Разработка системы подводного гидроакустического позиционирования нефтедобывающего комплекса

Когда якорный элемент находится в контакте с плавучей установкой для нефтедобычи, хранения и выгрузки, он стабильно удерживается на месте якорными тросами и удерживает в стабильном положении плавучую установку. В отсоединенном положении якорный элемент находится ниже уровня моря и плавучая установка может свободно двигаться. Для достижения повторного контакта якорного элемента с плавучей установкой служат приводные средства.

Приводные средства предпочтительно содержат натяжной элемент, прикрепленный к плавучей установке для нефтедобычи, хранения и выгрузки с возможностью перемещения относительно нее и имеющий свободный конец, который может быть разъемно прикреплен к якорному элементу.

Натяжной элемент предназначен в первую очередь для обеспечения плотного контакта между якорным элементом и плавучей установкой.

Якорная система предпочтительно имеет по меньшей мере три натяжных элемента, которые могут быть расположены по окружности на равных расстояниях друг от друга.

Натяжные элементы могут представлять собой тросы, взаимодействующие с подъемным средством. В качестве тросов могут использоваться стальные тросы или цепи, а подъемные средства могут представлять собой лебедки.

Если плавучая установка снабжена буровой вышкой, то последняя тоже может использоваться как приводные средства для создания контакта между якорным элементом и плавучей установкой.

Приводные средства могут содержать запорные средства для крепления якорного элемента к плавучей установке при контакте с ней. Эти запорные средства могут быть объединены с указанными натяжными элементами или могут быть выполнены отдельно от них.

Обычно якорный элемент несет продуктопроводы (вертикальные трубопроводы для нефти). Тогда якорная система также содержит соединенные с якорным элементом продуктопроводы, верхние концы которых могут перемещаться между нижним положением, в котором они отсоединены от плавучей установки для нефтедобычи, хранения и выгрузки, и верхним положением для соединения с этой установкой. Это позволяет устанавливать продуктопроводы в верхнее положение для присоединения к плавучей установке и в нижнее положение на якорном элементе, когда он отсоединен от плавучей установки.

Предпочтительно, чтобы плавучая установка для нефтедобычи, хранения и выгрузки содержала средства для создания соединения с верхними концами продуктопроводов и для их перемещения между нижним и верхним положениями. Якорный элемент всего лишь позволяет продуктопроводам перемещаться относительно него, но сам не приводит их в движение, т.е. на нем нет соответствующих средств.

Диаметр якорного элемента предпочтительно больше диаметра плавучей установки. При этом также предпочтительно, чтобы якорные тросы были прикреплены к якорному элементу по окружности с виртуальным диаметром, превышающим диаметр плавучей установки, и, таким образом, на большем расстоянии от центра якорного элемента (и, соответственно, плавучей установки). Благодаря этому достигается более стабильное его положение.

В соединенном положении (Рисунок 2.6) отсоединяемый якорный элемент 1 притянут к плавучей установке 2 для нефтедобычи, хранения и выгрузки и находится в контакте с ней с помощью натяжных элементов 6, например стальных тросов или цепей, которые могут сматываться с лебедки и наматываться на нее. Предпочтительно иметь как минимум три таких натяжных элемента 6, равномерно распределенных по окружности.

В этом соединенном положении якорные тросы 4, например якорные канаты, удерживают якорный элемент 1 и плавучую установку 2 в положении, в котором углеводороды, т.е. газ или нефть, могут поступать по продуктопроводам (вертикальным трубопроводам) 5 на добывающую палубу 3 плавучей установки.

Перед началом операции отсоединения продуктопроводы 5 отсоединяют от добывающей палубы 3 и опускают в якорный элемент 1 или на него, после чего можно выполнить операцию отсоединения, освободив натяжные элементы 6. Для крепления якорного элемента 1 к плавучей установке 2 могут использоваться отдельные запорные средства, которые перед операцией отсоединения отпирают. Процесс опускания якорного элемента натяжными элементами можно регулировать.

В отсоединенном положении якорный элемент 1 удерживается в плавучем состоянии на заданной глубине ниже уровня моря (поверхности воды). В этом положении на заданной глубине вес вытесненной якорным элементом 1 воды равен суммарному весу якорного элемента1, якорных тросов 4 и продуктопроводов 5.

Во время операции соединения плавучую установку 2 устанавливают над якорным элементом 1, опускают натяжные элементы 6, прикрепляют их к якорному элементу 1 и поднимают его путем натяжения натяжных элементов. По достижении контакта между установкой 2 и якорным элементом 1 последний фиксируется запорными средствами (если они есть). После этого вертикальные продуктопроводы 5 поднимают из якорного элемента 1 на добывающую палубу 3 и присоединяют к находящемуся там оборудованию.

Натяжные элементы 6 одновременно могут служить для крепления плавучей установки 2 к опорной конструкции при работе. Однако для этого могут использоваться и отдельные средства.

Диаметр якорного элемента 1 может быть больше диаметра плавучей установки 2 для нефтедобычи, хранения и выгрузки. В этом случае для лучшего демпфирования перемещения якорные тросы (канаты) 4 могут быть прикреплены еще дальше от центра установки 2.

2.4 Придонная установка

В соответствии с разработанной системой позиционирования бур опускается в первоначально размещенную придонную установку на морском дне. Система содержит подводное судно со средством его позиционирования и ориентации, придонную установку для, по меньшей мере, двух добывающих скважин и продуктовый трубопровод для соединения придонной установки с судном. Судно имеет бурильное оборудование и технологическое оборудование для переработки нефти или газа. Придонная установка содержит опорную плиту для бурения с основанием на дне, имеющую манифольд. Бурильная колонна с водоотделяющей колонной проходят от бурильного оборудования на судне. На придонной установке имеется подвижный операционный модуль с противовыбросовым устройством. Он обеспечивает соединение водоотделяющей колонны с верхней частью противовыбросового устройства. Продуктовый трубопровод приспособлен для соединения операционного модуля с технологическим оборудованием на судне. Судно имеет средство его позиционирования, ориентации на морской поверхности и средство управления шарнирного узла, связанного со средством позиционирования и ориентации, основанного на динамическом позиционировании и ориентации. Придонная установка содержит опорную плиту для бурения, приспособления для установки фонтанных арматур и подвижный операционный модуль с шарнирным узлом для соединения с продуктовым трубопроводом. Способ использования системы для добычи включает бурение и завершение первой скважины на первой секции устья скважины традиционным способом. Затем осуществляют бурение, установку, обсадных труб на второй секции устья скважины. Опускают операционный модуль с продуктовым трубопроводом и соединение на второй секции устья скважины с последующим продолжением бурения и завершением второй скважины. Добывают продукт из первой скважины через манифольд и операционный модуль на второй секции устья скважины. Одновременно продолжают бурение второй скважины.

При разработке месторождений нефти в море очень важен временной фактор. Время, затраченное на бурение первой скважины, способной давать продукцию, до тех пор, пока эта скважина и другие скважины вместе взятые будут полностью оборудованы и будет достигнут полный объем добычи, должно быть как можно меньше. Это должно быть достигнуто, в частности, посредством больших капиталовложений в виде дорогостоящего бурения и добывающего оборудования. Также это комплектующее оборудование должно быть сконструировано и построено с обеспечением наиболее возможных низких общих затрат.

Система снабжена шарнирным узлом, имеющим вертикальную ось и связанным с продуктовым трубопроводом.

Шарнирный узел имеет сквозное осевое отверстие для бурильной колонны, также он расположен под противовыбросовым устройством, соединенным с операционным модулем.

Продуктовый трубопровод проходит вверх через воду для соединения с судном в точке, находящейся на расстоянии от бурильного оборудования, предпочтительно на корме судна.

Бурильное оборудование с буровой шахтой расположено, в основном, на середине корабля, и технологическое оборудование предпочтительно с подсоединенной муфтой для продуктового трубопровода расположено на корме.

Придонная установка для использования в вычислительной системе содержит опорную плиту для бурения, имеющую основание, расположенное на морском дне, и манифольд и выполненную с, по меньшей мере, двумя позициями или секциями устья скважины, приспособленными для установки соединенных фонтанных арматур. Установка снабжена подвижным операционным модулем, предпочтительно содержащим шарнирный узел, приспособленный для осуществления поворотного соединения с продуктовым трубопроводом, проходящим в надводное судно. Шарнирный узел выполнен управляемым с помощью двигателя.

Операционный модуль вместе с шарнирным узлом может иметь сквозное осевое отверстие для бурильной колонны. Шарнирный узел расположен под противовыбросовым устройством, соединенным с операционным модулем. Операционный модуль в нижней части может иметь разделительную поверхность такого же образца, что и фонтанные арматуры, предназначенные для опускания и соединения с секциями устья скважины. Операционный модуль снабжен вилкообразным хомутом, приспособленным для удержания продуктового трубопровода, проходящего в боковом направлении и наклоном вверх с зазором относительно оставшихся элементов и оборудования на опорной плите для бурения.

Бурильная колонна труб, идущих от судна, в нормальных условиях имеет компенсацию вертикальной качки, которая обычно имеет место на судне. Такая компенсация вертикальной качки не представляет каких-либо проблем или, другими словами, не оказывает значительного влияния на описанную здесь систему или на осуществляемый способ.



Рисунок 2.7- Система, включающая надводное судно, придонную установку и продуктовые трубопроводы, расположенные между дном и поверхностью

Рисунок 2.8 - Вариант выполнения придонной установки, как показано на виде в плане.



Рисунок 2.9 - Вариант воплощения операционного модуля, установленного в устье скважины, в вертикальном разрезе.

На рисунке 2.7 морское дно обозначено цифрой 1, а поверхность моря цифрой 2. Судно 3 специальной конструкции имеет бурильное оборудование 8, размещенное приблизительно на середине судна 3 и технологическое оборудование 9 для обработки добытой нефти или газа, размещенное предпочтительно на корме за бурильным оборудованием 8. Судно 3 оборудовано средством для сохранения необходимого позиционирования и ориентации, динамическое позиционирование в данном случает имеет преимущество.

Также показаны продуктовые трубопроводы, соединяющие судно 3 с придонной установкой 5, находящейся на морском дне 1. Более определенно показана водоотделяющая колонна 22 для бурения с бурильной колонной 21, и продуктовым трубопроводом 6, проходящим вверх через воду в S-образной форме вместе с изогнутой вверх приподнятой средней частью 16 над направляющим элементом 16А, опущенным с судна 3 с возможностью компенсации вертикальной качки, как показано позицией 16В.

Придонная установка 5 размещена на опорной плите 10 для бурения, которая имеет основание на морском дне 1 и также имеет манифольд 11, имеющий известную конструкцию. Кроме того, опорная плита 10 для бурения имеет секции устья скважины или позиции, как показано более подробно на рисунке 2.8. На рисунке 2.7 схематично показана "фонтанная арматура" 14А, размещенная на одной из секций 13А (Рисунок 2.8) устья скважины. Основание опорной плиты для бурения 10 обозначено как 10А и может быть выполнено традиционным способом.

На одной из секций устья 13 (Рисунок 2.8) скважины опорной плиты 10 для бурения установлен специальный операционный модуль 20. В основные части модуля 20 входят шарнирный узел 30 и противовыбросовое устройство 25. В этом случае устройство 25 находится на верхней части шарнирного узла 30.

Для проведения операций по бурению судно 3 удерживается в положении над придонной установкой 5 посредством динамического позиционирования, так что бурильная колонна 21 вместе с присоединенной водоотделяющей колонной 22 может быть расположена так близко к вертикали, как это возможно, внизу от бурильного оборудования 8 до противовыбросового устройства 25. Как показано на рисунке 2.7, бурильное оборудование 8 может содержать обычную буровую вышку, приводное оборудование и буровую шахту, как это обычно предусмотрено на буровых судах и платформах.

Даже если судно 3 удерживается в такой позиции, когда бурильная колонна 21 будет иметь необходимое вертикальное направление, ветер и волнение будут способствовать повороту судна 3, так что нос судна 3 предпочтительно все время будет направлен против ветра или волн, воздействующих на судно. Чтобы приспособиться к таким поворотным движениям в системе, использован шарнирный узел 30, указанный выше, вместе с противовыбросовым устройством 25 в операционном модуле 20 на придонной установке 5. Продуктовый трубопровод в месте его соединения с операционным модулем 20 будет, таким образом, поворачиваться в соответствии с поворотными движениями судна без создания какого-либо риска нежелательных механических напряжений или вращающих моментов в конструкции придонной установки 5. Шарнирный узел 30 обеспечивает возможность осуществления относительного вращательного движения, и поэтому преимущественно имеет вертикальную ось, совпадающую в основном с осью бурильной колонны.

На рисунке 2.9 показаны две основные части операционного модуля 20, а именно противовыбросовое устройство 25 (показано частично) и действующий шарнирный узел 30, внешние части которого выполнены с возможностью вращения вокруг вертикальных осей, упомянутых выше, для того, чтобы следовать поворотным движениям надводного судна на поверхности моря. Продуктовый трубопровод 6 вместе с составным шлангом 6А проходит в боковом направлении шарнирного узла 30 и дальше под уклоном вверх выходит из воды. Чтобы удержать продуктовый трубопровод и составной шланг 6А некоторое время вместе и под контролем так, чтобы они не могли войти в соприкосновение с другими элементами и оборудованием придонной установки, предусмотрен направляющий вилкообразный хомут 39. Действующий шарнир может быть разделен на часть 30А шарнира для продукта и управляющую шарнирную часть 30В, посредством которой составной шланг 6А подсоединен к последней шарнирной части. Как известно, может возникнуть вопрос о передаче электрической энергии и сигналов, так же как и о гидравлическом давлении.

На рисунке 2.9 также показаны элементы действующей скважины или устья скважины, а именно трубы (например, размером 18 3/4"), которые составляют само устье 7 скважины, тогда как подвесное устройство обсадной колонны показано позицией 7А. Вместе с муфтой 30С устья скважины шарнирный узел 30 установлен на устье 7 скважины. Таким образом, муфта 30А составляет радиально внутреннюю и неподвижную часть шарнирного узла 30.

В то время как вращательное движение в шарнирном узле 30 системы, показанной на рисунке 2.7, может возникать исключительно под влиянием судна 3, т.е. через продуктовый трубопровод 6, проходящий вверх для соединения сравнительно далеко расположенной кормы на судне 3, во многих случаях предпочтительно обеспечить вращательное движение шарнирного узла 30 при помощи привода двигателя. Для этой цели предусмотрена ведомая шестерня 36, которая является неподвижной вместе с внутренними частями шарнира, как упомянуто выше, и вращающийся двигатель, имеющий привод 35 для сцепления с ведомой шестерней 36 и таким образом для вращения внешних частей шарнира, когда двигатель/шестерня 36 приводится во вращение. Это будет осуществляться посредством электрической или гидравлической энергии, передаваемой через составной шланг 6А. Угловое положение, на которое поворачивается шарнир, будет управляться с судна 3 (Рисунок 2.7), предпочтительно под управлением средства для динамического позиционирования, упомянутого выше, которое удерживает судно в необходимом положении и ориентации.

Бурильная колонна 21 с водоотделяющей колонной 22 для бурения, непоказанные на рисунке 2.9, взаимодействуют с противовыбросовым устройством 25 обычным образом. Устройство 25 установлено на верхнем продолжении устья 7 скважины 7, так что относительно вращательного движения оно является неподвижно закрепленным на придонной установке. Водоотделяющая колонна 22 для бурения неподвижно соединена с верхней частью противовыбросового устройства 25 (Рисунок 2.7), поэтому обычно имеет на его верхнем конце роторное соединение к судну 3. Вертикальный канал 33 для водоотделяющей колонны для бурения, проходящий через противовыбросовое устройство 25, продолжается вертикально в центральной части через шарнирный узел 30 и дальше вниз в скважину.

В качестве стационарных элементов, взаимодействующих с операционным модулем 20 на рисунке 2.9, также показана выступающая в боковом направлении муфта 31, предназначенная для подсоединения к другим узлам оборудования на придонной установке 5, в частности к манифольду 11, как показано на рисунках 2.7 и 2.8. Муфта 31 предусмотрена для продуктового трубопровода 32а, по которой перекачиваются соответствующие углеводородные продукты, проходящие от придонной установки до судна через шарнирный узел 30 и продуктовый трубопровод 6. Кроме того, показан трубопровод или проход 32В для электрических сигналов для управления ими мониторинга и гидравлических, которые через шарнирный узел 30 продолжаются вверх к судну через составной шланг 6А. В воплощении, показанном на рисунках 2.7 и 2.9, где шарнирный узел 30 размещен под противовыбросовым устройством 25, может потребоваться быстрое отсоединение в случае аварийной ситуации. Для этой цели на рисунке 2.9 показаны клапаны 34, 34А соответственно для продуктового трубопровода 6 и составного шланга 6А. Может быть использовано соответственно известное устройство для быстрого отсоединения верхней части противовыбросового устройства 25 (на чертеже не показано).

В воплощении решающее значение имеет то, что шарнирный узел 30 включен в независимый модуль (операционный модуль 20), может быть выполнен в виде интегрированной конструкции и может быть использован снова и снова в стандартизированных системах добычи на подводных морских промыслах. Такой шарнир или операционный модуль должен быть выполнен так, чтобы он мог устанавливаться и сниматься посредством обычных способов установки на подводных морских промыслах. Более того, возможно закреплять шарнир в профили существующего оборудования, например, в обычные замыкающие профили на устье 7 скважины, как показано на рисунке 2.9, и в дополнение это обеспечивает возможность соединения с существующим трубопроводом и соединительным профилем, так что этот узел или модуль могут быть использованы гибким образом, принимая во внимание различные соединения на придонной установке 5, кроме того, принимая во внимание последовательные стадии в формировании бурения, завершении сборки скважины и добычи.

В связи с вышеприведенными пояснениями также важно, что муфта 31 на операционном модульном шарнирном узле 30 может быть подсоединена к и закреплена в соответствующем и стандартизированном соединительном профиле на манифольде 11 (Рисунок 2.7 и 2.8). Вместе с вышеописанной установкой и закреплением шарнирного узла в устье 7 скважины с помощью соединителя устья скважины или муфты 30С достигается хорошо определенная позиция для опускания и закрепления, которая делает соединение посредством муфты 1 с манифольдом 11 очень простым.

Решение, описанное здесь, означает, что шарнирный узел 30 и операционный модуль 20 в целом включены в ту часть устья скважины, которая находится под давлением и через которую происходит бурение. Это означает, что конструкция, которая во всех точках подвергается таким напряжениям, имеет необходимую механическую прочность.

Операционный модуль 20, когда установлен на придонной установке, занимает секцию или положение, которое предназначено для фонтанной арматуры. В этой связи соединительный профиль или разделительная поверхность шарнира/операционного модуля с манифольдом является идентичной той, которая имеется на фонтанной арматуре, которая будет установлена для фактической добычи, а именно, когда будет смонтирована после завершения бурения данной скважины. Таким образом, описанное решение не включает введение новых соединительных точек или разделительных точек помимо тех, которые являются стандартными для системы морской подводной добычи.

На рисунке 2.8 показан вариант сборки основных элементов на придонной установке 5, как было упомянуто выше. Манифольд 11 составляет центральный элемент и на его обеих продольных сторонах показаны секции 13, 13а, 13в и 13С устья скважины. На двух последних позициях или секциях установлены фонтанные арматуры 14В и 14С. Секция 13 устья скважины здесь используются для работы модуля 20, который подсоединен к судну 3 на поверхности моря через продуктовый трубопровод 6 и составной шланг 6А.

3. Разработка пьезоэлектрического преобразователя

3.1 Выбор материала преобразователя

подводный гидроакустический нефтедобывающий пьезоэлектрический

Согласно техническим требованиям по размерам и потребляемой мощности следует разработать пьезокерамический излучатель. Основным его достоинством является большая эффективность использования в совокупности с широким частотным диапазоном.

Пьезокерамика, применяемая в качестве активного элемента излучателя, должна обладать высокой механической и электрической прочностью, стабильность при температурных и временных изменениях.

При выборе между различными составами пьезокерамики следует использовать критерии эффективности активных материалов для определения наиболее оптимального из них в заданной среде.

Наибольшей удельной чувствительностью при резонансе и при низких частотах обладает пьезокерамика ЦТСНВ-1. Она также соответствует стандартам надежности, что является немаловажным при длительном воздействии динамических и рабочих напряжений, старении материала, температуре и давлении.

Пьезокерамика ЦТСНВ - 1 разработана на основе цирконат-титаната свинца с добавками натрия в висмута. Обладает малой сегнетожесткостью. Применяется в электромеханических преобразователях, работающих в режиме приема и режимах излучения малой и средней мощности при небольших сжимающих механических напряжениях в интервале температур от -60 до +150 С.

Физико-механические свойства:

Объемная масса (плотность), p, не менее 7,3* кг/

Модуль Юнга, 0,49* Па

Коэффициент Пуассона, н 0,35

Температура Кюри 24С

Добротность механическая, 60

Скорость звука

При поперечных колебаниях, 2600 м/с

При продольных колебаниях, 3400м/с

Электрические и электромеханические свойства:

Диэлектрическая проницаемость, 21,5*ф/м

Тангенс угла диэлектрических потерь 0,019

Удельное объемное сопротивление Ом*м

Электрическая прочность, 2,9кВ/ мм

Коэффициент электромеханической связи, 0,72

Продольный пьезоэлектрический модуль, 40*Кл/м

По назначению пьезоэлементы, изготовленные из керамики марки ЦТСНВ - 1 делятся на две группы: 1) для электромеханических преобразователей, работающих в режимах излучения и приема; 2) для электромеханических преобразователей, работающих в режиме приема.

3.2 Расчет активного элемента антенны

Характеристика направленности приемоизлучающей антенны судна имеет вид нижней полусферы, донные маяки - верхней полусферы.

При выборе оптимальной рабочей частоты следует учитывать расширение частотного диапазона, а также изменение размера антенн маяков с изменением частоты.

В результате многолучевости распространения акустического сигнала в след за сигналами от ПА на приемник поступают сигналы отражения от различных поверхностей (моря, судна, дна). В связи с этим длительность импульсов запроса составляет до 10 мс.

За диапазон обозначим 2 км.

Найдем оптимальную рабочую частоту:



(3.1)

Рассчитаем средний радиус цилиндра:

= 0,035 м (3.2)

Толщина сегмента:

д = (0,2/ 0,25) = 0,01 м (3.3)

Радиусы колец равны:

= 0,04 м (3.4)

= 0,03 м (3.5)

Высота кольца в соответствии с направленностью антенны:

h = = 0,051 м, (3.6)

где - скорость звука в воде.

Размер сегмента:

t = = 0,01275 м (3.7)

Число призм в кольце:



n = = 17 шт (3.8)

Длина излучаемой волны:

= 0,128 м (3.9)

Коэффициент электромеханической трансформации для сегментированного цилиндра определяется из соотношения:

N = (2р· · · д· h) / t = 4,9 H/ B (3.10)

Площадь излучающей поверхности равна:

0,0112 (3.11)

Электрическая емкость равна:

· = 7,041· (3.12)

Сопротивление излучателя, погруженного на воду:

= 45,33 кОм (3.13)

Сопротивление излучения преобразователя:

p· · = 278 кОм (3.14)

Сопротивление механических потерь в керамике:

= 3637 Ом (3.15)

Динамически активное сопротивление:

= 991 Ом, (3.16)

где - акустомеханический коэффициент полезного действия, равный 0,7

Эквивалентное сопротивление диэлектрических потерь:

= 1,02 Мом (3.17)

Полное активное сопротивление:

= 991 Ом (3.18)

Механическая добротность системы:

= 2,53 (3.19)

Полоса пропускания:

2?F = = 4,62 кГц (3.20)

Электромеханическая добротность системы:



= 3,64 (3.21)

Частота электромеханического резонанса равна:

= 16861 Гц (3.22)

Акустическая мощность в ближнем поле:

= 268 Вт, (3.23)

где r = 1м,

= 8 * Па,

Щ - коэффициент осевой концентрации, равный 1

Напряжение возбуждения:

U = = 615 B (3.24)

Механическая мощность:

= 383 Bт (3.25)

Удельная акустическая мощность:

= 2,39 Вт/ (3.26)

Активная составляющая тока преобразователя равна:

= = 0,62 А (3.27)

Реактивная составляющая тока преобразователя равна:

= 0,45 А (3.28)

Суммарный ток равен:

I = = 0,77 А (3.29)

Чувствительность при электромеханическом резонансе на частоте :

= = 3,04 мВ / Па (3.30)

Чувствительность при низких частотах:

= 8,3 мВ / Па (3.31)

3.2.1 Конструкция преобразователя

Он состоит из пьезокерамических призм 1, выполненных из материала ЦТСНВ-1, расположенных между призмами вставок 2, выполненных из диэлектрика с малым (по сравнению с керамикой) модулем Юнга (титан), наружной герметизирующей оболочки 3, сделанной из алюминия. Призмы и вставки жестко соединены друг с другом по прилегающим плоскостям.



Рисунок 3.1 - Конструкция преобразователя.

3.3 Ультразвуковая кавитация

Ультразвуковая кавитация - возникновение в жидкости, облучаемой ультразвуком, пульсирующих и захлопывающихся пузырьков, заполненных паром, газом или их смесью. Кавитационные пузырьки в распространяющейся в жидкости ультразвуковой волне возникают и расширяются во время полупериодов разрежения и сжимаются после перехода в область повышенного давления.

В идеальных однородных жидкостях пузырьки могут возникнуть лишь при весьма высоких растягивающих усилиях (отрицательных давлениях), превосходящих прочность жидкости.

Порогом кавитации называется интенсивность ультразвука, ниже которой не наблюдаются кавитационные явления. Порог кавитации зависит от параметров, характеризующих как ультразвук, так и саму жидкость.

Для воды и водных растворов пороги кавитации возрастают с увеличением частоты ультразвука и уменьшением времени воздействия.

Порог кавитации определяется величиной удельной акустической мощности - интенсивностью I.

I зависит от заглубления антенны и вычисляется по формуле:

I = 0,3(1+h, (3.32)

где h - заглубление антенны в метрах.

Кавитация не наступает, если акустическая мощность ниже интенсивности I на излучаемой поверхности.

Для разработанной антенны это значение соответствует длительности импульса меньше 90 мс.



4. Экономико-организационный раздел

Себестоимость - все издержки (затраты), понесённые предприятием на производство и реализацию (продажу) продукции или услуги.

Структура себестоимости по статьям калькуляции:

а) Материалы, прочее (комплектующие, полуфабрикаты, агрегаты, узлы и т. д.)

б) Топливо, энергия идущая на производство

в) Амортизация основных производственных фондов (ОПФ, или 2-я группа основных средств: оборудование, станки, техника и т.п.)

г) Основная заработная плата основного персонала (оклад, тариф)

д) Дополнительная заработная плата основного персонала (надбавки, доплаты к тарифным ставкам и должностным окладам в размерах, предусмотренных действующим законодательством; калькулируются как процент от п.4)

д) Отчисления на социальные мероприятия (пенсионный фонд, фонд безработицы, фонд социального страхования, фонд платы за несчастные случаи; начисляется процентом от основной заработной платы)

е) Общепроизводственные расходы (ОПР: расходы на сбыт, внутрипроизводственные затраты, ФОТ служащих и прочее (например ремонт: закупка паркета, клея, ламината, штукатурки и т. д.); калькулируется как процент от п.4)

Таблица 4.1 - Стоимость покупных изделий

Наименование	Количество, шт.	Цена за единицу, руб.	Общая стоимость
Формирователь характеристики направленности	12	560	6720
Широкополосный фильтр	13	650	8450
Узкополосный фильтр	14	820	11480
Ограничитель	13	480	6240
Детектор	14	340	4760
Интегратор	14	370	5180
Пороговая схема	13	220	2860
Схема выбора максимума	1	870	870
Трансформатор	13	230	2990
Итого:			49550

Таблица 4.2 - Стоимость материалов

Наименование	Количество	Цена за единицу, руб.	Общая стоимость
Пьезокерамика ЦТСВН-1	1	250	250
Алюминий	2 кг.	50	100
Титан	0,3 кг	400	120
Итого:			470

Стоимость транспортировочных расходов:

, (4.1)

где - стоимость покупных изделий и материалов (Таблица 4.1 и 4.2),

k- коэффициент транспортировочных расходов, равен 0,05.

= 500200,05 = 2501 руб.

Расчет ЗП:

, (4.2)

где - зарплата i-ой выработки,

- тарифная ставка i-го рабочего,

- норма рабочего времени выполнения i-го вида работ.

(Установка и электромонтаж (180 р/час) + Механосборочные часы (110 р/час) + Регулировка и контроль (210 р/час)) 13 часов = 5200 руб.

Расчет Дополнительной ЗП:

, (4.3)

где - расчетный процент дополнительной ЗП, равен 10,5%

ЕСН = 30%

= 5200 0,105 = 546 руб.

ЕСН = (5200 + 546)0,3 = 1724 руб.

Цеховая себестоимость составляет 300% от.

Общезаводские косвенные расходы составляют 400% от

Таким образом, общая заводская себестоимость системы составит:

руб. (4.4)

Внепроизводственные расходы:

7,2% = 96391 0,072 = 6940руб, (4.5)

где 7,2% - процент внепроизводственных расходов к заводской себестоимости.

Полная себестоимость разрабатываемой системы:

С = = 96391 + 6940 = 103331 руб. (4.6)

Отразим структуру себестоимости по статьям калькуляции в таблице 4.3.

Таблица 4.3 - Структура себестоимости

Наименование статей	Сумма, руб.
Покупные изделия	49550
Материалы	470
Транспортировочные расходы	2501
Расходы на оплату труда	5746
ЕСН	1724
Общезаводские расходы	20800
Производственная себестоимость	96391
Внепроизводственные расходы	6940
Полная себестоимость	103331



Заключение

В дипломной работе создана система подводного гидроакустического позиционирования нефтедобывающего комплекса. Были рассмотрены физические процессы, лежащие в основе её функционирования. В соответствии с техническим обоснованием проекта были проанализированы существующие акустические системы, выявлены их основные преимущества и недостатки, выбрана оптимальная система с навигационной, экономической и функциональной точек зрения.

Были разработаны структурная и функциональная схемы приборов, рассчитаны все необходимые технические параметры системы. Детально разобрана последовательность сигналов между маяками-ответчиками, судном и буром. Были учтены все особенности позиционирования плавучего нефтедобывающего комплекса. Была разработана якорная система, отвечающая максимальным требованиям надежности в условиях превышения предельных значений влияния окружающей среды при динамическом позиционировании. Был рассчитан пьезокерамический преобразователь, рассмотрены его конструктивные особенности.

В организационно-экономическом разделе диплома была определена полная себестоимость разрабатываемой системы в соответствии со всеми статьями калькуляции (103331 рубль).

По результату проделанной работы можно сделать вывод о целесообразности использования данной гидроакустической системы для позиционирования нефтедобывающего комплекса, так как она отвечает всем современным требованиям в данной области, а именно:

а) Упрощении традиционных методов позиционирования нефтедобывающих комплексов;

б) Снижении экономических и технологических затрат на производство;

в) Увеличение точности позиционирования, а как следствие, скорости развертывания и функционирования системы нефтедобычи;

г) Увеличение мобильности по сравнению с традиционными методами, что приведет к снижению затраченного времени и средств на разработку нефтяных месторождений.

Используемое программное обеспечение, структурные и элементные составляющие открывают широкие возможности для дальнейшей модернизации. Разработанная современная система, благодаря вышеприведенным преимуществам, может быть внедрена и эффективно использована во многих сферах деятельности гидроакустического позиционирования.



Список использованной литературы

Научные работы

1. Бреховских, Л.М. Акустика океана / Л.М. Бреховских. - М: Наука, 1974. -694 с.

2. Гурвич, А.А. Гидроакустические системы с гибкими протяженными буксируемыми антеннами / А.А. Гурвич, Н.М. Гусев, Г.В. Яковлев.- Судостроение за рубежом. 1984. - №10 (214). С.34-53.

3. Клюкин, И.И. Подводный звук / И.И. Клюкин. - Л., 1963. -143 с.

4. Корякин, Ю.А. Корабельная гидроакустическая техника. / Ю.А. Корякин, С.А.Смирнов, Г.В. Яковлев. - СПб: Наука, 2004. - 410 с.

5. Лепендин, Л.Ф. Акустика: Учеб. Пособие для вузов / Л.Ф. Лепендин. - М.: Высш. Школа, 1978. - 447 с.

6. Милн, П.Х. Гидроакустические системы позиционирования / П.Х. Милн. - Пер. с англ. - Л.: Судостроение, 1989. - 232 с.

7. Свердлин, Г.М. Гидроакустические преобразователи и антенны: Учебник. -2-е изд., перераб. и доп. / Г.М. Свердлин. - Л.: Судостроение, 1988. - 200 с.

8. Сташкевич, А.П. Акустика моря / А.П. Сташкевич. - Л.: Судостроение 1966. -334 с.

9. Тюрин, А.М. Основы гидроакустики / А.М. Тюрин, А.П. Сташкевич, Э.С. Таранов. - Л., 1966. - 224 с.

10. Урик, Р.Дж. Основы гидроакустики / Р.Дж. Урик. - Пер. с англ. - Л.: Судостроение, 1978. - 448 с.

11. Алексеев, А.В. Терминологический словарь-справочник по гидроакустике / А.В. Алексеев, - Л.: Судостроение, 1986. - 357 с.

12. Бальян, Р.Х. Терминологический словарь-справочник по гидроакустике / Р.Х. Бальян, Э.В. Батоногов, А.В. Богородский. - Л.: Судостроение, 1989. - 367 с.

13. Богородский, В.В. Подводные электроакустические преобразователи / В.В. Богородский. - Л.: Судостроение, 1983. - 250 с.

14. Виноградов, К.А. Гидроакустические навигационные системы и средства / К.А. Виноградов, И.А. Новиков. - Навигация и гидрография. - 1998

15. Болгурцев Б.Н., Грибанов О.Л., Ермоленко К.В. и др. История гидрографической службы Российского флота. Том 2. Гидрографическая служба Российского флота (1917-1996) - СПб.: ГУНиО МО РФ, 1997. - 483 с.

16. Болгурцев Б.Н., Грибанов О.Л., Корякин В.И., Попов Б.Г. История гидрографической службы Российского флота. Том 3. Хроника важнейших событий - СПб.: ГУНиО МО РФ, 1997. - 103 с.

17. Короткин И.М., Нефедов П.М., Тарасюк Ю.Ф. и др. 50 лет отечественному эхолотостроению// Записки по гидрографии. - 1987. -№217. - С.47-51.

18. Виноградов К.А., Грибанов О.Л. История развития измерителей глубины моря Записки по гидрографии. - 1993. - №229.- С.85-91.

19. Кулик М.Ф. Развитие морских средств навигации// Записки по гидрографии. - 1997. - №242.- С.56-59..

20. Виноградов К.А., Сковородников А.В. Современное состояние и перспективы развития отечественных и зарубежных измерителей скорости и глубины под килем. Аналитический обзор сост.- СПб.: Гос. НИНГИ МО РФ, 1998. - 34 с.

21. Федотов А.В. Развитие морской навигации в ХХ веке// Навигация и гидрография. - 1996. - №3.- С.132-137.

22. Из истории отечественной гидроакустики. Сборник статей, очерков, воспоминаний. - СПб.: ЦНИИ "Морфизприбор", 1998. - 648 с.

23. Остроухов А.А., Комляков В.А., Монахов А.И. и др. Гидроакустические системы с маяками-ответчиками// Судостроительная промышленность. Серия: Общетехническая. - 1991. - Вып.34.- С.27-33.

24. Федоров И.И. Навигационные эхолоты. - М.: Транспорт, 1948. - 142 с.

25. Федоров И.И. Эхолоты и другие гидроакустические средства. - В кн.: Курс кораблевождения, т.5, кн.4. - Л.: УГС ВМФ, 1960. - 368 с.

26. Итенберг С.И., Дворников А.П., Балашков И.В. Лаги и автосчислители. - В кн.: Курс кораблевождения, т.5, кн.3. - Л.: УГС ВМФ, 1964. - 548 с.

27. Виноградов К.А., Кошкарев В.Н., Осюхин Б.А. и др. Судовые измерители скорости- Л. Судостроение, 1978. - 286 с.

28. Виноградов К.А., Кошкарев В.Н., Осюхин Б.А. и др. Судовые эхолоты- Л.: Судостроение, 1982. - 232 с.

29. Виноградов К.А., Кошкарев В.Н., Осюхин Б.А. и др. Абсолютные и относительные лаги - Л.: Судостроение, 1990. -264с.

Электронные ресурсы

30. Гидроакустика// Internet. - http://slovari.yandex.ru/~книги/БСЭ/ Гидроакустика.

31. Исследование пьезокерамики на основе ЦТС// Internet. - http://sn-physmat.crimea.edu/arhiv/2009/uch_22_1f/20.pdf.

32. Гидроакустические навигационные системы и средства// Internet. -http://flot.com/editions/nh/7-13.htm.

33. Навигация и позиционирование морских объектов. 2009. // Internet. - http://www.diveservice.ru/news.php?id=160.

34. GIB системы позиционирования // Internet. -http://rudocs.exdat.com/docs/index-538732.html?page=7.

Размещено на Allbest.ru