Солнечная электростанция 30кВт - бизнес под ключ за 27000$

15.08.2018 Солнце в сеть




Производство оборудования и технологии
Рубрики

ПРИНЦИПЫ ВЫБОРА БУРОВОГО ОБОРУДОВАНИЯ

Исходными данными при выборе буровой

установки (БУ) являются проектная глубина н конструкция скважины.

Основные параметры современных БУ для эксплуатационно­го и глубокого разведочного бурения на нефть н газ глубиной от 1500 до 5000 м по данным заводов-изготовителей приведе­ны в табл. 13.1. Основные параметры БУ для сверхглубокого разведочного и эксплуатационного бурения глубиной от (3500 до 15 000 м, выпускаемые ПО “Уралмаш", приведены в табл. 13.’2.

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’1 скважины в ка­ждом конкретном случае может отличаться от указанной в табл.

13.1 и 13.2 в сторону уменьшения или увеличения в зависимости от типа, и веса бурильных труб и компоновки бурильной колон­ны. Однако во всех случаях должно соблюдаться условие

^б. кшах < {Ну, ек + 0, 1 У/рек )300, (13.1)

где &6кпш — максимальный вес бурильной колонны; Ярек — рекомендуемая глубина, бурения; 300 — вес 1 м бурильных труб — Н/м.

Тин привода выбирается в зависимости от степени обустрой­ства конкретного реї’нон а.

Пример 13.1. Вычислить глубину бурения БУ5000 (Ярек = 5000 м) при весе 1 м бурильных труб 270 и 360 И/м.

289

Подпись: 289Основные параметры буровых установок для эксплуатационного и разведочного бурения на нефть и газ

Буровые установки (комплекты бурового оборудования)

Параметры

БУ-

50БрД

БУ-

80БрД

БУ-

80БрЭ

БУ-

3000БД

БУ-

3000БЭ

БУ-

125БрД

БУ-

125БрЭ

У рал — маш 4000ДГУ

Урал — маш 4000 ЭУ

Урал-

маш

ЗД-76

Урал-

маш

4Э-76

БУ 5000 ДГУ-1

БУ 5000 ЭУ

Максимальная грузоподъем­ность, МН

0,7

1,4

1,2

1,7

1,7

2,0

2,0

2,0

2,0

2,0

2,0

2,5

2,5

Р екоменду емая глубина бурения (при массе бу­рильной колонны 30 кг/м), м

1500

2800

2800

3000

3000

4000

4000

4000

4000

4000

4000

5000

5000

Максимальная оснастка талевой системы

4×5

4X5

4X5

5×6

5×6

5X6

5×6

5×6

5×6

5×6

5×6

6X7

6×7

Длина свечи, м

18

24

24

27

27

24

24

27

27

27

27

27

27

Максимальное натяжение ходо­вой ветви тале­вого каната, кН

100

200

172

210

210

240

240

250

250

273

250

250

250

Диаметр талево­го каната, мм

25

28

28

28

28

32

32

32

32

32

32

32

32

Вид привода

Д пчел ь-гид­

Элек­

Дизель­

Элек­

Дизель-

Элек­

Дизель-

Элек­

Дизель­

Элек­

Дизель-

Элек­

равлический

три­

ческий

ный

три­

ческий

гидрав-

личес-

кий

три­

ческий

гидрав-

личес-

кий

три­

ческий

ный

три­

ческий

гидрав-

личес-

кий

три­

ческий

Буровые установки (комплекты бурового оборудования)

