Файл: 1 Утверждена приказом по университету от .docx

Скачать файл
Заказать решение

ВУЗ: Не указан

Категория: Не указан

Дисциплина: Не указана

Добавлен: 29.11.2023

Просмотров: 409

Скачиваний: 2

ВНИМАНИЕ! Если данный файл нарушает Ваши авторские права, то обязательно сообщите нам.

СОДЕРЖАНИЕ

0,86  0,68

1,3110,3 143, 4тс.

200/ 98  2  0,6 .

лебедки на i-той передаче, об/мин (n1=46 об/мин, n2=97 об/мин, n3=170 об/мин, n4=360 об/мин); N – мощность, развиваемая на барабане лебедки, кВт, определяется по формуле 2.54:

N NДТ,

(2.54)


где NД – мощность двигателя, кВт (NД=500 кВт); ηТ – КПД трансмиссии (ηТ=0,9); qТС – вес талевой системы, кН, определяется по формуле (2.55):

qТС

0,06 QMAX,

(2.55)

qТС

N

0,061103 66кН.

500 0,9  450кВт.




G
1

MAX



G
2

MAX


G
3

MAX


G
4

MAX

60 450 0,9 12,7 66 3221кН; 46 3,14 0,65

60 450 0,9 12,7 66 1493кН; 97 3,14 0,65

60 450 0,9 12,7 66 823кН; 170 3,14 0,65

60 450 0,9 12,7 66 354кН.

360 3,14 0,65


Условный вес одной свечи определяется по формуле 2.56:

q QБК

  • qТС l,

L
(2.56)

где QБК – вес бурильной колонны, кН (QБК=980 кН); l – длина одной свечи, м (l=25м); L – глубина скважины по стволу (L=2690 м).

q 9806625 9, 72кН.
1   ...   15   16   17   18   19   20   21   22   ...   34

2690


Количество свечей, которое можно поднять на i-той передаче лебедки определяется по формуле 2.58:

Gi Gi1

mMAX MAX,

i q

(2.58)



MAX MAX
где Gi и Gi+1 – максимальная нагрузка на крюке на i-той и i+1-ой передачах соответственно, кН.

m4

354


9, 72

37шт.

m 823 357 48шт.

3 9, 72

m 1493 823 69шт.

2 9, 72
Расчет для первой скорости не определяется, так как всю колонну можно поднять на 2, 3 и 4 скоростях. Режимы СПО приведены в таблице 2.23.

Таблица 2.23 – Режимы СПО


Скорость лебедки
Количество поднимаемых свечей, шт

2
30

3
62

4
47



    1. Буровая контрольно-измерительная аппаратура



Контроль процесса бурения скважин, как и любого другого сложного технологического процесса, является важным средством повышения эффективности и производительности труда. Все технологические измерения проводятся с помощью контрольно-измерительной аппаратуры (КИП). КИП являются базовой составляющей автоматизации производственных процессов.

Для процессов строительства скважин характерны быстрое изменение ситуаций и действие многочисленных факторов, взаимосвязанных и изменяющихся во времени и пространстве. Производственные процессы при бурении скважин отличаются цикличной повторяемостью, причем каждый

цикл характеризуется своими особенностями, обусловленными влиянием

конкретных геолого-технических и организационных факторов. Кроме того, в процессе бурения зачастую возникают различные непредвиденные ситуации, нарушающие запланированный ход производства и требующие принятия оперативных решений. Это связано, как правило, с геологическими осложнениями при бурении (уходами циркуляции, обвалами и др.), авариями с неожиданным выходом из строя бурового оборудования и породоразрушающего инструмента и т. п.

По функциональному назначению устройства, предназначенные для контроля и управления процессом бурения скважин, можно подразделить на:

  1. средства наземного контроля параметров режима углубления скважин;

  2. средства автоматического регулирования подачи долота;

  3. средства оперативной оптимизации процессов углубления скважин,

  4. системы диспетчерского телеконтроля и управления буровыми процессами;

  5. средства сбора и передачи технологической информации для последующей обработки и использования.

Средства контроля параметров режима бурения приведены в таблице 2.24.

Таблица 2.24 – Средства контроля параметров режима бурения


Наименование
Шифр/кол-во

I. Контроль параметров режима бурения:

Станция геолого-технического контроля (Допускается использование других аналогичных станций) Перечень датчиков обязательного комплекса исследований:

  1. Глубиномер (датчик оборотов лебедки, датчик положения тальблока)

  2. Датчик веса на крюке

  3. Датчик давления ПЖ в манифольде

  4. Датчик положения клиньев

  5. Датчик расхода ПЖ на входе в скважину

  6. Датчик расхода ПЖ на выходе из скважины (допускается индикатор расхода)

  7. Датчик давления ПЖ в затрубье (в линии превентора)

  8. Датчик уровня ПЖ в рабочих приемных емкостях

  9. Датчик плотности ПЖ в рабочих емкостях

«Геотест-2»

1
1

1

1

1

1
1

2-6

2

Продолжение таблицы 2.24


  1. Датчик температуры ПЖ в рабочих емкостях

  2. Датчик уровня ПЖ в доливной емкости

  3. Датчик уровня ПЖ в емкости под виброситом

  4. Датчик плотности ПЖ на выходе из скважины

  5. Датчик температуры ПЖ на выходе из скважины

  6. Датчик объемного газосодержания ПЖ (индикатор)

  7. Дегазатор принудительной дегазации с пневмоприводом
2

1

1

1

1

1

1

II. Контрольно-измерительные приборы в комплекте буровой установки:

  1. Индикатор веса

  2. Измеритель давления

  3. Крутящий момент на машинном ключе


ГИВ-6

МТП-160-250 ГМК-1

III. Контроль параметров буровых и тампонажных растворов:

  1. Давления нагнетания раствора

  2. Плотность тампонажного раствора

  3. Суммарный объем закаченного раствора

  4. Давление затрубное

  5. Давление на сепараторе

  6. Давление на прувере

  7. Давление на забое

  8. Давление на устье

  9. Температура на устье

  10. Температура на забое

  11. Ордината на диаграммном бланке


МТП-160-250 АБР-2

Мерная емкость МО-манометр МО-манометр МО-манометр МО-манометр МО-манометр ТМ-8

ТСУ-1-160

К-5-компаратор



    1. 1   ...   16   17   18   19   20   21   22   23   ...   34

Смотрите также файлы