Солнечная электростанция 30кВт - бизнес под ключ за 27000$

15.08.2018 Солнце в сеть




Производство оборудования и технологии
Рубрики

Информационные массивы промысловых данных

Накапливаемый в памяти ЭВМ информационный массив, или, как его иногда называют, банк данных, содержит три вида информации: сведения, содержащиеся в суточном рапорте бу­рового мастера, сведения о геологических разрезах месторож­дений и нормативные данные, необходимые для решения задач проектирования и управления строительством скважин. Кроме того, образуется дополнительный массив, состоящий из инфор­мации, поступающей с опорно-технологических скважин, буря­щихся по специальной методике. ,

Ввиду того, что задачи настоящей книги ограничиваются главным образом технологическими вопросами процессов буре­ния, то и предлагаемая система накопления, математико-стати­стической обработки и анализа промысловой информации пред­назначена в основном для решения технологических задач, хотя для общности постановки вопроса ближе будут указаны и не­которые другие возможные аспекты ее использования. В связи с этим при составлении массива информации из суточного ра­порта бурового мастера отбираются только сведения, необходи-

Сведения о результатах бурения и долоте

Сведения

о долоте и режимах бурения

номер рейса

интервал, м

продолжи­

тельность

вид вспомогательных ра­бот

интервал,

м

продолжительность

насадки

износ

н

о

&

ЕГ

МИН

н

о

о

п

3*

мин

типоразмер доло­та (бурильной го­ловки)

1 _ _

заводской номер

диаметр, мм

число

вооружение

опера

диаметр

% выноса керна

способ бурения

осевая нагрузка, тс

скорость враще­ния, об/мин

момент на роторе, кгсм

1

2

3

*

5

6

7

8

9

10

11

12

13

14

15

16

17

18

19

20

21

22

1

50,9

75,9

2

1У269Т

0

2

02

Т

5

2

75,9

192,5

3

45

1У269Т

03

Т

6

3

192 ,5

367 ,0

8

1У269К

4 К

03

т

10

4

367,0

427,0

4

1У269К

04

т

1 2

5

427,0

448 ,5

2

30

1У269Т

6

4

05

т

I 3

6

448,5

517,9

3

40

1У269К

03

т

14

7

517,9

585 ,8

4

20

1У269К

04

т

16

8

585 , 8

639,1

4

1У269К

т

17

9

639, 1

689,4

5

1У269К

ОС

2

т

19

10

689,4

733, 1

3

15

1У269К

2

2 К

т

20

11

733, 1

751 ,8

1

45

1У269К

2

2

т

20

12

751 ,8

786 ,8

1

30

1В190Т

6

02

т

16

1 3

786,8

825,0

2

10

1В190ТШ

6

03

т

17

1 4

825,0

858,0

1

45

1В190Т

8

03

т

16

1 5

858,0

883,0

1

05

2К190ТКЗ

02

т

15

16

883 ,0

908,0

1

03

2К190ТКЗ

03

т

16

17

908,0

938,0

1

30

2К 190ТКЗ

05

т

16

1 8

938,0

972 ,4

1

30

2К190ТКЗ

04

т

17

1 9

972 ,4

990,3

43

2К190ТКЗ

03

т

16

20

990 ,3

1009,3

2

2К190ТКЗ

6К.

03

т

16

21

1009,3

1025,8

1

15

2К190ТКЗ

6

02

т

1 4

22

1025,8

1041 ,3

1

30

2К190ТКЗ

02

т

15

23

1041 ,3

1055 ,7

1

1В190ТШ

2

04

т

12

24

1055,7

1075 ,0

2

10

1В190ТШ

6

6

02

т

16

25

1075 ,0

1107,5

3

1В1 90ТШ

т

15

26

1107 ,5

1130,1

2

30

1В190ТШ

т

16

27

1130,1

1156 ,2

2

30

1В190ТШ

т

16

28

1 156,2

1176 ,9

2

30

1В190ТШ

т

16

Сведения о буровом растворе

Сведения о забойном двигателе и компоновке бурильной колонны

давление на Стояке, кгс/см2

расход промывочной жид­кости, л/с

вид

плотность, г/см8

ВЯЗКОСТЬ, с

водоотдача за 30 мин

СНС

X

Q.

