Сравнительный анализ средств очистки бурового раствора зарубежного и отечественного производства
Общие сведения о районе буровых работ. Основные итоги деятельности бурового предприятия за последние годы и задачи на ближайшее пятилетие. Сведения о геологическом строении месторождения, газонефтеводоносности, степени изученности. Выбор оборудования.
| Рубрика | Геология, гидрология и геодезия |
| Вид | дипломная работа |
| Язык | русский |
| Дата добавления | 21.05.2013 |
| Размер файла | 3,0 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.
Различают четыре вида очистки:
а) прямая;
б) ступенчатая;
в) двухсекционная прямая;
г) трехсекционная ступенчатая.
Рисунок 10.3 - Виды очистки
Буровой раствор, выходящий из ствола скважины, проходит через вибросито, где шлам отделяется от раствора. Вибросито состоит из вибрационных сеток, ячейки которые достаточно велики для прохождения бурового раствора и его твердой фазы, но достаточно малы для удерживания шлама. Шлам собирают в резервуар, откуда, где выбрасывают, либо геологи проводят исследование параметров пласта.
Главными факторами, определяющими глубину очистки и пропускную способность вибросита, являются размер ячеек сетки и просеивающая поверхность. Основные элементы вибросита следующие (рисунок 10.3): основание 1, поддон для сбора очищенного раствора 7, приемник с распределителем потока 2, вибрирующая рама 5 с сеткой 4, вибратор 3, амортизаторы 6. Вибрирующие рамы располагают как в горизонтальной, так и в наклонной плоскости, а их движение может быть возвратно - поступательным по прямой, эллипсообразным, круговым и комбинированным. Оптимальное соотношение между длиной и шириной просеивающих устройств составляет 2:1, а размеры сетки не должны превышать следующих: длина 2,6 м, ширина 1,3 м. Наибольшую производительность вибросито имеет в том случае, когда шлам состоит из песка, наименьшую - когда шлам представлен вязкими глинами. В зависимости от типа и дисперсного состава шлама производительность вибросита может существенно изменяться. Эффективность очистки возрастает по мере увеличения времени нахождения частиц на сетке. Этого можно достичь увеличением длины сетки, снижением скорости потока, уменьшением угла наклона сетки, изменением направления перемещения частиц, уменьшением амплитуды колебаний сетки, одновременным использованием двух последовательных или параллельных сеток.
Рисунок 10.4 - Схема вибросита
Эффективность работы вибросита (пропускная способность, глубина и степень очистки) зависит прежде всего от типа и рабочего состояния вибрирующей сетки. В отечественном бурении для очистки бурового раствора используют нержавеющую сетку с размером ячейки 0,7x2,3; 1x2,3; 1x5; 0,16x0,16; 0,2x0,2; 0,25x0,25; 0,4x0,4; 0,9x0,9; 1,6x1,6; 2x2 и 4x4 мм.
На средства грубой очистки, т.е. вибросита, приходится большая часть очистки бурового раствора от шлама, поэтому именно им следует уделять наиболыпе внимание. Для утяжеленных буровых растворов это, в сущности, единственный высокоэффективный аппарат.
10.4 Выбор средств для контроля качества и количества промывочной жидкости
Для контроля регулирования свойств промывочной жидкости на буровой находится мерная емкость 9м3 для технологических целей. С целью осуществления контроля качества бурового раствора на буровой находятся следующие приборы:
1. Ареометр - для определения относительной плотности буровых растворов служит АГЗ - ІV. В комплект прибора входят ведро с крышкой и ареометр, состоящий из стакана, поплавка с цилиндрической шкалой и съемного груза. Если груз прикреплен к стакану, то ареометр позволяет измерять относительную плотность буровых растворов в пределах от 0,9 до 1,7. без груза ареометр имеет пределы измерения от 1,6 до 2,4. Прибор имеет поправочную шкалу, градуированную в пределах от -0,12 до +0,22, наличие которой дает возможность использовать для измерения относительной плотности не только пресную, но и минерализованную воду. Для более точного измерения плотности используется пикнометр.
2. Условную вязкость измеряют с помощью стандартного полевого вискозиметра ВП-5. в комплект этого прибора входят воронка, кружка и сетка. В нижнюю часть воронки впаяна трубка длиной 100 мм. И внутренним диаметром 5 мм. Кружка перегородкой разделена на две части. Одна часть имеет объем 500см3, а другая 200 см,3.
3. Для определения водоотдачи и толщины глинистой корки используют прибор ВМ-6, имеющий напорный и фильтрационный узлы. Фильтрационный узел прибора состоит из стакана, в котором в процессе замера находится раствор, стального перфорированного диска, клапана с резиновой прокладкой и поддона. В поддон ввинчивается винт, управляющий работой клапана. Напорный узел состоит из напорного цилиндра и плунжера. К верхней части цилиндра присоединена стальная закаленная втулка. Закаленный плунжер, образующий пару с втулкой, снабжен грузом. К грузу прикреплена шкала, градуированная в см3 при диаметре фильтрата 75 мм. Диаметр плунжера и вес его с грузом подобраны таким образом, что в процессе замера водоотдачи раствор в приборе находится под избыточным давлением 0,1МПа. Толщину фильтрационной корки замеряют также при помощи прибора ВМ-6. для этого после измерения водоотдачи разбирают фильтрационный узел и извлекают глинистую корку вместе с фильтратами.
4. Водородный показатель замеряют при помощи лакмусовой бумаги. Затем определяют к какой среде относится данный глинистый раствор - калориметрический способ.
Пределы измерения водородного показателя должны быть больше 7.
Водородный показатель характеризует кислотность бурового раствора на водной основе.
1 < рН < 7, характеризует кислую среду.
7 < рН < 14 характеризует кислую среду.
Электрометрический способ: определяет способность вещества менять потенциал в зависимости от концентрации рН. Применяют специальный электрод, заполненный электролитом. Принцип основан на образовании гальванического электролита, который характеризует концентрацию рН.
11. Гидравлический расчет промывки скважин по интервалам глубины
Произведем вторую проверку подачи промывочной жидкости. Определим критическую плотность промывочной жидкости, при которой может произойти гидроразрыв наиболее слабого из пластов, слагающих разбуриваемый материал.
Для этого необходимо предварительно вычислить параметры ц и ?(Ркп).
и расход Q = 0,025м3/с:
т.е. содержание шлама в потоке (1-ц) = 0 т.к. скорость мала.
Для определения величины ?(Ркп) найдем линейные и местные потери давления в затрубном пространстве до глубины залегания подошвы слабого пласта. Рассчитаем критическое значение числа Рейнольдса промывочной жидкости Rекр, при котором происходит переход ламинарного режима в турбулентный, для течения в кольцевом канале:
За УБТС2-146
За ТБВК
Определим действительные числа Рейнольдса при течении жидкости в кольцевом пространстве: между ТБВК и необсаженным стволом, диаметр которого примем равным внутреннему диаметру последней обсадной колонны dс = 0,22 м:
за УБТС2-146
Так как полученные значения Rекп < Rекр, то движение жидкости везде в кольцевом канале происходит при ламинарном режиме.
Вычислим числа Сен-Венана:
За ТБВК
за УБТС2-146
Находим значения в по формулам
За ТБВК
За УБТС2-146
Рассчитаем потери давления по длине кольцевого пространства на участке за ТБВК до глубины слабого пласта
Определяем местные потери от замков ЗН-113 в кольцевом пространстве. Согласно таблице 5.7 методического пособия по выполнению курсовой работы по дисциплине «Технология бурения нефтяных и газовых скважин» dм = 0,155 м. Примем ?т = 12 м.
Потери давления на участке за УБТ:
Суммируя значения Ркп, получим ?(?Ркп), необходимую для вычисления скр больше принятого с = 1180 кг/м3, то условие недопущения гидроразрыва пластов выполняется.
Вычисляем потери давления внутри бурильной колонны. Для этого определяем критические числа Рейнольдса:
В ТБВК
В УБТС2-146
Находим действительные числа Рейнольдса жидкости в бурильных трубах и УБТ, составляющих бурильную колонну:
В ТБВК
В УБТС2-146
В бурильной колонне везде действительные числа Rет < Rекр, следовательно, потери давления определяются по формуле Дарси-Вейсбаха.
Вычисляем значения коэффициентов гидравлического сопротивления:
В ТБВК
В УБТС2-146
Рассчитаем потери давления внутри ТБВК и УБТ
В ТБВК
В УБТС2-146
Местные потери от замков ЗН-113 в колонне определяем по формуле
Вычислим потери давления в наземной обвязке, предварительно найдя из табл. 6.1. методического пособия по выполнению курсовой работы по дисциплине «Технология бурения нефтяных и газовых скважин» значения коэффициентов:
+0,4+0,4)·105·1180·0,0252=1,16 МПа.
Потери давления в кольцевом пространстве за ТБВК ранее определены для участка длиной 1225 м. Перечислим это значение на полную длину ТБВК L = 1637 м:
Вычислим сумму потерь давления во всех элементах циркуляционной системы, за исключением потерь давления в долоте:
Рассчитываем резерв давления ?Рр для потерь в долоте при в = 0,8:
Определим возможность использования гидромониторного эффекта, вычислив скорость течения жидкости в насадках долота при м = 0,95:
Приняв хд = 80 м/с, найдем перепад давления:
Таким образом, расчетное рабочее давление в насосе составит Рн = 11,12· 106 +4,14 · 106 =15,26 МПа.
Вычисляем площадь промывочных отверстий:
Ш =
В долоте устанавливаем три насадки, внутренний диаметр которых:
Определить величину гидростатического давления на забое скважины:
а) в скважине, заполненной промывочной жидкостью плотностью с, по формуле
Рс = с g L = 1180*9,81*1637 = 18,7МПа
б) в скважине, заполненной той же жидкостью, но содержащей частицы выбуренной породы плотностью сш,
Рс = ц с q L + (1 - ц) сш q L = 1*1180*9,81*1637+0,5=19,2МПа
Строим график давлений.
Рис. 11.1 - График распределения давления в циркуляционной системе
1 - турбобур с долотом;
3 - УБТС;
4 - ТБВК;
5 - обсадная колонна;
6 - слабый пласт;
7 - продуктивный пласт.
12. Обоснование выбора оборудования для бурения проектной скважины и разработка плана размещения его и обвязки
При разбуривании нефтяного месторождения большое значение имеет правильность выбора класса и типа буровой установки, которые для данного района окажутся наиболее экономичными. Исходными данными при выборе класса буровой установки являются проектная глубина, конструкция скважины, компоновка и состав бурильной колонны.
Тип буровой установки выбирают с учетом наибольшего веса на крюке. Наибольший вес на крюке составляет:
Qкр=763,5кН
Такую нагрузку будет испытывать буровая установка от бурильной колонны при ее вытаскивании из наклонно-направленной скважины.
Главный параметр буровой установки - допускаемая нагрузка на крюке, определяемая из условия:
Qдоп?kQкр (12.1)
Где к - коэффициент запаса опускаемой нагрузки на крюке с учетом прихвата бурильной колонны (к=1,6-2,0).
Для обеспечения повышенного срока службы оборудования примем к=2,0. Тогда допускаемая нагрузка на крюке составит:
Qдоп=2,0•763,5=1527кН.
Этим требованиям по размерному ряду буровых установок отвечает буровая установка 4 класса по ГОСТ с допускаемой нагрузкой на крюке - 1600кН и условной глубиной бурения до 2500 м.
Выбираем буровую установку БУ2500.
Определим тип оснастки для талевой системы. Число струн талевого каната определим по формуле:
(12.2)
где Qкр - вес на крюке, Н;
k - коэффициент запаса прочности талевой системы (к=2,5);
Рразр - разрывное усилие каната при пределе прочности материала каната (Рразр=515700Н).
Тогда число рабочих струн каната составит:
Принимаем Т=8, что соответсвует оснастке талевой системы 4х5.
Определим правильность выбранной оснастки, приняв КПД талевой системы зт.с.=0,8. Для этого определим натяжение на ходовом конце талевого каната по формуле:
(12.3)
Где Qтс - вес талевой системы (Qтс =6кН).
Натяжение на ходовом конце талевого каната составит:
По паспортным данным лебедки БУ2500 допустимое натяжение для ходового конца составляет Рдоп.х.к.=225кН. Следовательно, оснастка талевой системы выбрана правильно.
Параметры буровой установки БУ2500 указаны в таблице 12.1.
БУ2500 выпускается Волгоградским заводом буровой техники ВЗБТ.
Таблица 12.1 - Техническая характеристика БУ2500/1600-Э
|
Показатели |
Значения |
|
|
1. Допускаемая нагрузка на крюке, кН 2. Условная глубина бурения, м 3. Скорость подъема крюка при расхаживании колонны, м/с 4. Скорость подъема элеватора (без нагрузки), м/с, не менее 5. Расчетная мощность на входном валу подъемного агрегата, кВт 6. Диаметр отверстия в столе ротора, мм 7. Расчетная мощность привода ротора, кВт 8. Мощность бурового насоса, кВт 9. Вид привода 10. Масса установки, т |
1600 2500 0,1-0,2 1,95 550 560 180 600 Электрический 308 |
|
|
Механизмы и агрегаты установки |
||
|
1. Буровая вышка 2. Буровая лебедка 3. Буровой насос 4. Ротор 5. Кронблок 6. Крюкоблок 7. Вертлюг 8. Привод основных исполнительных механизмов и агрегатов: а) привод лебедки б) привод насоса |
А-образная, мачтовая ВМА-45х200 Сб.02/ЛБ-750 БРН-1 Р-560 Сб10А/БУ2500ЭУ Сб11Б/БУ2500ЭУ УВ-250МА Электродвигатель МПЭ-500-500УХЛЗ Электродвигатель СДБМ-99/42-8УХЛ2 |
|
|
в) привод ротора 9. Мощность привода лебедки, кВт 10. Максимальное усилие в канате, кН 11. Диаметр каната, мм 12. Число скоростей подъема 13. Оснастка талевой системы 14. Вспомогательный тормоз |
Электродвигатель Д-816 550 225 28 4 4х5 ТЭП-45-У |
|
|
15. Мощность привода буровых насосов, кВт 16. Максимальное число ходов поршня в мин 17. Максимальное давление на выходе, МПа 18. Максимальная идеальная подача, м3/с 19. Число цилиндров насоса, шт. |
600 125 25 0,0519 2 |
|
|
20. Мощность привода ротора, кВт 21. Допускаемая статическая нагрузка на стол ротора, кН 22. Частота вращения стола ротора, об/мин а) номинальная б) максимальная 23. Максимальный крутящий момент на столе ротора, кН•м |
180 2500 65 250 35 |
|
|
24. Допускаемая (максимальная) нагрузка на вертлюг, кН 25. Максимальное давление прокачиваемой жидкости в стволе вертлюга, МПа |
2500 32 |
Контрольный пульт бурильщика ПКБ-2 предназначен для измерения и регистрации веса, подачи и длины инструмента, скорости проходки и давления промывочной жидкости.
1 - буровая вышка; 2 - лебедка; 3 - ротор; 4 - бурильные трубы; 5 - стеллажи; 6 - инструментальная площадка; 7 - площадка отработанных долот; 8 - хозяйственная будка; 9 - площадка глинохозяйства; 9 - площадка глинохозяйства; 10 - площадка ловильного инструмента; 11 - площадка горюче-смазочных материалов; 12 - приемные мостки; 13 - верстак слесаря; 14 - стеллаж легкого инструмента; 15 - очистная система; 16 - запасные емкости; 17 - глиномешалка; 18 - силовой привод; 19 - насосы.
Рисунок 12.1 - Типовая схема размещения оборудования, инструмента, запасных частей и материалов на буровой:
Рисунок 12.2 - Контрольный пульт бурильщика КПБ-2
1 и 3 - штуцер соответственно регулируемый и быстросменный; 2 - отбойная камера; 4 и 20 - крестовины; 5 - задвижка прямоточная (или кран) высокого давления, б - быстросъемное соединение к цементировочному агрегату; 7 - рабочий выкид; 8 и 18 - основные задвижки (краны) высокого давления с гидроприводом; 9 - рабочая линия к регулируемым штуцерам, 10 - тройник, 11 - колонная головка; 12 - универсальный превентор; 13 - плашечные превенторы, 14 - манометр; 15 - вентиль для манометра, 16 - разделитель для манометра; 17 - буфер, 19 - аварийный выкид.
Рисунок 12.3 - Типовая схема оборудования и обвязки устья для бурения скважин:
Заключение
В данной работе приводится сведения о районе буровых работ на Альметьевском участке, геологическом строении Альметьевской площади, степени ее геологической изученности и их влияния на процесс бурения скважины.
Профиль скважины обоснован и рассчитан.
Для различных интервалов бурения обосновано, подобраны способы бурения, типы промывочных жидкостей с определенными свойствами и параметрами.
Для регулирования свойств промывочной жидкости подобраны соответствующие химические реагенты.
Рассчитаны и обоснованы выбранные компоновки низа бурильной колонны для различных интервалов бурения.
Произведен выбор оборудования для контроля процесса бурения.
В соответствии с «Требованиями промышленной безопасности» рассмотрены вопросы безопасности труда, промышленной и экономической безопасности.
Так же рассматриваются вопросы гражданской обороны.
Список использованных источников
1. Соловьева Н.В., Голубь С.И. Гидроаэромеханика в бурении. Экспериментальное определение реологических характеристик: Учебно-методическое пособие для проведения практических занятий для студентов, обучающихся по специальностям 130504.65 «Бурение нефтяных и газовых скважин» и 130504.62 «Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых скважин»/Под редакцией В.П. Зозули. - Альметьевск: АГНИ, 2005. - 84 с.
2. Басарыгин Ю.М. Технология бурения нефтяных и газовых скважин/ Ю.М. Басарыгин, А.И. Булатов, Ю.М. Проселков. - М.: ООО «Недра-Бизнесцентр», 2001. - 679 с.
3. Зозуля Н.Е. Курсовое проектирование по дисциплине «Технология бурения нефтяных и газовых скважин»: Учебно - методическое пособие. Альметьевск, 2003. - 238 с.
4. Конесев Г.В., Филимонов Н.М. Методическое руководство по расчету бурильных колонн. - Уфа: УНИ, 1985. - 64 с.
5. Борисенко Л.В. Выбор промывочной жидкости для бурения: Методические указания по выполнению курсовой работы по дисциплине «Буровые промывочные жидкости». - Альметьевск: АГНИ, 2003. - 57 с.
6. Голубь С.И., Надыршин Р.Ф., Филимонова М.Ю. Дипломное проектирование / Учебно-методическое пособие по выполнению дипломного проектирования. Альметьевск АГНИ, 2008 г. - 120 с.
7. Булатов А.И., Аветисов А.Г. Справочник инженера по бурению. - М.; Недра, 1996. - 361 с.
8. Куцын П.В. Охрана труда в нефтяной и газовой промышленности. Учебник для техникумов М.; Недра, 1987. - 247 с.
9. Гражданская оборона и пожарная безопасность (методическое пособие). Под ред. М.И. Фалеева. М.: Институт риска и безопасности, 2002. - 508 с.
10. Справочник пожаро - взрывоопасных веществ, материалов и средств их тушения./ Под редакцией Баратова А.И. и Корольченко А.Я.-М.: Химия, 1990.
11. Каптелинина Е.А. Методические указания по расчету экономической части дипломного проекта для студентов, обучающихся по специальности 130504.65 «Бурение нефтяных и газовых скважин». Альметьевск: АГНИ, 2007. - 66 с.
Размещено на Allbest.ru
Подобные документы
Характеристика термосолестойкого бурового раствора. Основы статистического анализа, распределение коэффициентов линейной корреляции. Построение регрессионной модели термосолестойкого бурового раствора. Технологические параметры бурового раствора.
научная работа [449,7 K], добавлен 15.12.2014Сведения о разработке месторождения, его геологическом строении и нефтеносности. Требования к буровому и энергетическому оборудованию. Вскрытие продуктивных пластов. Проекты на бурение скважин. Технико-экономические показатели бурового предприятия.
отчет по практике [2,8 M], добавлен 11.10.2011Сведения о районе работ, стратиграфия и литология, нефтегазоводоносность и пластовое давление. Выбор и расчет профиля скважин, а также определение критической плотности бурового раствора. Расчет перепадов давления в кольцевом пространстве скважины.
курсовая работа [182,7 K], добавлен 15.12.2014Применение промывочных жидкостей, способных удерживать кусочки породы во взвешенном состоянии, для промывки забоя и выноса шлама на поверхность. Регулирование содержания твердой фазы и уменьшения плотности раствора. Системы очистки бурового раствора.
реферат [2,9 M], добавлен 23.09.2012Сведения о районе буровых работ, геологическом строение Квартового месторождения и характеристики продуктивных горизонтов. Проектирование конструкции разведочной скважины, технология цементирования. Выбор оборудования для цементирования обсадных колонн.
курсовая работа [1,0 M], добавлен 06.08.2013Сведения о геологическом строении, газонефтеводоносности площади, её геологической изученности, геолого-физических условиях бурения и условиях эксплуатации скважины. Обоснование выбора состава технологической оснастки и размещения её на обсадной колонне.
дипломная работа [917,0 K], добавлен 06.11.2011Назначение малогабаритных буровых установок. Технические характеристики бурового переносного станка КМБ 2-10 для ручного бурения скважин при геологических исследованиях. Возможности и состав комплекса. Основные задачи инженерно-геологических изысканий.
отчет по практике [31,0 K], добавлен 25.06.2012Вскрытие продуктивного пласта. Обоснование числа обсадных колонн и глубины их спуска. Выбор диаметров обсадных колонн и долот, буровых растворов и их химическая обработка по интервалам. Параметры бурового раствора. Гидравлический расчет цементирования.
дипломная работа [949,7 K], добавлен 13.07.2010Способ подготовки горных работ к выемке. Основные рабочие параметры буровых станков. Сопоставление технических характеристик серийно выпускаемых экскаваторов с параметрами развала пород взрывной заходки. Определение оптимальной модели автосамосвала.
курсовая работа [216,8 K], добавлен 14.05.2011Горно-геологическая характеристика месторождения. Номинальный фонд работы оборудования. Выбор и обоснование отделения горной массы от массива. Обоснование расчет рабочего оборудования рудника. Повышение эффективности эксплуатации бурового инструмента.
курсовая работа [1,9 M], добавлен 17.10.2014
