Вибір, розрахунок і монтаж бурової установки для буріння свердловини глибиною 3800 м в умовах Прикарпатського УБР - Дипломная работа

Вибір, розрахунок і монтаж бурової установки для буріння свердловини глибиною 3800м в умовах Прикарпатського УБР Вступ Розвиток нафтогазової промисловості на території України розпочався ще в далекому 18 столітті. У після воєнні роки видобуток нафти і газу збільшився за рахунок інтенсивного розвитку технологій і був одним із найбільших в колишньому СРСР. Фактично він посів місце фундаменту в розвитку України, як держави. Оскільки ПЕК має таке велике значення у житті країни, привертають увагу перспективи його розвитку і особливо це стосується нафтогазової галузі - найважливішої складової вітчизняного ПЕК. Великим чинником в видобутку нафти і газу являється монтаж бурової установки і її споруд. Від методу монтажу установки залежить час і ефективність буріння, а також зменшення аварій і простоїв бурової установки. 1. Річні обсяги бурових робіт у Полтавському регіоні зросли з 5000 м проходки до 20000 м. Конструкція свердловини повинна бути міцною та відповідати наступним вимогам: бути надійною і забезпечувати ізоляцію продуктивних горизонтів, мати мінімальні витрати на розвідку і розвідку родовища, досягати необхідного режиму експлуатації, максимально використовувати пластову енергію для транспортування нафти і газу, що видобуваються, доведення свердловини до проектної глибини. Пробурені свердловини повинні бути закріплені обсадними колонами. В даний час використовується п’ять типів обсадних колон. 1. Глибина спуску 3-5 м. 2. Орієнтовно глибину встановлення кондуктора можна визначити за формулою , де - величина пластового тиску газу в першому розкритому газовому горизонті в МПа (після спуску кондуктора). Проміжна колона призначена для перекриття мінералізованих вод, які забруднюють глиняний розчин, зон поглинання або сильних газопроявів, які виникають при незначному коливанні густини глиняного розчину, потужних відкладання солей, зон обвалоутворень, зон ускладнень, що потребують промивних рідин, які різко відрізняються своїми параметрами. Діаметр експлуатаційної колони повинен забезпечувати переведення свердловини з фонтанного видобутку на насосний, а також розміщення обладнання для одночасної експлуатації декількох горизонтів. Технічна частина 2.1 Характеристика обсадних колон і бурильного інструменту Обсадні колони використовуються для закріплення стінок свердловини, складених недостатньо стійкими гірськими породами, розєднування різних пластів і створення довготривалого каналу для добування нафти і газу з свердловини. Перехід до буріння свердловин малого діаметра з мінімальними зазорами між муфтами обсадних труб і стінками свердловини, а також розширення виробництва високоміцних труб сприятимуть максимальному полегшенню обсадних колон і завдяки цьому дозволять істотно поліпшити техніко-економічні і якісні показники бурових установок за рахунок можливості зниження навантаження, що допускається на гаку. Обсадні труби розрізняються також по типу зєднання, діаметру і товщині стінки труби, групі міцності сталі і виду муфт. Трикутна різьба має форму і розміри (крок 3,175 мм, кут профілю 60°). До обсадних труб і муфт предявляються наступні основні вимоги: граничні відхилення по зовнішньому діаметру труб всіх умовних діаметрів 0,75%; з умовним діаметром до 219 мм включно ±1 %; з умовним діаметром більше 219±1,25%; граничні відхилення по товщині стінки- 12,5 %; граничні відхилення по зовнішньому діаметру муфт ±1 %, але не більш 3 мм, спеціальних муфт ±0,8% і -0,4 мм; граничне відхилення по довжині муфт ±3 мм. 2.2 Розрахунок колон і визначення ваги найбільш важкої колони Таблиця 2.1 Характеристика бурильного інструменту та колон Назва Діаметр, мм Глибина спуску, мм Вага 1п.м, Н Кондуктор Технічна (проміжна)колона Експлуатаційна колона Бурильний інструмент під кондуктор Бурильний інструмент під технічну колону Бурильний інструмент під експлуатаційну колону 426 245 140 102 127 127 400 1200 1000 2000 1800 200 200 2000 200 3600 200 1162 713 603 357 298 320 1560 224 970 224 970 Розрахуємо вагу колон та бурильного інструменту. Вага кондуктора складає: (Н) (2.1) де - глибина спуску кондуктора, м; - вага 1 п.м кондуктора, Н 400*1162 = 464800 Н Вага технічної колони: (Н) (2.2) де - глибина спуску 1 і 2 секції технічної колони, м; - вага 1 п.м 1і 2 секції технічної колони, Н. Vкр = 0,3-0,5м/с з - ККД підйомної установки від вала двигуна до гака. з = зт * зц * зр * зкр * звх * зв де, зт - ККД талевої системи, рівний 0,85; зц - ККД ланцюгових передач, рівний 0,96; зр - ККД понижуючого редуктора, рівний 0,98; зкр - ККД клинопасової передачі, рівний 0,95; звх - ККД, що враховує втрати при вихлопі, рівний 0,95; зв - ККД, що враховує втрати у вентиляторі, рівний 0,95. з = 0,85*0,96*0,98*0,95*0,95*0,95 = 0,7 Приймаючи Vкр = 0,3м/с, з = 0,7, знаходимо потужність двигуна для приводу лебідки: Споживча потужність двигунів для приводу ротора визначається по формулі: Nпр.р = Nд Nх.в Nп (кВт) (2.8) де, Nд - потужність, яка втрачається на пробурення породи долотом; Nх.в - потужність, яка втрачається на холосте обертання бурильної колони