Все разделы / Нефтяная промышленность /


Страницу Назад
Поискать другие аналоги этой работы

За деньгиЗа деньги (2999 руб.)

Мобильная буровая установка МБУ-2000-125 ДЭП

Дата закачки: 27 Февраля 2016
Продавец: Алексей
    Посмотреть другие работы этого продавца

Тип работы: Диплом и связанное с ним
Форматы файлов: AutoCAD (DWG/DXF), КОМПАС, Microsoft Word
Сдано в учебном заведении: ИНиГ

Описание:
Аннотация
В дипломном проекте рассмотрены геологические условия Харвутинского месторождения, для данных условий выбран способ бурения скважины, тип долота, бурильных и обсадных труб и выбран класс буровой установки. Также мною было составлено техническое задание на буровой насос. Произведен анализ конструкций буровых насосов, и выбран прототип для модернизации. Была проведена модернизация гидравлической части бурового насоса. Описано его назначение, описано устройство и работа модернизированного насоса. Произведены расчеты на прочность основных и наиболее нагруженных элементов разработанного насоса. Для всего оборудования буровой установки задействованного в эксплуатации составлен график планово-предупредительных ремонтов, произведён расчёт штата рабочих, необходимых для обслуживания оборудования и составлен план ремонтных мастерских. Разработана карта смазки, рассчитан ее расход и периодичность замены. Выявлены вредные факторы, приведены требования безопасности и пожарной безопасности. Произведено технико-экономическое обоснование внедрения модернизированной техники, выполнены расчёты по основным пунктам расходов, затрат на внедрение модернизированной техники и её окупаемости.


Коментарии: 2 СПЕЦИАЛЬНЫЙ РАЗДЕЛ
2.1 Анализ известных технических решений и выбор прототипа проектируемого изделия
Рабочие органы буровых насосов преимущественно выполняются в виде поршней. Наиболее распространены двухпоршневые насосы рисунок 2.2 двухстороннего действия, на смену которым в последние годы приходят трехпоршневые насосы одностороннего действия. В насосах двухстороннего действия жидкость, перемещается в поршневой и штоковой полостях и за один двойной ход поршня совершаются два цикла всасывания и нагнетания. При одностороннем действии жидкость перемещается в поршневой полости рабочей камеры и за один двойной ход совершаются один цикл всасывания и нагнетания.
В буровых насосах используются самодействующие пружинные клапаны тарельчатой конструкции. Всасывающие и нагнетательные клапаны взаимозаменяемы. Оси поршней параллельны и располагаются в горизонтальной плоскости по одну сторону от привода насоса. Ведущее звено буровых насосов, сообщающее движение поршням, выполняется в виде вращающегося эксцентрикового, кривошипного, пальцевого либо коленчатого вала. Прямодействующие, насосы, ведущее звено которых имеет возвратно-поступательное движение, в современных отечественных буровых установках не используются.
Ведущий вал приводится от трансмиссионного вала насоса посредством цилиндрической зубчатой пары. Промывочная жидкость перемещается по одноступенчатой и однопоточной схеме, через общую приемную линию и один отвод. Подача насоса изменяется с помощью сменных цилиндровых втулок либо изменением числа ходов насоса. Пульсации давления, вызываемые неравномерной скоростью поршней, снижаются до практически приемлемого

уровня при помощи пневматических компенсаторов. В буровых насосных агрегатах используются преимущественно электродвигатели и дизели, вращение которых передается трансмиссионному валу насоса клиноременной либо цепной передачей.
Поршневые насосы одностороннего действия характеризуются повышенной частотой и укороченной длиной хода поршней. Вследствие этого уменьшаются их габариты и масса по сравнению с двухпоршневыми насосами двустороннего действия. К другим преимуществам насосов одностороннего действия следует отнести отсутствие уплотнений штока, снижение необходимой степени редукции зубчатой передачи, сокращение числа клапанов насоса и манжет поршня.
Трехпоршневой буровой насос одностороннего действия рисунок 2.1[4] отличается от двухпоршневого насоса одностороннего действия конструкцией одноименных узлов и деталей.

Рисунок 2.1 - Буровой трех поршневой насос одностороннего действия.

Рисунок 2.2 – Буровой двух поршневой насос двухстороннего действия
В зависимости от назначения, условий работы и свойств перекачиваемой жидкости поршневые насосы бывают различного устройства.
По способу приведения в действие существуют следующие насосы:
1) приводные, действующие от отдельно расположенного двигателя, соединенного с насосом той или другой передачей (в приводной части таких насосов имеется кривошипно-шатунный механизм,)
2) паровые прямодействующие, в которых поршень гидравлической части общим штоком соединен с поршнем паровой машины;
3) ручные,приводимые в действуют вручную.
По расположению оси различают насосы
1) горизонтальные;
2) вертикальные.
По устройству поршня имеются насосы:
1) собственно поршневые (особенностью их является наличие цилин¬дра с обработанной внутренней поверхностью, к которой плотно прилегает движущийся внутри цилиндра поршень, обычно снабженный специальным уп-лотнением);
2) плунжерные в которых поршень заменен длинным цилиндриче¬ским стаканом - плунжером, работающим в сальнике.
По кратности действия можно выделить насосы:
1 )одностороннего (простого) действия;
2) двустороннего действия;
3) дифференциальные насосы.
По числу цилиндров:
1) одноцилиндровые;
2)двухцилиндровые
3)трехцелиндровые

