Автоматический элеватор

Порядок работы автоматического элеватора. Расчет конструкции скважины и бурильной колонны. Выбор класса буровой установки. Расчет пружины рычага элеватора. Анализ эффективности работы оборудования. Деформация, износ и изломы элементов оборудования.

Рубрика Геология, гидрология и геодезия
Вид курсовая работа
Язык русский
Дата добавления 24.06.2011

Оглавление

Введение

Глава 1. Обзор конструкции АСП, с входящим в нее автоматическим элеватором

1.1 Назначение проектируемой конструкции

1.2 Анализ оборудования

1.2.1 Порядок работы автоматического элеватора

1.2.2 Работа механизмов АСП

1.3 Основные параметры АЭ-125-3

Глава 2. Расчетная часть

2.1 Расчет конструкции скважины и бурильной колонны

2.2 Выбор класса буровой установки

2.3 Расчет пружины рычага элеватора

Глава 3. Технологическая часть

3.1 Подготовка оборудования к эксплуатации

3.1.1 Формирование парка оборудования

3.1.2 Транспортировка оборудования

3.2 Анализ эффективности работы оборудования

3.3 Причины отказов оборудования

3.3.1 Деформация и изломы элементов оборудования

3.3.2 Износ элементов оборудования

3.4 Хранение оборудования

3.6 Разборка и сборка оборудования

Список литературы

Введение

Темпы роста добычи нефти и газа во многом зависят от успехов бурения. Бурение скважин - это капитало- и материалоемкое производство, которое занимает центральное место в развитии нефтегазовой отрасли. Именно буровые предприятия создают новые нефтегазодобывающие мощности. Важнейшей частью их экономической стратегии является повышение экономической эффективности производства буровых работ.

Известно, что добыча нефти и газа процесс трудоемкий и практически всегда связан с риском для жизни газовиков и нефтяников.

На заре нефтяной отрасли технологии, оборудование для бурения позволяли разрабатывать не глубокие горизонты. Но и количество извлекаемого сырья было достаточно для человеческих нужд.

Нефтегазовый комплекс России в своем развитии последовательно проходил ряд стадий, обусловленных различными причинами объективного характера. Каждая из них требует своих стратегий и тактических решений. С 1981 года объемы разведочного и эксплуатационного бурения неизменно увеличивались. Но в результате событий 1988 года сложившаяся система материально-технического обеспечения дала сбой, резко сократилось бюджетное финансирование, выросли цены на буровое оборудование, химические реагенты и материалы, что, в свою очередь, обусловило резкое сокращение буровых работ.

Количественный состав и качественный уровень основных производственных фондов буровых предприятий, особенно их активной части, также претерпели изменения. Большая часть парка буровых установок оказалась физически изношенной и морально устаревшей. Средний возраст их составляет более 9 лет при нормативном сроке службы 7-8 лет.

Неудовлетворительное состояние технической базы российской нефтегазовой отрасли требует проведения масштабной модернизации оборудования. Так средний коэффициент износа оборудования по отрасли составляет 70%, а по отдельным предприятиям он достигает 80%. До 2020 года на техническое перевооружение отрасли необходимо как минимум от $20 до $40 млрд.

Таким образом, одним из путей решения задач, которые стоят перед нефтегазовой отраслью в ближайшей перспективе, является дальнейшее техническое переоснащение парка буровых установок и оборудования новыми, более совершенными.

Для современного периода развития нефтяной промышленности России характерно привлечение сервисных компаний к выполнению работ по строительству скважин и проведения ремонтных работ. Следовательно, в данных условиях выполнения технологической операции строительства скважины буровое оборудование должно, не только отвечать высоким техническим требованиям, но и обладать универсальностью конструкции.

Сейчас глубина скважин достигает 4500-5000 м. бурение таких скважин высокотехнологичный, дорогостоящий процесс, занимающий не малое количество времени.

Стремясь уменьшить затраты на себестоимость продукции пласта, необходимо повышать эффективность бурения.

Одним из важных показателей эффективности бурения, является затраченное время на строительство скважины.

Путь строительства скважины сложен из нескольких основных этапов, это:

1) получение геологоразведочных данных;

2) подбор оборудования и персонала;

3)Монтаж БУ;

4)бурение;

5)обсадка скважины, ее цементация и установка устьевого оборудования.

Самым длительным этапом является бурение скважины, который в свою очередь состоит из:

1)спуско-подъемных операций(СПО);

2)разрушение породы;

3)подготовка бурового раствора и др.

Доля времени на спуско-подъёмные операции (СПО) в цикле строительства скважины велика и составляет 25-60 % от общего времени проводки скважины. Сокращая время на СПО, повышается эффективность бурения, компания-заказчик несет меньшие затраты, так как уменьшаются сроки аренды буровой техники и найма рабочего персонала. Тем самым, понижается себестоимость извлекаемой продукции пласта, что очень важно для добывающих компаний с точки зрения экономии и конкурентоспособности на сырьевом рынке. Для уменьшения времени СПО применяются многочисленные средства автоматизации и механизации. К числу такого оборудования относится автоматический элеватор, использование которого совместно с комплексом АСП существенно сокращает процесс спуско-подъема.

Глава 1. Обзор и анализ проектируемого оборудования

1.1 Назначение проектируемой конструкции

Автоматический элеватор предназначен для автоматического захвата и освобождении колонны бурильных труб в процессе проведении спуско-подъемных операций с помощью комплекса механизмов типа АСП, а также для подсоединении к нему вертлюга через специальную подвеску в процессе бурении скважины.

1.2 Анализ оборудования

Для автоматизации спускоподъемных операций бурильного инструмента широко применяют автоматы спуска-подъема типа АСП.

В состав комплекса АСП входят автоматический элеватор, механизм захвата свечи, механизм подъема свечи, механизм расстановки свечей, подсвечники и магазины, подвижный центратор и пульт управления.

Автоматический элеватор, подвешенный к талевому блоку, предназначен для подхвата и освобождения колонны бурильных труб при спускоподъемных операциях. Механизм захвата свечи работает при включении с пульта управления, автоматически захватывая свечу и освобождая ее после установки на подсвечник. Этот механизм состоит из захватного устройства и каретки, которая крепится к скобе стрелы механизма расстановки свечей. Механизм подъема свечи (МПС), служащий для подъема и спуска механизма захвата со свечой при ее переносе, представляет собой блок цилиндров двойного действия с рабочим давлением 0,6 -- 0,9 МПа.

Механизм расстановки свечей предназначен для переноса свечи с центра скважины на подсвечник и обратно со скоростью 0,4 м/с. Он состоит из рамы с тележкой, перемещающейся по направляющим, и стрелы. Привод механизма -- от электродвигателей переменного тока мощностью 3,5 кВт каждый. Подсвечник представляет собой металлоконструкцию, разделенную на секции и предназначенную для установки на ней свечей. Для удержания верхних концов свечей в определенном порядке используют магазин, разделенный на секции пальцами. Подвижный центратор перемещается по специальным направляющим канатам и удерживает верхний конец свечи в центре скважины при свинчивании и развинчивании.

Пульт управления всеми механизмами АСП установлен на площадке для обслуживания подсвечника. Пульт имеет сидение для оператора, обогревательное устройство, используемое в холодное время года, и специальное зеркало для наблюдения за работой механизмов и правильной расстановкой верхних концов свечей.

Комплекс механизмов типа АСП обеспечивает:

-совмещение во времени подъема и спуска колонны труб и незагруженного элеватора с операциями установки свечей на подсвечник, выноса ее с подсвечника, а также с развинчиванием или свинчиванием свечи с колонной бурильных труб;

-механизацию установки свечей на подсвечник и вынос их к центру, а также захват или освобождение колонны труб автоматическим элеватором.

Для захвата и поддержания на весу колонны бурильных или обсадных труб при спуско-подъемных операциях используются элеваторы. Бурильные или обсадные трубы захватываются элева тором под нижний торец муфты или замка.

Практикой эксплуатации определены следующие основные требования к конструкциям элеваторов:

1) они должны обеспечивать удобную, надежную и безопасную работу при минимальных затратах времени на одевание их на трубу и снятие с нее;

2)элементы крепления деталей элеватора должны быть предохранены от выпадания в процессе работы;

3)3необходимо, чтобы замковое устройство было надежным и безопасным в работе и обеспечивало автоматическое закрывание элеватора, исключая самопроизвольное открывание как под нагрузкой, так и при снятии нагрузки;

4)конструкция элеватора должна быть такой, чтобы исключалась опасность защемления рук рабочего при открывании и закрывании элеватора;

5)размеры проушин должны обеспечивать свободное одевание и вывод штропов соответствующей грузоподъемности;

6)вес элеватора должен быть минимальным;

7)приспособления для предохранения штропов от выпадания из проушин элеваторов должны быть надежными и удобными в работе.

Комплекс механизмов АСП предназначен для механизации и частичной автоматизации спуско-подъемных операций при бурении скважин.

Комплекс механизмов обеспечивает:

а) совмещение во времени спуска и подъема колонны бурильных труб и ненагруженного элеватора с операциями свинчивания и развинчивания свечей, их установку на подсвечник и вынос к центру скважины;

б) механизацию свинчивания и развинчивания замковых соединений свечей;

в) автоматизацию захвата и освобождения колонны бурильных труб элеватором;

г) механизацию установки свечей на подсвечник и выноса их к центру скважины;

д) механизацию смазки резьбы замковых соединений свечей. Техническая характеристика комплексов механизмов АСП приведена в табл. 1.

Ниже описывается комплекс механизмов АСП.

В комплекс механизмов АСП (рис. 1) входят: кронблок 8 с дополнительным шкивом 9, талевый блок 4 специальной конструкции, механизм подъема свечей 13, механизм захвата свечей 5, механизм расстановки свечей 10, центратор 6 с направляющими канатами, автоматический элеватор 3, подсвечник 11, магазин для размещения свечей 7, механизм для смазки резьбы свечей 12, автоматический буровой ключ 1 и пневматические клинья 2.

Механизм расстановки свечей предназначен для переноса свечей с подсвечника к центру скважины и обратно при выполнении спуско-подъемных операций комплексом механизмов АСП.

Механизм расстановки свечей (рис. 2) состоит из полатей I, тележки 3, стрелы 5 и пульта управления.

В вертикальной плоскости передней панели полатей расположены два швеллера, по которым передвигатеся в горизонтальном направлении тележка на блок-роликах 4 и 6. На концах нижнего швеллера установлены упоры 7, ограничивающие передвижение тележки.

Тележка представляет собой сварную раму, на которой смонтированы стрела и однотипные приводы тележки и стрелы. Приводы состоят из электродвигателя, червячного редуктора, муфты предельного момента, колодочного тормоза и звездочки. Звездочки, вращаясь по неподвижно закрепленным цепям 2, передвигают тележку и стрелу. На одном конце стрелы смонтированы амортизатор и механизм захвата свечи, а на другом -- упор, предохраняющий падение стрелы при монтаже механизма и наладочных работах. Амортизатор служит для смягчения ударов при подводе механизма захвата к свече.

В исходном положении тележка находится посредине полатей, против центра скважины, а стрела полностью задвинута в тележку.

При подъеме бурильного инструмента стрела выдвигается к центру скважины до тех пор, пока механизм захвата не упрется в отвинченную свечу и не захватит ее. Во время упора механизма захвата в свечу муфта предельного момента проскальзывает. После захвата свечи стрела втягивается в тележку до исходного положения. Затем тележка со свечей перемещается до намеченной секции магазина и стрела заводит свечу в магазин и на подсвечник.

При спуске бурильного инструмента операции выполняются в обратном порядке.

Рис.1. Комплекс механизмов АСП

Рис.2. Механизм расстановки свечей.

Механизм подъема свечей предназначен для подъема и спуска свечи, удерживаемой механизмом захвата, при выполнении спуско-подъемных операций комплексом механизмов АСП.

Механизм подъема (рис. 3) состоит из блока пневматических цилиндров 1 двойного действия, подъемного каната 2, вспомогательного цилиндра 4, регулировочного каната 3, воздухопроводов 5 и пульта управления 8.

Подъемный канат одним концом крепится к подвижному штоку пневмоцилиндров, проходит через нижний блок 7 и дополнительный шкив 6 крон-блока и вторым концом крепится к механизму захвата свечей.

При движении поршней пневматических цилиндров под действием сжатого воздуха механизм захвата спускается или поднимается.

Два пневматических цилиндра механизма подъема сблокированы между собой на случай обрыва пневматических шлангов или больших утечек в воздухопроводах.

Механизм захвата свечей предназначен для захвата свечи и удерживания ее на весу во время переноса от центра скважины на подсвечник и обратно, а также для раскрытия кулачков центратора при выносе свечи из центра скважины при выполнении спуско-подъемных операций комплексом механизмов АСП.

Механизм захвата (рис. 4) состоит из двух основных узлов: неподвижной направляющей части 1, которая закреплена на конце стрелы механизма расстановки свечей с помощью оси 6, и подвижной части 5, перемещающейся в неподвижной.

Неподвижная часть представляет собой сварную конструкцию, в которой установлены восемь роликов 8 для перемещения и удержания подвижной части. Для предохранения от бокового смещения подвижной части сверху и снизу в подвижной части установлено по одному ролику 9.

Рис. 3. Механизм подъема свечей

Рис.4.Механизм захвата свечи.

Корпус подвижной части также сварной и по всей своей длине имеет направляющую планку, которая перемещается по роликам неподвижной части. В верхней части корпуса закреплена клиновая головка 2, предназначенная для раскрытия кулачков центратора при выносе свечи с центра скважины. В средней части корпуса закреплена скоба 7, в которой по двум пазам типа «ласточкин хвост» перемещаются клинья 13 со сменными губками 11. В средней части скобы установлен фиксатор 12, предохраняющий от внецентрового захвата губками трубы и захвата ее выше нормального положения. Вверху и внизу корпуса установлены сферические ролики 10 для направления трубы.

Приводной частью механизма является тяга 3, один конец которой соединен двухплечным рычагом с клиньями, а другой -- с подъемным канатом механизмом подъема свечи. Тяга передает движение от механизма подъема клиньями через двухплечный рычаг, а всей подвижной части механизма -- посредством подъемного каната. Копир 4 предназначен для регулирования клиньев. Схема работы механизма захвата показана на рис. 4.

Подвижной центратор предназначен для поддержания верхнего конца свечи при завинчивании и отвинчивании ее, удержания талевого блока от раскачивания при выполнении спуско-подъемных операций комплексом механизма АСП.

Подвижной центратор (рис. 6) состоит из центратора и направляющих канатов, закрепленных на специальной подвеске. Центратор служит для поддержания свечи, а напраляющие канаты -- для направления движения центратора и удержания его в горизонтальном положении.

При подъеме бурильного инструмента талевый блок, подойдя к центратору, раструбом входит в воронку центратора и далее вместе с центратором движется вверх на длину свечи.

Колонна бурильных труб устанавливается на пневматические клинья в роторе, после чего талевый блок вместе с центратором движется вниз. Как только верхний конец свечи войдет в отверстие центратора, последний останавливается на конусных опорах направляющих канатов, а талевый блок продолжает движение вниз по свече.

В это время свеча отвинчивается, а центратор удерживает ее за верхний конец. После отвинчивания свечи механизм захвата берет ее ниже центратора и поднимает. При этом механизм захвата наголовником входит клином в разрез отверстия центратора и утопляет кулачки, а затем выходит со свечей из центратора.

Подсвечник (рис. 7.) предназначен для установки на нем в определенном порядке свечей при подъеме бурильного инструмента и для направления движения свечей при переносе их от центра или

Рис. 7. Подсвечник.

к центру скважины при выполнении спуско-подъемных операций комплексом механизмов АСП.

Подсвечник представляет собой сварную конструкцию, состоящую из двух опор, одинаковых по конструкции, на каждой из которых сверху смонтирована площадка. Площадки разделены бортами

3 на секции, обеспечивающими правильную установку свечей рядами. Каждая секция закрывается дверкой 1. Дверками регулируется очередность заполнения секций свечами. Кронштейны 4 служили для направления движения свечей при переносе их на подсвечник. Амортизатор 2 предназначен для гашения удара свечи о подсвечник. Нижние концы свечей, установленных на подсвечник, подогреваются паром, который подключен к трубам площадок.

Магазин для свечей предназначен для поддержания верхних концов свечей, установленных на подсвечник, и для расстановки их в определенном порядке, необходимом для взятия свечей механизмом захвата, при выполнении спуско-подъемных операций комплексом механизмов АСП.

Комплект состоит из двух магазинов, расположенных на вышке слева и справа относительно скважины. Конструкция магазинов выполнена в виде гребенки, сваренной из труб. В промежутки между пальцами гребенки заводятся верхние концы свечей.

Механизм смазки свечей предназначен для смазки резьб замковых соединений свечей при спуске бурильного инструмента комплексом механизмов АСП.

Механизм (рис. 8) состоит из смазочной камеры 1, выполненной совместно с бачком 2 для смазки, двух специальных форсунок 5 для распиливания смазки, дозатора 12, пневмоцилиндра 6 для перемещения камеры и пульта управления.

Дозатор служит для установления определенной порции смазки, впрыскиваемой в камеры для смазки одного замка. Он представляет собой цилиндр с двумя поршнями, соединенными между собой штоком. В полость с поршнем диаметром 80 мм из бачка 2 через патрубок 9 и клапан 10 поступает смазка, а при подаче воздуха давлением 6--9 кгс/см2 в полость с поршнем диаметром 120 мм смазка из полости диаметром 80 мм под давлением поступает к форсункам через клапан 11 и нагнетательный маслопровод. Обратный ход поршней, при котором смазка поступает в дозатор, осуществляется под действием пружины.

Величина порции масла, впрыскиваемой в камеру, регулируется болтом 13. Дозатор имеет сливную пробку 3, через которую сливается масло при ремонте. Смазочная камера поднимается до упора амортизатора 4 в ниппель замка свечи с помощью пневматического цилиндра 6. Положение камеры фиксируется пальцем 8 в отверстиях кронштейна 7.

Рис.8 Механизм смазки свечей

Автоматический элеватор предназначен для автоматического захватывания и освобождения бурильной колонны при выполнении спуско-подъемных операций комплексом механизмов АСП.

Автоматический элеватор (рис. 9) состоит из силовой группы деталей, воспринимающих нагрузки от веса бурильного инструмента, и группы деталей рычажного механизма, служащего для автоматического захвата и освобождения бурильной колонны. Основными деталями силовой группы являются: корпус 1 и два штропа 2. Штропы присоединяются к проушинам 24 корпуса с помощью пальцев. Штропами элеватор подвешивается на проушины скобы талевого блока, а на проушины 12 подвешиваются обычные штропы для подвески к автоматическому элеватору вертлюга или обычных элеваторов. Проушины 12 снабжены предохранительными пальцами 13, которые на тросиках прикреплены к кольцам 15.

Отверстие в корпусе служит для свободного прохождения бурильных замков и труб, а кулачки 10 -- для подхвата бурильной колонны.

Рычажная система состоит из фланца с патрубком 22, служащего направлением для каретки 3. Каретка шарнирно соединена с четырьмя рычагами 4 и через подвески 9 с тремя кулачками 10. Ролики 7 служат для перемещения каретки по патрубку 22. Вверху рычага 4 имеется ролик 27, а внизу пружина 8, под действием которой все рычаги стремятся сблизиться между собой.

К верхней части патрубка прикреплен копир 19 с четырьмя проушинами 6, в вырезы которых при работе заходят ролики >. Между копиром и кареткой установлена пружина 23, способствующая быстрому опусканию каретки.

Защелки 21 под действием пружин 11 стремятся прижаться к ш-ретке и служат, таким образом, для фиксации каретки в нижнем положении. Открывается и фиксируется защелка в открытом положении с помощью роликов 20 и двух штоков 16, сблокированньх между собой кольцом 14. Штоки фиксируются в верхнем положении поворотом ручек двух запоров 17. Упор 25 служит для фиксации каретки в верхнем положении.

1.2.1 Порядок работы автоматического элеватора

Элеватор с зафиксированной кареткой упором 25 в верхнем положении заводится на трубу. После того как ролики 27 наедут на замо;, упор 25 отводится в исходное положение.

При подъеме бурильного инструмента штоки 16 зафиксированы в верхнем положении, а ручки 26 рычагов 4 повернуты в положена подъема. Во время подъема колонны кулачки 10 находятся в нижнем положении, плотно охватывая тело трубы, и воспринимают вес бурильного инструмента своей верхней торцовой поверхностью (рис. 10, а).

После посадки колонны труб на пневматические клинья талевой блок с автоматическим элеватором спускают вниз по свече. Пи спуске ролики 27 доходят до торца бурильного замка и упираются в него. При этом движение подвижной части элеватора приоса-навливается до тех пор, пока ролики 5 не перестанут упираются в вертикальную поверхность проушины 6.

Затем под весом корпуса элеватора ролики 27 с рычагами 4 разводятся, при этом преодолеваются усилия пружин 8. В таком положении кулачки обеспечивают свободный проход замков труб черз элеватор (рис. 10, б).

Элеватор опускают до тех пор, пока ролики 27 не наедут на замок бурильной трубы, захваченной пневматическими клиньями. Одновременно со спуском элеватора отвинчивается поднятая свеча.

После того как уберут отвинченную свечу, элеватор поднимают. При этом в первый момент происходит подъем ненагруженного элеватора, а затем ролики 27 скатываются с замка и под действием пружины 8 сближаются. Движение каретки и связанных с ней кулачков 10 прекращается, а дальнейший подъем корпуса сближает кулачки, которые плотно охватывают тело трубы (рис. 10, а). После упора кулачков в торец замка бурильная колонна поднимается.

При спуске бурильного инструмента защелки 21 ставят в рабочее положение, освободив штоки 16, а ручки 26 рычагов 4 поворачивают в положение подъема.

Перед спуском очередной свечи в скважину автоматический элеватор находится в крайнем нижнем положении (рис. 41, в), при этом защелки 21 удерживаются в отведенном положении штоками 16. В муфту, выступающей из элеватора свечи, заводится ниппель очередной свечи, и элеватор поднимается (рис. 10, г). Кольцо 14 со штоками 16 в первый момент находится в неподвижном состоянии, а затем подхватываются корпусом и поднимаются вместе с ними. В это время защелки 21 освобождаются и под действием пружин прижимаются к каретке 3. Одновременно с подъемом элеватора установленная свеча свинчивается с колонной.

Как только ролики 27 съезжают с верхнего замка свечи и под действием пружин сближаются, движение подвижной части элеватора приостанавливается, и корпус своим движением вверх сближает кулачки 10. Затем бурильный инструмент приподнимается и освобождается из клиньев. После этого колонна спускается в скважину (рис. 10, д).

В конце спуска колонна садится на пневматические клинья, а элеватор продолжает спускаться. При этом кольцо 14 упирается в головки клиньев, а защелки 21 продолжают спускаться вниз, наезжают роликами на штоки 16 и отводятся в стороны, освобождая каретку. Ролики 27, упираясь в торец замка, останавливают дальнейший спуск каретки с кулачками 10. При дальнейшем спуске корпуса кулачки разводятся в стороны, освобождая трубу (рис. 10, в). Затем ролики накатываются на тело замка трубы. После этого цикл повторяется. Кронблок, талевый блок, автоматический буровой ключ и пневматические клинья, так же применяются в комплексе АСП.

1.2.2 Работа механизмов АСП

Работа механизмов АСП. На рис. 11 показана схема работы механизмов АСП при спуске и подъеме труб.

При спуске труб порядок работы механизмов следующий.

I. Талевый блок находится в крайнем нижнем положении. Клинья удерживают колонну труб. Ключ АКБ находится в исходном положении. Механизм захвата освобождает свечу, находящуюся над центром скважины.

II. Талевый блок поднимается по свече, которая вверху удерживается центратором. Ключ АКБ свинчивает свечу с колонной труб.

Клинья удерживают колонну. Механизм расстановки свечей перемещает захват от центра скважины.

Талевый блок продолжает подниматься и начинает поднимать центратор. Ключ АКБ заканчивает свинчивать свечу с колонной труб. Клинья продолжают удерживать колонну. Механизм расстановки продолжает движение.

Талевый блок находится в крайнем верхнем положении. Элеватор удерживает колонну труб. Клинья подняты. Центратор в верхнем положении. Ключ АКБ находится в исходном положении. Механизм расстановки подводит захват к очередной свече, установленной на подсвечнике.

Талевый блок опускает колонну. Клинья подняты. Центратор опускается. Ключ АКБ в исходном положении. Механизм расстановки начинает перемещать свечу к центру скважины.

Талевый блок продолжает опускать колонну. Клинья подняты. Ключ АКБ находится в исходном положении. Механизм расстановки продолжает перемещать свечу к центру скважины.

Талевый блок находится в крайнем нижнем положении. Клинья удерживают колонну труб. Ключ АКБ находится в исходном положении. Механизм расстановки продолжает перемещать свечу к центру скважины.

При подъеме труб механизмы работают в обратной последовательности.

Рис.11.Работа механизмов АСП.

Предназначен для автоматизации спуско-подъемных операций при бурении на суше и на море. Он устанавливается по желанию заказчика на буровых вышках различных конструктивных исполнений.

Комплекс механизмов механизации и автоматизации спуско-подъемных операций (АСП и КМСП) позволяет механизировать все операции технологического процесса спуско-подъема свечей. Применение механизмов АСП сокращает время спуско-подъемных операций в сравнении с ручной расстановкой на 35--40%. Экономия времени достигается в первую очередь за счет совмещения отдельных операций. Управление комплексом АСП осуществляется одним человеком с пульта управления, который расположен на уровне подсвечника. Большинство узлов комплекса механизмов АСП унифицированы для всех типов буровых установок. Комплекс АСП для морских буровых установок предусматривает установку дополнительного механизма расстановки свечей и промежуточного магазина.

В состав комплекса АСП входят: центратор, механизм расстановки свечей, механизм захвата свечи, механизм подъема, пульт управления, подсвечник и магазин, автоматический универсальный элеватор. Комплексы рассчитаны на работу в комплекте с талевой системой специальной конструкции, автоматическим стационарным буровым ключом типа АКБ или КБГ, пневматическими клиньями, встроенными в ротор.

Сложная конструкция оборудования комплекса АСП, при правильных эксплуатации и обслуживании существенно сократит СПО, кроме того с использованием комплекса снижаются травматизм и опасность для жизни рабочего персонала.

1.3 Основные параметры АЭ-125-3

Техническая характеристика АЭ-125-3

Грузоподъемность т,

не более 160

Диаметры применяемых труб, мм

бурильные

89, 114, 127, 140, 146

утяжеленные

102, 146, 178

Диаметры сменных втулок, мм

160, 200

Габаритные размеры, мм

- длина

915

- ширина

920

- высота

~1550

Глава 2. Расчетная часть

2.1 Расчет конструкции скважины и бурильной колонны

Расчет конструкции скважины табл.1

п.п.

Наименование параметра

Ед.

изм.

Услов.

обозн.

Способ определения

Числ.

знач.

1

2

3

4

5

6

1.

Длина экспл. колонны.

м

По заданию

2300

2.

Диаметр экспл. колонны

мм

По заданию

168

3.

Длина направления

м

По заданию

100

4.

Длина кондуктора

м

По заданию

700

5.

Длина технич. колонны

м

По заданию

1800

6.

Диаметр муфты эксплуат. колонны

мм

Dмэ

[1.табл 1.1]

188

7.

Диаметральный зазор у муфты эксплуат. колонны

мм

[1.табл 1.1]

25

8.

Расчетный диаметр долота под эксплуат. колонну

мм

Dдэр

213

9.

Диаметр долота под эксплуатационную колонну по ГОСТ

мм

Dдэ

[1.табл 1.1]

215.9

10.

Ширина уступа

мм

?

[1.табл 1.1]

10

11.

Внутренний расчетный диаметр технич. колонны

мм

dтр

225.9

12.

Внутренний диаметр технической колонны по ГОСТ 632-80

мм

[1.табл 1.1]

224.5

13.

Наружный диаметр технической колонны

мм

[1.табл 1.1]

244.5

14.

Диаметр муфты технической колонны

мм

Dмт

[1.табл 1.1]

270

15.

Диаметральный зазор у муфты технической колонны

мм

[1.табл 1.1]

25

16.

Расчетный диаметр долота под техническую колонну

мм

Dдтр

295

17.

Диаметр долота под техническую колонну по ГОСТ

мм

Dдт

[1.табл 1.1]

295.3

18.

Внутренний расчетный диаметр кондуктора

мм

dкр

305.3

19.

Внутренний диаметр кондуктора по ГОСТ 632-80

мм

[1.табл 1.1]

303.9

20.

Наружный диаметр кондуктора

мм

[1.табл 1.1]

323.9

21.

Диаметр муфты под кондуктор

мм

Dмк

[1.табл 1.1]

351

22.

Диаметральный зазор у муфты кондуктора

мм

[1.табл 1.1]

40

23.

Расчетный диаметр долота под кондуктор

мм

Dдкр

391

24.

Диаметр долота под кондуктор по ГОСТ

мм

Dдк

[1.табл 1.1]

393.7

25.

Внутренний расчетный диаметр направления

мм

dнр

403.7

26.

Внутренний диаметр направления по ГОСТ 632-80

мм

[1.табл 1.1]

406

27.

Наружный диаметр направления

мм

[1.табл 1.1]

426,0

28.

Диаметр муфты под направление

мм

Dмн

[1.табл 1.1]

451

29.

Диаметральный зазор у муфты направления

мм

[1.табл 1.1]

50

30.

Расчетный диаметр долота под направление

мм

Dднр

501

31.

Диаметр долота под направление по ГОСТ

мм

Dдн

[1.табл 1.1]

490

32.

Вес погонного метра обсадной

трубы:

Н/м

qок.н

[2.табл 7.1]

1061

1.

qок.к

758

1.

1.

1.

qок.т

596

1.

qок.э

422

33.

Вес обсадной колонны:

кН

Qок.н

106

Qок.к

530

Qок.т

1073

Qок.э

1055

Компоновка бурильной колонны табл.2

п.п.

Наименование параметра

Ед.

изм.

Услов.

обозн.

Способ определения

Числ.

знач.

1

2

3

4

5

6

1.

Диаметр УБТ

мм

Dубт.н

[1.табл 1.2]

299

1.

Dубт.к

273

1.

Dубт.т

245

1.

Dубт.э

178

2.

Длина одной трубы УБТ

м

l0

12

3.

Вес погонного метра УБТ

Н

qубт.н

[2.табл 5.3]

4365

1.

qубт.к

4180

1.

qубт.т

3143

1.

qубт.э

1637

4.

Диаметр СБТ

мм

Dсбт.н

[1.табл 1.2]

140

1.

Dсбт.к

140

1.

Dсбт.т

140

1.

Dсбт.э

127

5.

Осевая допускаемая нагрузка на долото

кН

Pд.доп.н

[2.табл 3.1]

500

1.

Pд.доп.к

470

1.

Pд.доп.т

400

1.

Pд.доп.э

250

6.

Рабочая нагрузка на долото

кН

Pд.раб.н

350

1.

Pд.раб.к

329

1.

Pд.раб.т

280

1.

Pд.раб.э

175

7.

Длина УБТ

м

Lубт.н

96

1.

Lубт.к

96

1.

Lубт.т

108

1.

Lубт.э

132

8.

Длина свечи СБТ

м

lсв

25

9.

Длина колонны СБТ

м

Lсбт.н

12.5

1.

Lсбт.к

600

1.

Lсбт.т

1700

1.

Lсбт.э

2375

10.

Вес УБТ

кН

Qубт.н

419

1.

Qубт.к

401

1.

1.

Qубт.т

339.4

1.

Qубт.э

216.1

10.

Вес погонного метра СБТ

Н/м

qcбт.н

[2.табл 5.11]

368

1.

qcбт.к

368

1.

qcбт.т

368

1.

qcбт.э

293

11.

Вес СБТ

кН

Qcбт.н

4.6

1.

Qcбт.к

220

1.

Qcбт.т

625

1.

Qcбт.э

696

12.

Вес бурильной колонны

кН

Qбк.н

423

Qбк.к

622

Qбк.т

965

Qбк.э

912

2.2 Выбор класса буровой установки табл.3

п.п.

Наименование параметра

Ед.

изм.

Услов.

обозн.

Способ определения

Числ.

знач.

1

2

3

4

5

6

1.

Вес в воздухе наиболее тяжелой обсадной колонны

кН

Qок.т

Табл.1

1073

2.

Вес в воздухе наиболее тяжелой бурильной колонны

кН

Qбк.т

Табл.2

965

3.

Допускаемая нагрузка на крюке для обсадной колонны

кН

Qдоп.ок

1234

4.

Допускаемая нагрузка на крюке для бурильной колонны

кН

Qдоп.бк

1930

5.

Выбираем класс буровой установки

-

-

[1.табл 2.1]

класс 4

6.

Тип буровой установки

БУ2500/160 ДГУ

2.3 Расчет пружины рычага автоматического элеватора табл.4

Наименование параметра

едц.

изм.

усл.

обознач

Способ определения

числ. знач.

1

Диаметр прутка пружины

м

d

0,014

2

Средний диаметр витков пружины

м

Dср

0,084

3

Число полных витков пружины

i

7

4

Рабочий ход пружины

м

S

[2,стр 248]

0,025

5

Допускаемое напряжение

МПа

[?]

105

6

Максимальная допустимая нагрузка на пружине

кН

Рmax

0,47

7

Сжатие пружины под нагрузкой 0,1кН

мм

f

15,4

8

Нагрузка, соответствующая рабочему ходу пружины

кН

0,162

9

Мин. сила сжатия пружины

(вес рычага, сжатие упором)

кН

Р1

примем

0,03

10

Сила сжатия пружины без действия нагрузки со стороны упертого рычага

кН

Р1

примем

0,02

11

Сила сжатия пружины в конце ее хода

Кн

Р2

Р1 + ?Р

0,192

Р1=0,02Кн < Рmax=0,47Кн

Р2=0,192 Кн < Рmax=0,47Кн

Условие выполнено

Вывод: Согласно проведенному расчету, можем заключить, что сжимающие нагрузки не превосходят максимальной нагрузки

Рис. 13 Расчетная схема силового эпюра нагрузки пружины.

Глава 3. Технологическая часть

3.1 Подготовка оборудования к эксплуатации

Оборудование - совокупность механизмов, машин, устройств, приборов, необходимых для выполнения работы, производства.

Парк оборудования формируют в два этапа. На первом - выбирают необходимые виды оборудования, на втором - определяют их потребность.

Первый этап. Виды оборудования выбирают на основе их технических возможностей, экономических показателей использования и рациональных областей применения. Техническую возможность использования различных видов оборудования для выполнения того или иного вида работ в конкретных условиях организации определяют их конструктивными свойствами и параметрами, которые должны соответствовать характеру и требованиям производства работ. При наличии нескольких видов или типов оборудования, техническая характеристика которых позволяет использовать их для данного вида работ, выбор производят исходя из получения наибольшего экономического эффекта.

Выбор специального оборудования для производства планируемых работ не представляет сложности, так как область его применения строго ограничена назначением.

Второй этап. Потребность предприятий в различных видах оборудования при годовом и оперативном планировании определяют методом прямого счета, а при перспективном планировании на основе укрупненных данных о рациональной потребности этих предприятий в оборудовании на 1 млн руб. сметной стоимости работ, выполненных собственными силами за предыдущие годы.

Метод прямого смета позволяет установить для каждого предприятия структуру парка оборудования с учетом конкретных особенностей, условий и объемов выполняемых работ. При определении этим методом потребности предприятий в оборудовании учитывают весь объем планируемых работ, их конкретные особенности и возможные сроки выполнения, наиболее эффективные способы производства каждой работы, рациональную последовательность и совмещение их выполнения во времени, а также данные о рациональном применении того или другого типа или марки оборудования.

Годовую потребность в основном оборудовании при этом методе устанавливают в два этапа. На первом этапе рассчитывают потребное количество оборудования, необходимое для выполнения планируемых работ при ритмичном его использовании, а на втором - уточняют установленную на первом этапе расчета потребность в оборудовании.

3.1.1 Транспортировка оборудования

Транспортируется оборудование от изготовителя или фирмы-дилера к потребителю, с объекта на объект, к месту ремонта, технического обслуживания или хранения. При необходимости разрабатывается соответствующий проект.

В зависимости от конструктивных особенностей, массы и размеров оборудования, заданных расстояния и сроков, состояния дорог и других условий транспортирование может производиться собственным ходом, на буксире, грузовом автомобиле, прицепе-тяжеловозе, железнодорожным, водным и воздушным транспортом. По железным дорогам, водным и воздушным транспортом оборудование перевозится в соответствии с правилами, действующими на этих видах транспорта.

В соответствии с требованиями изготовителя, содержащимися в руководстве по эксплуатации, и с учетом условий транспортирования оборудования на данном предприятии и местных условий главный инженер (главный механик) эксплуатирующего предприятия устанавливает способ транспортирования конкретного вида оборудования. В каждом конкретном случае при выборе способа транспортирования оборудования составляется технико-экономическое обоснование, в котором учитываются необходимое время прибытия его на объект, стоимость перевозки различными видами транспорта, состояние и специфика существующих транспортных сетей, возможные потери от простоев и ряд других факторов. Например, при устранении последствий природных и техногенных катастроф, связанных со спасением жизни людей, пренебрегают экономическими факторами, доставляя требуемые механизмы воздушным транспортом, а для создания запасов на зимний и последующие периоды в северных районах завоз оборудования целесообразно производить водным транспортом.

Перемещение своим ходом связано со значительными затратами ресурсов машин, поэтому расстояние ограничено за исключением автомобилей. Перед началом движения выполняют цикл работ по технике безопасности. Перечень этих работ зависит от типа машины. Гусеничные машины могут перемещаться собственным ходом только в порядке исключения вне дорог общего назначения на расстояние до 15 км. При перевозке их на большие расстояния применяют грузовые машины и прицепы-тяжеловозы.

Транспортирование оборудования собственным ходом, на буксире, грузовых автомобилях и прицепах-тяжеловозах по улицам населенных пунктов и дорогам должно осуществляться в соответствии с Правилами дорожного движения. Перед транспортированием ответственное лицо намечает маршрут движения, при необходимости согласовывая порядок движения негабаритного груза с дорожно-эксплуатационными, коммунальными организациями, ГИБДД и Госэнергонадзором. Транспортировать собственным ходом разрешается только исправные машины, поэтому предварительно проводят их внеочередное техническое обслуживание в целях устранения дефектов и выполнения смазывания сборочных единиц ходового оборудования и органов управления. Прицепные машины, не снабженные тормозами, можно транспортировать только с помощью жесткой сцепки (буксира).

При транспортировании оборудования на прицепах-тяжеловозах необходимо использовать второй автомобиль, осуществляющий дополнительное торможение на крутых спусках и оказывающий помощь при буксировании на крутых подъемах. Перевозка оборудования на буксире и прицепах-тяжеловозах при гололеде и других неблагоприятных дорожных условиях запрещается. Погруженное оборудование затормаживают и надежно закрепляют с помощью ограничительных брусьев, клиньев, распоров, растяжек и стальной проволоки. При выборе марки тягача учитывают рельеф местности, состояние дорог и т.п.

Перевозка по железной дороге осуществляется на расстояние более 150 км. При расчетах времени, затрачиваемого на перевозку оборудования по железной дороге, исходят из того, что на доставку на расстояние до 200 км, включая погрузку и разгрузку, необходимы одни сутки плюс 0,5 сут на каждые последующие 100 км.

Для предназначенного к транспортированию оборудования подбирают платформы соответствующих габаритных размеров и грузоподъемности, рассчитывают крепление и организуют их от-36 правку в составе поезда, следующего к месту назначения. При подготовке машин к транспортированию их открытые поверхности покрывают антикоррозионной смазкой, из систем питания, охлаждения и гидросистем удаляют соответствующие жидкости, двери кабин пломбируют, а стекла прикрывают деревянными или металлическими щитами, давление в шинах доводят до номинального, включают механические тормоза и стопорные приспособления, ценное оборудование и инструменты снимают и упаковывают отдельно.

Габаритные размеры оборудования, транспортируемого по железной дороге, должны соответствовать действующим правилам эксплуатации железных дорог РФ, т.е. установленное на железнодорожной платформе оборудование должно вписываться в поперечный и высотный железнодорожные габариты. В противном случае оборудование разбирают. Под габаритом погрузки (ГП) подразумевают предельный контур, в который должен вписываться размещенный на открытых платформах груз при прохождении поезда на прямом горизонтальном отрезке пути. Этот контур представляет собой прямоугольник шириной 3250 мм и высотой 4000 мм, в верхней части которого размещена

трапеция с длиной большего основания, равной ширине прямоугольника, с меньшим основанием, равным 1240 мм, и высотой 1300 мм. Таким образом, общая высота габарита погрузки от уровня верхней головки рельсов составляет 5300 мм. Оборудование, не вписывающееся в указанный габарит погрузки, перемещают по железной дороге без разборки только по специальному разрешению.

При размещении оборудования на платформе необходимо соблюдать равномерность нагрузки на рессоры вагонов. Допускается смешение центра массы оборудования по отношению к продольной оси платформы не более чем на 0,1 м. На двухосной платформе предельно допустимая высота центра тяжести оборудования массой до 15 т составляет 1,7 м, а оборудования массой 20 т - 1,6 м; на четырехосной платформе у оборудования массой до 35 т - 1,8 м; до 40 т - 1,7 м, а более 40 т - 1,5 м. Масса оборудования при установке на платформе должна распределяться по ее оси равномерно. Разница в осевой нагрузке допустима не более 4 т на двухосной платформе и 10 т - на четырехосной.

Для длинномерных грузов, установленных на сцепках платформ, необходима проверка возможности прохождения их по участкам железнодорожных путей с искривленным профилем.

Схему размещения и крепления более тяжелого оборудования разрабатывает предприятие, являющееся владельцем оборудования, в соответствии с техническими условиями и согласовывает с представителями железной дороги. Закрепляют оборудование на платформе клиньями, поводками и растяжками, рассчитанными по максимальным сдвигающим оборудование силам. Под каждое колесо машины устанавливают дополнительные подкладки длиной, равной не менее 2,5 диаметра колеса, и сечением не менее 50x200 мм. С внутренней или наружной стороны каждого колеса устанавливают также продольные или поперечные бруски. Растяжек, изготовленных из мягкой отожженной стальной проволоки диаметром 3,5...6 мм, должно быть не менее четырех. Точные их число и состав указываются в руководстве по эксплуатации каждого вида оборудования, если же эти данные не приведены, требуемую прочность растяжек рассчитывают.

Погрузка оборудования на железнодорожные платформы осуществляется либо с погрузочных площадок, либо грузоподъемными машинами.

Транспортирование водным путем производится тогда, когда объекты располагаются близко к берегам рек или водоемов. Это наиболее экономичный способ перевозки. Он выполняется в соответствии с Правилами перевозки грузов, буксировки плотов и судов речным транспортом. Грузят оборудование на суда собственным ходом с пристаней для погрузочно-разгрузочных работ или грузоподъемными механизмами. Для транспортирования используют баржи, паромы или понтоны. Крепится оборудование на судне так же, как на железнодорожной платформе.

Транспортирование техники по воздуху, обеспечивающее высокие скорости перевозок и в ряде случаев являющееся единственно возможным способом ее доставки, осуществляется в соответствии с Правилами перевозки пассажиров, багажа и груза по воздушным линиям РФ вертолетами грузоподъемностью до 40 т и самолетами грузоподъемностью до 80 т с размерами грузового трюма 4x4x20 м. При применении надежной подвески вертолеты и дирижабли могут транспортировать оборудование любых габаритных размеров без демонтажа. Для транспортирования оборудования в заболоченные районы используют грузовые платформы на воздушной подушке грузоподъемностью в несколько десятков тонн.

Выбор способа транспортирования зависит от расстояния, срочности, особенностей конструкции, массы, габаритов, состояния дорог и др. Наиболее рациональным является тот, который применительно к конкретным условиям перевозок обеспечивает лучшую сохранность оборудования, меньшую продолжительность транспортирования и наименьшие затраты средств.

3.2 Анализ эффективности работы оборудования

Эффективное использование оборудования обеспечивается его высокой технической готовностью и хорошей организацией производства механизированных работ. При этом должны обеспечиваться требуемое качество, высокая производительность и экономичность работы оборудования на режимах, не вызывающих его перегрузки и повышенного износа, а также нормальные условия труда обслуживающего персонала.

Анализ эффективности использования оборудования охватывает вопросы, связанные с выявлением использования оборудования по времени и исполнения его годовых режимов работы, а также выработки и себестоимости эксплуатации оборудования.

Анализ использования оборудования по времени и исполнения его годовых режимов работы проводят на основании данных квартального или годового отчета по использованию оборудования, составляемого предприятием, а также нормативного или планового режимов работы оборудования. Различают анализ использования оборудования по его группам и по всему парку.

Анализ использования отдельных групп оборудования позволяет установить фактическую степень их использования за отчетный период. Для этого на основе данных отчета выявляют следующие показатели: среднесписочное количество единиц оборудования Nc, фактическое среднегодовое число дней работы фактическое среднесуточное рабочее время оборудования ?ф (ч); фактический коэффициент сменности Ксмф, фактическое среднегодовое число часов работы оборудования Тф,, показатели выполнения годового режима работы К, (%) и использования оборудования по времени Кч (%), коэффициент использования календарного времени Кк.

После определения показателей использования оборудования сопоставляют плановые и фактические данные и делают заключение об использовании оборудования по времени.

Анализ использования оборудования по времени в целом по всему парку позволяет получать обобщающие показатели и проводить сравнительную оценку использования всего парка оборудования При анализе используют следующие нормативные и фактические средние арифметически взвешенные показатели: среднесписочное обезличенное количество единиц оборудования, число дней и часов работы одной обезличенной единицы оборудования в году и в сутки, а также показатели выполнения годового режима, использования по времени и использования календарного времени одной обезличенной единицы оборудования.

обезличенной единицы оборудования исчисляют по данным отчета.

После выявления усредненных показателей использования оборудования сопоставляют плановые и фактические показатели и делают заключение об использовании всего парка оборудования по времени.

Анализ выработки оборудования позволяет выявить выполнение плановых норм выработки, а также сравнить выработку оборудования предприятия со средней выработкой оборудования по нефтегазодобывающему обществу и сделать необходимые выводы.

Анализ себестоимости эксплуатации оборудования ведется на основании данных отчета о выполнении себестоимости эксплуатации оборудования по статьям прямых затрат. Недостаток такого анализа в том, что он не выявляет стоимость эксплуатации отдельных групп оборудования и каждой единицы оборудования в отдельности. Это может быть устранено организацией постатейного учета затрат по отдельным группам и каждой единице оборудования в отдельности, а также составлением отчетных калькуляций себестоимости их эксплуатации.

Предприятия, имеющие оборудование на балансе (владельцы оборудования) и получившие во временное пользование, должны обеспечить его эффективную работу в соответствии с назначением при оптимальных затратах труда, топлива, электроэнергии, запасных частей, рабочих жидкостей, смазочных и других материалов за счет прогрессивной организации труда, применения передовых технологий, безопасных способов транспортирования, качественного и своевременного технического обслуживания и ремонта, а также обеспечения сохранности.

Расчет эффективности оборудования для бурения скважин и нефтегазодобычи в условиях рыночной экономики проводят на основе себестоимости единицы продукции, которая учитывается для определения прибыли от выполненных работ.

Сметные расценки на эксплуатацию оборудования включают следующие статьи затрат, руб/маш.-ч:

С маш = А + Р + Б + 3 + Э + С+Г+П,

где А - амортизационные отчисления на полное восстановление; Р - затраты на выполнение всех видов ремонта, диагностирование и техническое обслуживание; Б - затраты на замену быстроизнашивающихся частей; 3 ~ зарплата рабочих, управляющих оборудованием (машинистов, водителей); Э - затраты на энергоносители; С - затраты на смазочные материалы; Г - затраты на рабочие и охлаждающие жидкости; Я - затраты на перебазировку оборудования с одного объекта на другой, включая монтаж оборудования с выполнением пусконаладочных операций, демонтаж (в случае необходимости), транспортировку и погрузочно-разгрузочные операции.

Себестоимость единицы продукции определяется делением сметных расценок эксплуатации оборудования на производственную норму выработки, либо на часовую эксплуатационную производительность конкретного оборудования.

Для увеличения прибыли от эксплуатации оборудования себестоимость единицы продукции должна стремиться к минимуму, что обеспечивается повышением часовой эксплуатационной производительности или сокращением эксплуатационных затрат. Расчеты показывают, что в составе эксплуатационных затрат самую большую долю (40-60 %) составляют затраты на топливо. Далее по удельному весу в составе эксплуатационных затрат в зависимости от вида оборудования могут идти затраты на ремонт, диагностирование и техническое обслуживание, оплату труда операторов, машинистов и водителей или амортизационные отчисления.

Способы снижения затрат на ТО и ремонт в значительной мере определяются уровнем надежности оборудования и качеством сервисных работ. Оплата труда является социально значимым фактором, от которого зависят отчисления в фонды социального страхования и накладные расходы предприятия, поэтому эту статью нельзя рассматривать с точки зрения снижения эксплуатационных расходов. Амортизационные отчисления определяются нормативами.

3.3 Причины отказов оборудования

Несмотря на многообразие функционально и конструктивно отличающихся видов оборудования для бурения сква-чжин и нефтегазодобычи по условиям эксплуатации следует различать две основные группы оборудования: наземное и скважин-ное. Большинство видов наземного оборудования эксплуатируется на открытом воздухе, поэтому они подвергаются внешним климатическим воздействиям. Климатические условия весьма разнообразны. В северных районах температура воздуха в зимний период снижается до минус 50 °С, а иногда и до минус 60 °С. В южных районах температура воздуха в летний период достигает плюс 50 °С. Климатические условия влияют на тепловой режим работы оборудования, коррозионную активность окружающей среды, трудоемкость и качество технического обслуживания и ремонта.

При эксплуатации в условиях низких температур возникает опасность разрушения металлоконструкций, вызванная повышением хрупкости материалов, выхода из строя устройств для осушения сжатого воздуха и удаления жидкого конденсата, систем управления. В результате преждевременного разрушения или изменения свойств материалов уплотнений и шлангов нарушается работа систем смазки, что вызывает возрастание сил трения и интенсивный износ деталей и механизмов.




Подобные документы

  • Геологические условия бурения. Расчет плотности растворов. Выбор конструкции скважины и способа бурения, гидравлической программы бурения скважины. Выбор типа промывочной жидкости. Расчет обсадных колонн на прочность. Характеристика бурильной установки.

    курсовая работа [74,5 K], добавлен 20.01.2016

  • Исследование схемы стандартной буровой установки. Описание оборудования, предназначенного для подъема и спуска бурильной колонны и обсадных труб в скважину, удержания колонны на весу во время бурения. Разрушение горной породы. Вынос породы из скважины.

    лекция [201,3 K], добавлен 28.11.2014

  • Подбор оборудования и выбор узлов насосный центробежной установки для эксплуатации скважины месторождения. Проверка диаметрального габарита погружного оборудования, параметров трансформатора и станции управления. Описание конструкции электродвигателя.

    курсовая работа [879,9 K], добавлен 24.06.2011

  • Стратиграфический разрез скважины, ее нефте-, водо- и газоносность. Выбор и расчет конструкции и профиля наклонно-направленной скважины. Подготовка буровой установки к креплению нефтяных скважин. Показатели работы долот и режимы бурения скважины.

    курсовая работа [538,3 K], добавлен 12.03.2013

  • Характеристика буровой установки. Расчет конструкции скважины и цементирования эксплуатационной колонны. Выбор и обоснование способа и режимов бурения. Технология вскрытия и освоения водоносного пласта. Разработка мероприятий по увеличению его водоотдачи.

    курсовая работа [527,7 K], добавлен 30.05.2015

  • Правила выбора места заложения скважины. Расчет режимов бурения. Требования к качеству воды. Обоснование компоновок бурового снаряда. Технология вскрытия и освоения водоносного горизонта. Разработка технологии цементирования эксплуатационной колонны.

    курсовая работа [1,7 M], добавлен 15.02.2013

  • Нефтепоисковые работы на территории Татарстана. Цикл строительства скважины. Типовая схема размещения оборудования, инструмента, запасных частей и материалов на буровой. Выбор породоразрушающих инструментов. Состав бурильной колоны и забойные двигатели.

    отчет по практике [1,8 M], добавлен 01.12.2010

  • Ознакомление с основными сведениями о районе буровых работ и геологическом строении Песчаной площади. Проектирование конструкции скважины. Выбор оборудования буровой установки, породоразрушающего инструмента, технологии бурения и цементирования.

    дипломная работа [109,9 K], добавлен 07.09.2010

  • Общая схема установки погружного электроцентробежного насоса. Описание принципов работы газосепаратора, гидрозащиты и погружного электродвигателя. Подбор оборудования и выбор узлов установки для данной скважины. Проверка параметров трансформатора.

    курсовая работа [1,8 M], добавлен 06.10.2015

  • Выбор буровой установки. Расчет количества раствора для бурения скважины. Схема установки штангового скважинного насоса и глубины погружения. Определение необходимой мощности и типа электродвигателя для станка-качалки и числа качаний плунжера в минуту.

    курсовая работа [1,2 M], добавлен 08.03.2015