Параметры

БУ-

50БрД

БУ-

80БрД

БУ-

80БрЭ

БУ-

3000БД

БУ-

3000БЭ

БУ — 12-5 БрД

БУ — 125БрЭ

Урал-

маш

4000ЛГУ

Урал-

маш

4000 ЭУ

Урал-

маш

ЗД-76

Урал-

маш

4Э-76

БУ 5000 ЛГУ-1

БУ 5000 ЭУ

Вид привода

пере­

пере­

пере­

пере­

пере­

пере­

мен­

менно-

менного

менного

менного

менного

ного

ного

тока

тока

тока

тока

тока

тока

Тип привода

Г руппо-

Раз­

Г рупповой

Раз­

Г руп­

Раз­

Груп­

Раз­

вой

дель­

дель­

повой

дель­

повой

дель­

ный

ный

ный

ный

Лебедка

Одно­

ЛБ-20БР

У2-2-11

Однобарабан­

ЛБУ-1100

У2-5-5

ЛБУ-1100

бара­

ная, шести­

банная,

скоростная

2-скоро-

стная

Буровой насос

БРН

-1

У8-6МА

БРН-1

У8-6К

-ІА2

Число насосов

1

2

2

2

2

2

2

2

2

2

2

2

2

Ротор

Р-

460

Р-560

Вертлюг

БУ-75

ШВ14-160м

УВ-250

ШВ14-160м

УВ-2.50

Вышка

А-образная мачто-

ВА-41-170

А-образная

ВА-41-70

ВА-45

Не постав­

ВА-45-250

вая

мачтовая

-200

ляется

Кронблок

УКБА-6-200

У КБА-6-250

УКБА-6-270

УКБ-

7-320

Талевый.

УТБА-5-170

УТБА-5-200

УТБА-5-225

УТБА-6-250

6jiok

1

ДЭА-100

2

100×2

1

100

ПКР-Ш8

Пнев­матичес­кие клинья, встроен­ные в ротор

ПБК

РПДЭ-5

Дизель-гене­ратор ные станции: шифр

число Мощность станции, кВт Средства ме­ханизации:

расстановка

свечей

удержива­ния колон­ны (пневма­тические клинья)

свинчива­ния и раз­винчивания свечей регулятор подачи долота

2

100×2

тнз-дэ

-104СЗ

1

100

ПРИНЦИПЫ ВЫБОРА БУРОВОГО ОБОРУДОВАНИЯ
ПРИНЦИПЫ ВЫБОРА БУРОВОГО ОБОРУДОВАНИЯ

ДЭА-100

 

1

100

 

2

100×2

 

Передвижной

подсвечник

МПС

ПКР-Ш8

 

АСП-ЗМ1

 

ПКР-560

 

АКБ-ЗМ

 

РПДЭ-3

 

АСДА-

200

2

200×2

ТНЗ-ДЭ

-104СЗ

1

100

1

100

тнз-дэ

-104СЗ

2

100×2

ПРИНЦИПЫ ВЫБОРА БУРОВОГО ОБОРУДОВАНИЯ ПРИНЦИПЫ ВЫБОРА БУРОВОГО ОБОРУДОВАНИЯ

АСДА-200

 

1

100

 

2

200×2

 

АСП-ЗМ2

Подпись: АСП-ЗМ2АСП-ЗМ1

ПКР-560

Подпись: ПКР-560

ПКР-560

Подпись: ПКР-560ПКР-560

РПДЭ-3

Подпись: РПДЭ-3АКБ-ЗМ2

Основные параметры буровых установок для сверхглубокого бурения

Параметры

Буровые установки

ВУ6500ДГ

ВУ6500Э

БУ8000ДЭ

ВУ8000ЭП

БУ15000

Максимальная грузо­

3,2

3,2

4,0

4,0

4,0

подъемность, МН

Рекомендуемая глуби­

6500

6500

8000

8000

15000

на бурения (при мас­

(трубы

се бурильной колонны

из лег­

30 кг/м), м

кого

сплава)

