Вход

Трубы гладкие с треугольной резьбой

Курсовая работа
Код 100061
Дата создания 19.02.2016
Страниц 25
Источников 5
Файлы будут доступны для скачивания в личном кабинете после оплаты.
1 352руб.
КУПИТЬ

Содержание

ОГЛАВЛЕНИЕ ВВЕДЕНИЕ 2 1. НАСОСНО-КОМПРЕССОРНЫЕ ТРУБЫ: ТИПЫ, ТРЕБОВАНИЯ К ЭКСПЛУАТАЦИИ, ТЕХНИКА БЕЗОПАСНОСТИ, ОСОБЕННОСТИ ПРИМЕНЕНИЯ 3 2. РАСЧЁТ ГЛАДКИХ НАСОСНО-КОМПРЕССОРНЫХ ТРУБ С ТРЕУГОЛЬНОЙ РЕЗЬБОЙ ПРИ ФОНТАННО-КОМПРЕССОРНОЙ ЭКСПЛУАТАЦИИ СКВАЖИН 8 ЗАКЛЮЧЕНИЕ 24 СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННЫХ ИСТОЧНИКОВ 25 Содержание

Фрагмент работы для ознакомления

НКТ считаются надёжными, если соблюдается условие: Рвн >Рф.Надёжность рассчитываемых гладких труб с треугольной резьбой определим при условии, что плотность добываемой жидкости составляет 850 кг/м3, соответственно давление буферизации составит 0,5 МПа.Для трубы с толщиной стенки 5,5 мм фактическое внутреннее давление составит (по формуле 3.10):Таким образом, гладкие насосно-компрессорные трубы с треугольной резьбой, толщина стенки которых равна 5,5 мм, являются надёжными, так как выполняется условие: .Для трубы с толщиной стенки 7 мм фактическое внутреннее давление составит (по формуле 2.10):Таким образом, гладкие насосно-компрессорные трубы с треугольной резьбой, толщина стенки которых равна 7 мм, так же являются надёжными, так как выполняется условие: .Расчет бурильных труб при роторном буренииБурение до проектной глубины 2690 м будет осуществляться с применением бурильных труб 114 диаметра.Расчет переменных напряжений изгиба (в Па) (2.11)где E=Па – модуль упругости материала бурильных труб;I=531,8 – осевой момент сопротивления;f – стрела прогиба, м;мм, мм;L – длинаполуволы,м - угловая скорость вращения бурильных труб, m1=23,5 кг/м – масса 1 метра трубы; см3 – осевой момент инерции.Па = 5.786 МПа.Определение коэффициента запаса прочности >1,9 что допустимо.Расчет выбранной бурильной колонны на статическую прочность (2.12)где k - коэффициент, k = 1,15; Qб.т. - вес бурильных труб данной секции, Н; Qy6т - вес утяжеленных бурильных труб, Н; рр, рм - плотность бурового раствора и материала бурильных труб соответственно, кг/м3; р0 - перепад давления на долоте, Па; Fк - площадь сечения канала трубы, м2; Fтp - площадь сечения трубы, м2.МПа.Определение касательных напряженийМощность на вращение бурильной колонны: (2.13)где L - длина колонны, м; dB - наружный диаметр бурильных труб, м; n - частота вращения, об/мин; - удельный вес раствора, Н/м3кВт.Мощность на вращение долота: (2.14)где С - коэффициент, зависящий от крепости породы, для мягких пород для средних пород С = 2,3;Dд - диаметр долота, м; Рд - осевая нагрузка, Н.кВт.Определение крутящего момента:Н·м.Определение полярного момента сопротивления:м3где D, d - наружный и внутренний диаметры трубсоответствено, м.Тогда:МПаРасчет коэффициента запаса прочности при совместном действии нормальных и касательных напряжений>1.4 расчет произведен верно.Расчет отвесной компоновки КНБК при роторном буренииБурение до-2690 мТаблица 2Параметры для расчета отвесной компоновки КНБК при роторном бурении№Параметры УБТНаружный диаметр, ммВнутренний диаметр, ммВес, Н/м114675977213364838Определение длины жесткого наддолотного участка: примем l1=9,7 м.Определение длины сжатой части:м.Определение осевой критической нагрузки:кН (2.15)где E– модуль продольной упругости стали, Н/м2; I – осевой момент инерции сечения трубы, м4; q – вес 1 см длины УБТ, МН/м.Так как Рд>Pкр необходимо в интервалах, где будет наблюдаться искривление ствола скважины, осевую нагрузку уменьшить до критической.Определение длины растянутой части:м.В итоге длина отвесной компоновки будет составлять:м.Расчет эксплуатационной колонныПо плотности жидкости за колонной:МПа,где z – координата глубины по вертикали, м.При цементировании на момент окончания продавливания цементного раствора:МПа,где h – глубина цемента за колонной; - плотность цементного раствора.На глубине 1810 м в кровле продуктивного пласта:МПа.В интервале продуктивного пласта.Давление у кровли:МПа.Давление у подошвы:МПа.Так как толщина проницаемого пласта не превышает 200 м – принимаем наружное давление постоянным и равным среднему арифметическому.МПа.Наружное избыточное давление:, (2.16)где h – глубина до уровня цемента в скважине за колонной;, - плотность в колонне и бурового раствора за колонной;k – коэффициент разгрузки.= 31,1 МПа.Следовательно, можно использовать колонну с группой прочности Д с толщиной стенки 10,7 мм.Внутреннее избыточное давление:, (2.17)где Нпл – глубина кровли пласта с давлением рпл; - плотность нефти или плотность пластового флюида.МПа;МПа;МПа;МПа;Окончательно принимаем колонну с группой прочности Д.ЗАКЛЮЧЕНИЕБыл произведён расчет гладких насосно-компрессорных труб с треугольной резьбой, наружный диаметр которых составляет 73 мм. Для трубы с толщиной стенки 5,5 мм были получены следующие результаты:страгивающая нагрузка на резьбовое соединение равна 264 233 Н;предельная нагрузка на тело трубы составляет 322 363 Н;допустимая глубина спуска данной трубы составляет 2770 м; внутреннее давление в трубе составляет 38,17 МПа;фактическое внутреннее давление составляет 23,57 МПа. Для трубы с толщиной стенки 7 мм были получены следующие результаты:страгивающая нагрузка на резьбовое соединение равна 358 872 Н;предельная нагрузка на тело трубы составляет 430 646 Н;допустимая глубина спуска данной трубы составляет 3004 м;внутреннее давление в трубе составит 48,5 МПа;фактическое внутреннее давление составляет 25,52 МПа. Надёжными считаются насосно-компрессорные трубы фактическое внутреннее давление меньше расчётного внутреннего.Таким образом, в условиях, при которых плотность добываемой жидкости составляет 850 кг/м3, рассчитанные трубы являются надёжными. СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННЫХ ИСТОЧНИКОВГОСТ 633 - 80. Трубы насосно-компрессорные и муфты к ним. Технические условия. М., 1980.ГОСТ 21425 - 75. Соединения зубчатые (шлицевые) прямобочные.Ивановский Н. Ф. Определение моментов сопротивления и динамического нагружения при запуске погружных центробежных насосов//Нефтяное хозяйство. - 1965. - № 11.Казак А. С., Росин И. И., Чичеров Л, Г. Погружные бесштанговые насосы для добычи нефти. М.: Недра, 1973.Молчанов Г. В., Молчанов А. Г. Машины и оборудование для добычи нефти и газа. - М.: Недра, 1984. - 464 с

