1404

Агрегат для капитального ремонта скважины». Специальная часть – «Разработка внутрискважинного оборудования-Курсовая работа

ID: 163768
Дата закачки: 02 Марта 2016
Продавец: https://vk.com/aleksey.nakonechnyy27 (Напишите, если есть вопросы)
    Посмотреть другие работы этого продавца

Тип работы: Работа Курсовая
Форматы файлов: AutoCAD (DWG/DXF), КОМПАС, Microsoft Word
Сдано в учебном заведении: ЮРГТУ

Описание:
Доклад
Уважаемые члены Государственной аттестационной комиссии. Вашему вниманию представляется дипломный проект на тему «Агрегат для капитального ремонта скважины». Специальная часть – «Разработка внутрискважинного оборудования».
Харвутинское месторождение эксплуатируется не первый год. Конструкция скважины №176 принята в качестве базовой на основе анализа геологических особенностей месторождения, возможных осложнений при проходке по разрезу скважины, глубины залегания, способа эксплуатации и требований по охране окружающей среды. Конструкция скважины, вид скважины ее глубина литологический разрез скважины, проектная глубина, крепость пород, возможные осложнения при добыче указаны на листе( 1 )
Образование органических солей при добыче обводненной нефти в процессе разработки большинства месторождений России стало распространенным явлением. Отложение солей происходят при всех способах эксплуатации скважин, однако наиболее отрицательные последствия от солеотложения возникают при добыче нефти штанговыми глубинными насосами и установками электропогружных центробежных насосов. Кристаллические образования неорганических солей на рабочих органах глубинных насосов приводят к повышенному их износу, заклинанию и слому. Исходя из анализа существующих ремонтных установок, отвечающих геологическим условиям и современным требованиям мною была выбрана Колтюбинговая установка М - 10 представленной на листе ( 2 ), а так же учитывая тот факт что при ремонте скважины наряд сталкивается с проблемой усталостного износа колонны гибких титановых труб. Мною была представлена возможность использования Гибких грузонесущих сталеполимерных труб, что значительно увеличит срок службы установки.
Проведен анализ и выбор внутрискважинного оборудования, при использовании сталеполимерных труб, появляется возможность возникания реактивного момента, вследствие чего, целесообразно применять заякоривающее устройство типа ЯГ представленного на листе (3), в качестве привода был выбран, Винтовой забойный двигатель ДО – 88 представленный на листе (4) из за малой металлоемкости и простоте конструкции, наиболее подходящий для геологических условий скважины. Разрушение солевых отложений которые представляют собой кристаллические образования, средней твердости, при механическом способе их удаления, был выбран калибратор (расширитель) и гидромониторное трехлопастное долото, так как при соскабливании накоплений колибратором долото, предотвратит их оседание. При выборе колибратора решалась задача изобретения новой конструкции, точнее изготовления его из стандартного серийнновыпускаемого переводинка. Представленного на листе (5) Произведен расчет электромеханического оборудования установки, также была подобрана мощность двигателя его частота вращения и крутящий момент передаваемый на колибратор и долото. Разработан технологический процесс изготовления колибратора, режимы резания пазов для лезвий. Колибратор(М)- Общий вид модернизированного колибратора состоит из корпуса с пазами и взаимозаменяемыми лезвиями. Что позволяет использовать разные по размеру лезвия под разные диаметры скважин (Лист 6)
Общий вид внутрискважинного оборудования представлен на листе (8)
1-колонна гибких труб
2-Якорь
3-винтовой забойный двигатель
4-колибратор(М)
5- Гидромониторное трехлопастное долото.
Был произведен расчет на прочность колонн сталеполимерных гибких труб.
В результате расчетов диаметр якоря составляет 136мм, винтового забойного двигателя 89мм, колибратора 120мм.
Говоря об оценке надежности по отказам деталей во внутрискважинном оборудовании, можно сказать ,что модернизированный колибратор не уступает по надежности базовым.
Технической задачей, на решение которой направлена модернизация, является повышение надежности и эффективности работы породоразрушающего устройства за счет не трудоемкой замены изнашиваемых лезвий, что обеспечивает оперативность ремонтных работ,
Разработана технологическая схема монтажа Агрегата. (Лист 9)
Был составлен график планово-предупредительных ремонтных на каждое оборудование из вышеперечисленных Лист (10), составлена карта смазки на колтюбинговую установку (лист 11)
Из за агрессивной среды наиболее изнашиваемая деталь является винт Винтового забойного двигателя, в следствии чего мы составили карту технических требований на дефектацию винта и последующим его хромированием.
В разделе безопасность и жизнидеятельность человека проведен анализ и оценка опасностей при выполнении работ, связанных с ремонтом скважин, проведен расчет заземления электрооборудования и рассмотрены мероприятия по обеспечению производственной безопасности.
В технико – экономическом резделе проведен расчет себестоимости добычных работ, расчет фонда заработанной платы, стоимости материалов, стоимости электроэнергии, амортизации, расчет экономии по себестоимости и расчет капитальных вложений в новую технику. Срок окупаемости вводимого оборудования составляет 3 года.
Доклад окончен . пожалуйста вопросы…


Комментарии: 3 ВЫБОР ПРОТОТИПА, РАЗРАБОТКА СТРУКТУРНОЙ СХЕМЫ
3.1 разработка структурной схемы

Рисунок 7 - структурная схема оборудования для ремонта скважины
Д – Долото (разрыхлитель)
К – Колибратор
ВЗД – Винтовой забойный двигатель
АРПД - Автоматический регулятор подачи долота
Ц – якорь
ГТ – Гибкие трубы
НО – Наземное оборудование
Колонна КГТ. Служит для подачи бурового раствора к забойному двигателю.
Якорь – предназначен для гашения реактивного момента от ВЗД.
ВЗД - предназначен для передачи крутящего момента на колибратор и долото.
Колибратор - предназначен для калибрования ствола скважины ( по диаметру долота) и улучшения работы долота за счет уменьшения поперечных колебаний компоновки в нижней призабой-ной части.
Гидромониторное долото (разрыхлитель) – предназначено для разбуривания мягких пород посредством, подачи жидкости под высоким давлением.
АРПД –предназначен для создания усилия на долото.


3.2 Выбор внутрискважинного оборудования:

1 - Внутренняя труба, 2 - поперечная армирующая лента, 3 - промежуточная оболочка, 4 - продольная грузонесущая броня, 5 - внешняя оболочка, 6 - изолированные проводники
Рисунок 8 - Сталеполимерные трубы.

Характеристики сталополимерных труб:
Внутренний диаметр ………………………………3-45 мм
Внешний диаметр ………………………..….….10 – 85 мм
Максимальное внутреннее давление …..............35 МРа
Максимальное внешнее давление ……….….…….35 МРа
Разрывное усилие …………………………………. 200 кН
Количество и сечение проводников …………………...до 16 мм²
Рабочая длина ………........................................любая

Преимущества и недостатки Сталеполимерных труб:
Стоемость –изделия в 2,5-5 раза дешевле аналогичных изделий, изготовленных из стали.
Надежность – даже после смятия трубы сохраняют свою работоспособность.
Химическая стойкость – пластик, из которого сделаны трубки, более стоек к воздействию агрессивной среды даже по сравнению с коррозионностойкой нержавеющей сталью.
Низкая теплопроводимость - теплопроводность труб на уровне труб изготовленных из полиэтилена.
Эксплуотация – значительно дешевле стоимость наземной техники и скважинных операций.
Долговечность – наработка на отказ шлангокабелей как минимум в два раза больше по сравнению со «стальным колтюбиногом».
Электрические проводники – возможность установки неограниченного количества токопроводящих жил
Сохраняет форму после сжатия.
1 2 3
Рисунок 9 – Трубы после сжатия
Недостатки:
ограничения в грузоподъемности
3.3 Двигатели забойные:
Турбобур — это гидравлическая забойная ма¬шина, в которой для преобразования гидравлической энергии потока промывочной жидкости в механическую энергию вра¬щательного движения использована многоступенчатая осевая турбина.
Рабочий элемент турбобура — турбина. Каждая ступень турбины состоит из статора и ротора.

Рисунок 10 - Турбобур

Недостатки турбобура:
-С увеличением глубины бурения требуется существенно повысить крутящий момент и сни¬зить частоту вращения вала. С целью увеличения момента необходимо увеличивать количество ступеней, что существенно увеличивает
габариты турбобура
-герметичность ниж¬него узла турбобура (ниппеля) недостаточно надежна и по мере износа резинового уплотнения утечки значительно возрастают.
-повышенные частоты вращения вала турбобура (650 — 800 об/мин) не спо-собствуют рациональному использованию ресурса шаро¬шечных долот.

3.4 Турбинно-винтовые двигатели
Модульные с типа ТВД, являются новой концепцией привода породоразрушающего инструмента.
Двигатели типа ТВД предназначены для бурения глубоких вертикаль¬ных и наклонно направленных скважин различного назначения. Они мо¬гут выполнять также функции забойного привода керноотборных уст¬ройств при бурении с отбором керна и двигателя-отклонителя (при замене обычного шпинделя на шпиндель-отклонитель).
Турбинно-винтовой двигатель типа ТВД (рис.3) представляет собой универсальный забойный двигатель, содержащий три основных узла: одну, две или три турбинных секции 2, один винтовой модуль 3 и шпиндель 1 с осевой опорой (при необходимости — шпиндель-отклонитель).

Рисунок 11 – Турбо-винтовой двигатель




Преимущества и недостатки:
Преимущества-
Он органич¬но сочетает стабильность во времени энергетической характеристики, свойственную турбинному приводу, а также высокое соотношение пара¬метров М/п и высокую жесткость линии моментов, свойственную объем¬ным гидромашинам.
В отличии от турбобура он имеет (относительно низ¬кий момент силы на валу и «мягкость» линии моментов) и в отличии от винтового забойного двигателя (низкий срок службы винтовой пары и от¬рицательное воздействие на долото поперечных колебаний, генерируемых близко расположенной к нему винтовой рабочей парой).
Недостатки:
-Ограничение применения двигателей типа ТВД, яв¬ляются температура бурового раствора более 120 °С
-плотность бурового раствора более 1700 кг/м3
содержание в буровом растворе углеводородных соединений более 5 %.

3.5 Винтовые забойные машины
Винтовые забойные двигатели предназначены для бурения вертикальных, горизонтальных и наклонно-направленных скважин. ВЗД наиболее полно удовлетворяют требованиям технологии бурения скважин низкооборотными долотами, а также могут быть использованы при капитальном ремонте эксплуатационных скважин и при геологическом бурении.
По принципу действия ВЗД относятся к объемным (гидростатического действия) роторным гидравлическим машинам, которые отличаются многообразием типов и конструкций.
Отличительная особенность ВЗД:
– наличие развитых поверхностей трения и щелевых уплотнений, поэтому большинство гидродвигателей роторного типа работает с использованием жидкостей с хорошей смазывающей способностью, свободных от механических примесей;
– винтовые двигатели относятся к объемным роторным гидравлическим машинам, которые отличаются многообразием типов и конструкций;
– сравнительно малая металлоемкость и простота конструкции этих гидромашин по сравнению с поршневыми явились важными факторами, способствующими их широкому использованию в современной технике;

Преимущества и недостатки:
– низкая частота вращения при высоком вращающем моменте на валу, что позволяет получать существенное увеличение проходки долота в твердых породах в 2 раза, в мягких в 1,5 раза, по сравнению с показателями турбинного бурения;
– небольшой перепад давления дает возможность применения гидромониторных долот;
– простота конструкции двигателя, что значительно упрощает ремонт и обслуживание;
– в качестве рабочей жидкости, возможно, использовать техническую воду, а также буровой раствор плотностью до 1500кг/м3, включая аэрированные жидкости;
– возможность контроля за работой двигателя под нагрузкой по изменению давления на насосах буровой установки
Эти преимущества позволяют успешно применять ВЗД при использовании низкооборотных долот с маслонаполненными опорами.
В качестве привода выбираем винтовые забойные двигатели.
Выбор винтовых забойных двигателей в качестве привода долота обусловлен следующим:
использование турбобура не рационально в связи с его существенными недостатками.
использование модульного турбинно-винтового двигатели типа ТВД не приемлемо, вследствие того, что серийно выпускаемые двигатели имеют диаметр 195 и 240 мм, а бурение ведется диаметром 144 мм.
низкая частота вращения при высоком вращающем моменте на валу, что позволяет получать существенное увеличение проходки за рейс долота по сравнению с показателями турбинного бурения;
небольшой перепад давления, что создает возможность применения

гидромониторных долот;
простота конструкции двигателя, что упрощает его ремонт и эксплуатацию.
Высокий момент двигателя и небольшая частота вращения.
ВЗД эксплуатируются с использованием воды и буровых растворов плотностью (1000 кг/м3 и менее) до максимальной (2000 кг/м3), включая аэрированные растворы и пену, с содержание песка не более 1% по весу, максимальным размером частиц 1 мм, при забойной температуре не выше +100 ºС.


Рисунок 12 - Винтовой забойный двигатель типа Д:

1, 6 — переводник соединительный; 2 — статор; 3 — ротор; 4 — торсион; 5 — шпиндель
Преимуществами ВЗД данной серии является:
Высокое качество исполнения сборочных узлов и деталей, разработанных по результатам проведенных теоретических и экспериментальных исследований.
Созданы на основе многолетнего опыта конструирования турбобуров и в них использованы апробированные конструкции опорных узлов шпиндельной секции, резьбовых соединений, элементов соединения валов и др.
Недостатками данной серии ВЗД является:
ограничение по использованию бурового раствора.
бурение осуществляется не глубоких скважин.
энергетическая характеристика ВЗД ухудшается по мере износа рабочих винтовых пар и при зазоре в них свыше 1,0 мм, применение такого двигателя становится практически не целесообразно.
Технические характеристики турбобуров:


Таблица 3
Диаметр
Долтота, мм Удельный момент на долоте (Н×м/кН) по категориям твердости пород,
 I - II III - IV V - VI VII VIII

Характеристики удельного момента для долот, не указанных в таблице 4, находятся методом интерполяции либо по зависимости.

Технические характеристики ВЗД:
Таблица 4- Техническая характеристика винтовых двигателей

Типоразмер Д1-195 Д2-172М Д-127 Д-85 Д1-54
Частота вращения, об/мин 100-130 115-220 200-250 225-290 180-480
Вращающий
момент, кН·м 5,0-6,1 2,9-4,1 1,0-1,2 0,27-0,34 0,06-1,08
Мощность, кВт 50-80 33-92 20-30 6-10 1,3-3,1
Расход жидкости, м3/с 30-40 23-36 12-15 5,7 1,0-2,5
Перепад давления, МПа 5-6 4,5-6 3,5-4,5 2,7-3,0 3,8-4,2
Наружный
диаметр, мм 195 172 127 88 5,4
Длина, м 6,23 6,90 4,40 3,19 2,0
Масса, кг 1090 880 305 105 25

Выбор ВЗД обусловлен его многочисленными моделями как для бурения так и для ремонта скважин.





3.6 Гидромониторное долото
Гидромониторная система промывки выполняется во всех долтах для разбуривания мягких и средней твердости горных , а так же в долотах всех типов для низких и средних частот вращения, т.е. в долотах с опорами. При бурении скорость истечения жидкости из промывочных отверстий составляет 80-120 м\\с. Для предупреждения эрозийного износа долота промывочные отверстия оборудуются гидромониторными узлами (ГМУ), а струи жидкости направляются непосредственно на забой. Очистка лопастей от шлама осуществляется отраженными от забоя потоками жидкости.
Вместо шорошечного долота в нашем случае целесообразней использовать лопастное долото. (гидромонитор)

Рисунок 13 - Трехлопастное долот
Таблица 5- Размеры долот по их номинальному диаметру (мм)
Годы
 1982-1984
 
98,4
112
118
3.7 Якорь
Якорь гидравлический типа ЯГ и 2ЯГ применяется в нефтяных нагнетательных и газовых скважинах и состоит из заякоривающего устройства и гидроцилиндра. Воспринимает одностороннюю осевую нагрузку. Якорь спускается в скважину на НКТ вместе с пакером и прикрепляется к эксплуатационной колонне при подачи в трубы жидкости под давлением. Через отверстия жидкость воздействует на поршень и перемещает плашки вверх.


Рисунок 14 – Якорь типа ЯГ
Изготовитель: «Тяжпрессмаш» - типа ЯГ

Таблица 6 - Технические характеристики якорей гидравлических типа ЯГ

Показатели  ЯГ-116-21 ЯГ-186-21
Рабочее давление
Диаметр проходного отверстия
Условный диаметр обс колонны
Скважинная среда

Максимальная температура скв. Среды С0
Габаритные размеры якоря, мм
Наружный
длина

Масса
 21
82

140-146

Нефть, газ, газоконденсат и пластовая вода
Наиболее подходящий для наших геологических условий подходит Якорь типа ЯГ-186-21 в основном по наружному диаметру.
3.8 Колибратор
Калибратор - элемент компоновки, предназначенный для калибрования ствола скважины ( по диаметру долота) и улучшения работы долота за счет уменьшения поперечных колебаний компоновки в нижней призабой-ной части. Калибраторы бывают лопастные с продольными или спиральными гранями ( рис. 8.4), шарошечные с продольно или спирально расположенными шарошками ( рис. 8.5), или на шаровой опоре ( рис. 8.6).
Центратор - элемент компоновки, предназначенный для центрирования бурильной колонны в месте установки центрато- ра. Общий вид центраторов различных конструкций показан на рис. 8.7).

Калибраторы включаются в состав компоновки между долотом и утяжеленными бурильными трубами и способствуют разработке стенок скважины до минимального диаметра. За счет этого, а также вследствие более стабильной

работы в результате снижения поперечных колебаний стойкость долот при бурении возрастает на 15-20 %. Центраторы в отличие от калибраторов способствуют только соосному размещению компоновки и оси скважины. Центраторы устанавливаются в сжатой части компоновки в местах предполагаемых изгибов утяжеленных бурильных труб и выполняют роль промежуточных опор.
Основные характерные признаки калибраторов и
центра- торов:


Рисунок 15- Калибраторы типа КЛ:
а - трехгранный ТРС; б, в - состоящий из корпуса с шестигранной муфтой соответственно на эксцентричной и кулачковой посадке; г - четырехплашечный со съемные рабочими гранями; д - типа КЛС со спирально- винтовыми канавками


\\
Рисунок 16 - Калибраторы:
а - с продольным расположением шарошек (тип КЛ); б - со спиральным расположением шарошек ( тип КЛС)
а - РОП (тип КО); б -с подвижными штырями ЦРП (тип КВЗ)

Стабилизаторы - элементы компоновки, устанавливаемые над долотом и предназначенные для центрирования КНБК на участке длины стабилизатора и стабилизации направления скважины. Общий вид стабилизаторов показан на рис. 8.8. Основные характерные признаки стабилизаторов следующие:
наличие непрерывного контакта поверхности стабилизаторов со стенками скважины на значительном расстоянии;

Приведенные выше расширители дорогостоящие оборудование, предназначенное для разрушения породы, в нашем случае целесообразней брать готовую заготовку переводника и провести на нем операции резания и сверления, операции описаны в разделе №5.

Колибратор для удаления накоплений неорганических солей представлен на рисунке 17. Изобретение относится к области нефтяной и газовой промышленности, а именно к устройствам для калибрования скважин. Обеспечивает сокращение времени, материальных и трудовых затрат за счет исключения дополнительных средств по ликвидации солевых отложенй. Изобретение работает следующим образом: в скважину на колонне гибких труб спускают комплекс внутрискважинного оборудования. Солевые отложения удаляют из скважины, путем соскабливания их со стенок, лезвиями колибратора.


1-лезвия. 2- корпус колибратора. 3- стопорный винт.
Рисунок 17 – Колибратор для соскабливания соляных отложений

Цель изобретения повышения эффективности удаление соляных накоплений, за счет конструктивных особенностей изобретения.
Устройство работает следующим образом, заякоривающее устройство закрепляет внутрискважинное оборудование, во избежание реактивного момента на трубах, с помощью автоматического регулятора подачи долота, оборудование и изобретение опускается на условную глубину, крутящий момент передаваемый от ВЗД к колибратору и долоту которые в свою очередь разбуривают и соскабливают соляные накопления со стенок эксплуатационной колонны.


Размер файла: 3,6 Мбайт
Фаил: (.zip)

Скачать

Добавить в корзину

Занесено в корзину

        Коментариев: 0

Есть вопросы? Посмотри часто задаваемые вопросы и ответы на них.
Опять не то? Мы можем помочь сделать!

Некоторые похожие работы:

Совершенствование техники и технологии проведения ремонтно-изоляционных работ-Курсовая работа-Дипломная работа-Специальность-Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений РЭНГМ-Нефтегазовое дело-Эксплуатация и обслуживание объектов нефтегазод
Техника и технология проведения ПРС на скважинах с ШСНУ на Курганном месторождении-Курсовая работа-Дипломная работа-Специальность-Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений РЭНГМ-Нефтегазовое дело-Эксплуатация и обслуживание объектов нефте
Ещё искать по базе с такими же ключевыми словами.