2 механізація 1 Опис обладнання



Скачати 222.64 Kb.
Дата конвертації24.04.2016
Розмір222.64 Kb.
Змн.

Арк.

докум.



Підпис

Дата

Арк.
ОМ11.28.469/2С.000.00. ПЗ

Розроб.

Вовченко
Перевір.
Реценз.
Н. Контр.
Затверд.

Лістовщик

Механізація


Літ.

Акрушів
ІЕЕ, ЕМОВ, ОМ-11
2 МЕХАНІЗАЦІЯ
2.1 Опис обладнання
Для розвідки родовища, для видобування нафти та газу, и також для викачування вже добутого газу з газосховища – бурять свердловини. За характером дії на гірські породи розрізняють такі способи буріння: механічне, термічне, фізико-хімічне. Для буріння глибокий свердловин знайшов застосування перший спосіб механічний, а саме обертальний.

Для буріння свердловин бурові установки , які являють собою комплекс споруд, механізмів і пристосувань, призначених для будівництва свердловин. Вони дозволяють вибурювати свердловини значної глибини (2 – 10 км та більше). Конструкції та обладнання бурових установок досить різноманітні. Широке застосування знайшли установки з універсальною монтажністю типу «Уралмаш» , «БУ – 2500 ЄУ» та ін. Блочне використання таких установок прискорює і здешевлює їх монтаж.

На Довбушанському родовищі розглядають комплекс механізації, який складається з бурової установки «Уралмаш 3Д-76». Технічні характеристики бурової установки в даному родовищі, наведені в таблиці 2.1. Бурове обладнання; обладнання для механізації важких робіт; обладнання для приготування, очищення, дегазації, та регенерації бурового розчину, пристрій для прогрівання окремих блоків бурової установки; зварювальні агрегати.

2.1 Способи буріння свердловин

 За способом впливу на гірські породи розрізняють механічне та немеханічне буріння.

При механічному бурінні бурової інструмент безпосередньо впливає на гірську породу, руйнуючи її, а при немеханічні руйнування відбувається без безпосереднього контакту з породою джерела впливу на неї.

Немеханічні способи (гідравлічний, термічний, електрофізичний) знаходяться в стадії розробки і для буріння нафтових і газових свердловин в даний час не застосовуються.

Промислове застосування знаходять тільки способи механічного буріння - ударне і обертальний.

2.1.1 Обертальне буріння свердловин

 При обертальному бурінні руйнування породи відбувається в результаті одночасного впливу на долото навантаження і крутного моменту. Під дією навантаження долото впроваджується в породу, а під впливом крутного моменту сколює її.

Існує два різновиди обертального буріння - роторний і з забійними двигунами.

При роторному бурінні (Рисунок 2.1) потужність від двигунів 9 передається через лебідку 8 до ротора 16 - спеціальному обертальному механізму, встановленого над гирлом свердловини в центрі вишки. Ротор обертає бурильну колону і вгвинчене до неї долото 1. Бурильная колона складається з провідної труби 15 і пригвинчених до неї за допомогою спеціального перевідника 6 бурильних труб 5.



image016

Рисунок 2.1 - Схема обертального буріння

Отже, при роторному бурінні поглиблення долота в породу відбувається при русі вздовж осі свердловини обертається бурильної колони, а при бурінні з забійними двигуном – не рухомої бурильної колони. Характерною особливістю обертального буріння є промивка.

При бурінні з забійними двигуном долото 1 пригвинчено до валу, а бурильна колона - до корпусу двигуна 2. При роботі двигуна обертається його вал з долотом, а бурильна колона сприймає реактивний момент обертання корпусу двигуна, який гаситься необертовим ротором (в ротор встановлюють спеціальну заглушку) .

Буровий насос 20, що приводиться в роботу від двигуна 21, нагнітає буровий розчин по маніфольда (трубопроводу високого тиску) 19 в стояк - трубу 17, вертикально встановлену в правому кутку вишки, далі в гнучкий бурової шланг (рукав) 14, вертлюг 10 і в бурильну колону. Дійшовши до долота, промивна рідина проходить через наявні в ньому отвори і по кільцевому простору між стінкою свердловини і бурильної колоною піднімається на поверхню. Тут в системі ємностей 18 і очисних механізмах (на малюнку не показані) буровий розчин очищається від вибореної породи, потім надходить у прийомні ємності 22 бурових насосів і знову закачується в свердловину.

В даний час застосовують три види забійних двигунів - турбобур, гвинтовий двигун і електробур (останній застосовують вкрай рідко).

При бурінні з турбобуром або гвинтовим двигуном гідравлічна енергія потоку бурового розчину, що рухається вниз по бурильної колоні, перетвориться в механічну на валу забійного двигуна, з яким з'єднане долото.

2.2 Обладнання буріння нафтових і газових свердловин

Для виконання операцій технології обертального буріння потрібні різні за функціональним призначенням машини, механізми та обладнання. Набір необхідних для буріння свердловин машин, механізмів та устаткування, що мають взаємозалежні експлуатаційні функції і технічні параметри, називається буровим комплексом. Центральною ланкою бурового комплексу є бурова установка.

Бурова установка - це комплекс бурових машин, механізмів та устаткування, змонтований на точці буріння і забезпечує за допомогою бурового інструменту самостійне виконання технологічних операцій з будівництва свердловин. Сучасні бурові установки включають такі складові частини:

бурове устаткування (Талевий механізм, насоси, бурова лебідка, вертлюг, ротор, силовий привід і т.д.);

Бурові споруди (вишка, підстави, збірно-расборние каркасно-панельні укриття прийомні містки та стелажі); обладнання для механізації трудомістких робіт (регулятор подачі долота, механізми для автоматизації спуско-підйомних операцій, пневматичний клиновий захват для труб, автоматичний бурової ключ, допоміжна лебідка, пневморазкріплювачь, крани для ремонтних робіт, пульт контролю процесів буріння, пости керування); обладнання для приготування, очищення і регенерації бурового розчину (блок приготування, вібросита, підпірні насоси, ємності для хімічних реагентів, води і бурового розчину); маніфольд (нагнітальна лінія в блоковому виконанні, дросельно-запірні пристрої, буровий рукав); пристрої для обігріву блоків бурової установки (тепло генератори, опалювальні радіатори та комунікації для розлучення теплоносія).

Склад і компоновка бурової установки показані на рисунку 2.2.

Рисунок 2.2 — Бурова установка

2.2.1 Бурова вишка

 Бурова вишка - це спорудження над свердловиною для спуску і підйому бурового інструменту, забійних двигунів, бурильних і обсадних труб, розміщення бурильних свічок (з'єднання двох-трьох бурильних труб між собою довжиною 25 - 36 м.) Після підйому їх з свердловини та захисту бурової бригади від вітру і атмосферних опадів.

Розрізняють два типи вишок: баштові та щоглові. Їх виготовляють з труб або прокатної сталі.

Баштова вишка являє собою правильну усічену чотиригранну піраміду гратчастої конструкції.

Вишки щоглового типу бувають одноопорні і двоопорні (А - подібні). Останні найбільш поширені.

А - подібні вишки більш трудомісткі у виготовленні і тому більш дороги. Вони менш стійкі, але їх простіше перевозити з місця на місце і потім монтувати.

Основні параметри вишки - вантажопідйомність, висота, ємність «магазинів» (сховищ для свічок бурильних труб), розміри верхнього і нижнього підстав, довжина свічки, маса.

Вантажопідйомність вишки - це гранично допустима вертикальна статичне навантаження, яка не повинна бути перевищена в процесі всього циклу проводки свердловини.

Висота вежі визначає довжину свічки, яку можна отримати з свердловини і від величини якої залежить тривалість спуско-піднімальних операцій. Чим більше довжина свічки, тим на менше число частин необхідно розбирати колону бурильних труб при зміні бурового інструменту. Скорочується і час подальшої збір-вантажопідйомність вишок збільшуються. Так, для буріння свердловин на глибину 300 ... 500 м використовується вишка висотою 16 ... 18 м, глибину 2000 ... 3000 м - висотою - 42 м і на глибину 4000 ... 6500 м - 53 м.

Ємність «магазинів» показує, яка сумарна довжина бурильних труб діаметром 114 ... 168 мм може бути розміщена в них. Практично місткість «магазинів» показує на яку глибину може бути здійснено буріння за допомогою конкретної вишки.

Розміри верхнього і нижнього підстав характеризують умови роботи бурової бригади з урахуванням розміщення бурового устаткування, бурильного інструменту і засобів механізації спускопод'емних операцій. Розмір верхнього підстави вишок становить 2x2 м або 2.6x2.6 м, нижнього 8x8 м або 10x10 м.

Загальна маса бурових вишок становить кілька десятків тонн.



2.3 Породоруйнуючий інструмент

 Породоруйнуючий інструмент (ПРІ) призначений для руйнування гірської породи на вибої при бурінні свердловини.

За принципом руйнування породи ПРІ підрозділяється на 3 групи:

• ПРІ ріжучьо-сколювальні дії - застосовується для розбурювання в'язких, пластичних і малоабразивних порід невеликій твердості;

• ПРІ дроблюючої-сколювальні дії - застосовується для розбурювання неабразивних і абразивних порід середньої твердості, твердих, міцних і дуже міцних;

• ПРІ стираюче-ріжучої дії - застосовується для буріння в породах середньої твердості, а також при чергуванні високопластичних маловязких порід з породами середньої твердості і навіть твердими.

За призначенням ПРІ поділяється:

• Для буріння суцільним забоєм (без відбору керна) - бурові долота;

• Для буріння по кільцевому забою (з відбором керна) - бурголовки;

• Для спеціальних робіт в пробуреної свердловині (вирівнювання і розширення стовбура) і в обсадної колоні (розбурювання цементного каменю і т.д.).

За конструктивним виконанням ПРІ ділиться на три групи:

• Лопатевої;

• шарошечні;

• Секторний.

За матеріалом породоразрушающих елементів ПРІ ділиться на чотири групи:

• Зі сталевим озброєнням;

• З твердосплавним озброєнням;

• З алмазним озброєнням;

• З алмазно-твердосплавним озброєнням.
2.3.1 Лопатеві долота

 При бурінні нафтових і газових свердловин іноді застосовують трилопатеві (3Л і 3ІР) і шестилопатеві (6ІР) долота (Рисунок 2.3). Лопатеве долото 3Л складається з корпусу, верхня частина якого має ніпель із замкової різьбленням для приєднання до бурильної колоні, і трьох приварених до корпусу долота лопатей, розташованих по відношенню один до одного під кутом 120 градусів. Для підведення бурового розчину до забою долото забезпечено промивальним отворами, розташованими між лопатями.


image028
Рисунок 2.3 — Лопатеві долота

Лопаті виконані загостреними і злегка похилими до осі долота в напрямку його обертання. У цьому зв'язку за принципом руйнування породи долота 3Л відносять до долота ріжущої-сколювальні дії, так як під впливом навантаження лопаті врізаються в породу, а під впливом крутного моменту сколюють її.

Долота 3Л призначені для буріння в неабразівних м'яких пластичних породах (тип М) і для буріння в неабразівних м'яких породах з пропластками неабразівних порід середньої твердості (тип МС). Для збільшення зносостійкості доліт їх лопаті зміцнюють (армують) твердим сплавом.

Долота 3ІР в порівнянні з 3Л мають наступні відмітні особливості. Три лопаті виконані притупленими, а не загостреними і приварені до корпусу так, що вони сходяться на осі долота, а не нахилені до неї. Така особливість озброєння дозволяє долоту 3ІР руйнувати породу різанням і стиранням (мікрорізанія) абразивних м'яких порід з пропластками порід середньої твердості (тип МСЗ).

Долота 6ІР мають три основні лопаті, призначені для руйнування породи на вибої, і три додаткові укорочені лопаті, калібрувальні стінку свердловини.

Лопатеві долота мають ряд суттєвих недоліків:

• інтенсивний знос лопатей у зв'язку з безперервним контактом ріжучих і калібрують стовбур свердловини кромок лопатей долота з забоєм і стінками свердловини;

• звуження стовбура свердловини в процесі буріння через відносно швидкої втрати діаметра долота;

• відносно високий крутний момент на обертання долота;

• незадовільна центрована на вибої, що призводить до інтенсивного непроизвольному викривленню.

Зазначені недоліки пояснюють причини рідкісного застосування лопатевих доліт в практиці буріння нафтових і газових свердловин навіть при розбурюванні м'яких порід.
2.3.2 Шарошечні долота

Найбільшого поширення в практиці буріння нафтових і газових свердловин отримали шарошечні долота дробяще-сколювальні дії з твердосплавним або сталевим озброєнням. Конструкція трехшарошечного долота приведено рисунку 2.4.



image030
Рисунок 2.4 - Конструкція трехшарошечного долота

Три лапи 3 зварюють між собою. На верхньому кінці конструкції нарізана замкова приєднувальна різьба. Кожна лапа в нижній частині завершується цапфою 5, на якій проточені бігові доріжки під кульки і ролики. На цапфі через систему підшипників 6 встановлюється шарошка 4 з біговими доріжками. Тіло шарошки оснащено фрезерованими сталевими зубами 7, розміщеними по вінцях. На торці з боку приєднувальної різьби вибиваються шифр долота, його порядковий номер, рік виготовлення.

Шарошечні долота виготовляють як з центральної, так і з бічним системою промивки (Рисунок 2.5). На лапах долота з бічною гідромоніторної системою промивки виконані спеціальні потовщення - припливи 2 з промивальним каналами і гніздами для установки гідромоніторних насадок (розріз А - А).

image032

Рисунок 2.5- Схема шарошечні доліт з центральною (а) і бічний (гідромоніторної) (б) промиванням

При центральному промиванні забою краще очищаються від шламу центр забою і вершини шарошок, шлам безперешкодно виноситься в наддолотного зону. Однак при високій швидкості углубки забою важко підвести до долоту необхідну гідравлічну потужність, необхідну для якісного очищення забою (перепад тиску на долотах з центральною промиванням не перевищує 0.5 - 1.5 МПа).

Бічна гідромоніторна промивка забезпечує краще очищення найбільш зашламованной периферійної частини забою, дозволяє підвести до долоту велику гідравлічну потужність (перепад тиску на долотах з гідромоніторної промиванням досягає 5 - 15).

Для буріння свердловин в абразивних породах різної твердості з метою підвищення довговічності озброєння шарошки оснащують вставними твердосплавними зубками (штирями). Такі долота часто називають штирьовими (Рисунок 2.6). Вставні зубки закріплюються в тілі шарошки методом пресування. Для буріння в малоабразивних породах, в тілі сталевий шарошки фрезеруються призматичні зуби, поверхня яких зміцнюється термохімічної обробкою.

image034

Рисунок 2.6 — Шарошкові долота

За ГОСТом 20692 «Долота шарошечні» передбачається випуск доліт діаметром 76 - 508 мм. трьох різновидів: одно- дво- і трьохшарошкових. Найбільший обсяг буріння нафтових і газових свердловин в Західному Сибіру припадає на трехшарошечні долота діаметрами 190.5; 215.9; 269.9; 295.3 мм.

Для керноприймальна пристроїв виготовляють шарошечні (Рисунок 2.7.), Алмазні (Рисунок 2.8), лопатеві бурголовки, призначені для буріння в породах різної твердості і абразивності.



image040 image042

Рисунок 2.7 — Шарошкова бур головка Рисунок 2.8 - Алмазна бур головка



2.3.3 Бурильная колона

 

Бурильна колона (далі БК) з'єднує долото (або забійний двигун і долото) з наземним обладнанням (вертлюгом).



БК призначена для наступних цілей:

• передачі обертання від ротора до долота;

• сприйняття реактивного моменту забійного двигуна;

• підведення бурового розчину до ПРИ та забою свердловини;


• створення навантаження на долото;

• підйому і спуску долота;

• проведення допоміжних робіт (опрацювання, розширення і промивання свердловини, випробування пластів, ловильні роботи і т.д.).