Диаметр талевого ка­

35

35

38

38

38

ната, мм

Максимальное натяже­

340

340

420

420

420

ние ходовой ветви

талевого каната, кН

Вид привода

Дизель-

Элек­

Дизель-

Электрический по­

гвдрав-

тричес­

электри-

стоянного тока

лический

кий пе­

ческий

ременно­

постоян­

го тока

ного тока

Тип привода

Г рупповой

Раздельный

Лебедка

ЛБУ-

ЛБУ-

У2-300

У 2-300

ЛВУ-

1700

1700Д

3000

Буровой насос

У8-7-МА2

УНБ-

1250

Ротор

Р-560

У 7-760

УР-760

Вертлюг

УВ-320

УВ-450

Выпаса

ВА-45-320

ВА-58-300

ВВА-

58-400

Кронблок

УКБД

-7-400

УЗ-300

УКВА-

7-500

Талевый блок

УТБА-6-320

У 4-300

УТБА-

6-400

Средства механиза­

ции:

расстановка свечей

АСП-ЗМ5

А СП-5

А СП-6

удерживания колонны

ПКР-560

ПКР-300

ПКР-

(пневматические кли­

300М

нья)

свинчивания и раз­

АКБ-ЗМ

ДКБ-

АКБ-ЗМЗОО

винчивания свечей

ЗМ2

регулятор подачи до­

РПДЭЗ

рпдэ з-зоо

лота

Примечания: 1. Максимальная оснастка талевой системы 6×7

2. Длина

свечи 36 м. 3. Число насосов — три

4. Дизель-генераторная станция АСДА-200

мощностью 200 кВт.

Сб. ктах = (5000 + 500)300= 1,65 МН.

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

Ярек = 1,65 -107270 »6111 м.

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

Ярек = 1,65 • 107370 « 4459 м.

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

Сб. к или GOK < [G].

Пример 13.2. Выбрать буровую установку для бурения скважины проектной глубиной Н = 4500 м со следующей кон­струкцией (табл. 13.3).

Для бурения скважины до проектной глубины применяются бурильные трубы диаметром 127 мм, УБТ длиной 150 м диа­метром 178 мм (dBy = 80 мм, qy = 1,53 кН/м). Район буровых работ электроэнергией не обеспечен.

Решение. Вес кондуктора

GK = lKqR = 450 ■ 825 « 0,4 МН.

Вес промежуточной колонны

Gn = lnqn = 3500 • 569 » 2 МН.

Вес эксплуатационной колонны

Сэ. к = 4500-313 = 1,41 МН.

Вес бурильной колонны с УБТ

<7б т + Gy = l6q6 + lyqy = 4350 • 287,4 + 150 • 1530 = 1,5 МН.

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

Таблица 13.3

Наименование обсадной колонны

Диаметр с/к, мм

Толщина стенок, мм

Глубина спуска, м

Вес 1 м q, Н/м

Кондуктор

351

10

450

825

Промежуточная

244,5

10

3500

569

Эксплуатационная

146

8, 9 и 10

4500

313*

* Усредненный вес 1 м обсадной колонны.

Максимальные нагрузки с учетом расхаживания: от веса бурильной колонны

(? = 1,5-1,25 = 1,87 МН;

от веса наиболее тяжелой обсадной колонны

С = 2 — 1,15 = 2,3 МН.

Для бурения данной скважины более рационально использо­вать установку БУ 5000ДГУ-1 с дизель-гидравлическим приво­дом, поскольку нагрузка (в МН) от наиболее тяжелой обсадной колонны, меньше максимальной: 2,3 < 2,5.

Выбор типа и числа насосов (или компрессоров) про­изводится на основании расчетов расхода и давления бурового раствора (или ГЖС), приведенных соответственно в гл. 11 и 12.

Техническая характеристика наиболее распространенных на­сосов и компрессоров приводится соответственно в табл. 13.4 и 13.5.

Таблица 13.4

Основные параметры буровых насосов

Параметры

БРН-1

У8-6МА2

У8-7МА2

УНБ-1250

Мощность, кВт:

приводная

367

585

825

1250

гидравлическая

294

500

700

1060

Максимальное число

72

65

65

60

двойных ходов поршня в 1 мин

Ход поршня, мм

300

400

400

450

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

130

19,6/15,0

25,0/18,9

140

14,6/17,8

22,3/22,7

32,0/22,3

150

14,1/20,8

19,0/26,7

27,2/26,3

40,0/26,7

160

12,3/24,0

16,3/31,0

23,4/30,5

35,0/31,1

170

10,8/27,2

14,3/35,5

20,4/35,0

30,5/35,7

180

9,6/31,0

12,5/40,4

18,0/39,8

26,5/40,7

190

11,1/45,5

15,9/44,8

23,6/45,4

200

10,0/50,9

14,2/50,2

21,0/51,4

Частота вращения при­

водного вала, мин-1

310

325

332

265

Габариты, мм:

длина

3960

3020

3340

3890

ширина

2630

5100

5610

6740

высота

2702

3300

3380

3400

Масса, т

14,76

26,73

33,7

47,2

Страна-изготовитель

Шифр

Подача <3, / * м /мин

Максималь­ное давле­ние р, МПа

Мощность на валу N, кВт

Россия

КС-20/45

20

4,5

255

КС-16/100

16

10,0

300

КПУ-16/100

16

10,0

300

КПУ-16/250

16

25,0

251

УКП-80

8

8,0

173

СД-15/25

15

25,0

220

Италия

4НО/2а-М

18

8,0

223

Австрия

УВС-3438ШЭ

40

4,0

356

Румыния

МС-10

10

0,7

77-88

ЕС-10

10

0,7

75

1V15/7

15

0,7

100

2У30/7

30

0,7

200

ЗУ45/7

45

0,7

300

хов

17-21

10,0

160

163

52

3,0

500

* В стандартных условиях.

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

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

= <2н гР»г, (13.2)

где — подача насосов, м3/с; — давление насосов, МПа.

Мощность приводного двигателя насоса (в кВт)

Nо = Л^н/т/н. а, (13.3)

где т?„.а — общий КПД насосного агрегата от двигателя до на­гнетательной линии,

1?н. а = адг7?м; (13.4)

где 7?0 = 0,98+0,96 — коэффициент объемной подачи для исправ­ного насоса; г)Г = 0,97 + 0,98 — гидравлический КПД, оценива­ющий потери мощности в каналах входного и выходного коллек­тора, гидравлической коробке и клапанах; т]м = 0,80 + 0, 87 — механический КПД насоса при работе на полезной мощности.

Пример 13.3. Выбрать тип и количество буровых насо­сов для бурения различных интервалов скважины глубиной

II = 3300 м для условий, приведенных в табл. 13-6-

Бурильные трубы ТБ11В диаметром 127 мм с толщиной стен­ки 9 мм; УБТ диаметром <1У = 75 мм и длиной 1у = 180 м.

Наименова­ние обсад­ной колонны

Диаметр

обсадной

колонны,

мм

Г лубина спуска, м

Диаметр

долота,

мм

Q, м3/с

Давление бу­рового насо­са в нагне­тательной линии, МІІа

Кондуктор

323,9

420

444,5

0,058

16,0

Промежу­

точная

244,5

2100

295,3

0,04

17,8

Открытый

ствол

215,9

0,025

16,5

Решение. По формуле (13.2) полезная мощность насо­сов, необходимая для прокачки бурового раствора при бурении (в кВт): под кондуктор

iVH. K = 0, 058 ■ 16 ■ 106 = 928 • 103 Вт = 928 кВт; под промежуточную колонну Л’н. п.к = 0,04 • 17,8 • 106 = 712 кВт; открытого ствола

7VH о с = 0,025 • 16, 5 ■ 106 = 412,5 кВт.

Для заданных условий из табл. 13.4 можно выбрать насос УИБ-750 (У8-7МА2) полезной мощностью 750 кВт и приводной 900 кВт.

При бурении под кондуктор полезная мощность, развиваемая двумя насосами

NH = 27VH(K-, = 2 • 750 = 1500 кВт;

запас полезной мощности насосов

1500 — 928 = 572 кВт.

Для бурения второго интервала скважины требуется полез­ная мощность 712 кВт, вследствие чего этот интервал можно бурить и одним насосом с запасом мощности

750 — 712 = 38 кВт.

Мощность двигателя привода насоса определяется из выра­жения (13.3)

N0 = 750/0,8 = 937,5 кВт,

где г/н. а = 0,97 • 0,97 •0,85 та 0,8.

Пример 13.4. Выбрать компрессор, воспользовавшись усло­вием и решением примера 12.4.

Решение. Поданным табл. 13.5 для данных условий мож­но выбрать два компрессора КС-16/100 (или КПУ-І6/100) с <5 = 16 м3/мин каждый и р = 10 МПа (N = 300 кВт каждый) или один австрийский компрессор УВС-3439¥3 с <5 = 40 м3/мин, р = 4 МПа и N = 356 кВт.

Основные параметры вышек буровых установок кронблоков, талевых блоков, крюков и крюкоблоков при­ведены в табл. 13.7 и 13.8.

Основные параметры ротора (проходное отверстие в сто­ле, допускаемая статическая нагрузка, частота вращения его и мощность) выбираются [2] в соответствии с требованиями, предъявляемыми технологией бурения. Основные характеристи­ки роторов приведены в табл. 13.9.

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

Вп. о = Аа. н + <5, (13.5)

где £д н — диаметр долота при бурении под направление, мм;

6 — диаметральный зазор, необходимый для свободного прохода долота, мм, 8 = ЗО — і — 50 мм.

Допустимая статическая нагрузка на стол ротора долж­на быть достаточной для удержания в неподвижном состоянии наиболее тяжелой обсадной колонны, но одновременно не пре-

