Агрегат ЦА-320 Агрегат ЗЦА-400

Цементувальний насос 9Т, горизонтальний дволорш- 11 Т, горизонтальний три-

невий циліндровий

Гідравлічна потужність, кВт 93 258

Подача, м³/с:

мінімальна 0,003 0,0066

максимальна 0,023 0,033

Тиск на виході насоса, мПа:

максимальний 32 40

мінімальний 4,0 8,1

Об'єм мірниго бака, м^З 6,4 6,0

Маса з автомобілем, т 17,0 22,5

Вантажопідйомність т 12 12

Цементувальна машина 2СМН-20 призначена для приготування цементного розчину. Технічна характеристика цементнозмішувальної машини 2СМН-20 на базі автомобіля КрАЗ-257 наведена нижче:

Вантажопідйомність 9 т

Місткість бункера 14,5 м³

Подача машини 20 л/с

Змивальний пристрій. Вакуумно-гідравлічний

Подача шнека 12-15 т/год

Маса з автомобілем, т 13,5

Блок маніфольда БМ-700 призначений для з'єднання з гирлом смердло-вини декількох агрегатів, що одночасно працюють під час цементування.

Технічна характеристика блоку маніфольда 1 БМ-700 наведена нижче:

Найбільший робочий тиск в напірному колекторі 70 МПа

Кількість ліній, що приєднуються до напірного колектора 6

Кількість ліній, що відходять від напірного колектора 2

Найбільший робочий тиск в роздавальному колекторі 2,5 МПа

Кількість ліній, що можуть бути приєднані до роздавального

колектора 10

Умовний діаметр лінії 50мм

Монтажна база Автомобіль ЗІЛ-131

Цементувальні головки призначені для обв'язки гирла свердловин в процессі цементу­вання (табл.4.36).

Розмежування нафтогазоводоносних пластів при перемінних термогід-родинамічних умовах. Розробка багатопластових об'єктів з підтриманням

пластового тиску зумовлюють виникнення в них зон високих і аномально високих тисків, а також охолоджених зон. У результаті в багатопластовому об'єкті можуть існувати пласти з різними термогідродинамічними умовами, а розмежування нафтогазоносних і водоносних пластів стає неефективним, що в свою чергу призводить до міжпластових перепливів. При цьому деякі свердловини через неможливість ізоляції перепливів не можуть вводитись в ек­сплуатацію.

Для підвищення ефективності розмежування нафтогазоносних і водоносних пластів в процесі цементування експлуатаційних колон доцільно спустити обсадну колону на досяг­нуту глибину для наступного розділення продуктивних і водоносних пластів, а потім зака­чувати в неї тампонажний розчин і протискувати його в заколонний простір. При цьому перед розділенням пластів в експлуаційній свердловині сусідні нагнітальні свердловини за­кривають і витримують їх до пониження тиску в водоносних пластах експлуатаційної свер­дловини до початкового пластового тиску, а тампонажний розчин закачують в неї в період мінімального темпу відновлення пластової температури порівняно з температурою водонос­них пластів. Під мінімальним темпом відновлення пластової температури мається на увазі такий темп, який протягом певного періоду часу не приводить до значного збільшення об'єму фаз, що насичують, а відповідно створюються умови для збільшення пластового тис­ку при поточних відборах рідини з покладу.

Таблиця 4.36

Примітка.Умовний діаметр напірної лінії становить 50 мм; як запірний пристрій застосовується прохідний кран з циліндричною пробкою.

У процесі розробки нафтових родовищ нагнітанням агентів витіснення зниження тем­ператури при високому тиску призводить до створення в порових каналах і тріщинах над­лишкового тиску, який значно перевищує початковий пластовий тиск. Особливо це вияв­ляється на завершальній стадії розробки покладу, коли на окремих його ділянках створю­ються високі й аномально високі пластові тиски, які навіть можуть викликати розрив пластів у найбільш слабких частинах структури.

Розмежування нафтогазоносних і водоносних пластів в експлуатаційному об'єкті стано­вить значну трудність, і майже завжди тут відсутнє надійне зчеплення цементного каменю з колоною і породою. Процес ускладнюється ще й тим, що в період тужавіння цементного роз­чину знижується "активний" гідростатичний тиск стовпа тампонажного розчину. Створення в заколонному просторі понижених тисків призводить до того, що вода із високопроникних пластів починає витісняти цементний розчин в горизонти з пониженим пластовим тиском. Сприяє тому ще й те, що в період зменшення гідростатичного тиску тампонажний розчин має високу проникність, яка сприяє вільному переміщенню через нього води і газу.

