Нагнетательная буровая установка

 

 

Оглавление

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

  1. Техническое задание

 

Разработать проект бурового участка.

Назначение скважины: нагнетательная

Глубина залегания нефтяного пласта, м: 1290.

Слои грунта

м

Суглинки, пемки

7

Аргиллиты, алевролиты, гравийники, пески

27

Коры выветривания, выветрелые сланцы

16

Гравийники, песчаники, глины с галькой и гравием

43

Сланцы-хлорит-серицит-кварцевые

296

Сланцы-кварцево-полевошпат-серицитовые

217

Квацево-жильные образования и березиты

273

Известняки серые песчанистые

111

Сланцы-хлорит-амфибол-циозитовые

78

Кварцево-жильные образования "листвениты-метадациты"

143

Песчаник

78


 

Введение

В настоящее время бурение скважин, многоцелевое производство и современная промышленность предлагает большой выбор технических средств и технологий, в которых требуется разбираться, чтобы принять правильное решение. В условиях рыночной экономики и жесткой конкуренции между недр пользователями к специалистам геологам предъявляются соответствующие требования, так как от его квалификации и знаний, порой на уровне интуиции, может зависеть успех всего предприятия.

 

2.Обоснование разработки схемы скважины

Исходя из технического задания, назначение скважины: нагнетательная

Нагнетательная скважина - скважина, используемая для закачивания воды, газа, теплоносителей и воздушных смесей в продуктивный пласт с целью поддержания пластового давления

В соответствии с техническим заданием была выбрана следующая схема скважины:

1 – направление служит  для закрепления устья скважины  и отвода выходящего из скважины  бурового раствора в циркуляционную систему. Опускаем на глубину 30 м диаметром 351 мм.

2 – кондуктор, устанавливаем  для закрепления стенок скважины  в интервалах, представленных разрушенными  породами, и предохранения водоносных  горизонтов – источников водоснабжения  и от загрязнения, глубина спуска  205 м диаметром 298,5 мм.

3 – промежуточная колонна  служит для изоляции интервалов  слабосвязанных неустойчивых пород  и зон поглощения промывочной  жидкости, глубина спуска колонны  – 2500 м диаметром 219,1 мм.

 

 

3.Выбор способа бурения

Способы бурения скважин.

Распространенные способы вращательного бурения — роторное, турбинное и бурение электробуром — предполагают вращение разрушающего породу рабочего инструмента — долота. Разрушенная порода удаляется из скважины закачиваемым в колонну труб и выходящим через закаленное пространство буровым раствором

Нагнетательная скважина -предназначается для закачки в продуктивные пласты воды, газа, теплоносителей, а также воздушной или парокислородно-воздушной смеси и др. Используются нагнетательные скважины при разработке нефтяных (нефтегазовых) месторождений и газоконденсатных с целью поддержания пластового давления и регулирования темпов отбора полезных ископаемых; посредством нагнетательных скважин осуществляется подача в нефтяные пласты рабочих агентов, способствующих более полному вытеснению нефти, обеспечивающих внутрипластовое горение и др.

В моей работе целесообразно будет использовать роторный способ бурения, т.к. он прост и используется для глубоких скважин.

 

Роторное бурение

В мировой буровой практике наиболее распространен роторный способ бурения.

При роторном бурении долото вращается вместе со всей колонной бурильных труб; вращение передается через рабочую трубу от ротора. Нагрузка на долото создается частью веса бурильных труб.

При роторном бурении максимальный крутящий момент колонны зависит от сопротивления породы вращению долота, сопротивлений трения колонны и вращающейся жидкости о стенку скважины.

Основные преимущества роторного бурения перед турбинным — независимость регулирования параметров режима бурения, значительное увеличение проходки за рейс долота в связи с меньшими частотами его вращения и др.

Это наиболее распространенный способ бурения, составляющий до 80 процентов общего объема буровых работ. При этом способе бурения скважин порода разрушается при помощи вращающегося бура. Ротор, расположенный на поверхности, с помощью колонны бурильных труб передает вращение на бур. Использование долот различного диаметра дает возможность производить бурение внутри обсадных труб. При осыпающихся грунтах во избежание обрушения стенок скважины и для перекрытия верхних водоносных горизонтов, в нее опускают обсадную трубу и дальнейшее бурение производят внутри обсадной трубы долотом меньшего диаметра. После чего в скважину опускают следующую обсадную колонну, затем эксплуатационную колонну, которая будет находиться в водоносном слое. Бурение производится различными долотами диаметром от 200 до 393,7 мм, начиная с большего. Этот метод позволяет разрушать даже включения подземных скальных пород. После прокачки до визуально чистой воды скважина может считаться готовой к эксплуатации.

 

4.Определение  типа буровой установки.

 

Выбор буровой установки основывается на нескольких основных параметрах: глубина, масса оборудования на крюке, мощность привода ротора.

Максимальная масса оборудования на крюке равна сумме масс буровых инструментов на забое (п.7). Масса равна 50000 тонн.

Буровая установка – ТD 200 DE полностью удовлетворяет требованиям технического задания: по условной глубине бурения, необходимая глубина до нефтеносного пласта составляет 1290м. Возможная нагрузка на крюке не превышает 2000кН, также удовлетворяет мощность привода ротора .Установка предназначена для бурения эксплуатационных скважин на нефть и газ с условной глубиной 3200 м.

 Параметры буровой установки - ТD 200 DE, приведены  в таблице 1.

 

 

Таблица 1 – Технические характеристики буровой установки - ТD 200 DE.

Параметры

Тип буровой установки ТD 200 DE

Максимальная испытательная статическая нагрузка на крюке (на 8 струнах), тс

220

Максимальная рабочая нагрузка на крюке ( на 8 струнах), тс

200

Рабочая глубина бурения, м

3200

Высота вышки, м 45

45

Установленная мощность для лебедки кВт

630

Установленная мощность для бурового насоса, кВт

2 х 630

Диаметр талевого каната, мм

28

Максимальная статическая нагрузка на вертлюг, тс

250

Проходное отверстие стола ротора, мм

700

Высота от земли до пола буровой площадки,м

Высота под основанием, м

8,5

 

6,5

Приспособление для эвакуации верхового рабочего

канатное

Приводная мощность двигателя (Caterpillar), кол-во*лс

2 × 397




 

5. Выбор основных узлов буровой  установки.

 

Оборудование, поставляемое заводом изготовителем совместно с буровой установкой - ТD 200 DE, удовлетворяет всем требованиям данного проекта, вследствие чего принимаем основные узлы буровой установки без изменений. Комплектация буровой установки ТD 200 DE , указана в таблице 2.

 

 

 

 

Таблица 2- Комплектность буровой установки ТD 200 DE и набор бурового оборудования.

Механизмы и агрегаты

ТD 200 DE

Тип мачты

А-образная ВМ-45 × 200

Максимальная длина поднимаемых свечей, м

30

Лебедка

ЛБУ - 1200 (или TF25)

Кронблок

УКБ-6-250

Крюкоблок

УТБК-5-225

Вертлюг

УВ-250

Диаметр талевого каната, мм

28

Буровой насос

УНБТ 950 L× 2 шт.

Ротор

Р-700

Общий объем емкостей, м3

200

Количество ступеней очистки

4


 

6.Выбор  пород разрушающего инструмента.

    1. Категории грунтов по буримости.

Категории пород по буримости в соответствии со слоями грунтов представленных в техническом задании представлены а таблице 3.

Таблица 3 – Классификация горных пород по буримости.

Слой грунта

Категория пород по буримости

Тип долот

Суглинки, пески

II

М

Аргиллиты, алевролиты, гравийники, пески

V

СТ, Т, МСЗ

Коры выветривания, выветрелые сланцы

III

М, МС

Гравийники, песчаники, глины с галькой и гравием

V

СТ, Т, МСЗ

Сланцы-хлорит - серицитовые

VI

Т, ТК, СЗ, ТЗ

Сланцы-хлорит-серицит-кварцевые

VII

ТК, ТЗ

Сланцы-кварцево-полевошпат-серицитовые

VIII

К,ТКЗ

Известняки серые песчанистые  

VIII

ТКЗ

Сланцы-хлорит-амфибол-циозитовые

VI

Т, ТК, СЗ, ТЗ

Кварцево-жильные образования и березиты

VI

Т, ТК, СЗ, ТЗ

Песчаник

VII

ТК, ТЗ


 

    1. Выбор долот.

При бурении используем трёхшарошечных долот.

      1. Для прохождения первого слоя грунта (суглинки пески) глубиной 8,5 м мы используем трёхшарошечное долото с фрезерованным вооружением:
    1. Обозначение долот (393.7 С-ГВУ--- R-167);
    2. Диаметр долота (393,7мм);
    3. Разбуриваемые породы (средние);
    4. По ГОСТ России (З – 177);
    5. Массой (180 кг).
      1. Для прохождения следующих участков грунтов глубиной 102 м - трёх шарошечное долото с твердосплавным вооружением:
    1. Обозначение долот (311.1 ТЗ-ГАУ---R-139);
    2. Диаметр долота (311,1мм);
    3. Разбуриваемые породы (твердые);
    4. По ГОСТ России (З-152);
    5. Массой (93 кг).
      1. Для прохождения следующих участков грунтов глубиной 1110 м  --трёх шарошечное долото с твердосплавным вооружением:
    1. Обозначение долота (269.9 ОК-ПГВ-R-172*);
    2. Диаметр долота (269,9мм);
    3. Разбуриваемые породы (очень - крепкие);
    4. По ГОСТ России (З-152);
    5. Масса (76 кг).

7. Выбор вспомогательного оборудования

Вспомогательное буровое оборудование включает:

  1. бурильные трубы;
  2. обсадные трубы;
  3. циркуляционная система;
  4. аварийный инструмент.

 

7.1 Бурильные трубы

 

Для разбуривания устья скважины применяем трёхшарошечных долот со диаметром 393,7мм.Предприятия изготовители предлагают трубы бурильные утяжеленные (УБТС1-273) длиной 6,5 метров. Диаметр наружный, 273мм. Диаметр внутрений 100мм. Масса, 397,9кг.Для разбуривания участка нам потребуется 1 шт., общей длиной 8,5м.

Для разбуривания кондуктора скважины применяем трёхшарошечных долот со  диметром 311,1мм. Предприятия изготовители предлагают трубы бурильные утяжеленные (УБТС1-273) в количестве 1 шт., и Бурильные трубы с высаженными внутрь концами (ТУ 26-02-518-73) длиной 8,5м. Диаметр наружный, 114,3мм. Диаметр внутрений100мм. Масса, 18,5кг/м. Для разбуривания участка нам потребуется 12 шт., общей длиной 102м

Для разбуривания первой промежуточной колонны выбираем бурильные трубы с высаженными внутрь концами ГОСТ 631-75, ТУ 26-02-518-73, ТУ 14-242-97-74.Трубы бурильные изготавливают длиной 8,5 и 12,4 метров массой 18.5 кг/м. Выбираем трубы длиной 12,4 м, для разбуривания участка нам потребуется 90 шт., общей длиной 1110 м и массой 20,535 кг.

7.2 Обсадные трубы

Обсадные трубы выбирают в зависимости от диаметра породоразрушающего инструмента. Диаметры обсадных труб в соответствии с техническим заданием приведены в таблице 4.

Таблица 4- Выбор обсадных труб

№

участка

Диаметр породоразрущающего

инструмента

Обсадные труды

Диаметр/толщина стенки, мм

ГОСТ

1

393,7

351

 

632-80,

исполнение А

2

311,1

298,5

3

269,9

219,1


 

 

7.3 Циркуляционная система.

Циркуляционная система предназначена для приготовления, сбора, очистки, дегазации, хранения, утяжеления и химической обработки буровых растворов при бурении скважин. Применяется в составе буровых установок всех классов.

Состав системы:

  1. Блок очистки, состав:

-вибросито СВ1ЛМ;

-дегазатор Каскад40;

-центрифуга  ОГШ-50;

-пескоотделитель  ПГ60/300;

-илоотделитель  ИГ-45М.

  1. Блок приготовления бурового раствора и растворов химреагентов, состав:

- резервуар основной;

-резервуар химреагентов;

-перемешиватель  ПЛМ;

-смеситель СГ-101;

-диспергатор  ДШМ-100;

-пульт управления.

  1. Промежуточные емкости.

 

Характеристики системы описаны в таблице 8.

 

Таблица 8-Технические характеристики циркуляционной системы.

Наименование параметра

Значение

Производительность по буровому раствору, л/с

45-90

Размер частиц шлама, удаляемого средствами очистки, мкм, неменее:

- виброситом

100

- пескоотделителем

70

- илоотделителем

40-50

- центрифугой

5-7

Производительность по вводу в раствор материалов, т/ч, не более:

- утяжелитель

15

- глинопорошок

10

- химреагенты

3

Габаритные размеры транспортных мест, м, не более:

- длина

9

- ширина

2,6

- высота

2,5


 

7.4 Аварийной инструмент

 

На буровой установке необходимы оборудование и инструмент для ликвидации аварий. Наиболее характерными и часто встречающимися авариями при бурении являются: обрыв и прихват снаряда, прижег коронки.

     Выбор аварийного  инструмента производится исходя  из опыта выполнения подобных  ликвидационных работ.

  1. Метчики ловильные А1, Б1 ГОСТ8483-81;
  2. Ловители каната и кабеля ПЛК-59, ПЛК-76;
  3. Наружная освобождающаяся труболовка, для труб нефтяного сортамента ТНС 73-139,7, ТНС 89-158,7 ОСТ 39-141-82;
  4. Вибратор скважинный- механический (зубчатый);
  5. Отсоединительный переходник ПО-76, ПО-59.

 

8. Оборудование для герметизации устья скважины

8.1 Устьевая  арматура

На устье скважины в процессе ее строительства устанавливают оборудование обвязки обсадных колонн, состоящее из колонных головок.

Рис.7 Однофланцевая колонная головка: 1-корпус с верхним фланцем; 2-верхний уплотнитель; 3-трубодержатель клиньевой.

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, рис.6 . 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 (D1) равен 346,9 мм, условный диаметр клиньевого трубодержателя под обсадную колонну (D2) равен 226,9 мм. Т.к. при бурении скважины может быть нефтегазоводное проявление выбираем фланец коррозионостойкого исполнения (К3). При анализе всех выше перечисленных данных получаем следующее условное обозначение выбранной нами однофланцевой колонной головки:

  ГК1К – 194 - 176×14 – 226 К3 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 230'14.

          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 175 мм и при перепаде давления 14 МПа выбираем наружный диаметр пакера 165 мм. В соответствии с ОСТ 26-16-1615-81 выбираем тип пакера ПД –пакер воспринимающий усилия от перепада давления, направленного как вниз так и ввех. Межпакерное пространство заполняем уплотнительным составом типа Арматол – 238 по ТУ 38-10181283.

8.2 Противовыбросовая арматура.

 

Противовыбросове 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 холодном макроклиматических районах.

По ГОСТ 13862-90 выбираем противовыбросовое оборудование с гидравлическим приводом, так как этот тип привода ОП используется при бурении скважин.

Противовыбросовое оборудование выбираем в соответствии с рабочим давлением и

наибольшим диаметром трубы 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 178 мм, в следствие, чего по ГОСТ 13862-90 выбираем ОП с диаметром условного прохода 280 мм и наибольшим диаметром трубы проходящей через ОП равным 194 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 ПП 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.

 Установки гидроуправления противовыбросным оборудованием предназначены для оперативного дистанционного управления превенторами и гидроуправляемыми задвижками.

Исходя из технических параметров приборов ОП выбранных  обоснованных выше,     подбираем конкретное противовыбросовое оборудование поставляемое заводами России.

Принимаем ОП-230х35 (ТУ3661-006-07500846-96) со следующими характеристиками: Условный диаметр прохода блока превенторов 230 мм, манифольда 80 мм. Рабочее давление плашечных превенторов, манифольда и кольцевого превентора 35 МПа. Условный диаметр труб, уплотняемый плашками превентора 60,3-177,8 мм. Температура скважинной среды 150°С. Состав комплекта ОП (шифр): кольцевой превентор ПУ5-230х35, плашечный превентор 11111-230x35, манифольд МПБ 5-80x35, гидроуправление превентора СУ14-916. Габаритные размеры блока превенторов (длина, ширина, высота) 2900x1250x3490 мм. Масса полного комплекта 39 900 кг.

По ГОСТ 13862-90 для данного ОП соответствует 5 номер схемы обвязки оборудования (рис. 8).

 

 


 

Рис. 8. Схема обвязки противовыбросового оборудования. 


1 - превентор  плашечный; 2 - задвижка с ручным  управлением; 3 - крестовина; 4 - манометр  с запорным и разрядным устройствами; 5 — регулируемый дроссель с ручным управлением; 6 — гаситель потока; 7 — блок дросселирования; 8 - линия дросселирования; 9 - устье скважины; 10 - линия глушения; 11 - прямой сброс; 12 — вспомогательный пульт; 13 — гидроуправление превенторами с основным пультом; 14 — кольцевой превентор; 15 — отвод к сепаратору; 16 — задвижка с гидроуправлением; 17 — обратный клапан; 18 - отвод к буровым насосам; 19 - блок глушения; 20 - регулируемый дроссель с гидроуправлением; 21 — пульт управления дросселем; 22 — к системе опробывания скважины

Манифольд с блоком дросселирования и и блоком глушения МПБ 5-80x35 входящий в состав ОП-350х35 имеет следующие технические характеристики, (таблица 9).

Таблица 9 - технические характеристики манифольда с блоком дросселирование и блоком глушения МПБ 5-80x35.

Наименование параметра

Значение

Условный проход, мм

80

Давление рабочее, Мпа

35

Давление пробное, Мпа

70

Общая длина труб, не менее, м

112

Тип дроссельных устройств

С ручным управлением

Температура скважинной среды

150

Масса, кг

8260


 

Техническая характеристика станции СУ14-916 гидроуправления превенторами, (Табл. 10).

 

 

 

 

Таблица 10  - Техническая характеристика станции СУ14-916

Наименование параметра

Значение

Рабочее давление жидкости в пневногидроаккумуляторах, Мтта

25

Кол-во точек упарвления, шт

8

Вместимость масляного бака, л

1500

Давление зарядки азотом пневмогидроаккумуляторв, МТТАа

10

Объем жидкости в пневмогидроаккумуляторов при номинальном рабочем давлении, л

340

Тип основного насоса

Плунжерный

Тип привода вспомогательного насоса

Пневматический

Кол-во регулирующих клапанов, шт

2

Мощность электропривода основного насоса, кВт

34

Габаритные размеры (длина, высота, ширина), мм:

Основного пульта и насосной аккумуляторной станции

4500x2100x2700

Вспомогательного пульта

760x410x200

Масса, кг:

Основного пульта и насосной аккумуляторной станции

5450

Вспомогательного пульта

25

Комплектов трубопроводов длиной 30 м

3500


 

Блок дросселирования состоит из смонтированных на транспортной раме Двух или трех регулируемых дросселей, задвижек с ручным управлением, крестовин, тройников, гасителей потока, монтажных узлов, датчиков давления, манометров показывающих с разделителями сред (предохранителей манометра от засорения), таблица 11.

 

 

 

 

 

Таблица 11 – Блок дросселирования для манифольда МПБ 5-80x35.

 

Наименование

Кол-во

1.

Фланец АФК с резьбой НКТ-73 ГОСТ 633-80

3

2.

Задвижка ЗМС 65x21

4

3.

Фланец манометрический с запорным краном и манометром

1

4.

Фланец АФК 65x21 с БРС-2

1

5.

Крестовина АФК 65x2

1


 

Блок глушения включает в себя смонтированные на транспортной раме тройник, задвижки с ручным управлением, обратный клапан, показывающий манометр с разделителем сред и запорным устройством, таблицу 12.

 

Таблица 12 – Блок глушения для манифольда МПБ 5-80x35.

 

Наименование

Кол-во

1.

Фланец АФК 65x21 с резьбой НКТ-73 ГОСТ 633-80

2

2.

Задвижка ЗМС 65x21

2

3.

Фланец манометрический с запорным клапаном и манометром

1

4.

Фланец АФК 65x21 с БРС-2

1

5.

Тройник АФК 65x21

1


 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Выводы.

На основе технического задания, был разработан проект бурового участка нагнетательной скважины.

Нагнетательная буровая установка 📙 Курсовая → 🆔 135902

Нагнетательная буровая установка 📙 Курсовая → 🆔 135902

Нагнетательная буровая установка