Главная Коллекция "Otherreferats" Геология, гидрология и геодезия Бурение разведочных скважин на жидкие и газообразные полезные ископаемые

Бурение разведочных скважин на жидкие и газообразные полезные ископаемые

Типизация геологических условий и выбор породоразрушающего инструмента. Проектирование конструкции скважины и типа буровой установки. Выбор способа бурения и бурового оборудования. Выбор и расчет бурильной колонны. Расчет параметров режима бурения.

Рубрика Геология, гидрология и геодезия
Вид учебное пособие
Язык русский
Дата добавления 06.04.2012
Размер файла 2,5 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.

Страница:

ГОСТ 632-80 (см. табл. 2.4) dк = 323,9 мм с максимально допустимой толщиной стенки ?к = 14 мм, наружный диаметр муфты dм = 351,0 мм.

10. Расчетный диаметр долота для бурения под кондуктор

D = 351,0 + 40,0 = 391,0 мм,

где зазор 2? = 40 мм в соответствии с табл. 2.3.

11. Ближайший нормализованный диаметр долота для бурения под кондуктор по ГОСТ 20692-80

D = 393,7 мм > 391,0 мм

12. Внутренний расчетный диаметр направления

= 393,7 + 15 = 408,7 мм

13. Нормализованный диаметр обсадных труб для направления по ГОСТ 632-80

(см. табл. 2.4) dнапр = 426,0 мм

с максимально допустимой толщиной стенки ?=10 мм; наружный диаметр муфты dм = 451,0 мм.

14. Расчетный диаметр долота для бурения под направление

D=451,0+45=496,0 мм

где зазор 2? =45 мм в соответствии с табл.2.3

15. Ближайший нормализованный диаметр долота для бурения под направление по ГОСТ 20692-80 D =490 мм

Рассчитанная конструкция скважины представлена по принятым правилам на схеме (рис. 2.2).

В отдельных случаях для разработки более компактной конструкции скважины предусматривается использование обсадных труб со специальными муфтами уменьшенного наружного диаметра (табл. 2.5) или трубы безмуфтового соединения типа ТБО (табл. 2.6). Гладкие обсадные колонны могут быть составлены из безмуфтовых обсадных труб типа ОГ1м (табл. 2.7), которые соединяются между собой по резьбам, нарезанным на концах гладкого тела трубы. Такие трубы обладают пониженной прочностью (снижение до 50-53 % от прочности гладкой трубы), и поэтому могут использоваться для потайных колонн (хвостовиков) или размещаться в нижней части эксплуатационной колонны.

Таблица 2.4

Основные размеры (в мм) обсадных труб и соединеительных муфт к ним по ГОСТ 632-80

Наружный диаметр обсадной трубы

Толщина

стенки трубы

Наружный

диаметр

соединительной

муфты

Толщины стенок

обсадных труб

мини-

маль-

ная

макси-

маль-

ная

нормальный

умень-

шенный

114,3

127,0

139,7

146,1

168,3

177,8

193,7

219,1

244,5

273,1

298,5

323,9

339,7

351,0

377,0

406,4

426,0

473,1

508,0

5,2

5,6

6,2

6,5

7,3

5,9

7,6

6,7

7,9

7,1

8,5

8,5

8,4

9,0

9,0

9,5

10,0

11,1

11,1

10,2

10,7

10,5

10,7

12,1

15,0

15,1

14,2

15,9

16,5

14,8

14,0

15,4

12,0

12,0

16,7

12,0

-

16,1

127,0 (133,0)

141,3 (146,0)

153,7 (159,0)

166,0

187,7

194,5 (198,0)

215,9

244,5

269,9

298,5

323,9

351,0

365,1

376,0

402,0

431,8

451,0

508,0

533,4

123,8

136,5

149,25

156,0

177,8

187,3

206,4

231,8

257,2

285,8

-

-

-

-

-

-

-

-

-

5,2; 5,7; 6,4; 7,4; 8,6; 10,2

5,6; 6,4; 7,5; 9,2; 10,7

6,2; 7,0; 7,7; 9,2; 10,5

6,5; 7,0; 7,7; 8,5; 9,5; 10,7

7,3; 8,0; 8,9; 10,6; 12,1

5,9;6,9; 8,1; 9,2; 10,4; 11,5;12,7; 13,7; 15,0

7,6; 8,3; 9,5; 10,9; 12,7; 15,1

6,7; 7,7; 8,9;10,2;11,4;12,7;14,2

7,9; 8,9; 10,0; 11,1; 12,0; 13,8; 15,9

7,1; 8,9; 10,2; 11,4; 12,6; 13,8; 15,1; 16,5

8,5; 9,5; 11,1; 12,4; 14,8

8,5; 9,5; 11,0; 12,4; 14,0

8,4; 9,7; 10,9; 12,2; 13,1; 14,0; 15,4

9,0; 10,0; 11,0; 12,0

9,0; 10,0; 11,0; 12,0

9,5; 11,1; 12,6; 16,7

10,0; 11,0; 12,0

11,1

11,1; 12,7; 16,1

Примечание. В скобках указан наружный диаметр муфт для труб исполнения Б*.

*см. вторую часть Практикума в разделе «Расчет обсадных колонн»

Таблица 2.5

Соотношение диаметров обсадных колонн при использовании обсадных труб со спецмуфтами уменьшенного диаметра, мм

Наружный диаметр

Данные по предыдущей

колонне

Диаметр

долота

для бу-рения под спус-каемую колонну

Минимальный радиальный зазор

спус-

каемой

колон-

ны

ее спец-

муфты

(растру-

ба)

наруж-

ный диаметр колонны

толщина

стенки

трубы

внут-

ренний диаметр

между муфтой (растру-бом) спу-скаемой колонны

и преды-дущей

между муфтой (растру-бом) спу-скаемой колонны и стенкой скважины

114,3

127,0

139,7

168,3

177,8

193,7

219,1

244,5

273,1

273,1

123,8

136,5

149,2

177,8

187,3

206,4

231,8

257,2

285,8

285,8

168,3

177,8

193,7

219,1

244,5

244,5

273,1

298,5

323,9

339,7

12,1

11,5

12,7

12,7

12,0

12,0

13,8

12,4

11,0

13,1

144,1

154,8

168,3

193,7

220,5

220,5

245,5

273,7

301,9

313,5

139,7

151,0

161,0

190,5

215,9

215,9

243,0*

269,9

295,3**

295,3**

10,1

9,1

9,5

7,9

16,6

7,0

6,8

8,2

8,0

13,8

7,9

7,2

5,9

6,3

14,3

4,7

5,6 (26,6)

6,3

4,7(27,1)

4,7(27,1)

*- Расширение ствола с помощью расширителя РРБ-243/285

**- Расширение ствола с помощью расширителя РРБ-295/340

Таблица 2.6

Размеры (в мм) безмуфтовых раструбных обсадных труб типа ТБО

Наружный диаметр обсадной трубы

Толщина стенки трубы

Внутренний диаметр трубы

Наружный диаметр высаженной части в раструбном конце

127,0

9,2

10,7

108,6

105,6

136,0

139,7

9,2

10,5

121,3

118,7

149,7

146,1

8,5

9,5

10,7

129,1

127,1

124,7

156,0

168,3

8,9

10,6

12,1

150,5

147,1

144,1

178,0

177,8

9,2

10,4

11,5

12,7

13,7

15,0

159,4

157,0

154,8

152,4

150,4

147,8

187,0

193,7

9,5

10,9

12,7

174,7

171,8

168,3

206,0

Таблица 2.7

Размеры (в мм) безмуфтовых обсадных труб типа ОГ1м

Наружный диаметр трубы

Толщина стенки (условная)

Внутренний диаметр (условный)

Наружный диаметр трубы

Толщина стенки (условная)

Внутренний диаметр (условный)

114,3

8

9

98,3

96,3

193,7

8

9

10

11

12

13

14

177,7

175,7

173,7

171,7

169,7

167,7

165,7

127,0

8

9

111,0

109,0

139,7

8

9

10

11

123,7

121,7

119,7

117,7

219,1

9

10

11

12

201,1

199,1

197,1

195,1

146,1

8

9

10

11

130,1

128,1

126,1

124,1

244,5

8

9

10

11

12

13

14

228,5

226,5

224,5

222,5

220,5

218,5

216,5

168,3

8

9

10

11

12

152,3

150,3

148,3

146,3

144,3

177,8

8

9

10

11

12

13

14

161,8

159,8

157,8

155,8

153,8

151,8

149,8

3. Выбор способа бурения

Основные требования к выбору способа бурения - необходимость обеспечения успешной проводки ствола скважины при возможных осложнениях с высокими технико-экономическими показателями. Поэтому способ бурения выбирается на основе анализа статистического материала по уже пробуренным скважинам и соответствующих экономических расчетов. При отсутствии таких показателей этот выбор рекомендуется делать с учетом геолого-технических условий бурения проектируемых скважин, глубины, профиля и конструкции скважины, а также рекомендаций, приведенных в табл. 3.1.[7]

Выбранный способ бурения должен допускать использование таких видов буровых растворов и такую технологию проводки ствола, которые наиболее полно обеспечивали бы следующее: качественное вскрытие продуктивного пласта; достижение высокого качества ствола скважины, ее конфигурации и наиболее высоких механических скоростей и проходок на долото; возможность применения долот различных типов в соответствии с механическими и абразивными свойствами пород.

Целесообразность принятых решений по применению того или иного способа бурения пересматривается по мере совершенствования технологии и техники бурения.

В соответствии с данными табл. 3.1 роторный способ может быть использован в подавляющем большинстве случаев, а для бурения скважин глубиной до 3000-3500 м с промывкой водой и неутяжеленными буровыми растворами рекомендуется выбирать турбинный способ, как обеспечивающий более высокие показатели бурения по сравнению с роторным.

Основные технические характеристики ГЗД (в том числе турбодолот) и электробуров приведены в табл. 3.2, 3.3 и 3.4 [ 3 ].

Турбобуры с высокой частотой вращения (500 мин-1 и более) целесообразно применять на сравнительно малых глубинах и при использовании безопорных долот. Турбобуры с умеренной частотой вращения (200-400 мин-1) целесообразно использовать на средних и больших глубинах. Винтовой забойный двигатель целесообразно применять для бурения на средних и больших глубинах, когда на эксплуатационные затраты на 1 м проходки определяющее влияние оказывает проходка за рейс, а также для бурения долотами с герметизированными маслонаполненными опорами.

Комбинированный турбинно-роторный способ рекомендуется использовать при бурении скважин:

долотами с D 349 мм в геологических условиях, способствующих искривлению скважин (выше средних глубин и с использованием специальной компоновки);

различными буровыми растворами (в том числе с применением растворов повышенной плотности или высокой вязкости).

Двухтурбинные агрегаты реактивно-турбинного бурения (РТБ) могут быть использованы при бурении верхних интервалов глубоких скважин большого диаметра от 0,5 до 3 м (для вентиляции и вспомогательных целей) на шахтах и рудниках, а также под кондукторы сверхглубоких скважин.

Таблица 3.1

Исходная информация

Способ бурения

роторный

ГЗД

электробуром

H, м:

до 3000-3500

до 3500-4200

>4200

Тзаб, С:

>140

<140

Профиль ствола скважины:

вертикальный

наклонно направленный,

горизонтальный

Тип и размер долот:

энергоемкие типа 2Л, 3Л, шаро-шечные типа М

шарошечные типа МС, МСЗ, С, СЗ, СТ, Т, ТЗ, ТКЗ, К и ОК

гидромониторные

многолопастные твердосплавные истирающего действия

алмазные и ИСМ

шарошечные бурильные головки диаметром, мм

<190,5

>190,5

Тип циркулирующего агента:

буровой раствор плотностью, кг/м3

1700-1800

1700-1800

степень аэрации:

высокая

низкая

Газы, пена

+

+

+

+

+

+

-

+

+

+

-

-

+

+

+

+

+

+

+

+

-

-

+

-

+

+

-

+

-

+

+

-

-

+

-

-

+

-

+

+

-

-

+

+

+

-

+

-

+

+

-

+

+

+

+

+

-

Примечание. Знакам "плюс" и "минус" соответствуют рекомендуемая и нерекомендуемая области применения.

Таблица 3.2

Основные технические характеристики турбобуров и колонковых турбодолот

Шифр турбобура

Наружный диметр, мм

Число ступе

ней

Расход жидкости (воды),

10-3м3/с

Частота вращения, мин-1

Момент на валу двигателя, Н•м

Мощность, кВт

Перепад давления, МПа

КПД тур

бины

Дли

на, м

Масса, кг

Жесткость при изгибе, кН•м

Турбобуры односекционные

Т12МЗБ-240

240

104

50

660

2000

135,2

4,0

0,69

83

2015

24000

Т12МЗБ-215

215

89

40

545

1100

61,7

2,5

0,64

8,0

1675

16950

Т12МЗБ-195

195

100

30

660

850

57,3

3,5

0,56

9,1

1500

10500

Т12МЗБ-172

172

121

25

625

650

41,9

3,0

0,57

8,4

1115

6650

Турбобуры многосекционные серии ТС

ЗТСШ-240

240

318

32

420

2500

1073

5,0

0,69

24

5980

24000

ЗТСШ1-240

240

315

32

445

2700

122,7

5,6

0,70

-

-

24000

ЗТСШ-195

195

285

22

485

1300

64,7

5,0

0,60

24

4165

9600

ЗТСШ1-195

195

306

30

400

1300

53,7

3,5

0,52

26

4850

9600

ЗТСШ1-195ТЛ

195

318

40

355

1750

63,2

3,0

0,55

26

4355

9600

ЗТСШ1-195П

195

306

40

400

2040

83,8

3,5

0,61

-

-

9600

ТС5Е-172

172

239

20

500

800

41,2

4,0

0,53

15

2150

7150

ЗТСШ-172

172

336

20

505

1000

51,5

6,0

0,44

26

4490

7150

Турбобуры шпиндельные с наклонной линией давления серии А

А9Ш

240

210

45

420

3000

129,4

7,0

0,44

17

4605

24000

А9ГТШ

240

45

235

3120

75,0

5,8

0,28

-

-

24000

АШГТШ-Л

240

40

230

250

58,8

4,0

0,38

24

6580

24000

А7Ш

195

236

30

520

1900

101,4

8,0

0,43

17

3179

10000

А7ГТШ

195

232

30

320

1950

63,9

8,0

0,27

25

4400

10000

АГТШ-ТЛ

195

25

250

1300

33,1

4,0

0,24

26

4520

10000

А6Ш

164

212

20

475

720

353

4,5

0,40

17

2065

5750

А6ГТШ

164

20

325

850

28,7

43

0,50

24

2910

5750

Турбодолота колонковые

КТДЗ-238

238

330

35

465

3040

147,0

6,4

0,18

8,0

1676

28800

КТДЗ-212

212

79

40

645

1010

65,4

3,0

0,18

7,5

1352

14700

КТД4С-195

195

315

28

464

1210

573

53

0,20

10,1

1642

12200

КТД4С-172

172

291

22

490

1880

94,1

83

0,19

9,2

1133

7000

КТД4-164-190/40

164

180

22

550

755

42,6

5,05

0,26

13,4

1325

5520

Турбобуры короткие

Т12МЗК-215

215

30

49

890

750

68,4

2,8

-

2,9

668

18000

55

35

780

1050

83,9

4,0

-

4,0

958

18000

Т12МЗК-172

172

30

25

1110

285

32,4

2,45

-

23

294

6700

60

25

1110

570

643

4,90

-

3,6

470

6700

В знаменателе указано число секций торможения.

Таблица 3.3

Основные параметры винтовых забойных двигателей

Параметры

Д2-195

Д2-170

Д-127

Д-85

Расход жидкости, дм3/с

35-40

20-36

12-15

5-7

Частота вращения, мин-1

140-170

115-200

200-250

200-280

Перепад давления, МПа

6-7

4,5-6

3,5-6

3-3,5

Вращающий момент, Н·м

6,5-8

2,9-4,15

1-1,2

0,34-0,4

Длина, мм

6900

6900

4500

3160

Масса, кг

1140

770

300

90

Пример 3.1. На разведочной площади ранее не бурили ни одной скважины. По информации, полученной при бурении нескольких скважин на соседних площадях, в геологическом строении их принимают участие следующие породы: глины слоистые и неслоистые с прослоями мелкозернистого песка (0-150 м); глины плотные высокопластичные (150-1150 м); глины песчанистые аргиллитоподобные, конгломераты, сцементированные известково-глинистым цементом (1150-2500 м); известняки трещиноватые с пропластками мергеля местами перемятые мягкие (2500-3400 м); песчано-глинистые отложения с прослоями аргиллитов (3400-3680 м); ангидритовая толща - переслаивание терригенных и карбонатных пород с ангидритами (3680-3870 м); пересливание песчаников и алевролитов (3870-4600 м).

Забойная температура на глубине 3400 м составляла 130 С и возросла до 200 С на проектной глубине. Интервал бурения 4400-4600 м представляет собой зону АВПД. При бурении на соседних площадях возникали поглощения бурового раствора, обвалы и осыпи горных пород, приводящие к образованию каверн; затяжки и посадки бурового инструмента при спуско-подъемных операциях; искривление ствола скважины и связанное с этим желобообразование.

Следует выбрать способ бурения.

