Определение параметров буровой вышки
Определение параметров буровой вышки
По заданному значению глубины скважины L и рассчитанному значению максимальной грузоподъемности Qкрmax,кН определить параметры буровой вышки. Схема к расчету представлена на рисунке 4.
Определение вертикальной нагрузки на вышку
Вертикальная нагрузка на вышку QВ, МН
QB =(Qкр MAX +qТС )КД+РХКНАИБ ⋅КД +РНК ⋅КД +Gкронбл+GКАН , | ||
где qтс | - | вес подвижной части талевой системы, кН. |
qтс= 0,06 ּ Qкр мах | ||
КД | - | коэффициент динамичности, КД=1,25; |
Рхк наиб | - | наибольшее натяжение ходового конца каната при | ||||
подъеме колонны, кН | ||||||
Р | хкнаиб | = | Qкр max +qтс | , | ||
iтс ⋅ηтс | ||||||
Iтс | - | число подвижных струн талевой системы. Выбирается в | ||||
зависимости от грузоподъемности буровой установки по | ||||||
таблице 1. | ||||||
ηтс | - | к.п.д. талевой системы, ηтс=0,825 [2]. | ||||
РНК | - | натяжение неподвижного конца каната при подъеме | ||||
колонны, кН |
РНК= 0,82 ⋅ РХКНАИБ, | ||
Gкронбл | - | нагрузка от массы кронблока, Gкронбл=0,05 МН; |
Gкан | - | нагрузка от массы каната, Gкан=0,02 МН. |
Определение полезной высоты вышки
Полезная высота вышки НП, м
НП=hб+ДШ+hК+lСВ+hТ, | |
где hб | - запас высоты на переподъем, безопасное расстояние между |
верхним торцом талевого блока и нижней плоскостью | |
кронблока, hб =3…6 м; | |
ДШ | - диаметр шкива талевой системы, м |
ДШ = 37·dк, | |
dк | - диаметр талевого каната, м. Диаметр талевого каната |
определяется исходя из разрывного усилия Рр , кН | |
Рр =Рхкнаиб.⋅S, | |
S | - коэффициент запаса прочности, S = 3,0. |
По таблице 2 выбирается диаметр талевого каната dк = …..., марки……
hК | - | высота крюка, штропов, hК = 2,0…4,0 м; |
lСВ | - | длина свечи, м, выбирается по таблице 3. |
hТ | - | расстояние по вертикали от пола буровой до торца замка |
подвешенной свечи, hТ =1,2…1,75 м. |
Таблица 3 – Длины свеч, применяемые в зависимости от наибольшей нагрузке на крюке
Qкр мах | 0,5 | 0,8 | 1,25 | 1,6 | 2,0 | 3,0 | 4,0 | ||||||
lСВ | |||||||||||||
2.1.3 Определение полной высоты вышки | |||||||||||||
Полная высота вышки Н, м | |||||||||||||
Н=НП+hO+hКОЗ, | |||||||||||||
hО | - расстояние от пола буровой до опорного башмака вышки, | ||||||||||||
hО = 0…6 м; | |||||||||||||
hКОЗ | - расстояние | между | нижней | плоскостью | кронблока | и |
верхом козел вышек, hКОЗ =4,5…5,7 м;
Определение высоты расположения балконов
Высота расположения нижней полости балкона для верхового | |||
рабочего НР, м: | |||
- для вышек мачтового типа | |||
НР= (lСВ·cos α)+ hПОДСВ. - hПЛ+ hО, | |||
где | α | - | угол наклона свечи к оси вышки, α=1,5…3°; |
hПОДСВ | - | высота подсвечника над уровнем пола буровой: при | |
работе с АСП hПОДСВ = 1,7…2,6 м; при работе без АСП | |||
hПОДСВ = 0,3…0,4 м; |
hПЛ - отметка пола площадки верхового рабочего от верхасвечи, установленной за палец, hПЛ =1,2…2,4 м;
-для вышек башенного типа в случае выбора двух балконов следует НР определять для двух длин свеч (lСВmax и lСВmin) [2].
Высота расположения первого балкона НРВ, м
НРВ= (lСВmax·cos α)+ hПОДСВ. - hПЛ+ hО, | ||
где lСВmax | - | максимальная длина свечи, м. |
Высота расположения второго балкона НРН, м | ||
НРН=(lСВmin·cos α)+ hПОДСВ.- hПЛ+ hО, | ||
lСВmin | - | минимальная длина свечи, м. |
Определение нагрузок, действующих на вышку
ГЛАВА 1. ОБЗОР ОСНОВНЫХ НАПРАВЛЕНИЙ
РАЗВИТИЯ КОНСТРУКЦИЙ БУРОВЫХ УСТАНОВОК
И АНАЛИЗ ИССЛЕДОВАНИЙ, ПРОВОДИМЫХ В ОБЛАСТИ
ИХ ПРОЕКТИРОВАНИЯ
Буровых установок
Эффективность строительства нефтяных и газовых скважин, в основном, зависит от совершенства применяемых буровых установок. Как отмечается вработе [22], одним из существенных факторов, влияющих на показатели бурения, является уровень буровой техники, т.е. эксплуатационно-технические показатели, в том числе производительность, долговечность, монтажные качества и транспортабельность бурового оборудования и, в первую очередь, буровых установок.Повышение технического уровня буровой установки, обусловливающее рост производительности всего комплекса работ по строительству скважин, восновном определяется конструктивными решениями на стадии проектирования. При этом первостепенное значение приобретают проблемы стоимости, надежности, производительности и затрат на эксплуатацию буровых установок. Решение этих проблем требует от конструктора не только использования прогрессивных материалов, и более технически совершенных систем, узлов и механизмов, но и перехода от традиционных методов проектирования к автоматизированным, основанным на широком применении САПР и математических моделей разрабатываемых конструкций.Буровая установка представляет собой комплекс узлов и механизмов функционально взаимосвязанных.
В состав буровой установки входят следующие комплексы [64,65]:
- для бурения и работ с трубами;
- для ведения спуско-подъемных операций;
- для наземной и скважинной циркуляции раствора;
- для подготовки и распределения воздуха;
- для энерго (электро) снабжения;
- для водо-паро снабжения и обогрева;
- для предупреждения и контроля выброса из скважины;
- для управления и контроля процессов бурения;
- для заканчивания скважин;
- для обеспечения охраны окружающей среды;
- для транспортировки и монтажа оборудования;
- для ведения ремонтных и погрузочно-разгрузочных работ;
- для соцкультбыта;
Таким образом, современная буровая установка со всеми своими комплексами представляет сложный производственный объект для выполнения работ в полевых условиях в практически любой погодно-климатической обстановке. При этом буровое оборудование должно обеспечивать строительство скважины с высокими технико-экономическими показателями, определяемыми, в основном, конструктивно заложенной в нем технической характеристикой.
Основными производителями буровой техники в России являются Уральский завод тяжелого машиностроения - «Уралмаш» и Волгоградский завод буровой техники - ВЗБТ. Тенденции развития и совершенствования буровой техники рассмотрим на примере ВЗБТ.
ВЗБТ проектирует и выпускает установки, предназначенные для бурения разведочных и эксплуатационных скважин на нефть, газ и другие жидкие и газообразные полезные ископаемые в электрифицированных и не электрифицированных районах роторным способом и забойными двигателями (турбобуры, винтовые двигатели, электробуры). На рис. 1.1 прослеживается постоянный рост грузоподъемности изготавливаемых заводом буровых установок, обусловленный требованиями буровых предприятий. Соответственно растет и энерговооруженность установок, необходимая для привода основных агрегатов — лебедки, насосов, ротора. Это дает возможность увеличить мощность на приводном валу лебедки, на столе ротора, повысить производительность и давление буровых насосов.
Сам привод также меняется: если в 50-х годах он в подавляющем числе случаев был групповым, то уже с начала 80-х групповой привод вытесняется индивидуальным ввиду неоспоримых преимуществ последнего. Дизель-гидравлический привод уступает место электрическому (для не электрифицированных районов - дизель-электрическому). При этом с конца 80-х годов в сотрудничестве с институтом ВНИИэлектропривод для буровых установок разрабатывается и начинает применяться привод, включающий электродвигатели постоянного тока и использующий тиристорные преобразователи. Это дает возможность значительно упростить кинематическую схему трансмиссии за счет уменьшения количества передач и существенно облегчает работу бурильщика.
Монтажеспособность и способ транспортирования буровых установок с одной точки бурения на другую диктуются, в основном, требованиями эксплуатационников
Определение параметров буровой вышки
По заданному значению глубины скважины L и рассчитанному значению максимальной грузоподъемности Qкрmax,кН определить параметры буровой вышки. Схема к расчету представлена на рисунке 4.