Буровая установка для бурения нефтяной скважины

 

 Так как усилие рабочего не должно быть более 0,25 кН, то для создания

необходимой силы торможения используется пневматический цилиндр.

 

5.6. Проверочный расчет тормозной ленты.

 

      Тормозные  ленты изготавливают из стали 50. Напряжение растяжения в сечении ленты определяется:

 

                                            

Площадь сечения ленты:

 

                                        

где толщина ленты; ширина ленты; число отверстий;

 

диаметр отверстия.

      При обрыве одной ленты тормозной момент передается на другую ленту, которая должна обеспечить торможение опускаемой колонны. В этом случае, что для стали допустимо.

       Конец ленты закреплен 12-ю заклепками, работающие на двойной срез.

 

Напряжение среза в заклепках:

 

                                     

Здесь натяжение набегающего конца одной ленты; n=12 – число заклепок;   диаметр заклепок.

 

5.7 Определение потребляемой мощности для привода ротора   

      

       

 

Мощность, затрачиваемая на холостое вращение труб:

 

                   

мощность на вращение долота:         

 

                   

Мощность, необходимая  для привода ротора:

 

                                          

 

5.8. Расчет осевого усилия, действующего на главную опору стола, и   

       долговечность  главной опоры.

      

       Ротор  Р-560, глубина скважины 2400 м, вращение бурильной колонны с частотой необходима мощность Вес бурильной колонный ; вес тола ротора Диаметр конического колеса   

угол наклона зубьев угол зацепления

 

Расчетный крутящий момент на столе ротора:

 

                                                             

где

Усилие, действующее в  зацеплении: 

 

Расчетная радиальная нагрузка на опору В:

 

 

Осевое усилие на опору В, создаваемое трением ведущей трубы:

 

где коэффициент и радиус

 

Осевое усилие на колесе: 

 

             

где тогда  

     

Расчетное осевое усилие на опору В ротора:  

 

                                      

Расчетная нагрузка на главную  опору В ротора, при :

 

 

    В роторе Р-560 в главной опоре применена шариковая опора с подшипником

№ 91682/ 750х со статической  грузоподъемностью  и динамической грузоподъемностью  

Долговечность подшипника главной опоры: 

 

                                          

Коэффициент запаса статической грузоподъемности:

 

      По существующим  нормам долговечности главной  опоры ротора должна быть не  менее 3000ч, а запас прочности  опоры по статической нагрузке  не менее 2,5.Расчет показывает, что ротор обеспечивает достаточный запас при принятой нагрузке, но не обеспечивает необходимой долговечности.  

      Роторы буровые Р-560,  предназначены для вращения бурильного инструмента и поддержания колонны бурильных или обсадных труб при их свинчивании и

развинчивании в процессе спускоподъемных операций. Ротор Р-560, представляет собой мощную литую станину, в которой смонтирована коническая зубчатая передача. Ведущий вал передачи смонтирован на двухроликовых подшипниках, а стол упирается на упорный шарикоподшипник – основную опору. Основная опора роторов Р-560 и воспринимает нагрузки от веса колонны обсадных или бурильных труб. Вспомогательная опора стола размещается в нижней части ротора между столом и крышкой.

 

Технические характеристики роторов Р-560
	Р-560
Диаметр отверстия  в стволе ротора, мм	560
Допускаемая статическая  нагрузка на стол ротора, тс	320
Статический крутящий момент на столе ротора, кгсм	5000
Частота вращения стола ротора, об/мин, не более	250
Передаточное  число от приводного вала до стола ротора	3,61
Расстояние от оси ротора до оси первого ряда зубьев звездочки, мм	1353
Габаритные размеры (ДхШхВ), мм	2312х1625х750
Масса, кг	5797

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Глава 6. Расчет циркуляционной системы

 

1. Определение необходимых подач насосов для бурения различных интервалов скважины

       Определяем необходимые подачи насосов для бурения различных интервалов скважины глубиной следующей конструкции: кондуктор глубиной диаметром долото техническая колонна

до глубины  диаметром долото открытый ствол буриться долотом диаметром бурильная колонна из труб

      Принимаем  скорости восходящего потока  бурового потока (в м/с) в затрубном  пространстве при бурении: под  кондуктор  под промежуточную колонну открытого ствола

       Необходимые подачи насосов ( ):

Площади кольцевых пространств: 

 

кондуктор:

 

                

 

техническая колонна: 

 

                                                    

 

открытого ствола:

 

                                                       

 

Требуемые подачи раствора при бурении: 

 

 

под кондуктор:

                                                   

 

           под техническую  колонну:  

 

                                                     

 

 открытого ствола:

   

 

 

6.2 Определение давления в нагнетательной линии насосов

 

       Определение давления в нагнетательной линии насосов необходимое для прокачки бурового раствора плотностью и вязкостью конструкция скважины приведена в гл. 6 п. 6.1; конструкция бурильной колоны: бурильные трубы   с толщиной стенки УБТ внутренним диаметром длиной

 

     Потери  давления в наземной линии: 

 

где коэффициент гидравлических сопротивлений, при длине трубопровода 1 м диаметром и

 

     Тогда при  длине трубопровода  потери давления при бурении различных

 

интервалов скважины будут:

 

      под кондуктор: 

 

 

      под  техническую колону:

 

 

      открытого  ствола: 

 

 

При постоянной длине  УБТ  для всех интервалов длины колонн бурильных труб будут:

 

     при бурении  под кондуктор: 

 

     под техническую  колонну: 

 

 

    

открытого ствола: 

 

 

По номограмме (приложение 1) находим потери давления на 1000 м  длины бурильных труб при бурении: 

 

     под кондуктор  и подаче  получаем

 

     под техническую  колонну и подаче  получаем

 

     в открытом  стволе и подаче  получаем

 

Определяем потери давления в бурильных трубах при бурении:

 

   под кондуктор: 

 

 

   под техническую колону: 

 

                                          

 

  в открытом стволе: 

 

 

   Потери давления  в 1000 м УБТ определяем по  той же номограмме для труб  диаметром 89 мм, так как диаметр  этих труб составляет внутреннему диаметру УБТ для тех же подач, что и при определении потерь давления в бурильных трубах:  

 

  при бурении под кондуктор

 

  при бурении под техническую колонну

 

   в открытом стволе

 

Потери давления в  УБТ будут: 

 

    при бурении  под кондуктор: 

 

                                       

 

     при бурении  под техническую колонну: 

 

 

     открытого ствола:

 

 

Давление на долоте (в МПа) зависит от скорости истечения раствора из насадок долота и определяется: 

 

                                                      

Для гидромониторных  принимаем скорость тогда

 

                                     

 

Давление раствора в  нагнетательной линии насоса при  бурении различных интервалов скважины:

 

  под кондуктор: 

 

                

 

  под техническую  колонну: 

 

              

               

 

  открытого ствола:

 

 

              

 

Здесь потери давления в затрубном кольцевом пространстве приняты одинаковыми для всех интервалов и равным 1 МПа, что составляет 5-7% общих потерь.

 

 

 

 

 

 

Глава 7. Расчет бурового насоса             

 

 7.1 Вычисление коэффициента объемной подачи 

 

     Вычисление коэффициента объемной подачи трехпоршневого бурового насоса при закачке в скважину и давлении бурового раствора с долей  газа абсолютное давление на выходе подпорного насоса атмосферное давление Коэффициент сжимаемости раствора коэффициент

    

    Находим коэффициент  объемной подачи:

 

                     

 

 

7.2 Определением число ходов насоса

 

     Определяем число ходов трехпоршневого насоса необходимое для закачке бурового раствора при коэффициенте объемной подачи длине хода поршня и его диаметре число нагнетательных камер насоса

 

     Находим  идеальную подачу насоса: 

 

                                                 

 

     Число ходов  насоса в 1 мин.:

 

                                                 

 

7.3 Определение  скорости движения, ускорения поршня и максимальную  подачу 

  насоса 

 

Максимальная скорость поршня: 

 

Угловая скорость: 

Радиус кривошипа:

                              

 

Средняя скорость поршня:

 

                                                      

 

Максимальное ускорение  поршня будет при  : 

 

 

Максимальная мгновенная подача одного цилиндра:

 

                                       

 

где площадь поршня.

 

Средняя подача одной  камеры: 

 

                                               

 

7.4 Определение мощности буровых  насосов для закачки бурового  раствора в скважину

 

        Определение мощности буровых насосов для закачки бурового раствора в скважину. Исходные данные в гл.6 п.6.2 

 

        Полезная мощность насосов, необходимая для бурения каждого интервала скважины (Вт):

 

                                                            

 

где подача насосов, давление насосов, МПа.

 

        Полезная мощность насосов, необходимая для прокачки раствора, при бурении:

 

под кондуктор:

 

                                 

 

 

под техническую колону: 

 

                                 

 

открытый ствол: 

 

                                 

 

 

7.5 Определение числа насосов 

 

Определение числа насосов  и выбор насоса для условий п.7.4

 

     Для заданных условий можно выбрать два насоса: насос с приводной мощностью 600 кВт и полезной мощностью или насос с приводной мощностью 475кВт и полезной мощностью

 

     Полезная мощность, развиваемая двумя насосами:   

 

по первому варианту:

 

                                                     

по второму варианту:

 

                                                     

 

Выбираем второй вариант, т.к. он подходит ко всем мощностям. Число  насосов равно два. (Буровой насос НБТ-475)

 

    Мощность  двигателя  привода насоса:

 

 

где (при подпорном насосе);

     

       Тогда 0,895;

 

      

 

       Таким образом, механический КПД насосного агрегата: 

 

                                                 

 

а общий КПД насосного  агрегата

 

Мощность приводного двигателя для насоса с полезной мощностью 375 кВт: