Трудно представить современную мировую экономику без энергии, транспорта, света, связи, радио, телевидения, вычислительной техники, средств автоматизации, космической техники и т.д., основой развития которых является топливно-энергетический комплекс (ТЭК).
Уровень развития топливо-энергетического комплекса отражает социальные и научно-технический прогресс и часто определяет политику государства.
Экономически наиболее значимой составной частью топливо-энергетического комплекса ныне является нефтегазовый комплекс. Нефтегазовый комплекс включает нефтегазодобывающую, нефтегазоперерабатывающая, нефтегазохимическая отрасли промышленности, а также различные отрасли транспорта (трубопроводный, железнодорожный, водный, морской и др.) нефти, газового конденсата, природного газа и продуктов их переработки.
Нефть и газ — уникальные и исключительно полезные ископаемые. Продукты их переработки применяют практически во всех отраслях промышленности, на всех видах транспорта, в военном и гражданском строительстве, сельском хозяйстве, энергетике, в быту и т. д. Из нефти и газа вырабатывают разнообразные химические материалы, такие как пластмассы, синтетические волокна, каучуки, лаки, краски, дорожные и строительные битумы, моющие средства и мн. др. Мировые извлекаемые запасы нефти оцениваются в 141,3 миллиарда тонн. Этих запасов при нынешних объемах добычи нефти хватит на 42 года. Из них 66,4 % расположено в странах Ближнего и Среднего Востока. Для этого региона характерно не только наличие огромных запасов нефти, но и концентрация их преимущественно на уникальных (более 1 миллиарда тонн) и гигантских (от 300 миллионов до 1 миллиарда тонн) месторождениях с исключительно высокой продуктивностью скважин. Среди стран этого региона первое место в мире по этому показателю занимает Саудовская Аравия, где сосредоточено более четверти мировых запасов нефти. Огромными запасами нефти в этом регионе обладают Ирак, Иран, Кувейт и Абу-Даби — арабские страны, каждая из которых владеет почти десятой частью ее мировых запасов.
1 . ВЫБОР КОНСТРУКЦИИ СКВАЖИНЫ, БУРОВОЙ УСТАНОВКИ И ОБОРУДОВАНИЯ
1 .1 Конструкция скважины
Скважина состоит из обсадных и бурильных колонн. Обсадные колонны предназначены для закрепления стенок скважины, сложенных недостаточно устойчивыми породами, для разобщения различных пластов и создания долговременного канала для извлечения нефти и газа из скважины. Обсадные колонны подразделяются на кондуктор, промежуточные (те хнические) и эксплуатационные.
Осложнения в процессе эксплуатации скважин Талаканского месторождения
... осложнения в процессе эксплуатации скважин Талаканского месторождения. Задачи: 1. ознакомиться с процессом добычи нефти и природного газа; 2. рассмотреть способы эксплуатации нефтяных и газовых скважин; 3. исследовать процесс эксплуатации скважин Талаканского месторождения ...
1 .2 Выбор буровой установки
Буровая установка выбирается по главному параметру — допускаемой нагрузке на крюк.
Допустимая нагрузка на крюк рассчитывается как вертикальная статическая нагрузка на крюк, которая не должна быть превышена в процессе всего цикла проводки скважины независимо от вида и продолжительности выполнения операций. Вес кондуктора не учитывается, так как он мал по сравнению с весами технической и эксплутационной обсадных колонн.
|
; |
(1) |
|
|
; |
(2) |
|
где — допускаемая нагрузка на крюк от веса наиболее тяжелой обсадной или бурильной колонны, кН;
- вес в воздухе наиболее тяжелой обсадной колонны (секции колонны, хвостовика, включая вес труб, на которых производится их спуск), кН;
- вес в воздухе наиболее тяжелой бурильной колонны, кН;
- , — коэффициенты запаса допускаемой нагрузки на крюке соответственно для обсадной и бурильной колонн, = 1,5…1,67;
- = 1,1.
Вес обсадных колонн в воздухе:
— промежуточной колонны:
|
; |
(3) |
|
— эксплуатационной колонны:
|
; |
(4) |
|
где , — длины промежуточной и эксплуатационной колонны соответственно, м;
- , — вес 1 пог. м обсадных труб (табл. 3) , кН/м.
кН;
кН;
кН.
Вес бурильной колонны:
|
; |
(5) |
|
где L — глубина скважины, м;
- длина утяжеленных бурильных труб, м;
- = 180 м;
- , — вес 1 пог. м бурильных труб и УБТ (табл. 1), кН/м.
- Характеристики труб
|
Диаметр наружный Dн, мм |
Толщина стенки , мм |
Вес 1 пог. м трубы q , кН/м |
|
|
Бурильные трубы |
|||
|
114 |
10 |
0,34 |
|
|
127 |
10 |
0,36 |
|
|
140 |
10 |
0,4 |
|
|
УБТ |
|||
|
178 |
49 |
1,56 |
|
|
108 |
35,5 |
0,90 |
|
|
146 |
35,5 |
1,03 |
|
кН;
кН;
кН.
<
значит, выбираем буровую установку по ГОСТ 16293-89 из условия
? и L=3550м. Это установка БУ5000/320ДГУ — 1.
1.3 Выбор бурового оборудования
1 .3.1 Талевая система
1.3.1.1 Выбор крюкоблока
Крюкоблок используется при ручной расстановке свечей и выбирается по допустимой нагрузке на крюк:
;
2201 кН ? 3200
1.3.1.2 Выбор каната, Талевый канат выбирается по разрывному усилию каната в целом:
|
; |
(6) |
|
где — максимальное натяжение ходовой ветви талевого каната, кН;
|
; |
(7) |
|
, — соответственно вес подвижных частей, число подвижных струн и коэффициент полезного действия талевой системы;
- = 2 — коэффициент запаса прочности каната.
? ;
где — разрывное усилие каната по ГОСТ 16853-88.
Ориентировочно принимаем диаме
кН;
кН.
542 кН ? 679,20 кН,
принимаем шестипрядный канат с металлическим
1.3.1.3 Выбор кронблока
Кронблок выбирается по допускаемой нагрузке на кронблок:
|
(8) |
||
где — натяжение неподвижной ветви талевого каната, кН,
|
; |
(9) |
|
Кронблок выбирается из условия
? .
кН;
кН.
Выбираем УКБ-7-400
1 .3.2 Выбор буровой лебедки
Буровая лебедка выбирается по максимальному натяжению ходового конца каната:
? ;
271 кН ? 320 кН, значит, выбираем ЛБУ-900ЭТ-3 (=320 кН).
1.3.3 Выбор вышки
Буровая вышка выбирается по допускаемой нагрузке на крюке:
;
2201 кН ? 2250кН, выбираем вышку мачтовую А-образную УМ45/225-Р.
1 .3.4 Выбор ротора
Ротор выбирается по диаметру проходного отверстия в столе, который должен быть достаточным для спуска долот и обсадных труб:
D >Dд ;
; (10)
где =700 мм — диаметр долота при бурении под направление скважины;
д= 30 мм — диаметральный зазор, необходимый для свободного прохода долота.
D =700+30=730 мм.
Принимаем
1.3.5 Выбор вертлюга, Вертлюг выбирается по допускаемой статической нагрузке на крюк:
= (11)
2201? 2500 кН;
- выбираем вертлюг УВ- 250МА.
1 .3.6 Выбор бурового насоса
Буровой насос выбирается по приводной мощности:
N пр ? Nпр ГОСТ ;
N пр = 450Lк 1/2 ·0,736; (12)
N пр =450·35501/2 ·0,736=930 кВт < 950 кВт, выбираем насос УНБТ-950А.
1.3.7 Циркуляционная система
Для расчета пропускной способности гидроциклонов наиболее приемлема эмпирическая формула М.Ш. Вартанетова:
; (13)
где — пропускная способность гидроциклона, л/с; — опытный коэффициент,
= 0,12; ,- диаметры питающего патрубка и сливной насадки, см;
- давление на входе в гидроциклон, Мпа, = 0,4…0,5 Мпа, — диаметр гидроциклона, мм, = 500 мм.
Диаметры шламовой насадки питающего и сливного патрубков определяется из следующих соотношений:
=(0,125…0,250);
- =(0,25…0,50) ;
- = 12,5 см;
- = 25 см;
- = 0,12•12,5•25•50•0,6= 1125 л/с.
Выбираем гидроциклон ГЦП- 500.
1.3.8 Выбор геометрических размеров шк, Диаметр шкива по дну желоба выбирается из соотношения
; (14)
где — диаметр талевого каната, мм.
— Наружный диаметр шкива:
;
— Ширина обода шкива:
Стандартные значения диаметров шкивов по дну желоба в БУ УЗТМ: 900; 1000;1010; 1285; 1400; 1500 мм.
Диаметр оси шкива, мм:
;
- = 40•32= 1280 мм;
- = 1,10•1280= 1408 мм;
- ? 107;
320 мм.
Таблица 2- Геометрические размеры шкивов талевой системы
|
Обозначение типоразмеров шкивов |
Номинальный диаметр по дну желоба D ш |
Наружный диаметр шкива D н.ш |
Диаметр каната d к |
Радиус желоба r |
Высота желоба H, не менее |
Ширина обода B ш , не менее |
Радиус профиля r 1 |
Масса шкива, Кг, не более |
|
|
Шк-800-25 |
800 |
900 |
25 |
14 |
50 |
85 |
30 |
120 |
|
|
Шк-900-28 |
900 |
1000 |
28 |
15,5 |
50 |
90 |
30 |
150 |
|
|
Шк-1080-28 |
1080 |
1190 |
28 |
15,5 |
55 |
90 |
35 |
260 |
|
|
Шк-1000-32 |
1000 |
1120 |
32 |
18 |
60 |
100 |
35 |
250 |
|
2 . АНАЛИЗ КОНСТРУКТИВНОГО ИСПОЛНЕНИЯ И ОСНОВНЫХ ПАРАМЕТРОВ ПРОТИВОВЫБРОСОВОГО ОБОРУДОВАНИЯ
2.1 Анализ конструктивного исполнения противовыбросового оборудования
Увеличение объемов добычи нефти и газа неизбежно связано с эксплуатацией новых месторождений и продуктивных горизонтов, открытие которых зависит от степени совершенства технологии бурения скважин. Опыт показывает, что бурение до проектных глубин нередко сопровождается возрастающим воздействием возникающих в находящемся в стволе скважины буровом растворе гидродинамических, физико-химических и механических процессов на общее состояние системы «скважина-пласт». Это, в конечном счете приводит к многочисленным осложнениям и авариям. Из всех видов известных аварий особую опасность представляют нефтяные и газовые фонтаны, периодически возникающие при бурении и эксплуатации скважин. Они являются наиболее тяжелыми авариями, осложняющими деятельность буровых и нефтегазодобывающих предприятий. В связи с этим использование специального противовыбросного и противофонтанного оборудования является весьма актуальной.
При производстве работ для герметизации устья бурящихся нефтяных и газовых скважин с целью предупреждения открытых выбросов и воздействия на скважину при водо-, газо- и нефте-проявлениях используется специализированное противовыбросовое оборудование. Его конструктивной особенностью являются, прежде всего, меньшие размеры.
Использование этого оборудования, как и оборудования для бурения эксплуатационных скважин, позволяет:
— быстро и надежно герметизировать устье скважины при наличии или отсутствии в ней колонны труб;
— осуществлять спуск и подъем колонны бурильных труб при герметизированном устье, включая протаскивание замковых соединений;
— осуществлять расхаживание и проворачивание колонны труб при герметизированном устье для предотвращения прихвата;
— создавать циркуляцию промывочной жидкости с противодавлением на пласт -оперативно управлять гидроприводными составными частями оборудования;
— закачать промывочную жидкость в пласт буровыми насосами или насосными агрегатами и осуществить срочную разрядку скважины.
