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: 1486

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

Таблица 3.1

Таблица 3.3

Таблица 4.1

Основная характеристика установок эксплуатационного и

Таблица 4.2

Основные технические характеристики буровых установок для эксплуатационного и глубокого разведочного бурения на нефть и газ

Таблица 4.3

Основные параметры буровых установок для сверхглубокого бурения

Таблица 4.6

Основные параметры буровых насосов

Таблица 4.9

Техническая характеристика роторов

Таблица 4.11

Таблица 4.12

Основные параметры вертлюгов

Таблица 4.13

Комплектность основных технических средств циркуляционных систем буровых установок

Таблица 4.14

Основные технические характеристики превенторов

Таблица 5.1

Размеры, масса и жесткость стальных бурильных труб

Таблица 5.2

Таблица 5.3

примечание. Длина труб 12,4 и 8,5 м.

Таблица 5.4

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



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-156320
ППГ-156320ХЛ

ППГ-203320Бр
ППГ-203500Бр

ППГ-203700Бр

ППГ-307200

ППГ-307200ХЛ

ППГ-307320

ППГ-350350


ППГ-406125


ППГ-520140

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-230320Бр

230

32

64

60; 63,5; 73;

89; 114; 127; 141; 146; 168; 178; 194

Вращаю-щийся

ПВ-230320Бр-1

230

32

64

114; 89; 73