Проектирование конструкции скважины Талаканского месторождения (ОАО ННГК «Саханефтегаз»), страница 24

h_н.а = 0,97×0,97×0,85 = 0,8, тогда

N_о= 500/0,8 = 625 кВт.

9.3. Выбор основных параметров ротора.

Диаметр проходного отверстия ротора должен быть достаточным для спуска долот и обсадных труб, используемых при бурении и креплении скважин

D_п.о = D_д.н + d = 393,7 + 50 = 443,7 мм,                                      (9.5)

где D_д.н – диаметр долота при бурении под направление, мм; d – диаметральный зазор, необходимый для свободного прохождения долота, мм, d = 30-50 мм.

Допускаемая статическая нагрузка на стол ротора должна быть достаточной для удержания в неподвижном состоянии наиболее тяжелой обсадной колонны, но одновременно не превышать статической грузоподъемности подшипника главной опоры стола ротора.

M_max £ G_доп £ G_о,                                                                          (9.6)

Мощность ротора должна быть достаточной для вращения бурильной колонны, долота и разрушения породы:

N_р = (N_х.в + N_д)/h_р,                                                                       (9.7)       

где N_х.в и N_д – мощность, затрачиваемая соответственно на холостое вращение труб и разрушение пород, кВт; h_р – КПД ротора, h_р = 0,90-0,95.

N_х.в = ,                                                         (9.8)

где L – длина колонны, L = 1170 м; d_н – наружный диаметр бурильных труб, м; n – частота вращения, n = 60 об/мин; g_р – удельный вес раствора, g_р = 11000 Н/м³.

N_д = ,                                                                    (9.9)

где C – коэффициент, зависящий от крепости породы, для крепких пород C = 1,85; D_д – диаметр долота, м; P_д – осевая нагрузка, P_д = 140 кН.

N_х.в =  кВт;

N_д =  кВт;

N_р = (6,1 + 5,9)/0,9 = 13,3 кВт.

Полученным требованиям удовлетворяет ротор Р- 460 (таблица 5.9, [6]).

Список использованной литературы

1.  Абубакиров В.Ф. и др. Буровое оборудование: Справочник: Т.2. Буровой инструмент. – М.: Недра, 2003.

2.  Булатов А.И. Справочник по креплению нефтяных и газовых скважин. – М.: Недра, 1977.

3.  Ганджумян Р.А., Калинин А.Г., Никитин Б.А. Инженерные расчеты при бурении глубоких скважин. – М.: Недра, 2000.

4.  Данюшевский В.С., Алиев Р.М., Толстых И.Ф. Справочное руководство по тампонажным материалам. – М.: Недра, 1987.

5.  Измайлов Л.Б., Булатов А.И. Крепление нефтяных и газовых скважин. – М.: Недра, 1976.

6.  Калинин А.Г., Левицкий А.З., Мессер А.Г., Соловьев Н.В. Практическое руководство по технологии бурения скважин на жидкие и газообразные полезные ископаемые. – М.: Недра, 2000.

7.  Колганов В.И., Гавура А.В. Нефтеотдача карбонатных коллекторов при заводнении. – М.: ВНИИОЭНГ, 1980.

8.  Крылов В.И., Крецул В.В. Методические указания по выбору промывочной жидкости для вскрытия продуктивных пластов. – М.: РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина, 2002.

9.  Леонов Е.Г., Исаев В.И. Гидроаэромеханика в бурении. – М.: Недра, 1987.

10.  Леонов Е.Г. Совершенствование технологии бурения на площади. – М.: Нефть и газ, 1994.

11.  Победоносцева Н.Н. Методические рекомендации по экономическому содержанию дипломных проектов студентов технических специальностей. – М.: РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина, 1999.

12.  Соловьев Е.М. Задачник по заканчиванию скважин: Учебное пособие для вузов. – М.: Недра, 1989.

13.  Соловьев Е.М. Заканчивание скважин. – М.: Недра, 1979.

14.  Соловьев Е.М., Броун С.И., Сыромятников Е.С. Методические указания по дипломному проектированию для студентов специальности 0211 – бурение нефтяных и газовых скважин. – М.: Московский институт нефтехимической и газовой промышленности им. И.М. Губкина, 1983.

15.  Соловьев Е.М. Оформление курсовых работ, курсовых и дипломных проектов. – М.: Московский институт нефтехимической и газовой промышленности им. И.М. Губкина, 1981.

16.  Инструкция по креплению нефтяных и газовых скважин. РД 39-00147001-767-2000. Москва 2000.