Применяемая компоновка
Cтраница 2
По 5той причине в табл. 3.2.2 и 3.2.3 представлены расчетные параметры траектории перемещения долота с применяемой компоновкой нижней части бурильной колоний для различных горно-геологических условий. Эти данные позволяют сделать следующие выводы. [16]
На рис. 10 - 8 представлен план, а на рис. 10 - 9 разрез одной из применяемых компоновок тяговой подстанции. Трансформаторы выпрямительных агрегатов размещены на открытом воздухе. Все остальное оборудование и устройства подстанции, за исключением теплообменников выпрямителей, установлены в первом этаже подстанции. В подвале помимо теплообменников и труб водяного охлаждения находятся кабели, проложенные по конструкциям. [17]
Результаты замеров позволяют судить о изменении усилий прижатия отдельных элементов бурильной колонны к стенкам скважины в зависимости от применяемой компоновки, нагрузки на долото, кривизны скважины и других факторов. Обработка результатов исследований позволяет уточнить теоретические представления в области взаимодействия низа бурильной колонны со стенками скважины. [18]
Для того чтобы использовать полученные выше результаты в практических расчетах, опишем алгоритм расчета траектории перемещения долота с применяемой компоновкой нижней части бурильной колонны. Реализация этого алгоритма требует применения ЭВМ. Рассмотрим случай, когда необходимо провести расчет пространственной траектории. В качестве исходных данных для расчета примем следующие параметры: энергетические характеристики буровой установки, диаметр долота, наружный и внутренний диаметры УБТ, вес единицы труб в скважине, диаметры центрирующих элементов, осевая нагрузка на долото, угол падения и азимут плоскости напластования, буровой индекс анизотропии разбуриваемых горных пород, угол наклона и азимут ствола скважины на участке расположения компоновки нижней части бурильной колонны, кривизна ствола скважины на участке расположения КНБК. Далее рассчитывают жесткостные и геометрические характеристики, определяющие расположение компоновки нижней части бурильной колонны в стволе искривленной скважины. [19]
Программа для расчета поправок на закручивание бурильной колонны включает 318 команд, выведенных на перфоленту с данными для контрольного примера, и данные о характеристиках применяемых компоновок. Ввод программы в ЭВМ осуществляет оператор вычислительного центра объединения или УБР после определения необходимости корректировочного долбления по специальной методике [7], разработанной в Альметьевском УБР ПО Татнефть. Результаты расчетов вместе с установочными данными поступают по принятой схеме обработки информации на буровые. [20]
 |
Снижение затрат в топливном цикле с ростом глубины выгорания в реакторах LWR без учета инфляции ( по американским оценкам. [21] |
Переход на более плотную компоновку твэлов в активной зоне реактора ВВЭР ( так называемые тесные или обезвоженные решетки), что связано с уменьшением в 1 5 - 2 раза отношения массы воды к массе топлива по сравнению с применяемой компоновкой твэлов, при этом возможен переход на работу с управляемым сдвигом спектра энергии тепловых нейтронов в область промежуточных нейтронов путем соответствующих операций по управлению стержнями СУЗ и изменения отношения массы воды к массе топлива, что улучшает физику реактора. [22]
Исходные данные для расчета профилей: геологический разрез; глубина скважины по вертикали от устья до проектного горизонта; проектное отклонение забоя скважины от вертикали, проходящей через устье скважины; проектный азимут наклонно направленной скважины; конструкция скважины, которая определяет выбор применяемых компоновок. [23]
Однако было бы ошибкой считать, что здесь все проблемы решены. Применяемые компоновки еще далеко не совершенны. Необходимо уточнять компоновки, полученные расчетным путем, на базе проведения стендовых экспериментальных работ, которые желательно провести как на модели, так и на натурных инструментах. [24]
При этом, как правило, используют высокие нагрузки. Однако состав применяемой компоновки нижней части бурильной колонны с пилотным расширителем позволяет улучшить условия работы долота и труб. В процессе бурения пилотный расширитель расширяет ствол скважины и калибрует стенки на уже пробуренном интервале. При этом расширитель принимает на себя часть осевой нагрузки и скручивающего момента. Долото и нижняя часть КНБК при этом тоже испытывают действие части осевой нагрузки и скручивающего момента. [26]
Во-вторых, уплотнение может быть скомпоновано несколькими способами для обеспечения соответствия характеристикам технологического газа. Ниже описаны наиболее часто применяемые компоновки. [27]
Одним из видов осложнений при бурении верхней части разреза месторождения, представленной глинистыми отложениями верхнеперм - ского возраста, является естественное искривление скважин. В этих условиях применяемые компоновки низа бурильной колонны не предотвращают искривления скважин, что ограничивает возможности оптимизации режимов роторного бурения по осевой нагрузке и улучшения показа телей работы шарошечных долот. В течение I98I - I982 гг с этими компоновками, отличавшимися степенью закрепления долотом и калибратором низа компоновки в скважине и конструкцией эксцентриситетного переводника, было пробурено шесть скважин ( скв. [28]
Учитывая, что темп искривления скважины более 0 30 на 10 м проходки, применяем эксцентричный ниппель. В соответствии с применяемой компоновкой колонны принимаем Аа10 1 и по данным табл. 84 выбираем главный диаметр эксцентричного ниппеля 182 мм. [29]
Разделение потока теплоносителя в межтрубном пространстве ( в кожухе) обычно применяется для обеспечения малых перепадов давления. Отметим, что вход теплоносителя по схеме показан через один патрубок ( обычно применяемая компоновка) и что температуры теплоносителя на выходе из двух половин теплообменника не будут одинаковыми. В расчете аппарата используется средняя после смешения указанных потеков температура. Следовательно, если два аппарата с кожухами типа J установлены последовательно и для их расчета используется уравнение ( 8), то корпуса аппаратов нужно соединить так, чтобы подача теплоносителя во второй аппарат вновь осуществлялась через один патрубок - вариант довольно неудобный с точки зрения компоновки трубопроводов. Если же вход во второй аппарат осуществляется по двум патрубкам, подсоединенным к двум выходным патрубкам первого аппарата, то соотношения для & Тт нельзя использовать непосредственно, так как они могут дать ненадежные результаты. [30]
Страницы: 1 2 3