Монтаж, эксплуатация и ремонт бурового и нефтепромыслового оборудования

Контрольная работа

Министерство науки и высшего образования Российской Федерации

Филиал ФГБОУ ВО «Уфимский государственный нефтяной технический университет» в г.Октябрьском

Кафедра нефтепромысловых машин и оборудования

КОНТРОЛЬНАЯ РАБОТА

«Монтаж, эксплуатация и ремонт бурового и нефтепромыслового оборудования»

Выполнил ст. гр. БМПЗ-17-11

Д.Т. Фатихов

Октябрьский 2019

Решение задачи №1

Рисунок 1. Схема буровой вышки

1. Определение компоновки бурильного инструмента

В состав бурильного инструмента входят: долото, колонна УБТ, колонна бурильных труб.

бурильный труба вышка транспортировка

Таблица 1. Параметры шарошечных долот

Номинальный диаметр долота, мм

Допустимая осевая нагрузка на долото, МН, при бурении РДОЛ ДОП

Суммарное сечение промывочных каналов, см2

низкооборотном

высокооборотном

1

112

0,12

2,5

2

118

0,14

4,0

3

132

0,15

4,0

4

140

0,19

4,0

5

145

0,20

6,0

6

151

0,22

6,0

7

161

0,25

0,15

6,0

8

172

0,27

0,17

9,0

9

190

0,30

0,20

10,0

10

214

0,38

0,25

13,5

11

243

0,45

0,32

17,0

2. Расчет колонны УБТ

Решение сводится к определению диаметра и длины УБТ.

Диаметр УБТ определяют из условия обеспечения наибольшей жесткости сечения, а длину определяют исходя из нагрузки на долото.

а) Подбор диаметра УБТ

для ;

  • где -диаметр долота, м;
  • диаметр УБТ, м.

Выбор диаметр УБТ осуществляется по таблице 2.

Таблица 2 — Утяжеленные бурильные трубы

Условное обозначение трубы

Наружный диаметр, мм

Внутренний диаметр, мм

Обозначение резьбы

УБТ-95

95

32

З-76

УБТ-108

108

38

З-88

УБТС-120

120

64

З-101

УБТС-133

133

64

З-108

УБТ-146

146

75

З-121

УБТС-146

146

68

З-121

УБТ-159

159

80

З-133

УБТ-178

178

80

З-147

УБТС-178

178

80

З-147

УБТ-203

203

100

З-171

УБТС-203

203

80

З-161

УБТС-219

219

110

З-171

УБТС-229

229

90

З-171

УБТС-245

245

135

З-201

УБТС-254

254

100

З-201

УБТС-273

273

100

З-201

УБТС-299

299

100

З-201

б) Определение длины колонны УБТ

где L УБТ — длина клоны УБТ, м;

где V УБТ — объем 1-го погонного метра колонны УБТ, м3 ;

с ТР — плотность материла трубы, сТР = 7850 кг/м3 ;

g — ускорение свободного падения, g=9,81 м/с 2 ;

D Н.УБТ — диаметр УБТ наружный, м;

d В.УБТ — диаметр УБТ внутренний, м;

h УБТ — длина 1-го погонного метра трубы, hУБТ =1м.

в) Определение веса колонны УБТ

3. Расчет колонны бурильных труб

а) Подбор диаметра бурильной колонны

Диаметр бурильных труб подбираем по таблице 3.

Таблица 3 — Бурильные трубы (ГОСТ 631-75)

Условный диа-метр трубы, мм

Толщина стенки, мм

Условный диа-метр трубы, мм

Толщина стенки, мм

1-й тип — трубы с высаженными внутрь концами

2-й тип — трубы с высаженными наружу концами

1

60

7 ; 9

1

80

7 ; 9

2

73

7 ; 9 ; 11

2

73

7 ; 9 ; 11

3

89

7 ; 9 ; 11

3

89

7 ; 9 ; 11

4

102

7 ; 8 ; 9 ; 10

4

102

8 ; 9 ; 10

5

114

7 ; 8 ; 9 ; 10 ; 11

5

114

8 ; 9 ; 10 ; 11

6

127

7 ; 8 ; 9 ; 10

6

140

8 ; 9 ; 10 ; 11

7

140

8 ; 9 ; 10 ; 11

8

168

9 ; 10

3-й тип — трубы с высаженными внутрь концами и коническими стабилизирующими поясками

4-й тип — трубы с высаженными наружу концами и коническими стабилизирующими поясками

1

89

9 ; 11

1

73

9 ; 11

2

102

9 ; 10

2

89

9 ; 11

3

114

9 ; 10 ; 11

3

102

9 ; 10

4

127

9 ; 10

4

114

9 ; 10 ; 11

5

140

9 ; 10 ; 11

б) Определение длины первой (нижней) секции одноразмерной колонны

м

где -допустимая растягивающая нагрузка для труб первой (нижней) секции, Н;

(1.6)

где -предел текучести материала труб, Па;

  • площадь сечения бурильной трубы, м 2 ;

n Зкоэффициент запаса прочности,

n З =1,3 для нормальных условий бурения;

n З =1,35 для осложненных условий бурения

  • коэффициент, учитывающий влияние трения, сил инерции и сопротивления движению растворов ();
  • вес колонны УБТ, Н;
  • плотность бурового раствора, =1200…1300 кг/м 3 ;
  • плотность материала бурильных труб, ;
  • площадь проходного канала труб, м 2 ;

p 0 — давление бурового раствора в бурильных трубах, Па (15…18 МПа);

где V 1 — объем 1-го погонного метра колонны бурильных труб, м3 ;

с ТР — плотность материла трубы, кг/м3 ;

g — ускорение свободного падения, g=9,81 м/с 2 ;

D БТ — диаметр УБТ наружный, м;

  • s — толщина стенки бурильных труб, м;

h БТ — длина 1-го погонного метра трубы, hБТ =1м.

в) Определение веса колонны бурильных труб

G1=1842*178=328 kH

в) Определение длины второй (верхней) секции одноразмерной колонны (вычисляется при условии, когда , т.е. необходим добор длины бурильного инструмента) (если требуется)

360+1842>L скв

4. Определение веса бурильного инструмента

5. Определение коэффициента запаса прочности буровой вышки

1) Определение усилия, действующего в нижнем сечении на одну ногу вышки

где G БИ — максимальная нагрузка, действующая на вышку в вертикальном направлении, Н (определяется в задаче № 1); n — количество ног (для вышки башенного типа n=4);

  • угол наклона ноги вышки к вертикали.

Угол определяется из треугольника АКА 1 (рисунок 2.1)

б=7

где А 1 К=НВ -высота вышки

2) Определение гибкости стержня ноги вышки по формуле:

где l C -длина стержня ноги, м; r -радиус инерции, м

где J -экваториальный момент инерции сечения трубы (ноги вышки), м 4 ;

где D H — наружный диаметр стержня ноги вышки, м;

D B — внутренний диаметр стержня ноги вышки, м;

F -площадь поперечного сечения ноги вышки, м 2

При расчете выбираете ногу вышки следующих размеров:

Диаметр ноги D H = 168 мм;

  • Толщина стенки ноги s = 9 мм.

3) Определение коэффициента запаса прочности вышки, который должен быть не менее 2.

Существует два случая:

  • а) Если >100, то коэффициент запаса прочности равен

где Р КР — критическая нагрузка, действующая на стержень ноги вышки, Н. Эту нагрузку можно определить по формуле Эйлера.

где Е-модуль упругости материала труб, для стали Е=2,1•10 11 Па.

б) Если 100, то коэффициент запаса прочности равен

где KP -критическое напряжение, МПа

Рисунок 2 — Вышка ВБ-53-300

Таблица 4. Исходные данные к задаче 1 (БМПЗ-17-12)

№ вар.

Шифр вышки

Глубина скваж., м

13

ВБ-53-300

1500

6. Определение тягового усилия для транспортировки вышки

Масса вышки М разлагается на две составляющие М 1 и М2 . Вертикальная составляющая сила М1 направлена перпендикулярно к плоскости перемещения вышки и создает давление на грунт:

(2.1)

Горизонтальная составляющая сила М 2 направлена в сторону, противоположную движению (в сторону уклона):

(2.2)

Необходимое тяговое усилие для транспортировки вышки складывается из силы М 2 и силы трения Т, которая возникает от действия вертикальной составляющей силы М1 :

S=21.94

S=5.14

Где Т — сила трения,

где f — коэффициент трения качения f 1 или скольжения f2 ,

f 1 =0,06…0,1; f2 =0,3 — по крупнозернистому песчанику, f3 =0,42 — по поверхности грунта земли; f4 =0,5 — по слабопесчанному грунту, f5 =0,1 — по снегу, f6 =0,02…0,04 — по льду.

К — коэффициент, учитывающий увеличение тягового усилия для выведения груза из состояния покоя (при трении скольжения), К=1,5 — на местности с уклоном, К=1,2 — на местности без уклона.

При случае непараллельности тягового каната с плоскостью движения вышки, то усилие в канате возрастает и равна

где -угол отклонения, =1,5 0 .

Определение количества тракторов для передвижения вышки.

Тяговая сила трактора P [кВт]:

  • где N — мощность двигателя трактора, кВт; (1кВт = 1,36 л.с.)
  • КПД трактора, = 0,7…0,8;
  • х — скорость движения трактора, м/с; х=1…3 м/с

Требуемое количество тракторов

, (2.7)

где К 1 -коэффициент страгивания, К1 =1,2…1,5; К2 -коэффициент неравномерности тракторов, К2 = 1,2…1,3.

Выбор тягового каната

Выбираем D каната 27.5 мм F=39.85

Где — разрывное усилие выбираемого каната, кН;

  • расчетное разрывное усилие каната, кН;
  • коэффициент запаса прочности каната при транспортировке, =4,5…5,5.

Представить графики зависимостей (по 5 точкам, диапазон 90%, 95%, 100%, 105%, 110% от исходных данных):

S=f(б), S=f(f 1…2 ), S=f(M), S=f(б1 ), n=f(N).

Таблица 5 — Варианты (группа БМПЗ-17 -12)

М-масса вышки, т

Угол б, 0

N-мощность трактора, л.с.

13

35

7

300

Рисунок 3- Схема транспортировки вышки

Рисунок 4

Таблица 6