M |
Отправить свою хорошую работу в базу знаний просто. Используйте форму, расположенную ниже
Студенты, аспиранты, молодые ученые, использующие базу знаний в своей учебе и работе, будут вам очень благодарны.
Размещено на http://www.allbest.ru/
Разработка проекта бурового участка
1.Исходные данные
Разработать проект бурового участка.
Назначение скважины: нагнетательная.
Глубина залегания нефтяного пласта (разведки), м: 1020.
Таблица 1
|
Слои грунта |
м |
|
|
Суглинки, пемки |
18 |
|
|
Аргиллиты, алевролиты, гравийники , пески |
17 |
|
|
Коры выветривания, выветренные сланцы |
13 |
|
|
Гравийники, песчаники, глины с гравием и галькой |
28 |
|
|
Сланцы - хлорит - серицитовые |
251 |
|
|
Сланцы - хлорит - серицит - кварцевые |
321 |
|
|
Кварцево - жильные образования и березиты |
140 |
|
|
Известняки серые песчанистые |
170 |
|
|
Сланцы - хлорит - амфибол - циозитовые |
72 |
|
|
Кварцево-жильные образования "листвениты-метадациты" |
92 |
|
|
Песчаник |
51 |
2.Обоснование разработки схемы скважины
Нагнетательная скважина - скважина, используемая для закачивания воды, газа, теплоносителей и воздушных смесей в продуктивный пласт с целью поддержания пластового давления.
В отличие от добывающих скважин, в которых производится отбор пластового флюида, в нагнетательные скважины закачивается жидкость (вода), таким образом обеспечивая замещение пластового флюида в коллекторе.
Нагнетательные скважины используются:
· при разработке нефтяных, газоконденсатных и других месторождений с целью поддержания пластового давления и регулирования темпов отбора полезных ископаемых;
· для подачи в нефтяные пласты рабочих агентов, способствующих более полному вытеснению нефти, обеспечивающих внутрипластовое горение;
· при подземном хранении газа,
· разработке угольных месторождений способом подземной газификации;
По степени трудности освоения нагнетательные скважины можно условно разделить на три группы:
I группа. Скважины, пробуренные в монолитные сравнительно однородные песчаники с хорошей проницаемостью (0,5 - 0,7)10-12 м2 с толщиной пласта более 10 м. Они осваиваются простейшими способами, например, после тщательной промывки (допустимое КВЧ порядка 3 - 5 мг/л) последующим интенсивным поршневанием для создания чистых дренажных каналов в призабойной части пласта. Такие скважины обычно имеют высокие удельные коэффициенты приемистости (более 0,25 м3/сут МПа) на 1 м толщины пласта) и работают с высокими устойчивыми расходами, превышающими 700 - 1000 м3/сут.
II группа. Скважины, вскрывающие пласты с глинистыми прослоями, песчаники которых имеют пониженную проницаемость. Общая толщина песчаных прослоев обычно составляет от 6 до 12м. Средний удельный коэффициент приемистости таких скважин примерно в 2 раза меньше, чем у скважин I группы. Скважины II группы трудно осваиваемые и требуют специальных методов освоения или целого комплекса таких методов. Характеризуются затуханием поглотительной способности и периодическими остановками для мероприятий по восстановлению приемистости.
III группа. Скважины, вскрывающие пласты с глинистыми прослоями, чередующимися с проницаемыми песчаниками с малой суммарной толщиной и низкой проницаемостью. Удельные коэффициенты приемистости составляют менее 0,1 м3/(сут МПа). Освоение таких скважин под нагнетание затягивается на несколько месяцев и требует применения самых эффективных методов воздействия на их призабойную зону, как, например, поинтервального гидроразрыва пласта, кислотных обработок и очень больших давлений нагнетания, соизмеримых с горным. Приемистость скважин III группы быстро затухает и через 2 - 3 месяца в них снова проводятся работы по ее восстановлению. Для таких скважин особенно жесткими становятся требования к закачиваемой воде, которая не должна содержать взвесь и гидроокись железа.
При освоении нагнетательных скважин используют следующие технические приемы.
1. Интенсивные промывки прямые и обратные с расходом 1200 - 1500 м3/сут до минимально возможного и стабильного содержания КВЧ в обратном потоке. Их продолжительность обычно 1 - 3 сут. Воду для промывки берут из нагнетательного водовода или закачивают насосным агрегатом по закольцованной схеме с обязательным предварительным отстоем воды в специальных емкостях. При этом тщательно контролируются выходящая и нагнетаемая воды на содержание КВЧ. Вообще скважины промывают после всех операций, проводимых для увеличения их поглотительной способности.
2. Интенсивный дренаж скважины для очистки призабойной зоны. Дренаж осуществляется различными методами.
a. Поршневанием при максимально возможной глубине спуска поршня, при этом необходимо устанавливать пакер, изолирующий кольцевое пространство. В последнем случае удается получить большие депрессии на пласт (до 12 МПа).
b. Компрессорным способом. Жидкость из скважины отбирается с помощью передвижного компрессора при условии, что последний позволяет продавить жидкость до башмака НКТ. Трубы в этом случае должны быть спущены до верхних дыр фильтра. Сверление в НКТ пускового отверстия для снижения необходимого давления компрессора в данном случае нежелательно, так как при последующем нагнетании воды через это отверстие давление будет передаваться в затрубное пространство. Использование пускового отверстия возможно только лишь в период интенсивного дренирования. Дренирование производится до стабилизации КВЧ при постоянном контроле за его содержанием.
c. Насосным способом (ПЦЭН) до стабилизации КВЧ.
d. Самоизливом при интенсивном водопритоке, т. е. сбросом воды из скважины в канализацию. Такая операция более эффективна при многократных кратковременных изливах, когда скважина периодически в течение 6 - 15 мин работает на излив с максимальной производительностью. Такую операцию повторяют до стабилизации КВЧ. К такому способу целесообразно прибегать в тех случаях, когда дебит скважины превышает несколько десятков кубометров в сутки. Кратковременными изливами удается в 4 - 6 раз сократить расход воды по сравнению с непрерывным самоизливом для достижения стабильного содержания КВЧ.
3. Соляно-кислотные обработки призабойных зон скважин, вскрывших карбонатные пласты или пласты, содержащие карбонатный цементирующий материал, а также для растворения окалины. Для этого в пласт закачивают 0,8 - 1,5 м3 на 1 м толщины пласта 10 - 15%-ного раствора ингибированной соляной кислоты и оставляют скважину на сутки. Затем после дренирования и промывки скважину переводят под нагнетание.
4. Гидравлический разрыв пласта (ГРП). Скважины III группы обычно удается освоить только после ГРП и ряда последующих операций (дренаж, промывка). Однако в горизонтах, представленных чередованием глин и песчаников, ГРП не эффективен, так как трещины образуются в одном наиболее проницаемом прослое. Лучшие результаты получаются при поинтервальном ГРП, т. е. гидроразрыве каждого прослоя. При этом необходимо применение двух пакеров, спускаемых на НКТ II устанавливаемых выше и ниже намечаемого для обработки интервала.
5. Промывка скважины НКТ и водоводов водопесчаной смесью. Часто малоэффективность освоения нагнетательных скважин или малые приемистости являются результатом быстрого загрязнения поверхности пласта окалиной и твердыми частицами, приносимыми водой из водоводов.
Для их очистки водоводы и скважины промывают водопесчаной смесью (50 кг песка на 1 м3 воды) с помощью цементировочных агрегатов. При таких промывках из скважины или водовода выходит густая, черпая водопесчаная смесь с ржавчиной, по через 20 - 30 мин, в зависимости от интенсивности прокачки, вода светлеет и содержание в ней КВЧ и железа уменьшается до следов. После таких промывок уменьшаются почти наполовину потери на трение в водоводах.
6. Нагнетание в скважину воды в течение нескольких часов под высоким давлением, превышающим нормальное давление нагнетания, в тех случаях, если коллектор имеет некоторую естественную трещиноватость. Для этого к скважине подключают три-четыре насосных агрегата и создают дополнительное давление, при котором естественные трещины в пласте расширяются и поглотительная способность скважины резко возрастает. Такая операция представляет собой упрощенный вариант ГРП» после которого в пласте происходит необратимый процесс раскрытия трещин, через которые глубоко в пласт прогоняются взвесь и глинистые осадки.
7. Предварительная обработка горячей водой или нефтью нефтяных скважин, предназначенных под нагнетание, для удаления парафиновых и смолистых накоплений в призабойных зонах. Подогрев осуществляют от паровых передвижных установок, смонтированных на автомобильном ходу (ППУ).
В соответствии с техническим заданием была выбрана следующая схема скважины:
3.Выбор способа бурения
В своей работе я выбрала роторный способ бурения, так как он достаточно прост, надежен и подходит для наших видов грунта.
При роторном бурении (Рис. 1) мощность от двигателей 9 передается через лебедку 8 к ротору 16 - специальному вращательному механизму, установленному над устьем скважины в центре вышки. Ротор вращает бурильную колонну и привинченное к ней долото 1. Бурильная колонна состоит из ведущей трубы 15 и привинченных к ней с помощью специального переводника 6 бурильных труб 5.
По мере углубления скважины бурильная колонна, подвешенная к полиспастной системе, состоящей из кронблока (на рисунке не показан), талевого блока 12, крюка 13 и талевого каната11, подается в скважину. Когда ведущая труба 15 войдет в ротор 16 на всю длину, включают лебедку , поднимают бурильную колонну на длину ведущей трубы и подвешивают бурильную колонну с помощью клиньев на столе ротора. Затем отвинчивают ведущую трубу 15 вместе с вертлюгом 10 и спускают ее в шурф (обсадную трубу, заранее установленную в специально пробуренную наклонную скважину) длиной, равной длине ведущей трубы. Скважина под шурф бурится заранее в правом углу вышки примерно на середине расстояния от центра до ее ноги. После этого бурильную колонну удлиняют (наращивают) путем привинчивания к ней двухтрубной или трехтрубной свечи (двух или трех свинченных между собой бурильных труб), снимают ее с клиньев, спускают в скважину на длину свечи, подвешивают с помощью клиньев на стол ротора, поднимают из шурфа ведущую трубу с вертлюгом, привинчивают ее к бурильной колонне, освобождают бурильную колонну от клиньев, доводят долото до забоя и продолжают бурение.
