Размещено на http://www.allbest.ru/

Содержание

Введение

1. Геологическая часть

1.1 Общие сведения о районе месторождения

1.2 Стратиграфия и литология

2. Технико-технологическая часть

2.1 Выбор и проектирование конструкции скважин

2.2 Выбор типов породоразрушающего инструмента

2.3 Выбор буровой установки и оборудования

3. Специальная часть. Регулирование подачи породоразрушающего инструмента

4. Охрана недр и окружающей среды

5. Обеспечение пожарной безопасности

6. Графическая часть

Список использованной литературы

Введение

В настоящее время более 50% отечественных запасов нефти приурочено к коллекторам с трудноизвлекаемыми запасами. Такие коллектора характеризуются низкой проницаемостью, значительными остаточными запасами, большой глубиной залегания, высокой вязкостью нефти, наличием подгазовых зон, начальными пластовыми давлениями, близкими к давлению насыщения пластовой нефти газом и другими особенностями.

К снижению технико-экономических показателей скважин повлияло неправильное крепление скважин обсадными колоннами. Характер их снижения определяется, многообразием геолого-промысловых особенностей конкретного нефтяного месторождения и системой научно- технических мероприятий, осуществляемых в процессе реализации проектного документа.

Реализация любого технологического процесса проводится в рамках определенных требований или ограничений, составляющих систему критериев, выполнение которых необходимо для осуществления процесса в оптимальном режиме.

Целью контроля является создание базы данных, необходимых для проведения анализа разработки и принятия решения о дальнейшем продолжении процесса в оптимальном режиме.

Анализируя фактические данные ранее пробуренных скважин нефтяного месторождения или выделенного участка, предполагается выбрать наиболее рациональный (оптимальный) режим бурения скважины.

Научная новизна результатов исследований заключается в слеудющем:

1) время бурения скважины на выбранном режиме;

2) текущая стадия строительства скважины;

3) текущие пластовые давления;

4) суммарное количество выбранных типов долот;

5) средние технико-экономические показатели проектируемой скважины;

6) предполагаемая стоимость скважины (ожидаемая экономическая эффективность).

1. Геологичекская часть

1.1 Общие сведения о районе месторождения

Данный курсовой проект составлен для разбуривания Кульсаринского месторождения.

Месторождение Кульсары находится в Эмбенском районе Атыраускойобласти, в 160км к юго-востоку от г. Атырау. Районный центр г. Кульсары расположен в 130км к северо-востоку, областной центр г. Атырау-в 170км к северо-западу.

Климат района резко континентальный. Лето сухое жаркое (до +40⁰), зима суровая (до -30⁰), малоснежная. Ветры премущественно восточные и юго-восточные с частыми песчаными бурями. Среднегодовое количество осадков порядка 160 мм, выпадают они преимущественно в весенний и осений периоды.

Абсолютные отметки рельефа в среднем составляют минус 20м.

Гидрографическая сеть отсутствует, источников пресной воды на площади не имеется. Глубина залегания грунтовых вод изменяется от 2 до 5м.

Таблица 1. Сведения о районе буровых работ

Наименование	Название (текстоназвание, величина)
Площадь (месторождение)	Кульсары
Административное положение	Республика Казахстан
Область	Атырауская
Район	Эмбенской
Год ввода площади в бурение	1988
Год ввода площади в эксплуатацию	1990
Температура воздуха, C
- среднегодовая	+ 12
- наибольшая летняя	+ 33
- наименьшая зимняя	- 27
Максимальная глубина промерзания, м	1
Продолжительность отопительного периода в году, сут.	181
Продолжительность зимнего периода в году, сут.	181
Азимут преобладающего ветра (направление)	С-В
Наибольшая скорость ветра, м/с	28,5
Рельеф местности	Равнина
Категория грунта	Вторая

1.2 Стратиграфия и литология

нефть месторождение скважина породоразрушающий

Разрез надсолевого комплекса пород Прикаспийской впадины однообразен. Это мелководно-морские, прибрежные и континентальные отложения верхней перми, триаса, юры, мела, палеогена, неогена. Комплекс начинается пачкой темно-серых загипсованных глин с прослоями ангидритов, гипса, доломитизированных мергелей и песчаников уфимского яруса.

Выше ее залегает толща переслаивающейся пестроцветных глин, песчаников и мергелей казанского яруса. Эти породы характеризуют этап завершения соленакопления.

На площади Кульсары участвует комплекс отложений сформировавшейся от палеозоя до четвертичного времени включительно. Проектируемыми поисковыми скважинами при глубине 1400 м предполагается вскрыть отложения мелового возраста.

Пермская система (Р)

Нижний отдел (Р_I). Наиболее древними отложениями, вскрытыми на проектируемой площади, являются породы кунгурского яруса (Р_Iк) пермской системы. Отложения кунгурского яруса вскрыты под неоген-четвертичными отложениями многими картировочными скважинами в сводовых частях структур Кульсары, Мунайлы, Алтыкуль.

В толще кунгурских отложений выделяются два комплекса осадков - галогенный (нижний) и сульфатно-терригенный (верхний).

Галогенный разрез кунгура представлен солью белой и прозрачной, местами серой, кристаллической, массивной.

Сульфатно-терригенная толща представлена ангидритами серовато-белыми, скрытокристаллическими, массивными, глинами серыми и песчаниками неизвестковистыми.

Толщина кунгурского яруса в сводовыхчастях соляных куполов, по данным сейсморазведки достигает 695 м.

Пермотриас (РТ) нерасчлененные. Отложения пермотриасового возраста Литологически представлены чаще пестрыми красно-коричневыми глинами с прослоями алевролитов, песчаников, реже песков. Предполагаемая мощность составляет 476 м.

Юрская система (J)

Отложения юрской системы представлены тремя отделами нижним, средним и верхним.

Нижний отдел (J₁). Отложение нижней юры представлены мелко и среднезернистыми светло-серыми, хорошо отсортированными песчаниками, песками, алевролитами. Глины черные, темно-серые, слабопесчанистые, некарбонатные. Предполагаемая мощность нижнеюрских отложений составляет до 71 м.

Средний отдел (J₂). Отложения байосского яруса в нижней части представлены чередующимися пластами глинистых и песчанистых пород, а в верхней преимущественно глинистыми образованиями. Глины серые, темно-серые, реже зеленовато-серые, алевритистые, плотные. Песчаники, пески серые, светло-серые, мелко и среднезернистые, алевритистые. Отложения батского яруса сложены чередованием и маломощных песчано-алевритовых пород. Глины серые, темно-бурые, алевритистые. Пески, песчаники светло-серые, мелкозернистые. Предполагаемая мощность среднеюрских отложений составляет до 566 м.

Верхний отдел (J₃). В разрезе верхней юры выделяются отложения келловейского, оксфордского и волжского ярусов. Отложения келловейского яруса литологически сложены глинисто-алевритовыми породами. Глины темно-серые, песчанистые. Пески, песчаники серые, мелкозернистые. Отложения оксфордского и волжского ярусов сложены глинами зеленовато-серыми, алевритистыми, карбонатными, зеленовато-серыми мергелями и известняками. Предполагаемая мощность верхнеюрских отложений составляет 70 м.

Меловая система (К)

Отложения меловой системы представлены двумя отделами нижним и верхним.

Нижний отдел (К₁).Готеривский ярус (К₁h). Отложения готеривского яруса представлены переслаиванием глинистых и песчано-алевритовых пород. Глины темно-серые с зеленоватым оттенком, алевритистые, карбонатные, слабопесчанистые. Пески серые и с зеленоватым оттенком, мелкозернистые, в отдельных местах зеленовато-коричневые, крупнозернистые. Предполагаемая мощность готеривского яруса 145 м.

Барремский ярус (К₁br). Отложения барремского яруса состоит из глин с прослоями песков и песчаников. Глины темно-серые с зеленоватым оттенком, плотные, некарбонатные. В разрезе отложений выявлено три продуктивных горизонтов. Предполагаемая мощность барремского яруса составляет 341 м.

Аптский ярус (К₁а). Отложения аптского яруса литологически представлены глинистыми породами и прослоями песков, песчаников, алевролитов. Глины черные, темно-серые, слабопесчанистые, некарбонатные. Пески, песчаники, алевролиты серые, темно-серые, мелкозернистые, местами средне и крупнозернистые. В подошве выделяется горизонт песков мощностью 30 м - газоносный (апт-неокомский). Предполагаемая мощность отложений апта составляет 63 м.

Альбский ярус (К₁al). Отложения альбского яруса литологически сложены глинами с прослоями песков, песчаников и алевролитов. Глины темно-серые, черные, песчанистые, некарбонатные. Пески, песчаники серые, темно-серые, мелкозернистые. В разрезе отложений выявлено два продуктивных горизонта (II альбский и I промежуточный). Предполагаемая мощность отложений альбского яруса составляет 222 м.

Верхний отдел (К₂).Верхнемеловые отложения в районе проектируемых работ распространены почти повсеместно. Вскрытые отложения представлены всеми ярусами от сеномана до маастрихта включительно.

Сеноманский ярус (К₂s). Отложения этого яруса представлены терригенными породами, преимущественно глинистыми с прослоями песков. Глины темно-серые, черные, плотные, слюдистые, слабо-известковистые, алевритистые. Пески серые, зеленовато-серые, мелко и среднезернистые слюдистые, глинистые, с включением фосфоритовых галек. Вскрытая мощность сеномана 35 м.

Турон-коньякский ярус (К₂t+cn). Нерасчлененные турон-коньякские отложения представлены мергелями и морскими карбонатными глинами. Мергели светло-серые, зеленовато-серые, плотные, глинистые с редкими включениями обломков раковин. Глины серовато-зеленые, плотные, известковистые, слабослюдистые с редкими включениями обломков раковин. Вскрытая мощность турон-коньяка 65 м.

Сантонский ярус (К₂sn). Литологически отложения сантона представлены глинами, мергелями и мелом. Глины зеленовато-серые, плотные, известковистые с обломками раковин. Мел и мергели белые, светло-серые, плотные или крепкие. Мел встречается рыхлый, писчий. В этих породах отмечаются светло-серые глины, обломки раковин, гнезда пирита. Вскрытая мощность 40 м.

Кампанский ярус (K₂cp). Литологически отложения кампана представлены мергелями и мергелистыми глинами. Мергели зеленовато-белые, плотные, иногда крепкие, глинистые, глины зеленые, зеленовато-серые, плотные, известковистые. По всему разрезу встречаются кристаллы пирита. Вскрытая мощность составляет 97 м.

Масстрихитский ярус (K₂c). Литологически представлен большей частью мелом с небольшими прослоями мергелей в нижней части. Мел белый, плотный, писчий, глинистый. Мергели зеленовато-белые, серые с зеленоватым оттенком, плотные, глинистые. Встречаются обломки раковин и редкие кристаллы пирита. Вскрытая мощность маастрихта составляет 114 м.

Палеогеновая система (P)

Палеогеновая система представлена нижним и верхним отделами.

Палеоцен. Литологически палеоцен представлен глинами с прослоями и пропластками мергелей и известняков. Глины серые и зеленовато-серые, плотные, алевритистые, неслоистые, неравномерно известковистые. Мергели светло-зеленые, серовато-зеленые, плотные, глинистые. В глинах и мергелях встречаются отдельные кристаллы пирита, зубы и остатки рыб, очень много остатков радиалярий. Местами в нижней части палеоцена встречаются белые известняки датского яруса. Вскрытая мощность составляет 24 м.

Эоцен. Литологически сложен преимущественно глинами. Глины темно-серые, реже зеленовато-серые, плотные, алевритистые с обломками радиалярий с прослоями и гнездами светло-серого алеврита. В глинах встречаются обломки раковин, чешуя рыб, небольшие прослои серых, светло-серых алевролитов и зеленых мергелей. Общая мощность отложений палеогена по данным сейсморазведки, достигает 110 м.

Неогеновая система

Отложения неогена представлены породами акчагылского и апшеронскогоярусов. Литологически они сложены песчано-глинистыми образованиями. Глины серые, зеленовато-серые, алевролитистые, карбонатные. Пески, песчаники, алевролиты преимущественно зеленоватого цвета, мелкозернистые, на глинисто- карбонатном цементе. Предполагаемая мощность отложений неогена составляет 300 м.

Четвертичная система

Отложения четвертичной системы на рассматриваемом районе развиты повсеместно и достигает мощностью 33 м. Литологически они сложены желтовато-серыми, сыпучими песками, глины буровато-серые, желтовато-серые, серые, с песчано-алевритовой примесью, песчанистые, сильно известковистые с галькой и обломками фаунов.

2. Технико-технологическая часть

2.1 Выбор и проектирование конструкции скважин

На месторождении Кульсары ведется строительство скважин с вертикальным профилем. Проектируемая нами скважина будет иметь также вертикальный профиль.

Конструкция скважины определяется заданием добывающей организацией и геологическими условиями района работ. Обоснование конструкции производится в 2 этапа. На 1-ом этапе обосновывается метод вхождения в пласт и число обсадных колонн, глубина их спуска. На 2-ом, размеры колонн, диаметры долот, интерваля цементирования.

Для определния числа и глубин спуска обсадных колонн необходимо построить график изменения коэффициента аномальности - К_а пластовых давлений и индекса давления поглощения- К_П с глубиной скважины.

(1)

где P_пл, Р_погл - давления пластовое, поглощения

- плотность воды, кг/м

g - ускорение свободного падения, м/см²

H - глубина, м

Произведя расчеты, полученные результаты занесем в таблице 3

Таблица 2. Ка, Кп по разрезу скважины

Глубина, м	Рпл, МПа	Рпогл, МПА	Ка	Кпогл
45	0,45	0,8	1,02	1,81
310	3,4	5,6	1,12	1,84
470	5,0	8,5	1,08	1,84
760	8,2	13,3	1,1	1,78
975	10,5	15,6	1,1	1,63
1226	13,2	19,6	1,1	1,63
1400	14,3	22,1	1,12	1,73

Из таблицы 2 видно, что максимальное значение К_а=1,1, максимальное значение К_п=1,84. Поэтому по условию предотвращения проявления и гидроразрыва пород в скважине в процессе бурения может быть применена одноколонная конструкция скважины.

С учетом перекрытия обладающими лечебными свойствами альбских вод глубину спуска промежуточной колонны принимаем 750 м. Для перекрытия сенно-туранской пресноводной залежи предусмотрен спуск кондуктора на 80 м. Во избежание размыва устья предусматривается установка направления длиной 10 м [4].

Направление:Ш426 мм длина 10 м, группа прочности "Д", толщина стенки трубы 10 мм, бурение долотом Ш490 мм. Эта работа производится в процессе подготовительных работ.

Диаметр долота для разбуривания под эксплуатационную колонну определим по формуле:

, (2)

где - диаметр эксплуатационной колонны по муфте

- зазор между стенкой скважины и муфтой

= 5-50 мм

Диаметр промежуточной колонны равен:

, (3)

где - внутренний диаметр промежуточной колонны, через которое должно проходить долото, которым бурится ствол под эксплуатационную колонну

- зазор между долотом и обсадной колонной

=5-15 мм.

Расчет диаметра колонны кондуктора аналогичен расчету промежуточной колонны.

После расчетов данные занесем в таблице 9

Для герметизации устья применим превентора:

ПВЦ - 245х 35,

ПП - 146х 35.

Таблица 3. Выбранная конструкция скважины

Вид колонны	Долота, мм	Колонны, мм	Глубина спуска, м	Интервал цементирования, м
Кондуктор	393,7	324	80	0-80
Промежуточная колонна	295,3	245	750	0-750
Эксплуатационная колонна	215,9	146	1500	0-1500

2.2 Выбор типов породоразрушающего инструмента

Выбор долот базируется на информации о физических свойствах пород и литологическом строении разреза пород. Выбор типа долот во многом зависит от конкретных реологических условий, которые обуславливают возможные механические скорости проходки на долото и стоимость одного метра проходки.

Диаметр долота выбирается из условия безопасного проведения строительства скважины, диаметр долота должен быть как минимум на 6 мм меньше внутреннего диаметра последней спущенной обсадной колонны.

Для беспрепятственного спуска обсадной колонны до забоя диаметр долота для бурения под нее должен быть как минимум 1Ѕ больше диаметра муфты обсадной колонны.

Исходя их литологического разреза и крепости залегаемых пород, принимаем следующие типы долот углубления скважины под удлиненное направление в интервале 11-30 м диаметром 630 мм осуществляется трехшарошечным долотом 90 СЦВ в компоновке с расширителями диаметром 690 мм.

Бурение под 426 мм кондуктор в интервале 30-330 м ведется трехшарошечным долотом 490 СЦВ в комплекте с расширителями диаметром 530 мм.

Интервал бурения 330-1300 м под первую промежуточную колонну диаметром 324 мм в интервале 330-570 м система представлена глинами с пропластками песка по твердости породы относятся к мягким, принимаем долота 393,7 МГВ.

Диаметр 393,7 мм.

М - для мягких горных пород.

Г - боковая гидромониторная промывка. Долото оснащено фрезированными зубьями. Присоединительная резьба по ГОСТ 20692-75. В интервале 570 -1300 палеогеновая система представлена породами глинистых отложений с пропластками песчаников и алевролитов принимаем для этого разреза долота 393,7 СГВ используется для бурения средней твердости малоабразивных пород.

Интервал бурения под вторую промежуточную колонну 244,5 мм 1300-3450 м. Данный интервал представлен хемогенной толщей с маломощными пропластками гипса, ангидритов, глин. По категории твердости породы относятся к средним абразивным породам. Исходя из литологического состава, целесообразно использовать в интервале 1300-1400 м долота 295,3 ммМСЗ-ГНУ. По твердости породы мягкосредние. Эти долота оснащены запрессованными твердосплавными зубьями с клиновидной рабочей частью Г - боковая гидромониторная промывка. НУ - опоры шарошек на одном подшипнике скольжения (остальные подшипники качения) с герметизацией уплотнительными кольцами и резервуарами для смазки.

Интервал 1400-2960 м используем долота 295,3 СГВ. Для разбуривания средних по твердости малоабразивных пород представленных сульфатно-терригенными породами алевролитов с глинистым цементом. Долото оснащено фрезированными зубьями трехконусными самоочищающимися шарошками. Г - с боковой гидромониторной промывкой. В - опоры шарошек изготавливаются на подшипниках качения.

Интервал 2960-3200 м используем долота 295,3 МС-ГВ. Предназначено для разбуривания мягких с чередованием твердыми прослойками малоабразивных пород. Долото оснащено фрезированными зубьями, трехконусными шарошками со смещенными осями относительно осей долота в сторону вращения.

Интервал 3200-3450 м долото 295,3 СЗ-ГНУ. Предназначен для разбуривания абразивных пород средней твердости. Г - боковая гидромониторная промывка. НУ - один подшипник скольжения, остальные - подшипники качения.

Интервал бурения под эксплуатационную колонну 177,8 мм 3450-4100 м представлен алевролитами известняками с пропластками аргиллитов и доломитов средней крепости с высокой абразивностью. На основании этого принимаем для разбуривания долота 215,9 мм СЗ-ГНУ. Долото оснащено запрессованными твердосплавными зубьями с клиновидной рабочей частью.

Таблица 4. Расчет расхода долот

Интервал, м	Длина интервала, м	Тип и размер долот	Норма проходки на долото	Расход долот, шт.
11-330	319	490 СЦВ	240	2
330-570	240	393.7 МГВ	190	1
570-1300	730	393.7 СГВ	90	8
1300-1400	100	295.3 МСЗ-ГНУ	55	2

2.3 Выбор буровой установки и оборудовании

Выбор типа буровой установки производится исходя из веса колонны бурильных труб и веса обсадных колонн. Класс буровой установки для бурения конкретной скважины выбирается по максимальной грузоподъемности, которую не должен превышать вес колонн (наибольший) в воздухе.

Исходные данные для расчета:

Глубина скважины, Н 1400 м;

Диаметр кондуктора, D_к 168 мм; вес 1 м кондуктора; q_к=970 Н; [4]

Диаметр стальных труб, D_с 127 мм; вес 1 м стальных труб q_с 267 Н; [4]

Диаметр УБТ, D_УБТ 178 мм; вес 1 м УБТ 1560 Н; [4]

Диаметр промежуточной колонны, D_ПК 244,5 мм; вес 1 м промежуточной колонны, q_П 596 Н; [4]

Диаметр эксплуатационной колонны D_эк 146 мм; вес 1 м эксплуатационной колонны, q_эк 240 Н. [4]

Определим вес бурильной колонны, кондуктора, промежуточной и эксплуатационной колонны почередно.

КН (4)

КН; (5)

КН; (6)

КН; (7)

Определим статическую нагрузку на крюке, действующей от веса наиболее тяжелой колонны.

, (10)

где k- коэффициент, учитывающий прихват и затяжки, k=1,25;

- плотность промывочной жидкости, кг/м³;

- плотность металла, из которого изготовлены трубы, ;

Н.

По полученному значению выбираем буровую установку.

Допускаемая нагрузка на крюке - 75т

Условная глубина бурения - 1400м

Диаметр талевого каната - 25мм

Максимальная оснастка талевого каната - 4 х 5

К данной характеристике подходит несколько буровых установок. Нам наиболее приемлемая буровая установка БУ-75 БрД.

3. Специальная часть. Регулирование подачи породоразрушающего инструмента

Роторное бурение на больших глубинах (3000-5000 м) с помощью наземных автоматических устройства подачи долота малоэффективно вследствие действия сил трения бурильной колонны о стенки скважин, значительно искажающих измеряемые на поверхности значения осевых нагрузок на долото. При турбинном бурении силы трения колонны труб о стенки скважины увеличиваются, потому что колонны труб неподвижна. Кроме того, на устойчивую работу турбоколонна влияет кратковременное изменения нагрузочного момента. С увеличением глубины может возникнуть неустойчивые режим работы турбобура. Этот режим работы может наступить в зоне незначительных скоростей.

Одним из решений задачи по управлению забойным двигателем-турбобуром может быть создание быстродействующих наземных устройств, работающих по сигналам от датчиков, расположенных на забое. Однако создание УПД подобного типа требует надежных забойных датчиков, а также исполнительных механизмов таких устройств, больших установленных мощности и надежных каналов связи. Кроме того, с увеличением глубины на передач информации о значении осевой нагрузки или частоте вращения турбобура с забоя на поверхность и команды в обратном направлении достигает несколько секунд. В течение этого времени условия работы долото могут измениться настолько, что потребуется команда обратная той, что было передана.

Более эффективным решением проблемы автоматизация глубокого бурения может быть перенос регулирующего и исполнительного механизмов непосредственно на забой, где УПД могло быть перерабатывать на месте вся получаемую в процессе бурения информацию и вырабатывать команды управления исполнительному механизму. Такие УПД должны обеспечить регулирование параметров режима бурения и сделать его мало зависящим от сил трения.

Применение устройств автоматического управления подачи долота на забой в глубинном исполнении позволит использовать истинные значения забойных параметров и параметров, соответствующих максимальной мощности забойного двигателя.

Характерная конструктивная особенность большинства забойных УПД - их телескопическое исполнение, т.е. исполнение с расчленением низа колонны бурильных труб. В телескопе одна часть устройства соединена с колонной труб, а другая - с турбобуром или с породоразрушающим инструментом (при роторным бурении). Расчленение низа и позволяет создавать осевые нагрузки на долото независимо от сил трения колонны о стенки скважины.

Исполнительный механизм забойных УПД должен преодолевать силу, создаваемую не всем весом бурильной колонны, а только ее частью-нагрузкой на долото. Поэтому мощность этих УПД (при одинаковых скоростях подачи) может быть меньше мощности наземных устройств, исполнительные механизмы которых должны быть рассчитаны на полные вес колонны, а реверсивные исполнительные механизмы их -на подъем всей колонны.

Рисунок 1. Схема забойного УПД с регулирующим клапаном

Следует отменить два основных направлении разработки забойных УПД:

а) УПД с использованием промывочной жидкости в качестве рабочего агента, в котором все измерительные регулирующие и исполнительные механизмы работают на буровом растворе;

б) УПД автономного типа, все механизмы которых изолированы от воздействия бурового раствора и работают на рабочем агенте - масле.

Кроме того, имеются УПД, управляющие расходом промывочной жидкости, проходящей через забойный двигатель и УПД с фиксацией нижней части колонны бурильных труб о стенки скважины.

На рисунке 1. изображена схема УПД с регулирующим клапаном, работающего по постоянству осевой нагрузки.

Рисунок 2. Забойный полуавтомат подачи долота

Корпус сервоцилиндра 6 жестко связан с бурильной колонной, а поршень 5 через шток 2-с турбобуром. Сверху на поршень 5 постоянно действует гидравлический перепад давления на турбобуре и долоте. Перемещаясь вниз во время бурения, поршень 5 вытесняет жидкость из подпоршневой полости 4 через клапан 3, на котором за счет дросселирования возникает постоянный перепад давления. Этот перепад давления действует на поршень 5 снизу, осуществляя его торможения, вследствие чего регулируется осевая нагрузка на долото. Величина осевая нагрузки G равна разности между суммой гидравлического усилия, действующего сверху на поршень 1 (произведение перепада давления на турбине р_т и долоте р_дна площадь поршня S_п и веса турбобура G_т) и гидравлического усилия, действующего на поршень снизу (произведение перепада давления р_к на клапане 3 на активную площадь поршня в полости 4

G=(р_т+р_д)S_п+G_т- р_кS_п. (11)

Регулирующий клапан 3 настраивается на заданную величину. Для перезарядке сервоцилиндру предусмотрен обратный обратный клапан 1.

К забойным полуавтоматом подачи долота принадлежит УПД, поддерживающее постоянство какого-либо параметра режима бурения. В качестве такого параметра регулирования приняты частота вращения турбобура или нагрузочный момент на долоте. Исполнительным механизмом забойных полуавтоматов является работающий на промывочной жидкости сервоцилиндр, корпус которого связан с колонной труб (рисунок 2). Полый шток 1 его, уплотненный в сальнике 2, соединен с турбобуром. Действие полного перепада давления на турбобуре и долоте в зоне 3 на сечение штока 1 создает постоянную слагающую осевой нагрузки на долото. К ней может прибавляться или вычитаться усилие от гидравлического давления на кольцевое сечение поршня 4.

Это давление изменяется в зависимости от положения золотника 5, управление которым осуществляется датчиком 6, действующим в функции выбранного параметра регулирования. Для реверса подачи инструмента при перегрузках необходимо, чтобы гидравлическое усилие на поршень 4 превосходило суммарную величину собственного веса турбобура и гидравлической силы, действующей на торец штока 1. В качестве датчика в забойных УПД используются работающие в среде промывочной жидкости пружинный манометр, центробежный регулятор скорости и гидравлический регулятор, состоящий из золотника с равновеликими поясками и возвратной пружиной. В зависимости от применяемого датчика регулирование турбобура может осуществляться по постоянству вращающего момента на долоте или по постоянству вращения турбобура.

4. Охрана недр и окружающей среды

С целью предотвращения попадания минерализованных вод глинистого раствора и нефтепродуктов в открытые водоемы и сохранение плодородного слоя предусматривается:

До начала буровых работ производить срезку плодородного слоя и обваловку территории, отведенной под строительство скважины по всему периметру с учетом конкретных условий рельефа в радиусе 50 м, высота обваловки не менее 1 метра.

Максимально использовать пустовой метод бурения скважин, для бурения скважин использовать участки земель, непригодных для сельского хозяйства и площадки ранее пробуренных скважин.

Не допускать потравы земельных земельных угодий при перетаскивании бурового оборудования и доставке грузов на буровые.

При бурении скважин на пласты с высоким пластовым давлением для предупреждения возможности проявлений, бурение производить на утяжеленных растворах, устье скважины должно быть оснащено противовыбросовым оборудованием.

При бурении циркуляция промывочной жидкости должна производиться по замкнутому кругу.

С целью качественного разобщения пластов обсадные колонны заливать тампонажным раствором до устья, предварительно изолировать зоны поглощений и проявлений.

Освоение скважины производить в отдельные амбары.

Для защиты грунтовых вод на всех скважинах, законченных бурением, ценментировать шурфы.

После окончания бурения и освоения скважины производить засыпку амбаров и восстановление плодородного слоя почвы на площадке скважин.

Ликвидацию скважины производить с требованием охраны природы.

За выполнением перечисленных мероприятий наблюдают руководители и предприятий, буровые мастера. При невыполнен ии этих требований в случае загрязнения окружающей среды эти люди должны нести ответственность по закону.

5. Обеспечение пожарной безопасности

Пожарная безопасность веществ, применяемых при ликвидации осложнений зависит от:

1. химического состава вещества;

2. плотности веществ по отношению к воде;

3. скорости испарения твердых веществ при нагревании;

4. концентрации пределов воспламенения (КПВ)..

5. температурных пределов воспламенения см.

Таблица 5. Концентрационные пределы воспламенения [13]

Вещество	КПВ, ОБ %
	НКПВ	ВКПВ
Пропан	2,4	9,5
Сероводород	4,3	44,5

Таблица 6. Температурные пределы воспламенения [13]

Вещество	Температурные пределы воспламенения
	НКПВ, С	ВКПВ, С
Бензин	-36	-7
Нефть	+14	+110

Таблица 7. Пределы вызываемости газовоздушных смесей [13]

Вещество	Нижний предел, %	Верхний предел, %
Бензин	1,1	5,4
Бензол	1,4	9,5
Ацетилен	1,5	82,0
Водород	4,1	75,0
Метан	5,0	16,0
Окись углерода	12,8	75,0

Системами, готовыми к самовозгоранию на буровой нередко бывают кучи промасленной ветоши. Для предупреждения пожаров необходимо проводить противопожарную профилактику, которая включает:

предотвращение образования горючей среды;

предотвращение образования в горючей среде источников зажигания;

поддержание температуры горючей среды ниже максимально допустимого для горючести;

уменьшение определяющего размера горючей среды ниже максимальной по горючести.

Эти мероприятия обеспечиваются строгим соблюдением нормативов пожарной безопасноти.

На буровой согласно [13] необходимо иметь огнетушители ОХП-10 (6 шт.), ломы, топоры, багры (по 2 шт.), лопаты и ведра (по 4 штю), 4 ящика песка объемом по 0,5 м³ каждый. В случае необходимости число перечисленных средств может быть увеличено. Для электропривода дополнительно должны быть огнетушители углекислотные ОУ-8.

6. Графическая часть

Функциональная схема автоматического регулятора подачи долота. Механические характеристики электропривода: 1 - бурильный инструмент; 2 - талевый канат; 3 - датчик веса; 4 - буровая вышка; 5 - барабан лебедки; 6 - передаточный механизм; 7 - редуктор; 8 - электродвигатель (М); U3B, Ux, U3n - сигналы соответственно задания веса, скорости, тока якоря, тока возбуждения

Список использованной литературы

1. Вадецкий Ю.В. Бурение нефтяных и газовых скважин. М, 1985г.

2. Алдияров С.Ж., Сарсенов К.К. Методические указания по выполнению курсовых проектов (работ)

3. Александров М.М. Проектирование бурильных колонн. Методическая разработка для студентов и слушателей ФПК. Грозный, 1984.

4. Булатов А.И., Аветисов А.Г. Справочник инженера по бурению т.2 М: Недра, 1985.

5. Леонов Е.Г., Исаев В.И. Гидроаэромеханика в бурении. М.; Недра,1987

6. Правила безопасности в нефтяной и газовой промышленности М, 1998.

7. Временное методическое руководство по составлению гидравлической программы бурения скважин РД 39-2-1156-84 М 1985.

9. Маковей Н. Гидравлика бурения. М: Недра, 1986.

10. Есман Б.И., Габузов Г.Г. термогидравлические процессы при бурении скважин. М: Недра, 1991.

11. Фаттахов З.М. Влияние условий проводки и цементирования скважины на интенсивность первичных межколонных проявлений// Проблемы экологически безопасных технологий разведки, разработки и эксплуатации глубокогорубежных месторождений со сложным составом пластовой смеси.

12. Расчеты при бурении наклонно-направленных скважин. Сост.: Т.О. Акбулатов, Л.М. Левинсон. - Уфа: Издательство УГНТУ, 1994

13. Бурение нефтяных и газовых скважин: Учебное пособие / Под ред. М.Р. Мавлютова.- М.: Недра, 1982.

Размещено на Allbest.ru