БК складається (Рисунок 2.9) з загвинченому один з одним провідної труби 4, бурильних труб 8 і обважнених бурильних труб (УБТ) 12 і 13. Верхня частина БК, представлена ​​провідною трубою 4, приєднується до вертлюга 1 за допомогою верхнього перевідника провідної труби 3 і перевідника вертлюга 2. Провідна труба приєднується до першої бурильної трубі 8 за допомогою нижнього перевідника провідної труби 5, запобіжного перевідника 6 і муфти бурильного замка 7. Бурильні труби 8 згвинчуються один з одним бурильними замками, що складаються з муфти 7 бурильного замка і його ниппеля 9 або сполучними муфтами 10. УБТ 12 і 13 згвинчуються один з одним безпосередньо. Верхня УБТ приєднується до бурильної труби за допомогою перевідника 11, а нижня прівінчівается через перевідник 14 до долота (при роторному бурінні) або до забійні двигуни з долотом.



image044
Рисунок 2.9 — Склад бурової колони

Крім названих вище елементів в компоновку БК можуть включатися калібратори, центратори, стабілізатори, розширювачі, проміжні опори для УБТ, зворотні клапани, фільтри, амортизатори, протекторні кільця, засоби похило-спрямованого буріння, керноприймальний пристрої та інше спеціальне обладнання.



2.4 Бурова установки "Уралмаш ЗД-76"

Таблиця 2.1 - Технічна характеристика бурової установки "Уралмаш ЗД-76"




Найменування

Значення

Загальна настановна потужність приводу лебідки, кВт

993

Максимальна вантажопідйомність, т

200

Рекомендована глибина буріння (при масі 1 м бурильної колони 30 кг), м

До 4000

Максимальна оснащення талевої системи

5х6

Максимальний натяг ходової гілки талевого каната, кН

273

Діаметр талевого каната, мм

32

Вид привода

Дизельний

Тип привода

Груповий

Число двигунів в приводе:

 

лебідки

3

бурових насосів

3+2

Лебідка (шифр)

У2-5-5

Потужність на барабані лебідки, кВт

809

Буровий насос (шифр)

У8-6МА2

Число насосів

2

Приводна потужність бурового насоса, кВт

585

Гідравлічна потужність насоса, кВт

500

Максимальна подача при тиску 10 МПа, л / с

51

Максимальний тиск при подачі 19,7 л / с, МПа

25,0

Ротор (шифр)

Р-560

Діаметр прохідного отвору столу ротора, мм

560

Статична вантажопідйомність ротора, г

320

Потужність приводу ротора, кВт

368

Вертлюг (шифр)

В-250

Статична вантажопідйомність вертлюга, т

250

Таблиця 2.1 (Продовження)

Вишка (шифр)

ВБ53М

Кронблок (шифр)

УКБ-6-270

Вантажопідйомність кронблока при максимальному тиску, т

270

Талевий блок (шифр)

УТБ-5-225

Вантажопідйомність талевого блоку, т

225

Дизель-генераторні станції:

 

число

2

шифр

ТМЗ-ДЭ-104СЗ

Потужність станції, кВт

100х2=200

Компресори

 

з механічним приводом:

 

число

1

шифр

К-5М

c індивідуальним електроприводом:

 

число

1

шифр

КСЭМ-5

Максимальний робочий тиск повітря, МПа

0,8

Засоби механізації:

 

розстановка свічокчіввв

-

виконання допоміжних операцій:

 

утримання колони

ПКР-560

свінчивання і розгвинчування свічок

АКБ-ЗМ2

розкріплення замків

Пневмораскріплювач

Вантажопідйомне засіб для обслуговування обладнання

Консольно-поворотний кран, ручної, вантажопідьемність 3 т

Бурова установки «Уралмаш ЗД-76» складається з таких основних елементів: бурові споруди (вишки, фундаменти, збірно-розбірні каркасно-панельні сховища); бурове обладнання (кронблок, талевий блок, гак, лебідка, вертлюг, ротор, насоси, силовий привод, дизель-електричні станції дія живлення енергоспоживачів напругою 380/220 В, пневмосистема, паливно- мастильна установка); обладнання для механізація важких робіт (автоматичний буровий ключ, допоміжна лебідка, пневморозкріплювач, крани дія ремонтних робіт, пульти контролю та керування процесом буріння, регулятор плавної подачі долота, механізм для закріплення нерухомої струни талевого канату); обладнання для приготування, дегазації та регенерації бурового розчину ( блок приготування , вібросита, пісконамул та глино-відділювачі; маніфольд; пристрій для прогрівання окремих блоків бурової установки. В установці передбачена дизель-генераторна установка для живлення електродвигунів аварійного приводу який дозволяє піднімати з забою інструмент 130т зі швидкістю 0,6 м/хв. В установці передбаченні різноманітні варіанти пристрою системи охолодження дизелів.



2.5 Зварювальні агрегати АДД-4004

Так як далеко не завжди роботи ведуться поблизу ліній електропостачання, тому доводиться стикатися з необхідністю проведення зварювальних робіт за відсутності центрального електропостачання. Зварювальних агрегат можна також використовувати як універсальний пускозарядний пристрій для запуску двигунів внутрішнього згорання, а також для зарядки акумуляторів.

Рисунок 2.10 - Зварювальні агрегати АДД-4004

Основними складовими частинами агрегатів АДД є: рама, дизельний двигун внутрішнього згоряння, зварювальний генератор.

Таблиця 2.2 Технічні характеристики апарату АДД-4004

Параметри

Норма

Номінальний зварювальний струм (А)

400

Номінальна робоча напруга (В)

36

Межі регулювання зварювального струму (А)

45-430

модель двигуна

Д-144 ВМТЗ г.Владимир

Потужність двигуна (кВт, л.с.)

37 (50)

Частота обертання (об / хв)

1800

Охолодження двигуна:

повітряне

Паливо

Дизельне ГОСТ 305-82

Літній

Л-0.2-40

Зивоме

3-0.2 мінус 35

Часовий витрата палива двигуна в номінальному режимі роботи (кг / год), не більше

4,4

Ємність паливного бака (л)

60

Маса агрегату без комплектуючих (кг)

730

Габаритні розміри (мм)

1670х950х1200

Рама вироби призначена для загального компонування, додання цілісності та необхідної міцності і жорсткості конструкції. Рама виготовляється, як правило, з металевого кутового профілю товщиною 3 мм, рідше - товщі, який зварюється в місцях стиків. У нижній частині рама має необхідні технологічні отвори для стикування з типовими шасі. У разі необхідності використання нетипових шасі отвори свердляться за місцем з урахуванням розташування кріпильних елементів використовуваного шасі.

Дизельні двигуни, що застосовуються в зварювальних агрегатах АДД-4004 можуть бути повітряного і водяного охолодження, імпортні та вітчизняного виробництва. Як правило, в агрегатах використовуються двигуни, призначені для тракторної та іншої середнього та легкого колісної техніки. Мотори налаштовуються на частоту обертання близько 1800 об / хв, що є оптимальною частотою обертання для дотримання стабільності зовнішніх вихідних зварювальних параметрів при найкращій економічності по витраті палива. Зварювальний струм генераторів має номінал 400А, постійну амплітуду і полярність, що дозволяє отримати хорошу якість зварного шва при використанні дугового ручного методу зварювання.

Крім основних, агрегати для зварювання АДД оснащуються також допоміжними пристроями: додатковим генератором електричної енергії для підключення освітлення, електроінструменту та ін., Термопенали для підтримки зварювальних електродів з сухому і підготовленому до роботи стані, боком зниження напруги БСН для виконання вимог безпеки при роботі на агрегаті , утепленим корпусом «Північ» для використання при температурах нижче мінус 40 градусів за Цельсієм, підігрівниками охолоджуючої рідини і дизельного палива для полегшення запуску агрегату при сильних морозах, шасі для зручності переміщення по пересіченій місцевості і в умовах будмайданчиків.

Агрегати АДД-4004 широко використовуються на Довбушанському нафтогазовому родовищі для прокладки протяжних трубопровідних трас в польових умовах.



    1. Розрахунок бурової установки

Усі зусилля, які діють на бурильну колону, неможливо врахувати, оскільки деякі з них не піддаються точному визначенню. Тому при розрахунку бурильної

колони враховуються лише основні види навантажень, а саме: розтягуючі зусилля, крутні та згинальні моменти. З метою спрощення розрахунків дотичними напруженнями нехтують, оскільки в даному випадку вони незначні.

При розрахунку бурильної колони на міцність спочатку визначають довжину обсадних бурильних труб (ОБТ) і при необхідності - довжину наддолотного комплекту бурильних труб .

Довжина ОБТ , яка забезпечує задане навантаження на долото:



де — осьове навантаження на долото, яке визначається за формулою:



де = 0,7...0,8 для пористих порід - коефіцієнт який враховує вплив вибійних факторів на твердість породи;



= 400.. .650 МПа (для порід середньої міцності) - твердість породи;

= 385 - контактна площа долота ;

g = 9,81 м/ - прискорення вільного падіння;

Довжина наддолотного комплексу, який складається зі стальних бурильних труб групи міцності Л з 7,4 мм максимальною товщиною стінки, прийнято рівною 500 м [4].

Допустиме розтягуюче навантаження визначається за формулою:



де =379 Па — межа текучості матеріалу труб;



— площа поперечного перерізу бурильної колони, м :



-1,3 — коефіцієнт запасу міцності.

де = 379 • Па - межа текучості матеріалу труб;

А — коефіцієнт анізотропії матеріалу труб;

— коефіцієнт запасу міцності.

- напруження, які виникають під дією розтягуючих навантажень визначаються за формулою:

де F= 0,0036 - площа поперечного перерізу бурильної колони;



- дотичне напруження, яке виникає під дією крутного моменту визначається:

де крутний момент перерізу бурильної колони визначається за формулою:



де - момент, який витрачається на холосте обертання бурильної колони довжиною від розрахункового перерізу до долота визначають за формулою Федорова [4]:



де с = 10 • - дослідний коефіцієнт, який залежить від ступеня викривлення свердловини;

густина бурового розчину;

w= 26,2 кутова швидкість обертання колони;

L - сумарна довжина бурильної колони та проектної секції:



= 589,48 м - сумарна довжина долота;

- довжина для першої секції бурильних труб визначається:



- момент, який реалізується на долоті для руйнування гірських порід визначається:



- осьове навантаження на долото, кН.;

- момент, який витрачається на холосте обертання долота;

,Н • м/кН - питомий момент, який визначається за формулою:

де В = 1...2,Нм/кН - дослідний коефіцієнт;

D - діаметр долота, м;

полярний момент опору розрахункового перерізу визначається :



де = 0,133 м - зовнішній діаметр бурильної труби;



= 0,114 г м - внутрішній діаметр бурильної труби.

Умова виконується.



Висновок

При розробці Довбушанського нафтового родовища буровою установкою «Уралмаш ЗД-76», використання автономної зварювальної установки типу «АДД-4004» зменшить загальний час буріння. Під час руйнування насосно-компресорних труб зварювальну установку використовують для швидкого відновлення НКТ.



Генератор з асинхронним двигуном що розташований у зварювальному комплексі доцільно використовувати як додаткове альтернативне джерело енергії для освітлення бурової установки.

В розділі механізація було проведено розрахунок на міцність бурильної колони при глибині буріння L=3329,33 м. Розрахунок засвідчив можливість та доцільність застосування комплексу. Запас міцності бурильної колони склав n = 1,4. Порівнюючи загальний запас міцності з доступним, можна зробити висновок, що комплекс достатньо міцності, завдяки чому забезпечується надійність його роботи.


База даних захищена авторським правом ©shag.com.ua 2016
звернутися до адміністрації

    Головна сторінка