Если у вас возникли сложности с курсовой, контрольной, дипломной, рефератом, отчетом по практике, научно-исследовательской и любой другой работой - мы готовы помочь.
Предоплата всего
Подписываем
Федеральное агентство по образованию
Государственное образовательное учреждение высшего профессионального образования
«Тюменский государственный нефтегазовый университет»
Институт нефти и газа
Кафедра «Электроэнергетики»
Курсовой проект
По дисциплине: «Электроника и схемотехника»
на тему:
«ИИС бурения нефтяных и газовых скважин»
Выполнил: ст. гр. ЭСб-11-1
Баканов К.С.
Проверил: руководитель
Калашников В.П.
Тюмень, 2013г.
Аннотация//Summary……………………………………………………………3
Бурение нефтяных и газовых скважин:
3.1 ИИС "Колтюбинг"…………………...…………………………..……10
3.2 ИИС "Забой"…………………...………………………………….......13
Аннотация//Summary
Бурение скважины - сложный технологический процесс строительства ствола буровых скважин, состоящий из следующих основных операций:
•углубление скважины посредством разрушения горных пород буровым инструментом;
•удаление выбуренной породы из скважины;
•крепление ствола скважины в процессе ее углубления обсадными колоннами;
•проведение комплекса геолого-геофизических работ по исследованию горных пород и выявлению продуктивных горизонтов;
•спуск на проектную глубину и цементирование последней (эксплуатационной) колонны.
Drilling of the well - a complicated process of building a borehole, comprising the following basic operations:
• deepening of wells by breaking rocks drilling tool;
• removal of cuttings from the wellbore;
• fastening the wellbore during its recess casings;
• a set of geological and geophysical studies of the rocks and the identification of productive horizons;
• descent to the projected depth and cementing the last (operational) column.
GLOSSARY
Drilling of the well – Бурение скважины
Removal – удаление
Rocks – порода
Wellbore – ствол скважины
Recess - углубление
Casings – обсадные колонны
Cementing – цементирование
Column – колонна
Введение.
С древних времен человечеством ведется добыча нефти, сначала применялись примитивные способы: при помощи колодцев, сбор нефти с поверхности водоемов, обработка известняка или песчаника, пропитанного нефтью. В 1859 году в США штат Пенсильвания, появляется механическое бурение скважин на нефть, примерно в это же время началось бурение скважин в России. В 1864 и 1866 годах на Кубани были пробурены первые скважины с дебитом 190 т/сут.
Изначально нефтяные скважины бурились ручным штанго-вращательным способом, вскоре перешли к бурению ручным штанговым ударным способом. Ударно-штанговый способ получил широкое распространение на нефтяных промыслах Азербайджана. Переход от ручного способа к механическому бурению скважин привел к необходимости механизации буровых работ, крупный вклад в развитие которых внесли русские горные инженеры Г.Д. Романовский и С.Г. Войслав. В 1901 году впервые в США применено роторное бурение с промывкой забоя циркулирующим потоком жидкости (при помощи бурового раствора), причем подъем выбуренной породы циркулирующим потоком воды изобрел французский инженер Фовелль еще в 1848 году. С этого момента начался период развития и совершенствования вращательного способа бурения. В 1902 году в России роторным способом в Грозненском районе была пробурена первая скважина глубиной 345 м [1].
На сегодняшний день США занимает лидирующую позицию в нефтяной индустрии, ежегодно пробуривается 2 млн. скважин, четверть из них оказывается продуктивными, Россия занимает пока только второе место. В России и за рубежом применяются: ручное бурение (добыча воды); механическое; управляемое шпиндельное бурение (система безопасного бурения, разработанная в Англии); взрывные технологии бурения; термическое; физико-химическое, электроискровые и другие способы. Кроме этого, разрабатывается множество новых технологий бурения скважин, например, в США Колорадо горный институт разработал лазерную технологию бурения, основанную на прожигании породы.
Технология бурения.
Механический способ бурения наиболее распространенный, он осуществляется ударным, вращательным и ударно-вращательным способами бурения. При ударном способе бурения разрушение горных пород происходит за счет ударов породоразрушающего инструмента по забою скважины. Разрушение горных пород за счет вращения прижатого к забою породоразрушающего инструмента (долото, коронка), называется вращательным способом бурения.
При бурении нефтяных и газовых скважин в России применяют исключительно вращательный способ бурения. При использовании вращательного способа бурения, скважина высверливается вращающимся долотом, при этом разбуренные частицы породы в процессе бурения выносятся на поверхность непрерывно циркулирующей струей бурового раствора или нагнетаемым в скважину воздухом или газом. В зависимости от местонахождения двигателя вращательное бурение разделяют на роторное бурение и бурение турбобуром. При роторном бурении — вращатель (ротор) находится на поверхности, приводя во вращение долото на забое при помощи колонны бурильных труб, частота вращения 20—200 об/мин. При бурении с забойным двигателем (турбобур, винтовой бур или электробур) — крутящий момент передается от забойного двигателя, устанавливаемого над долотом.
Процесс бурения состоит из следующих основных операций: спуск бурильных труб с долотом в скважину до забоя и подъем бурильных труб с отработанным долотом из скважины и работы долота на забое, т. е. разрушение породы бурения. Эти операции периодически прерываются для спуска обсадных труб в скважину, чтобы предохранить стенки от обвалов и разобщить нефтяные (газовые) и водяные горизонты. Одновременно в процессе бурения скважин выполняется ряд вспомогательных работ: отбор керна, приготовление промывочной жидкости (бурового раствора), каротаж, замер кривизны, освоение скважины с целью вызова притока нефти (газа) в скважину и т. п.
На рисунке 1 представлена технологическая схема буровой установки.
Рисунок 1. Схема буровой установки для вращательного бурения: 1 — талевый канат; 2 — талевый блок; 3 — вышка; 4 — крюк; 5 — буровой шланг; 6 — ведущая труба; 7 — желоба; 8 — буровой насос; 9 — двигатель насоса; 10 — обвязка насоса; 11 — приемный резервуар (емкость); 12 — бурильный замок; 13 — бурильная труба; 14 — гидравлический забойный двигатель; 15 — долото; 16 — ротор; 17 — лебедка; 18 — двигатель лебедки и ротора; 19 — вертлюг
Буровая установка представляет собой комплекс машин и механизмов, предназначенных для бурения и крепления скважин. Буровой процесс сопровождается спуском и подъемом бурильной колонны, а также поддержанием ее на весу. Для уменьшения нагрузки на канат и снижения мощности двигателей применяют подъемное оборудование, состоящее из вышки, буровой лебедки и талевой системы. Талевая система состоит из неподвижной части кронблока, устанавливаемого наверху фонаря вышки и подвижной части талевого блока, талевого каната, крюка и штропов. Талевая система предназначена для преобразования вращательного движения барабана лебедки в поступательное перемещение крюка. Буровая вышка предназначена для подъема и спуска бурильной колонны и обсадных труб в скважину, а также для удержания на весу бурильной колонны во время бурения и равномерной ее подачи и размещения в ней талевой системы, бурильных труб и части оборудования. Спускоподъемные операции осуществляется с помощью бурильной лебедки. Буровая лебедка состоит из основания, на которой закреплены валы лебедки и соединены между собой зубчатыми передачами, все валы соединены с редуктором, а редуктор в свою очередь соединен с двигателем.
В наземное буровое оборудование входит приемный мост, предназначенный для укладки бурильных труб и перемещения по нему оборудования, инструмента, материалов и запасных частей. Система устройств для очистки промывочного раствора от выбуренной породы. И ряд вспомогательных сооружений.
Бурильная колонная соединяет буровое долото (породоразрушающий инструмент) с наземным оборудованием, т. е. буровой установкой. Верхняя труба в колонне бурильных труб квадратного сечения, она может быть шестигранной или желобчатой. Ведущая труба проходит через отверстие стола ротора. Ротор помещают в центре буровой вышки. Ведущая труба верхним концом соединяется с вертлюгом, предназначенного для обеспечения вращения бурильной колонны, подвешенной на крюке и подачи через нее промывочной жидкости. Нижняя часть вертлюга соединяется с ведущей трубой, и может вращаться вместе с колонной бурильных труб. Верхняя часть вертлюга всегда неподвижна [2].
Рассмотрим технологию проведения бурового процесса (рисунок 1). К отверстию неподвижной части вертлюга 19 присоединяется гибкий шланг 5, через который закачивается в скважину промывочная жидкость при помощи буровых насосов 8. Промывочная жидкость проходит по всей длине бурильной колонны 13 и поступает в гидравлический забойный двигатель 14, что приводит вал двигателя во вращение, а затем жидкость поступает в долото 15. Выходя из отверстий долота жидкость, промывает забой, подхватывает частицы разбуренной породы и вместе с ними через кольцевое пространство между стенками скважины и бурильными трубами поднимается наверх и направляется в прием насосов. На поверхности буровой раствор очищается от разбуренной породы, с помощью специального оборудования, после чего вновь подается в скважину [2].
Технологический процесс бурения во много зависит от бурового раствора, который в зависимости от геологических особенностей месторождения, готовится на водной основе, на нефтяной основе, с использованием газообразного агента или воздуха.
Вывод. Из выше изложенного видно, что технологии поведения буровых процессов различны, но подходящая для данных условий (глубины скважины, слагающей ее породы, давлений и др.), должна быть выбрана исходя из геологических и климатических условий. Так как, от качественно проведенного вскрытия продуктивного горизонта на месторождении, зависит в дальнейшем эксплуатационная характеристика скважины, а именно ее дебит и продуктивность.
ИИС "Колтюбинг"
Информационно-измерительная система"Колтюбинг" предназначена для измерения и контроля параметров промывочной жидкости (ПЖ) при бурении нефтяных и газовых скважин на гибких трубах(колтюбинговым способом, "coiled tubing").
Информационно-измерительная система"Колтюбинг" применяется для вскрытия продуктивных пластов,капитального ремонта нефтяных и газовых скважин в условиях депрессии на пласты.
Информационно-измерительная система"Колтюбинг" осуществляет:
Состав ИИС "Колтюбинг":
Рисунок 2. Схема размещения датчиков ИИС "Колтюбинг"
Информация о процессе бурения с модуля сбора информации передается на рабочее место мастера, оборудованное компьютером,где с помощью программного обеспечения (программа"Колтюбинг") осуществляется сбор,хранение и выдача необходимой информации.
Рисунок 3. Пример экрана текущего состояния системы
В процессе работы мастер контролирует изменения технологических параметров по индикации на компьютере. При выходе технологических параметров за установленные пределы включается аварийная сигнализация.
ИИС «Забой»
Информационно-измерительная система «Забой» предназначена для непрерывного измерения геотехнологических параметров в процессе бурения нефтяных и газовых скважин методами ГК, БК, инклинометрии, виброкаротажа, измерения осевой нагрузки и частоты вращения вала турбобура. Начато внедрение системы. Схемотехника на процессорах, наземная обработка на Note-book, комплекс геофизических, технологических и инклинометрических измеряемых параметров дают хорошие возможности для точной проводки горизонтальных скважин в тонких (3 м) пластах, предварительного каротажа, оптимизации бурения, повышают скорость и дальность передачи. Имеется дистанционное управление схемной программы функционирования скважинного прибора телесистемы. Вся информация дублируется в памяти скважинного прибора.
Технические характеристики.
Диапазон измерений, (град)
зенитного угла 0-90
азимута 0-360
визирного угла 0-360
частота вращения вала турбобура, об/мин 10-1500
осевая нагрузки на долото, кН 50-500
глубина работы, м 0,5-5000.
Естественная радиоактивность, мкР/час 1-200
Уровень вибраций бурового инструмента, мм/с 5-50
Габаритные размеры скважинного прибора:
диаметр, мм 170
длина, м 24
Масса, кг 1000
Особенности и преимущества:
- сокращает время бурения скважин;
- повышает качество проводки;
- обеспечивает возможность проведения исследования пластов в условиях неискаженных влиянием промывочной жидкости;
- позволяет управлять траекторией бурения наклонно-направленных скважин;
- оптимизирует процесс бурения по информации о режимах бурения;
- измеряет параметры свежевскрытых пластов и уменьшает, а в некоторых случаях исключает геофизические исследования на кабеле.
Список литературы
1. Коршак А.А. Шаммазов А.М./Основы нефтегазового дела
2. Нефтепромысловое оборудование. Справочник.
3. Ильский А.Л. Шмидт А.П./Буровые машины и механизмы
4. Попов А.Н. Спивак А.И./Технология бурения нефтяных и газовых скважин
PAGE \* MERGEFORMAT 14