Из анализа приведенных данных следует, что для геологического разреза характерны многочисленные интервалы, представленные мягкими породами, твердость которых ниже третьей категории по классификации Л.А. Шрейнера. Разбуривание таких пород целесообразно вести энергоемкими лопастными долотами.

Бурение лопастными долотами, как правило, ведется в верхних горизонтах большими диаметрами.

К важнейшим особенностям, существенно влияющим на технологию бурения скважин и возникновение различных осложнений, относятся наличие зоны АВПД и высокая забойная температура.

Эти и ряд других особенностей геологического разреза дают основание считать наиболее обоснованным выбор роторного способа бурения при проектировании первых скважин на новой разведочной площади.

Таблица 3.4

Основные характеристики электробуров

Шифр электробура

Диа

метр, мм

Дли

на, м

Номи

нальная мощность, кВт

Напряже

ние номинальное, кВ

Ток, А

Частота враще

ния, мин-1

Вращающий момент, кН•м

КПД,

%

Масса, кг

Жесткость при изгибе EI, кН•м2

рабочий номинальный

холостого хода при номинальном на-

пряжении

Номи

Наль

ный

Максималь

ный

Э290-12

290

14,1

240

1,75

165,0

121,0

455

5,1

11,0

72,0

0,67

5100

33250

Э290-12Р

290

15,9

240

1,75

165,0

121,0

145

16,0

26,0

72,0

0,67

5700

33250

Э250-8

250

13,2

230

1,65

160,0

107,0

675

332

7,5

72,0

0,70

3600

18650

Э250-8Р

250

14,4

230

1,65

160,0

107,0

340

6,64

113

72,0

0,70

3800

18650

Э250-16

250

13,2

110

1,20

156,0

130,0

335

3,20

7,0

56,5

0,60

3600

18650

Э240-8

240

13,4

210

1,70

144,0

107,0

690

2,97

7,6

75,0

0,66

3500

14600

Э240-8Р

240

143

145

1,40

112,0

80,0

230

6,15

12,0

74,8

0,70

3900

14600

Э215-8М

215

13,9

175

1,55

131,0

95,5

680

2,50

5,5

67,5

0,66

2900

10200

Э215-8МР

215

15,5

110

135

102,0

80,0

230

4,65

10,5

72,0

0,69

3200

10200

Э185-8

185

12,5

125

1,25

130,0

93,0

675

1,8

3,6

67,5

0,66

2000

5670

Э185-8Р

285

14,4

70

1,10

90,0

75,0

240

3,0

7,0

70,0

0,58

2300

5670

Э170-8М

170

12,2

75

130

83,5

78,6

695

1,1

2,4

63,5

0,63

1800

4160

Э170-8МР

170

13,9

45

1,00

59,0

55,0

220

2,0

4,0

65,0

0,68

2000

4160

Э164-8МР

164

12,3

75

130

87,5

80,0

685

1,1

2,4

61,0

0,625

1650

3440

4. Выбор бурового оборудования

Исходными данными при выборе буровой установки (БУ) являются проектная глубина и конструкция скважины.

Основная характеристика установок эксплуатационного и глубокого разведочного бурения (ГОСТ 16293-82) приведена в табл. 4.1.

Основные параметры современных БУ для эксплуатационного и глубокого разведочного бурения на нефть и газ глубиной от 1500 до 5000 м по данным заводов-изготовителей приведены в табл. 4.2. Основные параметры БУ для сверхглубокого разведочного и эксплуатационного бурения глубиной от 6500 до 15000 м, выпускаемые ПО "Уралмаш", приведены в табл. 4.3. Современные буровые установки "Уралмаша" приведены в табл. 4.4.

Параметр максимальная грузоподъемность характеризует предельно допустимое значение нагрузки на крюке, которое не может быть превышено при выполнении любых технологических операций в процессе всего цикла строительства скважины (вертикальные нагрузки от веса бурильной колонны, находящейся в скважине, обсадных труб, спускаемых в скважину, а также нагрузки, возникающие при ликвидации аварий и осложнений в скважине).

Параметр рекомендуемая глубина бурения скважины в каждом конкретном случае может отличаться от указанной в табл. 4.2 и 4.3 в сторону уменьшения или увеличения в зависимости от типа и веса бурильных труб и компоновки бурильной колонны. Однако во всех случаях должно соблюдаться условие

Gб.к.max (Hрек + 0,1Hрек)300, (4.1)

где Gб.к.max - максимальный вес бурильной колонны; Hрек - рекомендуемая глубина бурения; 300-вес 1 м бурильных труб, Н/м.

Тип привода выбирается в зависимости от степени обустройства конкретного региона.

Пример 4.1. Вычислить глубину бурения БУ5000ЭУ (Hрек = 5000 м) при весе 1 м бурильных труб 270 и 360 Н/м.

Запас грузоподъемности (4.2)

Р е ш е н и е. По формуле (4.1)

Gб.к max = (5000 + 500)300 = 1,65 МН.

При весе 1 м бурильных труб q = 270 Н/м данной установкой можно бурить до глубины

Hрек = 1,65 · 106/270 6111 м.

При весе 1 м бурильных труб q = 360 Н/м

Hрек = 1,65 · 106/360 = 4459 м.

Буровую установку выбирают по ее максимальной грузоподъемности [G], обусловливающей вес в воздухе наиболее тяжелой колонны бурильных или обсадных труб:

Gбк (или Gок) [G].

Пример 4.2. Выбрать буровую установку для бурения скважины проектной глубиной Н = 4500 м со следующей конструкцией (табл. 4.5).

Для бурения скважины до проектной глубины применяются бурильные трубы диаметром 127 мм, УБТ длиной 150 м диаметром 178 мм (dв.у. = 80 мм, qу = 1,56 кН/м) (таб. 4.10, 4.24). Район буровых работ электроэнергией не обеспечен.

Р е ш е н и е. Вес кондуктора

Gк = lкqк = 450 · 825 0,4 МН.

Вес промежуточной колонны

Gп = lпqп = 3500 · 569 2 МН.

Вес эксплуатационной колонны

Gэк = 4500 · 313 = 1,41 МН.

Вес бурильной колонны с УБТ

Gб.т + Gу = lбqб + lуqу = 4350 · 287,4 + 150 · 1560 = 1,48 • 10- 6 Н = 1,48 МН.

Из приведенного расчета следует, что наибольшую нагрузку БУ будет испытывать при спуске 244,5-мм промежуточной колонны.

Максимальные нагрузки с учетом расхаживания:

от веса бурильной колонны

G = 1,48 · 1,25 = 1,85 МН;

от веса наиболее тяжелой обсадной колонны

Gб.к = 2• 1,15 = 2,3 МН

Для бурения данной скважины более рационально использовать установку БУ5000ДГУ-1Т (таб. 4.4) с дизель-гидравлическим приводом, поскольку нагрузка (в МН) от наиболее тяжелой обсадной колонны меньше допустимой по технической характеристике установки: 2,3 3,2.

Таблица 4.1

Основная характеристика установок эксплуатационного и глубокого разведочного бурения (ГОСТ 16293-82)

Параметры

Класс

1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

11

1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

11

12

Диапазон глубин бурения, м, Н

600-1250

1000-1600

1250-2000

1600-2500

2000-3200

2500-4000

3200-5000

4000-6500

5000-8000

6500-10000

8000-12500

Допус-каемая нагрузка на крю-ке, МН

0,8

1,0

1,25

1,6

2,0

2,5

3,2

4,0

5,0

6,5

8,0

Таблица 4.2

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

Параметры

БУ-50БрД

БУ-80БрД

БУ-80БрЭ

Уралмаш 3000БД

Уралмаш 3000БЭ

БУ-125БрД

БУ-125БрЭ

Уралмаш 4000ДГУ

Уралмаш 4000ЗУ

Уралмаш 3Э-76

Уралмаш 4Э-76

Уралмаш 5000ДГУ

Максимальная грузоподъем-ность,МН

Рекомендуе-мая глубина бурения, м

Максимальная оснастка тале-вой системы

Длина свечи,м

Максимальное натяжение хо-довой ветви талевого ка-ната, кН

Диаметр та-левого каната, мм

Вид привода

Тип привода

Мощность на барабане ле-бедки, кВт

Лебедка

0,7

1500

4 ? 5

18

100

25

1,4

2800

4 ? 5

24

200

28

1,2

2800

4 ? 5

24

172

28

Элект-рический перемен-ного тока

1,7

3000

5 ? 6

27

210

28

Дизель-ный

1,7

3000

5 ? 6

27

210

28

Элект-рический перемен-ного тока

Раздель-ный

661

2,0

4000

5 ? 6

24

240

32

Дизель-гидрав-лический

2,0

4000

5 ? 6

24

240

32

Элект-рический перемен-ного тока

2,0

4000

5 ? 6

27

250

32

Дизель-гидрав-лический

2,0

4000

5 ? 6

27

250

32

Элект-рический перемен-ного тока

Раздель-ный

809

2,0

4000

5 ? 6

27

273

32

изель-ный

Группо-вой

809

2,0

4000

5 ? 6

27

250

32

Элект-рический перемен-ного тока

Раздель-ный

809

2,5

5000

6 ? 7

27

250

32

Дизель-гидрав-лический

Группо-вой

809

Дизель-гидравли-ческий

Групповой

Групповой

400

Одно-бара-банная, двух-ско-ростная

560

560

661

716

716

809

ЛБ-20Бр

У2-2-11

Однобарабанная шестискоростная

ЛБУ-1110

У5-5-5

ЛБУ-1110

Дизель-гене-раторные станции:

шифр

число

Мощность станции, кВт

Производи-тельность (суммарная) компрессорных станций,м3/мин

Максимальное рабочее дав-ление воздуха, МПа

Средства меха-низации: расстановка свечей

удержание колонны, пневматические клинья

свинчивание и развинчивание свечей

ДЭА-100

-

-

10,5

0,8

-

ТН3-ДЭ-104СЗ

ДЭА-100

АСДА-200

2

200?2

10

0,8

ТН3-ДЭ-104СЗ

АСДА-200

2

200?2

10

0,8

1

100

5-7

0,8

-

Пневма-тические клинья, встроен-ные в ротор

ПБК

2

100?2

9-10

0,8

-

2

100?2

10

0,8

1

100

10

0,8

2

100?2

7-10,5

0,8

1

100

7-10,5

0,8

1

100

10

0,8

2

100?2

10

0,8

-

1

100

10

0,8

-

АСП-3М1

ПКР-560

АКБ-3М

Передвижной подсвечник МПС

ПКР-Ш8

АКБ-3М

АСП-3М2

ПКР-560

АСП-3М1

ПКР-Ш8

АКБ-3М

ПКР-560

АКБ-3М2

регулятор подачи долота

РПДЭ-5

РПДЭ-3

РПДЭ-3

РПДЭ-3

РПДЭ-3

-

-

РПДЭ-3

раскрепление замков

Пневмораскрепитель (ПРС)

Метод монтажа

Агрегатный, мелкоблочный, крупноблочный

Крупноблочный, поагрегатный

Агрегатный, мелкоблочный, крупноблочный

Крупноблочный, мелкоблочный поагрегатный

Поагрегатный

Крупноблочный, мелкоблочный поагрегатный

Пример 4.3. Выбрать буровую установку для бурения скважины глубиной 2100 м.

После расчета бурильной колонны, выбора конструкции скважины и расчета обсадных колонн получили:

вес бурильной колонны при бурении под промежуточную обсадную колонну . . . . . . . . . . . . 0,48 МН

вес бурильной колонны под эксплуатационную обсадную колонну . . . . . . . . . 0,65 МН

вес промежуточной обсадной колонны . . . .. . . . . . 1,18 МН

вес эксплуатационной обсадной колонны . . . . . . . 0,66 МН.

Р е ш е н и е. Проверяем веса по нескольким классам буровых установок (см. табл. 4.1)

1. Класс 3. = (2000 + 0,1 · 2000)300 = 0,69 МН.

Класс 4. = (2500 + 0,1 · 2500)300 = 0,825 МН.

Класс 5. = (3200 + 0,1 · 3200)300 = 1,056 МН.

2. При расхаживании бурильной колонны нагрузку следует увеличить на 25 %.

= 0,65 · 1,25 = 0,81 МН < = 1,25 МН (см. табл. 4.1)

3. При расхаживании самой тяжелой промежуточной обсадной колонны нагрузку следует увеличить на 15 %.

= 1.18 · 1,15 = 1,36 МН. Это > = 1,25 МН.

Поэтому выбираем буровую установку класса 4.

4. Определим запас грузоподъемности для промежуточной обсадной колонны по формуле 4.2:

n = = = 1,36 < [ n ] = 1,67 2,0.

Выбор класса буровой установки сделан правильно.

Выбор типа и числа насосов (или компрессоров) производится на основании расчетов расхода и давления бурового раствора или газожидкостной смеси (ГЖС).

Техническая характеристика наиболее распространенных насосов и компрессоров приводится соответственно в табл. 4.6 и 4.7.

Производительность насоса (компрессора) или группы насосов (компрессоров) должна быть равна или больше расчетной.

Полезная (гидравлическая) мощность насосов, необходимая для бурения каждого интервала скважины (в кВт) определяется из выражения

NН = QHi PHi (4.3)

где QHi - подача насосов, м3/с; PHi - давление насосов, МПа.

Мощность приводного двигателя (в кВт)

No = NH/?н.а, (4.4)

где ?н.а - общий КПД насосного агрегата от двигателя до нагнетательной линии,
?н.а = ?о?г?м; (4.5)

Таблица 4.3

Основные параметры буровых установок для сверхглубокого бурения

Параметры

Буровые установки

БУ6500ДГ

БУ6500Э

БУ8000ДЭ

БУ8000ЭП

БУ15000

Максимальная грузо-подъемность, МН

Рекомендуемая глубина бурения (при массе бурильной колонны

30 кг/м), м

Диаметр талевого каната, мм

Максимальное натяжение ходовой ветви талевого каната, кН

Вид привода

Тип привода

Лебедка

Буровой насос

Ротор

Вертлюг

Вышка

Кронблок

Талевый блок

Средства механизации:

расстановка свечей

удерживания колонны (пневматические клинья)

свинчивания и разви-нчивания свечей

регулятор подачи долота

3,2

6500

35

340

Дизель- гидравли-ческий

3,2

6500

35

340

Электри-ческий перемен-ного тока

4,0

8000

38

420

Дизель- электричес-кий пос-тоянного тока

4,0

8000

38

420

4,0

15000 (трубы из легкого сплава)

38

420

Электрический постоянного тока

Групповой

Раздельный

ЛБУ-1700

ЛБУ-1700Д

У2-300

У2-300

ЛБУ-3000

УНБ-1250

УР-760

УВ-450

ВБА-58-400

УКБА-7-500

УТБА-6-400

АСП-6

ПКР-300М

У8-7-МА2

Р-560

У7-760

УВ-320

ВА-45-320

УКБА-7-400

УТБА-6-320

ВА-58-300

У3-300

УЧ-300

АСП-3М5

-

АСП-5

ПКР-300

-

-

-

ПКР-560

АКБ-3М

РПДЭЗ

АКБ-3М2

-

АКБ-3М300

РПДЭ-3-300

Примечание. 1. Максимальная оснастка талевой системы 67. 2. Длина свечи 36 м.

3. Число насосов - три. 4. Дизель-генераторная станция АСДА-200 мощностью

200 кВт.

Таблица 4.4

Технические характеристики буровых установок

Параметры

БУ 5000/320

ДГУ-1

БУ 5000/320

ЭУК-Я

БУ 5000/320

ЭР-0

БУ 5000/320 ЭР

БУ 6500/450 ЭР

БУ 5000/450 ЭР-Т

БУ 6500/450 ДГ

БУ 8000/500 ЭР

Допускаемая нагрузка на крюке, кН

Условная глубина бурения, м

Скорость подъема крюка при расхаживании колонн, м/с

Скорость подъема элеватора (без нагрузки), м/с, не менее

Расчетная мощность на входном валу подъемного агрегата, кВт

Диаметр отверстия в стволе ротора, мм, не менее

Расчетная мощность привода ротора, кВт, не более

Мощность бурового насоса, кВт

Высота основания (отметка пола буровой), м, не менее

Тип привода

3200

5000

0,18

1,6

1100

700

370

950

8,0

Дизель-гидрав-лический

3200

5000

0,1±0,25

1,6

1100

700

370

950

9,6

3200

5000

0,1±0,25

1,6

1100

700

370

950

1180

8,0

4500

6500

0,1±0,2

1,74

1475

700

440

950

8,0

4500

5000

0,1±0,25

1,5

1100

700

440

1180

8,0

4500

6500

0,1±0,3

1,5

1250

700

440

950

8,0

Дизель-гидрав-лический

5000

8000

0,1±0,25

1,6

2200

950

500

1180

10,0

Электриче-ский пос-тоянного тока

Электрический постоянного тока

Параметры

БУ 2500/160 ДПБМ

БУ 3200/200

ЭУК-2М2

БУ 3200/200

ЭУК-М2У

БУ 3200/200

ЭУК-2М2Я

БУ 3200/200

ЭУК 3 МА

БУ 3200/200

ДГУ-1М

БУ 3200/200

ДГУ-1У

БУ 3200/200

ЭУ-1М

БУ 3200/200

ЭУ-1У

БУ 4500/270

ЭКБМ

БУ 5000/320

ДГУ-1Т

Допускаемая нагрузка на крюке, кН

Условная глубина бурения, м

Скорость подъема крюка при расхаживании колонн, м/с

Скорость подъема элеватора (без нагрузки), м/с, не менее

Расчетная мощность на входном валу подъемного агрегата, кВт

Диаметр отверстия в столе ротора, мм, не менее

Расчетная мощность привода ротора, кВт, не более

Мощность бурового насоса, кВт

Высота основания (отметка пола буровой), м, не менее

Тип привода

1600

2500

0,15

1,5

550

520

300

600

6,6

Дизель-гидра-влический

2000

3200

0,2±0,05

1,5

670

700

370

950

7,2

Электрический переменного тока

2000

3200

0,2

1,63

670

700

370

950

7,2

Электрический

посоянного тока

2000

3200

0,2±0,05

1,5

670

700

280

950

6,0

Дизель-гид-равлический

2000

3200

0,2±0,05

1,5

660

700

370

950

6,0

Электри-ческий пе-ременного тока

2700

4500

0±1,6

1,6

900

700

370

1180

9,89

Электри-ческий постоян-ного тока

3200

5000

0,18

1,6

1100

700

370

950

8,0

Дизель-гидрав-лический

где ?о = 0,98 0,96 - коэффициент объемной подачи для исправного насоса; ?Г = 0,97 0,98 - гидравлический КПД, оценивающий потери мощности в каналах входного и выходного коллектора, гидравлической коробке и клапанах; ?М = 0,80 0,87 - механический КПД насоса при работе на полезной мощности.

Пример 4.4. Выбрать тип и количество буровых насосов для бурения различных интервалов скважины глубиной Н = 3300 м для условий, приведенных в табл. 4.8.

Бурильные трубы с приварными замками и высаженными концами ТБПВ диаметром 127 мм с толщиной стенки 9 мм; УБТ диаметром dУ = 75 мм и длиной lУ = 180 м.

Р е ш е н и е. По формуле (4.3) полезная мощность насосов, необходимая для прокачки бурового раствора при бурении (в кВт):

Таблица 4.5

Наименование обсадной колонны

Диаметр , мм

Толщина стенок, м

Глубина спуска, м

Вес 1 м колонны q, Н/м

Кондуктор

Промежуточная

Эксплуатационная

351

244,5

146

10

10

8, 9 и 10

450

3500

4500

825

569

313*

* Усредненный вес 1 м обсадной колонны.

под кондуктор

Nн.к = 0,058 ·16 · 106 = 928 · 103 Вт = 928 кВт;

под промежуточную колонну

Nн.п.к = 0,04 · 17,8 · 106 = 712 кВт;

открытого ствола

Nн.о.с + 0,025 · 16,5 · 106 = 412,5 кВт.

Для заданных условий из табл. 4.6 можно выбрать насос У8-7МА2 гидравлической мощностью 700 кВт и приводной 825 кВт.

При бурении под кондуктор полезная мощность, развиваемая двумя насосами

Nн = 2Nн (к) = 2 · 700 = 1400 кВт;

запас полезной мощности насосов

1400 - 928 = 472 кВт.

Для бурения второго интервала скважины требуется полезная мощность 712 кВт, вследствие чего этот интервал следует бурить также двумя насосами с запасами мощности

700 • 2 -712 = 1400 - 712 =688 кВт

Мощность двигателя привода насоса определяется из выражения (4.4)

Nо = 700/0,8 = 875 кВт,

где ?н.а = 0,97 · 0,97 · 0,85 0,8. (см. ф-лу 4.5)

Таблица 4.6

Основные параметры буровых насосов

Параметры

БРН-1

У8-6МА2

У8-7МА2

УНБ-1250

Мощность, кВт

приводная

гидравлическая

Максимальное число двойных ходов поршня в 1 мин

Ход поршня, мм

Давление, МПа, подача, л/с, при диаметре втулок, мм:

130

140

150

160

170

180

190

200

Частота вращения приводного вала, мин-1

Габариты, мм:

длина

ширина

высота

Масса, т

367

294

72

300

19,6/15,0

14,6/17,8

14,1/20,8

12,3/24,0

10,8/27,2

9,6/31,0

-

-

310

3969

2630

2702

14,76

585

500

65

400

25,0/18,9

22,3/22,7

19,0/26,7

16,3/31,0

14,3/35,5

12,5/40,4

11,1/45,5

10,0/50,9

325

3020

5100

3300

26,73

825

700

65

400

-

32,0/22,3

27,2/26,3

23,4/30,5

20,4/35,0

18,0/39,8

15,9/44,8

14,2/50,2

332

3340

5610

3380

33,7

1250

1060

60

450

-

-

40,0/26,7

35,0/31,1

30,5/35,7

26,5/40,7

23,6/45,4

21,0/51,4

265

3890

6740

3400

47,2

Таблица 4.7

Основные параметры компрессоров

Изготовитель

Шифр

Подача Q,

м3/мин*

Максимальное давление Р, МПа

Мощность на валу N, кВт

Россия

Италия

Австрия

Румыния

КС-20/45

КС-16/100

КПУ-16/100

КПУ-16/250

УКП-80

СД-15/25

4НО/2а-М

VBC-3438W3

МС-10

ЕС-10

1V15/7

2V30/7

3V45/7

XOB

163

20

16

16

16

8

15

18

40

10

10

15

30

45

17-21

52

4,5

10,0

10,0

25,0

8,0

25,0

8,0

4,0

0,7

0,7

0,7

0,7

0,7

10,0

3,0

255

300

300

251

173

220

223

356

77-88

75

100

200

300

160

500

* В стандартных условиях.

Таблица 4.8

Наименование обсадной колонны

Диаметр обсадной колонны, мм

Глубина спуска, м

Диаметр долота, мм

Q, м3/с

Давление бурового насоса в нагнетатель-ной линии, МПа

Кондуктор

Промежуточная

Открытый ствол

323,9

244,5

-

420

2100

-

444,5

295,3

215,9

0,058

0,04

0,025

16,0

17,8

16,5

Основные параметры ротора (проходное отверстие в столе, допускаемая статистическая нагрузка, частота вращения его и мощность) выбираются в соответствии с требованиями, предъявляемыми технологией бурения. Основные характеристики роторов приведены в табл. 4.9.

Диаметр проходного отверстия ротора должен быть достаточным для спуска долот и обсадных труб, используемых при бурении и креплении скважин

Dп.о = Dд.н + , (4.5)

где Dд.н - диаметр долота при бурении под направление, мм; - диаметральный зазор, необходимый для свободного прохода долота, мм, = 30 50 мм.

Таблица 4.9

Техническая характеристика роторов

Параметры

ВЗБТ

Уралмашзавод

Р-460

Р-560

Р-560

Р-700

Р-950

Р-1260

Допустимая нагрузка на стол, МН

статическая

при частоте вращения 100 об/мин

Наибольшая частота вращения стола, об/мин

Диаметр отверстия в столе, мм

Условный диапазон

глубин бурения, м

Статическая грузоподъ-емность подшипника основной опоры, МН

Передаточное отноше-ние конической пары

Максимальная мощность, кВт

Габариты, м:

длина

ширина

высота

Масса, т

Вместимость масляной ванны, л

2,7

1,2

300

460

600-1250

2,58

3,15

200

1,94

1,18

-

3,1

-

3,0

1,78

350

560

1600-2500

4,10

2,7

280

2,31

1,35

0,75

5,7

-

4,0

1,78

250

560

2500-4000

8,42

3,61

370

2,31

1,62

0,75

5,8

22

5,0

2,3

250

700

3200-5000

9,00

3,13

370

2,27

1,54

0,68

4,8

55

6,3

3,2

250

950

4000-8000

9,67

3,81

500

2,42

1,85

0,75

7,0

55

8,0

3,2

200

1260

6500-12500

12,5

3,96

600

2,87

2,18

0,78

10,27

92

Допускаемая статическая нагрузка на стол ротора должна быть достаточной для удержания в неподвижном состоянии наиболее тяжелой обсадной колонны, но одновременно не превышать статической грузоподъемности подшипника главной опоры стола ротора:

Мmax Gдоп Gо, (4.6)

где Мmax - вес наиболее тяжелой обсадной колонны, кН; Gдоп - допускаемая статическая нагрузка на стол ротора; Gо - статическая грузоподъемность подшипника основной опоры стола ротора.

Наибольшая частота вращения стола ротора ограничивается критической для шарошечных долот Nmax 250 мин-1, а наименьшая Nmin = 15 50 мин-1 используется при бурении глубокозалегающих абразивных и весьма твердых пород, забуривании и калибровке ствола скважины, для периодического проворачивания 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

-

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

5. Выбор и расчет бурильной колонны

5.1 Выбор элементов бурильной колонны

Бурильная колонна состоит из следующих элементов: утяжеленных бурильных труб (УБТ), стальных (СБТ) или легкосплавных бурильных труб (ЛБТ), ведущей бурильной трубы, резьбовых переводников, центраторов и калибраторов.

Бурильные колонны бывают следующими:

одноразмерными (или одноступенчатыми), составленными из бурильных труб одного и того же наружного диаметра;

многоразмерными (многоступенчатыми), составленными из труб различных наружных диаметров (двух-, трех- или четырехразмерными);

Нижний участок бурильной колонны составляют из УБТ, устанавливаемых непосредственно над долотом или забойным двигателем.

Колонна бурильных труб при бурении скважины подвергается воздействию различных статических и динамических нагрузок. При бурении с помощью забойных двигателей (турбобуров, электробуров, объемных двигателей) на колонну бурильных труб действуют следующие нагрузки: осевая сила растяжения от собственного веса колонны и перепада давления в забойном двигателе; осевая сила сжатия, создаваемая весом части колонны; момент, прикладываемый к колонне для периодического проворачивания ее и др.

При роторном бурении на колонну бурильных труб кроме осевых сил растяжения и сжатия действуют еще и дополнительные нагрузки: за счет изгибающего момента от действия центробежных сил при вращении колонн; за счет крутящего момента, необходимого для непрерывного вращения колонны и др. Изгибающие напряжения в колонне носят переменный характер и зависят от осевой нагрузки, частоты вращения, диаметра труб и скважины, кривизны ее ствола и др. Под действием крутящего момента возникают касательные напряжения, которые в колонне бурильных труб возрастают от забоя к устью скважины.

Бурильные стальные трубы с навинченными замками (ГОСТ 631-75) изготавливаются из сталей групп прочности Д, К, Е, Л и М, замки - из стали 40 ХН.

Бурильные стальные трубы с высаженными концами и приваренными к ним замками (ГОСТ 50278-92 и ТУ 14-3-1571-88) изготавливаются из сталей групп прочности Д, Е, Л и М, замки - из стали 40ХМФА.

Стали всех групп прочности имеют следующие основные механические свойства по ГОСТ 1497-84:

Предел текучести физический (нижний предел текучести) .

наименьшее напряжение, при котором образец деформируется без заметного увеличения растягивающего усилия,

Временное сопротивление (предел прочности)- напряжение,

соответствующее наибольшему усилию Pmax, предшествующему разрыву образца.

Все группы прочности стали можно охарактеризовать следующими усредненными показателями:

Группа прочности Д К Е Л М Р Т

Предел текучести, МПА 380 500 550 650 750 900 1000

Временное сопротивление

(предел прочности при растяжении), МПА

650 700 750 800 900 1000 1100

Трубы диаметром 60-102 мм имеют длину 6,8 и 11,5, а диаметром 114-168 мм - 11,5 м.

Трубы бурильные (ТБ) выпускаются следующих типов:

- В - с высаженными внутрь концами и навинченными замками;

- Н - с высаженными наружу концами и навинченными замками;

- ВК - с высаженными внутрь концами и коническими стабилизирующими поясками;

- НК - с высаженными наружу концами и коническими стабилизирующими поясками;

- ПК - с комбинированной высадкой замков (внутрь и наружу) и приваренными замками;

- ПВ - с внутренней высадкой и приваренными замками;

- ПН - с наружной высадкой и приваренными замками;

- С - с высаженными внутрь концами и блокирующими замками.

Л - легкосплавные бурильные трубы из сплава Д 16 Т.

Кроме того, бурильные трубы бывают обычной и повышенной (П) точности изготовления.

Бурильные трубы типов В и Н имеют обычную трубную резьбу треугольного профиля. На трубах типов ВК и НК нарезается трапецеидальная резьба.

Для соединения бурильных труб применяются муфты и замки. Замки бывают следующих типов: ЗН - с нормальным проходным отверстием; ЗШ - с широким проходным отверстием; ЗУ - с увеличенным проходным отверстием.

Размеры и масса стальных бурильных труб (СБТ) и легкосплавных бурильных труб (ЛБТ), а также муфт и замков к ним приведены в табл. 5.1 - 5.6.

Для бурения неглубоких вертикальных скважин роторным способом рекомендуется использовать трубы типа ТБВ, ТБН, ТБВК и ТБПВ; для бурения глубоких скважин в осложненных условиях - трубы типа ТБВК, ТБНК, ТБС и ТБПВ; для бурения вертикальных скважин с использованием забойных двигателей - трубы типа ТБН, ТБНК и ТБПВ; для бурения наклонно направленных скважин с использованием забойных двигателей - трубы типа ТБНК, ТБПВ и ЛБТ.

Наддолотный комплект, обычно принимаемый длиной 500 м, устанавливается над УБТ и составляется из бурильных труб типа ТБПВ, ТБНК, ТБС, ТБПВ группы прочности Д с максимальной толщиной стенки.

Размеры и масса ведущих труб сборной конструкции квадратного сечения приведены в табл. 5.7 (изготовляются из стали групп прочности Д и К, переводники из стали 40ХН).

Таблица 5.1

Размеры, масса и жесткость стальных бурильных труб

Труба

Муфта

Масса, кг

Жесткость, кН·м2

Диаметр, мм

тол-щина стен-ки, мм

наруж-ный диа-метр, мм

дли-на, мм

1 м глад-кой тру-бы

двух выса-док

муф-ты

при изги-бе EJ

при сдви-ге

GJ0

наруж-ный

внут-рен-ний

Бурильные трубы с высаженными внутрь концами

60,3

73

89

101,6

114,3

127

139,7

168,3

60,3

73

46,3

42,3

59

55

51

75

71

67

87,6

85,6

83,6

81,6

100,3

98,3

96,3

94,3

92,3

113

111

109

107

123,7

121,7

119,7

117,7

150,3

148,3

46,3

42,3

59

55

51

7

9

7

9

11

7

9

11

7

8

9

10

7

8

9

10

11

7

8

9

10

8

9

10

11

9

10

7

9

7

9

11

80

95

108

127

140

152

171

197

86

105

140

166

166

184

204

204

215

229

140

165

9,15

11,3

11,4

14,2

16,8

14,2

17,8

21,2

16,4

18,5

20,4

22,4

18,5

20,9

23,3

25,7

28,0

20,7

23,5

26,2

28,9

26

29

32

35

35,3

39,0

9,15

11.3

11,4

14,2

16,8

1,5

2,0

3,2

5,0

6,0

6,5

7,5

9,5

1,5

2,5

2,7

4,2

4,4

7,0

9,0

10,0

14

16,7

2,7

4,7

89

103

168

198

223

320

385

439

491

545

595

641

716

797

872

944

1011

1000

1116

1226

1330

1512

1664

1909

1947

3008

3283

89

103

168

198

223

68

78

128

151

170

244

293

334

374

415

453

488

546

607

664

719

770

762

850

934

1013

1152

1268

1378

1483

2292

2501

68

78

128

151

170

Бурильные трубы с высаженными наружу концами

89

101,6

114,3

75

71

67

85,6

83,6

81,6

98,3

96,3

94,3

92,3

7

9

11

8

9

10

8

9

10

11

118

140

152

165

204

204

14,2

17,8

21,2

18,5

20,4

22,4

20,9

23,3

25,7

28,0

3,5

4,5

5,0

5,2

9,0

11,0

320

385

439

545

595

641

797

872

944

1011

244

293

334

415

453

488

607

664

719

770

Продолжение табл. 5.1

Труба

Муфта

Масса, кг

Жесткость, кН·м2

Диаметр, мм

тол-щина стен-ки, мм

наруж-ный диа-метр, мм

дли-на, мм

1 м глад-кой тру-бы

двух выса-док

муфты

при изги-бе EJ

при сдви-ге

GJ0

наружный

внут-рен-ний

139,7

123,7

121,7

117,7

8

9

11

185

215

26,0

29,0

35,0

7,0

15,0

1512

1664

1947

1152

1268

1483

Таблица 5.2

Размеры бурильных труб с высаженными внутрь и наружу концами и коническими стабилизирующими поясками

Размеры трубы, мм

Размеры высаженной части, мм

Масса 1 м глад-кой тру-бы,

кг

Увели-чение массы одной трубы вслед-ствие высад-ки обоих концов

Услов-ный диа-метр, мм

Наруж-ный диа-метр трубы, мм

Тол-щина стен-ки, мм

Внут-ренний диа-метр, мм

диа-метр про-хода

наруж-ный диа-метр

длина меха-ничес-кой обра-ботки

длина до пе-рехо-дной части

С высаженными внутрь концами

89

102

114

127

140

89

101,6

9

11

9

10

71

67

83,6

81,6

57

54

68

68

78

76

74

92

90

102

100

100

89,9

101,9

115,2

130,2

140,2

150

150

160

160

160

145

145

155

155

155

17,9

21,2

20,4

22,4

23,3

25,7

28

26,2

28,9

29

32

35

3,9

3,4

5,1

5

7,3

7,1

6,9

7,8

7,6

11

10,2

9,2

114,3

127

139,7

9

10

11

9

10

9

10

11

96,3

94,3

92,3

109

107

121,7

119,7

111,7

С высаженными наружу концами

73

89

102

114

73

89

101,6

114,3

9

11

9

11

9

11

9

10

11

55

51

71

67

83,6

81,6

96,3

94,3

92,3

52

48

68

64

80,6

78,6

93,3

91,3

89,3

85,9

101,9

115,2

130,2

150

150

160

160

155

155

165

165

14,2

16,8

17,8

21,2

20,4

22,4

23,3

25,7

28,0

3,7

4,5

5,7

7,9

Таблица 5.3

Размеры, масса и жесткость бурильных труб с приваренными соединительными концами с высадкой наружу ТБПВ

Услов-ный диа-метр трубы, мм

Тол-щина стен-ки трубы, мм

Наруж-ный диа-метр вы-садки, мм

Толщина стенки высадки, мм

Наружный диаметр соедитель-ного конца, мм

Масса, кг

Жесткость, кН·м2

1 м

глад-кой

трубы

при сдвиге

EJ

При сдви-ге

GJ

73

89

114

127

146

6

7

8

6

7

8

7

8

9

10

7

8

9

10

8

9

10

11

81

97

122

135

154

9,5

10,5

11,5

9,5

10,5

11,5

10,5

11,5

12,5

13,5

11

12

13

14

12

13

14

15

108

120

155

170

188

9,9

11,4

12,8

12,3

14,2

16,6

18,5

20,9

23,3

25,7

20,7

23,5

26,2

28,9

27,2

30,4

33,5

36,6

150

168

184

284

320

354

716

797

872

944

1000

1116

1226

1330

114

128

140

216

244

270

546

607

662

719

762

850

934

1330

1325

1460

1589

1711

примечание. Длина труб 12,4 и 8,5 м.

Таблица 5.4

Характеристика легкосплавных бурильных труб, изготовляемых из сплава Д16Т, и замков к ним

Параметры

Наружный диаметр трубы, мм

73

93

114

129

129

147

147

Толщина стенки, мм

Шифр стальных облегченных замков

Диаметр, мм:

наружный облег-ченного стального замка

наименьший внут-ренний замка

наименьший внут-ренний трубы

9

ЗЛ-90

99

41

41

9

ЗЛ-110

110

61

61

10

ЗЛ-136

136

80

80

9

ЗЛ-152

152

95

95

11

ЗЛ-152

152

95

95

9

ЗЛ-172

172

110

112

11

ЗЛ-172

172

110

112

Длина трубы, м

без замка

номинальная с замком

Масса 1 м трубы, кг:

с учетом высадки стального облегченного замка

с учетом высадки концов и замка

Давление, МПа:

максимально допусти- мое, внутреннее

внутреннее, при кото-ром напряжение в теле трубы достигает преде-ла текучести

внутреннее разрушаю-щее

максимально допусти-мое внешне сминающее

внешнее разрушающее

Крутящий момент, максимально допустимый, при котором напряжения в теле трубы достигают предела текучести, кН·м

Жесткость труб, кН·м2

при изгибе

при сдвиге

9

9,5

5,3

12,5

6,8

54

81,0

110

51

77

12,0

70

53

9

9,5

6,7

16,2

8,4

52

79,0

100

37

55.3

21,0

152

114

12

12,25

9,3

21,5

11,0

40

59,5

97,5

31

46,5

36,0

321

242

12

12,27

10,0

30,3

11,8

35

53,5

73,0

24

36,7

44,5

442

333

12

12,27

11,8

30,3

14,3

45

67,8

92,5

34

52,0

52,0

515

388

12

12,27

11,3

37,0

14,4

31

46,0

63,0

18

28,0

58,5

671

505

12

12,27

13,4

37,0

16,5

38

58,0

78,5

27

40,9

69,0

787

592

Примечания. 1. При выборе допустимых усилий приняты следующие коэффициенты запаса прочности: для растягивающих нагрузок 1,12; для внутренних давлений 1,25; для внешних сжимающих давлений 1,5; для моментов кручения 1,8. 2. Для сплава Д16Т принят предел текучести 330 МПа, предел прочности 4500МПа; модуль при изгибе Е = 71·103 МПа, при сдвиге G = 27,1·103 МПа.

Таблица 5.5

Основные размеры и масса замков для СБТ

Типораз-мер

замка

Диаметр труб по

ГОСТ 631-75, мм c высаженными концами

Диаметр, мм

Длина, мм

Масса, кг

наруж-ный

внутре-ний

внутрь

наружу

ЗН-80

ЗН-95 ЗН-108

ЗН-113

(ЗН-140)

(ЗН-172)

(ЗН-197)

ЗШ-108

ЗШ-118

ЗШ-133

ЗШ-146

ЗШ-178

ЗШ-203

ЗУ-86

ЗУ-108

ЗУ-120

ЗУ-146

ЗУ-155

ЗУ-185

ЗУК-108

ЗУК-120

ЗУК-146

ЗУК-155

ЗШК-113

ЗШК-133

ЗШК-178

ЗЛ-90

ЗЛ-102

ЗЛ-140

ЗЛ-152

ЗЛ-172

ЗЛ-197

60,3

73

89

89

114,3

139,7

168,3

73,0

89,0

101,6

114,3

139,7

168,3

-

-

-

114,3

127,0

-

-

-

ТБВК-114

ТБВК-127

ТБВК-89

ТБВК-102

ТБВК-140

-

--

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

101,6

-

-

60,3

73,0

89,0

101,6

114,3

139,7

ТБНК-73

ТБНК-89

ТБНК-102

ТБНК-114

-

-

-

-

--

-

-

-

80

95

108

113

140

172

197

108

118

133

146

178

203

86

108

120

146

155

185

108

120

146

155

118

133

178

90

108

140

152

172

197

25

32

38

38

58

70

-

54

62

72

80

101

-

44

54

70

82

95

120

54

70

82

95

62

72

101

-51

80

95

110

134

404

431

455

455

502

560

603

431

455

496

508

573

603

404

431

468

496

526

553

431

468

506

538

454

506

573

-

422

445

445

465

470

12

16

20

23

35

58

76

20

23

37

38

61

73

15

20

25

37

39

53

17

20

36

28

22

32

61

-

14

21,5

30

40

66

Таблица 5.6

Размеры замков (ниппелей и муфт) для приварки к трубам

Услов-ный наруж-ный диа-метр трубы, мм

Наруж-ный диа-метр

нип-пеля, мм

Внутренний диаметр, мм

Длина цилин-дриче-ского конца,

мм

Резьба

Длина, мм

Масса

одного комп-лекта

замка

(нип-пель, муфта),

кг

наи-мень-ший

наи-боль-ший

нип-пеля

муфты

73

89

102

114

114

127

127

104,8

127,0

133,4

158,8

158,8

61,9

165,1

50,0

64,3

67,5

75,4

69,1

88,1

75,4

52,0

66,3

69,5

77,4

71,1

90,1

77,4

58,3

58,3

63,0

63,0

63,0

63,0

63,0

З-86

З-102

З-108

З-122

З-122

З-133

З-133

326,7

364,8

357,1

357,1

357,1

357,1

357,1

298,6

336,7

324,0

324,0

324,0

324,0

324,0

25,1

40,0

41,9

60,9

63,8

59,1

68,2

Таблица 5.7

Размеры и масса ведущих труб квадратного сечения

Показатели

ТУ14-3-126-73

ТУ14-3-755-78

ТУ 51-276-86 (ТВКП)

Сторона квадрата, мм

Диаметр канала, мм

Диаметр проточки под элеватор, мм

Общая длина трубы с переводниками не менее, м

Резьба пере-

водников:

верхнего

нижнего

Наружный диаметр переводника, мм

верхнего

нижнего

Масса теоретическая

1 м трубы без перево-дников, кг

Масса переводников, кг:

верхнего

нижнего

112

74

114

13

З-121Л

З-121

197

146

65,6

60

22

140

85

141

14

З-152Л

З-147

197

178

106,6

55

35

155

100

168

14

З-152Л

З-171

197

203

124,3

54

39

65

32

73

10

З-76Л

З-76

95

95

27

10

9

80

40

89

10

З-88Л

З-88

108

108

38

12,5

12

112

74

11,5-13,5

З-121Л

З-121

146

146

65,6

-

-

140

85

14,5-17,0

З-171Л

З-147

203

178

106,6

-

155

100

14,5-17,0

З-171Л

З-171

203

203

124,3

-

-

Таблица 5.8

Показатели

Группа прочности стали

Сплав Д16Т

Д

К

Е

Л

М

Р

Т

40ХН

40ХМФА

Временное сопротивление

разрыву ?В, МПа, не менее

ГОСТ 631-75

637

687

735

784

882

-

-

882

-

392

421

ТУ 14-3- 1571-88

655

-

689

724

792

-

-

-

981

Изготовление по соглашению

-

-

--

-

-

980

1078

-

-

Предел теку-чести ?Т, МПа, не менее

ГОСТ 631-75

373

490

539

637

735

-

-

735

-

255

274

ТУ 14-3- 1571-88

379

-

517

655

724

-

-

-

832

Изготовление по соглашению

882

980

-

-

Относитель-ное удлинение ?, % не менее

16

12

12

12

12

12

12

10

13

12

10

Примечания. 1. В числителе для труб диаметром менее 120 мм, в знаменателе - более 120 мм.

Таблица 5.9

Трубы

Способ

бурения

Диаметр бурильных труб, мм

1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

11

12

13

14

15

16

Обсад-ные

Забойны-ми дви-гателями

-

-

-

-

-

178

194

219

245

273

299

324

340

>406

Ротор-ный

114

127

140

146

168

178

194

219

245

273

299

-

-

-

Бури-льные

Забойны-ми дви-гателями

-

-

-

-

-

89

102

114

127

140

146

140

146

140

146

140

146

168

168

Ротор-ный

60

60

73

73

89

89

102

114

127

140

140

146

146

168

Механические свойства материала СБТ и ЛБТ приведены в табл. 5.8

Диаметр бурильных труб выбирается в зависимости от диаметра предыдущей обсадной колонны и способа бурения (см. табл. 5.9).

Основные размеры и масса УБТ приведены в табл. 5.10.

Гладкие по всей длине горячекатанные УБТ рекомендуется применять только для бурения с забойными двигателями; УБТС (утяжеленные бурильные трубы сбалансированные) - для бурения в осложненных условиях; УБТ с квадратным сечением по периметру - при бурении интервалов, склонных к самопроизвольному искривлению и со спиральными и продольными канавками - в условиях повышенной опасности затяжек и прихватов бурильной колонны.

Таблица 5.10

Основные размеры и масса УБТ

Шифр

Диаметр, мм

Длина, м

Масса/вес 1 м трубы, кг/м и кН/м

Резьба

наружный

внутренний

УБТ-95

УБТ-108

УБТ-121

УБТ-146

УБТ-165

УБТ-178

УБТ-197

УБТ-203

УБТ-219

УБТ-229

УБТ-245

УБТ-254

УБТ-279

УБТС2-120

УБТС2-133

УБТС2-146

УБТС2-178

УБТС2-203

УБТС2-229

УБТС2-254

УБТС2-254

УБТС2-273

УБТС2-273

УБТС2-299

95

108

121

146

165

178

197

203

219

229

245

254

273

120

133

146

178

203

229

254

254

273

273

259

38

46

102

74

141

90

178

100

110

194

135

219

245

64

64

68

80

80

90

100

127

100

127

-

6 и 8

6 и 8

6 и 8

6 и 8

6 и 8

8 и 12

8 и 12

8 и 12

8

8

7

7

7

6

6

6

6

6

6

6

6

6

6

6

47/0,461

59/0,579

73,7/0,723

98/0,961

146,8/1,44

145/1,42

198,4/1,946

192/1,88

220/2,16

289,9/2,844

258/2,53

333,8/3,275

441,3/4,329

65/0,638

84/0,824

103/1,01

156/1,53

215/2,11

273/2,68

336/3,30

296/2,90

398/3,90

360/3,53

489,5/4,797

З-77

З-88

3-94

З-121

3-122

З-147

3-149

З-171

З-171

3-163

З-201

З-185

3-203

3-101

З-108*

З-121

З-147

З-161

З-171

З-201

З-201

З-201

З-201

3-201

Примечания. 1. УБТ (горячекатанные) поставляются без проточки под элеватор, УБТС - с проточкой под элеватор. 2. Звездочкой обозначена резьба укороченного профиля. 3. УБТ изготовляются из стали групп прочности Д и К, УБТС - из стали 40ХН2МА или 38ХН3МФА.

5.2 Выбор параметров УБТ

Диаметр нижней (первой) секции УБТ выбирается с учетом конструкции скважины и обеспечения наибольшей устойчивости и прочности. В нормальных условиях бурения рекомендуется принимать следующие соотношения между диаметрами УБТ и долот (dу/D).

Диаметр долота, мм . . . . . . 295,3 295,3

Соотношение dу/D . . . . . . 0,80-0,85 0,70-0,80.

Для осложненных условий это соотношение уменьшается.

Сочетания рекомендуемых диаметров нижней секции УБТ и долот приведены в табл. 5.11.

В осложненных условиях: при бурении долотами D > 250,8 мм допускается применение УБТ ближайшего меньшего диаметра с одновременной установкой опорно-центрирующих устройств. При бурении забойными двигателями диаметр нижней секции УБТ должен быть не более диаметра забойного двигателя, т.е. dу dз.дв.

Страница:


Подобные документы

  • Расчет бурильной скважины

    Геологические условия бурения. Расчет плотности растворов. Выбор конструкции скважины и способа бурения, гидравлической программы бурения скважины. Выбор типа промывочной жидкости. Расчет обсадных колонн на прочность. Характеристика бурильной установки.

    курсовая работа [74,5 K], добавлен 20.01.2016

  • Бурение поисково-разведочной скважины на месторождении каменного угля

    Геолого-технические условия бурения. Проектирование конструкции скважины. Выбор и обоснование способа бурения. Выбор бурового инструмента и оборудования. Проектирование технологического режима бурения. Мероприятия по предупреждению аварий в скважине.

    курсовая работа [927,4 K], добавлен 30.03.2016

  • Морское бурение разведочных скважин

    Выбор способа бурения и построения конструкции скважины. Проверочный расчет буровой вышки. Технология погружения обсадной колонны, отбора керна, вращательного бурения. Составление геологического наряда. Организация морского бурения, ликвидационные работы.

    курсовая работа [2,3 M], добавлен 14.06.2014

  • Бурение инженерно-геологической скважины

    Проектирование буровых работ для инженерно-геологических изысканий. Выбор способа бурения и промывки, определение конструкции скважины. Выбор буровой установки, породоразрушающего и спуско-подъемного инструмента. Способы и методы повышения выхода керна.

    курсовая работа [167,6 K], добавлен 28.08.2013

  • Бурение скважин и откачка воды

    Выбор и обоснование типа и размера откачечных средств, расчет эрлифта для откачки, выбор фильтра и его расчёт. Обоснование способа бурения скважины, её конструкция. Технология бурения для горизонтов, выбор бурового оборудования, буровой снаряд.

    контрольная работа [77,8 K], добавлен 21.10.2012

  • Проект разведочной скважины глубиной 540 метров

    Проектирование разведочной скважины. Проработка целевого задания и геологических условий бурения. Выбор и обоснование способа бурения, конструкции скважины, бурового оборудования. Мероприятия по повышению выхода керна. Меры борьбы с искривлением скважин.

    курсовая работа [52,4 K], добавлен 07.02.2010

  • Бурение геологоразведочных скважин на стадии разведки

    Проектирование конструкции скважины для разведки залежей угля. Определение свойств горных пород и геолого-технических условий; выбор бурового оборудования и способа бурения; расчет режимных параметров. Предупреждение и ликвидация аварий, охрана труда.

    курсовая работа [1,4 M], добавлен 20.02.2013

  • Техника разведки

    Выбор и обоснование способа бурения и основных параметров скважины. Техника безопасности при проходке разведочных вертикальных горных выработок. Расчет параметров многоствольной скважины. Выбор и обоснование бурового оборудования. Тампонаж скважины.

    курсовая работа [634,5 K], добавлен 12.02.2009

  • Техника разведки

    Выбор и обоснование способа бурения и основных параметров скважины. Техника безопасности при проходке разведочных вертикальных горных выработок. Расчет параметров многоствольной скважины. Выбор и обоснование бурового оборудования.Тампонаж скважины.

    курсовая работа [419,4 K], добавлен 12.02.2009

  • Выбор оптимального режима бурения на примере месторождения Самантепе

    Геолого-геофизическая характеристика месторождения Самантепе. Обоснование способа бурения и проектирование конструкции скважины. Определение породоразрушающего инструмента, расчет осевой нагрузки и частоты вращения. Проведение инженерных мероприятий.

    дипломная работа [60,7 K], добавлен 25.06.2015

Работы в архивах красиво оформлены согласно требованиям ВУЗов и содержат рисунки, диаграммы, формулы и т.д.
PPT, PPTX и PDF-файлы представлены только в архивах.
Рекомендуем скачать работу.

© 2000 — 2023, ООО «Олбест» Все права защищены