Содержание
-
Курсовое проектирование по теме:
бурение эксплуатационной и строительство наклонно-направленной скважины №9622 на Покачёвском нефтяном месторождении
-
Технология бурения нефтяных и газовых скважин
Введение Общая характеристика предприятия Геологический раздел Технологический раздел Безопасность жизнедеятельности Охрана окружающей среды Заключение Список использованной литературы
-
Введение
Бурение скважин является самой капиталоемкой отраслью нефтегазодобывающей промышленности. Необходимость быстрейшего развития экономики нашей страны ставит перед работниками нефтяной промышленности задачу – повысить эффективность добычи нефти и одним из основных этапов этой задачи является увеличение скоростных показателей бурения и повышения качества самих буровых работ. Один из важнейших факторов повышения качества – проведение бурения наклонно-направленных скважин строго по проекту. Задачей создания данного проекта является строительство наклонно-направленных скважин на Покачёвском месторождении.
-
1.1. Географо-экономическая характеристика района
В административном отношении Покачевское месторождение находится на территории РФ, Ханты-Мансийский Автономный Округ, Тюменской области. представляет собой равнинную, слабовсхолмленную местность, сильно заболоченную с большим количеством рек и озёр. Климат района – континентальный, с продолжительной суровой зимой и коротким, тёплым летом. Температура воздуха колеблется от -500 С зимой до +300 С летом. Ближайшими месторождениями являются: Нивагальское, Урьевское, Кечимовское и др.
-
1.2. Обзорная карта района
-
1.3. Стратиграфическое деление разреза скважины
-
1.4. Литологическая характеристика разреза скважины
-
1.5. Физико-механические свойства горных пород по разрезу скважины
-
1.6. Характеристика газо-нефте-водоносности месторождения
-
1.7. Физико-механические свойства горных пород по стратегрофическому разделению
Глубина Литологический разрез Краткое название пород Пластовое давление Давление гидроразрыва Твердость Плотность Категория абразивности Проницательность Категория породы по промысловой классификации Предполагаемые осложнения
-
Нефтеносность
-
1.8. Возможные осложнения при сооружении скважин
-
1.9. Разделение геологического разреза скважины на пачки одинаковой буримости
На первом этапе в соответствии с комплексной методикой необходимо провести классификацию горных пород геологического разреза и выделить характерные пачки. Классификация горных пород осуществляется на основе их классификационных характеристик горных пород: относятся - твердость, абразивность и сплошность. Понятие сплошность горных пород предложено для оценки структурного состояния горных пород и их можно разделеньна четыре категории сплошности 1. К первой категории сплошности относятся горные породы, внутрь которых может проникать исходный глинистый раствор 2. Ко второй категории сплошности отнесены породы, внутрь которых проникает не только жидкость, но и твердые (глинистые) частицы. 3. К третьей категории сплошности отнесены породы, внутрь которых передается давление только маловязкой жидкости (типа воды). 4. К четвертой категории сплошности отнесены породы, внутрь которых внешнее гидравлическое давление не передается (передается на тело в целом через его внешнюю поверхность).
-
3.1. Выбор способа бурения
4. ТЕХНОЛОГИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ
-
При бурении скважин в основном используются следующие способы бурения:
-Роторное бурение: При роторном бурении породоразрушающий инструмент (ПРИ) вращается вместе со всей колонной бурильных труб. Вращение передаётся через ведущую трубу (труба полая внутри, квадратного или шестигранного сечения) от ротора. При роторном бурении в отличие от бурения забойными двигателями, меньше опасность прилипания бурильной колонны, её зависания, прихвата. Осевая нагрузка на долото, определяемая по показаниям индикатора веса -Турбинное бурение: При турбинном бурении ПРИ соединяется с валом турбины турбобура, которая приводится во вращение движением потока жидкости через систему статоров и роторов. При этом верхний участок, состоящий из бурильных труб не вращается. При бурении с турбобурами, в отличие от роторного способа улучшаются условия работы бурильной колонны, что позволяет облегчить и удешевить её, применить легкосплавные и тонкостенные стальные трубы, длина УБТ может быть уменьшена.
-
способы бурения:
-Бурение с использованием винтовых (объёмных) двигателей: При бурении с винтовыми двигателями, проходка на долото в твёрдых породах увеличивается более чем в два раза, а в мягких на 20-50%, по сравнению с турбинным способом. Эти двигатели проще по конструкции, имеют меньшую длину и массу. Винтовые двигатели выдают на валу большой крутящий момент, что даёт возможность успешно применять долота, требующие высоких крутящих моментов. Относительно низкая частота вращения позволяет использовать эти двигатели с большей эффективностью, чем турбобуры и при разбуривании абразивных пород. -Бурение с электробурами: Вращение ПРИ осуществляется электрическим (трёхфазным) двигателем переменного тока. При бурении электробурами проще контролировать отработку долот, как и при роторном бурении, имеются два канала передачи энергии на забой, на забой можно подать большую гидравлическую энергию и можно использовать гидромониторные долота. Преимущество электрического двигателя перед гидравлическим состоит в том, что у электробура параметры не зависят от промывочной жидкости и глубины скважины.
-
С учётом достоинств и недостатков основных способов бурения, исходя из геологических условий, а также учитывая опыт бурения на месторождении, для бурения под направление будет использован роторный способ. Для бурения под кондуктор, эксплуатационную колонны выбирается турбинное бурение, так как этот способ наиболее надёжен, обеспечивает наиболее высокую механическую скорость бурения и позволяет применять различные типы и классы долот.
-
Проектирование профиля и конструкции скважины
-
3.2.Обоснование и расчет профиля проектной скважины
Проектирование профиля наклонно направленной скважины заключается, во-первых, в выборе типа профиля, во-вторых, в определении интенсивности искривления на отдельных участках ствола, и, в-третьих, в расчете профиля, включающем расчет длин, глубин по вертикали и отходов по горизонтали для каждого интервала ствола и скважины в целом. Выбор того или иного профиля скважины имеет большое значение для дальнейшего проектирования, так как в значительной степени обуславливает выбор способа бурения, тип долота, гидравлическую программу бурения, а также параметры режима бурения. Профиль выбирается так, чтобы при минимальных затратах средств и времени на проходку скважины было обеспечено её попадание в заданную точку продуктивного пласта при допустимом отклонении. Наклонные скважины бурятся, как правило, по трех - и четырех интервальному профилю. Для скважин со смещением забоя по вертикали более 300 м принимают четырех интервальные профили.
-
Для обеспечения успешной проводки скважины радиусы ствола скважины должны обеспечить: возможность спуска приборов; нормальное прохождение КБТ и обсадных колонн; нормальную эксплуатацию обсадных колонн и глубинного насосного оборудования.
-
Схема четырех интервального профиля приведен на (рис. 2.)
Четырех интервальный тип профиля включает: Н1 - вертикальный участок; Н2 - участок набора зенитного угла; Н3 - участок стабилизации зенитного угла; Н4 - участок уменьшения зенитного угла. На рисунке 2 и в приведенных ниже формулах приняты следующие условные обозначения: h – глубина скважины по вертикали, м; S – общий отход скважины (смещение), м; Нn – вертикальная проекция n-интервала, м; Sn– горизонтальная проекция n-интервала, м; ln– длина n-интервала, м; Rn – радиус кривизны n-интервала, м; n – зенитный угол скважины в конце n-интервала, град; L – глубина скважины по стволу, м.
-
Расчет профиля скважины
Общую длину скважины можно определить по формуле: L = H1 + l2 + l3+ l4 L = 100 + 134,98 + 1638,79 + 916,12= 2790 м. Общий отход (смещение) составит S = S2 + S3 + S4 S = 23,61 + 567,21 + 258,49 = 849,31м
-
Программа на проводку наклонно-направленной скважины
-
3.3. График совмещенных условий бурения
Для определения необходимого количества обсадных колонн для крепления ствола скважины и глубины спуска каждой колонны с выделением зон возможных осложнений и указанием пластовых давлений и давлений гидроразрыва пород по интервалам. При выборе схемы (определении способа вхождения в продуктивную толщу) следует оценить мощность продуктивной толщи, выяснить число проницаемых пластов на всем интервале от кровли толщи до проектной глубины скважины. Определить характер насыщенности всех проницаемых пластов, учесть соотношение коэффициентов анамальности пластовых давлений Ка Выявить устойчивость пород продуктивной толщи. При изучении геологического разреза в нем выделяются осложненные интервалы (катастрофических поглощений, высокопластичных глин, соленосные и т.п.), которые необходимо изолировать обсадными колоннами, и интервалы с несовместимыми условиями бурения. (Несовместимыми считаются условия в тех смежных интервалах, которые по показателям пластовых давлений (коэффициент анамальности пластового давления ka) и давлений гидроразрыва (индекс давления поглощения) невозможно проходить открытым стволом с буровым раствором одной плотности без угрозы возникновения осложнений в виде перетоков.)
-
Коэффициент запаса и величина репрессии на пласт
где кз- коэффициент запаса, определяющий величину репрессии на пласт (Табл. 12). Максимальную репрессию на пласт, рассчитываем по формуле: где U – репрессия на пласт
-
Определим коэффициенты анамальности, гидроразрыва и максимальную репрессию на пласт относительную плотность бурового раствора на основании данных геофизических исследований и литологического состава пород
Интервал 0 – 100 м. Интервал 2600-2650 м.:
-
Таблица 13.
Полученные значения в результате расчетов
-
3.4. Обоснование конструкции скважины
Конструкция скважины выбирается исходя из требований охраны недр и окружающей среды, с учетом следующих основных факторов: предполагаемого дебита наличия в разрезе неустойчивых многолетнемерзлых горных пород распределение давлений по стволу скважины профиля проектируемой скважины необходимости установки противовыбросового оборудования
-
3.5. Расчёт диаметров обсадных колон и диаметров породоразрушающего инструмента
В конструкцию скважины включены следующие типы обсадных колонн: направление, кондуктор и эксплуатационная колонны. Исходя из геологических характеристик и графика совмещённых давлений, запроектирована следующая конструкция скважины: направление (30м.) кондуктор (600м.) эксплуатационная колонна (2650м.)
-
Определение диаметров обсадных колонн и скважины под каждую колонну
Расчёт диаметров обсадных колонн скважины осуществляется снизу вверх. При этом исходным является диаметр эксплуатационной колонны, который выбирается в зависимости от ожидаемого притока и условий опробования, эксплуатации и ремонта скважин. Диаметр скважины под эксплуатационную колонну рассчитывается с учетом габаритного размера колонны (по муфтам) и рекомендуемого зазора между муфтой и стенками скважины. В дальнейшем диаметры выбирают из условий проходимости долот внутри предыдущей колонны и проходимости последующей колонны с рекомендуемыми зазорами. Из (табл.14.) выберем ориентированный диаметр.
-
-
Рекомендуемые диаметры эксплуатационных колонн
-
Диаметр долота для бурения ствола скважины под эксплуатационную колонну рассчитывается по формуле:Dдэ = dэм + 2δ где dэм – наружный диаметр муфт обсадной колонны, мм ; 2δ – разность диаметров (из табл. 2.3., Калинин А. Г.), 25 мм. Dдэ = 187,7 + 25 = 212,7 мм. Принимаем диаметр долота 215,9 мм.
-
3.6. Обоснование высот подъема тампонажного раствора
кондуктор цементируется по всей длине, а эксплуатационная колонна с учётом перекрытия башмака кондуктора на высоту не менее 150м.
-
Таблица 16
Интервалы цементирования обсадных колонн
-
3.7. Выбор противовыбросового оборудования для обвязки устья скважины
Критериями выбора ПВО являются максимальное давление, возникающее на устье скважины при полном замещении промывочной жидкости пластовым флюидом при закрытом превенторе и диаметры проходных отверстий превенторов, позволяющих нормально вести углубление скважины или проводить в ней любые работы. Величина максимального устьевого давления Рму рассчитывается по формуле: Рму= Рпл - gh, где Рпл- пластовое давление в кровле продуктивного пласта, МПа ; - плотность флюида, кг/м3 ; g - ускорение свободного падения, м/с2 ; h- глубина залегания кровли продуктивного пласта, м.
-
превенторная установка типа ППР 18021
(280-диаметр проходного отверстия, мм; 80-диаметр проходного отверстия манифольда, мм; 35-рабочее давление, МПа). Схема состоит из двух плашечныхпревенторов (один с глухими, другой с трубными плашками) и одного универсального превентора.
-
Схема обвязки устья скважины:
1 - плашечныйпревентор; 2 - задвижка с гидравлическим управлением; 3 - устьевая крестовина; 4 - манометр с запорным и разрядным устройствами и разделителем сред; 5 - кольцевой превентер; 6 - дроссель регулируемый с ручным управлением; 7 - задвижка с ручным управлением; 8 - гаситель потока; 9 - вспомогательный пульт; 10 - станция гидропривода; 11 - обратный клапан; 12 - ротор; 13 - бурильные трубы; 14 - элеватор; 15 - устьевая головка; 16 - кран высокого давления.
-
3.8. Выбор буровых долот
По характеру разрушения породы все буровые долота классифицируются следующим образом: 1) Долото режуще - скалывающего действия 2) Долота дробяще - скалывающего действия 3) Долота истирающе - режущего действия
-
Наибольшое распространение получили шарошечные долота, так как они имеют следующие преимущества по сравнению с другими типами ПРИ:
1) Шарошки долота перекатываются по забою в отличие от лезвий лопастного долота, скользящих по нему 2) Вследствие перекатывания шарошек по забою снижается сопротивление крутящему моменту, поэтому опасность заклинивания шарошек долота сводится к минимуму.
-
Таблица 17
Типоразмер долот по интервалам бурения
-
М-ГВ МС-ГВ
-
3.9.Расчёт осевой нагрузки на долото по интервалам горных пород
Осевая нагрузка на долото, как режимный параметр бурения, обеспечивает внедрение породоразрушающих элементов в горную породу Расчет осевой нагрузки ведется по интервалам бурения
-
Таблица 18
Значение удельной нагрузки
-
осевые нагрузки на долото
Интервал от 0 до 30 м. Д=39,37 см СОС1=200 39,37=7874 кгс=78,74 кН Интервал от 30 до 600 м. Д=29,53 см СОС1=300 29,53=8859 кгс=88,59 кН Интервал от 600 до 1760 м. Д=21,59 см СОС1=300 21,59=6477 кгс=64,77 кН Интервал от 1760 до 2650 м. Д=21,59 см СОС1=400 21,59=8636 кгс=86,36 кН
-
3.2.1.Расчет частоты вращения долота
Эффективное разрушение горной породы при бурении происходит при условии, что время контакта рабочих элементов долота с породой было не меньше времени, которое необходимо для разрушения породы при данной нагрузке на ПРИ.
-
Таблица 20
Частота вращения долота по интервалам
-
3.2.2. Выбор и обоснование типа забойного двигателя
Выбор типа забойного двигателя осуществляется в зависимости от класса и типоразмера долот, режимных параметров и свойств бурового раствора. При выборе турбобура необходимо учитывать диаметр долота и номинальный момент на валу. Диаметр турбобура:
-
Турбобур 3ТСШ1 – 195
-
ВЗД Д2 – 195
-
Технические характеристики турбобуров
Турбобуры секционные шпиндельные типа ТСШ (ЗТСШ-172, ЗТСШ-195, ЗТСШ-195ТЛ и ЗТСШ-240) предназначены длябурения глубоких вертикальных и наклонно направленных скважин различного назначения с применением буровых растворов при температуре не выше 120 °С. Турбобуры типа ТСШ выпускаются с наружным диаметром 172, 195 и 240 мм в одно, двух или трехсекционном исполнении и в зависимости от технологических требований строительства скважин могут применяться при бурении шарошечными и безопорными долотами
-
3.2.3.Выбор компоновки и расчет бурильной колонны
Проектирование бурильной колонны. Определение типа и диаметра основной ступени УБТ Проверочный расчет на жесткость обсадной колонны и УБТ Расчет количества промежуточных опор Определение момента затяжки резьб УБТ Расчет на прочность первой секции КБТ Проверка условия прочности первой секции КБТ на избыточное давление Проверка условия прочности замковых соединений (ЗС) первой секции КБТ Расчет наибольшей глубины спуска первой секции КБТ в клиновом захвате. Расчет на прочность второй секции КБТ Расчет замковых соединений второй секции Расчет наибольшей глубины спуска второй секции КБТ в клиновом захвате.(9823м)
-
Конструкция бурильной колонны
-
Клиновой захват
-
Таблица 22
Компоновка низа бурильной колонны
-
-
КНБК
-
3.2.4.Обоснование типов и компонентного состава промывочной жидкости
Буровые растворы выполняют функции, которые определяют не только успешность и скорость бурения, но и ввод скважины в эксплуатацию с максимальной продуктивностью. При выборе типа бурового промывочного раствора ставится цель достичь такого соответствия свойств раствора геолого-техническим условиям, при котором исключаются или сводятся к минимуму нарушения устойчивости или другие осложнения процесса бурения. При бурении будем применять промывочные жидкости на водной основе (глинистые растворы). Глинистые растворы целесообразно применять по следующим причинам: способность глинизировать стенки скважины; способность удерживать частицы выбуренной породы во взвешенном состоянии в период прекращения циркуляции.
-
Таблица 23
Параметры бурового раствора
-
3.2.5. Расчёт необходимого расхода бурового раствора
При бурении промывочная жидкость прежде всего должна: - очищать скважину от обломков выбуренной породы (шлама) и выносить их на поверхность; - охлаждать ПРИ и облегчать разрушение породы в призабойной зоне; - создавать давление на стенки скважины для предупреждения газонефтепроявления; - оказывать механическое действие на стенки скважины, предупреждая их обрушение; - передавать энергию гидравлическому забойному двигателю; - обеспечить сохранение проницаемости продуктивного пласта при его вскрытии;
-
Таблица 24
Расхода бурового раствора
-
Конструкция УНБ-600
Общий вид насоса УНБ-600 1 – пневмокомпенсатор; 2 – клапан предохранительный; 3 – блок гидравлический; 4 – рама; 5 - подогреватель
-
3.2.6.Расчёт параметров и технология цементирования
Выбираем воду в качестве буферной жидкости при цементировании эксплуатационной колонны. Перед закачкой в скважину в воду добавляется ПАВ, которые улучшают смывание остатков бурового раствора со стенок скважины. Определяем необходимый для цементирования объём буферной жидкости
-
Таблица 25
Технические характеристики цементировочного агрегата ЦА-320М
-
ЦА-320М
ЦА-320 М: 1 — шасси автомобиля КрАЗ-219; 2 — коробка отбора мощности; 3 — насос 1В; 4 — оборудование верхнего двигателя; 5 — карданный вал; 6 — насос 9т; 7 — манифольд; 8 — защитный кожух; 9 — электрооборудование агрегата; 10 — мерный бак; 11 — шарнирные колена; 12 — донные клапаны; 13, 14 — трубы; 15 — площадка.
-
3.2.7. Технология бурения на участках искусственного искривления скважины и вскрытия продуктивного пласта
Непреднамеренное искривление называется естественным, а искривление скважин с помощью различных технологических и технических приёмов – искусственным. Технологические причины искривления скважины связаны с режимными параметрами процесса бурения. Для участка искусственного искривления скважины проектируется повышение осевой нагрузки до 90 кН, так как повышение осевой нагрузки приводит к увеличению интенсивности искривления скважины. Частота вращения долота должна составлять 240 об/мин. В мягких породах при повышенном расходе промывочной жидкости, угол перекоса инструмента увеличивается, в связи с этим расход бурового раствора проектируется в пределах - 0,059 м3/сек. Конечная цель бурения скважин – получение нефти и газа из продуктивного горизонта
-
Вызов притока флюида
Перед тем, как приступить к вызову притока из пласта, устье скважины оборудуется фонтанной арматурой. Ещё до установки на устье скважины фонтанная арматура испытывается на давление, равное двойному рабочему давлению. С учетом требования заказчика выбираем для герметизации устья скважины фонтанную арматуру типа АФК1 – 65х21.
-
Схема фонтанной арматуры (1 – манометр; 2 – трехходовой кран; 3 – верхний буфер; 4 – запорное приспособление; 5 – тройник; 6 – штуцер; 7 – планшайба; 8 – крестовина трубной головки; 9 – верхний фланец колонной головки; 10 – нижний буфер).
-
3.2.8. Разработка мероприятий по предупреждению осложнений и аварий при сооружении скважины
Главные причины аварий в скважине происходят в результате несоблюдения утвержденного режима бурения, неисправности бурильного инструмента и бурового оборудования, недостаточной квалификации или халатности членов буровой бригады. Осложнения: Основными видами осложнений являются поломка в скважине долот и турбобуров, поломка и отвинчивание бурильных труб, падение инструмента и других предметов в скважину Для предотвращения обвалов необходимо выполнять следующие мероприятия: - Для предотвращения резких колебаний на стенки скважины при СПО обязательно производят, долив скважины через каждые 5 – 7 свечей. - Перед подъемом инструмента делается промывка скважины, обрабатывается и производится очистка промывочной жидкости по циклу. Не допускается подъем инструмента при повышенных значений вязкости и СНС. - Подъем инструмента с сальником, в интервале затяжек производится на пониженной скорости, до 0,4 м/с.
-
3.2.9. Выбор буровой установки
Выбор буровой установки проводится по ее максимальной грузоподъемности, исходя из веса наиболее тяжелой колонны бурильных или обсадных труб. Расчет максимальных нагрузок действующих на крюк производим из учета, что при прихватах и затяжках в процессе спуска и подъема колонны бурильных труб необходимо приложить дополнительные усилия при подъеме колонны Данная установка удовлетворяет всем требованиям, как по максимально допустимой нагрузке на крюке, так и по условной глубине бурения Для данного района бурения, способа и условий бурения, как показала практика, БУ-3000 ЭУК является наиболее экономичной установкой при кустовом методе бурения.
-
БУ 3000 – ЭУК
Состав и компоновка буровой установки БУ 3000 – ЭУК: 1 — кронблок:2 — вышка: 3 — полаты вышки: 4—талевый канат: 5 — талевый блок: 6— крюк: 7 — вертлюг; 8 — бурой рукав;9 — успокоитель талевого каната; 10 — автоматически буровой ключ: 11 — подсвечник: 12 — ротор: 13 — лебедка: 14 — коробка передач: 15 — наклонная передача:16 — силовые агрегаты:17 — компрессорная станция; 18 — циркуляционная система:19 — буровой насос; 20 — манифольд: 21 — суммирующий редуктор силовых агрегатов. 22 — регулятор подачи долота; 23 - гидродинамический тормоз; 24 —гидроциклоны: 25 — вибросито: 26 — основание лебедочного блока:27 — приемные мостки и стеллажи;28 - консольно поворотный кран.
-
Таблица 26
Техническая характеристика БУ 3000 – ЭУК.
-
3.3.1. Средства механизации и автоматизации БУ 3000 ЭУК
Ротор Р-560 состоит из следующих основных элементов:корпус-1;станина – 7;стол ротора – 2; разъемные вкладыши – 4; зажимы – 5; шаровые опоры - 3 и вспомогательная – 8;горизонтальный приводной вал – 6; цепная звездочка – 9; стопорное устройство – 10
-
Вертлюг УВ-250
Грузоподъемность, тс - 250 Динамическая грузоподъемность (по нормам API), тс - 145 Наибольшее рабочее давление, МПа - 25 Диаметр проходного отверстия, мм - 75 Резьба переводника для соединения с ведущей трубой (левая) - 3-152Л Присоединительная резьба ствола (левая) - 3-152Л Высота (без переводника), мм - 2411 Ширина по пальцам штропа, мм - 1090 Масса, кг - 2200
-
Буровая лебедка ЛБ-750
Смонтированная на общей раме-1 с вспомогательным тормозом - 7 и станцией управления - 8. Эта лебедка имеет главный вал с барабаном - 5, цепные трансмиссии, главный тормоз - 4 и тормозную рукоятку - 2, которая служит для управления лебедкой с поста бурильщика.
-
4.Техническая характеристикаБезопасность жизнедеятельности
-
Безопасность в рабочей зоне, анализ опасных и вредных факторов
В нефтяной и газовой промышленности при неправильной организации труда и производства не соблюдении мероприятий по проводке скважин возможны следующие опасности: Механические травмы. Поражение электрическим током. Пожары. Взрывы. Ожоги. Также возможно появление следующих вредностей: Климатические условия. Шум. Вибрация. Освещение. Запыленность и загазованность.
-
Пожарная безопасность.
Основные факторы и методы предупреждения возникновения пожара: открытый огонь (сварка, курение) - должен быть оборудован сварочный пост, курение в строго отведенных местах; случайные искры (выхлопные трубы ДВС, неомедненный инструмент, короткое замыкание) - выхлопные трубы должны быть оборудованы искрогасителями, применение омедненного инструмента, ЛЭП должны быть ограждены от а) прямого механического воздействия, б) сечение проводов должно соответствовать нагрузке, в) в электрической цепи предусматривается установка предохранителей и автоматов отключения; разряд статического электричества – для отвода статического электричества на буровой предусматривается монтаж контура заземления; удар молнии - применение молниеотводов;
-
5.Охрана окружающей среды
Учитывая, что нефтяная и газовая промышленность в силу своей специфики является отраслью загрязнителем, где все технологические процессы могут вызывать нарушение экологической обстановки, необходимо уделять большое внимание охране окружающей среды.
-
Разработка мероприятий по охране окружающей среды.
С целью предотвращения загрязнения почвы, поверхностных и подземных вод необходимо обеспечить выполнение следующих мероприятий: произвести оформление земельного участка для строительства буровой установки и жилого поселка; на основании норм отвода земельных участков и руководствуясь схемой расположения оборудования, установить по периметру границы участка и по ним оборудовать обваловку.
-
6.Заключение
В ходе выполнения курсовой работы изучен значительный объём информации научного и производственного характера, касающийся организации и технологии бурения нефтяных и газовых скважин Покачёвского месторождения, проведено описание организации работ и применяемого оборудования, приведена характеристика месторождения.
Нет комментариев для данной презентации
Помогите другим пользователям — будьте первым, кто поделится своим мнением об этой презентации.