Рисунок 2.3 – Насос поршневой дезаксиальный типа РТ
Насос поршневой дезаксиальный типа РТ (рис.1) предназначен для перекачивания нефти, воды и других жидкостей, в т.ч. агрессивных, с кинематической вязкостью не более 8×10-4 м2/с (8Ст), с наличием не более 0,2% твердых частиц температурой до 150° С. Насосные агрегаты поставляются с электродвигателем в общепромышленном рисунок.2.4 а или взрывозащищенном рисунок 2.4 б исполнении и могут комплектоваться преобразователями частоты для плавного регулирования скорости вращения вала электродвигателя.


Рисунок 2.4 – Насосные агрегаты. а) в общепромышленном исполнении; б) во взрывозащищенном исполнении.
Трех плунжерные насосы серии РТ, имеют дезаксиальный кривошипно-шатунный механизм. В качестве типовой схемы дезаксиального механизма избрана схема с разным знаком дезаксиала в нечетных и четных цилиндрах, позволяющая при сохранении межосевого расстояния между цилиндрами (согласно конструкции уплотнения, клапанов и узла ползуна с направляющими) сократить расстояние между шатунными шейками кривошипными вала на величину тем большую, чем больше дезаксиал. Оси плунжеров в насосах РТ расположены по ребрам горизонтальной треугольной призмы.
Насосы серии РТ с дезаксиальным кривошипно-шатунным механизмом имеют ряд преимуществ перед насосами традиционной конструкции серии Т и ПТ: в насосах РТ с дезаксиальным кривошипно-шатунным механизмом линейный габарит вдоль оси коленчатого вала (ширина насоса)уменьшен на 30-35 %.
Применение дезаксиального кривошипно-шатунного механизма уменьшает среднюю величину изгибающего момента, действующего в середине коленчатого вала, на 20% ,амплитуду момента, определяющую усталостную прочность – на одну треть , а максимальный момент, по которому проверяется статическая прочность - на 25 %.
В дезаксиальном кривошипно-шатунном механизме диаметр вала , по условиям прочности на изгиб , может быть снижен на 8-12%.Увеличение жесткости коленчатого вала позволяет снизить его диаметр на 20-30% без изменения прогиба и на 15-20% - без изменения угла поворота вала в коренных подшипниках .
Недостатками этого насоса являются низкая производительность и невозможность перекачивания абразивных жидкостей.
В настоящее время широко используются только двух поршневые насоса двустороннего действия и трех поршневые одностороннего действия с числом двойных ходов 35-180 в 1 мин и длиной хода до 0,3 м у трех поршневых 350 ходов в 1 мин и длиной хода до 0,5 м у двух поршневых при диаметре цилиндро¬вых втулок 120-200 мм.
Насос одностороннего действия работает следующим образом рисунок 2.5 Через трансмиссию 1 от двигателя вращение передается коренному валу с кривошипами 2, на которых смонтированы шатуны 3, соединенные с ползунами 4. Кривошипно-шатунный механизм преобразует вращательное движение коренного вала в возвратно-поступательное ползуна 4, штока 5 и поршня 6. Поршень движется в цилиндре 7, в нижней части которого расположен всасывающий 10, а в верхней нагнетательный 8 клапаны. Полость всасывающего клапана через трубопровод соединена с приемным резервуаром, наполненным раствором, а нагнетательного — с напорной линией.
При движении поршня вправо в рабочей камере 9 создается разряжение , в результате которого возникает разница давления под и над клапаном, последний открывается и в камеру засасывается раствор. В этот период нагнетательный клапан закрыт под действием разности давлений над и под клапаном, так как в нагнетательном трубопроводе давление выше, чем в рабочей камере.
При ходе поршня влево и камере повышается давление, всасывающий клапан закрывается. Как только давление внутри камеры станет выше давления во всасывающем трубопроводе, на¬гнетательный клапан откроется, так как давление в камере будет выше давления в нагнетательном трубопроводе. Происходит вы¬талкивание жидкости из камеры. Затем цикл повторяется.











Рисунок 2.5 - Схема работы поршневого насоса одностороннего действия
Насосом двухстороннего действия рисунок 2.6 называется такой насос, в котором в каждом цилиндре имеются две рабочие камеры 5 и 8, передняя 8 как у насоса одностороннего действия, и задняя 5, расположенная за поршнем 6. Объем этой камеры меньше, чем передней, так как в ней расположен шток 2 поршня, занимающий часть ее объема. Она также имеет всасывающий 1 и нагнетательный 4 клапаны, а шток 2 уплотнен сальником 3. Если поршень движется вправо, то в левой (передней) полости создается разряжение, в результате которого всасывающий клапан 1 открывается и камера заполняется раствором, а из правой камеры (задней) жидкость в это время вытесняется в нагнетательный коллектор 7 движущимся поршнем 6. Всасывающий клапан 1 в ней закрыт, так как давление в этой камере выше, чем во всасывающем трубопроводе 9, а нагнетательный клапан 4 открыт.



















