Компоновка бурильной колонны
Состав оборудования буровой: осевые шиннопневматические муфты; механизмы для автоматизации подачи долота; автоматический стационарный буровой ключ АКБ-3. Состав оборудование магистральных нефте- и газопроводов. Головные насосные и компрессорные станции.
| Рубрика | Строительство и архитектура |
| Вид | курсовая работа |
| Язык | русский |
| Дата добавления | 27.02.2009 |
| Размер файла | 42,4 K |
Отправить свою хорошую работу в базу знаний просто. Используйте форму, расположенную ниже
Студенты, аспиранты, молодые ученые, использующие базу знаний в своей учебе и работе, будут вам очень благодарны.
Содержание
- 1. Состав оборудования буровой 2
- 1.1 Осевые шиннопневматические муфты 2
- 1.2 Механизмы для автоматизации подачи долота 2
- 1.3 Автоматический стационарный буровой ключ АКБ-3 4
- 2. Компоновка бурильной колонны 11
- 2.1 Общие положения 11
- 2.2 Конструкция элементов бурильной колонны 11
- 2.3 Условия работы колонн бурильных труб 21
- 3. Состав оборудование магистральных нефте- и газопроводов 23
- 3.1 Трубы 23
- 3.2 Насосное оборудование 25
- 3.3 Теплосиловое оборудование двигателя внутреннего сгорания 27
- 3.4 Электрооборудование 30
- 3.5 Аппаратура и приборы для автоматизации и телемеханизации магистральных трубопроводов, насосных и наливных станций 31
- 4. Назначение головных и промежуточных насосных и компрессорных станций 33
1. Состав оборудования буровой
1.1 Осевые шиннопневматические муфты
Разработанные на Уралмашзаводе радиальные шиннопневматические муфты 300, 500, 700 и 1070 нашли широкое распространение.
Однако в настоящее время в связи с ростом мощности лебедки и привода эти муфты не могут обеспечивать передачу необходимых по величине крутящих моментов. Самый простой выход из такого положения заключается в спаривании радиальных муфт, что, однако, приводит к увеличению габаритов установки. Поэтому более рационально использование осевых муфт.
Осевая муфта состоит из обоймы, к которой прикреплен резиновый баллон. Ведущие и ведомые диски при помощи шлицевых соединений связаны с упорным диском.
При подаче воздуха к баллону нажимной диск перемещается вместе с ней, создает осевое усилие на ведущие и ведомые диски, чем и обеспечивается передача крутящего момента. К ведущим дискам прикреплены накладки из ретинакса.
Осевые шиннопневматические муфты обладают рядом преимуществ перед радиальными: имеют меньшие габариты и вес, обеспечивают снижение расхода воздуха в 6--10 раз.
Уралмашзавод для новых установок создал осевую шиннопневматиче-скую муфту МПД-6,5. Резиновый баллон этой муфты предельно прост и не является замкнутой камерой.
1.2 Механизмы для автоматизации подачи долота
Для автоматизации подачи долота на забой разработаны следующие новые устройства.
Автоматический регулятор подачи долота АТП-1 для буровых установок грузоподъемностью до 50 т, использующий ленточные тормоза лебедки. Этот регулятор поддерживает заданный вес на крюке, что достигается измерением веса при помощи электроиндукционного датчика и воздействием на систему пневматического тормоза лебедки, имеющей быстродействующее электропневматическое устройство.
Основным преимуществом регулятора АТП-1 является простота конструкции и отсутствие специального приставного тормозного устройства. Недостаточная плавность работы тормозных лент тормоза лебедки компенсируется в АТП-1 за счет устройств автоматического регулирования.
Образец АТП-1 испытан в лаборатории и на экспериментальной буровой и в настоящее время проходит промышленные испытания.
Механизм подачи долота МПД-75 для буровых установок БУ-75Бр.
При проектировании этого механизма был использован опыт промышленного применения механизмов подачи МПД-1.
Конструкция механизма МПД-75 имеет следующие особенности по сравнению с МПД-1:
а) предусмотрено устройство для подогрева при работе в зимнее время;
б) установлен электродвигатель для подъема бурильного инструмента в случае аварии;
в) механизм встроен в буровую установку; обеспечено его включение шиннопневматическими муфтами.
Серийные буровые установки БУ-75 поставляются пока с механизмами МПД-1.
Автоматический регулятор АВЭ-1 для буровых установок грузоподъемностью 130 т должен заменить регулятор БАР.
Основные преимущества АВЭ-1 перед регулятором БАР следующие.
Простота конструкции и незначительный вес электромашинного устройства. Вместо трех электрических машин используется одна. Общий вес регулятора снижается с 5 до 2 т.
Широкое регулирование скорости достигается за счет применения средств автоматики вместо дифференциального редуктора и трех машин в приводе.
Система автоматического регулирования обеспечивает более точное выдерживание нагрузки на долоте.
1.3 Автоматический стационарный буровой ключ АКБ-3
Ключ АКБ-3 используется для механизации и автоматизации завинчивания и развинчивания бурильных и обсадных труб. Он применяется при спуско-подъемных операциях во время бурения скважин трубами диаметром 4", 5" и 6" с замковыми соединениями всех типов, а также при спуске обсадных труб диаметром 5" и 6". Ключ в основном рассчитан на работу совместно с клиньями. Однако он может быть использован и на элеваторах при работе бурильными трубами диаметром 5" и 6" с замками ЗШ или же трубами с приварными концами диаметром 4", 5" и 6" в том случае, когда длина замка в сборе не менее 540 мм.
Автоматический стационарный буровой ключ состоит из трех основных узлов: блока ключа 1, колонны с кареткой 2 и пульта управления. Блок ключа является основным механизмом, выполняющим завинчивание и развинчивание труб.
Блок ключа представляет собой корпус, на котором смонтировано трубозажимное устройство, понизительный редуктор, маховик с муфтой ограничения крутящего момента, двигатели, цилиндр зажима челюстей и блок цилиндра.
Внизу блок ключа имеет направляющие полозья, на которых он перемещается вдоль каретки благодаря двум пневматическим цилиндрам двойного действия. За счет такого устройства блок может подводиться или отводиться от бурильной трубы (центра скважины).
Трубозажимное устройство состоит из верхнего «плавающего» корпуса с зажимным приспособлением нижнего зажимного приспособления, вмонтированного в корпус редуктора, главной разрезной шестерни и промежуточного диска с тремя ведущими пальцами. Трубозажимное устройство и корпус ключа в передней части имеют вырезы для прохода бурильной трубы.
Верхнее и нижнее зажимные приспособления имеют пару сменных челюстей (свободно вмонтированных в челюстедержатели и удерживаемых в них дугообразными пружинами) и вкладыши со спиральной поверхностью (угол наклона 11°). В верхний корпус трубозажимного устройства устанавливается, кроме того, пара вкладышей со спиральной поверхностью, имеющей угол 7° для завинчивания замков и пара вкладышей со спиральной поверхностью 9° для развинчивания.
Челюстедержатели могут поворачиваться на некоторый угол. При этом челюсти скользя по спиральной поверхности вкладышей, сближаются и сжимают замок (трубу). Для надежного сцепления с замком челюсти имеют вставные сухари с насечкой.
Поворот нижнего челюстедержателя осуществляется от пневматического цилиндра двойного действия, шток которого шарнирно связан с вилкой этого челюстедержателя. Поворот верхнего челюстедержателя происходит при помощи храпового устройства с шариками. Шарик установленный во втулке, неподвижен. Шарик, помещенный в нижнем держателе, выдвигается штоком пневматического цилиндра в момент зажатия челюстями бурильного замка. Верхний челюстедержатель имеет хвостовик свободно входящий в закрытый паз втулки.
При вращении разрезной шестерни в момент упора неподвижного шарика храпового устройства в шарик, выдвинутый штоком, происходит кратковременная остановка втулки и связанного с ней верхнего челюстедержателя. В результате дальнейшего вращения верхнего корпуса относительно неподвижного челюстедержателя замок зажимается челюстями.
Для установки и фиксации верхнего челюстедержателя в среднем положении (при холостом вращении верхнего корпуса относительно трубы) он подпирается двумя бойками и стопорится шариковым фиксатором.
Чтобы быстро и точно останавливать вращающиеся части трубозажимного устройства в нейтральном положении (для отвода ключа от трубы) предусмотрен специальный механизм. Он состоит из штока, который под действием поршня пневматического цилиндра (блока цилиндров) выдвигается из корпуса вверх и заскакивает в центрально расположенное углубление разрезной шестерни при ее вращении. Происходит остановка. Для смягчения удара и предохранения деталей от поломок верхняя часть штока с двух сторон имеет скосы. Такие же скосы есть и в углублении шестерни; они образованы планками, прикрепленными к ее торцу.
Шток может включаться только при вращении шестерни с малой скоростью. В процессе «совмещения» для остановки разрезной шестерни пневмодвигатель включают таким образом, что освобождаются челюсти.
Верхний корпус трубозажимного устройства находится на некотором расстоянии от промежуточного диска. Этот корпус покоится на четырех стаканчиках с вмонтированными в них пружинами. При свинчивании корпус сжимает пружины и опускается, при развинчивании он поднимается, удерживаясь на замке за счет зажатия трубы челюстями.
Верхний корпус может немного перемещаться в горизонтальной плоскости двух направлениях от главной шестерни. Одно перемещение обеспечивается за счет зазоров между ведущими пальцами и продолговатыми окнами корпуса, а другое (перпендикулярное к первому) за счет зазоров между двумя пальцами разрезной шестерни и окнами промежуточного диска. Благодаря такой конструкции корпус самоустанавливается по бурильному замку (трубе).
В корпус вмонтированы два толкателя с пружинами, при помощи которых он прижимается к бурильному замку упором.
Для передачи вращения верхнему трубозажимному устройству разрезная шестерня соединяется с двумя промежуточными шестернями редуктора. Разрезная шестерня вращается на роликах вмонтированных в корпус редуктора. Остальные шестерни редуктора вращаются на роликоподшипниках. Наружные шестерни закрыты защитным кожухом. На ведущем валу редуктора посажен маховик с муфтой ограничения крутящего момента.
Маховик введен в конструкцию для увеличения крутящего момента (обеспечивающего раскрепление и. закрепление резьбового соединения), а также для сообщения трубе более равномерной скорости вращения в процессе завинчивания или развинчивания. Ограничительная муфта, встроенная в маховик, состоит из полого вала и корпуса маховика. Сцепление этих двух частей осуществляется стальными шариками расположенными равномерно по окружности в диске вала и каналах корпуса маховика. На шарики передается усилие пружин, поджатых гайкой. При включенном положении шарики верхней половины муфты располагаются между шариками нижней половины. При пробуксовывании муфты шарики верхней половины, сжимая пружины, перескакивают через шарики нижней половины. Для передачи разных крутящих моментов в процессе свинчивания или развинчивания резьбовых соединений каналы верхних шариков расположены под углом к вертикали.
Труба при свинчивании и развинчивании вращается за счет работы двигателя, в качестве которого использован пневмодвигатель ДР-10 мощностью 10 л. с. Поскольку этот двигатель рассчитан на работу в горизонтальном положении, в его конструкцию пришлось ввести ряд изменений, обеспечивающих нормальную эксплуатацию в вертикальном положении.
Колонна ключа с кареткой состоит из четырех частей: каретки двух пневматических цилиндров колонны и основания. В верхней части каретки имеются два II-образных паза, в которые вставлены бронзовые вкладыши являющиеся направляющими полозьями блока ключа. Каретка свободно надета на верхнюю часть колонны и ее положение при работе ключа фиксируется чекой. С обеих сторон к каретке жестко прикреплены пневматические цилиндры подвода ключа. Цилиндры -- двухстороннего действия с пневматическими амортизаторами, предназначенными для плавной остановки ключа в крайних положениях. Степень амортизации регулируется иглой за счет изменения проходного сечения воздушного канала. Для подвода воздуха к цилиндрам и отвода из них имеется металлическая обвязка из труб диаметром ?". Оба штока цилиндра шарнирно соединены подвесками с проушинами блока ключа. Для установки ключа на разной высоте колонна может вертикально перемещаться в основании. При этом каждое ее положение по высоте фиксируется валиком. Крепление колонны к основанию буровой выполняется семью болтами М36.
Общая система обвязки и соединения пневматических механизмов ключа и пульта управления приведена на схеме пневматического управления установки Уралмаш-ИДЭ. При изменении диаметра бурильного инструмента заменяют челюсти и упоры ключа. Это простая и быстро выполняемая операция.
Устанавливают ключ на буровой в соответствии с монтажными схемами. Основным вариантом установки является расположение ключа под углом 24° (углом между осью ключа и осью, проходящей через центр ротора параллельно роторному щиту). Этот вариант, обеспечивая установку опорной плиты колонны на одном уровне с ротором, дает возможность помещать ключ на разной высоте и создает условия для его работы при посадке бурильных труб на клинья любого типа, а также на элеватор.
При монтаже ключа под углом 40° исключается возможность его перестановки для работы на элеваторах, так как в этом случае мешает кожух роторной цепи. Для установки ключа под углом 24° клинья ПКЗ-4 монтируются также под углом, как показано (жирными линиями).
В месте установки ключа предварительно подготовляют специальную плиту, жестко соединяя ее с подроторными балками.
Монтируя ключ под углом 24° для работы на элеваторе, используют следующие схемы. Если бурение ведется трубами диаметром 5" и 6" с замками ЗШ, применяют схему. В этом случае общая длина цилиндрической части замка в сборе должна быть не менее 530 мм. Элеватор, на котором посажена колонна, должен проходить между подвесками штоков цилиндра подвода ключа под полозьями (при надвигании ключа на трубу).
Если общая длина цилиндрической части замка не менее 570 мм для труб диаметром 6" и не менее 530 мм для труб диаметром 5", применяют схему.
В этом случае ключ проходит над элеватором вне зависимости от его расположения на роторе. Для работы по такой схеме надо нарастить верхнюю часть элеватора.
Элеваторы с надставками позволяют работать и при установке ключа, что дает возможность использовать замки более короткие, чем 530 мм.
Монтаж ключа на буровой состоит из следующих операций.
1. Установки на плиту подроторных оснований колонны с кареткой и надежного ее закрепления болтами М36, которые должны быть законтрены.
2. Монтажа каретки на определенной высоте, зависящей от того, используются клинья пли элеватор (относительно колонны каретка фиксируется чекой).
3. Установки на каретку блока ключа и его соединения с двумя подвесками штоков пневматических цилиндров подвода.
4. Монтажа пульта управления и его подсоединения с одной стороны к воздухопроводу (диаметром 2") и с другой к пневматическим цилиндрам и пневмодвигателю ключа. Выхлопной шланг от двигателя и выхлопные шланги от кранов пульта управления пропускают под пол буровой. Пульт устанавливают около поста бурильщика или в стороне от него, в зависимости от того, кто будет управлять ключом -- бурильщик или его помощник.
Практика показала, что монтаж ключей занимает всего от 4 до 6 час. Это делает целесообразным их использование даже на установках БУ-75 при бурении неглубоких скважин.
Работу механизмов ключа проверяют вхолостую (путем пробных включений), а также при пяти-шести пробных циклах свинчивания - развинчивания бурильного замка.
2. Компоновка бурильной колонны
2.1 Общие положения
Бурильная колонна является связующим звеном между долотом, находящимся на забое скважины, и буровым оборудованием, расположенным на поверхности. Она предназначена для подвода энергии (механической, гидравлической, электрической) к долоту, обеспечения подачи бурового раствора к забою, создания осевой нагрузки на долото, восприятия реактивного момента долота и забойного двигателя.
Основные элементы, составляющие бурильную колонну, -- ведущие трубы, бурильные трубы, бурильные замки, переводники, центраторы бурильной колонны, утяжеленные бурильные грубы.
Ведущие трубы предназначены для передачи вращения от ротора к бурильным трубам. Бурильные трубы составляют основную часть колонны. При роторном бурении колонна бурильных труб служит для передачи вращения долоту и подачи бурового раствора к забою скважины.
Бурильные замки соединяют между собой отдельные бурильные трубы. Переводники предназначены для соединения элементов бурильных колонн, имеющих разные размеры или разнотипные резьбы, а также присоединения подсобных и ловильных инструментов к бурильным трубам. Центраторы бурильной колонны служат для предупреждения искривления ствола скважины при бурении забойными двигателями. Утяжеленные бурильные трубы, устанавливаемые непосредственно над долотом или забойным двигателем, создают необходимую нагрузку на долото в заданных пределах.
2.2 Конструкция элементов бурильной колонны
Трубы бурильные ведущие. Они представляют собой толстостенную трубу, имеющую в сечении квадратную, шестигранную или крестообразную форму с концентрично расположенным круглым или квадратным отверстием для прохода бурового раствора.
Наиболее распространены ведущие трубы с квадратным сечением. Шестигранные и крестообразные ведущие трубы применяются редко. Ведущие трубы конструктивно выполняются в двух вариантах: сборными, составленными из трех деталей, и цельными. Трубы бурильные ведущие (сборные), изготовляемые предпочтительно квадратного сечения, включают в себя собственно трубу (штангу), верхний переводник (ПШВ) для соединения ведущей трубы с вертлюгом и нижний переводник (ПШН) для присоединения к бурильной колонне. Свободный конец верхнего переводника для соединения с вертлюгом снабжен левой замковой резьбой; свободный конец нижнего переводника, предназначенный для соединения с бурильной колонной, имеет правую замковую резьбу.
Ведущие трубы сборной конструкции вследствие простоты изготовления нашли наибольшее распространение. Они изготовляются размерами 65x65, 80x80, 112x112, 140x140 и 155x155 мм.
Наряду с ведущими трубами сборной конструкции промышленностью выпускаются цельнокатаные ведущие трубы. В этом случае конструкция предусматривает исключение резьбового соединения в местах присоединения верхнего и нижнего переводников с ведущей трубой.
Бурильные трубы. Бурильные трубы и соединительные муфты к ним изготовляются следующих размеров (условный наружный диаметр): 60, 73, 89, 102, 114, 127, 140 и 168 мм с толщиной стенок от 7 до 11 мм.
В настоящее время существует несколько разновидностей бурильных труб, различающихся по конструктивному исполнению.
1. Трубы бурильные сборной конструкции изготовляются двух видов (ГОСТ 631--63): трубы с высаженными внутрь концами и трубы с высаженными наружу концами. Трубы всех типов изготовляются длиной: 6,8 и 11,5 м -- при условном диаметре труб 60... 102 мм; 11,5 -- при условном диаметре труб 114... 168 мм.
Для изготовления бурильных труб и соединительных муфт к ним применяется сталь определенной прочности.
В настоящее время широко распространены бурильные трубы с высаженными внутрь концами. Эти трубы имеют большую толщину высаженного конца, чем тело трубы, и меньшее проходное сечение, в результате чего увеличивается сопротивление прокачиваемого раствора. Трубы с высаженными наружу концами имеют большую прочность высаженной части, чем трубы с высаженными внутрь концами. Внутреннее сечение этих труб не имеет «переходов» в замках, благодаря чему сопротивление прокачиваемой жидкости значительно меньше, чем в трубах с высаженными внутрь концами.
2. В целях упрочнения и исключения возможности усталостного разрушения трубы по трубной резьбе применяются бурильные трубы с высаженными внутрь и наружу концами и коническими стабилизирующими поясками (ГОСТ 631 -- 75).
В практике бурения их называют соответственно ТБВК, ТБНК. Иногда у стандартных бурильных труб вследствие безупорного резьбового соединения замка с трубой происходят усталостные поломки высаженных концов бурильных труб, особенно при роторном способе проводки скважин. В бурильных трубах с блокирующими (стабилизирующими) поясками за счет удлинения у замковых деталей цилиндрической выточки и обточки гладкого пояска на трубе вблизи резьбы достигается плотное сопряжение замка с трубой, навинченного в горячем состоянии. Трубы бурильные с блокирующими поясками позволяют повысить предел выносливости по сравнению со стандартными трубами приблизительно на 40 %.
3. Трубы бурильные с приваренными соединительными концами между собой соединяются посредством крупной замковой резьбы. Отличительная особенность этих труб -- замена резьбы сваркой в местах соединения замка с трубой.
Трубы этой конструкции могут быть трех типов: ТБП -- трубы бурильные с приваренными соединительными концами к трубной заготовке, не имеющей высаженных концов; ТБПВ -- трубы бурильные с приваренными соединительными концами к трубной заготовке с высаженными наружу концами; ТБПВЭ отличаются от труб ТБПВ конструкцией соединительных концов. Бурильные трубы типа ТПБ применяются только в турбинном бурении, а типа ТБПВ как в роторном, так и турбинном бурении. Трубы типа ТБПВЭ созданы для бурения скважин электробуром.
4. Трубы бурильные с высаженными наружу концами и нарезанной на них крупной (замковой) резьбой (беззамковые раструбные трубы) предназначены для использования при бурении с погружными забойными двигателями и в роторном бурении.
Для предохранения от коррозии наружную поверхность каждой трубы и муфты окрашивают. На каждой трубе на расстоянии 0,4... 0,8 м от конца выбито клеймо, указывающее следующие данные: марку стали, порядковый номер трубы, номер плавки, месяц и год выпуска, наружный диаметр трубы в дюймах, толщину стенки в миллиметрах, наименование или товарный знак завода-изготовителя, клеймо отдела технического контроля (ОТК). Рядом с клеймом эти же данные нанесены светлой краской. Трубы с левой резьбой имеют посредине широкий поясок, нанесенный светлой краской с надписью «левая». Резьба труб и муфт предохранена кольцами от повреждения.
Замки для бурильных труб. Они предназначены для соединения в колонну бурильных труб, в зависимости от конструкции которых имеют разные типы. Замки состоят из двух детален замкового ниппеля с наружной резьбой и замковой муфты с внутренней крупной резьбой; посредством таких резьб указанные детали соединяются между собой. Для соединения с бурильными трубами на замковых деталях нарезана мелкая трубная резьба. Для цельнозамковых ударных труб замок вместо трубной резьбы имеет хвостовик.
Утяжеленные бурильные трубы. УБТ предназначены для установки в нижнюю часть бурильной колонны с целью увеличения ее жесткости, большей устойчивости и передачи нагрузки па долото.
В настоящее время существуют несколько разновидностей УБТ, различающихся по исполнению.
1. Утяжеленные бурильные трубы сбалансированные УБТС2.
Они изготовляются из хромоникельмолибденовых сталей и подвергаются термообработке только по концам. Канал УБТ получают сверлением, а механическая обработка обеспечивает необходимую балансировку труб. УБТС2 изготовляются в основном диаметрами 178, 203 и 229 мм.
2. Утяжеленные бурильные трубы горячекатаные. Выпускаются диаметрами 73, 89, 108, 146, 178, 203, 219 и 245 мм. УБТ этого типа изготовляются гладкими по всей длине из сталей групп прочности Д и К. Утяжеленные бурильные трубы (горячекатаные) рекомендуется применять при бурении скважин глубиной 2000... 2500 м в несложных геологических условиях.
3. Утяжеленные бурильные трубы с замками УБТСЗ. Иногда при бурении скважин в целях повышения износостойкости резьбы и прочности резьбового соединения, а также облегчения ремонта применяют утяжеленные бурильные трубы с замками с коническими стабилизирующими поясками. Замок УБТСЗ изготовляется высокопрочным с механическими свойствами из стали марок 40ХН, 40ХН2МА.
Элементы бурильной колонны. К элементам бурильной колонны относятся: переводники, резиновые кольца, обратные клапаны и опорно-центрирующие элементы.
Переводники для бурильных скважин представляют собой разновидность соединительных элементов бурильной колонны. Применяют пять основных типов переводников. Их подразделяют на две группы: штанговые -- для соединения трубы бурильной ведущей с вертлюгом и бурильными трубами; промежуточные -- для соединения других элементов колонны.
По конструкции, материалам и размерам переводники для колонн бурильного инструмента имеют много общего с бурильными замками, а замковые резьбы их одни и те же. Переводники каждого типа и исполнения изготовляют с замковой резьбой как правого, гак и левого направления нарезки. Размеры резьбы и требования к ее качеству должны соответствовать ГОСТ 5286 -- 75 для бурильных замков.
Переводники для бурильных колонн изготовляются в соответствии с требованиями ГОСТ 7360--82Е. Указанный стандарт предусматривает изготовление 90 типоразмеров переводников, которые охватывают практически все необходимые случаи их применения.
Резиновые кольца (протекторы) для бурильных труб предназначены для предохранения бурильных и обсадных колонн от взаимного истирания при бурении скважин. Конструктивно резиновые кольца могут быть выполнены разъемными или неразъемными. Несмотря на то, что в зарубежной практике бурения самое широкое распространение получили разъемные резиновые кольца (протекторы) для бурильных труб, отечественная промышленность продолжает выпускать неразъемные резиновые кольца, ГОСТ 6365-74.
Для надевания неразъемных резиновых колец на бурильные трубы применяют специальные пневмомашины. Кольца перед надеванием на трубу подогревают в горячей воде при температуре 80...90°С в течение 10... 15 мин. Во избежание повреждения резиновых колец при надевании на трубы очищают заусеницы и острые кромки замков. Для предотвращения перемещения колец по трубе используют клей или другие полимеризующиеся составы.
Резиновые кольца надевают на бурильные трубы вблизи замка. Благодаря тому, что диаметр предохранительного резинового кольца больше диаметра замка, соприкосновение и трение замков труб об обсадные трубы и стенки скважин устраняется, так как резиновое кольцо (протектор) исполняет роль упругой подушки.
Обратные клапаны для бурильных труб предназначены для предотвращения газонефтеводопроявления из скважины через бурильные трубы в процессе бурения. Из всех используемых в настоящее время конструкций обратных клапанов для бурильных труб наиболее удачной следует признать конструкцию института СевКавНИПИнефть. Этим институтом разработан, изготовляется и поставляется управляемый обратный клапан для бурильных труб.
Клапан устанавливается в колонне бурильных труб между замковыми соединениями над долотом. Он позволяет осуществлять самозаполнение труб промывочной жидкостью при спуске и производить при необходимости обратную промывку.
Помимо этого установка управляемого обратного клапана в колонне бурильных труб позволяет:
- оставлять канал труб открытым или закрытым по желанию бурильщика;
- импульсом потока сверху открывать или закрывать клапан;
- производить в заданном режиме обратную циркуляцию;
- производить отбор пластовой жидкости по каналу бурильных труб;
- опускать или поднимать бурильные трубы под давлением.