Проникність цементного каменю залишається значною протягом довгого періоду часу у випадку фільтрації через нього води. В результаті напроти високо-проникних водоносних пластів, що мають високі й аномально високі пластові тиски, спостерігається вимивання цементного розчину або значне розведення його фільтраційними водами. Процес відбувається постійно, так що з часом неможливо ліквідувати неякісне зчеплення цементу з колоною і породою. Збільшення пласто-вого тиску завжди призводить до розкриття в пласті-колекторі існуючих тріщин. Якщо нагнітання агентів витіснення припиняється, то тріщини починають сходи-тись. Змикання стає максимальним при досягненні початкового пластового тиску. В цей період створюються найбільш сприятливі умови для розмежування нафтова-зоносних і водоносних пластів. Пояснюється це значним обмеженням надходжень агентів витіснення з віддалених зон пласта. Одночасно з цим необхідно врахову-вавти ще й такий важливий фактор, як відновлення пластової температури проти низькопроникних пластів. У процесі випереджувального руху води по високопро-никних пластах охолоджу­ються низькопроникні нафтогазонасичені. Однак, як тільки припиняється нагнітання агентів витіснення з пониженою температурою в високопроникні пласти, в низькопроник­них високими темпами починає відновлю-ватись пластова температура. Для відновлення температури в високопроникних пластах необхідний певний час (не менше 30-45 діб). Навіть в наступний період темп відновлення пластової температури порівняно з високопро-никними пласта-ми настільки низький, що він не забезпечує росту пластового тиску при існуючих відборах із покладу, що приводить до його зниження.

Високий темп відновлення пластової температури порівняно з низькопрони-кинми пла­стами приводить до збільшення у них пластового тиску, внаслідок чого через деякий проміжок часу пластові тиски в нафтогазо- і водонасиченій частинах розрізу вирівнюються. При цьому виключається можливість міжпластових пере-пливів, особливо в період ту­жавіння цементного розчину в заколонному просторі.

Таким чином, перед розмежуванням пластів в експлуатаційних свердловинах доцільно закривати сусідні нагнітальні свердловини і витримувати їх до зниження тиску в водонос­них пластах до початкового пластового тиску. Протискування цементного розчину за об-садну колону проводиться тільки в період мінімального темпу відновлення пластової темпе­ратури порівняно з високопроникними обводненими пластами, коли виключається мож­ливість росту в них пластового тиску за рахунок термогідродинамічних процесів. У результаті при поточних відборах із покладів не забезпечується підвищення пластового тис­ку й циркуляція в позаколонному просторі.

Бурові установки

Бурові установки використовують для буріння експлуатаційних та розвідувальних, свердловин обертовим способом.

Бурова установка - це комплекс бурових машин, механізмів та обладнання, які змонто­вані на місці буріння і забезпечують за допомогою бурильного інструменту самостійне вико­нання технологічних операцій.

Сучасні бурові установки складаються з таких основних елементів: бурові споруди (вишка, фундаменти, збірно-розбірні каркасно-панельні сховища); бурове обладнання (кронблок, талевий блок, гак, лебідка, вертлюг, ротор, насоси, силовий привід, дизель-електричні станції, пневмосистема, паливно-мастильна установка); обладнання для ме­ханізації важких робіт (механізми для автоматизації спуско-підйомних операцій, автома­тичний буровий ключ, допоміжна лебідка, пневморозкріплювач, крани для ремонтних робіт, пульти контролю та керування процесом буріння, регулятор плавної подачі долота, механізм для закріплення нерухомої струни талевого канату; обладнання для приготуван­ня, очищення, дегазації та регенерації бурового розчину (блок приготування, вібросита,

піско-, намуло-, та глиновідділювачі, вакуумні дегазатори, сепаратори, місткості для хімічних реагентів, дизельного палива та інші; маніфольд (нагнітаюча лінія, дросельно-за­сувний пристрій, буровий рукав, стояк); пристрій для прогрівання окремих блоків бурової установки.

Випускають бурові установки згідно з ГОСТ 16293-89. Головними парамет-рами їх є до­пустиме навантаження на гаку й умовна глибина буріння свердловини, визначена з умови, що маса 1 м бурильної колони дорівнює 30 кг (табл. 4.37).

В марку бурової установки входять її тип - БУ; умовна глибина буріння – пер-ша цифра; допустиме навантаження на гаку - друга цифра; тип силового приводу - електричний на змінному (Е) і постійному (ЕП) струмі та з регульованою частотою обертів (тиристорний) (ЕР); дизель-електричний на постійному струмі (ДЕП) та з регульованою частотою обертів (тиристорний) (ДЕР); дизель-гідравлічний (ДГ); універсальна монтажездатність (У); для умов тропічного клімату (Т) і для кущового буріння (К); модифікація установки - 1, ЇМ, 2М, ЗМ.

Таблиця 4.37

а) для буріння свердловин глибиною до 5000 м

Продовження табл4.37

Продовження табл.4.37

б) для буріння надглибоких свердловин

Продовження табл4.37

в) для кущового буріння

Бурові вишки служать для розташування над гирлом свердловини талевої системи, пристосувань для механізації спуско-підйомних операцій і бурильних свіч.

Бурові лебідки. З допомогою бурових лебідок і талевого механізму спускають, піднімають і підтримують на вазі бурильну колону, обсадні труби й інший інструмент при бурінні та кріпленні свердловини. При підйомі обертання барабана лебідки, яке здійснюється приводом за допомогою талевого каната, перетворюється в поступальний рух талевого блоку. Під час спуску гальмівні пристрої бурової лебідки обмежують швидкість та­левого блоку, який опускається під дією власної ваги і ваги підвішеного інструменту. Бурові лебідки використовують також для передачі обертання ротора, скручування і розкручуван­ня бурильних і обсадних труб, для підіймання та підтягування різних пристосувань при бурінні свердловини, монтажу і ремонту установки.

Бурові лебідки розрізняють за потужністю, а також кінематичними та конят-руктивни­ми ознаками. За кількістю швидкостей підйому розрізняють дво-, три-, чотири- і шести-швидкісні бурові лебідки. Залежно від типу приводу розрізняють бурові лебідки зі ступінчастою, безперервно-ступінчастою і безступінчастою змі-ною швидкостей підйому. Ступінчаста зміна швидкостей підйому застосовується в лебідках з механічними передача­ми від теплових двигунів і електричних двигунів змінного струму. При застосуванні гідромеханічних передач лебідки з тими ж дви-гунами мають безперервно-ступінчасту зміну швидкостей. У випадку викорис-тання електродвигунів постійного струму швидкість підйому лебідки змінюється безступінчасте за кривою постійної потужності двигуна.

За схемою включення швидкохідної передачі розрізняють бурові лебідки з незалежною і залежною високою швидкістю. Лебідки з незалежною схемою включення швидкостей да­ють змогу піднімати незавантажений елеватор на високій швидкості незалежно від швид­кості піднімання інструменту. При залежній схемі включення незавантажений елеватор піднімають на різних швидкостях, що дорівнюють або пропорційні швидкості піднімання колони труб.

За кількістю валів розрізняють одно-, дво- і тривальні бурові лебідки. Одно- і двовальні лебідки мають окрему коробку передач. У тривальних лебідках швидкість підйому змінюють з допомогою передач, які встановлюють між валами самої лебідки. Для до­поміжних робіт дво- і тривальні бурові лебідки мають фрикційну котушку. При викори­станні одновальної лебідки для виконання допоміжних робіт підключають додаткову до­поміжну лебідку.

Лебідки розрізняють також за кількістю швидкостей, які передаються ротору, способом управління подачею долота, типом змащення ланцюгових передач, типом охолодження гальмівних шківів, типом додаткових гальм, а також типом управління. Технічні характе­ристики деяких бурових лебідок наведені в табл. 4.38.

Талева система складається із кронблока і талевого блока, обігнутих сталев-им ка­натом. Вона забезпечується гаком або автоматичним елеватором для підві-шування буриль­ної колони і обсадних труб. Навантаження на колону розподіля-ється між робочими струна­ми каната, кількість яких визначається кількістю шківів талевого блока і кронблока. Талева система дає змогу зменшити зусилля в канаті від ваги вантажу, який піднімається. При цьому пропорційно збільшується довжина канату, що навивається на барабан при підйомі вантажу на задану висоту.

Оснастка талевої системи бурових установок характеризується тим, що обидва кінці талевого канату збігають з кронблока. Один з них кріпиться до барабана бурової лебідки і називається ходовим або тяговим, а другий (нерухомий) - до спеціального пристосування на металічній основі вишкового блока. Під час навивки каната на барабан талевий блок з гаком підтягується до нерухомого кронблока. При спуску талевого блока канат розви­вається з барабана, який обертається в зворотньому напрямі під дією ваги талевого блока, гака і підвішеної колони труб. Нерухома струна талевого канату використовується для розміщення спеціальних датчиків, які вимірюють навантаження на гаку. Робочі струни ка-

* Гальмівні шківи обладнані водяним охолодженням; відсутній вал для приводу ротора.

** Відсутній вал для приводу ротора.

*** В чисельнику - прямих, в знаменнику - зворотних.

ната розміщуються між шківами кронблока і талевого блока і на відміну від нерухомої стру­ни змінюють свою довжину при підйомі та спуску гака.

Кронблоки розміщують на верхній площадці бурової вишки. Вони є нерухомою части­ною талевої системи. Конструкції кронблоків залежать від типу застосовуваних вишок і розрізняються за кількістю шківів, вантажопідйомністю і конструктивною схемою. Шківи обертаються на нерухомих осях, розміщених співвісно або неспіввісно. Секції шківів закри­ваються кожухами. Для попередження вискакування каната з канавки шківів зазор між шківами і кожухом не повинен перевищувати 0,15 діаметра каната. Технічні характери­стики кронблоків наведені в табл. 4.39.

Талеві блоки виготовляють одно- і двосекційними. Вони використовуються відповідно для ручного розподілу бурильних свіч і для роботи з комплексом АСП. Двосекційні талеві блоки при необхідності також можуть бути використані для ручного розподілу свіч. У тале­вому блоці число шківів на одиницю менше, ніж в парному з них кронблоці. На відміну від кронблока талевий блок не зазнає навантажень від натягу ходової і нерухомої струн каната,

Таблиця 4.38

Таблиця 4.39

тому вантажопідйомність його менша, ніж кронблока. Кожухи талевого блока виготовля­ють із листової сталі або литими. Перевагу віддають литим кожухам, оскільки вони мають більшу масу, завдяки чому збільшується швидкість спуску незавантаженого талевого блока. Односекційні талеві блоки в нижній частиш мають сергу, з допомогою якої з'єднуються з гаком. У двосекційних талевих блоках щіки кожної секції з'єднуються осями, на яких вста­новлюють спеціальні підвіски з провушинами для штропів автоматичного елеватора або трирогого гака.

Технічні характеристики талевих блоків наведені в табл. 4.40.

Гаки та спеціальні підвіски приєднують до талевого блока і служать для підвішування вертлюга і бурильної колони при бурінні свердловини; для підвішування з допомогою штропів і елеватора колони бурильних труб при спуско-підйомних операціях; для підвішування і переміщення на майданчіку бурових важкого обладнання при монтажно-де­монтажних роботах та інструменту при бурінні свердловини.

Гаки використовуються також при ручному розміщенні бурових свіч. При роботі з ком­плексом АСП гаки замінюються спеціальними підвісками. В сучасних бурових установках

застосовуються трирогі гаки різної вантажопідйомності. Конструкції бурових гаків значних відмінностей не мають. Талеві блоки з сергою з'єднуються з гаком при допомозі штропа, встановленого на осях в кишенях корпуса гака.

Під час роботи з двосекційними талевими блоками бурильна колона при спуско-підйомних операціях підвішується до автоматичного елеватора, який в комплексі АСП заміняє гак. У процесі буріння свердловини вертлюг приєднується до автоматичного елева­тора з допомогою додаткової підвіски.

Технічні характеристики гаків наведені в табл. 4.41.

Вертлюги служать для підведення бурового розчину в бурильну колону. В процесі буріння вертлюг підвішується до автоматичного елеватора або до гака талевого механізму і з

Таблиця 4.40

Таблиця 4.41

Таблиця4.42

допомогою гнучкого шланга з'єднується зі стояком напірного трубопроводу бурових на­сосів. При цьому ведуча труба бурильної колони з'єднується з допомогою різьби зі стволом вертлюга. Всередині вертлюга просвердлений отвір для проходження бурового розчину. Під час спуско-підйомних операцій вертлюг з ведучою трубою і гнучким шлангом відводиться в шурф і від'єднується від талевого блоку. При бурінні вибійними двигунами вертлюг вико­ристовується для періодичного прокручування бурильної колони з метою попередження прихоплень.

Вертлюги, які застосовуються в бурінні експлуатаційних та глибоких розвідувальних свердловин, мають однакову конструктивну схему і розрізняються в основному за допусти­мим осьовим навантаженням (табл. 4.42).

Бурові ротори служать для обертання бурильної колони, яка переміщується вгору -дониз у процесі буріння свердловини роторним способом; сприйняття реактивного крутного моменту і забезпечення поздовжньої подачі бурильної колони при використанні вибійних двигунів; утримання бурильної або обсадної колони труб над гирлом свердловини при їх на­рощуванні та спуско-підйомних операціях; прокручування інструменту при ловильних ро­ботах й інших ускладненнях, які трапляються в процесі буріння і кріплення свердловини.

Ротори розрізняють за діаметром прохідного отвору, потужністю і допустимим статич­ним навантаженням. За конструктивним виконанням ротори діляться на нерухомі та ру­хомі, які переміщуються зворотньо-поступально відносно гирла свердловини у вертикаль­ному напрямі. В бурових установках для експлуатаційного і глибокого розвідкового буріння використовують ротори, нерухомі відносно гирла свердловини.

Привід ротора здійснюється з допомогою ланцюгових, карданних і зубчастих пере­дач від бурової лебідки і коробки зміни передач або індивідуального двигуна. Залежно від привода ротори мають ступінчасту, безперервно-ступінчасту і безперервну зміну мо­ментів кручення. Для сприйняття реактивного крутного моменту вони забезпечуються стопорним пристроєм, який встановлюється на швидкохідному валу або на столі ротора. Рухомі деталі ротора змащуються розбризкуванням і примусовим шляхом. Випускають­ся ротори двох видів: з пневматичним клиновим розкріплювачем для утримання труб і без нього.

Основні технічні характеристики бурових роторів наведені в табл. 4.43.

Бурові насоси служать для нагнітання в свердловину бурового розчину з метою очистки вибою і стовбура свердловини від вибуреної породи (шламу) і виносу її на денну поверхню, охолодження і змазування долота, створювання гідромоніторного ефекту при бурінні струменевими долотами, приведення в дію вибійних гідравлічних двигунів.

Найбільше розповсюдження мають двопоршневі насоси двосторонньої дії і трипоршневі насоси односторонньої дії. В насосах двосторонньої дії рідина переміщується в поршневій і штоковій порожнинах і за один подвійний хід поршня здійснює два всмоктування і нагнітання. При односторонній дії насоса рідина переміщується в поршневій порожнині ро­бочої камери і за один подвійний хід поршня здійснюється один цикл всмоктування і нагнітання.

' В чисельнику -найбільші значення, в знаменнику - найменші. '* В чисельнику - всмоктуючого, в знаменнику - нагнітаючого.

Таблиця 4.43

У бурових насосах використовуються самодіючі пружинні клапани тарільчастої конст­рукції. Всмоктуючі та нагнітаючі клапани взаємозамінні. Осі поршнів паралельні та розміщуються в горизонтальній площині з одного боку від приводу насоса. Ведуча ланка бурових насосів, яка надає рух поршням, виконується у вигляді ексцентрикового криво­шипного пальцевого або колінчастого вала.

Ведучий вал насоса приводиться в дію від трансмісійного вала з допомогою циліндричної зубчастої пари. Буровий розчин переміщується по одноступінчастій однопо-точній схемі через загальну приймальну лінію і один вивід. Подача насосів змінюється з до­помогою змінних циліндрових втулок або змінного числа ходів насоса. Пульсація тиску, яка викликається нерівномірною швидкістю поршня, знижується до практичного допусти­мого рівня з допомогою пневматичних компенсаторів. У бурових насосних агрегатах вико­ристовуються переважно електродвигуни і дизелі, обертання яких передається трансмісійному валу насоса через клиноремінну або ланцюгову передачу.

Технічні характеристики бурових насосів наведені в табл. 4.44.

Таблиця 4.44

Поиск по сайту: