Файл: Учебное пособие по курсу Технология бурения разведочных скважин на жидкие и газообразные полезные ископаемые. (Первая часть). Ученое пособие. М. изд. Рггру, 2007.doc
ВУЗ: Не указан
Категория: Не указан
Дисциплина: Не указана
Добавлен: 12.01.2024
Просмотров: 1548
Скачиваний: 2
ВНИМАНИЕ! Если данный файл нарушает Ваши авторские права, то обязательно сообщите нам.
СОДЕРЖАНИЕ
Основные размеры шарошечных долот для сплошного бурения
Основные параметры лопастных долот
Типоразмеры алмазных долот и долот, оснащенных синтетическими алмазами
Основная характеристика установок эксплуатационного и
Основные параметры буровых установок для сверхглубокого бурения
Основные параметры буровых насосов
Техническая характеристика роторов
Комплектность основных технических средств циркуляционных систем буровых установок
Основные технические характеристики превенторов
Размеры, масса и жесткость стальных бурильных труб
бурильной колонны с целью устранения прихватов, а также при бурении забойными двигателями при ловильных работах.
Мощность ротора должна быть достаточной для вращения бурильной колонны, долота и разрушения горной породы:
Nр = (Nх.в + Nд)/р, (4.7)
где КПД ротора, р = 0,90 0,95; Nх.в и Nд – мощность, затрачиваемая соотвественно на холостое вращение труб и разрушение пород, кВт (формулы для расчета Nх.в и Nд приведены в разделе 5); р - КПД ротора, р = 0,90 ÷ 0,95.
Пример 4.5. Определить мощность ротора при бурении скважины долотом 393,7 мм в породах средней твердости для следующих условий:
длина бурильной колонны 1800 м; диаметр бурильных труб d = 140 мм; частота вращения n = 120 мин-1; плотность бурового раствора = 1,4 · 103 кг/м3.
Р е ш е н и е. По формуле (5.26) мощность на холостое вращение бурильной колонны
Nх.в = 13,5 · 10-7 · 1800 · 0,142 · 1201,5 · 0,39350,5 · 1,4 · 103 = 55,0 кВт.
Мощность на разрушение породы (по формуле 5.27)
Nд = 2,3 · 10-7,7 · 120 · 0,39370,4 · 2000001,3 = 29,5 кВт.
По формуле (4.7)
Nр = (55,2 + 14,6)/0,90 = 77,5 кВт.
Основные параметры вышек буровых установок, кронблоков, талевых блоков, крюков, крюкоблоков приведены в табл. 4.10 и 4.11.
При выборе основных параметров вертлюга необходимо учитывать следующее: допускаемая статическая нагрузка вертлюга должна быть не менее допускаемой нагрузки на крюке БУ; максимальное давление прокачиваемого бурового раствора (табл. 4.12) должно быть не менее наибольшего давления насосов, используемых в БУ соответствующего класса.
Таблица 4.10
Основные параметры вышек буровых установок
Комплектность основных технических средств циркуляционных систем буровых установок приведена в табл. 4.13.
Противовыбросовое оборудование устья скважины выбирается исходя из следующих условий
рпрв>(ру)max, (4.8)
dп.о(прв) > D,
где рпрв – рабочее давление превенторов (табл. 4.14); (ру)max – максимально ожидаемое давление на устье скважины при газонефтеводопроявлении; dп.о(прв) – диаметр проходного отверстия в превенторе; D – диаметр долота, в котором предстоит бурить ствол скважины после установки этого оборудования, с учетом наибольшего наружного диаметра обсадной колонны, которой нужно крепить пробуренный интервал.
ГОСТ 13862-80 предусматривает четыре типовых схемы оборудования устья скважин с числом плашечных превенторов от одного до четырех при бурении на суше.
В зависимости от ожидаемой интенсивности нефтегазопроявлений в скважине рекомендуются схемы монтажа оборудования для герметизации устья скважины, представленные на рис. 4.1.
В морских скважинах с устьем на дне моря устанавливают три плашечных превентора, а иногда и четыре, а над ними универсальный превентор. В морских установках монтируют иногда два универсальных превентора, при бурении под давлением над этим превентором располагают вращающийся превентор.
Мощность ротора должна быть достаточной для вращения бурильной колонны, долота и разрушения горной породы:
Nр = (Nх.в + Nд)/р, (4.7)
где КПД ротора, р = 0,90 0,95; Nх.в и Nд – мощность, затрачиваемая соотвественно на холостое вращение труб и разрушение пород, кВт (формулы для расчета Nх.в и Nд приведены в разделе 5); р - КПД ротора, р = 0,90 ÷ 0,95.
Пример 4.5. Определить мощность ротора при бурении скважины долотом 393,7 мм в породах средней твердости для следующих условий:
длина бурильной колонны 1800 м; диаметр бурильных труб d = 140 мм; частота вращения n = 120 мин-1; плотность бурового раствора = 1,4 · 103 кг/м3.
Р е ш е н и е. По формуле (5.26) мощность на холостое вращение бурильной колонны
Nх.в = 13,5 · 10-7 · 1800 · 0,142 · 1201,5 · 0,39350,5 · 1,4 · 103 = 55,0 кВт.
Мощность на разрушение породы (по формуле 5.27)
Nд = 2,3 · 10-7,7 · 120 · 0,39370,4 · 2000001,3 = 29,5 кВт.
По формуле (4.7)
Nр = (55,2 + 14,6)/0,90 = 77,5 кВт.
Основные параметры вышек буровых установок, кронблоков, талевых блоков, крюков, крюкоблоков приведены в табл. 4.10 и 4.11.
При выборе основных параметров вертлюга необходимо учитывать следующее: допускаемая статическая нагрузка вертлюга должна быть не менее допускаемой нагрузки на крюке БУ; максимальное давление прокачиваемого бурового раствора (табл. 4.12) должно быть не менее наибольшего давления насосов, используемых в БУ соответствующего класса.
Таблица 4.10
Основные параметры вышек буровых установок
Параметры | А-образные | Башенные | |||||||
БУ-50БрД | БУ-80БрД БУ-80БрЭ | БУ-125БрД БУ-125БрЭ | ВА-41×170 | ВА-45×200 | ВА-45×250 | ВА-45×320 | ВБА-58×300 | ВБА-58×400 | |
Максимальная на-грузка на вышку, кН Полезная высота вышки, м Расстояние между опорами, м Полезная площадь подсвечников, м2 Масса, т | 900 31,68 5,5 2 12,62 | 1850 39,5 7,2 2,5 19,3 | 2500 41,2 8,5 8 25,6 | 2150 41 9,2 5 33,19 | 2500 45 10,3 8 33,14 | 3100 45 10,3 8 30,70 | 3900 45 10,3 8 44,10 | 4800 58 16,5 12 - | 5000 58 14,5 20 - |
Таблица 4.11
Основные параметры кронблоков, талевых блоков, крюков и крюкоблоков
Оборудование | Грузоподъем-ность, МН | Число канатных шкивов | Масса, т |
Кронблоки | |||
БУ-50БрД БУ-80БрД БУ-80БрЭ БУ-125БрД БУ-125БрЭ УКБА-6-200 УКБА-6-250 УКБА-6-270 УКБА-6-320 УКБА-7-400-1 У-300 УКБА-7-500 | 0,9 1,85 2,5 2,0 2,5 2,7 3,2 4,0 3,0* 5,0 | 6 5 6 6 6 6 7 7 7 7 | 1,27 2,06 3,49 2,7 5,8 3,4 6,0 7,0 8,3 11,7 |
Талевые блоки | |||
БУ-50БрД БУ-80БрД БУ-80БрЭ БУ-125БрД БУ-125БрЭ УТБА-5-170 УТБА-5-200 УТБА-5-225 УТБА-5-250 УЧ-300 УТБА-6-320 УТБА-6-400 | 0,7 1,4 2,0 1,7 2,0 2,25 2,50 3,0* 3,2 4,0 | 4 4 5 5 5 5 6 6 6 6 | 2,515 4,480 5,280 4,400 7,300 3,200 6,700 10,300 9,600 12,500 |
Крюки | |||
БУ-50БрД БУ-80БрД БУ-80БрЭ БУ-125БрД БУ-125БрЭ УК-225 УК-300 | 1,1 1,4 2,0 2,25 3,0 | - - - - - | 0,93 1,427 2,140 2,900 4,800 |
Крюкоблоки | |||
КБ-125 КБ-200 | 1,25 2,0 | - - | 3,680 6,155 |
* Для буровых установок сверхглубокого бурения (БУ8000ДЭ и БУ8000ЭП) |
Таблица 4.12
Основные параметры вертлюгов
Параметры | БУ-75 | ШВ-14-160М | УВ-250 | УВ-320 | УВ-450 |
Статическая грузопо-дъемность, МН Диаметр проходного отверстия в стволе, мм Максимально допусти-мое давление бурового раствора в стволе, МПа Максимальная частота вращения, мин-1 Габариты, мм: высота с переводником ширина по оси пальцев штропа Масса, т | 1,0 100 15 170 - - - | 1,6 100 20 250 3040 1016 2,100 | 2,5 75 25 200 2850 1090 2,300 | 3,2 75 32 200 3000 1200 2,980 | 4,5 75 40 150 3270 1320 3,815 |
Комплектность основных технических средств циркуляционных систем буровых установок приведена в табл. 4.13.
Противовыбросовое оборудование устья скважины выбирается исходя из следующих условий
рпрв>(ру)max, (4.8)
dп.о(прв) > D,
где рпрв – рабочее давление превенторов (табл. 4.14); (ру)max – максимально ожидаемое давление на устье скважины при газонефтеводопроявлении; dп.о(прв) – диаметр проходного отверстия в превенторе; D – диаметр долота, в котором предстоит бурить ствол скважины после установки этого оборудования, с учетом наибольшего наружного диаметра обсадной колонны, которой нужно крепить пробуренный интервал.
ГОСТ 13862-80 предусматривает четыре типовых схемы оборудования устья скважин с числом плашечных превенторов от одного до четырех при бурении на суше.
В зависимости от ожидаемой интенсивности нефтегазопроявлений в скважине рекомендуются схемы монтажа оборудования для герметизации устья скважины, представленные на рис. 4.1.
В морских скважинах с устьем на дне моря устанавливают три плашечных превентора, а иногда и четыре, а над ними универсальный превентор. В морских установках монтируют иногда два универсальных превентора, при бурении под давлением над этим превентором располагают вращающийся превентор.
Таблица 4.13
Комплектность основных технических средств циркуляционных систем буровых установок
Оборудование | БУ-50БрД БУ-80БрД БУ-80БрЭ | Уралмаш 3000БД, 3000БЭ; БУ-125БрД, БУ-125БрЭ; Уралмаш 4000ДГУ, 4000ЭУ | Уралмаш 3Д-76 4Э-76; Уралмаш 5000ДГУ, 5000ЭУ |
Блок приготовления буровых растворов: БПР-40 БПР-70 Емкость с полезным объемом, м3: 30 40 50 Перемешиватели: 4УПГ ПЛ1, ПЛ2 Вибросито ВС-1 Пескоотделители Илоотделители Дегазатор Емкость с перемешива-телем для приготовления химреагентов Блок хранения химреа- гентов БХР с дозатором | - - 3 - - 6 5 1 1 1 1 - 1 | 2 1 5 4 - 10 7 2 1 1 1 1 1 | 4 2 6 6 5 12 9 2 1 1 1 1 1 |
Таблица 4.14
Основные технические характеристики превенторов
Тип превен-тора | Шифр превентора | Диаметр проход-ного от-верстия, мм | Давление, МПа | Плашки сменные под трубы диа-метром, мм | |
рабочее | пробное | ||||
Плашечный | ППГ-156320 ППГ-156320ХЛ ППГ-203320Бр ППГ-203500Бр ППГ-203700Бр ППГ-307200 ППГ-307200ХЛ ППГ-307320 ППГ-350350 ППГ-406125 ППГ-520140 | 156 203 307 350 406 520 | 32 32 50 70 20 32 35 12,5 14 | 64 64 75 105 40 64 70 25 21 | 60; 63,5; 73 89; 102; 114 60; 63,5; 73 89; 102; 114;127 102; 114; 124; 127; 140; 146; 168; 178 194; 197; 203; 219 114; 127; 146; 168; 178; 194; 197; 203; 219; 245; 273 127; 140; 146; 168; 178; 194; 197; 203; 219; 245; 273 114; 146; 168; 178; 194; 203; 219; 245; 273; 299; 324; 340; 351; 377; 407; 426 |
Универ-сальный | ПУГ-230320Бр | 230 | 32 | 64 | 60; 63,5; 73; 89; 114; 127; 141; 146; 168; 178; 194 |
Вращаю-щийся | ПВ-230320Бр-1 | 230 | 32 | 64 | 114; 89; 73 |