Таблица 13.7

Основные параметры вышек буровых установок

А-образные

Башенные

Параметры

БУ-

50БрД

БУ-

80БрД

БУ-

80БрЭ

БУ-

125БрД

БУ-

125БрЭ

ВА-

4Ъ<

ХІ70

ВА-

45х

х200

ВА — 45 х х250

ВА — 45 х х320

ВБА-

58-300

ВБА — 58 х х400

Максимальная нагрузка на вышку, кН

900

1850

2500

2150

2500

3100

3900

4800

5000

Полезная вы­сота вышки, м

31,68

39,5

41,2

41

45

45

45

58

58

Расстояние между опора­ми, м

5,5

7,2

8,5

9,2

10,3

10,3

10,3

16,5

14.5

Полезная пло­щадь подсвеч­ников, м2

2

2,5

8

5

8

8

8

12

20

Масса, т

12,62

19,3

25,6

33,19

33,14

30,70

44,10

Основные параметры кронблоков, талевых блоков, крюков и крюкоОлоков

Оборудование

Г рузоподъем — ность, МН

Число канатных шкивов

Масса, т

Кронблоки

БУ-50БрД

0,9

5

1,27

БУ-80БрД,

1,85

5

2,06

БУ-80БрЭ

БУ-125БрД,

2,5

6

3,49

БУ-125БрЭ

УКБА-6-200

2,0

6

2,7

УКБА-6-250

2,5

6

5,8

УКБА-6-270

2,7

6

3,4

УКБА-6-320

3,2

7

6,0

УКБА-7-400-1

4,0

7

7,0

У-300

3,0*

7

8,3

УКБА-7-500

5,0

7

11,7

Талевые блоки

БУ-50БрД

0,7

4

2,515

БУ-80БрД,

1.4

4

4,480

БУ-80БрЭ

БУ-125БрД,

2,0

5

5,280

БУ-125БрЭ

УТБА-5-170

1,7

5

4,400

УТБА-5-200

2,0

5

7,300

УТБА-5-225

2,25

5

3,200

УТБА-5-250

2,50

6

6,700

У4-300

3,0*

6

10,300

УТБА-6-320

3,2

6

9,600

УТБА-6-400

4,0

6

12,500

Крюки

БУ-50БрД

1,1

0,93

БУ-80БрД,

1,4

1,427

БУ-80БрЭ

БУ-125БрД,

2,0

2,140

БУ-125БрЭ

УК-225

2,25

2,900

УК-300

3,0

4,800

Крюкоблоки

КБ-125

1,25

3,680

КБ-200

2,0

6,155

Параметры

ВЗБТ

Уралмашзавод

Р-460

Р-560

Р-560

Р-700

Р-950

Р-1260

Допустимая нагрузка на стол, МН

статическая

2,7

3,0

4,0

5,0

6,3

8,0

при частоте вращения 100 об/мин

1,2

1,78

1,78

2,3

3,2

3,2

Наибольшая частота вращения стола, об/мин

300

350

250

250

250

200

Диаметр отверстия в столе, мм

460 .

560

560

700

950

1260

Условный диапазон глу­

600-

1600-

2500-

3200-

4000-

6500-

бин бурения, м

1250

2500

4000

5000

8000

12500

Статическая грузоподъ­емность подшипника ос­новной опоры, МН

2,58

4,10

8,42

9,00

9,67

12,5

Передаточное отношение конической пары

3,15

2,7

3,61

3,13

3,81

3,96

Максимальная мощность, кВт

200

280

370

370

500

600

Габариты, м: длина

1,94

2,31

2,31

2,27

2,42

2,87

ширина

1,18

1,35

1,62

1,54

1,85

2,18

высота

0,75

0,75

0,68

0,75

0,78

Масса, т

3,1

5,7

5,8

4,8

7,0

10,27

Вместимость масляной ванны, л

22

55

55

92

вышать статической грузоподъемности подшипника главной опоры стола ротора:

мтах < Сдоп < С0, (13.6)

где Мтах — вес наиболее тяжелой обсадной колонны, кН; Сдоп — допускаемая статическая нагрузка на стол ротора; О0 — ста­тическая грузоподъемность подшипника основной опоры стола ротора.

Наибольшая частота вращения стола ротора ограничивается критической для шарошечных долот Мтах < 250 мин-1, а наи­меньшая Л, т1п = 15 ч — 50 мин-1 используется при бурении глу — бокозалегающих абразивных и весьма твердых пород, забурива — нии 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

ЛР = (ЛГхв + 7Ул)/Ч, (13.7)

где г/р — КПД ротора, 7]р — 0,90 4-0,95; ^_в и Лгд — мощность, затрачиваемая соответственно на холостое вращение труб и раз­рушение пород, кВт (формулы для расчета Лгх в и Лгд приведены в гл. 9).

Пример 13.5. 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 ({=140 мм; частота вращения п— 120 мин-1; удельный вес бурового раствора 7 = 1,4 -104 Н/м3.

Решение. По формуле (9.31) мощность на холостое враще­ние бурильной колонны

Л^.в = 13,5-10-8-1800-0,142-1201,5-0,39370’5-1,4-104 = 55,2 кВт.

Мощность на разрушение породы по формуле (9.28)

Ид = 2,3 • 10"5 — 120 • 393, 70,4 — 2001’3 = 14, б кВт.

По формуле (13.7)

Л’р = (55,2 + 14, 6)/0, 90 = 77,5 кВт.

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 должно быть не менее наибольшего давления насосов, использу­емых в БУ соответствующего класса.

Основные параметры вертлюгов приведены в табл. 13.10.

Таблица 13.10

Основные параметры вертлюгов

Параметры

БУ-75

ШВ-14-160М

У В-250

УВ-320

УВ-450

Статическая грузоподъ­емность, МН

1,0

1,6

2,5

3,2

4,5

Диаметр проходного от­верстия в стволе, мм

О

О

100

75

75

75

Максимально допустимое давление бурового рас­твора в стволе, МПа

15

20

25

32

40

Максимальная частота вращения, мин-1 Габариты, мм:

170

250

200

200

150

высота с переводником

3040

2850

3000

3270

ширина по оси пальцев штропа

_

1016

1090

1200

1320

Масса, т

2,100

2,300

2,980

3,815

Комплектность основных технических средств циркуляцион­ных систем буровых установок приведена в табл. 13-11.

