Техническая характеристика компрессора XRHS 336 CD

Рис. 4.1

Производительность………………………………………………. 19,8 м³/мин

Рабочее давление (избыточное)…………………………………… 25 бар.

Ёмкость масляной системы компрессора…………………………….. 75 л.

Расход топлива на max. мощности………………………………… 45 кг/ч

Максимальная наружная температура………………………………. +50 °С

Количество ступеней сжатия…………………………………………. 2 шт.

Двигатель:

1) Дизельный двигатель – CAT;

2) Модель – С9;

3) Число цилиндров –6 штук;

4) Мощность – 224 кВт;

5) Число оборотов максимум – 1800 об/мин;

6) Число оборотов минимум – 1300 об/мин;

7) Расход топлива на 100% мощности – кг/час;

8) Расход топлива на холостом ходу – 22,8 кг/час;

9) Удельный расход топлива – 37,5 г/м³;

10) Система охлаждения – жидкостная;

11) Емкость системы охлаждения – 54 литра;

12) Емкость масляной системы – 34 литра;

4.2.2 Выбор эксплуатационной колонны

Требования, выдвигаемые к глубинным погружным насосам:

1) Диаметр скважины должен соответствовать диаметру насоса.

2) При эксплуатации насос должен быть погружен под воду.

Выбираем скважинный погружной насос. Данный тип включает в себя следующие преимущества:

1) Конструкция насоса, которая обеспечивает подключение электрического кабеля в верхней части насоса, а не с боку, как во многих аналогах. Такое решение позволяет использовать насос в скважинах с наименьшим диаметром обсадной трубы, то есть позволяет экономить денежные средства.

2) Конструкция насоса, которая позволяет движению воды между статором электродвигателя и корпусом насоса, обеспечивает принудительное охлаждение насоса, поэтому длительность работы такого насоса в разы превышает длительность работы аналогов.

3) Центробежные насосы оборудованы системой автоматики, которая предохраняет от работы насоса в холостом режиме.

Насос выбирается исходя из динамического уровня, проектного дебита и напора подачи воды потребителям.

Формула определения напора:

Н_м=[(h_g+h_и)+0,1(h_g+h_и+h)] м

где, h_и - расстояние от устья скважины до излива воды, м. При подаче в водонапорную башню h_и= 15-20 м. h_и=15 м

h-расстояние от устья скважины до верхнего торца эксплуатационной колонны,

h=0,7-1 м

Н_м=[(35+15)+0,1(35+15+1)]=55,1 м

В связи с тем, что проектный дебит скважины Q=8,2м³/ч, величина напора 55,1м, выбираем центробежный погружной насос: грунфос диаметром 150мм

При размещении насоса нужно выбрать трубы соответствующего диаметра. Выбираем трубы ПВХ с наружном диаметром ПВХ-195 мм и стенками труб 11.5 мм, теоретическая масса составляет 11.6 кг. Под смеситель

ПВХ – 113мм с толщиной стенок 8 мм и теоретической массой 1 метра трубы 3.2 кг.

Фильтры представлены в виде каркасно - дискового типа с щелевой перфорацией 120 мм. Длина фильтра 2 м.

Под фильтром необходимо установить отстойник, он выполнен из труб ПВХ - 113 мм. Длина отстойника составляет 5 - 10м. Отстойник необходим для осадки грубодесперстных частиц.

4.2.3 Выбор и расчет фильтра

При выборе фильтра необходимо учитывать следующее:

1. Назначения скважины;

2. Состав водосодержащих пород, определяющие размеры проходных отверстий;

3. Химического состава воды и ее коррозионных свойств, влияющих на выбор материала рабочей части фильтра;

Глубины скважины, определяющий прочность фильтра и возможность его спуска

Расчет фильтра

Необходимая длина фильтра рассчитывается по формуле:

l_ф= 7,643* м (4.2.3.1)

где, D_ф – диаметр фильтра, зависит от диаметра водоподъемных труб, мм. D_ф= 0,113 м

V_ф – скорость фильтрации, ­ м/сутки

V_ф=65* м/сутки (4.2.3.2)

где, К_ф– коэффициент фильтрации водоносных пород, м/сутки

К_ф= м/сутки (4.2.3.3)

где, m – мощность горизонта, м. m = 5 м

=14.2 м/сут

= 157.3 м/сут

= 3.3 м

Длина фильтра увеличивается в два раза по причине того, что он забивается кусочками породы, отложением солей.

l_ф= 2*3,3=6 м

Длина фильтра составляет 6 м.

4.2.4 Выбор глубины скважины

При расположении фильтра в верхней части водоносного горизонта, глубина скважины определяется по формуле

l_скв=l_кр+l_ф+l₀ м (4.2.4.1)

где, l_кр– глубина залегания кровли водоносного горизонта, м. l_кр=330м

l_ф– длина фильтра, м. l_ф= 6 м.

l₀ – длина отстойника, м. l_о= 5-10м. l_о= 10 м

l_скв=330+6+10=346м

Выбираем проектную глубину скважины 346 метра.

Так как при бурении происходит частичный обвал стенок скважины, то проектная глубина может быть не достигнута.Для сохранения глубины необходимо пробурить карман интервалом 5-10 метров. Карман служит для того чтобы обрушенная порода скапливалась в нем.

4.2.5 Выбор долота для разбурки ствола

Необходимость разбурки ствола возникает при бурении скважин большого диаметра и невозможности создать необходимую осевую нагрузку в начальных интервалах скважины. Бурение осуществляют малым диаметром, а затем эти интервалы разбуривают долотом большого диаметра.

Разбурку производим шорошочными долтотами имеющие номинальный диаметр 132, 161,190,215, 244, 295 мм.

Расширение производится поэтапно 3-х шарошечными долотами

1. Интервал от устья до забоя проходим долотами имеющее номинальный диаметр 161 мм марки М,С на всю глубину скважины

2. Под трубы 195 мм, бурим долотами 215-244 мм, марки М. так как породы на данном интервале являются III категорией по буримости.

Так как породы представлены II-VI категорией по буримости выбираем трех порошочные долота марки для II категории марки М- мягкие породы, VI категорие используем долота марки С- средней крепости.

4.2.6 Бурение пилота скважины

Бурение пилот скважины выполняется при сооружении геотехнологических скважин для уточнения геологических и гидрогеологических условий, которыми руководствуются при последующем расширении ствола; направления бурового инструмента при последующем расширении ствола, тампонирования трещин в случае пересечения трещиноватых пород, поглощающих промывочную жидкость, определения интервалов рудной зоны при помощи ГИС для определения интервала под установку фильтров. Допустимое отклонение оси скважины от вертикали - 1° на 100 метров.

Бурение производится трехлопастным пикобуром 132 мм. Если идет встреча с породами VI категории то используем долото 132 мм. Используем трубы СБТМ-50; так же в состав снаряда входит УБТ – 89 мм. Длиной 5 метров.

При забурке скважины используем глинистый раствор в качестве очистного агента, так как породы с поверхности представлены песками. Если в дальнейшем разрез представлен глинами, промывочную жидкость необходимо заменить на техническую воду.

Плотность технической воды 1040 кг/м³;

Плотность глинистого раствора 1200 кг/м³;

Содержание песка = 4%;

4.3 Выбор способа и гидроизоляция скважин

Изолирование продуктивного горизонта от выше- и нижележащих пластов и горизонтов, не намечаемых к эксплуатации, обычно выполняется установлением цементного моста. Но данная технология обладает следующими недостатками:

– нет гарантии проникновения тампонажного раствора во все места затрубного пространства, особенно при трещиноватых грунтах и большой глубине скважины. Большая глубина, а зачастую и кривизна скважины приводит к тому, что обсадная колонна изгибается, что затрудняет равномерное распределение тампонажного раствора, образуются застойные зоны в местах соприкосновения обсадной колонны со стенками скважины и следовательно тампонирование происходит некачественно. Такая технология порождает ряд трудностей

– недостаточная адгезия цементного раствора с полимерными материалами обсадных колонн из ПВХ, ПНД и нержавеющей стали;

– вынужденное увеличение диаметра скважины из-за необходимости спуска колонны бурильных труб (КБТ) в затрубное пространство;

– затраты времени на приготовление и закачку цементного раствора;

– затраты времени на спуско-подъемные операции КБТ;

– затраты времени на промывку КБТ от цементного раствора;

– значительным недостатком является сам процесс спуска КБТ.

Так как обсадная колонна состоит из труб, соединенных труба в трубу муфтовой частью наверх, то во время спуска бурильной колонны в затрубное пространство скважины велика вероятность повреждения обсадных труб. Нарушение целостности обсадных колонн чаще всего наблюдается в зонах наибольших изгибов ствола скважины, в резьбовых соединениях и в зонах перехода труб с одного диаметра на другой.

Для устранения вышеперечисленных недостатков и повышения качества сооружаемых технологических скважин, компанией АО «Волковгеология» была предложена иная технология гидроизоляции затрубного пространства технологических скважин на основе нового гидроизолирующего материала – бентонитовой гильзы.

Преимущества применения бентонитовых гильз:

– точность расположения гидроизоляционных средств в скважине;

– полная гидроизоляция продуктивных горизонтов;

– контролируемость времени гидроизоляции продуктивных горизонтов;

– надежность фиксации эксплуатационной колонны в скважине;

– снижение количества нарушений герметизации обсадных колонн и, как следствие, перебурок скважин;

– увеличение скорости сооружения технологических скважин;

– снижение себестоимости буровых работ.

Изготовленные из модифицированного бентонитового порошка специальные гильзы, крепятся на поверхности обсадной трубы, располагающейся в зоне герметизации. Число устанавливаемых гильз зависит от площади герметизации. Бентонитовые гильзы, закрепленные на теле обсадной трубы, опускаются в скважину до необходимого интервала, где в результате контакта гильз с буровым раствором происходит процесс гидратации. Для прочности гильзы изготавливаются в виде многослойной конструкции, состоящей из полипропиленового волокна и бентонита. При попадании во влажную среду (буровой раствор), бентонитовая гильза начинает расширяться, благодаря свойству бентонита набухать, в разы по отношению к собственному объему в сухом виде. Так происходит фиксация эксплуатационной колонны в скважине и надежная гидроизоляция продуктивных горизонтов от соседних водоносных пластов, что способствует сохранению природной экологической обстановки в районах добычи урана. Кроме того, применение бентонитовых гильз значительно сокращает затраты трудовых и материальных ресурсов выделяемые на сооружение технологических скважин.

Описание бентонитовой гильзы в применяемой методике. Бентонитовая гильза является изделием трубчатой формы 400 мм длиной и от 125 мм в диаметре по внешнему контуру. Внешняя поверхность бентогильзы может иметь различный профиль рифления (рис. 1). Внутренняя часть гильзы имеет шероховатую поверхность, что улучшает адгезию к эксплуатационной колонне при монтаже. Рифленая форма наружной части гильзы уменьшает сопротивление к промывочной жидкости при опускании колонны в скважину, увеличивает площадь соприкосновения внешней части гильзы с буровым раствором и, следовательно, процесс набухания происходит быстрее. Не менее важен химический состав гильзы, так как от него зависит сам процесс набухания, скорость набухания и реакция со скважинными жидкостями. Химические реагенты, добавленные в состав бентонитового порошка, обеспечивают возможность регулирования процесса набухания и его скорости.

В результате проведенных опытных работ в лаборатории и экспериментальных на полигоне, отработаны и определены химический состав, форма и технология изготовления гильзы.

Основной постоянный параметр – это наличие щелочного натриевого бентонита в качестве агента процесса контролируемого набухания и полимерные составляющие для улучшения физико-химических свойств бентогильзы. Физические параметры бентогильзы могут изменяться в зависимости от поставленных задач, которые она должна выполнять.

а б в г

Рис. 4.3. Различные внешние грани (рифление) бентонитовой гильзы: а – обратно трапециевидная; б – прямоугольная; в – трапециевидная; г – округлая.

Последовательность технологии гидроизоляции эксплуатационной колонны следующая:

- Вначале на обсадную трубу крепится нижний пакер при помощи металлического хомута. Нижний пакер выполнен из химически устойчивого полипропилена и представляет из себя лепестковую конструкцию.

- Затем на трубу, обмазанную строительной пеной, надеваются бентонитовые гильзы в необходимом количестве.

- Верхний край гильзы ограничивается металлическим хомутом.

- Нижний пакер, при опускании колонны в скважину, уменьшает сопротивление движению и предохраняет бентонитовую гильзу от повреждений.

4.4 Технический разрез скважины