На бирже курсовых и дипломных проектов можно найти образцы готовых работ или получить помощь в написании уникальных курсовых работ, дипломов, лабораторных работ, контрольных работ, диссертаций, рефератов. Так же вы мажете самостоятельно повысить уникальность своей работы для прохождения проверки на плагиат всего за несколько минут.

ЛИЧНЫЙ КАБИНЕТ 

 

Здравствуйте гость!

 

Логин:

Пароль:

 

Запомнить

 

 

Забыли пароль? Регистрация

Повышение уникальности

Предлагаем нашим посетителям воспользоваться бесплатным программным обеспечением «StudentHelp», которое позволит вам всего за несколько минут, выполнить повышение уникальности любого файла в формате MS Word. После такого повышения уникальности, ваша работа легко пройдете проверку в системах антиплагиат вуз, antiplagiat.ru, etxt.ru или advego.ru. Программа «StudentHelp» работает по уникальной технологии и при повышении уникальности не вставляет в текст скрытых символов, и даже если препод скопирует текст в блокнот – не увидит ни каких отличий от текста в Word файле.

Результат поиска


Наименование:


курсовая работа Прогрессивные технологии в бурении нефтяных и газовых скважин

Информация:

Тип работы: курсовая работа. Добавлен: 07.12.2012. Сдан: 2012. Страниц: 11. Уникальность по antiplagiat.ru: < 30%

Описание (план):



СОДЕРЖАНИЕ
 
Введение …………………………………………………………….………
3
ГЛАВА 1. ОСНОВНОЕ НАЗНАЧЕНИЕ И ОБЛАСТЬ ПРИМЕНЕНИЯ КОЛТЮБИНГОВЫХ ТЕХНОЛОГИЙ ……………………………………….
 
5
1.1. Сущность колтюбинга и область применения .…………………………
5
1.2. Описание технологического процесса ……………………….………….
9
1.3. Оборудование, применяемое для осуществления буровых и ремонтных работ при помощи колтюбинга, принцип его действия, основные параметры и характеристики ….…………………………………..
 
 
13
ГЛАВА 2. ОЦЕНКА СРАВНИТЕЛЬНОЙ ЭФФЕКТИВНОСТИ И КОНКУРЕНТНОСПОСОБНОСТИ КОЛТЮБИНГОВЫХ ТЕХНОЛОГИЙ
21
2.1. Основные технико-экономические показатели бурения нефтяных и газовых скважин ……………………………………………………………….
 
21
2.2. Сравнительные данные по эффективности применения колтюбинга при различных технологических операциях ….……………………………..
 
26
ГЛАВА 3. ПЕРСПЕКТИВЫ ПРАКТИЧЕСКОГО ПРИМЕНЕНИЯ КОЛТЮБИНГОВЫХ ТЕХНОЛОГИЙ В БЕЛАРУСИ И ЗА РУБЕЖОМ …
 
29
3.1. Опыт применения колтюбинговых технологий за рубежом …………..
29
3.2. Перспективы практического применения колтюбинговых технологий в Беларуси ………………………………………………….…………………..
 
31
Заключение …. …………………………………………………….………
33
Список использованных источников ………………………….
35
ПриложениЯ
 
 
 

 

 
 

ВВЕДЕНИЕ

 
          Эффективность технической базы предприятий, работающих в нефтегазовом секторе экономики, — одна из основных составляющих их конкурентоспособности. Внешняя составляющая этой эффективности — уровень технической оснащенности, который напрямую зависит от соответствия технических характеристик оборудования мировым аналогам и стандартам, принятым в отрасли. Внутренняя составляющая эффективности — затраты на техническое оснащение. Они слагаются из расходов на приобретение оборудования, материалов и непосредствен­ное проведение работ.
Реально поддержать конкурентоспособность предприя­тию нефтегазового сектора, позволит лишь передовое оборудование, которое соответствует самым высоким стандартам технического обслуживания и позволит решать весь спектр работ в полном соответствии с совре­менным уровнем развития технологий.
Интенсивная разработка месторождений нефти и газа приводит к непрерывному ухудшению структуры запасов углеводородного сырья. Одним из основных направлений деятельности добывающих компаний является работа с фондом простаивающих скважин. В середине 90-х годов была освоена технология капитального ремонта скважин с применением установок "гибкая труба".
Уже первый опыт эксплуатации установок "гибкая труба" при ремонте скважин показал высокую эффективность колтюбинговых технологий. Их преимущества следующие: по сравнению с традиционным капитальным ремонтом продолжительность операций по обработке призабойной зоны пласта сокращена в 3-4 раза и составляет не более 48 часов, за короткое время на скважине можно "сработать" несколько технологий и общее время пребывания в ремонте уменьшилось в 5-7 раз.
Развитие колтюбинговых технологий, основанных на применении гибких непрерывных труб, первоначально было связано с обеспечением текущего и капитального ремонта нефтяных и газовых скважин. Однако мировая практика показывает, что наиболее значительные достижения в применении гибких труб связаны с освоением буровых работ. Сегодня колтюбинг занимает важную нишу на рынке нефтегазовых технологий и открывает поистине уникальные возможности сохранения окружающей среды и снижения себестоимости бурения.
Иногда применение колтюбинговых технологий позволяет произво­дить несколько операций ремонта и обслуживания скважины за один спускоподъемный цикл, что значительно увеличивает скорость выполне­ния поставленных перед буровой компанией задач. Кроме того, мобильность колтюбинговых установок позволяет эффективно применять их на отдаленных месторождениях, разрабатывать индивидуальную схему ремонта и обслуживания для каждой скважины. В совокупности это дает значительный экономический эффект при бурении и проведении ремонтно-технологических работ в скважине с использованием колтюбинговой установки.
Целью и задачей данной курсовой работы является описание такой  прогрессивной технологии в бурении нефтяных и газовых скважин, как колтюбинг, дать сравнительную оценку эффективности данной технологии, а также рассмотреть перспективы применения данной технологии в Беларуси и за рубежом.


ГЛАВА 1. ОСНОВНОЕ НАЗНАЧЕНИЕ И ОБЛАСТЬ ПРИМЕНЕНИЯ КОЛТЮБИНГОВЫХ ТЕХНОЛОГИЙ

 

1.1.    Сущность колтюбинга и область применения.

