Проект бурения и крепление эксплуатационной скважины на Песчаной площади Краснодарского края (стр. 4 из 13)
Она предназначена для бурения эксплуатационных и разведочных скважин на нефть и газ условной глубиной 3200 м в условиях умеренного климата, климатическое исполнение "У", категория I.
Способ монтажа и транспортирования.
Конструкция буровой установки предусматривает:
- крупноблочное транспортирование вышечно-лебедочного и навесного блоков на тяжеловозах ТПП-70 и Т-60;
- транспортирование средними блоками на трайлерах и платформах ПП40Бр грузоподъемностью 40т;
- агрегатный способ перевозки транспортом общего назначения[4].
Основные параметры БУ3200/200ДГУ-1:
1. Допускаемая нагрузка на крюке, кН (тс)………………........2000(200)
2. Условная глубина бурения, м……………………………………...3200
3. Скорость подъема крюка при расхаживании колонн, м/с……........0,2
4. Скорость установившегося движения при подъеме
элеватора (без нагрузки), м/с……………………………………………1,5
5. Расчетная мощность, развиваемая приводом на входном валу
подъемного агрегата, кВт……………………………………………….670
6. Диметр отверстия в столе ротора, м………………………………..700
7. Расчетная мощность привода ротора, кВт…………………………280
8. Мощность бурового насоса, кВт……………………………………950
9. Высота основания (от пола буровой), м………………………………6
10.Просвет для установки сборки превенторов, м……………………..4,7
11.Максимальное натяжение подвижного конца талевого каната,кН.217
12.Диаметр талевого каната, м…………………………………………..28
13.Диаметр тормозного шкива (обода), мм…………………………..1180
14.Наибольшая оснастка талевой системы………………..…………5 х 6
15.Максимальное давление, развиваемое насосом, МПа (кгс/см2).32(320)
16.Максимальная подача насоса, л/с……………………………………46
17.Максимальная нагрузка на стол ротора, кН………………………5000
18.Максимальная нагрузка на ствол вертлюга, кН………………..…2500
19.Максимальная частота вращения ствола
вертлюга, с-1 (об/мин)……………………………………………..3,33(200)
20.Вышка……………………………………………………… А-образная
21.Максимальная нагрузка вышки, кН……………………………….2500
22.Рабочая высота вышки, м…………………………………………….45
23.Расстояние между ногами вышки, м……………………………….10,3
24.Суммарный объем циркуляционной системы, м3………………….120
25.Пропускаемая способность, дм3/с:
вибросита…………………………………………………...60
пескоотделителя……………………………………………65
илоотделителя……………………………………………....45
26.Число компрессоров, шт………………………………………………..3
27.Производительность компрессора, м3/мин……………………………5
28.Рабочее давление пневмосистемы, МПа……………………...0,6 – 0,8
29.Масса, т……………………………………………………………….582
Комплектность БУ3200/200ДГУ-1:
1. Вышка ВМА-45х200-1, шт……………………………………………..1
2. Устройство для подъема вышки, комплект…………………………...1
3. Устройство для транспортирования вышки, комплект………………1
4. Вертлюг УВ-250МА, шт………………………………………………..1
5. Приспособление для подвески вертлюга, шт…………………………1
6. Ротор Р700 ТУ 24.00.1038-80 с ПКРБО-700 ТУ 26-02-1027-86……...1
7. Лебедка вспомогательная ЛВ-44, шт………………………………….1
8. Пульт управления, шт…………………………………………………..2
9. Упор, шт…………………………………………………………………8
10.Механизм крепления каната, шт…………….………………………...1
11.Ключ буровой АКБ-3М2 по ТУ 26-02-28-79, шт……………………..1
12.Подвеска машинных ключей, шт……………………………………...1
13.Насос буровой трехпоршневой УНБ-600, шт…………………………2
14.Кран консольно-поворотный, шт……………………………………...2
15.Кран поворотный КП-2, ТУ 26-02-24-80, шт…………………………1
16.Талевый канат для оснастки 5 х 6, бухта……………………………...1
17.Кронблок УКБА-6-250, шт……………………………………………..1
18.Блок талевый УТБА-5-200, шт…………………………………………1
19.Агрегат спуско-подъемный, шт………………………………………..1
20.Механизм управления тормозом, шт………………………………….1
21.Стабилизатор, шт……………………………………………………….1
22.Агрегат трансмиссии ротора, шт………………………………………1
23.Водопровод ЭМТ-4500, шт…………………………………………….1
24.Лебедка-моноблок, шт………………………………………………….1
25.Регулятор подачи долота РПДЭ-3, шт………………………………...1
26.Электромагнитный тормоз ЭМТ-450-VI, шт…………………………1
27.Передача на насос, шт………………………………………………….2
28.Ролик обводной, шт…………………………………………………….1
29.Привод ротора, комплект………………………………………………1
30.Воздухопровод высокого давления с электрокомпрессором
КР2 по ТУ 26-0509-328-75, комплект……………………………………..1
31.Воздухопровод низкого давления, включая компрессор
4ВУ1-5/9-М1 с контрприводом, комплект………………………………..1
32.Воздухосборник, шт…………………………………………………….2
33.Компрессор воздушный 4ВУ1-5/9-М1 и по ТУ 26-0509-328-75, шт..2
34.Установка для осушки воздуха 4ВУ1-5/9-М1 и
по ТУ 26-0509-328-75, шт………………………………………………….1
35.Комплекс средств наземного контроля и управления процессом бурения СКУБ М1-02 ТУ 25-1613.005-84, комплект…………………………...1
36.Комплекс механизмов АСП-3М1, комплект………………………….1
37.Основания, комплект…………………………………………………...1
38.Мост приемный со стеллажами, комплект……………………………1
39.Рама желоба, шт………………………………………………………...1
40.Основание вышечно-лебедочного блока, комплект………………….1
41.Основание насосного блока, комплект………………………………..1
42.Устройство транспортное, комплект………………………………….1
43.Энергоблок утепленный с агрегатом Wola или АСДА-200, шт……..1
44.Укрытия, шт……………………………………………………………..1
45.Укрытие насосов, комплект……………………………………………1
46.Укрытие буровой площадки, комплект……………………………….1
47.Укрытие лебедки, комплект……………………………………………1
48.Укрытие привода, комплект……………………………………………1
49.Укрытие поста управления, комплект………………………………...1
50.Электрооборудование, комплект………………………………………1
51.Освещение, комплект…………………………………………………..1
52.Центратор обсадных труб, шт………………………………………….1
53.Кран 3,2-5,1, ГОСТ 7413-80, шт……………………………………….2
54.Приспособление для расстановки УБТ, комплект……………………1
55.Пост бурильщика, шт…………………………………………………...1
56.Пневмораскрепитель, шт……………………………………………….1
57.Ограничитель подъема талевого блока, комплект……………………1
58.Ограждения, комплект………………………………………………….1
59.Механизм упоров поворотных, комплект……………………………..1
60.Пост дизелиста, комплект……………………………………………...1
61.Привод силовой с трансмиссией, комплект…………………………..1
62.Трансмиссия цепная, шт………………………………………………..1
63.Комплект силовых агрегатов СА.10-1, ТУ 24.06.274.-88…………….3
64.Топливо-масло установка, набор………………………………………1
65.Трубопровод выхлопной, комплект…………………………………...1
66.Трубопровод слива масла, комплект…………………………………..1
67.Трубопровод топливо подачи, комплект……………………………...1
68.Трубопровод водоподогревателя, комплект…………………………..1
69.Комплекс оборудования циркуляционной системы ЦС3200ДГУ-00.00.000ТУ, комплект……………………………………………………………1
70.Минифольд МБ2У-I.3000ДГУ-1, комплект…………………………...1
71.Комплект инструмента и принадлежностей, комплект………………1
72.Эксплуатационные документы на установку согласно ведомости
Эксплуатационных документов (ЭД), комплект……………………………….1
2.3.3 Выбор насосной установки
Буровые насосы и циркуляционная система выполняют следующие функции:
- Нагнетание бурового раствора в бурильную колонну для обеспечении циркуляции в скважине в процессе бурения и эффективной очистки забоя и долота от выбуренной породы, промывки, ликвидации аварий, создания скорости подъема раствора в затрубном пространстве, достаточной для выноса породы на поверхность;
- Подвод долоту гидравлической мощности, обеспечивающей высокую скорость истечения (до 180 м/с) раствора из его насадок для частичного разрушения породы и очистки забоя от выбуренных частиц;
- Подвод энергии к гидравлическому забойному двигателю.
Буровой насос для промывки скважины в конкретных геологических условиях выбирается по технологически необходимому количеству промывочной жидкости и развиваемому при этом давлению для преодоления потерь напора в элементах циркуляционной системы буровой.
Количество необходимой промывочной жидкости при бурении под эксплуатационную колонну составляет 31,11 л/с. Определим теперь потери давления в циркуляционной системе, зная которые можно выбрать наиболее рациональную компоновку бурильного инструмента, обоснованно подобрать буровые насосы и полнее использовать их потенциальные возможности.
Потери напора, кГс/см2, в циркуляционной системе буровой при роторном бурении определяются по формуле:
где Рм – потери напора при движении бурового раствора в наземных трубопроводах от насосной части до колонны бурильных труб, включая стояк в буровой, буровой шланг, а также вертлюг и ведущую трубу (потери напора в наружной обвязке буровой - манифольде);
Рб.т. - потери напора при движении бурового раствора в бурильных трубах и замковых соединениях (потери давления зависят от глубины скважины);
Рк.п. – потери напора при движении бурового раствора в затрубном кольцевом пространстве скважины (потери давления зависят от глубины скважины);
РД – потери напора при движении бурового раствора через промывочные отверстия бурового долота;
Рм, РД – не зависят от глубины скважины, а Рб.т. и Рк.п. увеличиваются с глубиной скважины.
При циркуляции очистного агента потери напора, кГс/см2, различны при прокачке воды и глинистого раствора и зависят от их свойств и расхода.