В состав противовыбросового оборудования входят: превенторы, устьевая крестовина, надпревенторная катушка и разъемный желоб, составляющие стволовую часть превенторного оборудования; манифольды для обвязки стволовой части противовыбросового оборудования, обеспечивающие возможность управления скважиной при газонефтепроявлениях; станции управления превенторами и манифольдом.
Для герметизации устья скважин используют плашечные, универсальные и вращающиеся превенторы, Плашечные превенторы
- для герметизации устья нефтяных и газовыхскважин в процессе их строительства и ремонта с целью обеспечения безопасного ведения работ, предупреждения выбросов и открытых фонтанов, охраны недр и окружающей среды;
- расхаживания в пределах гладкой части колонны труб;
- удержания плашками колонны труб;
На рис.1 приведены превенторы с ручным управлением.
а — одинарный типа ППР
Рисунок 2 — Превенторы с ручным управлением
Манифольд противовыбросового оборудования состоит из линий дросселирования и глушения, которые соединяются со стволовой частью противовыбросового оборудования и представляют собой систему трубопроводов и арматуры (задвижки с ручным и гидравлическим управлением, регулируемые дроссели с ручным и гидравлическим управлением, манометры и др.)
Дроссели (штуцеры) имеют ручное или гидравлическое дистанционное управление и служат для создания противодавления на пласт с целью плавного регулирования скорости потока жидкости, поступающей из скважины. Работа дросселя регулируется осевым перемещением конического наконечника, в результате которого изменяется проходное сечение дросселя.
2.2 Параметры применяемого оборудования
Таблица 3 — Основные параметры противовыбросового оборудования
|
Диаметр условный прохода ОП, мм |
Рабочее давление, МПа |
Диаметр условный прохода манифольда, мм |
Давление станции гидропривода (для схем 3-10), МПа |
Максимальный диаметр трубы, проходящей с трубодержателем (подвеской) через ОП, мм |
||
|
100 |
14-70 |
80 |
50;65;80 |
10, 5; 14; 21; 35 |
— |
|
|
180 |
14-105 |
127 |
||||
|
230 |
35-70 |
146 |
||||
|
280 |
21-105 |
194 |
||||
|
350 |
21-70 |
273 |
||||
|
425 |
21-35 |
340 |
||||
|
476 |
35-70 |
377 |
||||
На рис. 3 приведены схемы 1, 3, 7 и 10. Схема включает блок превенторов (плашечные с ручным или гидравлическим управлением, кольцевой, соединительные катушки и крестовина), станцию гидроуправления превенторами и гидроуправляемыми задвижками и манифольд противовыбросового оборудования, состоящий из блока глушения, блока дросселирования с запорной и регулирующей арматурой, напорных трубопроводов и блока сепаратора бурового раствора.
1 — превентор плашечный; 2 — задвижка с ручным управлением; 3 — крестовина; 4 — манометр с запорн
гидроуправлением; 21 —
Рис унок 3- Типовые схемы обвязки противовыбросового оборудования по ГОСТ 13862-90
3 . АНАЛИЗ СОВРЕМЕННЫХ ТЕХНОЛОГИЙ ПРИМЕНЯЕМЫХ В НЕФТЕГАЗОВОЙ ПРОМЫШЛЕННОСТИ
Технологии применения газовых горелок типа АГГ предназначены для сжигания топливного газа широкого фракционного состава в трубчатых печах технологических установок нефтеподготовки, нефтепереработки и нефтехимии.
Принцип действия горелки (рисунок 4) разработана на принципиально новой теоретической основе с применением акустического резонатора, создающего мощный вихревой эффект смешения топливного газа с инжектируемым атмосферным воздухом. Её принцип действия основан на закрутке с помощью завихрителя топливного потока по периферии сопла и создании разомкнутого факела, который сгорает в пристеночной области топки, раскаляя кладку печи, тем самым создавая равномерный тепловой поток, излучением которого нагревается существующиий трубный змеевик.
