Альтитуда стола ротора скважины это

Обновлено: 16.05.2024

Данная лабораторная работа предназначена для студентов направления 131000.62 по курсу «Геологические основы разработки нефтяных и газовых месторождений» очной и заочной форм обучения.

Нефтегазопромысловая геология – отрасль геологии, занимающаяся детальным изучением месторождений и залежей нефти и газа в статическом и динамическом состоянии как источников энергии и сырья. Значение нефтегазопромысловой геологии состоит в обобщении и анализе всесторонней информации о месторождениях и залежах нефти и газа как объектах народно-хозяйственной деятельности. Цель нефтегазопромысловой геологии заключается в геологическом обосновании наиболее эффективных способов организации народнохозяйственной деятельности по добыче нефти и газа. Эта основная цель достигается путем изучения внутренней структуры залежи нефти и газа и закономерностей ее изменения в процессе разработки.

Специалисты, осуществляющие промыслово-геологические исследования, должны владеть методами получения, обобщения, анализа разносторонней информации о залежах.

Основное внимание при изучении залежи обращают на ее геологическое строение, о котором судят по профильным разрезам и картам.

Карты в изолиниях позволяют изобразить графически форму и пространственное размещение различных свойств нефтегазосодержащих пород. Сюда относятся структурные карты, карты изопахит и т.д.

Карты в условных обозначениях позволяют наглядно отобразить внутреннюю структуру залежи, соотношение, размеры, взаиморасположение геологических тел.

Целью данной лабораторной работы является дать студенту представление о геологической модели залежи углеводородного сырья.

В результате выполнения работы студент будет знать:

· способы построения структурных карт;

· принципы построения карт;

· методы изучения залежей углеводородов;

· обрабатывать геологическую информацию;

· строить структурные карты;

· делать анализ гипсометрического положения участка месторождения;

· строить геологический разрез.

1.1. Вопросы входного контроля

1. Что такое залежь.

2. Что такое альтитуда ствола ротора.

3. Что такое удлинение ствола скважины.

1.2. Основные понятия и определения

Подошва –поверхность, ограничивающая пласт снизу.

Кровля –поверхность, ограничивающая пласт сверху.

Изопахиты – линии равных значений толщины.

Карта пористости –карта изменения емкостных свойств продуктивного пласта.

Карта проницаемости –карта изменения фильтрационных свойств продуктивного пласта.

Карта нефтенасыщенности –карта изменения характера насыщения продуктивного пласта.

2. Теоретическая часть

В данной главе изложена теория изучения геологической модели залежи нефти с помощью построения структурных карт. В этой главе Вы познакомитесь со способами построения структурных карт, а также узнаете для чего и как нужно строить карты пористости, проницаемости и нефтенасыщенности.

2.1. Построение структурных карт по кровле и подошве пласта

Характерный признак осадочных горных пород – их слоистость. Данные породы сложены, в основном, из почти параллельных слоев (пластов), отличающихся друг от друга составом, структурой, твердостью и окраской.

В качестве верхней границы залежи принимается кровля пласта. За нижнюю границу пластовой залежи нефти (газа) в пределах внутреннего контура нефтеносности (газоносности) принимают подошву продуктивного горизонта, т.е. поверхность между продуктивным горизонтом и подстилающими непроницаемыми породами.

Формы верхней и нижней границ залежей изучаются с помощью структурных карт. Сечение между изогипсами выбирают в зависимости от угла падения пластов высоты структуры, количества и качества исходной информации. Конфигурация изогипс характеризует направления падения слоев, а плотность их расположения – углы наклона.

Для построения структурной карты кровли или подошвы горизонта необходимо нанести на план местоположение, точки пересечения поверхности стволами скважин и абсолютные отметки залегания поверхности в каждой точке.

При определении положения на плане точки наблюдения учитывают ее смещение от устья скважины в результате искривления ствола.

Для определения абсолютной отметки кровли (подошвы) продуктивного горизонта необходимо знать: альтитуду устья скважины А; глубину L, на которой ствол скважины пересекает картируемую поверхность; удлинение ΔLствола скважины за счет искривления.

Абсолютная отметка Н картируемой поверхности в точке наблюдения (рис.2.1.1) определяется по формуле:

Н = (А + ΔL) – L(2.1.1)

Построение структурных карт представляет собой определение положения изогипс на плане (рис.2.1.2). Применяют два способа построения карт:

· способ треугольников, используемый при картировании поверхностей залежей, при-уроченных к ненарушенным структурам;

· способ профилей, целесообразный при картировании поверхностей залежей, приуроченных к структурам, расчлененным дизъюнктивными нарушениями на блоки.

При способе треугольников точки соседних скважин соединяют на плане линиями таким образом, что образуется система треугольников (рис.2.1.3, а). Затем на каждой линии по правилу линейной интерполяции находят точки со значениями абсолютных отметок, кратными выбранной величине сечения между изогипсами. Линейная интерполяция предполагает, что наклон линии, соединяющей две скважины, на всем ее протяжении постоянен. Расстояние любой изогипсы от одной из точек наблюдения на этой линии при линейной интерполяции можно найти по формуле:

где l_х – расстояние от искомой изогипсы до скв. 1 на линии, соединяющей скв. 1 и 2;

Н_х – значение (абсолютная отметка) искомой изогипсы;

Н₁ и Н₂ – абсолютные отметки залегания картируемой поверхности соответственно в скв. 1 и 2;

l_1,2 –расстояние между скв. 1 и 2.

Интерполяция с помощью уравнения – трудоемкий процесс. Удобнее пользоваться масштабной сеткой (высотной арфой), состоящей из ряда параллельных линий, проведенных на кальке на равных расстояниях друг от друга.

Полученные на сторонах каждого треугольника одноименные точки соединяются линиями изогипсами (см. рис.2.1.3, б).

Чем больше точек наблюдения, тем меньше размеры треугольников и тем точнее построенная карта будет отражать форму реальной картируемой поверхности. При построении карт поверхностей необходимо придерживаться следующих правил:

· при построении структурных карт нужно учитывать всю прямую и косвенную геолого-геофизическую информацию о форме картируемой поверхности (сейсмические материалы, данные структурного бурения и др.);

· до начала построений следует выявить региональные закономерности в залегании пород, такие, как направление осей структур, доминирующие углы падения на разных участках структур, положение сводов и периклинальных окончаний и др.;

· нельзя объединять в один треугольник скважины, между которыми проходят вероятные линии перегиба слоев, например, скважины, расположенные на разных крыльях структуры;

· следует избегать выделения треугольников с очень острыми углами, так как это может привести к неоправданному искривлению изогипс;

· проведение изогипс следует выполнять плавно, без резких изгибов линий;

· построение карты следует начинать с участков, наиболее полно освещенных скважинами; конфигурацию изогипс на прилегающих слабо освещенных участках следует согласовывать с направленностью изолиний, проведенных на участках с большим числом точек наблюдения.

При построении структурных карт необходимо выдерживать соответствие между точностью карты и количеством и качеством исходной информации. Показателем точности карт является размер сечения между изолиниями.

2.2. Карты эффективных нефтенасыщенных толщин

Для отображения изменения эффективной и нефтегазонасыщенной толщинпродуктивных отложений строятся карты в изолиях, называемые картами изопахит. Такие карты строятся при подсчете запасов нефти, газа и при проектировании разработки залежи.

Карты эффективных нефтенасыщенных толщин могут строиться как для всего продуктивного пласта или горизонта (объекта разработки) в целом, так и для отдельных составляющих их частей.

При построении карт используются результаты выделения пластов и горизонтов по материалам промыслово-геофизических исследований. В практике чаще всего пласт не является однородным по составу, а представлен переслаиванием пропластков пород-коллекторов и непроницаемых разностей пород. Поэтому эффективная толщина пласта (объекта разработки) является суммой толщин пропластков пород-коллекторов. При этом одновременно определяют как эффективную, так и нефтенасыщенную толщину пласта. При построении карт около каждой скважины в виде дроби наносятся их значения, где в числителе указывается эффективная толщина пласта, а в знаменателе эффективная нефтенасыщенная толщина.

При построении карты эффективных нефтенасыщенных толщин необходимо иметь в виду, что область полного нефтенасыщения пласта ограничена внутренним контуром нефтеносности и в этой области около каждой скважины значения толщин в числителе и знаменателе будут одинаковы.

В пределах водонефтяной зоны между внутренним и внешним контуром нефтенасыщенной является только часть пласта и в указанных величинах толщин около скважины значение числителя будет больше знаменателя.

В скважинах пробуренных за внешним контуром нефтеносности, в водонасыщенной зоне около скважины дробью в числителе буден стоять величина эффективной толщины пласта, а в знаменателе ноль.

В связи с этим для построения карты эффективных нефтенасыщенных толщин следует вначале составить карту эффективных толщин. Метод построения карты такой же, как и структурной карты – линейная интерполяция.

В пределах внутреннего контура нефтеносности карта эффективной толщины является одновременно и картой нефтенасыщенной толщины в связи с тем, что эффективные толщины пласта являются все нефтенасыщенными. В пределах водонефтяной зоны проводятся изолинии эффективной нефтенасыщенной толщины пласта. Изолинии проводят путем интерполяции между значениями точек пересечения внутреннего контура нефтеносности с изопахитами, внешним контуром нефтеносности, где эффективная нефтенасыщенная толщина равна нулю и с учетом данных скважин пробуренных в водонефтяной зоне.

В итоге получается карта эффективной нефтенасыщенной толщины пласта, которая характеризует изменения объема пород нефтенасыщенных коллекторов в пределах всей залежи.

При построении карт для неоднородных пластов с сильной фациальной изменчивостью пласта иногда имеют место участки с полным замещением пласта-коллектора непроницаемыми разностями пород или с его выклиниванием. В таких случаях границу выклинивания или замещения проводят по середине расстояния между скважинами в разрезе которых присутствует и отсутствует пласт. При интерполяции принято считать, что на границе выклинивания эффективная толщина пласта равна нулю.

2.3. Карты пористости и проницаемости пласта

С целью изучения изменений емкостных и фильтрационных свойств по площади и изменения характера насыщения продуктивного пласта строятся карты в изолиниях, называемые картами пористости, проницаемости и нефтенасыщенности.

Карты пористости и проницаемости пласта могут строиться как для всего продуктивного пласта или горизонта (объекта разработки) в целом, так и для отдельных составляющих их частей. Чаще всего их построение ведётся на стадии проектирования разработки залежи или в процессе контроля за её разработкой.

На стадии разведки при построении карт исходными данными являются результаты лабораторных определений открытой пористости и проницаемости по керну из пласта, полученному при бурении поисковых и разведочных скважин.

Среднее значение пористости и проницаемости по каждой скважине, в случае однородного пласта, устанавливается как среднее арифметическое из всех лабораторных определений керна. В случае, когда пласт состоит из нескольких пропластков-коллекторов разделенных непроницаемыми разностями пород, то определение среднего значения пористости и проницаемости ведут в два этапа. В начале для каждой скважины устанавливаются средние значения в каждом пропластке–коллекторе, как в случае с однородным пластом (среднее арифметическое). Затем средние значения в целом для пласта определяют с учетом эффективной толщины каждого из пропластков по формуле:

где: – Кср – среднее значение коэффициента пористости или проницаемости по пласту;

– K₁, K₂, K_n – среднее значение коэффициента пористости или проницаемости по каждому пропластку;

– h₁, h₂, h_n – эффективная толщина каждого из пропластков;

– Sh – сумма эффективных толщин пропластков.

При отсутствии керна, в разведочных скважинах по каким либо причинам или при использовании пробуренных эксплуатационных скважин, средние значения пористости пласта определяются по результатам интерпретации материалов геофизического исследования скважин (ГИС). В случае неоднородного строения пласта среднее значение определяют по вышеуказанной формуле. Геофизические методы не позволяют определять коэффициент проницаемости коллекторов, поэтому для этой цели используют зависимость между коэффициентами пористости и проницаемости установленную по всем лабораторным определениям керна данного пласта. Используя установленное по ГИС значение коэффициента пористости и выше указанную зависимость, определяют значение проницаемости каждого пропластка коллектора. Расчет среднего значения коэффициента проницаемости по пласту ведется, как и для коэффициента пористости.

Для построения карты пористости и карты проницаемости пласта наносят места пересечения стволов скважин с пластом. Затем около каждой скважины указывается значение пористости или проницаемости. Метод построения карты такой же, как и структурной карты – линейная интерполяция.

2.4. Карты нефтенасыщенности пласта

Для построения карты нефтенасыщенности пласта используются значения коэффициента нефтенасыщенности установленного по материалам ГИС. Методика определения среднего значения коэффициента нефтенасыщенности идентична методике определения среднего значения пористости.

Вначале для построения карты нефтенасыщенности пласта наносят места пересечения стволов скважин с пластом. Затем около каждой скважины указывается значение коэффициента нефтенасыщенности. Метод построения карты такой же, как и структурной карты – линейная интерполяция. Однако при этом необходимо учитывать границу распространения залежи, которой является внешний контур нефтеносности.

На линии контура значение коэффициента нефтенасыщенности равно значению нижнего предела нефтенасыщенности в переходной зоне насыщения. В нижней части переходной зоны фазовая проницаемость коллекторов для нефти равна нулю, и лишь по достижении определенного значения коэффициента нефтенасыщенности нефть способна двигаться по пористой среде. Это значение коэффициента и является нижним пределом коллектора по нефтенасыщенности.

Инклинометрия ствола скважины

В настоящее время большинство пробуриваемых скважин являются наклоннонаправленными или горизонтальными. Бурение скважин такого типа производится по следующим причинам:

Отсутствует возможность достичь целевого участка пласта бурением вертикальной скважины (например, опоисковываемый объект находится под водоохранной зоной, в пределах населенного пункта, бурение с суши под область занятую морем)
Экономическая эффективность – в случае наклонно-направленного бурения можно производить бурение нескольких скважин с одного куста, что значительно сокращает перемещения буровой установки по площади.
Увеличение длины проходки по продуктивному пласту

Некоторые современные методы разработки трудноизвлекаемых запасов, например тепловые методы с использованием закачки пара требуют пробуривание системы горизонтальных скважин.

Визуализация траектории наклонно-направленной скважины

При описании геометрии скважин пользуются следующим набором терминов:

Альтитуда скважины (альтитуда стола ротора) – расстояние от устья скважины до линии уровня моря.

Уровень моря – средний уровень Балтийского моря (для данных, полученных в пределах России)

Кабельная глубина (измеренная глубина) – длина скважины, измеренная по длине геофизического кабеля, отматываемого при спуске каротажного зонда.

Абсолютная глубина – расстояние по вертикали от уровня моря до точки в скважине. Как правило, выше уровня моря – значения положительные, а ниже уровня моря – отрицательные.

Инклинометрия — определение пространственного положения ствола бурящейся скважины путём непрерывного измерения отклонений направления скважины от магнитного севера (азимут) и угла её наклона с помощью инклинометров.

Задачи, решаемые с помощью инклинометрии:

Определение направления и угла наклона скважины, навигация при бурении скважины

а) – участок оси скважины в вертикальной плоскости

б) – проекция участка ствола скважины на горизонтальную плоскость.

C_M – магнитный север, Ю_М – магнитный юг, ψ – угол искривления, β – угол наклона скважины (900- ψ), φ – магнитный азимут искривления, L_i– длина скважины, H_i– глубина расположения забоя, H_i-1 – абсолютная отметка устья, А – ось скважины (Итенберг, 1987).

Существует два типа приборов для записи инклинометрии: электрический и гироскопический.

Электрический инклинометр

В случае использования электрических инклинометров измеряется отклонение специального отвеса от вертикали (так определяется угол искривления скважины ψ), а также отклонение магнитной стрелки от направления на север (магнитный азимут искривления φ). Приборы данного типа хорошо зарекомендовали себя для использования в необсаженных скважинах.

Гироскопический инклинометр

В гироскопическом инклинометре используется свойство гироскопа, входящего в устройство инклинометра, сохранять своё изначальное положение в пространстве. Данный тип приборов позволяет проводить инклинометрию в скважинах с металлической обсадкой.

Запись кривых инклинометрии

Запись кривых инклинометрии производится дискретно с шагом 10 метров, при этом получение данных возможно как во время бурения, так и после остановки бурения. При каждом замере производится запись измеренной глубины (MD), угол отклонения скважины от вертикали и магнитный азимут (угол между направлением скважины и направлением на магнитный север).

Файлы с данными содержащие инклинометрию, как правило, выгружаются в TXT формате. Эти файлы содержат дискретные значения координат (X,Y,Z), значения абсолютной глубины, измеренной глубины, азимут, угол отклонения, смещения по осям Х и Y относительно устья скважины.

Пример файла с записанными данными инклинометрии по скважине

Файлы инклинометрии, наряду с LAS-файлами, используются на этапе загрузки данных по скважинам в процессе создания геологических моделей месторождений.

С этой статьей также читают:

Неправильность форм песчаных зерен и частиц карбонатного материала не позволяет обеспечивать их идеальное прилегание друг…

Метод ИК основан на возбуждении тока в горных породах при помощи индукционной катушки с последующим…

Отбор шлама разбуриваемых пород целесообразно проводить либо вместо отбора керна – при бескерновом бурении, либо…

БИЛЕТ №2. 1. Альтитуда стола ротора

1. Альтитуда стола ротора. Альтитуда altitude - Высота (в метрах) над уровнем моря или океана какой-либо точки земной поверхности: устья скважины, поверхности роторного стола, пола буровой вышки, устья шахты, шурфа.

2. Разведочные скважины. Скважина разведочная—предназначается для изучения месторождений и залежей с целью подготовки разведанных запасов нефти и газа по категории С1 и получения исходных данных для составления проекта (технологической схемы) разработки.

3. Профиль пологой скважины. Пологие скважины (J – образный профиль) вскрывают продуктивный пласт с зенитным углом от 25 до 55. Вскрытие пласта такими скважинами с зенитным углом более 55 нецелесообразно, т.к. возникают проблемы при проведении промыслово-геофизических работ (непрохождение приборов). Профиль пологой скважины составляется таким образом, чтобы создать наиболее благоприятные условия для работы погружного нефтедобывающего оборудования и достичь наибольший отход от вертикали.

4. Турбинное бурение. Способ бурения с применением в качестве рабочего органа Турбобура. Радикальное решение проблемы Т. б. было получено с использованием многоступенчатого турбобура при скоростном вращении долота, равном 600—800 об/мин. В пределах этих скоростей вращения зубчатые конические шарошки долота при осевых нагрузках до 1—1,5 т/см диаметра долота при перекатывании по забою эффективно разрушают породу, обеспечивая интенсивное углубление забоя. Для повышения износостойкости шарошечных долот Т. б. осуществляется при 300—400 об 1 мин, а в сверхглубоких скважинах — 150—250 об/мин. Высокооборотные турбобуры используются в основном при бурении алмазными долотами.

5. Лопастные долота. Лопастные долота (рис. 17) выпускаются трех типов: двухлопастные, трехлопастные и многолопастные. Под действием нагрузки на забой их лопасти врезаются в породу, а под влиянием вращающего момента - скалывают ее. В корпусе долота имеются отверстия, через которые жидкость из бурильной колонны направляется к забою скважины со скоростью не менее 80 м/с. Лопастные долота применяются при бурении в мягких высокопластичных горных породах с ограниченными окружными скоростями (обычно при роторном бурении).

6. Объемные двигатели. Назначение. Особенности эксплуатации. Объемный двигатель действует от гидростатического напора в результате наполнения жидкостью рабочих камер и перемещения вытеснителей.

Отсутствие быстро изнашивающих распределительных устройств (распределение жидкости по шлюзам рабочих органов осуществляется автоматически за счет соотношения числа зубьев и шагов винтовых поверхностей ротора и статора).

Кинематика рабочих органов, в движении которых сочетается качение со скольжением при относительно невысоких скоростях, что снижает износ рабочей пары.

7. Основные элементы бурильной колонны. Бурильная колонна (drilling string) - спущенные в скважину последовательно соединённые бурильные трубы. Основное назначение бурильной колонны - обеспечить гидравлическую и механическую связь работающего на забое долота и ствола скважины с поверхностным механическим и гидравлическим оборудованием. Одновременно бурильная колонна служит инструментом для доставки в скважину буровых и колонковых долот, исследовательских приборов и устройств, снарядов и аварийно-ликвидационных приспособлений. Две главные функции обеспечивает бурильная колонна в процессе бурения ствола: вращает долото и одновременно передает на него осевую нагрузку, создает замкнутую циркуляцию бурового раствора через забой скважины, обеспечивая очистку ствола от выбуренной породы, и привод погружных гидравлических двигателей. Бурильная колонна включает следующие основные элементы сверху вниз: рабочую (ведущую) трубу, бурильные трубы, утяжелённые бурильные трубы (УБТ).

8. Буровые установки ОАО «Волгоградский завод буровой техники». Стационарные буровые установки выпускаются в блочно-модульном исполнении с нагрузкой на крюке 100-320т и условной глубиной бурения 1600-5000 м. БУ2000/125;БУ2900/175;2900/200;3900/225;4200/250;4500/270.

9. Составление плана разбуривания куста. Составление плана разбуривания куста скважин заключается в определении порядка очередности бурения скважин и длин их вертикальных участков. Исходными данными являются: азимуты скважин (); смещение забоев от вертикали (А) для каждой скважины; направление движения станка (НДС).

10. Забойные компоновки для изменения направления бурения ствола скважины. Для уменьшения зенитного угла рекомендуется применять следующую компоновку низа бурильной колонны:

1)для медленного уменьшения зенитного угла — долото, забойный двигатель и бурильные трубы;

2)для уменьшения зенитного утла со средней интенсивностью — долото, сбалансированную толстостенную трубу в пределах диаметра забойного двигателя длиной 3 — 4 м, забойный двигатель и бурильные трубы;

3)для интенсивного уменьшения зенитного утла — одну из компоновок, используемых для набора кривизны

Для стабилизации зенитного угла рекомендуется применять одну из трех приведенных ниже компоновок:

1)долото, наддолотный калибратор, стабилизатор на корпусе турбобура, турбобур и УБТ;

2)долото, наддолотный калибратор, турбобур с приваренной на его корпусе накладкой или установленной на верхний переводник шпинделя, УБТ;

3)долото, наддолотный калибратор, турбобур с установленным между ниппелем и корпусом шарошечным стабилизатором, УБТ.

11. Основные параметры бурового раствора. Удельный вес, вязкость(условная),водоотдача, содержание песка, СНС,корка.

12. Причины возникновения поглощений. Геологические факторы — тип поглощающего пласта, его мощность

и глубина залегания, недостаточность сопротивления пород гидравлическо

му разрыву, значение пластового давления и характеристика пластового

2. Технологические факторы — количество и качество подаваемого в

скважину бурового раствора, способ бурения, скорость проведения спус-

коподъемных операций и др.

Поглощения начинаются при условии, что вскрытые пласты обладают достаточно высокой гидропроводностью и перепад давления между скважиной и поглощающим пластом выше определенного его значения, называемого критическим.

В случае недостаточной прочности горных пород происходит гидроразрыв.

13. Выбор интервала срезки второго ствола.Как правило, глубину зарезки БС выбирают ниже интервала установки ГНО,в случае установки ГНО в БС профиль БС должен обеспечивать свободный спуск,установку и надёжную работу подземного насосного оборудования.

Альтитуда стола ротора скважины это

11.Системы передачи информации в процессе бурения.

Ø Кабельные системы.

«+» максимальная информативность, быстрота получения сигнала, помехоустойчивость, 2-х сторонняя связь, источник энергии на поверхности, работа с воздухом и аэрированными пром. жидк.

«-» наличие кабеля в (на) колонне, невозможность вращения колонны и закрытия ПВО.

Ø Электромагнитный канал.

«+» высокая информативность, низкая стоимость систем

«-» дальность зависит от глубины перемежаемости пород, низкая помехоустойчивость.

Ø Гидравлический канал :

- система на "+" импульсах (регистрируется ↑ давл. внутри бурильных труб).

- система на " - " импульсах (регистрируется ↓ давл. внутри бурильных труб).

- система непрерывных волн.

«+» применение без нарушения технологических процессов, независимость от глубины и пород.

«-» низкая скорость сигнала, низкая помехоустойчивость, необходимость в забойном источнике питания, невозможность работы с воздухом и аэрированными пром. жидк

12.Методы вычисления результатов измерений.

- Тангенциальный, - Сбалансированный тангенциальный, - Среднего угла,

- Радиуса кривизны, - Минимальной кривизны, - С помощью калькулятора

13.Устройство и принцип работы датчиков (магнитометры, акселерометры):

Магнитометры – состоят из двух параллельно расположенных катушек на которые подается напряжение определенной величины, в зависимости от расположения по отношению к магнитному полю земли скорость намагничивания катушек меняется, эти показания снимаются и переводятся в значения азимута скважины.

Акселерометр (Равновесный) – внутри корпуса с внешней обмоткой, в жидкости, находится магнит который удерживается в центральной позиции переменным током, при отклонении от горизонтального расположения корпуса акселерометра, магнит начинает перемещение и величина тока изменяется. Эти показания снимаются и переводятся в значении зенитного угла.

Акселерометр (Кварцевый стержневой) – магнит прикреплен на тонких подвесах к корпусу, переменный ток используется для удержания магнита в центральной позиции, при отклонении от горизонтального расположения корпуса акселерометра, магнит начинает перемещение и величина тока изменяется. Изменение отклика выходного напряжения переводятся в значении зенитного угла.

14.Установка датчика давления – датчик давления располагается в манифольдной линии или на стояке, на достаточном удалении от буровых насосов, мест резких перегибов направления линии высокого давления (для уменьшить вероятность возникновения помех) лучше в тёплом помещении.

Накачка компенсатора (гаситель пульсации) 30-40% от рабочего давления.

15.Промывочные жидкости: (параметры, единицы, физический смысл)

В – водоотдача (см3/30 мин.) Количество жидкой фазы отфильтровывающееся в стенки скважины из ПЖ.

ρ – удельный вес (г/см3). Вес единицы объема бурового раствора.

λ – липкость (град.) фрикционные свойства промывочной жидкости на сопротивление движению инструмента по поверхности фильтрационной корки.

П – содержание песка (%). Влияет на абразивные свойства бурового раствора.

СНС – статическое напряжение сдвига (мПа*с). Усилие для перевода ПЖ из состояния геля в жидкость.

ДНС – динамическое напряжение сдвига (сП). Усилие в промывочной жидкости при ее протекании.

Назначение, устройство и принцип работы ротора бурильной установки. Основные параметры

Буровой ротор предназначен для выполнения следующих операций:

- вращения поступательно движущейся бурильной колонны в процессе проходки скважины роторным способом;

- восприятия реактивного крутящего момента и обеспечения продольной подачи бурильной колонны при использовании забойных двигателей;

- удержания бурильной или обсадной колонны труб над устьем скважины при наращивании и спуско-подъемных операциях;

- проворачивания инструмента при ловильных работах и других осложнениях, встречающихся в процессах бурения и крепления скважины.

Роторы относятся к числу основных механизмов буровой установки и различаются по диаметру проходного отверстия, мощности и допускаемой статической нагрузке. По конструктивному исполнению роторы делятся на неподвижные и перемещающиеся возвратно-поступательно относительно устья скважины в вертикальном направлении.

1 - стол ротора; 2, 13 - зубчатые конические шестерни; 3, 4 — главная и вспомогательная опоры; 5 — станина; 6 — крестовина карданного вала или цепное колесо (звездочка); 7 — подшипник, воспринимающий радиальные и основные нагрузки; 8 — ведущий вал; 9 — стопорное устройство; 10 — ограждение стола ротора; 11 — вкладыши ротора; 12 — зажимы; 14 — радиальный подшипник; 15 — втулка; 16 - масло

РАСЧЕТ И ВЫБОР ОСНОВНЫХ ПАРАМЕТРОВ Параметры ротора определяют исходя из конструкции скважины, компоновки бурильной колонны и требований, предъявляемых технологиями бурения и крепления скважин.

Диаметр проходного отверстия в столе ротора должен быть достаточным для спуска долот и обсадных труб, используемых при бурении и креплении скважины. Для этого необходимо, чтобы отверстие в столе ротора было больше диаметра долота при бурении под направление: D=D_дн+δ,

где D—диаметр проходного отверстия в столе ротора; Dдн— диаметр долота при бурении под направление скважины; б— диаметральный зазор, необходимый для свободного прохода долота (6=30—50мм).

Допускаемая статическая нагрузка на стол ротора должна быть достаточной для удержания в неподвижном состоянии наиболее тяжелой обсадной колонны, применяемой в заданном диапазоне глубин бурения.

Исходя из рассмотренных условий, можно записать: Gmax0

Мощность ротора должна быть достаточной для вращения бурильной колонны, долота и разрушения забоя скважины: N=(N_хв+N_д)/ h

где Nxв — мощность на холостое вращение бурильной колонны; Nд—мощность на вращение долота и разрушение забоя; η— к. п. д., учитывающий потери в трущихся деталях ротора.

Мощность на холостое вращение бурильной колонны (момент, передаваемый долоту, равен нулю) расходуется на преодоление сопротивлений вращению, возникающих в системе бурильная колонна—скважина.

Мощность, расходуемая на вращение долота и разрушение забоя скважины, рассчитывается по формуле N_д=μ₀PnR_cp

Максимальный вращающий момент (в кН-м) определяют по мощности и минимальной частоте вращения стола ротора:M_max=N η/n_min

где N—мощность ротора, кВт; n_min — минимальная частота вращения, об/мин.

Читайте также: