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鉴于浅海修井作业工况与陆地修井作业工况存在较大差别,在设计浅海修井机井架时需考虑其特殊性。在对浅海平台修井机井架的工况特点和使用要求进行分析的基础上,采用了具有一定大门高度的三段式塔形井架结构,并用船舶甲板油漆涂料进行防腐。论述了此类井架的静强度计算方法和稳定性计算方法,以及电算试验方法。对计算结果和试验结果进行了对比,结果相吻合。 相似文献
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为减小深井超深井管柱轴向拉力,降低安全系数,常需要在管柱中配置伸缩管,但在进行管柱强度校核时伸缩管处常会出现安全系数突变,由于对其本体缺少力学分析方法,无法对管柱安全作出准确判断,影响试油完井管柱的安全性。应用有限元分析软件建立伸缩管全尺寸有限元模型,分析了坐封、射孔、压裂、开井、关井工况下和极端工况下伸缩管的载荷及应力,给出了5种典型工况对应的极端工况下的伸缩管最大载荷。依据拉梅公式和强度理论,推导得到在复杂载荷下的伸缩管强度计算方法,求得在典型和极端工况下的伸缩管应力值。结果表明:在深井超深井中,压裂工况下伸缩管应力值最高,是最不利工况;坐封、射孔、开井、关井工况下,伸缩管的安全系数通常在1.35以上。得到了5种典型工况对应的极端工况下伸缩管内外压和轴向力组合,提供了实际施工应避免的载荷组合模板。理论分析无法考虑伸缩管键槽的存在,也无法考虑应力集中的影响,理论分析得到的应力较数值分析低15%左右。建立的典型工况下伸缩管的安全评价方法为伸缩管及其对管柱的安全影响分析提供了理论支持。 相似文献
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海洋修井机井架的有限元分析 总被引:4,自引:1,他引:3
海洋修井机井架的设计除能满足钩载工况外,还应满足风载工况。对井架在几种风能和钩载工况下的受力进行了模拟计算和有限元分析。结果表明:在钩载工况作用下,井架大腿的应力不是很大,应力最大值位于井架上体收口处两条前大腿上;井架的主要受力工况不是钩载,而是风载;在同一级别风速下,井架受斜向风时受力最大,背向风次之,侧向风最小;设计井架时,应尽可能减小井架的门框尺寸,以减小井架迎风面积,使风载减到最小程度。 相似文献
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深水工况下套管柱载荷分析 总被引:1,自引:0,他引:1
深水钻井施工风险高,成本高昂,需要研究科学的套管设计方法,以避免或减少因设计不合理而造成的井下事故与复杂情况。目前套管柱强度设计方法缺乏对深水钻井工艺条件的考虑,因此有必要进行深水套管柱载荷分布的研究,以弥补现有设计方法的不足。考虑深水作业过程中隔水管解脱、钻井液漏失、套管试压和固井等复杂工况,针对不同的工况,给出了套管内压、外挤及轴向等套管载荷的计算方法,并对国内一口深水井进行了实例分析。分析结果表明,原有的套管柱强度设计方法不能满足深水套管柱设计的要求,考虑深水特殊作业工况是正确选择套管柱的前提。该套管载荷的分析计算方法可用于陆地及浅海钻井套管柱设计。 相似文献
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南海西部地区高压区域分布广泛,高压井在各种工况下,内外压比常压井要高,对套管强度的要求更高。海上开发井主要采用定向井和水平井开发,套管磨损问题突出,加大了套管挤毁或破裂的风险。针对以上问题,通过不同磨损带磨损实验,得到不同工况下套管磨损系数,建立了考虑磨损的高压井套管强度校核方法。针对南海某D气田套管磨损问题,选取了井深最大的B井,根据其井身结构、井眼轨迹计算了钻井过程中钻具组合对套管的侧向力,评估了磨损对套管强度的影响。综合考虑钻井过程中磨损、抗内压和抗外挤安全系数,提出了基于磨损风险剖面和套管校核安全系数的配套防磨技术方案。该方案已经用于D气田的套管设计和招标采办中。 相似文献
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针对塔里木油田、西南油气田在气井套管强度设计中存在的校核方法笼统,对实际工况考虑不够全
面的问题,通过分析钻完井工艺流程中套管的受力情况,提出了根据单井在钻井、完井、生产等生周期内出现各种极端工况时套管所受载荷来进行套管强度设计的模式。在 SY/T5724-2008《套管柱结构与强度设计》的基础上,总结了套管设计中还需要考虑的几种工况以及载荷计算方法。列举套管设计实例,通过分析各种极端工况下管柱的受力情况,设计合理的套管,再进行强度校核,相比传统校核方法考虑的更全面,有利于提高套管的安全性、经济性. 相似文献
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针对高度较高的双层橇块,考虑吊装工况和正常操作时风载荷工况,利用大型有限元软件ANSYS进行整体分析计算,分析结果显示整体结构满足吊装和风载荷的强度要求,保证了双层橇块的安全性。 相似文献
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本文针对海上老平台甲板面积小、吊装能力不足问题,设计制造了一种适用于海上平台的拼装式滑移底座,该滑移底座可拆分成重量较小的构件.通过载荷分析和模拟进行校核,整体结构和应力满足海上平台液压举升修井作业要求.使用该滑移底座可实现液压举升修井装置在不同井口槽之间的整体滑移,大幅降低液压举升修井作业准备工期和对海上平台吊装能力的需求,在双井区平台和修井机故障平台取得了良好的应用效果. 相似文献
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钻井船实施弃井作业费用高昂,采用修井机实施弃井作业可节省费用,但修井机的设计只考虑修井作业工况,未考虑弃井工况,搬迁修井机实施弃井作业需要进行功能校核及适应性改造。通过对渤海海域修井机筛选,找出从动力来源、井口覆盖等方面满足Q油田W平台作业需求的修井机,并且针对修井机转盘开口太小无法通过大尺寸隔水导管的难题,拆除转盘的旋转单元,加工大尺寸转盘工装,满足隔水导管的拆除作业要求。经作业效率对比和经济性评价,搬迁修井机弃井较钻井船弃井方案可有效节省弃井作业投资。通过可行性论证证明,搬迁修井机弃井方案可满足弃井作业要求,且具有较好的推广前景。 相似文献
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目前,国内尚无针对水下防喷器专用的判废标准,采用通用判废指标对其进行判废,适用性较差。在分析国内外井控装备判废标准的基础上,确定了年限和承压次数为防喷器的主要判废指标。通过防喷器壳体的强度分析,基于材料的S-N疲劳曲线法,计算防喷器壳体疲劳寿命; 应用Paris公式对含裂纹缺陷防喷器壳体疲劳寿命进行分析。结果表明:防喷器壳体在额定工况下及试验工况下满足强度要求; 以疲劳理论计算出额定工作压力工况下的防喷器的承压循环次数及工作年限远大于标准中要求的指标; 含有初始裂纹防喷器壳体的疲劳寿命远小于未含有裂纹的壳体疲劳寿命,且随着初始裂纹尺寸的增加,防喷器壳体的疲劳寿命逐渐降低。通过对防喷器壳体进行疲劳寿命分析,为水下防喷器判废研究提供了一种新思路。 相似文献
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浅海采油修井一体化平台的建造与应用 总被引:1,自引:0,他引:1
采用常规海洋开发工程技术开发日初产 3 0~ 5 0t单井或井组 ,或开发中后期单井日产 1 0~ 2 0t的浅海油田是不经济的。采油修井一体化平台的设计 ,考虑了中后期生产时须简化修井设备和采油工艺、降低海上修井作业费用等问题。同时 ,总体设计与常规海上采油装备有机结合 ,满足了日常采油工艺管理的要求。该平台包括固定采油平台 (结构基础)和一体化平台移动 (修井采油模块 )两大部分。建造中采用多种新技术、新工艺 ,满足平台的使用和质量要求 相似文献
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一般认为影响抽油杆偏磨主要有三大因素:一是井斜;二是柱塞下行阻力;三是底部油管屈曲.通过应用摩擦强度的概念对这三大因素的分析发现,井眼轨迹的弯曲、底部油管屈曲是抽油杆偏磨的主要因素,井斜、柱塞的下行阻力所引起的偏磨并不严重.对彩南油田抽油杆偏磨情况分析后,得到如下主要结论:在弯曲井段,全角变化率越大,杆管摩擦强度越严重.在斜直井段,当井斜角大于4度时,需要考虑安放抽油杆扶正器;在大间隙柱塞副、低粘度井液、小泵径的油井工况下,柱塞的下行阻力并非是抽油杆偏磨的主要原因;上冲程在柱塞拉动下,底部油管发生屈曲,由此形成的杆管之间的摩擦强度较为严重. 相似文献