- Схема газовой горелки типа АГГ
Данная горелка является плоскопламенной, с устройством регулирования первичного и вторичного воздуха, поступающего на смешение с топливным газом и узлом шумоглушения. В зависимости от существующего процесса и технологических задач указанная конструктивная единица может быть выполнена:
- с четырёхканальным червячным завихрителем, модернизированная — горелка типа АГГ-М. Имеется разработанный типоразмерный ряд, охватывающий диапазон производительности по газу от 10 до 320 м 3 /ч и позволяющий разрабатывать любые системы сжигания топлива для трубчатых печей различных размеров топочной камеры;
— с увеличенным диапазоном производительности от 30 до 400 м3 /ч — двухступенчатая горелка типа АГГ-9 и АГГ-9А;
— с совмещённой пилотной горелкой.
Для сжигания водородсодержащего газа (содержание Н 2 от 60 до 80% по объёму) — горелка типа АГГ-10.
По сравнению с лучшими отечественными и зарубежными аналогами при использовании горелок типа АГГ были отмечены следующие характерные преимущества:
— о беспечивается значительная экономия материальных и топливно-энергетических ресурсов, в частности отмечается экономия топливного газа до 10-15%, а за счет увеличения степени черноты излучающей поверхности вплоть до 30%;
— и спользуя отечественные разработки исключается большая транспортная составляющая характерная для импортных аналогов, тем самым многократно снижаются затраты на модернизацию существующих систем сжигания топлива в целом;
— п ри обеспечении необходимых параметров технологического процесса сокращается количество необходимых конструктивных единиц в частности, в зависимости от технологических задач требуется в 10-50 раз меньшее количество горелочных устройств в печи;
— з а счёт низкой себестоимости производства горелки типа АГГ обеспечивается многократное снижение затрат на систему сжигания топлива в целом. Cтоимость одной конструктивной единицы в 2-4 раза меньше импортных аналогов;
— с окращаются затраты на необходимые арматуру и трубопроводы;
— у величивается возможный диапазон топлив для применения — топливо широкого фракционного состава с теплотой сгорания от 20 до 40 МДж/м3 ;
— з а счет полного исключения прямого контакта пламени с трубами змеевиков, трубными подвесками и горелочными устройствами много-кратно увеличивается пробег материальной части печи;
— з а счёт исключения проскока и отрыва пламени, при работе горелок типа АГГ в широком диапазоне производительности по топливному газу обеспечивается высокая безопасность работы предлагаемой системы сжигания топлива;
— в качестве основной излучающей поверхности используется стандартная кладка из шамотных фасонных кирпичей, вермикулитовых и шамотно-волокнистых плит;
— з а счёт конструктивных особенностей предлагаемой технологии обеспечивается возможность проведения ремонта горелок без останова печи;
— п ри эксплуатации предлагаемых систем сжигания значительно уменьшается количество вредных выбросов в окружающую среду, в том числе обеспечивается сжигание топлива с минимальными коэффициентами расхода воздуха, исключая химический недожог и сокращая выход окислов азота в 3-5 раз NОх в продуктах сгорания до 40-80 п.п.м.
ВЫВОД
Для выбранной буровой установки применяется следующее оборудование:, Крюкоблок — УТБК-6-320
СПИСОК используемых источников
[Электронный ресурс]//URL: https://drprom.ru/kursovaya/neftegazovyie-tehnologii/
1. Дорошенко Е.В., Покрепин Б.В., Покрепин Г.В. Специалист по ремонту нефтяных и газовых скважин.- Волгоград: Ин-Фолио, 2009
2. Абанов А.Э., доц.; Смолина А.К., стар. преп., Методическое пособие “Определение параметров оборудования для спуско-подъёмных операций”- Архангельск: АГТУ 2006.
3. Современные Нефтегазовые Технологии- Режим доступа:
4. БУРОВЫЕ УСТАНОВКИ
5. ОБОРУДОВАНИЕ ИНСТРУМЕНТ ЗАПЧАСТИ- Режим доступа: http://www.drillings.ru/protivovybr
6. — Режим доступа:
