Отчет по учебной практике. готов отчет. Роль буровых работ в поиске, разведке и освоении нефтяных и газовых месторождений.
 Скачать 2.95 Mb.
|
|
Конструкция бурильных колонн
2.3. Забойные двигатели. Одним из способов контроля на буровой отработки шпиндельных турбобуров является контроль по износу шпиндельной секции, люфт которой не должен превышать 6 мм. Указанная технология контроля отработки не позволяет определить момент соприкосновения ротора со статором турбобура, в результате чего при имеющихся случаях некачественной сборки турбинных и шпиндельных секций наблюдается просадка валов турбобура при неотработанных шпиндельных секциях, влекущая к отказу турбобура или снижению его приемистости при нагрузках. Для увеличения ресурса работы турбинных и шпиндельных секций предлагается способ контроля ресурса турбобура, когда производится инструментальный обмер качества сборки турбобура с помощью глубиномера или двух мерных линеек. Определяются и записываются в вахтовый журнал: люфт собранного турбобура (см. рис..1), т.е. смещение вала турбобура относительно корпуса, который должен быть в пределах 12-16 мм. После спуска собранных турбинных секций на устье замеряется расстояние соприкосновения ротора со статором Кс (рис.2), затем при сочленении шпиндельной секции с турбинными определяется подъем вала Кш (рис.3), разница Кс - Кш дает рабочий подъем Кр вала, т.е. определяет расстояние между роторной и статорной системами в процессе бурения. Сочленение турбобура с новой шпиндельной секцией (после ремонта) должно дать подъем вала Кр до 101 мм. После очередного долбления, необходимо производить контрольный замер расстояния Кш и определять рабочий подъем вала Кр, допускается отработка шпиндельной секции при обеспечении подъема вала турбобура до Кр = Кс - Кш = 2 мм, т.е. производить замену шпиндельной секции при недохождении роторной системы до статорной на 2 мм, что обеспечит сохранение турбинных секций и повысит ресурс работы шпиндельной секции, одновременно позволит в условиях буровой проверить качество сборки турбобура и исключить спуск в скважину некачественно собранного турбобура. При преобладании осевой нагрузки снизу над гидравлической дополнительно контролируется наработка люфта шпинделя согласно инструкции. Правила контроля качества сборки и отработки турбобура 3ТСШ-195 1. Произвести сборку турбинных секций. 2. Замерить люфт турбобура (см. рис.1) 3. Опустить три турбинных секции в скважину (рис.2) Замерить при помощи линеек расстояние соприкосновения ротора со статором - Кс 4. Поднять из скважины три турбинных секции. Навернуть шпиндельную. 5. Опустить турбобур со шпинделем в скважину (рис.3) Замерить при помощи линеек расстояние до вала - Кш 6. Определить фактический подъем вала Кр Кр=Кс - Кш (при новом шпинделе Кр должен быть до 101 мм 7. Определять Кр при каждой смене долота. 8. Менять шпиндель при Кр=Кс - Кш=2 мм. где: Кс - расстояние соприкосновения ротора со статором Кш - расстояние до вала при навернутом шпинделе Кр - фактический подъем вала Кр=Кс - Кш (при новом шпинделе Кр должен быть до 10±1 мм) При использовании винтового забойного двигателя оптимальный режим бурения выбирается по перепаду давления на двигателе: Загруженность двигателя (Рз) - это величина разности рабочего давления (Рр) и давления холостого хода (Рх): Рз = Рр – Рх. Для определения величины (Рз) необходимо создать заданную нагрузку на долото и снять показания (Рр); Величину загруженности винтового забойного двигателя (Рз) необходимо поддерживать на протяжении всего времени работы ВЗД; При зависании инструмента рабочее давление снижается до величины близкой к холостому давлению (Рх), в этом случае необходимо оторвать инструмент от забоя, определить (Рх) и плавно увеличивая нагрузку довести перепад давления до величины Рр = Рх + Рз.  Рис 1 Рис 2 Рис 3 2.4. Породоразрушающий инструмент. Толща земной поверхности сложена породами разной твердости. В верхней части - песок, глина, глубже - песчаники известняки, затем - граниты, кварциты. Это следует учитывать при выборе конструкции породоразрушающего инструмента - долота, являющегося первичным звеном в большой технологической цепи процесса бурения. От долота-зубила, которые применялись при ударном бурении, нефтяники ушли, хотя и эти долота, и метод ударного бурения продолжают применяться для вскрытия неглубоких, преимущественно водяных скважин. Правда, в новом, механизированном варианте. РХ ("рыбий хвост"), или двухлопастные долота, применяют для проходки мягких пород - вязких глин, рыхлых песчаников, мягких известняков, мергелей; трехлопастные долота - для мягких, но не вязких пород; шарошечные долота - для пород с различными механическими свойствами. Поскольку шарошечные долота получили преимущественное применение, рассмотрим конструкцию шарошечного долота. Оно состоит из корпуса, к которому привариваются три лапы, являющиеся опорными конструкциями для шарошек. Последние по форме напоминают конические шестерни с несколькими рядами зубьев. Шарошки-шестерни укреплены на оси лапы и вращаются в роликовых и шариковых подшипниках. В корпусе выполнены отверстия для подачи промывочной жидкости. При вращении долота шарошки перекрываются по породке, откалывая от нее кусочек за кусочком. Интенсивность разрушения будет зависеть от скорости вращения долота, от усилия, с которым долото будет давить на породу, и от скорости очистки от выбуренной породы. Долговечность работы долота влияет напрямую на время сооружения скважины. Поэтому ведутся работы по повышению износостойкости режущей части долот - путем наплавки твердых и сверхтвердых материалов - карбида вольфрама, алмаза. Алмазные долота позволяют увеличить проходку в твердых породах до 250...300 м и, таким образом, одним долотом заменить (15...20) обычных шарошечных. 2.5. Профиль ствола скважины. Проектный профиль скважины выбирается с учетом условий ее дальнейшей эксплуатации и должен быть технически выполним при использовании существующих технических средств, обеспечивая при этом проходимость геофизических приборов, обсадных и бурильных колонн. По данному проекту предусматривается строительство горизонтальных скважин. В соответствии с заданием на проектирование, строительство скважин намечается производить со средним смещением на точку входа в пласт 600м и длиной горизонтального участка 400 м. Проектный тип профиля включает пять интервалов, из них один вертикальный, два интервала увеличения зенитного угла, один интервала стабилизации и горизонтальный участок. На первом интервале увеличения с интенсивностью 1,50 на 10м на глубине 409 м – по вертикали (409 м – по стволу) набирается зенитный угол 11,91 град., радиус искривления при этом составляет 382 м. Участок стабилизации набранного угла заканчивается на глубине 1995м – по вертикали (2031м – по стволу). Второй участок увеличения угла 1995-2215м – по вертикали (2031-2394м – по стволу) бурится с интенсивностью 2,00 на 10 м, радиус искривления при этом составляет 286,5 м. Зенитный угол в конце интервала достигает значения 870. Затем под этим углом бурится горизонтальный участок длиной 400 м. При обеспечении данного типа профиля скважины отклонение забоя по кровле пласта 2БП2 составит 600м, общая длина ствола скважины в продуктивном пласте составит 400 м, а общее отклонение скважины на конец бурения составит 1000 м. Результаты расчета проектного профиля приведены в таблице 6.2 и рис. 6.1. При строительстве каждой конкретной горизонтальной скважины, профиль скважины рассчитывается специалистами УБР (Подрядчика) по исходным данным, выданным геологической службой Заказчика. Проектный профиль согласован с технологической службой Заказчика. Контроль параметров кривизны ствола производится: на первом участке набора кривизны при бурении под кондуктор и под эксплуатационную колонну 168мм с использованием забойной инклинометрической системы СИБ-1. Допускается использование других телесистем, в том числе забойной отечественной телесистемы АТ-3(31) ННПК “ЭХО”, либо импортной MWD-650 “Sperry-Sun” при согласовании с заказчиком и наличии договоров на поставки и сервисное обслуживание. Проводку ствола скважины под колонну-хвостовик 114мм и контроль параметров кривизны производится с использованием телесистемы 4 3/4 “Super Slim” компании “Sperry-Sun”. Возможно применение других типов телесистем при согласовании с Заказчиком. Компоновки низа бурильной колонны по проектному профилю приведены в (таблице 4.2). Таблица 6.1 Исходные данные для расчета профиля горизонтальной скважины на Комсомольском месторождении (пласт 2БП2)
| ||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||