Список литературы

СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННЫХ ИСТОЧНИКОВ 1. ГОСТ 633 - 80. Трубы насосно-компрессорные и муфты к ним. Технические условия. М., 1980. 2. ГОСТ 21425 - 75. Соединения зубчатые (шлицевые) прямобочные. 3. Ивановский Н. Ф. Определение моментов сопротивления и динамического нагружения при запуске погружных центробежных насосов//Нефтяное хозяйство. - 1965. - № 11. 4. Казак А. С., Росин И. И., Чичеров Л, Г. Погружные бесштанговые насосы для добычи нефти. М.: Недра, 1973. 5. Молчанов Г. В., Молчанов А. Г. Машины и оборудование для добычи нефти и газа. - М.: Недра, 1984. - 464 с список литературы
Пожалуйста, внимательно изучайте содержание и фрагменты работы. Деньги за приобретённые готовые работы по причине несоответствия данной работы вашим требованиям или её уникальности не возвращаются.
Сколько стоит
заказать работу?
1
Заполните заявку - это бесплатно и ни к чему вас не обязывает. Окончательное решение вы принимаете после ознакомления с условиями выполнения работы.
2
Менеджер оценивает работу и сообщает вам стоимость и сроки.
3
Вы вносите предоплату 25% и мы приступаем к работе.
4
Менеджер найдёт лучшего автора по вашей теме, проконтролирует выполнение работы и сделает всё, чтобы вы остались довольны.
5
Автор примет во внимание все ваши пожелания и требования вуза, оформит работу согласно ГОСТам, произведёт необходимые доработки БЕСПЛАТНО.
6
Контроль качества проверит работу на уникальность.
7
Готово! Осталось внести доплату и работу можно скачать в личном кабинете.
После нажатия кнопки "Узнать стоимость" вы будете перенаправлены на сайт нашего официального партнёра Zaochnik.com
© Рефератбанк, 2002 - 2017