Курсовая работа (т): Расчет конструкции скважины

Таблица 1.4. Гидравлический расчёт при бурении под эксплуатационную колонну.

.3 Расчёт турбины (нормального типа) для турбобура

Дано:

.Диаметр, мм - 195;

.Расход рабочей жидкости, л/сек -35;

.Удельный вес рабочей жидкости γ, кг/м3 - 1000;

.Серия профилей турбины, указанная на рис.

.Шаг лопаток t, мм - 20;

.Диаметр окружности, вписанный в носик лопатки δ,мм - 2;

.Требуемый момент турбины на рабочем режиме, Н·м- 2914.

рис.2.3.1.Профиль лопатки турбобура

рис.2.3.2. Профиль лопатки турбобура(обозначение).

рис.2.3.3. Расчётная модель потока жидкости в турбине.

.Толщина стенки корпуса :

.Толщина обода статора:

(165-154)/2=5,5, мм;

.Сумарная толщина стенки корпуса и обода статора:= 15+5,5 = 20,5, мм;

.Периферийный диаметр турбины D1:= Dт - 2b = 195 - 220,5 = 154, мм;

.Расчётный диаметр d:= (150+103)/2 = 126,5 мм;

.Радиальная высота лопатки h:= (150-103)/2 = 23,5 мм;

.Число лопаток z:

z=π·d/t=3,14126,5/20 = 20;

.Длина формирующего участка L0 при шаге лопаток 20мм:

L0 = 3+(6+tsin420- 2)cos420 = 15,5 мм;

9.Относительная длина формирующего участка λ:

λ = (16-3)/(15,5-3) = 1,04

10.Гидромеханический угол (т.к. λ > 1,03):

α = αконстр + 1020` = 43020`;

.Коэффициент стеснения χ:

χ = 1 - 2/200,6858 = 0,854;

.Число оборотов на оптимальном режиме n:

= 600,0350,951,099/0,854(3,140,1265)20,0235 = 598 об/мин;

.Число оборотов холостого хода nx:= 2598 = 1196 об/мин;

.Тормозной момент ступени(механический к.п.д. ηм = 0,94) Mт1:

т1 = 3,1410000,030,950,940,126521196/1209,81 = 1,367 кгм;

.Момент на оптимальном режиме M1 := 1,367/2 = 0,683 кг·м;

.Максимальная мощность ступени N1:

= 1,3671196/4716,2 = 0,57 л.с.= 0,42 кВт;

(1 л.с.=0,736 кВт)

.Высота столба жидкости, поднимаемого 1ступенью H1:

= 750,57/10000,030,52 = 2,29 м;

.Перепад давления на 1 ступени P1:= 10002,29 = 2290 кг/м2;

.Число ступеней k:= 2914/0,6839,81 =434,9 принимаем k = 435;

.Тормозной момент турбины Mт:т = 1,3674359,81 = 5833 Нм;

.Момент турбины в рабочем режиме Мр:р = 0,6834359,81 = 2914 Нм;

.Перепад давления на турбине в рабочем режиме Pт:т = 22904359,81 = 9,8106 = 9,8 МПа.

Рис.2.3.4 Ступень турбины турбобура.

2.4 Расчет вала шпинделя турбобура на прочность

Исходные данные:

Крутящий момент на валу турбобура Мт=5,8кНм;

Перепад давления на турбобуре∆Рт=9,8МПа

Перепад давления на долотеΔpД =2,6 МПа;

Площадь сечения кольцевого канала  Fз=0,014 м2;

около замков

Наружный диаметр ротора турбиныd2=0,145 м;

Внутренний диаметр ротора турбиныd1=0,080 м;

Нагрузка на долото R=100 кН;

Коэффициент трения в пятеµ=4,5х10-3;

Приведенный радиус тренияrп=0,05 м;

Предел текучести стали 40ХНσт=785 МПа;

Масса вала со смонтированными деталями mв=1630 кг

Диаметр вала шпинделя в верхней части:

наружныйd=0,075 м

внутреннийd0=0,040 м

Диаметр вала шпинделя в нижней части:

наружныйd=0,110 м

внутреннийd0=0,040 м

Расчет:

Осевая гидравлическая сила Т от перепада давления на турбобуре

Сила тяжести турбобура в жидкости

Результирующая осевая сила

Крутящий момент турбобура, передаваемый долоту

,

где ,

откуда

Построим эпюры и найдем опасное сечение. Для этого определим σэкв в верхнем и нижнем сечении вала.

,

,

,

;

,

,

Как видно из расчета, максимальное напряжение получается в верхней части вала. Таким образом, опасное сечение получается там, где максимальная осевая нагрузка. Но значение эквивалентного напряжения σэкв1 = 164МПа не превышает допускаемое напряжение .

.Технологическая часть

.1 Эксплуатация, техническое обслуживание и ремонт турбобуров

Турбобур перед спуском в скважину подвергают тщательному наружному осмотру. Особое внимание уделяют состоянию резьбовых соединений. Для предотвращения повреждений при транспортировании перевозку турбобуров производят на специальных прицепах-самопогрузчиках, оборудованных лебедками для погрузки и разгрузки.

Перед спуском турбобура в скважину проверяют легкость его запуска и герметичность резьбовых соединений, определяют осевой люфт турбины и расход промывочной жидкости через ниппель. Правильно собранный и отрегулированный турбобур запускается при давлении 1,0-1,5 МПа; при этом вращение вала должно быть равномерным, без рынков. При прекращении подачи промывочной жидкости в турбобур вал должен останавливаться плавно. Резкая остановка вала свидетельствует о значительном трении в опорах турбобура. В этом случае рекомендуется произвести обкатку турбобура на ведущей трубе под ротором в течение 10-15 мин с целью приработки трущихся поверхностей.

Бурение следует начинать при нагрузке на долото с открытой опорой порядка 2…3 тн, на долото типа ГНУ - 5…6 тн. Во время бурения необходимо периодически проворачивать на минимальной скорости ротором колонну бурильных труб для устранения ее зависания на стенках скважины.

При эксплуатации турбобура необходимо следить за своевременной заменой его опорных элементов, чтобы избежать износа и выхода из строя элементов турбины, для этого необходимо периодически проверять осевой и радиальный люфты турбобура (рис.3.1). Осевой люфт вала определяют по формуле:

А = А2 - A1

Рис.3.1.1.

Определение осевого люфта забойного двигателя на буровой: 1 - стол ротора, 2 - шпиндельная секция, 3 - двигательная секция.

Размер осевого люфта должен быть не более 5 мм, при большей величине турбобур направляют на ремонт. При сборке нового турбобура размер осевого люфта бывает в пределах 1,5-2 мм. Увеличение осевого люфта относительно первоначального значения на 2-З мм допустимо, так как это не оказывает существенного влияния на характеристики турбины и КПД турбобура. Радиальный люфт вала проверяют в подвешенном состоянии турбобура поперечным перемещением вала относительно корпуса. Радиальный люфт вала не должен превышать 1-1,5 мм.

В процессе работы турбобура могут возникнуть следующие неисправности.

. Остановка турбобура, вызванная чрезмерной нагрузкой на долото. Если при уменьшении нагрузки турбобур не вращается, проверяют производительность насосов по снижению давления на манометре. Если насосы работают нормально, то турбобур необходимо поднять на поверхность и проверить его работу на ведущей трубе. Причиной неисправности может служить ослабление затяжки роторной гайки или ниппеля, что приводит к соприкосновению статоров и роторов. Другой причиной может быть повреждение резины опор или ее набухание. Эти неисправности определяются по осевому зазору. Такой турбобур необходимо отправить в мастерскую.

.Резкое снижение осевой нагрузки, при которой турбобур останавливается. Причиной может явиться износ осевой опоры и ослабление затяжки роторной гайки или ниппеля, что вызывает соприкосновение роторов и статоров. Турбобур необходимо отремонтировать.

.Резкое повышение давления, что свидетельствует о засорении фильтра или турбобура шламом. Засоренный турбобур необходимо поднять и промывать в течение 10-15 мин. Если промывка не дает результатов, турбобур отправляют на ремонт.

.Резкое падение давления может свидетельствовать об износе резьбовых соединений турбин турбобура. В этом случае необходимо поднять на поверхность турбобур. Малейшая негерметичность в соединениях верхнего передовика с корпусом и корпуса с ниппелем может привести к износу деталей и оставлению турбобура на забое. Турбобур, потерявший герметичность, должен быть доставлен в течение суток в мастерскую для ремонта.

3.2 Технологический процесс ремонта турбобуров

Рис.3.2.1. Схема технологического процесса капитального ремонта

На поверхностях вала и корпуса не должно быть раковин, забоин, трещин, следов коррозии и других пороков. Вал и корпус должны быть прямолинейны. Кривизна корпуса (отклонение канала от прямолинейности) не должна превышать 1,5 мм на всей длине.

Изношенные резьбы перенарезают. Резьбы валов и корпусов, а также других деталей, поступающих на сборку, не должны иметь следов промыва, выкрашивания, коррозии, заметного износа и других дефектов, снижающих качество резьб. У вала проверяют состояние шпоночных пазов. При смятии шпоночного паза или значительном увеличении его ширины на валу под углом 90 или 180° фрезеруют новый паз. Корпус, имеющий радиальную выработку внутренней поверхности, выбраковывают. При восстановлении резьбы корпуса часть его отрезают и заменяют новой надставкой, которую устанавливают с предварительным нагревом до 400-450° С.