песок, %

газосодержание, %

добавки

забойный двигатель

УБТ

трубы

дополни­

тельные

элементы

за 1 мин

за 1 0 мин

вид

%

число секций

типоразмер

диаметр, мм

типоразмер

длина, м

типоразмер

длина, м

типоразмер

место установки, м

23

24

25

26

27

28

29

30

31

32

33

34

35

36

37

38

39

40

41

42

43

44

75

45

ВО

1

1

Т12МЗБ

24 0

25

75

46

ВО

1

Т12МЗБ

24 0

25

95

45

ВО

1

Т12МЗБ

240

25

95

47

ВО

1

Т12МЗБ

240

25

95

47

ВО

1

Т12МЗБ

240

25

95

45

ВО

1

Т12МЗБ

240

25

95

45

ВО

1

Т12МЗБ

240

25

110

44

ВО

1

Т12МЗБ

240

25

135

45

ВО

1

Т12МЗБ

240

25

135

28

ВО

1

Т12МЗБ

240

25

■ 135

27

ВО

1

Т12МЗБ

240

25

150

25

ВО

3

ТСШ

172

25

160

25

ВО

3

ТСШ

172

25

160

25

ВО

3

ТСШ

172

25

170

26

во

3

ТСШ

172

25

165

24

во

3

ТСШ

172

125

29

во

3

ТСШ

172

135

25

во

3

ТСШ

172

175

25

во

3

ТСШ

172

165

25

во

3

ТСШ

172

175

25

во

3

ТСШ

172

175

27

во

3

ТСШ

172

165

27

во

3

ТСШ

172

175

25

во

3

ТСШ

172

170

25

ВУ

1 ,19

24

48

3

ТСШ

1 72

170

24

ВУ

1,18

21

28

3

ТСШ

1 72

1 70

28

ВУ

1 ,20

22

12

3

ТСШ

172

170

25

ВУ

1,19

23

12

3

ТСШ

172

мые для решения технологических задач, и вводятся в ЭВМ по каждой скважине. Эта информация группируется в массиве по месторождениям, площадям, блокам и по номерам скважин.

Таким образом, сбору подлежат сведения, характеризующие условия бурения, используемую технику, промывочную жид­кость и показатели каждого отдельного рейса, а именно:

— месторождение, площадь, номер блока, номер и проект­ный профиль скважины, дата окончания бурения скважины;

— забой на начало и конец рейса, время механического бу­рения;

— вид, интервал (мощность) и продолжительность проведе­ния вспомогательных работ;

— полный шифр долота (бурильной головки), его завод­ской номер и показатели износа долота по вооружению, опоре и диаметру;

— типоразмер забойного двигателя и его заводской номер,

— параметры режима бурения;

— параметры бурового раствора.

Часть этой режимно-технологической информации, содержа­щейся в первой из перечисленных выше групп, относится ко всей скважине в целом. Остальные сведения в общем случае могут изменяться от рейса к рейсу.

В табл. 14 представлен состав технологической информации, хранящейся в памяти ЭВМ. Подобная таблица позволяет оз­накомиться с детальным содержанием сведений, составляющих технологический массив. В качестве примера таблица заполне­на информацией, полученной при бурении одной из скважин. Как это часто практически случается, предусмотренный состав сведений в приведенном примере представлен лишь частично за счет того, что некоторые операции отсутствовали, а определен­ный объем информации вследствие различных организацион­ных причин не содержался в рапортах бурового мастера. Нуж­но заметиь, что неполный состав информации не препятствует ее эффективному использованию, хотя, разумеется, сокращает круг решаемых задач.

Большинство сведений, содержащихся в табл. 14, фиксиру­ется и вводится в ЭВМ в натуральном виде без дополнительной шифровки. Текстовая информация кодируется при помощи специально разработанных асуфровочных словарей. К этим кодам не предъявляется никаких специальных требований и, вообще говоря, они могут быть произвольны, но единообразны во всей отрасли.

Приведем пояснения относительно кодирования информации, содержащейся в табл. 14 в шифрованном виде. В табл. 15 пред­ставлены шифры некоторых видов вспомогательных работ.

Если во время одного рейса было несколько видов вспомога­тельных работ долота (разбуривание цемента, проработка шла-

Шифры вспомогательных работ долота

№ п/п

Вспомогательные работы долота

Шифр

1

Расширение ствола скважин

PC

2

Проработка шлама

пш

3

Технологическая проработка ствола

ПТ|

4

Разбуривание цементного моста

рц

5

Работа на металле

РМ

6

Бурение второго ствола из-за аварии

АВ

7

Бурение второго ствола из-за брака

БР

ма и т. п.), то в графе 6 (табл. 14) указывается только вид вспомогательных работ, по которому затраты времени были наибольшими, а в графах 7—10 показывается общая мощность интервала и общие затраты времени на вспомогательные рабо­ты долота.

Сведения об износе вооружения и опор буровых долот в графах 15—17 заполняются в соответствии с принятым кодом, представленным в табл. 16.

Таблица 16

Шифры износа долота

Вооружение

Опора

Диаметр

Неизношенное. . • .

. 0

Люфт без изменений ПО

Проставляются цифры, по­

Износ зубцов (хотя бы на

Увеличение люфта (хотя

казывающие износ до­

одном венце)

. 1

бы на одной шарошке)

лота по диаметру в мм

на 1/8 высоты. .

на 1/8 высоты… 1

Пример:

» 2/8 » . .

. 2

» 2/8 » … 2

износ по диаметру 2

» 3/8 » . .

. 3

» 3/8 . .3

мм—2

» 4/8 » . .

.4

» 4/8 » . . .4

износ по диаметру

» 5/8 » . .

. 5

» 5/8 » … 5

4 мм—4

» 6/8 » . .

. 6

» 6/8 » … 6

износ по"диаметру 11

» 7/8 » . .

. 7

» 7/8 » … 7

мм—11 и т. д.

» 8/8 (полный

» 8/8 (полный

износ высоты) . .

. 8

износ опоры) … 8

При наличии скола боль­

шарошки остав­

шинства зубцов

или

лены на забое

штырей на одном

или

(хотя бы одна) … 9

нескольких венцах

ша-

При заклинивании хотя бы

рошки после цифры до­

одной из шарошек пос­

бавляется буква «С>

ле цифры добавляется

буква «К».

Износ вооружения зубчатого долота оценивается в восьмых долях от среднего условного размера зубца, полученного на выборочных неотработанных долотах. Величина условного раз-

мера сработки вооружения долота определяется по максималь­но изношенному венцу.

Износ опоры определяется суммарным максимальным люф­том одной из шарошек, максимально сдвинутой к центру доло­та и повернутой усилием, приложенным к вершине шарошки с внешней стороны. Люфт шарошки измеряется в мм. Люфт оп­ределяется нижней точкой торца шарошки и внутренней плос­костью козырька лапы. Люфт шарошки оценивается в восьмых долях от максимального люфта, имеющего место в практике бурения. Максимальные люфты шарошек (8/8), соответствую­щие различным диаметрам долот, могут быть условно приняты:

Для диаметра долота 161 • . . . . 4 мм

» » » 190………………………………………………………… 5.. мм

» » » 214………………………………………………………… 6.. мм

» » » 243 — . . . . 7 мм

» » » 269 8 мм

» » » 295 9 мм

Износ долота по диаметру измеряется с помощью кольца —• калибра, изготовленного в соответствии с допусками на диа­метр данного долота. Износ долота по диаметру измеряется при максимально сдвинутых к периферии долота шарошках и за­фиксированных в этом положении с помощью специальных оп­равок, расклинивающих шарошки.

Способ бурения шифруют одной начальной буквой в графе 19 табл. 14, т. е. турбинное бурение — Т, роторное — Р, элек­тробурение— Э и бурение винтовым двигателем — В.

Растворы на нефтяной основе: Инвертные эмульсии — НЭ Известково-бутумные — НИ

Вид промывочного раствора шифруется двухбуквенным ко­дом в графе 25.

Растворы на водной основе Вода — ВО Углещелочные — ВУ Ингибированные — ВИ Соленасыщенные — ВС

При аэрировании раствора к шифру добавляется буква А, например ВУА.

В графе 34 шифруется вид добавок к раствору с помощью трехбуквенного кода, соответствующего первым трем буквам названия или аббревиатуры используемой добавки, например метилцеллюлоза — МЕТ, СМАД— СМА.

В графе 43, указываются шифры дополнительных устройств входящих в компоновку колонны, как, например, центраторов, расширителей, амортизаторов, различных измерительных уст­ройств, автоматов и т. д.

Помимо сведений, содержащихся в табл. 14, в память ЭВМ вводятся данные об авариях и осложнениях, происшедших при бурении скважины, с указанием времени возникновения и лик­видации, а также данные имеющихся замеров кривизны ствола.

Массив геологической информации формируется не для от­дельных скважин, но для целого блока с согласным залеганием горных пород. Поэтому, естественно, прежде всего в "память ЭВМ заносятся сведения о месторождении, площади и номере блока.

Формализованное описание разреза данного блока произво­дится в соответствии с характеристиками залегающих пород и само по себе не имеет целью осуществить разделение на пач­ки по какому-либо признаку. Эта последняя операция реализу­ется при решении конкретных задач бурения. Характеристики, по которым строится геологический разрез, разделены на не­сколько групп. В число этих групп входят следующие:

— условия залегания;

■— литологические и петрографические характеристики;

— характеристика прослоев;

— строение пород;

— механические и абразивные свойства;

—■ коллекторские характеристики.

Каждая группа включает один или несколько признаков. Эти признаки строго регламентированы, и в соответствии с этим регламентом должно быть выполнено геологическое опи­сание разреза каждого блока. Естественно, что в большинстве случаев породы, входящие в разрез, характеризуются только частью признаков вследствие ограниченных возможностей их изучения и описания точно так же, как и в суточном рапорте бурового мастера, в конкретных условиях могут заполняться не все графы разделов. По мере совершенствования системы сбора информации построение геологического разреза месторождения будет более надежным. Современное состояние геологической и геофизической служб вполне обеспечивает задачу практического построения формализованного разреза месторождения.

Формализованные геологические сведения, входящие в информационный массив, благодаря регламентаций признаков всегда однородны и могут быть сопоставлены не только для различных блоков, но и для разных площадей. По мере разбу — ривания каждого блока информация о его разрезе корректиру­ется и пополняется.

В табл. 17 представлен состав геологической информации, хранящейся в памяти ЭВМ. Таблица содержит пример за­полнения.

Запись сведений в табл. 17 по мере возможности имеет натуральный характер. Дадим некоторые пояснения относитель­но условий записи сведений, составляющих массив геологиче­ской информации.

Графа 1 характеризует стратиграфическое положение горной породы; в нем необходимо указать отдел, подотдел, ярус, гори­зонт, свиту. При этом используются следующие обозначения,

Условия залегания

Литологические и петрографические характеристики

стратиграфическое положение

интервал

горная порода

состав

примесь

включения

вторичные

изменения

от

ДО

1

2

3

4

5

6

7

8

о Нижнепермский

я Кунгурский г Шишлинский

1 50

270

Переслаивание песчаников, алевролитов, глин

Песчаник

Алевролит

Глина

Полимиктов

Полимиктов

Алевритов

Известковист

Известковист

Известковист

Гипс Гипс Гипс Ангидрит

Окремн

о Среднекаменноугольный я Московский г Каширский

1 030

1100

Известняк

Доломитист

Г ипс

о Нижнекаменноугольный я Визейский г Бобриковский

1470

1520

Песчаник

Кварцев

Окремн

о Верхнедевонский я Франский с Кыновская

1750

1 823

Доломит

Известковист

Гипс Ангидрит

Окремн

о Верхнедевонская я Франский г Пашийский

1823

1 838

Песчаник

Кварцев

За к. 220

Литологические и петрографиче­ские характеристики

Прослои

Строение

состав цемента

тип цемен — тации

порода

состав

мощность

содержа­ние, %

структура

текстура

категория твердости по штампу

9

10

1 1

12

1 3

14

15

16

17

Железист Глинист Железист Глинист

Поров

Поров

Известняк Доломи^ Глинист Глинист

Тонк Среди

1 1 ,5

Среднезерн

Массивн

Массивн

5

5

3

(доломит Аргиллит|

Тонк Тонк

2 1 | Среднекристал Массивн

Мелкозерн I Тонкослоист

Карбонат Глинист

Известняк

Базальн

Глинист

Среди

Массивн

Песчаник

Среди

Среднезерн

Кварцев

Карбонат Глинист

Базальн

Мелкозерн | Массивн | 7

Продолжение табл. 17

крепость

ПЛОТ­

НОСТЬ

абразивность

группа

абразив­

ности

характеристика зерен кварца и полевых шпатов

трещинова­

тость

пористость

водопрони­

цаемость

пластовое

давление

насыщаю­щий агент

18

19

20

21

22

23

24

25

26

27

т

_

Среднеабразивн

2

Среди Угловат

Порист

Норн

в

т

Среднеабразивн

2

Мелк Угловат

Порист

Норм

в

м

Непрониц

Норм

к

П

Неабразивн

_

_

Трещиноват

Слабопорист

Норм

в

к

П

Сильноабразивн

4

Мелк Угловат

Порист

Слабопрониц

" в 1

к

н

Брекчирован

— 1

Норм

н

к

п

Сильноабразивн

4

Мелк Полуокатан

Порист |

н

Механические характеристики

Коллекторские характеристики

предшествующие названию подразделения: отдел — о, подот­дел— п, ярус — я, горизонт — г, свита — с.

В графах 2 и 3 записываются начало и конец интервала залегания стратиграфического подразделения в м.

В графу 4 заносится, например, одно из следующих наиме­нований горной породы: песчаник, алевролит, аргиллит, извест­няк, доломит, мергель, каменная соль, гипс, ангидрит, кремнис­тые породы, переслаивание пород.

При переслаивании следует указать названия трех основных переслаивающихся пород, расположить их в порядке убывания содержания и для каждой породы дать полную информацию. Например, при переслаивании песчаников (50%), аргиллитов {19%) и алевролитов (25%) необходимо запись производить •следующим образом: переслаивание песчаников, алевролитов, аргиллитов. Песчаник Алевролит Аргиллит.

В графе 5 указывается преобладающий состав обломочных пород: кварцевый, аркозовый, полимиктовый.

Для пород терригенно-карбонатных, карбонатных и глинис­тых указывается значительная (25—50%) примесь материала: песчаный, алевритовый, известковый, доломитовый.

В графе 6 указывается примесь материала, составляющего менее 25%:

слюдистая, глинистая, глауконитовая, железистая, песчанис­тая, алевритистая, известковистая, доломитистая.

При наличии в породе примесей различного состава следует указать две основные примеси и расположить их на одной строке. Возрастание содержания примеси идет слева направо. Например, при наличии в песчанике глинисто-железисто-слю­дистой примеси следует запись производить следующим обра­зом: железистая, слюдистая.

В графе 7 указываются включения: гипс, ангидрит, кальцит, хлорит.

При наличии в породе включений различного состава сле­дует указать два основных типа включений и расположить их на одной строке. Возрастание содержания включения идет сле­ва направо.

В графе 8 записываются вторичные измерения пород: окрем — нение, доломитизация, хлоритизация.

При наличии нескольких типов вторичных изменений следу­ет указать два типа изменений и расположить их на одной строке. Возрастание содержания идет слева направо.

В графе 9 указываются основные типы цемента по составу: кремнеземистый, карбонатный, сульфатный, глинистый.

При наличии смешанного по составу цемента следует ука­зывать не более двух компонент его и располагать их на одной строке. Возрастание содержания цемента идет слева направо.

Графа 10 содержит сведения о типе цементации: базальный, поровый, контактный. При наличии сложного типа цементации
следует указывать не более двух компонентов и производить запись на одной строке.

В графах 11 и 12 указывается наименование горных пород, образующих прослои и их состав.

В графе 13 записывается мощность прослоев с использова­нием следующих обозначений:

Тонкие мощность менее 0,5 м

Средние………………………………………………….. мощность. от 0,5 м до 1 м

Мощные . . ………………………………………………… мощность более 1 м.

В графе 14 дается процентное содержание прослоев по от­ношению к вмещающей толще.

В графе 15 указывается структура горной породы: грубозер­нистая, крупнозернистая, среднезернистая, мелкозернистая, тонкозернистая, равнозернистая, микрозернистая, пелитоморф — ная, органогенная, органогенно-обломочная, детритусовая, оолитовая, крупнокристаллическая, среднекристаллическая, мелкокристаллическая, скрытокристаллическая.

В графе 16 дается текстура породы: массивная, тонкослоис­тая, грубослоистая.

В графе 17 записывается категория твердости пород по штампу в кгс/мм2:

1. рш<10

2. рш=10—25

3. рш — 25—50

4. рш=50—100

5. рш= ЮО—150

6. рш=150—200

7. рш=200—300

8. рш = 300—400

9. рш = 400—500

10. рш=500—600

11. рш=600—700

12. рш>700

В графе 18 приводятся данные о крепости породы: крепкая, твердая, средняя, мягкая (к, т, с, м).

Н графе 19 указывается плотность породы: плотная, сред­няя, рыхлая (п, с, р).

В графе 20 записывается абразивность породы: неабразив­ная, слабоабразивная, среднеабразивная, сильноабразивная.

В графе 21 записывается группа абразивности (по содержа­нию зерен кварца и полевых шпатов):

1. TOC o "1-5" h z Содержание……………………………………………… зерен <5%

2. Содержание………………………………. зерен 5—25%

3. Содержание……………………………………….. зерен 25—50%

4. Содержание……………………………………………… зерен >50%

Графа 22 включает характеристику зерен кварца и полевых шпатов. В ней записывается размер зерен:

0,25—0,5 мм <0,25 мм.

Крупные зерна размером…………………………………………………………. >0,5 мм

Средние зерна размером. Молкие зерна размером .

Далее на этой же строке записывается форма зерен: ока­танная, полуокатанная, угловатая.

При наличии в породе трещин, каверн, брекчирования в графе 23 записывается: трещиноватая, кавернозная, брекчиро — ванная.

В графе 24 отмечается пористость горной породы: сильнопористая — пористость> 10% ; пористая — пористость 5—10%; слабопористая — пористость 1—5%; сливная — пористость <1%.

В графе 25 характеризуется группа проницаемости горной породы:

1. Непроницаемая <0,1 мД

2. Слабопроницаемая 0,1 —10 мД

3. Среднепроницаемая 10—1000 мД

4. Сильнопроницаемая >1000 мД,

В графе 26 фиксируется пластовое давление: высокое

(аномально высокое), нормальное, низкое (аномально низкое).

В графе 27 указывается насыщающий агент: нефть, газ, во­да (н, г, в).

Предложенный состав геологическго массива является, ко­нечно, приблизительным. Она будет претерпевать изменения по мере накопления практического опыта его использования.

Массив нормативных данных, необходимых для решения тех­нологических задач бурения, формируется для каждого района и содержит следующую информацию:

— сметную стоимость времени работы буровой установки по затратам, зависящим от времени; соответствующие стои­мостные показатели разделяются по способам (турбинный, ро­торный) и по целям бурения (эксплуатационное, разведочное) и зависят от коммерческой скорости бурения.

— время на один спуско-подъем инструмента в зависимости от глубины бурения; разделяется по способам бурения, типам буровых установок, по размерам труб, наличию УБТ, типам ос­настки;

— комплексные нормы времени на подготовительно заклю­чительные и вспомогательные работы на рейс; разделяются по способам бурения, типам долот, наличию УБТ;

— цены на буровые долота; разделяются по типоразмерам.

Перечисленные массивы информационных данных — техноло­гический, геологический и нормативный — образуют совместно единый массив промысловой информации, систематически об­новляемый и дополняемый, который является главной базой для эффективного использования накапливаемого в отрасли опыта.

Оставить комментарий