Рис.1. Схема роторного бурения скважины
4.Определение типа буровой установки
нагнетательный скважина буровой
Буровая установка или буровая -- комплекс бурового оборудования и сооружений, предназначенных для бурения скважин. Состав узлов буровой установки, их конструкция определяется назначением скважины, условиями и способом бурения.
Для нашего типа скважины подойдет буровая установка УРАЛМАШ 8000/600 ДЭР предназначена для бурения разведочных и эксплуатационных скважин на нефть и газ с расчетной глубиной бурения 8000м. Установка снабжена приводом основных механизмов тиристорного типа и питанием от дизель-генераторной станции. Установка предназначена для бурения при температуре от -15oС до +55oС в условиях сухих тропиков. Буровая площадка может быть расположена на высоте до 1000 м над уровнем моря.
Таблица 2 - технические характеристик буровой установки - УРАЛМАШ 8000/600 ДЭР
|
допускаемая нагрузка на крюке (по ГОСТ 16293), тс |
500 |
|
|
максимальная статическая нагрузка на крюке (по A.P.I.), тс |
600 |
|
|
условная глубина бурения, м |
800 |
|
|
диаметр отверстия в столе ротора, мм |
950 |
|
|
расчетная мощность привода ротора, кВт |
800 |
|
|
скорость подъема крюка, м/с |
0 - 1,6 |
|
|
высота основания(отметка пола буровой), м |
9,2 |
|
|
расчетная мощность лебедки на входном валу, кВт |
1500 |
|
|
Ротор |
Р-950 |
|
|
Вертлюг |
УВ-500 MA |
|
|
Буровая вышка |
тип вышки самоподъемная с открытой передней гранью |
5.Выбор пород разрушающего инструмента
По ГОСТ 20692 - 75 смотрим тип долота в зависимости от классификации горной породы.
Таблица 3 - Классификация горных пород для механического вращательного бурения скважин
|
Слой грунта |
Классификация |
Тип долота |
|
|
Суглинки, пески |
II |
М |
|
|
Аргиллиты, алевролиты, гравийники , пески |
IV |
СТ, МСЗ |
|
|
Коры выветривания, выветренные сланцы |
III |
М, МС |
|
|
Гравийники, песчаники, глины с гравием и галькой |
IV |
СТ, МСЗ |
|
|
Сланцы - хлорит - серицитовые |
V |
ТКЗ, МЗ |
|
|
Сланцы - хлорит - серицит - кварцевые |
VI |
ТКЗ, МСЗ |
|
|
Кварцево - жильные образования и березиты |
IX |
ТЗ, ТКЗ |
|
|
Извесняки серые песчанистые |
VIII |
ТКЗ |
|
|
Сланцы - хлорит - амфибол - циозитовые |
VI |
ТК, СЗ |
|
|
Кварцево-жильные образования "листвениты-метадациты" |
VI |
СЗ, ТЗ |
|
|
Песчаник |
VII |
МЗ |
6.Выбор долот
По конструкции шарошечные долота делятся на:
1. По количеству шарошек:
одношарошечные,
двухшарошечные,
трехшарошечные
2. По расположению и конструкции промывочных или продувочных отверстий:
Ц - долото с центральной промывкой;
Г - долото с боковой промывкой;
П - долото с центральной продувкой;
ПГ - долото с боковой продувкой.
3. По конструкции опор шарошек:
В - на подшипниках качения;
Н - на одном подшипнике скольжения (остальные подшипники качения);
А - на двух или более подшипниках скольжения.
У - герметизация опоры с маслонаполнением;
Литерами А маркируются долота для низкооборотного бурения (до 110 об/мин),
Н - для среднеоборотного бурения (от 110 до 300 об/мин),
В - для высокооборотного бурения ( более 300 до 600 об/мин).
Для прохождения первого слоя грунта - 18м используем трехшарошечное долото III 296,3 МСГА, где 296,3 мм - диаметр долота.
Для прохождения средних слоев грунта на 58 м используем III 252,4 МСЗГАУ.
Для прохождения последующих слоев используем III 215,9 ТКЗПГВ.
7.Выбор вспомогательного оборудования
Вспомогательное оборудование включает:
- Бурильные трубы;
- Обсадные трубы;
- Циркуляционную систему;
- Аварийный инструмент.
8.Определение типа бурильных труб
Бурильные трубы применяются для бурения скважин и подъема породоразрушающего инструмента, передачи вращения, создания осевой нагрузки на инструмент, подвода промывочной жидкости или сжатого воздуха к забою.
Бурильные трубы соединяются между собой при помощи бурильных замков со специальной замковой резьбой. Концы труб утолщаются для увеличения их прочности наружной, внутренней или комбинированной высадкой.
