25290 (586584), страница 7

Просмтор этого файла доступен только зарегистрированным пользователям. Но у нас супер быстрая регистрация: достаточно только электронной почты!

Текст из файла (страница 7)

В процессе бурения основная часть мощности потребляется буровыми насосами и ротором, а в процессе спуско-подъемных операций - лебедкой и компрессором. Работа насосов в процессе бурения характеризуется постоянством нагрузки на силовой привод. Во время спуско-подъемных операций привод имеет резко переменную нагрузку - от нулевой (холостого хода двигателей) до максимальной. При подъеме инструмента из скважины необходимо обеспечить в начале подъема каждой свечи плавное включение лебедки и постепенное увеличение скорости подъема, так как резкое включение и мгновенное увеличение скорости могут привести к разрыву талевого каната или поломке оборудования. При ликвидации аварий в скважине привод часто работает с резко переменными нагрузками, превышающими расчетные.

К силовому приводу буровых установок предъявляются следующие требования: соответствие мощности условиям работы и сполнительных механизмов, гибкость характеристики, достаточная надежность и экономичность.

Гибкость характеристики определяется способностью привода автоматически или при участии оператора быстро приспосабливаться в процессе работы к изменениям нагрузок и скоростей работы исполнительных механизмов при условии рационального использования мощности.

Нагрузки и скорости буровой лебедки и ротора в процессе работы могут изменяться в больших пределах (1:4 – 1:10). Двигатели не обладают такой гибкой характеристикой, поэтому в приводах современных буровых установок применяют устройства искусственной приспосабливаемости, т. е. между двигателем и исполнительным механизмом устанавливают промежуточные передачи.

2.3.2.4 Выбор буровой вышки и талевой системы

Буровая вышка предназначена для подъема и спуска бурильной колонны и обсадных труб в скважину, удержания бурильной колонны на весу во время бурения, а также для размещения в ней талевой системы, бурильных труб и части оборудования, необходимого для осуществления процесса бурения.

В настоящее время при бурении на нефть и газ используют металлические вышки башенного и мачтового типов. Из вышек мачтового типа применяются А-образные.

Ее выбор осуществляется по высоте Н, м, и по грузоподъемности Q.

Определим высоту вышки (Н, м) по формуле:

Н = k*L_св, (2.3.16.)

где k- коэффициент, предупреждающий затягивание бурового снаряда в кронблок при его переподъеме (обычно k = 1,2-1,5);

L_св - длина свечи, зависящая от глубины скважины, м.

Принимаем k = 1,5; L_св = 24 м.

Н= 1,5*24 = 40 м.

Таким образом, вышка ВМУ-45*200У, входящая в комплект выбранной буровой установки, вполне подходит для выполнения проектируемых работ.

Талевая (полиспастовая) система буровых установок предназначена для преобразования вращательного движения барабана лебедки в поступательное (вертикальное) перемещение крюка и уменьшения нагрузки на ветви каната.

Через канатные шкивы кронблока и талевого блока в определенном порядке пропускается стальной талевый канат, один конец которого крепится неподвижно, другой конец, называемый ходовым (ведущим), крепится к барабану лебедки.

По грузоподъемности и числу ветвей каната в оснастке талевые системы разделяют на различные типоразмеры. В буровых установках грузоподъемностью 50 – 75т используют талевую систему с числом шкивов 2Х3 и 3Х4; в установках грузоподъемностью 100 - 300т применяют число шкивов 3Х4, 4Х5, 5Х6 и 6Х7. В обозначении системы оснастки первая цифра показывает число канатных шкивов талевого блока, а вторая цифра число канатных шкивов кронблока.

Произведем расчет оснастки и выбор талевого каната.

Вычислим количество рабочих ветвей по формуле:

m = Qкр/Рл*ηm, (2.3.17.)

где Qкр - вес бурового снаряда, Н;

Р_л - грузоподъемность лебедки станка, Н;

ηm - КПД талевой системы, равный 0,8 - 0,9.

Так как наибольший вес (173,5 т) будет иметь тех. колонна диаметром 245мм , то производить расчет будем только для этой колонны:

m = 1735000/(200000*0,9) =10 ветвей.

Общее количество ветвей каната при симметричной системе равно:

m₀ = m+2

m₀ = 10+2=12.

Следовательно, будет применяться оснастка 5x6.

Длина талевого каната в оснастке L_оc. зависит от числа струн m в ней и полезной высоты вышки h_n.

L_оc ⁼ (m +2)* h_n+l₃, (2.3.18.)

где 1₃ = 30 м - длина каната, наматываемого на барабан.

L_оc = (12+2)*40+30 = 590 м.

Тогда вес каната

G_к = L_оc*q_к, (2.3.19.)

где q_к - вес 1 м каната.

G_к = 590*33,8 = 19942 Н = 19,94 кН.

Определим наибольшую статическую нагрузку на подвижные струны каната талевой системы:

Р_{т с} = L*q + l_убт*q_убт + G_тс (2.3.20.)

где L - длина бурильных труб, м;

q - вес 1 м бурильных труб, Н;

l_убт - длина УБТ, м;

q_убт - вес 1 м УБТ, Н;

G_тс - вес талевого блока, каната и крюка, Н. Рассчитаем G_тс :

G_тс = G_тб +G_каната +G_крюка (2.3.21.)

G_тс = 67000+19942+35000 = 121942 Н = 121,94 кН.

Для снаряда при бурении под колонну диаметром 324 мм:

L = 922 м, q = 319Н. l_убт= 98м, q_убт = 1.56 кН.

Р_тс = 922*319+ 98*1560+121942 = 568940= 568.94 кН.

Статическая нагрузка на 1 струну:

Р = Р_тс / m,

где m - число ветвей талевой системы.

Р =568.94/12 = 47.41 кН.

Для снаряда при бурении под колонну диаметром 245 мм:

L = 2364.5, q = 319Н, l_убт= 85.5м, q_убт = 1.56 кН;

Р_тс = 2364.5*319+85.5*1560 + 121942 = 1009608Н = 1009.608 кН.

Статическая нагрузка на 1 струну:

Р = 1009.608 /12 = 84.13 кН.

Для снаряда при бурении под колонну диаметром 140 мм:

L = 2936 м, q = 319 Н, l_убт= 89 м, q_убт= 1,56 кН.

Р_тс = 2936*319+89*1560+ 121942 = 1197366 Н= 1197.366 кН.

Статическая нагрузка на 1 струну:

Р = 1197.366/12 = 99.78 кН.

Для тех. колонны диаметром 245мм:

L_к = 2450 м, q = 708 Н,

Р_тс = 2450*708+ 121942 = 1856542Н= 1856.542кН.

Статическая нагрузка на 1 струну:

Р = 1856.542/12 = 154.7 кН.

Учитывая вычисленные статические нагрузки, выбираем стальной талевый канат правой крестовой свивки типа ЛК-РО конструкции 6x31+1 м. с. диаметром 32 мм (по ГОСТ 16853-88).

Таблица 5

2.4 ТЕХНОЛОГИЯ БУРЕНИЯ

Основу технико-технологических решений при бурении нефтяных и газовых скважин составляет технический проект, содержание которого определяет все основные технические решения, номенклатуру и количество технических средств для реализации выбранной технологии на всех этапах строительства скважин. Эффективность технологических решений определяется степенью научной обоснованности принимаемых решений и достоверностью исходной информации. При этом большую роль играет накопленный в регионах опыт, так как проектирование многих технологических процессов требует постоянного уточнения математических моделей и логических принципов выбора технологических решений в зависимости от конкретизации геолого-геофизических условий бурения.

2.4.1 Выбор породоразрушающего инструмента

Выбор типа породоразрушающего инструмента базируется на информации о физико-механических свойствах пород и литологическом строении разреза пород и, во многом, зависит от конкретных региональных условий.

Долото является рабочим инструментом, разрушающим породу и осуществляющим углубление забоя в процессе бурения скважины.

Эффективность разрушения разнообразных по своим физико-механическим свойствам горных пород может быть достигнута при различном действии на них зубьев долота. Одни породы разрушаются от ударов или в результате дробления, другие – под действием сдвига или резания, третьи – вследствие комбинации этих действий.

Для однородных твердых пород необходимы долота с большим дробящим действием; для мягких однородных пород – долота с большим сдвигающе-скалывающим действием и высокими острыми зубьями, а для твердых пород, перемежающихся мягкими пропластками, следует применять долота не только с дробящим действием, но и сдвигающим.

По назначению буровые долота подразделяются на три вида:

• долота сплошного бурения – для углубления забоя по всей площади;

• колонковые долота – для углубления забоя по кольцу с оставлением в центре нервыбуренного столбика (керна) породы, который в последующем извлекается на поверхность;

• долота специального назначения, используемые для различных вспомогательных работ: разбуривания цементного камня в колонне, забуривания (зарезки) второго наклонного ствола, исправления кривизны скважины, ловильных работ, расширения отдельных интервалов ствола скважины и т.д.

По характеру разрушения породы все буровые долота классифицируются следующим образом.

• долота режуще-скалывающего действия, разрушающие по роду лопастями, наклоненными в сторону вращения долота. Предназначены они для разбуривания мягких пород.

• долота дробяще-скалывающего действия, разрушающие по роду зубьями или штырями, расположенными на шарошках, которые вращаются вокруг своей оси и вокруг оси долота. При вращении долота наряду с дробящим действием зубья (штыри) шарошек, проскальзывая по забою скважины, скалывают (срезают) породу, за счет чего повышается эффективность разрушения пород. Следует отметить, что выпускаются буровые долота и бурильные головки только дробящего действия. При работе этими долотами породы разрушаются в результате динамического воздействия (ударов) зубьев шарошек по забою скважины. Перечисленные долота и бурильные головки предназначены для разбуривания неабразивных и абразивных средней твердости, твердых, крепких и очень крепких пород.

• долота истирающе-режущего действия, разрушающие породу алмазными зернами или твердосплавными штырями, располагающиеся в торцовой части долота или в кромках лопастей долота. Долота с алмазными зернами и твердосплавными штырями в торцевой части применяются для бурения неабразивных пород средней твердости и твердых; долота лопастные армированные алмазными зернами или твердосплавными штырями — для разбуривания перемежающихся по твердости абразивных и неабразивных пород.

Долота для сплошного бурения и бурильные головки для колонкового бурения предназначены для углубления скважины. Выпускаются они различных типов, что позволяет подбирать нужное долото.

Наибольшее распространение в практике бурения нефтяных и газовых скважин получили шарошечные долота дробяще-скалывающего действия с твердосплавным или стальным вооружением.

Три лапы сваривают между собой. На верхнем конце конструкции нарезана замковая присоединительная резьба. Каждая лапа в нижней части завершается цапфой, на которой проточены беговые дорожки под шарики и ролики. На цапфе через систему подшипников устанавливается шарошка с беговыми дорожками. Тело шарошки оснащено фрезерованными стальными зубьями, размещенными по венцам. На торце со стороны присоединительной резьбы выбиваются шифр долота, его порядковый номер, год изготовления.

Шарошечные долота изготавливают как с центральной, так и с боковой системой промывки. На лапах долота с боковой гидромониторной системой промывки выполнены специальные утолщения – приливы с промывочными каналами и гнездами для установки гидромониторных насадок

При центральной промывке забоя лучше очищаются от шлама центр забоя и вершины шарошек, шлам беспрепятственно выносится в наддолотную зону. Однако при высокой скорости углубки забоя трудно подвести к долоту необходимую гидравлическую мощность, требуемую для качественной очистки забоя (перепад давления на долотах с центральной промывкой не превышает 0,5-1,5 МПа). Боковая гидромониторная промывка обеспечивает лучшую очистку наиболее зашламованной периферийной части забоя, позволяет подвести к долоту большую гидравлическую мощность (перепад давления на долотах с гидромониторной промывкой достигает 5-15 МПа). Однако мощные струи бурового раствора, выходящие из гидромониторных насадок экранируют транспортирование шлама через проемы между секциями долота, поэтому часть шлама циркулирует некоторое время в зоне действия шарошек и переизмельчается, а часть – транспортируется в зазорах между стенкой скважины и спинками лап. Поэтому зачастую переходят на ассиметричную систему промывки, заглушая одну или две гидромониторные насадки для повышения пропускной способности основных транспортных каналов долота.

По ГОСТ 20692 "Долота шарошечные" предусматривается выпуск долот диаметром 76-508мм трех разновидностей: одно- двух- и трех-шарошечных. Наибольший объем бурения нефтяных и газовых скважин приходится на трехшарошечные долота диаметрами 190,5; 215,9; 269,9; 295,3 мм.

Характеристики

Список файлов ВКР