Традиционно на протяжении многих десятилетий и по сей день, при бурении, а также при выполнении различных технологических операций в скважинах используются отдельные муфтовые резьбовые трубы, свинчиваемые и развинчиваемые между собой. В основе колтюбинговых технологий лежит использование металли­ческой гибкой трубы — coiled tubing (далее — колтюбинговой трубы), наматываемой на барабан, спускаемой и извлекаемой из скважины специальным агрегатом. Сущность колтюбинговых технологий заключается в использовании в бурении нефтяных и газовых скважин, а также при выполнении различных технологических операций в скважине колонны гибких непрерывных металлических труб, наматываемых на барабан и разматываемых с барабана при спуске в скважину.
Основным применяемым термином у нас для обозначения этого направления является русифицированная транскрипция "coiled tubing" – колтюбинг, что означает трубу, наматываемую на катушку.
Колтюбинговые трубы обычно изготавливают из малоуглеродистых, низколегированных сталей. В настоящее время наиболее крупными изготовителями гибких труб за рубежом являются следующие компании: "Precision Tube Technology", "Quality Tubing Inc.", "South­wes­tern Pipe Inc.".
В 1989 г. в производство были внедрены цельнопрокатные трубы с минимальным количеством поперечных швов. В результате дефекты, связанные с образованием свищей, сократились до минимума.
Например, компания "Quality Tubing Inc." контролирует качество каждого сварного шва, присваивает ему соответствующий идентификационный номер и в случае потери герметичности выплачивает страховую сумму для устранения дефекта.
Технология изготовления труб из малоуглеродистых и низколегированных сталей состоит из следующих этапов:
а) вначале из рулонов тонколистовой стали необходимой толщины вырезают непрерывные ленты, ширина которых соответствует длине окружности образующей готовой трубы. Длина полос определяется возможностями прокатных станов производителей листа. Для США она соответствует 570 м, для Японии – 900 – 1000 м;
б) отдельные ленты сваривают встык, причем листы соединяют либо наискосок, либо "ласточкиным хвостом". Швы зачищают, поверхность обрабатывают механически и термически. После этого качество сварочных швов проверяют с помощью дефектоскопии;
в) полученную стальную ленту направляют в трубопрокатный стан, где она проходит между валками, формирующими из нее трубу. Для соединения кромок последней применяют кузнечную сварку в атмосфере инертного газа – кромки трубы нагревают с помощью индуктора, а затем прижимают друг к другу валками;
г) с наружной поверхности трубы механическим способом удаляют сварочный грат и зачищают стык;
д) зону сварочного шва подвергают отпуску и последующему охлаждению;
е)   проверяют качество шва;
ж) трубу пропускают через калибровочный стан и подвергают окончательной термообработке – среднему отпуску с последующим охлаждением на воздухе и в ванне.
В результате выполнения указанных операций происходит образование перлитовой и ферритовой структуры металла.
Готовую трубу наматывают на транспортную катушку или барабан установки, в которой ее предполагают использовать.
Колтюбинговые технологии базируются на использовании длинномерных (до 3000-5000 м) безмуфтовых гибких (обычно стальных) труб, наматываемых на барабан и многократно спускаемых в скважину, позволяют удешевить ремонтно-восстановительные работы, а также решать некоторые задачи, которые невозможно решить при применении колонны составных труб.
       Первые попытки создания колтюбинговой техники, в основе которой лежит использование гибкой трубы, были предприняты в начале 60-х годов прошлого столетия. Первоначально работы велись в направлении создания установок капитального ремонта в действующих скважинах небольшой глубины без их глушения.
        Сегодня из 50 – 60 известных операций, проводимых с использованием длинномерной гибкой трубы наиболее широко распространены следующие:
- бурение скважин;
- ликвидация отложений парафина, гидратных и песчаных пробок в насосно-компрессорных трубах;
- обработка призабойной зоны пласта, подача технологических растворов, специальных жидкостей и газов;
- спуск подземного оборудования в  наклонных и горизонтальных скважинах;
- проведение геофизических исследований скважины;
- установка цементных мостов;
- выполнение работ по изоляции пластов и др.
Наиболее значительный эффект гибкие трубы дают при бурении. Именно это направление интенсивно развивается в настоящее время. Гибкие трубы позволяют проводить бурение на депрессии без глушения скважин и увеличить их дебит в 3-5 раз. Особенно перспективным является применение горизонтального бурения гибкими трубами дополнительных горизонтальных стволов из колонны старой скважины при доразработке истощенных месторождений на поздней стадии, вовлечении в разработку трудноизвлекаемых запасов, восстановление бездействующих и малодебитных скважин. Бурение гибкими трубами позволяет уже сегодня вовлечь в разработку значительную часть, а в перспективе – практически все забалансовые запасы углеводородов и добывать дополнительно, например, в России до 50 млн. тонн нефти и до 30 млрд. куб. м. газа ежегодно.
       Для того, чтобы бурить скважину и особенно вскрывать продуктивные пласты наклонными и горизонтальными стволами на депрессии без их глушения (это наиболее эффективные и перспективные в настоящее время технологии в мировой буровой практике, на которые нацелены сегодня широко известные зарубежные фирмы), недостаточно создания мобильной колтюбинговой установки. Должна быть продумана вся архитектура комплекса, включая специальное наземное и противовыбросовое оборудование, внутрискважинный инструмент и контрольно-измерительные приборы, определена возможность его создания в кратчайшие сроки, выявлена необходимость и целесообразность разработки, изготовления и приобретения комплектующего оборудования, инструмента, КИП и оценена итоговая стоимость всего комплекса.
 
 
 
 
 
 
1.2.    Описание технологического процесса.
На сегодняшний день сервисными и добывающими компаниями, эксплуатирующими колтюбинговое оборудование, освоено большинство технологических операций, ранее выполняемых традиционными методами.
        К основным операциям относятся следующие:
Перемещение колонны гибких труб. Можно выделить несколько основных режимов при перемещении труб, например, их движение с максимальной и минимальной скоростью, которые отличаются в 10 – 15 раз и соответственно определяют величины необходимых мощностей. По затрачиваемой мощности следует выделить движение колонны вниз и вверх. В первом случае необходимое давление рабочей жидкости, определяемое настройкой тормозного клапана, минимально. Кроме того, в процессе спуска труб транспортер должен обеспечить усилие, требуемое для разматывания трубы с барабана и перемещения ее через укладчик и канал транспортирования. При этом необходимая мощность минимальна и ее в общем балансе можно принимать равной нулю. Максимальное усилие при перемещении труб будет иметь место при ходе вверх и определяться весом колонны труб и силами трения.
Отметим, что термин "максимальное усилие" не означает максимального усилия, на которое рассчитан транспортер и ко­торое он должен обеспечивать при возникновении аварийной ситуации. К последней следует отнести случай прихвата колонн гибких труб. При возникновении подобной ситуации перемещение последней осуществляется на минимальной ско­рости.
Наматывание (разматывание) трубы на барабан. При наматывании трубы на барабан привод должен обеспечивать его вращение с крутящим моментом, необходимым для деформирования трубы в процессе ее проводки по всей длине канала. Величина этого момента зависит от диаметра, толщины стенки и прочностных свойств гибкой трубы, но на нее не влияет скорость подъема КГТ.
Частота вращения барабана определяется скоростью перемещения трубы транспортером. При проведении расчетов следует учитывать ее максимальную величину.
При спуске трубы в скважину и сматывании ее с барабана привод не затрачивает энергию на эти процессы. Барабан раскручивается за счет натяжения трубы, создаваемого транспортером.
Нагнетание технологической жидкости в колонну гибких труб. При спуске и подъеме колонны, а также выполнении технологических операций по удалению пробок или бурении в колонну подается технологическая жидкость. Независимо от длины колонны, спущенной в скважину, гидродинамические потери в колонне постоянны и определяются ее длиной. Влиянием кривизны труб, намотанных на барабан, при проведении большинства расчетов можно пренебречь. При проведении технологических операций насос, подающий жидкость, должен преодолевать еще и перепад давления на забойном двигателе либо на гидромониторной насадке.
Подъем и спуск колонны можно выполнять не при максимальной подаче технологической жидкости, а при некотором минимально возможном ее значении, обеспечивающем безопасное выполнение работ. Поэтому при расчетах принимают и минимальную, и максимальную величины подачи.
Колтюбинговые технологии, связанные с ликвидацией отложений в скважинах, поинтервальной обработкой, борьбой с обводнениями, доставкой и извлечением внутрискважинного оборудования, ловильными операциями, основательно утверждаются в нефтегазовом комплексе. Одновременно, несмотря на существующий дефицит оборудования и специалистов, данное перспективное направление динамично развивается и в области строительства скважин. При этом темпы развития чрезвычайно высоки: первое коммерческое бурение с колтюбингом произошло в начале 90-х, а уже к середине десятилетия колтюбингом бурилось по несколько сотен скважин в год по всему земному шару.
Колтюбинг может быть использован для бурения новых скважин, для повторного вскрытия пласта, но наибольшую техническую и экономическую эффективность он имеет при бурении вторых наклонных или горизонтальных стволов из существующих скважин. Гибкие трубы позволяют проводить бурение на депрессии и увеличить дебит скважины в 3-8 и более раз. Популярность применения колтюбинга объясняется высокой эффективностью и безопасностью проведения операций.
Технологический процесс состоит:
а) транспортные операции по доставке оборудования на место проведения работ;
б) спуск и подъем колонны гибких труб;
в) подготовка технологической жидкости, применяемой при ремонте скважины, – доставка жидкости,  ее подогрев и т.д.;
г) бурение скважин;
д) собственно подземный ремонт – промывка пробок, сбивка клапана и т.д. К этой же группе операций относится и закачка жидкости в скважину;
е) операции по восстановлению свойств технологической жидкости, использованной в процессе подземного ремонта, – дегазация, очистка и подогрев. При определенной организации работ эта группа операций может не выполняться.
Проведение буровых работ с использованием колтюбинговой трубы позволяет выполнять процесс в режиме депрессии, при котором давление бурового раствора на забое скважины меньше пластового давления. Подобный режим позволяет интенсифицировать процесс разрушения породы, снижает вероятность поглощения бурового раствора, исключает кальматацию пор вскрываемого продуктивного пласта.
Для бурения новых, преимущественно вертикальных, скважин используются колтюбиновые установки. Для увеличения нагрузки на долото и обеспечения устойчивости колтюбинговой трубы, она снабжает­ся тяжелым низом из утяжеленных бурильных труб. Аналогичный прием используется при бурении с использованием традиционных буровых установок, однако замена основной части колонны бурильных труб на колтюбинговую трубу позволяет:
•        исключить все операции, связанные с наращиванием колонны;
•        вести бурение в режиме депрессии.
В результате становится возможным:
•        увеличить скорость проводки скважины;
•        сократить время развертывания и свертывания комплекса для бурения:
•              сократить трудоемкость буровых работ и численность персонала;
повысить безопасность ведения работ;
•         существенно улучшить экологические показатели процесса бурения, полностью исключив разлив нефти, химических реагентов и другие виды загрязнения окружающей среды;
•         сократить площадь поверхности, занимаемой буровой установкой;
•         сократить общее время обустройства скважины и ускорить ее введение в эксплуатацию.
 
 
 
 
1.3.    Оборудование, применяемое для осуществления буровых и ремонтных работ при помощи колтюбинга, принцип его действия, основные параметры и характеристики.
Колтюбинговый буровой комплекс. Комплекс для бурения в стандартном исполнении состоит из следующих составных частей (на примере КМ4001):
Контрольно-силовой модуль предназначен для обеспечения всех составных частей комплекса гидравлической, пневматической и электрической энергией, а также для контроля и управления работой комплекса. Модуль состоит из силового блока и кабины оператора. Конструктивно он может быть смонтирован на отдельном полуприцепе или входить в состав колтюбинговой установки. В состав силового блока входит силовая установка с дизельным двигателем и станция гидропривода. В кабине оператора установлены пульт управления колтюбинговой установкой и рабочее место оператора системы телеметрии и бурильщика.
Модуль намотки безмуфтовой длинномерной трубы (БДТ) состоит из барабана с приводом и механизмом укладки трубы — манифольда. Этот модуль может быть смонтирован на полуприцепе большой грузоподъемности или входить в состав колтюбинговой установки. На барабан может быть намотана безмуфтовая длинномерная труба диаметром до 89 мм. Внутри трубы может устанавливаться геофизический кабель для съема сигнала с системы телеметрии и управления КНБК. На раме узла намотки установлен манифольд с вертлюгом для подачи технологической жидкости внутрь трубы. Максимальное давление закачки до 70 МПа.
В состав вышечно-лебедочного модуля входит П-образная самоподъемная вертикально стоящая вышка с талевой системой грузоподъемностью 80 т. Вышка имеет возможность работать со свечами труб длиной до 13 м и предназначена для спуска или подъема НКТ, обсадных колонн или хвостовиков.
Модуль основания предназначен для установки и позиционирования механизма подачи трубы (инжектора) над устьем скважины, а также служит подвышечной рабочей площадкой. Металлоконструкция основания воспринимает все нагрузки, возникающие при работе инжектора.
Модуль приготовления, подачи и очистки бурового раствора состоит из циркуляционной системы закрытого типа (ЦСЗ), насосного блока, установки для подачи и приготовления инертного газа (азота, выхлопных газов, природного газа), а также автоматизированной системы контроля и управления скважиной (основная функция — управление дросселем в линии слива бурового раствора из скважины для поддержания необходимой депрессии на пласт).
Состав комплекта противовыбросового оборудования зависит от условий конкретной скважины. В его задачи, помимо обеспечения герметизации устья скважины для предотвращения выбросов и фонтанирования, входит обеспечение возможности проведения работ по спуску-подъему КНБК и забойного оборудования в скважину, находящуюся под давлением. Для этих целей используется шлюз-лубрикатор с лебедкой и кабельным герметизатором.
Состав компоновки низа бурильной колонны (КНБК) определяется выполняемой операцией и условиями конкретной скважины. В общем случае он состоит из комплекта оборудования для вертикального бурения (долото, винтовой забойный двигатель и утяжеленные бурильные трубы), комплекта для зарезки окон в обсадной колонне существующей скважины, комплекта оборудования для направленного бурения горизонтального участка и комплекта оборудования для заканчивания скважин под давлением.
Почти все это оборудование может быть скомплектовано из уже существующих узлов. Поскольку основное применение колтюбинга — бурение вторых стволов из существующих скважин, наибольший интерес представляет КНБК для направленного бурения горизонтального участка, которая состоит из долота, винтового забойного двигателя, системы телеметрии, ориентатора, переходников с обратными и переводными клапанами, предохранительного разъединителя и соединительного элемента.
Долота, винтовые забойные двигатели могут использоваться как импортные, так и серийно выпускаемые отечественные.
Система телеметрии также может использоваться уже выпускаемая. Однако в настоящее время отсутствуют качественные и надежные отечественные телесистемы малого диаметра. Телесистемы, применяемые для бурения горизонтальных скважин традиционным способом, обычно включают в себя датчики углов (азимутальный и зенитный). При бурении колтюбингом дополнительно устанавливаются датчики температуры и давления на забое, датчик нагрузки на долото. Также устанавливаются датчики гамма-каротажа. По типу передачи сигнала от датчиков различают системы телеметрии с гидравлическим (сигнал передается буровым раствором внутри трубы) и проводным каналом связи. Проводная система телеметрии является более предпочтительной, т.к. позволяет снимать показания в реальном масштабе времени. Все эти приборы устанавливаются внутри немагнитной утяжеленной буровой трубы для снижения помех от магнитного поля металлических частей КНБК.
Качественно новым узлом по сравнению с традиционным бурением является ориентатор — механизм, поворачивающий по команде с поверхности КНБК и долото в желаемом направлении. Привод этого механизма может быть гидравлический (через капиллярные трубки внутри трубы) или электрический (по кабелю). Самый простой и уже устаревший — по перепаду давления бурового раствора. Предохранительный разъединитель позволяет отсоединить прихваченный буровой инструмент от гибкой трубы и извлечь дорогостоящую систему телеметрии.
Комплекс оборудования, внутрискважинного инструмента и КИП для бурения скважин с использованием колтюбинга существенно отличается от традиционного принятого. Существуют два класса мобильных колтюбинговых установок, применяемых для бурения и заканчивания скважин: традиционные и так называемые гибридные.
       Традиционная колтюбинговая установка, например, М-40 с тяговым усилием инжектора 40 т, гибкой трубой диаметром 60,3 мм и длиной до 3500 м или диаметром 73 мм и длиной 2200 м производства группы компаний Белорусского фонда развития и поддержки изобретательства и рационализации (ФИД) представляет собой комплексную установку, смонтированную на полуприцепе с седельным тягачом повышенной проходимости. Она включает барабан с гибкой трубой, механизм подачи трубы (инжектор), направляющую трубу ("гусак") с изменяющимся радиусом для подачи труб в инжектор, кабину оператора с панелью управления и автономный силовой блок для обеспечения энергией барабана, инжектора и органов управления поста оператора. В состав комплекса входит: устьевое сборное основание под инжектор с самоподъемной вышкой, комплект устьевого противовыбросового оборудования с шлюз-лубрикатором. Вышка и шлюз-лубрикатор предназначены для проведения работ по спуску и подъему компоновки низа бурильной колонны (КНБК) в скважину под давлением.
Отсутствие необходимости глушения скважин, а также значительное уменьшение времени проведения работ сразу определили особую привлекательность нового подхода, связанного с использованием гибких непрерывных стальных труб (колтюбинга).
Комплекс внутрискважинного оборудования включает породоразрушающий инструмент, забойный двигатель, управляемый отклонитель, комплекс приборов для измерения расхода бурового раствора, осевого усилия на долоте, частоты вращения долота, систему ориентации, комплект каротажного оборудования, систему передачи информации на поверхность.
Обычно для буровых работ используются колтюбинговые трубы с условным диаметром 60, 73 и 89 мм. Основным ограничением диаметра труб является размер барабана для их транспортировки.
Система приготовления и очистки бурового раствора включает в себя газовый сепаратор, вибросито, гидроциклоны, илоотделитель и центри­фугу.
Бурение боковых стволов с наклонным или горизонтальным профи­лем выполняется в уже имеющейся вертикальной скважине через предварительно прорезанное окно в эксплуатационной колонне.
После прорезки бокового окна (или нескольких окон) бурильная труба извлекается и в скважину спускается колонна лифтовых труб. Эта колонна
по окончании бурения используется для эксплуатации скважины.
В процессе бурения колтюбинговая труба спускается через лифтовую колонну. Совместимость бурового раствора с пластовой жидкостью и бурение в режиме депрессии и исключает кальматацию пор продуктивного пласта и позволяет периодически исследовать скважину на приток. После бурения отвода заданной длины в скважину опускается перфорированная эксплуатационная колонна.
Ограниченная гидравлическим сопротивлением колтюбинговой трубы и ее прочностью максимальная подача бурового раствора может привести к снижению эффективности выноса частиц выбуренной породы нисходящим потоком жидкости. Особенно актуальной данная проблема становится при бурении горизонтальных участков скважины. Для преодо­ления этого применяются различные добавки в буровой раствор или использование пен.
К настоящему времени сформировалось несколько определенных и отличающихся друг от друга направлений в проектировании и изготовлении комплексов оборудования.
Все элементы, входящие в комплекс рассматриваемого обо­рудования, выполняются мобильными. Отличаются они лишь количеством единиц, входящих в комплекс, типами транспортных средств, используемых для их перемещения, и компоновками основных узлов на последних. Столь пристальное внимание к средствам транспортирования обусловлено тем, что именно они в значительной степени определяют общую компоновку машин и их основные показатели.
Рассмотрим наиболее характерные и достаточно хорошо отработанные в настоящее время конструктивные решения.
Наиболее типичным из описываемых комплексов является оборудование фирмы "Dreco". Оно представляет собой два агрегата, один из которых осуществляет операции с трубой, второй обеспечивает подачу технологической жидкости.
Агрегат, обеспечивающий работу с КГТ (рис.1), смонтирован на специализированном шасси с формулой "10 ? 10". Оно включает два передних и три задних моста, которые все являются ведущими. В конструкции используют серийно изготавливаемые мосты, установленные на раму, специально спроектированную для данного агрегата. Для перемещения последнего и привода его механизмов во время работы служит дизельный двигатель, расположенный за кабиной водителя. Крутящий момент от двигателя передается карданным валом к раздаточной коробке, находящейся в средней части рамы, а от нее – к группе передних и задних мостов. Над двигателем смонтирована кабина управления агрегатом, которая может перемещаться вертикально по спец. направляющим на высоту около 1 м.
В средней части рамы агрегата находится барабан с колонной гибких труб, на нем смонтирован укладчик трубы. В кормовой части агрегата установлен гидроприводной манипулятор, предусмотрено место для перевозки транспортера, превентора и инструментов. Рядом с ними располагается катушка с гибкими трубопроводами, служащими для соединения транспортера с агрегатом.
 

Рис.1. Агрегат для работы с колонной гибких труб фирмы "Dreco":
1 – кабина водителя; 2 – силовой агрегат; 3 – кабина оператора; 4 – барабан с КГТ; 5 – катушки с гибкими шлангами; 6 – направляющая дуга; 7 – транспортер; 8 – монтажное устройство; 9 – задняя тележка шасси; 10 – раздаточная коробка шасси; 11 – передняя тележка шасси
Агрегат, обеспечивающий нагрев и закачивание технологической жидкости, показан на рис.2. Его оборудование смонтировано на специализированном автошасси с формулой "6 ? 4", конструкция кабины управления которого аналогична применяемой в агрегате для работы с колонной гибких труб. И так же за кабиной водителя расположен двигатель. Кабина для обслуживающего персонала здесь отсутствует, а управление узлами агрегата осуществляется со специального пульта, расположенного в средней части установки. На агрегате имеется печь для нагрева технологической жидкости, насос для закачивания ее в колонну гибких труб, емкость для хранения, топливные баки и контрольно-измерительная аппаратура.
Нагретая жидкость подается от насоса к агрегату с КГТ по металлическому трубопроводу, снабженному быстроразборными соединениями.
Необходимо отметить, что кабины управления транспортными базами не только описанного оборудования, но и всех других импортных агрегатов хорошо спроектированы. Они удобны при управлении машинами в дорожных условиях и обеспечивают достаточный обзор в рабочем положении при установке их на скважинах.
Для полноты обзора конструкций агрегатов следует отметить, что существуют различные варианты размещения комп­лекса оборудования на транспортном средстве и его прицепе, один из которых представлен на рис.3. Они интересны тем, что кабина оператора располагается в кормовой части за барабаном. При этом оператор имеет хороший обзор устьевого оборудования, однако наблюдение за процессом намотки трубы на барабан затруднено.

Рис.2. Агрегат для подготовки и закачки технологической жидкости фирмы "Dreco":
1 – кабина водителя; 2 – силовой агрегат; 3 – нагреватель; 4 – плунжерный насос для нагнетания технологической жидкости; 5 – емкость для технологической жидкости
 

и т.д.................



Рис.3. Размещение комплекса оборудования на автомобильном шасси и прицепе:
1 – кабина водителя; 2 – барабан с колонной гибких труб; 3 – укладчик КГТ; 4 – кабина оператора; 5 – рама агрегата; 6 – направляющая дуга; 7 – транспортер; 8 – механизм установки транспортера в рабочее положение; 9 – насос для нагнетания технологической жидкости

Перейти к полному тексту работы


Скачать работу с онлайн повышением уникальности до 90% по antiplagiat.ru, etxt.ru или advego.ru


Смотреть полный текст работы бесплатно


Смотреть похожие работы


* Примечание. Уникальность работы указана на дату публикации, текущее значение может отличаться от указанного.