Клапан состоит из переводника, в котором собраны и зафиксированы гайкой втулка уплотнитель, седло и кольцо на распорной планке. В прорезах планок установлен узел управления, состоящий из стабилизатора штифта, кольца проволочного, верхнего и нижнего лабиринтов, шарика: и штока, на который надеты пружина, кожух, кольцо и навернута тарелка. К нижнему торцу штока винтом прикреплена шайба и резиновая шайба.
Управление работой клапана осуществляется потоком промывочной жидкости, т.е. при движении потока по трубам вниз он отжимает тарелку и жестко связанный с ним шток. Шток, перемещаясь вниз, одновременно перемещает шарик, который наполовину входит в кольцевую проточку на штоке и наполовину -- в лабиринтный паз, образуемый двумя лабиринтами. Шарик, перекрываясь по кольцевой проточке штока, одновременно (при движении штока) двигается по лабиринту, который позволяет устанавливать шток соответственно в тарелку в следующих положениях.
При прямой промывке тарелка отжимается потоком из положения «закрыто» до крайнего нижнего положения, т.е. максимально открытого положения, причем за это время шарик перемещается, перекатываясь по скосу нижней втулки лабиринта, и крайнего верхнего до крайнего нижнего положения. И пока осуществляется прямая промывка, канал остается открытым. При прекращении промывки в результате действия пружины шток с тарелкой отжимается вверх, при этом шарик, перекатываясь но короткому скосу верхней лабиринтной втулки, останавливается на ее упоре, фиксируя клапан в состоянии «открыто». В таком положении клапан позволяет вести обратную циркуляцию, отбор жидкости и т.п. При возобновлении прямой циркуляции тарелка вновь отжимается до крайнего нижнего положения, причем шарик в этом случае перекатывается по другому скосу нижней лабиринтной втулки, останавливается в крайнем нижнем положении, что соответствует максимальному открытию клапана. Далее при прекращении промывки под действием пружины шток, поднимая шарик натыкаясь на другой длинный скос верхней лабиринтовой втулки, отводится им до конечного упора, обеспечивая тем самым перекрытие канала седла и, следовательно, канала бурильных труб.
Очередное возобновление прямой промывки и его прекращение соответственно приводит клапан в состояние «открыто», когда можно производить обратную циркуляцию, частичный отбор жидкости и т.п. При бурении скважин без выхода бурового раствора на устье и в других подобных случаях, когда на устье невозможно определить в каком положении находится клапан (закрытом или открытом), а условия бурения требуют герметизации канала бурильных труб, клапан переделывается. В него вместо двух лабиринтных втулок устанавливают одну специальную втулку. При помощи этой втулки (на поверхности) перед спуском клапан можно установить в положение, которое оставляет канал бурильных труб открытым для обратного движения бурового раствора во время спуска бурильных труб (самозаполнение бурильных труб) до первой промывки. Первая промывка переводит клапан в состояние обыкновенного обратного клапана. Управляемый обратный клапан путем извлечения из него шарика переделывается в обыкновенный клапан.
Клапаны могут изготовлять с правыми или левыми замковыми резьбами. Серийное производство обратных клапанов для бурильных труб осуществляется по ОСТ 39-096--79. По указанному отраслевому стандарту предусмотрено изготовление 10 типоразмеров клапанов, включающих в себя: тип 1 -- клапаны тарельчатые -- КОБТ, тип 2 -- клапаны конусные с резиновыми уплотнениями. По всем параметрам эти клапаны уступают описанному выше управляемому обратному клапану конструкции СевКавНИПИнефть.
К элементам бурильной колонны относят также опорно-центрирующие элементы (калибраторы, центраторы, стабилизаторы и т.п.)
Основные данные о резьбе. Элементы колонны бурильного инструмента (трубы бурильные, соединительные муфты, замки, трубы бурильные ведущие, утяжеленные бурильные трубы, переводники и др.) для соединения между собой снабжены резьбой двух типов: мелкой (трубной) и крупной (замковой).
Для резьбы бурильных труб и замков характерно следующее.
1. Профиль витков (ниток) резьбы треугольный с закругленными впадинами. Угол при вершине профиля равен 60°.
2. Резьба всех соединений колонны бурильного инструмента коническая. Угол, образующий конуса для мелкой трубной резьбы, составляет 1/32, что соответствует 147'24" -- углу между образующей конуса и прямой, параллельной оси трубы. Этот угол равен половине угла при вершине конуса. Полной конусностью резьбы принято считать двойной уклон, т.е. '/,6. Для крупной замковой резьбы полная конусность в зависимости от размера и типа принята ? или 1/6.
3. Число ниток трубной резьбы равно 8 на 24,5 мм с шагом 3,175 мм, число ниток замковой резьбы -- 5 на 25,4 мм с шагом 5,08 мм или 4 на 25,4 мм с шагом 6,35.
4. Резьба может иметь как правое, так и левое направление. Трубной резьбой снабжены бурильные трубы, соединительные муфты, трубные концы замков и переводников.
5. Трубы бурильные с блокирующими (стабилизирующими) поясками (ТБНК и ТБВК) имеют трапецеидальную резьбу (шаг 5,08 мм, профиль 30°, конусность 1:32. Условное обозначение резьбы ТТ) и зарезьбовый конический поясок, обеспечивающий высокую прочность и герметичность соединения.
Замковой резьбой снабжены детали бурильных замков (ниппели и муфты), переводники, долота, ловильные инструменты и т.п.
Материалы, применяемые для изготовления элементов колонны бурильного инструмента. Такими материалами являются конструкционные среднеуглеродистые и легированные стали.
При изготовлении все элементы бурильной колонны должны подвергаться термической обработке для улучшения свойств материалов.
Достаточно широко применяются легкосплавные (облегченные) бурильные трубы (ЛБТ) из специальных сплавов.
Легкосплавные бурильные трубы. Они предназначаются для бурения гидравлическими забойными двигателями и роторным способом. Выпускаются ЛБТ сборной конструкции гладкие и с протекторным утолщением, беззамковой конструкции, а также для компоновки низа бурильной колонны с увеличенной толщиной стенки. Легкосплавные бурильные трубы изготовляются из алюминиевого сплава Д16 в закаленном и естественно состаренном состоянии Д16Т. На ЛБТ навинчиваются стальные замки облегченной конструкции. Шифр стальных облегченных замков: ЗЛ-90, ЗЛ-108, ЗЛ-140, ЗЛ-152, 3JI-172. Здесь цифры обозначают наружный диаметр облегченного замка в миллиметрах.
2.3 Условия работы колонн бурильных труб
Бурильная колонна представляет собой вертикальный пустотелый вал с очень большим отношением длины к диаметру. При бурении, спускоподъемных и других операциях этот вал подвергается статическим и динамическим нагрузкам от растяжения, сжатия, продольного и поперечного изгиба, кручения и внутреннего давления. Характер нагрузок, действующих на бурильную колонну, не постоянен, а изменяется по всей длине. Если у забоя скважины действуют главным образом переменные нагрузки, то по мере приближения к устью скважины преобладают постоянные нагрузки.
Отличительная особенность бурильной колонны -- потеря в процессе работы устойчивости, прямолинейной формы, равновесия под действием продольных и поперечных сил и крутящего момента. Ось бурильной колонны в общем случае принимает форму пространственной спирально изогнутой кривой переменного шага, величина которого увеличивается в направлении от забоя к устью скважины.
Масса бурильной колонны, вращающий момент, центробежные силы и перепад давления в отверстиях долота создают в дополнение к статическим динамические нагрузки в результате возникающих в процессе бурения осевых и поперечных колебаний колонны. Для гашения этих колебаний применяют амортизирующие устройства, устанавливаемые над долотом. Принцип действия амортизаторов основан на гашении возникающих колебаний эластичными элементами, которыми снабжен этот забойный механизм.
При роторном бурении на бурильную колонну действуют следующие основные усилия:
- осевое усилие растяжения от собственной массы колонны (наибольшие растягивающие усилия проявляются возле устья скважины);
- осевое усилие сжатия, создаваемое частью массы колонны и действующее в ее нижней части;
- изгибающий момент, возникающий в результате действия центробежных сил в процессе вращения колонны;
- крутящий момент, необходимый для вращения колонны.
При бурении гидравлическими забойными двигателями бурильная колонна неподвижна. По ней поступает промывочная жидкость к двигателю и долоту, и она воспринимает во время работы турбобура (в случае бурения турбинным способом) его реактивный момент. Так как бурильная колонна неподвижна и всегда, даже при небольшом искривлении ствола, лежит на стенке скважины, то реактивный момент воспринимается только нижней частью бурильной колонны и затухает по мере удаления к верху от турбобура вследствие трения колонны о стенки скважины.
3. Состав оборудование магистральных нефте- и газопроводов
3.1 Трубы
При строительстве линейной части и перекачивающих станций магистральных трубопроводов широко применяются трубы из различных материалов. Особенно широко используются металлические трубы -- при строительстве и монтаже технологических трубопроводов, воздуховодов, для сетей водоснабжения, теплоснабжения, горячего водоснабжения.
При монтаже (с помощью сварки) технологических трубопроводов, компрессорных воздуховодов внутри производственных зданий применяют стальные бесшовные горячекатаные и холоднокатаные трубы по ГОСТ 8732-58 и ГОСТ 8734-58, а при монтаже на муфтах с применением фитингов -- трубы по ГОСТ 3262-62. Эти же трубы применяют как защитные кожухи при прокладке электрокабелей на вводах и сетей КИП, автоматики во взрывоопасных помещениях.
При укладке внутриплощадочных сетей и линейной части магистральных трубопроводов диаметром до 400 мм обычно применяют трубы по ГОСТ 8732-58, а свыше 400 мм -- электросварные по ГОСТ 4015-58, сортаменту, предусмотренному СН и П 1 Д. 4-62 и специальным техническим условиям, применительно к ГОСТ 4015-58 (ЧМТУ УкрНИТИ 203-60, ЧМТУ УкрНИТИ 467-63 и др.).
Сводные данные о стальных трубах, применяемых при строительстве магистральных нефте- и продуктопроводов (на площадках перекачивающих станций и на линейной части), приводятся. Данные об электросварных трубах для строительства магистральных нефтепродуктов и газопроводов (основной рекомендуемый сортамент).
Сети водо-, тепло-, пароснабжения и горячего водоснабжения внутри зданий монтируются из стальных сварных труб по ГОСТ 3262-62, внешние сети теплоснабжения -- обычно из труб по ГОСТ 8732-59.
Для внешних сетей пожарных и производственно-хозяйственных водопроводов е фасонными частями попользуют, как правило, чугунные раструбные трубы по ГОСТ 5525-61, а для сетей только производственных и хозяйственных водопроводов также асбестоцементные водопроводные трубы по ГОСТ 539-59.
Сети производственной и хозяйственно-фекальной канализации внутри зданий монтируются из чугунных канализационных труб по ГОСТ 6942-63, а внешние сети канализации -- из раструбных керамических труб по ГОСТ 286-54. Канализационные сети могут также выполняться из асбестоцементных безнапорных труб по ГОСТ 1839-48. Эти же трубы часто используют для защиты внешней изоляции наружных тепловых и конденсатных сетей при прокладке их в мокрых грунтах и как защитные кожухр при прокладке электрокабелей и кабелей связи при переходах или пересечениях.
При бурении и оборудовании устья артезианских скважин применяют обсадные трубы по ГОСТ 632-57.
ГОСТ 355-52 устанавливает величины условных проходов для всех видов трубопроводов, фитингов и арматуры, а также тех частей приборов, арматуры и аппаратов, которые служат для присоединения к ним арматуры или трубопроводов.
Условным проходом труб, фитингов и арматуры называется номинальный диаметр изделия по присоединительным концам. В литых трубах условный проход равен действительному, в стальных трубах, изготовляемых с постоянным наружным диаметром для всех ступеней давления, внутренний диаметр меняется в зависимости от толщины стенки и поэтому отличается от диаметра условного прохода. Условный проход фланцев и фитингов считается по условному проходу тех труб, для которых они предназначены.
3.2 Насосное оборудование
В трубопроводном транспорте нефти преимущественное распространение получили центробежные насосы и только для нефтепроводов с малой пропускной способностью применяются поршневые насосы.
А) Центробежные (магистральные) насосы
Центробежные насосы устанавливаются на перекачивающих станциях магистральных нефте- и продуктопроводов, а также на станциях для налива железнодорожных вагонов-цистерн.
Типаж центробежных насосов для магистральных нефте- и продуктопроводов с пропускной способностью до 45 млн. т в год
В них используются дроссельные уплотнения -- лабиринтного типа, что уменьшает утечки через уплотнения. Материал уплотнений -- термообработанная сталь (рубашка) и чугун (втулка).
Рабочие колеса -- литые, чугунные, с защитными стальными кольцами. Уплотнительные кольца рабочего колеса -- чугунные, с горизонтальным разъемом. Концевые уплотнения насоса -- торцовые, механические, одинарного типа. Контактная пара торцового уплотнения упруго закреплена на вращающейся и неподвижной втулке. Втулка с помощью пружины может смещаться по оси.
Опорами ротора служат шариковые сдвоенные подшипники. В одной из опор установлены радиально-упорные подшипники, воспринимающие остаточное осевое усилие, действующее на ротор. Смазка подшипников -- кольцевая. Масляная ванна подшипников охлаждается перекачиваемой нефтью. Через концевое уплотнение гидравлическую разгрузку и холодильник подшипника нефтепродукт из камеры торцового уплотнения отводится в приемный трубопровод перекачивающей станции. Максимальное давление в концевом уплотнении не должно превышать 30 кГ/смг.
Насос и электродвигатель установлены на общей фундаментной плите и соединены между собой при помощи зубчатой муфты с промежуточным валом.
Вставной элемент муфты (проставка) обеспечивает демонтаж торцового уплотнения без разборки насоса.
Конструкция насосов допускает последовательное соединение двух насосов. Насосы снабжены электродвигателями серии АТД взрывозащи-щенного исполнения, продуваемыми под избыточным давлением с замкнутым и разомкнутым циклами вентиляции.
б) Поршневые и плунжерные насосы
Наряду с большим парком центробежных насосов в эксплуатации находятся также поршневые и плунжерные приводные насосы. Из них наиболее широко используются насос НТ45 и насосы П75 и П85/8.
Основные особенности поршневых и плунжерных насосов заключаются в следующем: приемная труба всегда герметически отделена от напорной; величина подачи зависит только от геометрических размеров насоса и числа двойных ходов поршня или плунжера, но не зависит от развиваемого насосом напора (при условии, что рабочие камеры герметичны). Напор может быть любым, какой необходим для перекачки жидкости по напорному трубопроводу, и, следовательно, зависит от сопротивлений последнего (с учетом всех гидравлических потерь). Пределы напора для каждого насоса определяются только прочностью его деталей ц мощностью привода. Всасывание и нагнетание осуществляются отдельными порциями, поэтому для всех поршневых и плунжерных насосов характерна пульсирующая подача жидкости.
Приводивши называются насосы, действующие от отдельно расположенного двигателя, соединенного с насосом передачей. В зависимости от расположения оси гидравлических цилиндров насосов относительно поверхности земли они подразделяются на горизонтальные и вертикальные. По роду действия и в зависимости от числа рабочих камер насосы классифицируются на группы одинарного, двойного, тройного, четверного и многократного действия, а также дифференциальных насосов.
Приводной плунжерный насос НТ45
Предназначен для перекачки темных и светлых нефтепродуктов по магистральным трубопроводам при температуре перекачиваемой жидкости до 60° С. Насос -- приводной, плунжерный, горизонтальный, с тремя цилиндрами двойного действия. Он может работать как с полной, так и с уменьшенной подачей, составляющей приблизительно 57% от полной.
Привод насоса осуществляется двигателем внутреннего сгорания или электродвигателем через зубчатый редуктор. Приводная часть насоса собрана на общей чугунной раме коробчатого типа, имеющей герметизированную крышку к трем фланцам рамы крепятся направляющие крейцкопфов. Внутри рамы в гнездах расположены четыре коренных подшипника скольжения.
В подшипниках рамы работает коленчатый вал, который имеет три колена, развернутые под углом 120° друг к другу. Шейки коренных подшипников соединены сверлениями (для подвода смазки) с мотылевыми шейками, на которых закреплены мотылевые головки стальных кованых шатунов, снабженные вкладышами, залитыми баббитом. Шатун соединен с крейцкопфом при помощи специального стального пальца.
В горловине крейцкопфа закреплен шток Л, другой конец которого ввернут в плунжер.
3.3 Теплосиловое оборудование двигателя внутреннего сгорания
На нефтеперекачивающих станциях получили распространение двигатели 1Д6, 1Д12, В2-300, СА-700, ДГУ-330, 4ДГ-19/30-1, ЗД6 и 6С-350. Они применяются в агрегате с насосными установками по перекачке нефти и нефтепродуктов, а также с пожарными насосами.
А) Двигатель 1Д6
Предназначен для привода насосов, компрессоров, электрогенераторов, воздуходувок, мотовозов, транспортных и других машин.
Двигатель 1Д6 -- однорядный, шестицилиндровый, четырехтактный, вертикальный, быстроходный, бескомпрессорный, нереверсивный, работает по циклу дизеля.
Остов двигателя состоит из картера и блока цилиндров, скрепленных анкерными шпильками. В головке блока для каждого цилиндра установлены два впускных и два выпускных клапана, форсунка и клапан системы воздушного пуска двигателя. Коленчатый вал двигателя стальной, цельнокованый, с пустотелыми шейками. На конце коленчатого вала со стороны привода установлен маховик, к фланцу которого крепится гибкая муфта, служащая для соединения двигателя с приводимым агрегатом. На головке блока цилиндров установлены два распределительных вала -- для впускных и выпускных клапанов.
Топливная система двигателя включает в себя шестиплунжерный топливный насос, тонливоподкачиваюший двухроторный ротационный насос, войлочный фильтр для топлива, форсунку закрытого типа и устройство для остановки двигателя при падении давления масла в главной магистрали ниже 25 кГ/см2.
На корпусе топливного насоса смонтирован всережимный регулятор центробежного типа.
Смазка двигателя под давлением обеспечивается трехсекционным шестерным насосом, две секции которого откачивают масло из картера.
Система запуска сжатым воздухом состоит из баллона для сжатого воздуха, воздушного редуктора с двумя манометрами, воздухораспределителя, двенадцати автоматических пусковых клапанов и воздухопровода. Баллон, редуктор и манометры с двигателем не поставляются. Регулировка числа оборотов двигателя выполняется всережимным центробежным механическим регулятором, обеспечивающим устойчивую работу двигателя при малых нагрузках, поддержание заданного числа оборотов при изменениях нагрузки л ограничение максимального числа оборотов двигателя. Система смазки двигателя циркуляционная, под давлением. Масляный насос -- шестеренного типа (подача не менее 3960 л/ч). Ручной маслоподкачивающий насос -- поршневой, служит для создания в главной магистрали перед запуском двигателя давления 1,5--2 кГ/см2.
Система охлаждения двигателя циркуляционная, принудительная, с охлаждением воды и масла в радиаторах. Водяной насос -- центробежного типа (подача не менее 250 л/мин).
В объем поставки входят двигатель в сборе, комплект запасных частей и комплект специнструмента и приспособлений согласно техническим условиям на поставку.
Б) Силовой агрегат СА-700
Агрегат СА-700 состоит из двигателя 12-ЧН-18/20, модели М-601, редуктора Р-154, пневматической муфты ПМ-500, вала с приводным шкивом и пульта управления, смонтированных на общей раме. Двигатель М-601 (дизель) -- У-образный, двенадцатицилиндровый (цилиндры расположены под утлом 60°), четырехтактный, быстроходный, бескомпрессорный с наддувом.
Регулировка числа оборотов двигателя осуществляется всережимным центробежным механическим регулятором, обеспечивающим устойчивую работу двигателя при малых нагрузках, поддержание заданного числа оборотов при изменениях нагрузки и ограничение максимального числа оборотов двигателя.
Система смазки двигателя циркуляционная, под давлением, от шестеренного масляного насоса с центрифугой. Давление масла в магистрали 6--9 кГ/см2.
Система охлаждения двигателя замкнутая, охлаждение воды и масла -- в радиаторах.
На двигателе установлены центробежный нагнетатель, водяной насос, центрифуга о маслонагнетающпм насосом, маслооткачпвающий и топливоподкачивающий насосы. Управление агрегатом с пульта расположено с левой стороны дизеля у радиаторов.
Система пуска -- сжатым воздухом от баллонов высокого давления 120--150 кг/см2.
Агрегат комплектуется компрессорной установкой АК2-150 производительностью 2 л/мин, с одноступенчатым редуктором Р-154 с передаточным числом 1 : 1,89, водяным и масляным радиаторами трубчатого типа, а также топливным баком емкостью 900 л.
Компрессор устанавливается отдельно и комплектуется радиатором «Москвич» и электровентилятором.
В) Дизель-генераторная установка ДГУ-ЗЗО
Предназначена для питания электрической энергией переменного тока силовых и осветительных механизмов и установок на объектах, удаленных от линий электропередач. Агрегат может эксплуатироваться как в стационарных, так и передвижных установках.
ДГУ-ЗЗО представляет собой автономную транспортабельную электрическую станцию, состоящую из дизеля 12-ЧН 18/20 модели М-603 и электрогенератора переменного тока ГСД-85-7-6А, соединенных на общей раме с помощью электрической муфты.
Двигатель (дизель) -- У-образный, двенадцатицилиндровыи (цилиндры расположены под углом 60°), четырехтактный, быстроходный, бескомпрессорный с наддувом от приводного центробежного нагнетателя.
Запуск двигателя производится сжатым воздухом под давлением 75--150 кГ/см2 от баллонов высокого давления.
3.4 Электрооборудование
Классификация взрывоопасных смесей, помещений и установок; требования, предъявляемые к взрывозащищенному электрооборудованию, и его обозначения.
Большинство производственных помещений и наружных технических установок перекачивающих станций магистральных нефте- и продуктопроводов относятся к категории взрывоопасных. При оснащении таких сооружений электротехническим оборудованием и аппаратурой необходимо учитывать возможность образования взрывоопасных смесей в результате аварий или неисправностей технологического оборудования.
По физическим и химическим свойствам взрывоопасные смеси газов или паров с воздухом подразделяются на категории и группы:
- в зависимости от передачи взрыва через фланцевые зазоры в оболочке электрооборудования установлено четыре категории взрывоопасных смесей;
- по температуре самовоспламенения смеси подразделяются на четыре группы и наружных установок; помещений, смежных с взрывоопасными; отдельных помещений и сооружений объектов транспорта и хранения нефтепродуктов по взрыво- и пожаро-опасности; данные о требованиях, предъявляемых к сооружению подстанций и распределительных устройств, примыкающих к взрывоопасным помещениям, о требованиях, предъявляемых к взрывозащищенному электрооборудованию.
3.5 Аппаратура и приборы для автоматизации и телемеханизации магистральных трубопроводов, насосных и наливных станций
На насосных станциях автоматизации подлежат: управление, контроль, защита и сигнализация магистральных и подпорных насосов; управление вспомогательными насосами и компрессорами; управление системой наддува и воздушного охлаждения электродвигателей и системой приточно-вытяжной вентиляции; управление режимом перекачки. В объем автоматизации входит также общестанционная автоматика.
Подобные документы
Определение подачи и напора насосов. Совместная работа насосных агрегатов и трубопроводов. Определение емкости приемного резервуара, выбор оборудования, трансформатора и схемы электроснабжения. Технологический процесс работы канализационной станции.
курсовая работа [89,6 K], добавлен 06.02.2012Классификация газопроводов по давлению. Правила проектирования газораспределительных сетей: строительные материалы, защита от коррозии, расположение. Правила прокладки подземных и надземных газопроводов, размещения газоиспользующего оборудования.
реферат [124,7 K], добавлен 14.12.2010Расчетное обоснование проекта насосной станции. Комплекс гидротехнических сооружений и оборудования, обеспечивающий забор воды из источника, транспортировку и подъем ее к месту потребления. Состав сооружений насосных станций и их взаимное расположение.
курсовая работа [8,6 M], добавлен 12.07.2009Классификация нефтеперекачивающих станций, их технологические схемы. Насосы магистральных нефтепроводов. Выбор магистральных насосов, фильтров-грязеуловителей, запорно-регулирующей арматуры при проектировании промежуточной нефтеперекачивающей станции.
курсовая работа [2,3 M], добавлен 23.12.2012Компоновка крупноразмерных щитов и блоков. Составление калькуляции трудозатрат и стоимости бетонных работ. Способы подачи, укладки бетонной смеси. Выбор монтажного крана для подачи опалубки, арматуры и монтажа конструкций, бетоноукладочного оборудования.
курсовая работа [294,1 K], добавлен 12.11.2010Изучение условий прокладки газопроводов и описание требований к соединениям труб газопровода. Определение требований к помещениям при установке газовых приборов. Характеристика материалов газопроводных систем зданий. Состав газорегуляторных установок.
шпаргалка [28,1 K], добавлен 30.10.2013Химический состав стали С345. Расчет плоского настила. Определение расчетных усилий и назначение схемы. Подбор сечения главной балки, конструирование опорного узла. Компоновка сечения сплошной колонны, расчет базы. Особенности конструирования оголовка.
курсовая работа [1,2 M], добавлен 04.03.2013Определение расчетного напора и подачи основных насосов. Определение количества, типа и марки насоса. Внутристанционные всасывающие и напорные коммуникации. Вспомогательное гидросиловое оборудование насосной станции. Конструкция здания насосной станции.
курсовая работа [77,9 K], добавлен 21.06.2014Компоновка поперечной рамы здания. Эксцентриситет стенового ограждения верхней и нижней частей колонны. Статический расчет поперечной рамы. Проверка устойчивости колонны в плоскости действия момента как единого стержня. Конструирование базы колонны.
курсовая работа [2,6 M], добавлен 03.11.2010Нормальный тип балочной клетки. Определение нагрузки на балки настила. Проектирование главной балки, компоновка и подбор ее сечения. Расстановка поперечных ребер. Проверка прочности главной балки. Проектирование стержня центрально-сжатой колонны.
курсовая работа [859,1 K], добавлен 09.02.2015
