Общие сведения о винтовых насосах. Установки погружных винтовых электронасосов для добычи нефти. Установки штанговых винтовых насосов с наземным приводом. Расчет параметров, монтаж, эксплуатация, ремонт установок скважинных винтовых электронасосов - Дипломная работа

6.2 Анализ опасных и вредных производственных факторов 6.3 Разработка мероприятий по обеспечению безопасных и здоровых условий труда 6.3.1 Мероприятия по технике безопасности7. Экономическая частьИскусственное отклонение оси скважины от вертикали подразделяется на наклонное, горизонтальное, многозабойное (разветвлено наклонное и разветвлено горизонтальное) и многоствольное (кустовое) бурение. Бурение таких скважин ускоряет освоение новых нефтяных и газовых месторождений, увеличивает дебиты и нефтеотдачу пластов, снижает капиталовложения, облегчает и упрощает обслуживание и ремонт скважин. В настоящее время практически все эксплуатационные скважины бурятся кустовым методом, когда устья нескольких скважин в кусте расположены близко друг к другу на одной технологической площадке, а забои находятся в узлах сетки разработки. Самым большим, состоящим из 64 скважин, является куст, построенный в черте города Лос-Анджелес, США. Искусственное искривление скважин применяется с целью: 1) добычи нефти и газа изтруднодоступных участков, занятых на поверхности промышленными и жилыми объектами. оврагами, горами, реками, озерами, болотами, лесами;Существует два способа бурения наклонных скважин: роторный и с применением забойного двигателя. Роторный способ представляет собой прерывистый процесс искривления ствола скважины последовательными зарезками (уходами в сторону). В качестве отклоняющего устройства применяется отклоняющий клин, на западе он называется wipstock. Отклоняющий клин - толстостенная обсадная труба, разрезанная по диагонали на две части.Профиль типа А состоит из трех участков: вертикального 1, участка набора зенитного угла 2, участка стабилизации (наклонно-прямолинейного) величины зенитного угла, продолжающегося до проектной глубины скважины [10]. Применение этого профиля позволяет до минимума ограничить число рейсов с отклонителем, получить максимальную величину отхода при минимальном значении зенитного угла. Профиль типа В имеет четыре участка: вертикальный 1, набора зенитного угла 2 по радиусу , участок падения зенитного угла 3 по радиусу (обычно ) и вертикального участка 4. Профиль типа Д имеет пять участков: вертикальный 1, набора зенитного угла 2 по радиусу Кд, участок стабилизации 3, участок донабора величины зенитного угла 4 по радиусу с входом в продуктивный пласт при углах 85° и более и горизонтальный участок 5, проходящий по продуктивному пласту. Профиль типа Г состоит из четырех участков но в отличие от типа В после вертикального 1 и участка набора зенитного утла 2 бурится наклонно-прямолинейный участок 3, переходящий затем в участок 4 - падения зенитного угла.Проведенные исследования поведения жестких компоновок для различных условий их взаимодействия с бурильной колонной позволяют наметить основные положения, соблюдение которых обеспечивает эффективную их работу по предупреждению искривления ствола скважины. Это уменьшит влияние продольного изгиба бурильной колонны на компоновку. 2 приведены кривые, показывающие изменение общего угла поворота нижнего конца маховика в зависимости от его длины для различных сочетаний величин, входящих в уравнение, из которых видно, что только определенная длина маховика (участка УБТ между центрирующими элементами для роторного бурения) дает возможность получить минимальный угол поворота нижнего его конца. Минимальный угол поворота нижнего конца компоновки, имеющий только один участок оптимальной длины, можно уменьшить, установив еще один центратор на расстоянии от первого, что значительно уменьшает величину b для верхнего конца участка l, т. е. уменьшает влияние продольного изгиба бурильной колонны на угол поворота нижнего конца компоновки. Установка каждого последующего центратора все меньше влияет на угол поворота нижнего конца компоновки, поэтому пришлось бы сильно усложнить компоновку для устранения влияния продольного изгиба бурильной колонны на угол поворота нижнего конца.МЗС-это такие скважины, в нижней части основного ствола которых имеются ответвления в виде двух и более горизонтальных, пологонаклонных пли волнообразных стволов вскрывающих продуктивный пласт (рис 3, 4, 5). Стволы могут ответвляться от основного на различной высоте от подошвы продуктивного пласта, на различных расстояниях друг от друг иметь различные радиусы искривления, оканчиваться вертикально, наклонно, вдоль пласта. Выбор формы разветвления скважин зависит от толщины продуктивного пласта и его литологической характеристики, наличия подстилающей воды и др.Проектирование профиля МЗС начинают с нижней ее части: определяется тип профиля, число ответвлений, их конфигурация, исходя из технических возможностей определяется конструкция основного (маточного) ствола, конструкции дополнительных стволов: по заданной интенсивности набора определяют их радиусы, КНБК, их проходимость по стволам; по допустимой величине изгиба труб выбирают диаметры бурильных и обсадных колонн. Конфигурация МЗС должна отвечать следующим требованиям: ствол основной скважины должен обеспечивать прохождение КНБК в любом

СОДЕРЖАНИЕ

Задание на дипломное проектирование

Реферат

Введение

1. Бурение наклонно направленных скважин

1.1 Назначение и область применения наклонно направленного бурения

1.2 Способы бурения наклонных скважин

1.3 Профили наклонных скважин

1.4 Основные принципы выбора жестких компоновок

1.5 Многозабойные и многоярусные скважины

1.5.1 Многозабойные скважины (МЗС)

1.5.2 Выбор и обоснование профиля МЗС

1.5.3 Многоярусные скважины (МС)

1.6 Проектирование и расчет профилей горизонтальных скважин

1.6.1 Расчет профиля горизонтальной скважины

1.6.2 Расчет направляющей части профиля

1.6.3 Расчет горизонтального участка профиля

2. Опорно-центрирующие элементы для бурения наклонно направленных скважин

2.1 Назначение опорно-центрирующих элементов КНБК, краткая характеристика

2.2 Использование компоновок с калибратором при бурении наклонных скважин

2.3 Устройство и принцип действия калибратора-виброгасителя типа ВК 122

2.4 Методика определения фактического диаметра и износа центрирующих элементов КНБК

3. Патентная проработка элементов КНБК

4. Технология и технические средства для проводки многозабойных и горизонтально-разветвленных скважин

4.1 Конструкция многозабойных скважин

4.2 Технология бурения многозабойных и горизонтально-разветвленных скважин

4.3 Способы бурения боковых стволов

4.4 Технология бурения боковых стволов

4.5 Забуривание дополнительного ствола

4.6 Определение собственной частоты поперечных колебаний одноразмерного низа бурильной колонны

4.7 Выбор параметров амортизатора

5. Расчетная часть

5.1 Схемы исследования работы нижней части бурильной колонны, находящейся в наклонном стволе скважины

5.2 Оптимальное место установки второго центратора (калибратора) в жесткой компоновке

5.3 Выбор диаметрального зазора по калибратору

5.4 Определение величины выпрямляющей силы

5.5 Определение отклоняющей силы на долоте

5.6 Определение максимального изгибающего момента

5.7 Определение момента инерции в плоскости действия максимального изгибающего момента

5.8 Расчет деталей калибратора-виброгасителя на изгиб, срез и смятие

5.9 Расчет резьбы на прочность

6. Безопасность и экологичность проекта