Противовыбросовое оборудование устья скважины выбирается исходя из следующих условий

Рпрв ^ (^у)тах?

4.опрв > о (13.8)

где рпрв — рабочее давление превенторов (табл. 13.12)- (ру)тах — максимально ожидаемое давление на устье скважины при газо — нефтеводопроявлении; йп. опрв — диаметр проходного отверстия в превенторе; В — диаметр долота, в котором предстоит бурить ствол скважины после установки этого оборудования, с учетом наибольшего наружного диаметра обсадной колонны, которой нужно крепить пробуренный интервал.

Табли ца 13.11

Комплексность основных технических средств циркуляционных систем буровых установок

Оборудование

БУ-50БрД,

БУ-80БрД,

БУ-80БрЭ

Уралмаш 3000БД, 3000 БЭ; БУ-125БрД БУ-125 БРЭ; Уралмаш 4000 ДГУ, 4000 ЭУ

Уралмаш ЗД-76, 43-76; Уралмаш 5000 ДГУ, 5000 ЭУ

Блок приготовле­ния буровых раст­воров:

БПР-40

2

4

БПР-70

1

2

Емкость с полез­ным объемом, м^: 30

3

5

6

40

4

6

50

5

Перемешиватели:

4УПГ

6

10

12

ПЛІ, ПЛ2

5

7

9

Вибросито-ВС-1

1

2

2

Иескоделители

1

1

1

Илоотделители

1

1

1

Дегазатор

1

1

1

Емкость с пере-

1

1

мешивателем для приготовления химреагентов Блок хранения хим-

1

1

1

реаген гов БХР с дозатором

Диаметр

Плашки

Тип

Шифр

проход­

Давление, МПа.

сменные

превен­

превентора

ного от­

под трубы

тора

верстия,

рабочее

пробное

диаметром,

мм

мм

Плашечный

ППГ-156х320

156

32

64

60; 63,5;

73; 89; 102:

114

ППГ-156Х320 Хл

32

64

60; 63,5;

73; 89; 102;

114; 127

ППГ-203х320Бр

203

ПИГ-203х500Бр

50

75

102; 114;

ППГ-203х700Вр

70

105

124; 127;

ПГ1Г-307х200

307

20

40

140; 146;

168; 178

ППГ-307х200Хл

32

64

194;197

203; 219

ППГ-307х320

ППГ-350х350

350

35

70

114;127 146;168 178;194 197; 203 219

ППГ-406х125

406

12,5

25

127; 140 146;168 178; 194 197; 203 219;245 273

ППГ-520х140

520

14

21

114; 146 168; 3 78 194;203 219;245 273; 299 324;340 351; 377 407; 426

У ниверсальный

ІІУГ-230Х 320Бр

230

32

64

60; 63,5;

73; 89; 114;

127; 141;

146; 168

178; 194

В ращающийся

ЛВ-230х320Бр-1

230

32

64

114; 89;

73

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 нефтегазопро — явлений в скважине рекомендуются схемы монтажа оборудова­ния для герметизации устья скважины, представленные на рис.

13.1 [9].

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.

Пример 13.6. Скважина должна вскрыть залежь в интер­вале 3500-3600 м в следующих условиях: наибольшее пластовое давление рпл = 40 МПа; средняя геостатическая температура пласта 147 °С; состав природного газа, %: СН4—92; С2Н6—2,5; С3Н8—1,5; N2—2,5; СОг—1; Н23—0,5; пласт предусматривается вскрыть 190,5-мм долотом. Выбрать схему монтажа оборудова­ния для герметизации устья скважины.

Решение. Относительная плотность газа по формуле (10.32) и данным табл. 10.14

Ро г = 0,555■0,92 + 1,049 ■0,025 + 1,562• 0, 015 + 0,967■0,025+

+ 1,529-0,01+ 1,19-0,005 = 0,6.

Критическое давление для газа по формуле (10.35)

Ркр = 4, 79 ■ 0,92 + 5,08 • 0,025 + 4,42 ■ 0,015 + 3,54 ■ 0,025 + 7,68х

х0,01 + 9,37- 0,005 = 4,8 МПа.

Критическая температура по формуле (10.36)

Гкр = 191-0,93+ 305-0,025+ 370-0, 015+ 126-0,025+ 304-0,01+

+374-0,005 = 199 К.

Средняя температура газа в скважине в случае аварийного фонтанирования [23]

Тср и (0, 7 4- 0,8)ТПЛ и 0, 7 • 147 + 273 = 376 К.

Приведенная температура газа в закрытой скважине по фор­муле (10.34)

Тпр = 376/199 = 1,89.

Если предположить, что среднее давление газа в закрытой скважине 37 МПа, то приведенное давление по формуле (10.33)

рпр % 37/4,8 = 7,7.

По рис. 10.1 находим коэффициент сжимаемости газа Д. =

ПРИНЦИПЫ ВЫБОРА БУРОВОГО ОБОРУДОВАНИЯ

/

Подпись: /

т

Подпись: т

ю

Подпись: ю0 _ * | к

Е^НС*^ ЙМ<!Н§1

3 11 11 ^ 14 15

Подпись: 3 11 11 ^ 14 15 ПРИНЦИПЫ ВЫБОРА БУРОВОГО ОБОРУДОВАНИЯ

*—1®с*1Ы№

Подпись: *—1®с*1Ы№ ПРИНЦИПЫ ВЫБОРА БУРОВОГО ОБОРУДОВАНИЯX

Ї

Е^НОИЙ Чїкі-С^ґ16

ПРИНЦИПЫ ВЫБОРА БУРОВОГО ОБОРУДОВАНИЯ

17

Рис. 13.1. Схемы оборудования для герметизации устья скважин:

разъемный желоб; 3

Подпись: разъемный желоб; 3а — двухпревенторная с двумя линиями манифольда; б, о, е — трехпревен — торная соответственно с двумя, тремя и четырьмя линиями манифольда;

установка гидравлического управления;

фланцевая катушка; 4,5 — универсальный и плашечный превенторы; 6 — гидроприводная прямоточная задвижка; 7 — быстродействующий (на от­крытие) клапан; 8 — напорная труба; 9 — фланец под манометр; 10 — запорное устройство и разделитель к манометру; 11 — прямоточная задвиж­ка; 12—тройник; 13 — быстроразъемная полумуфта; 14 — крестовина; 15, 16— быстросменный и регулируемый дроссели; 17— отбойная камера-дега­затор; 18— устьевая крестовина; 19— колонная головка; І, II, III— линии соответственно глушения, дросселирования и резервная линия

1,06. По формуле (10.31) найдем наибольшее давление на устье скважины, закрытом после нолного выброса бурового раствора.

34 МІІа.

Подпись: 34 МІІа.

ру = 40ехр

Подпись: ру = 40ехр(9, 81/287,4)0,6( —3600) 1.06■376

t

‘" vi X 10

icJdi5a^v іл

15

IK-

«і _ ihd*l0^

H

~V13

П L

 

ПРИНЦИПЫ ВЫБОРА БУРОВОГО ОБОРУДОВАНИЯ

ПРИНЦИПЫ ВЫБОРА БУРОВОГО ОБОРУДОВАНИЯ

Предварительная оценка среднего давления в закрытой сква­жине сделана правильно, поскольку

РсР = (40 + 34)/2 = 37 МПа.

Выбирается двухпревенторная схема (рис. 13.1, а) с ллашеч — ными превенторами ППГ-203-500 Бр (см. табл. 1.3.12),

Давление опрессовки противовыбросового оборудования

Роп > 1,1 (Ру)max = 1,1 — 34 = 37,4 МПа.

Оставить комментарий