Для разбуривания устья скважины длинной 18 м применяем долото диаметром 296,3 мм. Для этого участка применим трубы наружным диаметром 273 мм и толщиной стенки 173 мм. Тип замка 3-273. Длина одной трубы 4500 мм. Для участка понадобится 4 трубы.
Для разбуривания кондуктора скважины от 18 м до 76 м применим долото диаметром 252,4 мм. Трубы диаметром 229 мм, внутренний диаметр -90 мм. Длина трубы 6500 мм, масса 273,4 кг. Для участка понадобится 9 труб.
Для разбуривания забоя скважины длинной 1097м применим долото диаметром 215,9 мм. Наружный диаметр бурильной трубы 203 мм, внутренний - 80 мм. Длина трубы 6500 мм, масса 104 кг. Для участка понадобится 169 труб общей длинной 1098,5 м.
9.Определение типа обсадных труб
Обсадные трубы применяются для крепления нефтяных и газовых скважин в процессе их строительства и эксплуатации. Обсадные трубы соединяются между собой при помощи муфтовых или безмуфтовых (интегральных) резьбовых соединений.
Таблица 4 - Выбор типа обсадных труб
|
Тип участка |
Диаметр долота |
Обсадные трубы |
||
|
Диам./тол. ст., мм |
ГОСТ |
|||
|
Устье скважины |
296,3 |
285,5/14,2 |
Обсадные трубы по ГОСТ 632-80 PSL 1; PSL 2; PSL 3 из собственных модиф. марок сталей двух исполнений А и Б |
|
|
Кондуктор скваж. |
252,4 |
232,5/9,1 |
||
|
Забой скважины |
215,9 |
198,3/6,1 |
10.Циркуляционная система
Циркуляционная система буровой установки служит для сбора и очистки отработанного бурового раствора, приготовления новых его порций и закачки очищенного раствора в скважину. Она включает (рис. 2) систему отвода использованного раствора (желоба 2) от устья скважины 1, механические средства отделения частичек породы (вибросито 3, гидроциклоны 4), емкости для химической обработки, накопления и отстоя очищенного раствора 6,8, шламовый насос 7, блок приготовления свежего раствора 5 и буровые насосы 9 для закачки бурового раствора по нагнетательному трубопроводу 10 в скважину.
Рис. 2. Циркуляционная система бурового раствора: 1 - устье скважины; 2 - желоб; 3 - вибросито; 4 - гидроциклон; 5 - блок приготовления бурового раствора; 6 - ёмкость; 7 - шламовыйнасос; 8 - приёмная ёмкость; 9 - буровой насос; 10 - нагнетательный трубопровод.
Таблица 5 - Состав оборудования циркуляционной системы
|
Блок отчистки |
||
|
Вибросито |
JZS240-3P |
|
|
Дегазатор |
"Каскад-40" |
|
|
Центрифуга |
GNLW363 |
|
|
Пескоотделитель |
«HELYX» |
|
|
Илоотделитель |
ИГ 45м |
|
|
Блок приготовления бурового раствора |
||
|
Основание на салазках |
||
|
Резервуар основной |
V=11м3 |
|
|
Резервуар химреагентов |
V=5м3 |
|
|
Перемешиватель |
ПЛМ |
|
|
Перемешиватель |
ПЛМ 1 |
|
|
Смеситель |
СГМ-100 |
|
|
Смеситель |
СГ-101 |
|
|
Диспергатор |
ДШМ-100 |
|
|
Агрегат электронасосный центробежный шламовый |
6Ш8-2 |
|
|
Агрегат электронасосный |
ПРМ 63/22,5 |
|
|
Манометр |
||
|
Пульт управления |
||
|
Трубопроводная обвязка |
Рис.3 Схема блока приготовления бурового раствора БПР - 2
11.Аварийные инструменты
При производстве буровых работ никто не застрахован от возникновения нештатных и аварийных ситуаций. И даже если выполнять все требования правил эксплуатации оборудования возможен обрыв буровой колонны, когда часть инструмента остается в скважине. Для того чтобы продолжить бурение необходимо извлечь оборудование, а с этим может справиться только аварийный инструмент.
Для устранения аварийной ситуации на скважине подойдет далеко не каждый инструмент, особенно если производству работ мешает значительная глубина. Оперативный ремонт и восстановление технологического процесса выполняется при помощи метчиков и ловильных колоколов.
Чтобы достигнуть максимально эффективного производства аварийно-восстановительных работ, необходимо пользоваться только качественным инструментом и избегать подделок. Завод Буровых Технологий (ЗБТ) известен на рынке как надежный партнер, поставляющий только качественную продукцию. Обращаясь к нам один раз, клиент постоянно возвращается за новой партией оборудования и инструмента, или для модернизации купленных установок.
