.

Проект разбуривания участка в районе деятельности БП ‘ТЮМЕНБУРГАЗ’

Язык: русский
Формат: дипломна
Тип документа: Word Doc
0 8285
Скачать документ

МИНИСТЕРСТВО ОБРАЗОВАНИЯ РОССИЙСКОЙ ФЕДЕРАЦИИ
УФИМСКИЙ ГОСУДАРСТВЕННЫЙ НЕФТЯНОЙ ТЕХНИЧЕСКИЙ УНИВЕРСИТЕТ
КАФЕДРА БУРЕНИЯ НЕФТЯНЫХ И ГАЗОВЫХ СКВАЖИН

Рецензент «К защите допущен»
___________________________
______________ Зав. кафедрой _______________________ профессор

ДИПЛОМНЫЙ ПРОЕКТ
ТЕМА: ПРОЕКТ РАЗБУРИВАНИЯ УЧАСТКА В РАЙОНЕ ДЕЯТЕЛЬНОСТИ БП «ТЮМЕНБУРГАЗ»
Спец. тема: «Аварии с обсадными колоннами»
КЛУШ. 111000.000

Выполнил: ст
Руководитель: доцент
Консультант по безопасности
и экологичности проекта: профессор
Консультант по экономической доцент
части

СОДЕРЖАНИЕ

СОДЕРЖАНИЕ
ВВЕДЕНИЕ
1. ГЕОЛОГО-ГЕОФИЗИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ
2. ТЕХНОЛОГИЯ СТРОИТЕЛЬСТВА СКВАЖИНЫ
2.1 Проектирование конструкции скважины
2.2.1 Вскрытие продуктивного пласта
2.1.2 Обоснование числа обсадных колонн и глубины их спуска
2.1.2 Выбор диаметров обсадных колонн и долот
2.2 Выбор буровых растворов и их химическая обработка по интервалам
2.2.1 Обоснование параметров бурового раствора
2.2.2 Определение потребного количества бурового раствора и материалов для его приготовления
2.3 Выбор способа бурения
2.4 Расчет бурильной колонны
2.5 Выбор компоновок бурильного инструмента
2.6 Проектирование режима бурения
2.6.1 Разработка гидравлической программы проводки скважины
2.6.2 Расчет рабочих характеристик забойных двигателей
2.6.3 Составление проектного режима бурения
2.5 Расчет и выбор конструкции обсадных колонн, компоновка их низа и обоснование технологической оснастки.
2.5.1 Расчет построение эпюр внутренних и наружных избыточных давлений
2.5.2 Расчет и построение эпюр избыточных давлений
2.5.3 Выбор и расчет обсадных труб для эксплуатационной колонны.
2.5.4 Компоновка кондуктора и эксплуатационной колонны.
2.6 Цементирование эксплуатационной колонны
2.6.1 Расчет необходимого количества материалов.
2.6.2 Гидравлический расчет цементирования
2.6.3 Контроль качества цементирования
3. ТЕХНИКА ДЛЯ СТРОИТЕЛЬСТВА СКВАЖИНЫ
3.1 Выбор буровой установки
3.2 Обогрев буровой в зимних условиях
3.3 Обоснование и выбор вновь применяемой техники для строительства скважин
4. СПЕЦИАЛЬНАЯ ЧАСТЬ
4.1 Введение
4.2 Виды аварий
4.3 Причины аварии
4.4 Аварии с обсадными колоннами
4.5 Предупреждение аварии с обсадными колоннами
5. БЕЗОПАСНОСТЬ И ЭКОЛОГИЧНОСТЬ ПРОЕКТА
5.1 Анализ вредностей и опасностей
5.1.1 Взрывопожаробезопасность
5.1.2 Электробезопасность
5.1.3 Шум и вибрация
5.1.4 Освещение рабочей площадки
5.1.5 Метеорологические условия труда
5.1.6 Механические опасности
5.2 Инженерно техническая защита при СПО
5.3 Безопасная организация при проведении сложных работ
5.4 Охрана недр и окружающей среды при бурении скважин
6. ОБОСНОВАНИЕ ОРГАНИЗАЦИИ РАБОТ ПРИ СТРОИТЕЛЬСТВЕ СКВАЖИН
6.1 Составление геолого-технического наряда
6.2 Составление нормативный карты
6.3 Разработка мероприятия по улучшению организации работ и повышению качества строительства скважин
7. ЭКОНОМИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ
7.1 Составление сметы
7.2 Технико-экономические показатели
7.3 Экономическая эффективность от применения рекомендуемых компоновок низа бурильной колонны для проработки скважины
7.3.1 Краткая аннотация
7.3.2 Методика расчета
7.3.3 Расчет экономического эффекта

ВВЕДЕНИЕ

Данный дипломный проект выполнен па основе материалов производственной и преддипломной практики в районе деятельности БП «Тюменбургаз».
В дипломном проекте рассматриваются следующие разделы:
1) Геолого–геофизическая часть: разрез скважины, условия проводки скважины, возможные осложнения.
2) Технология строительства скважины: рассматриваются вопросы связанные с проводкой скважины.
3) Техника для строительства скважины: выбор техники для строительства скважины.
4) Безопасность и экологичность проекта: вопросы охраны труда и окружающей среды.
5) Обоснование организации работ при строительстве скважины: составление ГТН, нормативной карты.
6) Экономическая часть: вопросы связанные с экономией строительства скважины.
7) Специальная часть: вопросы связанные с авариями происшедшими с обсадными колоннами при строительстве скважины; основные виды и причины аварий; пути предотвращения этих аварий и их ликвидации.
Приводятся необходимые выводы и рекомендации.

ОБЩИЕ СВЕДЕНИЯ О РАЙОНЕ РАБОТ

1. Наименование площади Таб-Яхинский участок Уренгойского ГКМ
2. Температура воздуха:
среднегодовая – 80С
максимальная летняя + 300С
минимальная зимняя – 540С
3. Среднегодовое количество осадков: 500…600 мм
4. Максимальная глубина промерзания грунта: 0…600 мм
5. Продолжительность отопительного сезона: 284 сут.
6. Преобладающее направление ветра: южное
7. Наибольшая скорость ветра: 28…30 м/с
8. Сведения о площадке сторительства и подъездных путях:
• Рельеф: Слабовосхолмленая, сильнозаболоченная равнина с большим количеством рек и озер
• Состояние грунта: мерзлый
• Толщина снежного покрова: 1…2 м
• Мощность сезонооттаивающего слоя: 0,2…0,5 м
• Характер растительного покрова: Тундра кустарниковая, по берегам рек – карликовые березы, лиственицы
9. Характеристика подъездных дорог:
• Средняя продолжительность: 1,2 км
• Характер покрытия: грунтовый
• Высота насыпи: 2 м
10. Источник водоснабжения: Поверхностный водозабор
11. Источник энергоснабжения: ЛАЭС – 25000, Госсеть
12. Источник грунта: карьер

1. ГЕОЛОГО-ГЕОФИЗИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ

Таблица 1.1
1.1. Литолого-стратиграфическая характеристика скважины
Стратиграфическое подразделение Глубина залегания, м Мощность,м Элементы залегания (падения)пластов, угол,  Стандартное описание горной породы: полное название, характерные признаки (структура, текстура, минеральный состав и т.д.)
Название Индекс От (кровля) До (подошва)
1 2 3 4 5 6 7
Четвертичные О 0 90 90 0.30 Торф, супеси, глины, пески
Некрасовская P3nk 90 120 30 0.30 Пески
Чеганская P2-3cq 120 180 60 0.30 Пески, глины алевралитистые с включениями гальки и гравия
Люлиноворская
P2ll 180 320 140 0.30 Глины алевралитистые, диатомовые,опоковидные с прослоями песка
Тибейсалинская P1tbs 320 580 260 0.30 Пески и песчаники сырые, тонкозернистые с прослоями глин, в нижней части глины с прослоями песка
Ганькинская
K1-2qn 580 855 275 До 1 Глины серые, алевритистые
Березовская K2br 855 1131 276 0.40…1.0 Глины слабоалевритистые, в нижней части опоковидные
Кузнецовская K2kz 1131 1165 34 До 1 Глины плотные, аргелитоподобные
Покурская K2pk 1165 1300 135 0.30 Пески, песчаники, алевролиты с прослоями глин

Таблица 1.2
1.2. Физико-механические свойства горных пород по разрезу скважины
Индекс страт.
Подразд. Интервал Краткое название горной породы Плотность, кг/м3 Пористость, % Глинистость, % Категория твердости Коэффициент пластичности Коэффициент абразивности Категория породы по промысловой классификации
От
До

О 0 90 Пески, супеси, глины 1500, 2300, 2000 25 15…20 1…2 – 7…8 Мерзлая
P3nk 90 120 Пески 2000 25 10…15 1…2 – 7…8 Мерзлая
P2-3cq
120 180 Пески, глины 2000 25 15…20 1…2 – 7…8 Мерзлая
P2ll 180 320 Глины опоков. 1800 30…35 95…100 2…3 – 3,0 Мягкая, средняя
P1tbs 320 580 Пески, глины 2000 32 25…30 2…3 2…4 6,0 Средняя
K1-2qn 580 855 Глины алевритистые 2200 28 90…100 2…3 4…6 4,0 Мягкая, средняя
K2br 855 1131 Глины опоков. 1900 25 95 3 4…6 6,0 Средняя
K2kz 1131 1165 Глины агрелитоподобные 2200 20 95…100 2…3 4…6 4,0 Мягкая
K2pk 1165 1300 Песчаники, алевролиты 2000-2500 25…30 25 3 2…3 7…8 Средняя

Таблица 1.3
1.3. Геологические данные разреза
Интервал, м Глубина залегания нейтрального слоя, м Температура пород нейтрального слоя, С Глубина нулевой изотермы Распределение температуры, С Льдистость,% Интервалы залегания,м
От
(верх) До
(низ) Межмерзлотных таликов Криопегов
От До От До
0 40 8 -4 – -3…-4 30 – – – –
40 70 – – – -3…-4 30 40 70 – –
70 130 – – – -2…-3 20 – – 70 130
130 290 – – – -2 15 – – – –
290 400 – – 350 0 0 – – – –

Таблица 1.4
1.4. Нефтегазоносность
Индекс пласта Интервал, м Тип флюида Относительная плотность газа по воздуху Средний дебит, тыс. м3/сут Температура в пласте, єС
От (верх) До (низ)
К 1-2 рК 1165 1250 газ 0,56 580 31

Таблица 1.5
1.5. Характеристика вскрываемых пластов
Индекс пласта Интервал, м Тип коллектора Тип флюида Пористость, % Проницаемость, мДа Коэф. Газоконденсатонефте насыщенности Пластовое давление, МПа Коэф. Анамальности
От (верх) До (низ)
К 1-2 рК 1165 1250 Поровый Газ 25…30 100…500 0,6…0,7 9,0 0,8

Таблица 1.6
1.6. Водоносность
Интервал, м Тип коллектора Плотность, кг/см3 Дебит, м3/сут Тип воды по составу Минерализация, мг-экв/л Относится к источнику питьевого водоснабжения (да, нет)
От (верх) До (низ)
0 160 Поровый 998 192…1728 Гидрокарбонатно-натриевые 0,25…2,6 Да
160 580 Поровый При опробировании притока не получено
580 1131 Поровый Региональный водоупор
1131 1300 Поровый Региональный водоупор

Таблица 1.7
1.7. Градиенты давления по разрезу
Интервал, м Градиенты
От
(верх) До
(низ) Гидроразрыва пород, Мпа/м Горного давление, Мпа/м Геотермический ◦С/10м
0 90 0,02 0,02 –
90 120 0,02 0,02 –
120 180 0,0174 0,019 –
180 320 0,0174 0,019 –
320 580 0,0174-0,0162 0,021 –
580 855 0,0176 0,021 0,017
855 1131 0,0176 0,02 0,024
1131 1165 0,0178 0,022 0,025
1165 1250 0,0162 0,022 0,025
1250 1300 0,0162 0,022 0,025

Таблица 1.8
1.8. Возможные осложнения при бурении
Интервал, м Вид, характеристика осложнения Условия возникновения осложнений
От (верх) До (низ)
0 350 Размывы и обвалы стенок скважины, интенсивные кавернообразования При длительной остановке в процессе бурения, плохом качестве бурового раствора (низкая вязкость, большое содержание песка в растворе)
350 550 Прихват обсадной колонны При несоответствующей подготовке ствола скважины к спуску обсадной колонны. Низкое качество бурового раствора
550 1300 Прихват и затяжки бурильного инструмента, обвалы стенок скважины.
Газопроявления При плохом качестве бурового раствора (высокая плотность, высокий коэффициент трения глинистой корки). Оставление бурового инструмента без движения более 5 мин. При снижение противодавления на газонасыщеный пласт во время СПО, бурения и др.

Таблица 2.9
2.9 Комплекс геофизических исследований
Наименование Вертикальная скважина
Масштаб Интервал
Кондуктор
• Открытый ствол:
– Стандартный каротаж (А2М0,5N) 1:500 0…550
– Кавернометрия 1:500 0…550
– РК (ГК +НГК) 1:500 0…550
– Инклинометрия ч/з 25м 0…550
• В колонне
– АКЦ 1:500 0…550
– ГГК-Ц 1:500 0…550
Эксплуатационная колонна
• Открытый ствол 1:500 550…1300
– Стандартный каротаж (потенциал зонд + ПС, градиент зонд l=4,0м) 1:200 1150…1300
– Микрозондирование 1:200 1150…1300
– БКЗ (4 зонда) 1:200 1150…1300
– Боковой каротаж 1:200 1150…1300
– Индукционный каротаж 1:200 1150…1300
– Акустический каротаж 1:200 1150…1300
– ГГК-П 1:200 1150…1300
– Кавернометрия 1:200 1150…1300
– Резистивеметрия 1:200 1150…1300
– РК (ГК, НКТ) 1:200 1150…1300
• В колонне
– АКЦ 1:500 0…1300
– ГГК-Ц 1:500 0…1300

2. ТЕХНОЛОГИЯ СТРОИТЕЛЬСТВА СКВАЖИНЫ

2.1 Проектирование конструкции скважины

2.2.1 Вскрытие продуктивного пласта
Под вскрытием понимается комплекс работ по разбуриванию пород и оборудованию скважины в интервале продуктивного пласта. При разбуривании продуктивного пласта и креплении ствола скважины должны быть приняты меры по предупреждению его загрязнения, то есть сохранению его проницаемости. Необходимо создать благоприятные условия для притока флюида из пласта в скважину. Получение начального притока зависит от параметров, состава и свойств промывочной жидкости, а также длительного воздействия ее на продуктивный пласт, а также от ряда других факторов.
Для предупреждения проявления пластовых флюидов в процессе бурения в скважине обычно поддерживают давление Рс несколько больше, чем давление флюида в пласте. Следовательно, приразбуривании пласта в большинстве случаев на него действует перепад давления . Под действием этого перепада в проницаемые пласты, в зависимости от каналов может поступать фильтрат, частицы твердой и газовый фаз бурового раствора, а иногда и весь буровой раствор.
Отсюда следует, что необходимо поддерживать  как можно меньшим. Для вскрытия продуктивного пласта следует выбирать буровой раствор, по составу физико-химическим свойствам близким к пластовым жидкостям или газу.
Для скважин, глубиной свыше 1200 м, техническими правилами ведения буровых работ, предусматривается следующая плотность бурового раствора из условия предупреждения проявления пластов.
Условная вязкость раствора 25 –30 с. Для предотвращения отрицательного влияния фильтрата бурового раствора на коллекторские свойства пласта, показатель фильтрации не должен превышать 5-6 см3/30 мин. Уточнение параметров бурового раствора будет проведено по графику совмещенных давлений, показанному в таблице 2.2.
Продуктивные пласты вскрываются на полную мощность. После вскрытия ствол скважины крепится эксплуатационной колонной, цементируется с подъемом цементного раствора до устья скважины и перфорируется в интервале продуктивного пласта перфоратором ПК – 103 из расчета 15 отверстий на один погонный метр.
2.1.2 Обоснование числа обсадных колонн и глубины их спуска
Обоснование производим, исходя из данных пункта 1 по график совмещенных давлений.
Расчет коэффициента анамальности Ка и коэффициента гидроразрыва Кгр

; .

При Н=180м
=0,84 =2,32
При Н=550м
=0,78 =2,51
При Н=1115м
=0,75 =2,34
При Н=1130м
=0,71 =2,32

Таблица 2.1
График совмещенных давлений

По разрезу скважины несовместимых интервалов бурения нет. Поэтому, выбирая конструкцию скважины, следует исходить из других условий, в данном случае предусматривается перекрытие кондуктором неустойчивых четвертичных пород и всей толщи ММП, с расположением башмака кондуктора в интервале устойчивых горных пород и с целью оборудования устья ПВО для предотвращения выброса сеноманского газа. Глубина спуска кондуктора 550 м. Эксплуатационная колонна спускается до забоя (1300 м), с целью укрепления стенок скважины и размещением в ней технологического оборудования для эксплуатации скважины, разобщения пластов.
Заполнение пространства между обсадной колонной и стенкой скважины цементным раствором, из которого в короткий срок образуется практически непроницаемый камень, является в данное время основным способом герметичного разобщения проницаемых горизонтов друг от друга, предотвращение перетоков пластовых жидкостей из одного горизонта в другой или на поверхность через заколонное пространство.
Цементирование кондуктора и эксплуатационной колонны осуществляется прямым способом через башмак с подъемом цементного раствора до устья скважины.

2.1.2 Выбор диаметров обсадных колонн и долот
Диаметр эксплуатационный колонны задается заказчиком, исходя из условий эксплуатации, проведения исследовательских, геофизических, ремонтных работ. Эксплуатационную колонну диаметром 168 мм выбираем в соответствии с требованиями заказчика.
Диаметр долота:

, ∆=5ч10 мм,

где Dм = 0,186 м – диаметр муфты обсадной колонны,
,
Кондуктор: Dк =Dд+2*д, где д – зазор между долотом и внетренней поверхности кондуктора, принимается равным от 3 до 10 мм.
Dк =0,2159+2*6*103 =0,2279 м.
Диаметр кондуктора принимаем равным 0,2445 м.
Определим диаметр долота при бурении кондуктора:
Dд.к =0,270+2*8*10-3 =0,286 м.
Диаметр долота при бурении под кондуктор 0,2953 м.
Результаты расчетов представлены в таблице2.2

Таблица 2.2
Конструкция скважины
Наименование колонны Глубина спуска, м dд., мм dтруб, мм
Кондуктор 0-550 295,3 245
Эксплуатационная колонна 550-1300 215,9 168

2.2 Выбор буровых растворов и их химическая обработка по интервалам

Тип бурового раствора и его параметры выбираем из условия обеспечения устойчивости стенок скважины и обеспечения необходимого противодавления на флюидонасыщенные пласты, которые определяются физико-химическими свойствами горных пород слагающих разрез скважины (тбл. ) и пластовыми давлениями (таб. ). При выборе растворов следует руководствоваться опытом, накопленным при бурении в проектном горизонте. Выбор типов и параметров промывочной жидкости производим согласно регламента по буровым растворам, принятого на данном предприятии, который представлен в таблице 2.3
При бурении под кондуктор используется, наработанный на предыдущей скважине или приготовленный из глинопорошка, глинистый раствор. Бурение под эксплуатационную колонну ведется на полимерглинистом растворе, который получается из раствора оставшегося после бурения предыдущего интервала, путем его дообработки.

Таблица 2.3
Поинтервальная химическая обработка буровых растворов
Интервал бурения, м Наименование химреагентов и материалов Цель применения реагентов в растворе Норма расхода, кг/м3 Потребность компонентов, т
1 2 4 5 6
0-550 Бентонитовый глинопорошок Приготовление глинистой суспензии 50 27,5
Кальцинированная сода Нейтрализация ионов Са, повышение выхода глинистого раствора 0,4 0,22
КМЦ-700
(Tylose) Регулирование показателя фильтрации и вязкости бурового раствора 1 0,55
ТПНФ Понизитель вязкости 0,1 0,055
ЛТМ (СКЖ, ЖИРМА, ОТП) Снижение липкости глинистой корки 1,8 0,99
Графит ГС-1 Профилактика прихватов обсадных колонн 1,8 0,94
Smectex (DKS-extender) Снижение интенсивности кавернооброзования 0,2 0,11
550-1300 Кальцинированная сода Нейтрализация ионов Са 0,25 0,19

Унифлок Предотвращение деспергирования и наработки объема бурового раствора 0,3 0,23
КМЦ-700
(Tylose) Регулирование показателя фильтрации и вязкости бурового раствора 0,4 0,30

2.2.1 Обоснование параметров бурового раствора
Обоснование плотности производится с учетом возможных осложнений по разрезу скважины и условий предупреждения проявления пластов.

[кг/м3],

где h – глубина залегания кровли пласта, м
к – коэффициент превышения давления в скважине над пластовым.
к = 1,1ч1,15 при h , где [P] допускаемое рабочее давление насоса;  = 13,39 Мпа;
По таблице 56 [] выбираем буровой насос с [P] = 13,9 МПа при диаметре втулок dвт = 170 мм –У8-6МА.
Заключительной стадией гидравлического расчета скважины является построение НТС – номограммы.
Для этого занесем в таблицу теоретические и фактические подачи и давления насоса при различных диаметрах втулки.
Теоретические подачи и давления насоса берем из таблицы 56 [].
Фактическая подача определяется по формуле:

где к – коэффициент, учитывающий работу насоса на всасывании (к = 0,85);
Q – теоретическая подача.

Таблица 2.10
Давления и подачи У8-6МА
Диаметр втулки, мм Допустимое давление, МПа Теоретическая подача, м3/с Фактическая подача, м3/с
160 16 0,0317 0,0269
170 13,9 0,0355 0,03018
180 12,2 0,0404 0,03434

Затем значения Qф и Р нанесем на график (рис. 2.1) Q = f().
На значениях подачи отметим интервалы регулирования расхода. Найдем потери давления, зависящие от глубины. Они равны потерям в ЛБТ, СБТ, УБТ, кольцевом пространстве между ЛБТ и стенками скважины, СБТ и стенками скважины, УБТ и стенками скважины, замках, кольцевом пространстве между замками и стенками скважины.
По таблице 2.8 определяем эти потери:
Эти потери найдены при расходе промывочной жидкости равном 0,026 м3/с.
Пересчитаем потери, зависящие от глубины на другие значения расходов по формуле:

Остальные потери давления, зависящие от глубины вычисляются аналогично и наносятся на график.
Определяем потери давления, не зависящие от глубины. Они равны суммарному перепаду давления во всех элементах циркуляционной системы, исключая перепад в забойном двигателе и потерь зависящих от глубины.

Пересчитаем потери, не зависящие от глубины на другие значения расходов по формуле:

Для остальных расходов потери вычисляются аналогично и наносятся на график.
Рассчитаем также характеристику 3ТСШ1-195 для различных расходов. Результаты нанесем на график (рис. 2.1).

Рисунок 2.1 НТС – номограмма.

2.6.2 Расчет рабочих характеристик забойных двигателей
Рабочей выходной характеристикой турбобуров называется зависимость частоты вращения, момента и мощности на валу турбобура от осевой нагрузки на долото. Она служит для определения интервала осевых нагрузок, при которых наблюдается устойчивая работа турбобура, а также для оптимизации режимов турбинного бурения.
Исходные данные для расчета:
• Турбобур 3ТСШ1-195;
• Q = 0,026 м3/с;
•  = 1100 кг/м3;
• Dд = 215,9 мм;
• Муд = 4*10-3 м;
• Dс = 0,130 м;
• D1 = 0,149 м;
• D2 = 0,124 м;
• Dв = 0,135 м.
В = 0,5*4790*9,81 = 23495 Н – вес вращающихся деталей и узлов турбобура.
Произведем расчет.
Определим параметры турбины n, М, :

Определим разгонный момент на валу турбобура:

где  = 0,12 – коэффициент трения в опорах турбобура;
Р – средней радиус трения;
Рг – гидравлическая нагрузка в турбобуре;

Определим разгонную частоту вращения вала турбобура:

где Мт = 2*М, Мт – тормозной момент;

Определим удельный момент в пяте:

Основные расчетные уравнения, описывающие рабочую характеристику турбобура;

Результаты расчета сводим в таблицу 2.11.

Таблица 2.11
Gi, кН 0 50 125 150 175 200 260
ni, с-1 4,48 4,9 5,52 5,74 5,13 4,53 3,08
Мi, Нм 118,75 528,74 1143,74 1348,74 1553,74 1758,74 2250,74
Ni, кВт 3,34 16,275 39,69 48,63 50,11 50,047 43,514

На основе полученных данных построим рабочую характеристику турбобура 3ТСШ1-195.

Рисунок 2.2 Рабочая характеристика 3ТСШ1-195
в координатах M – G; N – G; n – G.

Произведем анализ рабочей характеристики турбобура. Из рис. 2.2 видно, что турбобур устойчиво работает в области нагрузок 0  140 кН и 160  250 кН.
Из практики известно, что при Рг – Gi 

Нашли опечатку? Выделите и нажмите CTRL+Enter

Похожие документы
Обсуждение

Оставить комментарий

avatar
  Подписаться  
Уведомление о
Заказать реферат!
UkrReferat.com. Всі права захищені. 2000-2019