Курс лекций содержание технические средства для испытания скважин
 Скачать 1.29 Mb.
|
|
Планово – организационные и оперативно – хозяйственные функции аппарата управления делятся, в основном, на задачи планово – перспективного развития и оперативного развития оперативного управления производством. В перспективном плане (3-5 и более лет) намечаются основные направления и темпы развития буровых работ, пути совершенствования техники и технологии. В текущем плане (годовом) с разбивкой по кварталам приведены этапы строительства скважин (план-график строительства скважин). Оперативное (месячное, декадное, суточное) планирование представляет собой детальные графики работ на каждом объекте и контроль за ходом выполнения заданий. Результаты работы бурового предприятия и отдельных бригад оцениваются с помощью следующих технико-экономических показателей (ТЭП): а) механическая скорость проходки- V [м/ч]: эта скорость величина переменная, она меняется даже в течение одного долбления. Средняя v по скважине равна: V=L/Tб (2.1) где L-длина скважины; Тб - время механического бурения скважины (ч) б) Рейсовая скорость проходки - V [м/ч], характеризует интенсивность углубления за время рейса долота. Средняя Vp по скважине равна Vp=L/(Тб+Тспо+Тн+Твсб) (2.2) где Тспо, Тн, Твсб- время, затрачиваемое соответственно на проведение спуско-подъемных операций, наращивание инструмента, вспомогательные работы при бурении, ч. в) техническая скорость бурения – Vт [м/ст. м-ц], представляет собой среднюю проходку за 1 станко-месяц производительного времени бурения и крепления скважины Vт=720*L/Тпр (2.3) где Тпр- производительное, т.е. технически необходимое время бурения и крепления скважины, ч. Тпр=Тб+Твсп+Ткр (2.4) где Твсп – время, затраченное на вспомогательные работы при бурении и креплении, ч; Ткр- время крепления, ч. г) кеоммерческая скорость бурения – Vк [м/ст. м-ц], представляет собой среднюю проходку за 1 станко-месяц календарного времени бурения и крепления скважины Vк=720*L/Тк (2.5) где Тк - календарное время бурения бурения и крепления скважины, ч. Тк=Тпр+Тнпр (2.6) где Тнпр – непроизводительное время, затрачиваемое на ликвидацию нарушений производственного процесса Тнпр=Тр+То+Та+Тпт (2.7) где Тр, То, Та, Тпт– время затрачиваемое соответственно на ремонтные работы (кроме нормативного времени), ликвидацию осложнений, аварий, на простои по организационным причинам. д) цикловая (полная) скорость бурения Vц [м/ст. м-ц], представляет собой среднюю проходку на 1 станко – месяц цикла строительства скважины Vц=720*L/Тц (2.8) где Тц – продолжительность цикла строительства скважины Тц=Тпс+Тст+Тм+Тпб+Тк+Тн+Тд (2.9) е) средняя проходка на долото – h [м] h=L/Nш (2.10) где Nш – число израсходованных для бурения скважины долот, шт ж) Процент производительного времени – ПВ [%] ПВ=(Тпр/Тк)*100 (2.11) з) стоимость строительства скважины определяется как для скважины в целом, так и на 1 метр проходки; она зависит от уровня организации буровых работ, геологических условий и вида бурения (в значительной степени от длины скважины). Стоимость 1 метра проходки примерно обратно пропорциональна Vк и вычисляется для одного долбления по формуле: С=[Сд+Сч (Т+Тсоп)]/ h (2.12) где Сд, Сч – соответственно стоимости долота и 1 часа работы буровой установки; Т – время долбления; h- проходка за время Т; Тсоп – время, затрачиваемое на Сд, наращивания и вспомогательные работы н 1 рейс долота (Тсоп=Тспо+Тн+Твсп). Существуют и другие ТЭП строительства скважин. Между скоростями бурения имеют место соотношения: V>Vp>Vт>=Vk>Vц (2.13) 8. Бурильная колонна и ее элементы Ведущая труба. Ведущая труба предназначена для передачи вращающего момента от ротора к бурильным трубам, связи их с вертлюгом, исключения реверсивного вращения колонны труб при бурении с забойным двигателем. Ведущие трубы имеют квадратное, реже шестигранное сечение: конструктивно они выполняются либо сборными, т.е. состоящими из трех деталей: собственно трубы, верхнего переводника с левыми резьбами для соединения с вертлюгом и нижнего переводника, либо цельными. Дополнительно снизу устанавливается предохранительный переводник (иногда с протектором) – для предохранения ниппельной резьбы нижнего переводника от износа. Протектор представляет собой резиновое кольцо, защищающее обсадную колонну на устье от истирания при вращении и осевом перемещении ведущей трубы. На концах сборной ведущей трубы нарезается наружная коническая резьба с шагом 8 ниток на длине 1" и конусностью 1:16; причем вверху левая, внизу правая. Ведущие трубы изготавливаются из стали Д и К, переводники – из стали 40ХН. При бурении на нефть и газ чаще всего используются ведущие трубы со стороной квадрата 14 мм (диагональ 178 мм - 5") и 155 мм (диагональ 203 мм-6"). Длина ведущей трубы 14,5-16,5м. Ведущие трубы цельной конструкции выпускались опытными партиями по стандарту АНИ квадратного и шестигранного сечения длиной 12,2-16,5 м с расстояниями между вершинами граней от 83 до 197 мм из хромоникельмолибденовой стали [5-7]. Прямолинейность – основное технологическое требование к ведущей трубе, поэтому ее транспортировка должна производиться только внутри защитной обсадной трубы. Фильтр для бурильных колонн. Применяется, в основном, при бурении с гидравлическими забойными двигателями и с гидромониторными долотами для предотвращения попадания в двигатель и насадки посторонних примесей, способных вызвать соответственно их остановку и закупорку. Фильтр, например, типа ФБ состоит из верхнего перфорированного патрубка, фасонного фланца и нижнего патрубка, обеспечивающего устойчивость фильтра [6]. Переводники. Применяются для соединения между собой отдельных частей бурильной колонны, имеющих различные присоединительные резьбы. Переводники изготавливаются трех типов: а) переводники переходные (ПП) с муфты на ниппель и наоборот; б) переводники муфтовые (ПМ) с муфты на муфту; в) переводники ниппельные (ПМ) с ниппеля на ниппель. Переводники имеют замковые резьбы ЗН, ЗШ, ЗУ и изготавливаются обычно из стали 40ХН или 40Х [5-6]. Стальные бурильные трубы (СБТ). Для бурения на нефть и газ предусмотрен выпуск СБТ диаметром 60-168 мм; наиболее применяемыми являются трубы диаметром 73, 89, 102, 114, 127 и 140 мм. СБТ могут иметь высадку внутрь или наружу. На концах труб нарезаются трубные резьбы, на которые в условиях трубных баз наворачиваются (при нагреве до 400-450 С) муфтовые и ниппельные детали замка. Каждая из деталей замка имеет муфтовую часть с внутренней трубной треугольной (8 ниток на 1" для обычных труб) или трапецеидальной (5 ниток на 1" для труб с повышенной прочностью и герметичностью) резьбой и муфту или ниппель с замковой резьбой. Замки могут быть без присоединительной трубной резьбы и привариваться к телу трубы встык в месте ее высадки. Типы замков: а) ЗН – с нормальным внутренним проходным каналом, например 3Н-172; б) ЗШ – с широким внутренним проходным каналом, например ЗШ – 178; в) ЗУ - с увеличенным внутренним проходным каналом, например ЗУ – 155; г) ЗШК, ЗУК – со стабилизирующим пояском, обжимающим тело трубы по высадке за трубной резьбой. Числа в шифре замка – его наружный диаметр в мм; каждому типу замка соответствует определенный размер замковой резьбы, например у замка ЗШ – 178 замковая резьба 3-147, где число означает диаметр основания ниппеля в мм. На замках ЗН, ЗШ, ЗУ замковая резьба имеет 4-5 ниток на 1", а на ЗШК, ЗУК – 6 ниток на 1". Отечественная промышленность выпускает СБТ 5 групп прочности (табл. 8.1). Таблица 8.1 |