Бурение грунтовых зондов, установка энергетических колодцев

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

Основные 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

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

АСДА-200
1 100
2 200×2

АСП-ЗМ2

АСП-ЗМ1

ПКР-560

ПКР-560

ПКР-560

РПДЭ-3

АКБ-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. =

/

т

ю

0 _ * | к

Е^НС*^ ЙМ<!Н§1

3 11 11 ^ 14 15

*—1®с*1Ы№

X

Ї

Е^НОИЙ Чїкі-С^ґ16

17

Рис. 13.1. Схемы оборудования для герметизации устья скважин:

разъемный желоб; 3

а — 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.

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

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.

Комментарии запрещены.