Министерство образования и науки Российской Федерации федеральное государственное автономное образовательное учреждение высшего образования «НАЦИОНАЛЬНЫЙ ИССЛЕДОВАТЕЛЬСКИЙ ТОМСКИЙ ПОЛИТЕХНИЧЕСКИЙ УНИВЕРСИТЕТ» Институт природных ресурсов Направление: Технологические машины и оборудование Профиль подготовки: Машины и оборудование нефтяных и газовых промыслов Кафедра теоретической и прикладной механики БАКАЛАВРСКАЯ РАБОТА Тема работы Подбор фонтанной арматуры для скважины с высоким содержанием механических примесей УДК Студент Группа ФИО Подпись Дата 4Е21 Харабаров Борис Андреевич Руководитель Должность ФИО Ученая степень, звание Доцент каф ТПМ Ф.А. Симанкин доцент Подпись Дата КОНСУЛЬТАНТЫ: По разделу «Финансовый менеджмент, ресурсоэффективность и ресурсосбережение» Должность ФИО Ученая степень, звание Старший преподаватель каф. менеджмента Н.А. Гаврикова — Подпись Дата По разделу «Социальная ответственность» Должность ФИО Ученая степень, звание Ассистент каф. ЭБЖ Е.С. Невский — Подпись Дата ДОПУСТИТЬ К ЗАЩИТЕ: Зав. кафедрой ФИО Ученая степень, звание ТПМ Е.Н. Пашков к.т.н. Подпись Дата Томск 2016 г.
2 Реферат Выпускная квалификационная работа 82 с, 24 рис., 2 табл., 5 источников и 2 приложения. Ключевые слова: фонтанная арматура, запроные устройства, механические примеси, гравийные фильтры, нефть. Объектом исследования является фонтанная арматура, пробковый кран. Цель выпускной квалификационной работы подбор фонтанной арматуры для скважины с высоким содержанием механических примесей, расчет пробкового крана в Simulation на прочность. В процессе исследования проводились анализ и подбор фонтанной арматуры, расчет на прочность пробкового крана. В результате исследования были рассмотрены общие сведения о фонтанной арматуре, произведен подбор фонтанной арматуры по устьевому давлению равному 14МПа, а именно: АФК1Э-65х14 ХЛ. Были произведены расчёты такие как: НКТ на прочность, расчет фланцевого соединения, расчет пробкового крана. По результатам расчетов спроектирован узел колонной головки, выполнен сборочный чертеж спроектированного изделия, спроектирована 3D модель пробкового крана и произведен расчет на прочность. 2
3 Abstract Final qualifying work 82, 24 Fig, 2 tab, 5 sources and 2 adj. Tags: christmas tree, zapronye devices, mechanical impurities, gravel filters, oil. The object of the research is Christmas tree, plug valve. The purpose of final qualifying work — selection of wellhead equipment for wells with high content of solids, calculation plug valve in the Simulation of strength. The study carried out an analysis and selection of the Christmas tree, strength calculation plug valve. The study examined general information about the Christmas tree, made the selection of Christmas tree on the wellhead pressure is 14MPa, namely AFK1E-CL 65h14. rachety have been made such as the strength of the tubing, flange connection calculation, calculation plug valve. According to the results of calculations designed wellhead assembly, assembly drawing made products designed, engineered 3D model of the plug valve and a calculation of strength. 3
Выбор фонтанной арматуры
... уплотнениями или хомутами. По этому признаку арматура делится на резьбовую, фланцевую и хомутовую. Фонтанная арматура тройникового типа Тройниковую арматуру рекомендуется использовать при низких и ... давления при эксплуатации на устье скважины устанавливают фонтанную арматуру, рассчитанную на данное рабочее давление. по схеме исполнения. Рис. Типовые схемы фонтанных арматур по числу спускаемых ...
4 Содержание 1.Введение Устьевое оборудование Cостав эксплуатационного устьевого оборудования Общие сведения Фонтанная эксплуатация Принципиальные схемы фонтанной арматуры Запорные устройства Патентная проработка и описание предлагаемой модернизации Описание предлагаемой модернизации Способы борьбы с механическими примесями опускные фильтры Засыпные фильтры Жидкости, применяемые для закачки в скважину при установке ФА Технические расчеты: Расчет насосно-компрессорных труб на прочность Расчет пробкового крана в программном обеспечении SOLID WORKS Раздел «Финансовый менеджмент, ресурсоэффективность и ресурсосбережение» (приложение К) SWOT-анализ Планирование научно-исследовательских работ Социальная ответственность Шум и вибрация Характеристики производственной среды на рабочем участке Контроль и мероприятия при чрезвычайных ситуациях Порядок составления планов ликвидации аварий на взрывопожароопасных объектах Мероприятия по обеспечению пожарной безопасности при фонтанном способе добычи нефти Заключение Список использованной литературы
5 Министерство образования и науки Российской Федерации Федеральное государственное автономное образовательное учреждение высшего образования «НАЦИОНАЛЬНЫЙ ИССЛЕДОВАТЕЛЬСКИЙ ТОМСКИЙ ПОЛИТЕХНИЧЕСКИЙ УНИВЕРСИТЕТ» Институт природных ресурсов Направление: Технологические машины и оборудование Профиль подготовки: Машины и оборудование нефтяных и газовых промыслов Кафедра теоретической и прикладной механики В форме: УТВЕРЖДАЮ: Зав. кафедрой ТПМ Пашков Е.Н. (Подпись) (Дата) (Ф.И.О.) ЗАДАНИЕ на выполнение выпускной квалификационной работы Бакалаврской работы Студенту: Группа ФИО 4е21 Харабаров Борис Андреевич Тема работы: Подбор фонтанной арматуры для скважины с высоким содержанием механических примесей Утверждена приказом директора Срок сдачи студентом выполненной работы: ТЕХНИЧЕСКОЕ ЗАДАНИЕ: Исходные данные к работе Рабочая среда: продукция нефтяных и газовых скважин с содержанием механических примесей до 25 мг/л, суммарным содержанием H2S и CO2 до 0,003% и до 98% пластовой воды по объему. Температура рабочей среды: до +120 C Pбуф.=14Мпа Глубина скважиниы,м:1500 Дебит м3/сут:185 Плотность смеси, кг/м3:810 Перечень подлежащих исследованию, проектированию и разработке вопросов Перечень подлежащих исследованию, проектированию и разработке вопросов: 1.Расчет фланцевого соединения. 2.Расчет НКТ. 3.Расчет пробкового крана. 4.В разделе Simulation расчет на прочность. Перечень графического материала 1) Чертеж фонтанной елки 2) Чертеж трубной головки 5
Оборудование для эксплуатации скважин фонтанным и газлифтным способами
... эксплуатации скважин этим способом является обеспечение возможности длительного фонтанирования скважины, что связано с рациональным использованием энергии пласта путем обеспечения высокого к. п. д. работы фонтанного подъемника. Оборудование фонтанной скважины ... (устьевое давление Р) фиксируется манометром 8. Перед установкой лубрикатора закрывается буферная задвижка 10, а продукция скважины ...
6 3) Чертеж пробкового крана 4) 3D модель пробкового крана Консультанты по разделам выпускной квалификационной работы Раздел Консультант Финансовый менеджмент, Гаврикова Н.А., старший преподаватель кафедры МЕН ресурсоэффективность и ресурсосбережение Социальная ответственность Невский Е.С. ассистент каф. ЭБЖ Дата выдачи задания на выполнение выпускной квалификационной работы по линейному графику Задание выдал руководитель: Должность ФИО Ученая степень, звание Доцент кафедры ТПМ Симанкин Федор Аркадьевич Подпись Дата Задание принял к исполнению студент: Группа ФИО Подпись Дата 4е21 Харабаров Борис Андреевич 6
7 1.Введение Выбранная тема дипломной работы освещает важные детали обустройства скважины. Устьевое оборудование играет важную роль в добыче нефти и газа из недр земли. 1.1Устьевое оборудование Под устьевым оборудованием понимают комплекс оборудования, предназначенного для обвязки обсадных труб в процессе бурения скважины, для перекрытия устья при возникновении проявлений скважины, для герметизации устья и регулирования режима работы скважины в процессе ее эксплуатации. При оборудовании устья и его обслуживании на различных этапах существования скважины применяют разнообразные фланцы, переводники, катушки, предохранители, циркуляционные трубы, приспособления для смены задвижек, лубрикаторы и некоторое другое оборудование. Условно все устьевое оборудование подразделяют на оборудование, применяемое при бурении скважины и при ее эксплуатации. В состав устьевого оборудования, участвующего в обвязке устья в процессе бурения скважины, входят: колонная головка; плашечный и универсальный превенторы; манифольд превенторной установки; гидравлическая система управления превенторной установки; циркуляционная труба; комплект катушек, фланцев, предохранителей и переводников. Нужно отметить, что колонная головка, при помощи которой обвязываются обсадные трубы в процессе бурения, служит также основанием для установки фонтанной арматуры, она остается на скважине на весь период эксплуатации. 7
8 1.2 Cостав эксплуатационного устьевого оборудования В состав эксплуатационного устьевого оборудования также входит: фонтанная арматура; манифольд фонтанной арматуры; приспособление для смены задвижек под давлением; лубрикатор, применяемый при исследованиях скважин; комплект задвижек, переводников и других деталей, необходимых для монтажа и обвязки устьевого оборудования. В данной дипломной работе будет рассмотрена тема надобности установки фонтанной арматуры, при добыче нефти с высоким содержанием примесей, ее назначение, строение. 2.Общие сведения В состав эксплуатационного устьевого оборудования также входит: фонтанная арматура; манифольд фонтанной арматуры; приспособление для смены задвижек под давлением; лубрикатор, применяемый при исследованиях скважин; комплект задвижек, переводников и других деталей, необходимых для монтажа и обвязки устьевого оборудования. 2.1Фонтанная эксплуатация Фонтанная эксплуатация, способ эксплуатации нефтяных, артезианских и газоконденсатных скважин, при котором полезное ископаемое под действием пластовой энергии изливается на поверхность. При подъёме нефти и конденсата пластовая энергия складывается из энергии, зависящей от величины гидростатического напора, определяемого забойным давлением, и энергии газа, выделяемого из нефти и конденсата по мере падения давления при движении вверх по скважине потока продукции. Скважины, в которых ожидается фонтанирование, перед освоением оборудуют колонной 8
Проектирование профиля скважины
... для проектирования Наименование Значение Проектная глубина, м по вертикали 2642 по стволу 3336 Число объектов испытания: 1 Вид скважин Наклонно-направленные Тип профиля ... Основные проектные данные Согласно технического задания (ТЗ) «на проектирование строительства наклонно-направленных скважин в продуктивных отложениях ярактинского горизонта на Дулисьминском нефтегазоконденсатном месторождении», ...
9 фонтанных труб (для рационального использования энергии расширяющегося газа).
В процессе освоения скважины в нее опускается колонна насоснокомпрессорных труб (НКТ).
Если скважина эксплуатируется фонтанным способом, то на поверхности устанавливают специальное оборудование фонтанную арматуру. Фонтанная арматура комплект устройств, монтируемых на устье фонтанирующей скважины для его герметизации, подвески лифтовых колонн и управления потоками продукции скважины. Фонтанная арматура должна выдерживать большое давление (при полном закрытии фонтанирующей скважины), давать возможность производить замеры давления как в лифтовых трубах, так и на выходе продукции из скважины, позволять выпускать или закачивать газ при освоении скважины. Фонтанная арматура включает колонную и трубную головки, фонтанную ёлку и манифольд. 9
10 2.2 Принципиальные схемы фонтанной арматуры (рис.1)арматура фонтанная крестовая для однорядного подъемника 1 манометры; 2 трехходовой кран; 3 буфер; 4, 9 задвижки; 5 крестовик елки; 10
11 6 переводная катушка; 7 переводная втулка; 8 крестовик трубной головки: 10 штуцеры; 11 фланец колонны; 12 буфер. По ГОСТ существует шесть различных схем фонтанных елок и две схемы трубных обвязок фонтанной арматуры. (рис. 2)Типовые схемы фонтанных елок 1 манометр с запорным и разрядным устройствами; 2 запорное устройство; 3 тройник (схема 1 4); крестовина (схема 5 6); 11
12 4 переводник трубной головки; 5 дроссель; 6 ответный фланец. (рис.3)типовые схемы трубных обвязок фонтанной арматуры 1 ответный фланец; 2 запорное устройство; 3 трубная головка; 4 манометр с запорно-разрядным устройством. Их классифицируют по конструктивным и прочностным признакам : 1. рабочему давлению (7, 14, 21, 35, 70 и 105 МПа); 2. схеме исполнения: тройниковые либо крестовые (шесть схем); 3. числу спускаемых в скважину труб (один и два концентричных ряда труб); 4. конструкции запорных устройств (задвижки и краны); 5. размерам проходного сечения по стволу ( мм) и боковым отводам ( мм).
12
13 Колонная головка, расположенная в нижней части, служит для подвески обсадных колонн, герметизации межтрубных пространств и контроля давления в них. Типы оборудования обвязки обсадных колонн: ОКМ (обвязка колонная муфтовая) с муфтовой подвеской обсадной эксплуатационной колонны; ОКК (обвязка колонная клиньевая) с клиньевой подвеской обсадных колонн (Рис. 4) Оборудование обвязки обсадных колонн типа ОКМ: 1 пробковый кран; 2 корпус; 3 манометр; 4 муфта; 5 стопорный винт; В ширина; Н высота; L длина. рассчитано на давление 14 МПа ( 13
14 рис. 5) Оборудование обвязки обсадных колонн типа ОКК : 1 крестовина; 2, 4, 5, 8 и 9 пакеры; 3, 6 и 10 подвески; 7 манифольд нижней промежуточной (средней) колонной головки; 11 манифольд нижней колонной головки; 12 нижняя колонная головка; 13, 15 и 16 нагнетательные клапаны; 14 промежуточная (средняя) колонная головка; 17 манифольд промежуточной (верхней) колонной головки; 18 промежуточная (верхняя) колонная головка; 14
Подземный ремонт скважин. Виды подземных ремонтов, применяемая ...
... эксплуатацию производят без крепления ствола скважины. Устье скважины в зависимости от ее назначения оборудуют арматурой (колонная головка, ... которых все стволы выстреливают одновременно — залпом. Такие перфораторы лучше ... 3. Перфораторы селективного, или раздельного, выборочного действия, дающие ... труб и цементной оболочке. В устойчивых породах призабойную зону скважины оборудуют различными фильтрами ...
15 Н высота; В ширина; L длина. При простейшей конструкции скважины (без промежуточных технических колонн) вместо колонной головки используют колонный фланец, устанавливаемый на верхней трубе эксплуатационной колонны. Трубная головка монтируется на колонной головке и служит для подвески и герметизации лифтовых колонн при концентрическом или параллельном спуске их в скважину. 2.3 Запорные устройства Фонтанная ёлка устанавливается на трубной головке и служит для распределения и регулирования потоков продукции из скважины. Состоит из запорных (задвижки, шаровые или конические краны), регулирующих устройств (штуцеры постоянного или переменного сечения) и фитингов (катушки, тройники, крестовины, крышки).
Таблица 1. Классификация запорных устройств 15
16 Запорные устройства на фонтанных арматурах могут быть двух типов: в виде задвижки или крана. Тип арматуры выбирают по максимальному давлению, ожидаемому на устье скважины. На выкидных линиях после запорных устройств в некоторых случаях устанавливают приспособления (штуцеры) для регулирования режима фонтанной скважины. Штуцер представляет собой болванку со сквозным отверстием. Для контроля работы фонтанной скважины на арматуре устанавливают два манометра: один на буфере (вверх ее), второй на отводе крестовика трубной головки (для измерения затрубного давления).
Фонтанная арматура соединяется с групповыми установками выкидными линиями. Схемы обвязок фонтанных скважин в зависимости от дебита, давления, содержания песка, парафина применяются различные. Задвижки Предназначены для работы в качестве запорных устройств на трубопроводах для различных жидких и газообразных сред. (рис. 6).
Параллельная Клиновая 16
17 (рис. 7).
С выдвижным шпинделем С не выдвижным шпинделем Краны Предназначены для работы в качестве запорных устройств. Отличительной особенностью кранов является малое гидравлическое сопротивление, простота конструкции и надежность в работе. (рис.8) С конической пробкой С цилиндрической пробкой Шаровый Mанифольд связывает фонтанную арматуру c трубопроводами. Элементы фонтанной арматуры соединяются фланцами или хомутами. Для уплотнения внутренних полостей используют эластичные манжеты, наружных соединений — жёсткие кольца. Привод запорных устройств ручной, 17
18 при высоком давлении пневматический или гидравлический c местным, дистанционным или автоматическим управлением. При отклонении давления продукции скважины от заданных пределов или в случае пожара на скважине автоматически закрываются запорные устройства. Давление во всех полостях контролируется манометрами. Запорные и регулирующие устройства могут дублироваться и заменяться под давлением при работе скважины, возможна также смена под давлением фонтанной ёлки. Для спуска в работающую скважину приборов и другого оборудования на фонтанной арматуре устанавливают лубрикатор трубу c сальниковым устройством для каната или кабеля, в которой размещается спускаемое в скважину оборудование. Рабочее давление фонтанной арматуры МПа, проходное сечение центрального запорного устройства мм. 3.Патентная проработка и описание предлагаемой модернизации Известен скребок-плунжер (рисунок 9) для очистки внутренних полостей труб от парафиновых и других отложений, содержащий корпус и как минимум две очистные головки с острыми кромками на наружной поверхности и канавками между ними, установленных на валу с возможностью вращения и с возможностью свободного перемещения в осевом направлении одной из головок, отличающийся тем, что часть корпуса под очистными головками выполнена в виде плунжера, имеющего щелевое лабиринтное уплотнение в зазоре со стенками труб, канал для прохода продукции скважины и клапан с фиксатором, на торцах очистных головок, направленных навстречу друг другу выполнены чередующиеся выступы и впадины с возможностью их взаимодействия. Данный плунжер-скребок имеет ряд недостатков: 18
Строительство водопропускных труб и дренажных устройств
... дорожно - строительном производстве; давать основные представления о проектировании, строительстве и эксплуатации водопропускных труб и дренажных устройств. 1. Климатическое описание района строительства 1.1 Климат Климат Ростовской области - умеренно ...
19 высока вероятность застревания плунжера-скребка на стыках между трубами колонны НКТ, где возможно смещение торца одной трубы относительно торца другой из-за малой разницы между наружным диаметром корпуса и внутренним диаметром трубы, необходимой для обеспечения эффективной работы лабиринтного уплотнения; ненадежность работы механизма с фиксирующей биметаллической пластинкой при больших дебитах нефтяных скважин и малой их глубине, поскольку температура нефти от забоя до устья не успевает измениться или же значительно меньше порога чувствительности механизма. Рисунок 9 Плунжер-скребок 19
20 Другое устройство применяется в нефтедобывающей промышленности, в частности, как устройство для удаления отложений парафина с внутренней поверхности насосно-компрессорных труб скважин. Устройство содержит разъемный корпус, в средней части которого установлены параллельно вибрационные пластины, между вибрационными пластинами расположен ультразвуковой вибратор. Корпус соединен с вибрационными пластинами с помощью пластин через проставку. Вибрационные пластины представляют собой среднюю часть разъемного корпуса. Стоячие волны, возникающие при работе устройства в нефтегазовой смеси, разрушают отложения на стенках нефтепромысловых труб за счет кавитационного эффекта, возникающего около стенок труб при гашении стоячей волны. Использование изобретения повышает эффективность очистки нефтепромысловых труб от парафина. 20
21 Рисунок 10 Устройство для очистки труб от парафина 3.1 Описание предлагаемой модернизации Технической задачей данного проекта является создание устройства для очистки нефтепромысловых труб от парафина. Конструкция устройства обеспечивает снижение усилий для удаления отложений парафина с внутренней поверхности НКТ. Устройство для очистки нефтепромысловых труб от парафина (рисунок 9,10,11,12,13) содержит привод 1 подъема и опускания скребков 2, развернутых вокруг продольной оси относительно друг друга на 90, каждый 21
22 из которых состоит из корпуса 3, с узлами присоединения 4, с шипами 5, два подвижных элемента 6 с ножами 7. Скребки 2 снабжены продольными ребрами 8, которые контактируют с внутренней поверхностью очищаемых груб, имеют на концах скосы 9 для прохождения препятствий и жестко соединены с ножами 7 в виде кольцевых секторов с заточенными торцами 10, причем ножи 7 между заточенными торцами 10 имеют по длине сектора диаметральную расточку, создающую контактный зазор между внутренней поверхностью очищаемой трубы и ножами 7. Рисунок 11 Вид общий устройства 22
Буровые станки и бурение скважин
... промывочных реагентов. Буровые скважины на воду, в зависимости от назначения и условий, сооружаются разными способами. Наибольшее распространение получило вращательное бурение скважин. В курсовой работе рассматривается участок ... 10 - 230 Манипулятор подачи бурильных труб - грузоподъемность механизма не более, кг 200 Буровой стол - максимальный диаметр зажимаемых труб, мм 325 Лебедка ЛГ-55 - ...
23 Рисунок — Выноска А с видом скребка При встрече с препятствием продольных ребер 8 со скосами 9 пружина 11 скребка 2 сжимается в направлении, обратном рабочему ходу и за счет скольжения пазами 12 подвижных элементов 6 по шипам 5 ножи 7 сдвигаются к центру скребка 2, обходя препятствия. После прохождения препятствия пружина 11 возвращает ножи 7 в рабочее положение. Поскольку ножи 7 установлены в корпусе 3 с узлами присоединения 4 на подвижных подпружиненных элементах 6, происходит вибрационное срезание слоя парафина со стенок НКТ. Продольные ребра 8 скребков 2 со скосами 9 в совокупности с ножами 7 в виде кольцевых секторов с заточенными торцами 10 и диаметральной расточкой, создающей контактный зазор между внутренней поверхностью очищаемой трубы и ножами 7, обеспечивают снижение усилий для удаления отложений парафина. 23
24 Рисунок 12 Вид Б Реализация данного проекта позволит создать устройство для очистки нефтепромысловых труб от парафина, конструкция которого обеспечит снижение усилий для удаления отложений парафина с внутренней поверхности НКТ и повышение надежности устройства. Рисунок 13 Сечение В-В 24
25 4.Способы борьбы с механическими примесями Гравийные фильтры Гравийные фильтры имеют высокую пескоудерживающую способность и длительный срок службы. Гравийные фильтры состоят из обычного каркасно-проволочного, рабочая область окружена слоем гравия или крупнозернистого песка. По способу изготовления различают фильтры с гравийной засыпкой двух типов: 1) Собираемые на поверхности и в готовом виде опускаемые в скважину (опускные); 2) Создаваемые в скважине путем засыпки песка и гравия между каркасом и стенками скважины (засыпные).
4.1 опускные фильтры К опускным фильтрам относятся кожуховые фильтры. Кожух сетка, удерживающая гравий, примыкающий к каркасу. Кожуховые фильтры применяются в скважинах глубже 100 м. D кожуха >d каркаса на мм. (Рис.14).
Кожуховый фильтр 25
26 1 фланец; 2 каркас фильтра; 3 проволочная сетка (стальной кожух); 4 проволочный пояс; 5 сварка. Для центрирования при спуске кожухового фильтра применяют центрирующие фонари. В процессе эксплуатации кожух быстро разрушается, и водосодержащая горная порода контактирует с гравием. 4.2 Засыпные фильтры (рис. 15).
Схема установки в скважине засыпного фильтра. а в начале доставки гравия в межтрубное пространство: 1 трубы; 2 муфта; 3 рабочая часть; 4 обсадные трубы; б после окончания засыпки. 26
27 Засыпные фильтры создают следующим образом. После доведения скважины до проектной глубины и установки башмака обсадных труб в водоупорной породе на забой опускается каркасный, каркаснопроволочный или сетчатый фильтр, наружный диаметр которого как минимум на 100 мм меньше внутреннего диаметра обсадных труб. В кольцевое пространство между фильтром и обсадными трубами через трубу диаметром мм засыпают мелкими порциями отсортированные гравий и песок. По мере засыпки постепенно поднимают обсадную (эксплуатационную) колонну. Засыпать гравий следует на 5-10 м выше башмака колонны обсадных труб, приподнятой над водоносными породами и обнажившей рабочую часть фильтра, см. рис. 9б. Превышение слоя гравия над башмаком обсадной колонны объясняется тем, что в процессе эксплуатации фильтра уровень засыпки понижается за счет выноса песка и гравия. Разработана технология сооружения скважин малых диаметров, позволяющая производить закачку гравия в интервал формирования обсыпки и цементирования затрубного пространства через специальных узел и инструмент внутри обсадной колонны. Гравийные засыпки призабойной зоны уширенного контура применяются в водоносных пластах, представленных песками. Гравий подается на забой посредством эжекторного дозатора. 27
Гидродинамические методы исследования скважин на Приобском месторождении
... и границ (зон пласта), взаимодействия скважин; распределения давления в пласте, типов фильтрационных потоков и законов фильтрации в пласте и других параметров - по результатам обработки и ... -аллювиального, аллювиального и озерно-болотного характера перспективны для выявления месторождений стройматериалов. На Приобском, Салымском и др. месторождениях, вблизи г. Сургута, Нефтеюганска, Ханты-Мансийска, ...
28 (рис.16) Эжекторный дозатор 1 воронка; 2 — насадка; 3 — окна; 4 — смеситель; 5 — гравий; 6 бурильные трубы. Установка фильтровой колонны впотай, с гравийной обсыпкой по технологии ЗАО «Русбурмаш». Перечень операций по установке: а) Забой расширяется долотом-расширителем от 190 мм до 400 мм; б) Спускается фильтровая колонна; в) Промывка прифильтровой зоны; г) Доставка гравия в прифильтровую зону д) Извлечение инструмента УГФ из скважины 28
29 (Рис.17).
Доставка гравия в прифильтровую зону и извлечение инструмента УГФ из скважины. 1 бурильные трубы; 2 эксплуатационная колона; 3 верхнее отверстие; 4 — УГФ; 5 — пакер; 6 нижнее отверстие; 7 рабочая часть фильтра; 8 уширенная до 400 мм зона; 9 — гравий; 10 — отстойник; 11 замковое соединение. Инструмент УГФ устанавливается внутри эксплуатационной колонны. Пакер под действием осевого усилия от веса труб разжимается и герметизирует кольцевое пространство, а также разделяет и герметизирует верхние и нижние отверстия. Прямая промывка производится буровым насосом по бурильным трубам. Через нижние отверстия вода выходит через кольцевое пространство под пакером и далее в прифильтровую зону. Через отверстия фильтра вода входит внутрь фильтра, затем через верхние отверстия над пакером попадает в кольцевое пространство и поднимается к устью. 29
30 Затем, в прифильтровую зону подают гравий через эжекторный дозатор, с воронкой буровым насосом. Заполняют прифильтровую зону, вода частично проникает в пласт. Заполнение прифильтровой зоны гравием отличается резким повышением давления в нагнетательной магистрали за счет того, что выпускные отверстия перекрывается частицами гравия. Далее инструмент УГФ взвешивают и поворачивают на градусов. Опорные патрубки выходят из замкового соединения и инструмент извлекается из скважины. Герметизация фильтровой колонны осуществляется за счет перекрытия нижних отверстий гравием. Установка фильтровой колонны с выходом на поверхность осуществляется аналогичным способом. Кольцевое пространство между фильтровой колонной и кондуктором герметизируется на устье. Одна из общих схем доставки гравия, в предварительно расширенный забой в глубокой скважине, при помощи эрлифта приведена на рис. Технологические операции выполняются в следующей последовательности: а) Расширение призабойной зоны; б) Установка фильтра на забой при помощи отсоса пульпы эрлифтом Подача гравия дозатором (буровой насос + эжектор + гравий = гравийноводяная смесь = равномерная подача гравия на забой).
Дипломная работа датчики давления
... датчика давления с заданными ТТ. 3. Патентный поиск В данной курсовой работе был выбран потенциометрический метод преобразования. Выбор конструкции осуществляется на основе патентного поиска. Патенты, изученные по теме курсового проекта, ... увеличить основную погрешность датчика, поэтому в процессе разработки датчика необходимо будет провести дополнительные исследования по обеспечению допустимой ...
30
31 (Рис.18).
Схема доставки гравия в предварительно расширенный забой в глубокой скважине. 1 дозатор; 2 — смеситель; 3 — фильтр; 4 обратный клапан; 5 — гравий; 6 расширенный забой Достоинства гравийного фильтра для скважины Возможность изготовления гравийного фильтра отличного качества для любых горных разрезов. Несложность проведения технических работ в скважине. Простота требований к используемому природному материалу. Недостатки гравийного фильтра для скважины Сложность сохранения целостности фильтрового слоя во время обсыпки. Сложность доставки материала в зону заложения. Небольшая водозахватывающая поверхность фильтра и потребность расширения диаметра ствола. 31
32 Стоимость гравийного фильтра Цена гравийного фильтра составляет, примерно 10% от общей стоимости скважины. Такие устройства с производительностью литров и более в минуту, стоят 3-6 тыс. рублей. 5.Жидкости, применяемые для закачки в скважину при установке ФА. Освоение скважины происходит после бурения, перфорации или ремонта. Во время бурения и перфорации скважина заполнена буровым раствором. По техническим правилам ведения буровых работ в СССР гидростатическое давление столба бурового раствора должно составлять 10 15%от пластового давления при глубине скважины не более 1200’м и 5% при больших глубинах. При перфорации разность между давлением на забое и пластовым давлением не должна превышать 5%от пластового давления. Для проведения ремонта ее также заполняют жидкостью или раствором (глушат).
Глушение скважины жидкостью проводят для предотвращения открытого фонтанирования, выбросов ‘нефти, газа при снятии устьевого оборудования и подъеме труб из скважины, т. е. для создания противодавления на пласт. Необходимо, чтобы жидкость глушения не снижала проницаемости призабой-ной зоны, не оказывала коррозионного и абразивного действия на ремонтное и эксплуатационное оборудование, не была токсичной, взрыве- и пожароопасной, дорогой и дефицитной. Плотность жидкости глушения должна соответствовать пластовому давлению в скважине. Для глушения скважин обычно применяют техническую воду, обработанную поверхностно-активными веществами, пластовую воду (плотность до кг/м 3 ), водный.раствор хлористого натрия (до 32
33 1160кг/м 3 ) или кальция (до 1382кг/м 3 ), глинистый раствор (до 1700кг/м 3 ).
Для предотвращения поглощения жидкости глушения в высокопроницаемых пластах применяют буферные жидкости (объемом около1м 3 ), в качестве которых используют водные растворы карбок-силметилцеллюлозы (КМД) и вязкоупругую смесь (ВУС), разработанную ВНИИнефтью. Сохранение коллекторских свойств пласта при глушении обеспечивается применением гидрофобно-эмульснояных растворов, стабилизированных дегидратированными полиамидами-(эс-2) и содержащих при необходимости утяжелители (барит, гематит и др.).
Таким образом, перед вызовом притока давление на забое скважины больше или равно пластовому давлению. Для вызова притока необходимо выполнение условия рз-< <рпл,т. е. создание депрессии давления на пласт Ар=рпл рз, где рпл пластовое давление;рз забойное давление. Так как забойное давление можно представить как гидростатическое давление столба жидкости в скважине, то условие вызова притока можно записать: hpg<p, где h высота столба жидкости в скважине; р плотность жидкости; g ускорение свободного падения. Следовательно, необходимо уменьшить либо h,либо р, с целью вызова притока, поскольку пластовое давление остается неизменным в процессе освоения данной скважины. 33
34 6.Технические расчеты АФК1Э-65х14 ХЛ Предназначена для оборудования устья наземных фонтанных нефтяных и газовых скважин с целью герметизации устья, его обвязки, регулирования режима эксплуатации скважин, установки и присоединения устройств и агрегатов для исследования скважин и проведения технологических операций. В качестве запорных устройств оборудования и его частей применяются краны проходные конические со смазкой, с проходом 65 мм, краны шаровые с проходом 65 и 50 мм по ТУ и задвижки шиберные с проходом 65 мм по ТУ Уровень технических требований к изделию соответствует УТТ-1 по ГОСТ Р Арматура типа АФК1Э и АФК1Э2 позволяет эксплуатацию нефтяных скважин с помощью глубинных электронасосов. Присоединительные размеры элементов арматуры выполнены по РД , ГОСТ Каждая арматура в сборе, а также ее составные части фонтанная елка и трубная головка при их отдельной поставке испытываются в 34
35 условиях завода гидравлическим давлением 28 МПа на прочность и плотность соединений и материалов. Поставка арматуры производится по предварительной договоренности между потребителем и поставщиком. Поставляется как в собранном виде, так и частями елки фонтанные и трубные головки. По запросам потребителей могут быть поставлены отдельные детали. Возможно изготовление любой схемы арматуры по ГОСТ или по согласованному требованию заказчика. Срок службы 15 лет. Основные параметры и размеры арматуры фонтанной на рабочее давление 14 МПа Тип соединения фланцевый. Категория размещения изделия по ГОСТ Температура скважинной среды не выше 120 С. Скважинная среда: продукция нефтяных и газовых скважин с содержанием механических примесей до 25 мг/л, суммарным содержанием H2S и CO2 до 0,003% и до 98% пластовой воды по объему. Технические преимущества арматуры фонтанной на рабочее давление 14 МПа Возможность комплектации данной арматуры тремя конструктивными видами запорных органов: кранами коническими КППС, кранами шаровыми КПШ, задвижками шиберными ЗПШ. Съемный кабельный ввод, выполненный на резьбе НКТ60; По желанию заказчика возможно производство практически всех схем арматур и фонтанных елок согласно ГОСТ 13846, а также комплектация быстро разборным соединением (БРС) для подсоединения ремонтных и технологических агрегатов; 35
36 Возможность установки арматуры на колонную обвязку типа ОКК-1; Строительные длины и присоединительные размеры всех трех типов запорных органов одинаковые, что позволяет при необходимости осуществлять замену одного органа другим; Комплектация задвижками ЗПШ или кранами КПШ позволяет изготовление данной арматуры в исполнении К1 (для коррозионноактивных сред, содержащих до 6% СО2).
6.1Расчет насосно-компрессорных труб на прочность. Расчеты на прочность определяют допустимость использования данных труб по следующим параметрам: нагрузке, вызывающей страгивание резьбового соединения; эквивалентному напряжению, возникающему в опасном сечении трубы с учетом давления среды и осевой нагрузки; циклической переменной нагрузке; усилиям, вызывающим продольный изгиб трубы. 1. Подобрать и рассчитать колонну НКТ d н по ГОСТ 633, необходимую для спуска технологического оборудования массой М на глубину L для следующих вариантов:
- жидкость в скважине отсутствует;
- действует наружное избыточное давление P н ;
- действует внутреннее избыточное давление жидкости P в. 36
37 2. Исходные данные: Наименование параметра Значение параметра 1 Диаметр обсадной колонны, D,мм 168х8 2 Начальный диаметр НКТ, d н, мм 65 4 Масса спускаемого оборудования М, кг Группа прочности стали К 6 Модуль упругости стали, Е*10 5 МПа 2,1 7 Коэф. запаса прочности, 1, Избыточное наружное давление, P н, МПа Избыточное внутреннее давление, P в, МПа 4 17 Недостающими данными задаться 37
38 Сухая скважина Избыточное P н Избыточное P в (Рис.19)НКТ 38
39 Решение Расчет страгивающей нагрузки Под страгиванием резьбового соединения понимают начало разъединения резьбы трубы и муфты. При осевой нагрузке напряжение в трубе достигает предела текучести материала, затем труба несколько сжимается, муфта расширяется, и резьбовая часть трубы выходит из муфты в ее поперечном сечении и без среза резьбы в ее основании. Для определения страгивающей нагрузки воспользуемся следующей формулой: π D ср δ σ Т P ст = 1 + η D, ср ctg(α + φ) 2l D ср = D внутр + δ, η = δ δ + S, где D ср средний диаметр тела трубы под резьбой в ее основной плоскости, м; σ Т предел текучести для материала труб, Па; D внутр внутренний диаметр трубы под резьбой, м; δ толщина тела трубы под резьбой, м; S номинальная толщина трубы, м; α угол профиля резьбы, для НКТ по ГОСТ α = 60 ; φ угол трения, для стальных труб φ = 9 ; l длина резьбы, м. 39
40 Примем следующие значения (согласно ГОСТ ): σ Т = Па; D внутр = м; δ = м; S = м; l = 0.07 м. D ср = = м η = = P ст = ctg(60 + 9) = Н. Максимальная растягивающая нагрузка при подвеске оборудования массой М на колонне НКТ составляет: P max = g L q + M g, где q масса погонного метра НКТ, кг/м; L глубина спуска колонны, м. По ГОСТ q = 4.4 кг/м P max = = Н. P max < P ст (нет необходимости в расчете ступенчатой колонны).
Для равнопрочных труб (высаженных наружу) вместо страгивающей определяется предельная нагрузка по формуле: 2 ) P пр = π σ Т(D 2 н D внутр 4 D н = м., 40
41 P пр = ( ) 4 = Н. P max < P пр (нет необходимости в расчете ступенчатой колонны).
Расчет НКТ при избыточном внутреннем давлении: Предельное давление определим по формуле: P T = 1.75 S σ T D н, P T = = МПа. Фактическое избыточное давление при освоении скважины найдем по следующей формуле: P вн = P в + (ρ ос ρ н )L g, P ос давление на устье при освоении скважины, Па; ρ ос плотность жидкости, закачиваемой при освоении скважины, кг/м 3 ; ρ н плотность жидкости в колонне, кг/м 3 ; Примем следующие параметры: ρ ос = 1400 кг м 3 ; ρ н = 900 кг м 3. P вн = ( ) = МПа. Расчет НКТ при совместном действии осевого усилия и внутреннего давления. Определяем эквивалентное напряжение по четвертой теории прочности: 41
42 σ экв = σ z2 + σ τ2 + σ t 2 σ z σ t σ z σ τ σ τ σ t, где σ z осевое напряжение, Па 2 ) F = π(d н 2 D внутр 4 σ z = P max F, ; F = 3.14( ) 4 σ z = = Па; = м 2 σ t тангенциальное напряжение, Па σ t = D н 2S P вн, σ t = = Па. σ τ тангенциальное напряжение, Па σ τ = P вн, σ τ = Па. σ экв = Па. Условие прочности: σ экв σ Т n 1, где n 1 коэффициент запаса прочности; 42
43 σ экв ; σ экв 370, Па; 282, , неравенство верно. Расчет НКТ при продольном изгибе: Проверку НКТ на продольный изгиб производят при применении механических пакеров. При этом определяют критическую сжимающую нагрузку, возможность зависания НКТ в скважине и прочность изогнутого участка колонны. Критическая нагрузка при установке пакера: 3 P кр = 3.5 E J λ 2 q 2, где J момент инерции поперечного сечения трубы, м 4 ; λ коэффициент, учитывающий снижение веса труб в жидкости. J = π 64 (D н 4 D внутр 4 ); λ = 1 ρ н ρ тр, где ρ тр плотность материала труб. J = ( ) = м 4 ; Примем ρ тр = 7820 кг/м 3. λ = = P кр = = Н 43
44 7.Расчет пробкового крана в программном обеспечении SOLID WORKS. (Рис.20) 3D модель пробкового крана Мною был начерчен пробковый кран, состоящий из: корпус, входной и выходной каналы, ведомый и ведущий элементы, проходной канал, кольцевой выступ, расточка в виде ступенчатого канала, уплотнительные клапана, расточка ведущего элемента в виде цилиндрической полости, кольцевая канавка, разгрузочный канал, связывающий канавку с расточкой, шпиндель, дисковый затвор, конический хвостовик, лыска, винт, крышка, сальник, стойка, крышка сальника, ходовая гайка, болт, приводной механизм в виде моховика, винт, фиксатор от проворота шпинделя Так же проведен газодинамический расчет в Flow Simulation, далее результаты были импортированы в Simulation и проведен прочностной статический анализ. 44
45 (Рис.21) Траектория движения жидкости (воды) по рабочей области. Благодаря программе можем пронаблюдать траекторию движения жидкости. Максимальная скорость на входе, видим снижение н на выходе, за счет имеющихся конструктивных неоднородностей создается сопротивление жидкости что сказывается на падение скорости за счет этих неоднородностей происходит возникновение неравномерного влияния силы потока жидкости. (Рис.22).
Cоздание сетки 45
46 (Рис. 23).
Напряжения На данном изображении мы видим картину распределения напряжений в кране которые возникают под действием силы потока текучей жидкости. Максимальные напряжения действуют на края, в месте где максимальное сопротивление, там и максимальный напор. (Рис.24).
Смещения Из данного слайда видно,максимальшое смешение возникает в пазе тех под пробку красное максимальное смещение 0,144 мм 46
47 8.Раздел «Финансовый менеджмент, ресурсоэффективность и ресурсосбережение» (приложение К) SWOT-анализ Первый этап заключается в описании сильных и слабых сторон проекта, в выявлении возможностей и угроз для реализации проекта, которые проявились или могут появиться в его внешней среде. Результаты первого этапа SWOT-анализа представлены в табличной форме (табл. 1).
Таблица 1 Матрица SWOT Сильные стороны научноисследовательского проекта: С1. Наличие бюджетного финансирования; С2. Расчет насоснокомпрессорных труб,фланцевого соединения,пробкового крана,3d модель пробкового крана, проверка на напряжения; С3. Использование Слабые стороны научноисследовательского проекта: Сл1. Реальное внедрение результатов проекта не планируется; Сл2 Упрощения и допущения, принимаемые в расчетах, например, не учтена критическая сжимающая нагрузка ; Сл3.Проверка на напряжения была 47
48 программного комплекса SolidWorks; С4. Высокая достоверность полученных результатов; С5. Возможность привлечения квалифицированных экспертов для реализации проекта. произведена только рабочей области(корпуса) крана. Сл4. Отсутствие у исполнителя проекта практического опыта реализации проектов по проектированию ФА; Сл5. Возможные ошибки в расчетной части программного комплекса SolidWorks. Возможности: В1. Сотрудничество с представителями предприятий производителей ФА;; В2. Сотрудничество с предприятием, эксплуатирующим ФА; В3. Появление дополнительного спроса на исследование; В4. Получение гранта для дальнейших исследований; 48
49 В5. Повышение стоимости конкурентных исследований. Угрозы: У1. Снижение спроса на данные исследования в связи со снижением объемов ввода новых скважин в эксплуатацию ; У2. Развитая конкуренция технологий; У3. Снижение бюджета на исследование; У4. Неточность расчетов в ходе моделирования. После того как сформулированы четыре области SWOT переходим к реализации второго этапа. Второй этап состоит в выявлении соответствия сильных и слабых сторон научно-исследовательского проекта внешним условиям окружающей среды. Это соответствие или несоответствие должны помочь выявить степень необходимости проведения стратегических изменений. 49
50 Интерактивная матрица проекта представлена в табл. 2, табл. 3, табл. 4, табл. 5. Таблица 2 Интерактивная матрица возможностей и сильных сторон проекта Сильные стороны проекта С1 С2 С3 С4 С5 В Возможности проекта В В В В При анализе данной интерактивной таблицы можно выделить следующие сильно коррелирующие возможности и сильные стороны проекта: В1С5, В2С4С5, В3С3, В4С4С5, В5С2С3. Таблица 3 Интерактивная матрица возможностей и слабых сторон проекта Слабые стороны проекта Возможности проекта Сл1 Сл2 Сл3 Сл4 Сл5 В
51 В В В В При анализе данной интерактивной таблицы можно выделить следующие сильно коррелирующие возможности и слабые стороны проекта: В3Сл2, В4Сл3. Таблица 4 Интерактивная матрица угроз и сильных сторон проекта Сильные стороны проекта С1 С2 С3 С4 С5 Угрозы проекта У У У У При анализе данной интерактивной таблицы можно выделить следующие сильно коррелирующие угрозы и сильные стороны проекта: У2С5, У3С2С3, У4С3. Таблица 5 Интерактивная матрица угроз и слабых сторон проекта Слабые стороны проекта 51
52 Сл1 Сл2 Сл3 Сл4 Сл5 Угрозы проекта У У У У При анализе данной интерактивной таблицы можно выделить следующие сильно коррелирующие угрозы и сильные стороны проекта: У1Сл1Сл2Сл3Сл5, У2Сл1Сл2Сл5, У3Сл1Сл2Сл3Сл5, У4Сл1Сл2Сл3Сл5. В рамках третьего этапа составляем итоговую матрицу SWOT-анализа (табл. 6).
Таблица 6 SWOT-анализ Сильные стороны научноисследовательского проекта: С1. Наличие бюджетного финансирования; С2. Расчет насоснокомпрессорных труб,фланцевого соединения,пробкового крана,3d модель Слабые стороны научноисследовательского проекта: Сл1. Реальное внедрение результатов проекта не планируется; Сл2 Упрощения и допущения, принимаемые в расчетах; Сл3. Отсутствие 52
53 Возможности: В1. Использование инновационной инфраструктуры ТПУ; В2. Сотрудничество с предприятиемизготовителем газотурбинных установок; В3. Появление дополнительного спроса на исследуемый пробкового крана, проверка на напряжения. С3. Использование программного комплекса SolidWorks; С4. Высокая достоверность полученных результатов; С5. Возможность привлечения квалифицированных экспертов для реализации проекта. Результаты анализа интерактивной матрицы проекта полей «Сильные стороны и возможности»: В1С5 для исследования проекта необходимы лаборатории ТПУ, допуск к которым имеет квалифицированный персонал; возможности проверки результатов исследования с помощью практических опытов; Сл4. Отсутствие у исполнителя проекта практического опыта реализации проектов по проектированию ФА; Сл5. Возможные ошибки в расчетной части программного комплекса. Результаты анализа интерактивной матрицы проекта полей «Слабые стороны и возможности»: В3Сл2 возможно появление дополнительного спроса на исследование в случае практического подтверждения полученных 53
54 продукт; В4. Получение гранта для дальнейших исследований; В5. Повышение стоимости конкурентных исследований. В2С4С5 исследования, проводимые для определения напряжений пробкового крана, должны быть интересны для предприятия с целью развития более совершенной продукции; квалифицированный персонал является гарантом качества выполняемых работ; В3С3 появление дополнительного спроса к исследованию вследствие моделирования процессов в CAD/CAM системе SolidWorks; В4С4С5 получение гранта связано с актуальностью решаемой проблемы при участии квалифицированного персонала; результатов; В4Сл3 в случае решения актуальных задач возможно получение гранта для дальнейшего развития проекта. 54
55 Угрозы: У1. Отсутствие спроса на данные исследования; У2. Развитая конкуренция технологий; У3. Снижение бюджета на исследование; У4. Неточность расчетов в ходе моделирования. В5С2С3 удорожание проектов конкурентов, вследствие того, что нам не надо производить закупки материалов, т.к. проводим исследования в CAD/CAM системе SolidWorks. Результаты анализа интерактивной матрицы проекта полей «Сильные стороны и угрозы»: У2С5 возможно развитие конкурентных разработок, если при их создании участвует квалифицированный персонал; У3С2С3 возможно урезание бюджета, т.к. в основном смета затрат состоит из начисления зарплаты ввиду отсутствия необходимости закупки оборудования и материалов для Результаты анализа интерактивной матрицы проекта полей «Слабые стороны и угрозы»: У1Сл1Сл2Сл3Сл5 возможно отсутствие спроса на данное исследование вследствие: применения некоторых упрощений при моделировании, учета только одного вида нагрузки, наличия некоторых погрешностей при отсутствии возможности проверки результатов; У2Сл1Сл5 возможно развитие конкурентных 55
56 исследования; У4С3 существует вероятность появления погрешностей в расчетах, т.к. при исследовании используется не практические испытания, а моделирование процессов в CAD/CAM системе SolidWorks. исследований вследствие осуществления более точных расчетов при минимальных упрощениях в проекте; У3Сл1 есть вероятность урезания финансирования в случае проведения не полного исследования с использованием упрощений; У4Сл1Сл2Сл3Сл5 на неточность результатов исследования напрямую влияют вводимые упрощения, наличие программных ошибок в сочетании с отсутствием практических опытов могут допустить наличие неточных расчетов при исследовании. 56
57 8.2. Планирование научно-исследовательских работ Структура работ в рамках научного исследования Планирование комплекса предполагаемых работ осуществляется в следующем порядке: определение структуры работ в рамках научного исследования; определение участников каждой работы; установление продолжительности работ; построение графика проведения научных исследований. По каждому виду запланированных работ устанавливается соответствующая должность исполнителей. В данном разделе составим перечень этапов и работ в рамках проведения научного исследования, проведем распределение исполнителей по видам работ. Порядок составления этапов и работ, распределение исполнителей по данным видам работ приведен в табл. 7. Таблица 7 Перечень этапов, работ и распределение исполнителей. Основные этапы раб Содержание работ Должность исполнителя Разработка технического задания 1 Составление и утверждение технического задания Руководитель Выбор направления исследований 2 Выбор направления исследований Руководитель 3 Подбор и изучение Дипломник 57
58 литературы по теме 4 Календарное планирование работ по теме Руководитель, дипломник Подбор фонтанной 5 арматуры,в соответствии Дипломник Теоретические и с требованиями экспериментальные исследования 6 Построение модели пробкового крана и проведение Дипломник исследования Обобщение и оценка результатов 7 Оценка результатов исследования Руководитель, дипломник Оформления отчета по исследовательской работе 8 Составление пояснительной записки Руководитель, дипломник Определение трудоемкости выполнения работ Трудовые затраты в большинстве случаях образуют основную часть стоимости разработки, поэтому важным моментом является определение трудоемкости работ каждого из участников научного исследования. Трудоемкость выполнения научного исследования оценивается экспертным путем в человеко-днях и носит вероятностный характер, т.к. зависит от множества трудно учитываемых факторов. Для определения 58
59 ожидаемого (среднего) значения трудоемкости t ожi используется следующая формула: t ожi = 3t mini+2t maxi, 5 где t ожi ожидаемая трудоемкость выполнения i-ой работы чел.-дн.; t mini минимально возможная трудоемкость выполнения заданной i-ой работы (оптимистическая оценка: в предположении наиболее благоприятного стечения обстоятельств), чел.-дн.; t maxi максимально возможная трудоемкость выполнения заданной i- ой работы (пессимистическая оценка: в предположении наиболее неблагоприятного стечения обстоятельств), чел.-дн. Исходя из ожидаемой трудоемкости работ, определяется продолжительность каждой работы в рабочих днях T p, учитывающая параллельность выполнения работ несколькими исполнителями. Такое вычисление необходимо для обоснованного расчета заработной платы, так как удельный вес зарплаты в общей сметной стоимости научных исследований составляет около 65 %. T pi t ожi Ч i, (х) где T pi продолжительность одной работы, раб. дн.; t ожi ожидаемая трудоемкость выполнения одной работы, чел.-дн.; Ч i численность исполнителей, выполняющих одновременно одну и ту же работу на данном этапе, чел. Разработка графика проведения научного исследования Наиболее удобным и наглядным является построение ленточного графика проведения научных работ в форме диаграммы Ганта. 59
60 Диаграмма Ганта горизонтальный ленточный график, на котором работы по теме представляются протяженными во времени отрезками, характеризующимися датами начала и окончания выполнения данных работ. Для удобства построения графика, длительность каждого из этапов работ из рабочих дней следует перевести в календарные дни. Для этого необходимо воспользоваться следующей формулой: T ki = T pi k кал, (х) где T ki продолжительность выполнения i-й работы в календарных днях; T pi продолжительность выполнения i-й работы в рабочих днях; k кал коэффициент календарности. Коэффициент календарности определяется по следующей формуле: k кал = Т кал Т кал Т вых Т пр, (х) где Т кал = 365 количество календарных дней в году; Т вых = 104 количество выходных дней в году; Т пр = 14 количество праздничных дней в году. k кал = = 1,48 Рассчитанные значения в календарных днях по каждой работе T ki округляем до целого числа. Все рассчитанные значения сведены в таблице 8: 60
61 Таблица 8 Временные показатели проведения научного исследования Название работы Трудоемкость работ t min, t max, t ож, челдндни чел- челдни Испол нители Длитель ность работ в рабочих днях, Т рi Длитель ность работ в календа рных днях, T кi Составление и утверждение технического задания Выбор направления исследования Подбор и изучение литературы по теме 1 4 2,2 Руков ,2 Руков ,6 Дипл Календарное планирование работ по теме 2 4 2,8 Руков. дипл. 2 3 Поиск необходимых параметров для построения модели и проведения процесса симуляции ,8 Дипл
62 Построение модели лопатки осевого компрессора и проведение исследования ,4 Дипл Оценка результатов исследования 7 9 7,8 Руков. дипл. 4 6 Составление пояснительной записки ,8 Руков. дипл. 5 8 На основе таблицы 8 строим план график Таблица 9 Календарный план график проведения НИР по теме работ Вид работ Исполнители T кi, кал. дни Продолжительность выполнения работ Фев. Март Апрель Май Составление и 5 утверждение технического задания Руков. 2 Выбор 11 направления исследования Руков. 3 Подбор и 18 изучение литературы по теме Дипл. 62