В нашем случае будем использовать следующие виды аварийных инструментов:
- Метчик ловильный Д5 предназначен для извлечения аварийных бурильных колонковых и ниппельных обсадных труб с диапазоном внутреннего диаметра 226-339 мм путем соединения с аварийным концом трубы за нарезаемую ими резьбу. Диаметр скважины - не менее 152 мм. Вес: 14.22 кг;
- Колокол ловильный Б5. Предназначен для извлечения стальных бурильных труб 50/63,5мм за нарезаемую им на трубе или замке наружную резьбу. Колокол ловильный Б5. При аварии на скважине - обрыве бурильной колонны на глубине используется колокол ловильный. Тип Б подразумевает наличие воронки для захвата аварийной колонны. Диаметр захватываемых труб - от 148 до 385мм. Диаметр скважины - не менее 152мм.
- Вибратор скважинный механический;
- Отсоединительный переходник.
12. Оборудование для герметизации устья скважины
В настоящее время при бурении не только разведочных, но и эксплуатационных скважин широко применяется оборудование для герметизации устья скважин. Раньше это оборудование использовали в основном для борьбы с выбросами жидкости и газа при проявлениях высоких давлений в скважине. В связи с применением более легких растворов для бурения давление в скважине в процессе бурения регулируют при помощи превенторов. Изменились требования к охране окружающей среды и недр земли.
Для герметизации устья скважины используют три вида превенторов: плашечные - глухие или проходные для полного перекрытия отверстия или кольцевого пространства, если в скважине находится колонна труб; универсальные - для перекрытия отверстия в скважине, если в ней находится любая часть бурильной колонны: замок, труба, ведущая труба, вращающиеся - для уплотнения устья скважины с вращающейся в ней трубой или ведущей трубой.
Ни плашечные, ни универсальные превенторы не рассчитаны на вращение колонны, если они полностью закрыты.
Рис.4. Схемы оборудования для герметизации устья скважин: 1 - установка гидравлического управления; 2 - разъемный желоб; 3 - фланцевая катушка; 4 - универсальный превентор; 5 - плашечный превентор; 6 - гидроприводная прямоточная задвижка; 7 - быстродействующий клапан; 8 - напорная труба; 9 - фланец под манометр; 10 - запорное устройство и разделитель к манометру; 11 - прямоточная задвижка; 12 - тройник; 13 - быстроразъемная полумуфта; 14 - крестовина; 15 - быстросменный дроссель; 16 - регулируемый дроссель; 17 - отбойная камера - дегазатор; 18 - устьевая крестовина; 19 - колонная головка
Устройство герметизации устья скважины содержит полый цилиндрический корпус 1 с посадочным седлом, выполненным в виде либо конуса 2, либо в виде комбинированной поверхности цилиндра 3 с конусом 4, нижний фланец 5 для герметичного присоединения к арматуре устья и верхний фланец 6 для герметичного присоединения технологического оборудования (рис. 5). Верхний фланец 6 снабжен фиксаторами, выполненными в виде герметично установленных подвижных ползунов 7.
Работает устройство следующим образом. При установке герметизирующей вставки в посадочное седло перемещают подвижные ползуны 7 фиксатора в сторону герметизирующей вставки, фиксируя последнюю от давления со стороны скважины.
Исполнение корпуса в виде герметичной катушки в сочетании с герметичной установкой подвижных ползунов фиксаторов позволяет проводить технологические операции при избыточном давлении на скважине, что значительно расширяет технологические возможности устройства в целом.
Рис.5. Устройство герметизации устья скважины
При бурении скважин с одноколонной конструкцией используется однофланцевая колонная головка, следовательно, при бурении рассматриваемой скважины будем использовать однофланцевую головку типа ГК1, которая присоединяется к кондуктору с помощью короткой треугольной резьбы. Учитывая, что условный диаметр обсадной трубы кондуктора равен 194 мм то по ГОСТ 30196-94 условный диаметр однофланцевой колонной головки принимаем равным 230 мм при рабочей давлении 14 МПа, при этом диаметр стволового прохода (Dc) не менее 176 мм, диаметр верхнего стволового фланца (D|) равен 296,3 мм условный диаметр клиньевого трубодержателя под обсадную колонну (D>) равен 226.9 мм. Т.к. при бурении скважины может быть нефтегазоводное проявление выбираем фланец коррозионостойкого исполнения (КЗ). При анализе всех выше перечисленных данных получаем следующее условное обозначение выбранной нами однофланцевой колонной головки: ГК1К - 194 - 176x14 - 226 КЗ ГОСТ 30196-94.
Фланцевые соединения колонных головок обеспечивают соединение между собой, установку блока превенторов противовыбросового оборудования.
Основными критериями выбора фланцевых соединений являются условный диаметр колонной головки и рабочее давление. Учитывая, что диаметр колонной головки равен 230 мм, а давление 14 МПа, то исходя из ГОСТ 28919-91 выбираем фланцевое соединение 230х14л»Ха
Для закрепления в корпусе колонной головки верхней части обсадной колонны используется трубодержатель (подвеска). По ГОСТ 30196-94 учитывая тип и диаметр колонной головки, выбираем клиньевой (без резьбы) трубодержатель под обсадную колонну, условный диаметр, которого равен 226,9 мм.
Герметизация межколонного пространства и фланцевого соединения осуществляем с помощью верхнего и нижнего пакеров из эластомеров. Диаметр пакера подбираем в соответствии с внутренним диаметром трубы. При внутреннем диаметре обсадной трубы 195 мм и при перепаде давления 14 MПа выбираем наружный диаметр пакера 185 мм. В соответствии с ГОСТ 26-16-1615-81 выбираем тип пакера ИД -пакер воспринимающий усилия от перепада давления, направленного как вниз так и вверх. Межпакерное пространство заполняем уплотнительным составом типа Арматол - 238 по ТУ 38- 10181283.
13.Противовыбросовая арматура
Противовыбросовое оборудование (ОП) представляет собой комплекс, состоящий из сборки превенторов, манифольда и гидравлического управления превенторами, предназначенный для управления проявляющей скважиной с целью обеспечения безопасных условий труда персонала, предотвращения открытых фонтанов и охраны окружающей среды от загрязнения в умеренном и макроклиматических районах.
Запорно-регулирующей арматурой называют различные приспособления для соединения и регулирования в системах нефтепровода, газопровода и др. К запорно-регулирующей арматуре можно отнести такие устройства как шаровые краны, вентили, термовентили, терморегуляторы, фильтры, заглушки и задвижки, переходы, фланцы, конденсатоотводчики, запорные устройства, регуляторы, затворы, указатели уровня и др.
По ГОСТ 13862-90 выбираем противовыбросовое оборудование с гидравлическим приводом, так как этот тип привода используется при бурении скважин.
Противовыбросовое оборудование выбираем в соответствии с рабочим давлением и наибольшим диаметром грубы проходящей через ОП. Т.к. бурение и эксплуатация двух верхних обсадных колонн опасности не представляет. ОП устанавливаем на первую промежуточную колонну с диаметром обсадной трубы 198 мм, в следствие, чего по ГОСТ 13862-90 выбираем ОП с диаметром условного прохода 280 мм и наибольшим диаметром трубы проходящей через ОП равным 285 мм.
Учитывая, что превентор соединяется с колонной головкой, диаметр которой 230 мм. принимаем плашечный превентор с условным проходом 230 мм, рассчитанный на рабочее давление 35 Мпа, с диаметром прохода 230 мм, выдерживающий нагрузку на плашки от давления скважины не менее 450 кН, и от веса колонны не менее 1100кН. Принимая во внимание вышеперечисленные параметры, получаем ГШ высотой 550 мм и массой 1500кг.
В соответствии с плашечным, принимаем кольцевой превентор с условным проходом 230 мм. рассчитанный на рабочее давление 35 МПа, с диаметром прохода 230 мм. Учитывая вышесказанное, получаем ПК высотой 1180 мм и массой 3025 кг.
Учитывая все параметры выбираем противовыбросовое оборудование ГКОМ - 1 со следующими техническими характеристиками: условный проход 250 мм, рабочее давление до 60 МПа.
Основание, выполненное в виде катушки с коническим отверстием для установки вставок. Имеет нижний фланец для присоединения к крестовине фонтанной арматуры скважины и боковые винтовые упоры для фиксации вставок в основании, выполненные в герметичном исполнении.
Вставки
- Вставка № 1 (трубная)
- Вставка № 2 (трубно-кабельная под кабель КПБП 3х10)
- Вставка №3, только для КГОМ-1 (вращающийся герметизатор для ведущей квадратной трубы со сторонами 80х80 мм)
- Вставка № 4 - 2 шт. (промывочная манжета для НКТ 60 и промывочная манжета для НКТ 73)
- Вставка №5 - 4 шт. (обтираторрезиновый для НКТ 48, 60,73,89)
Вставка N1 предназначена для герметизации трубных компоновок без кабеля. Вставка N 1 имеет внутреннюю резьбу НКТ 73 ГОСТ 633-80. Вставка N 1 снабжена тремя манжетами одного типоразмера, установленными на коническую поверхность с разной степенью натяжения. В комплект поставки сменные манжеты не предусмотрены. При необходимости данные манжеты заказывает покупатель по отдельной заявке. Вставка N 1 снабжена шаровым затвором со съемной рукояткой 23.
Вставка N2 предназначена для герметизации трубных компоновок с кабелем и без кабеля. Вставка N2 имеет внутреннюю резьбу НКТ 73 ГОСТ 633-80. Вставка N2 снабжена манжетой с овальным пазом под кабель К11БП 3х10 и сменными манжетами 4, 5 под кабель КПБП 3х16 и КПБП 3х25 с соответствующими пробками 6, 7. Овальный паз в манжете под кабель во вставке N2 закрыт пробкой 6, которая извлекается перед вводом в паз кабеля. Для облегчения и ускорения ввода кабеля в паз манжеты вставка N2 укомплектована монтировкой 8. В случае применения вставки N2 для герметизации трубных компоновок без кабеля опальный паз манжеты должен быть закрыт пробкой б с маркировкой, соответствующей маркировке на манжете. Поставка манжет для других типоразмеров кабеля (овального и круглого сечения) осуществляется по отдельной заявке покупателя. Вставка N2 также как и вставка N 1 снабжена шаровым затвором, принцип действия которого описан выше.
Вставка N3 предназначена для герметизации ведущей трубы квадратного сечения с размерами сторон 80х80 мм и 65х65 мм при фрезеровании с применением механического ротора типа Р-200. Вставка N3 снабжена двумя манжетами: одна - с отверстием квадратного сечения для герметизации ведущей квадратной трубы с размерами сторон 80х80 мм, другая - круглая для герметизации по основанию 1. Манжета с квадратным отверстием крепится сверху разрезной шайбой 11 при помощи шести болтов М 14х1,25, через которые также производится заливка машинного масла в полость вставки N3. Вставка N3 комплектуется также сменной манжетой 10 квадратного сечения под ведущую трубу с размерами сторон 65х65 мм и сменной разрезной шайбой 11 под эту манжету. Вставка № 3 под квадратную трубу с размерами 89х89 мм может быть поставлена дополнительно по отдельной заявке покупателя.
Вставка N4 предназначена для герметизации НКТ при спуско-подъеме с одновременной промывкой под давлением. В комплект поставки включено два исполнения: под НКТ 73 и под НКТ 60. Поставка вставок №4 для других типоразмеров НКТ осуществляется по отдельной заявке покупателя.
Вставка N5 предназначена для очистки НКТ от парафино-смолистых и других отложений при извлечении их из скважины. Кроме того, вставка N5 предохраняет устье скважины от коротких выбросовых импульсов при подъеме НКТ из скважины. Вставка N5 снабжена манжетой под НКТ 73. Дополнительно в комплект поставки включены три сменные манжеты под НКТ 48, НКТ 60 и НКТ 89. Поставка сменных манжет других типоразмеров НКТ осуществляется но отдельной заявке.
Рис. 6 Схема обвязки противовыбросового оборудования ГКОМ - 1
Таблица 6 - Технические характеристики превентораплашечного ППМ-250х25
|
Рабочая среда: нефть, газ, газоконденсат, вода. раствор СaСl2, буровой раствор и их смеси |
||
|
Температура рабочей среды |
от - 10°Сдо + 100С |
|
|
Присоединительные размеры, мм |
||
|
наружный диаметр |
395 |
|
|
диаметр расположения шпилечных отверстий |
325 |
|
|
диаметр и количество шпилечных отверстий |
39х12 |
|
|
средний диаметр уплотнительной канавки |
205 |
|
|
Габаритные размеры при закрытых плашках, мм: |
||
|
длина |
1170 |
|
|
ширина |
395 |
|
|
высота |
508 |
|
|
Масса |
400 |
Таблица 7 - технические характеристики манифольдаМБП5 - 80х35
|
Показатели |
Типрозмаер манифольда |
|
|
МБП5-80х35 |
||
|
Условный диаметр, мм |
80 |
|
|
Давление, МПа: |
||
|
рабочее |
35 |
|
|
пробное |
70 |
|
|
Скважинная среда |
Нефть, газ, газоконденсат, пластовая вода, буровой раствор, буровой шлам и их смеси |
Блок манифольда, блок дросселирования БМ-80х35 (гребенка распределительная).
Предназначен для обвязки противовыбросового оборудования и обеспечения циркуляции растворов в нефтяных и газовых скважинах в процессе их строительства и ремонта, для обвязки оборудования устья скважины с технологическим оборудованием с целью безопасного ведения работ, поддержания требуемого давления на устье, предупреждения выбросов и открытых фонтанов, охраны недр и окружающей среды.
Блок может содержать полный набор манифольдных труб, угловых шарниров, задвижек, кранов, обратных и предохранительных клапанов, крестовин, тройников, переходников и другой арматуры, необходимых при технологических операциях на скважинах с применением высоких гидравлических мощностей, таких как гидроразрыв пласта (ГРП), гидропескоструйная перфорация (ГПП) и др.
Обеспечивает безопасное ведение работ, предупреждение выбросов и открытых фонтанов, охрану недр и окружающей среды в соответствии с требованиями «Правил безопасности в нефтяной и газовой промышленности» ПБ 08-624-03 и РД 08-254-98 «Инструкция по предупреждению газонефтеводопроявлений…».
Условия эксплуатации - в умеренном и холодном климатических районах по ГОСТ16350. Рабочий интервал температур от -40°C до +120°C.
Таблица 8 - Технические характеристики блока дросселирования БМ-80х35
|
Рабочее давление, МПа |
35 |
|
|
Номинальный условный проход, мм |
80 |
|
|
Присоединительная резьба патрубков ГОСТ 633-80 |
НКТ60 |
|
|
Высота, мм |
465 |
|
|
Длина, мм |
1960 |
|
|
Ширина, мм |
1460 |
|
|
Масса, кг, не более |
350 |
Блок глушения МБГ-80x35. Блок глушения бурового манифольда соединяется с буровыми насосами и служит для закачки в скважину утяжеленного раствора по межтрубному пространству (глушение скважины). При необходимости, блок глушения используется для слива газированного бурового раствора в камеру-дегазатор циркуляционной системы буровой установки. Блок глушения предназначен для работы в условиях умеренного и холодного макроклиматических районов (I2-II5) по ГОСТ 16350-80.
Климатическое исполнение арматуры: УХЛ, ХЛ.
Категория размещения: I по ГОСТ 15150-69.
Температура окружающего воздуха: от -60°С до +40°С.
нагнетательный скважина буровой
Выводы
На основе технического задания был разработан проект бурового участка. Был определен способ бурения его достоинства и недостатки.
Выявлено оборудование для бурения. Подобраны типы долот для каждого из типов грунта.
Была выбрана буровая установка, её узлы и агрегаты, вспомогательное оборудование.
В графическом виде представлены схема скважин и распределение оборудования на буровом участке.
Список используемых источников
1. http://oricon.ru/nefte-gazovoe-burenie/183-cirkulyacionnye-sistemy-burovoj-ustanovki-2000m.html
2. http://www.group-os.ru/catalog/lk/op/
3. http://www.equiptorg.ru/equipment/230/burovaya-ustanovka-8000-600-der.htm
4. http://www.zavodbt.ru/burovoj-instrument/burenie/avariynyiy-instrument/
5. http://www.semireche.ru/burenie/Burovoe_oborudovanie/vid_doloto.html
6. Бурение нефтяных и газовых скважин. Учебник для начального профессионального образования. Вадецкий - Москва "Академия" 2008.
7. Породоразрушающий инструмент для геологоразведочных скважин. Справочник. М.: Недра, 2009.
8. Промывочные жидкости и тампонажные смеси. Ивачев - М.: Недра, 2007.
9. Гульянц Г. М. Справочное пособие по противовыбросовому оборудованию скважин. М: Недра, 2013.
10. Мальцев А. В., Дюков Л. М. Приборы и средства контроля процессов бурения: Справочное пособие. М.: Недра, 2009.
11. Размещено на Allbest.ru
Подобные документы
Правила выбора места заложения скважины. Расчет режимов бурения. Требования к качеству воды. Обоснование компоновок бурового снаряда. Технология вскрытия и освоения водоносного горизонта. Разработка технологии цементирования эксплуатационной колонны.
курсовая работа [1,7 M], добавлен 15.02.2013Расчет параметров режима работы бурового насоса при прямой промывке нефтяной скважины роторного бурения. Схема циркуляции промывочной жидкости в скважине при прямой промывке. Основные геометрические характеристики участков движения промывочной жидкости.
курсовая работа [1,2 M], добавлен 23.12.2012Гидрогеологическая характеристика участка месторождения Белоусовское. Разработка конструкции скважины. Обоснование способа и вида бурения. Число обсадных колонн и глубина их спуска. Выбор состава бурового снаряда и породоразрушающего инструмента.
дипломная работа [1,3 M], добавлен 21.05.2015Классификация буровых установок для глубокого бурения. Основные блоки и агрегаты их взаимодействия. Факторы для обоснования конструкции скважины. Способы бурения, их характеристика. Цикл строительства скважины, монтаж и демонтаж бурового оборудования.
отчет по практике [2,0 M], добавлен 05.05.2014Литолого-стратиграфическая характеристика разреза. Выбор долот для бурения скважины. Составление гидравлической программы бурения. Организационно-производственная структура бурового предприятия. Сметный расчет бурения скважины Коринской площади.
дипломная работа [949,3 K], добавлен 12.03.2013Выбор типа промывочной жидкости и показателей ее свойств по интервалам глубин. Расчет материалов и химических реагентов для приготовления бурового раствора, необходимого для бурения скважины. Критерии выбора его типа для вскрытия продуктивного пласта.
курсовая работа [2,2 M], добавлен 05.12.2014Проектирование разведочной скважины. Проработка целевого задания и геологических условий бурения. Выбор и обоснование способа бурения, конструкции скважины, бурового оборудования. Мероприятия по повышению выхода керна. Меры борьбы с искривлением скважин.
курсовая работа [52,4 K], добавлен 07.02.2010Геолого-технические условия бурения. Проектирование конструкции скважины. Выбор и обоснование способа бурения. Выбор бурового инструмента и оборудования. Проектирование технологического режима бурения. Мероприятия по предупреждению аварий в скважине.
курсовая работа [927,4 K], добавлен 30.03.2016Выбор и обоснование типа и размера откачечных средств, расчет эрлифта для откачки, выбор фильтра и его расчёт. Обоснование способа бурения скважины, её конструкция. Технология бурения для горизонтов, выбор бурового оборудования, буровой снаряд.
контрольная работа [77,8 K], добавлен 21.10.2012Выбор и обоснование способа бурения и основных параметров скважины. Техника безопасности при проходке разведочных вертикальных горных выработок. Расчет параметров многоствольной скважины. Выбор и обоснование бурового оборудования. Тампонаж скважины.
курсовая работа [634,5 K], добавлен 12.02.2009