Рисунок 2.6 - Схема поршня двухстороннего действия
2.2 Расчет основных параметров бурового насоса
Для обеспечения высокой эффективности бурения, особенно на больших глубинах, полезная мощность насосов должна обеспечивать наивыгоднейшее сочетание трех максимумов: гидравлической мощности на долоте, гидравлической силы струи и скорости раствора в затрубном пространстве для выноса выбуренной породы.


Рисунок 2.7 Конструкция скважины
Скорость движения раствора в затрубном пространстве V (в м/с) зависит от подачи насосов Q (м3/с) и площади кольцевого сечения скважины Sк (м2).
Скорость подъема раствора в кольцевом пространстве находится в пределах 0,3—1,2 м/с и определяется рядом факторов: фактическими свойствами раствора и буримых пород; размером выбуренных частиц; диаметрами скважины и бурильных труб.
В настоящее время установлено, что подводимая к долоту гидравлическая мощность значительно влияет на эффективность бурения, в связи с чем к долоту стремятся подводить удельную мощность (мощность, отнесенная к площади забоя), равную 4— 8 МВт/м2. Это достигается либо путем увеличения подачи насо¬сов, либо повышением перепада давления на долоте рА. В за¬висимости от условий бурения эту задачу решает бурильщик, од¬нако насосы должны во всех случаях удовлетворять требованиям бурения.
Подача насосов (в м3/с) зависит от выбранной скорости рас¬твора в затрубном пространстве и его площади


Определение необходимой подачи насосов для бурения различных интервалов скважины
Определим необходимые подачи насосов для бурения различных интервалов скважины глубиной L=2380 м следующей конструк¬ции: кондуктор 938×0,245 m; эксплуатационная колонна 2380 ×146
Принимаем скорости восходящего потока бурового раствора (в м/с) в затрубном пространстве при бурении: под кондуктор v=1; под эксплуатационную колонну v=1,2;
Необходимые подачи насосов (м3/с) определяем по формуле

Вычислим площади кольцевых пространств.
Кондуктор:
= =0,06м2
Эксплуатационную колонну:
=0,01 м2
Требуемые подачи раствора при бурении:
под кондуктор:
Qк=0,95×0.06=0,0475 м3 /с
под эксплуатационную колонну:
Qп1=1,2×0,009=0.00156 м3 /с
Подводимую к долоту удельную мощность более целесообраз¬но повышать, увеличивая перепад давления на долоте рл, а не подачу, так как потери мощности в циркуляционной системе пропорциональны кубу подачи. На подачу насосов влияют пло¬щадь кольцевого пространства и выбранная средняя скорость Vср, которая зависит от плотности и вязкости раствора, диамет¬ра долота и находится в пределах 0,6—1 м/с для долот диаметром 190—215 мм и 0,2—0,8 м/с для долот диаметром >350 мм.
Начальный диаметр ствола скважины в 2—3 раза больше ко¬нечного, поэтому и начальные диаметры долот в 2—3 раза боль¬ше конечных, а площадь забоя в начале бурения в 4—9 раз боль¬ше, чем в конце. Практикой установлено, что для эффективного бурения подача раствора на забой должна составлять от 0,6 до 1 м3/с на 1 м2 поверхности забоя. Подача раствора при одном и том же диаметре долота с увеличением глубины может снижать¬ся, а буровые насосы должны обладать способностью изменять подачу в требуемом диапазоне регулирования:

Давление в нагнетательной линии насосов зависит от гидрав¬лического сопротивления циркуляционной системы и равно сум¬ме гидравлических потерь в ее отдельных элементах

Определим давление в нагнетательной линии насо¬сов ра, необходимое для прокачки бурового раствора плотностью р и вязкостью 5 мПа-с; конструкция скважины приведена в примере конструкция бурильной колонны: бурильные трубы ТБПВ; УБТС120.
Потери давления в наземной линии;

ζ=0,09-9×10-3 ×16=2,7×103
где ζ—коэффициент гидравлических сопротивлений при длине трубопрово¬да 1 м диаметром dл=0,09 м.
Тогда при длине трубопровода Lд=60 м потери давления при бурении различных интервалов скважины будут:
под кондуктор:
pк =2.7×10-3 ×60×938×0.052 = 0.037 МПа;
под эксплуатационную колонну:
pэ = =2.7×10-3 ×60×1442×0.042 2=0.041 МПа.
По номограмме на рис. 1.6 находим потери давления на 1000 м дли¬ны бурильных труб и определяем потери давления в бурильных трубах при бурении:
под кондуктор Σ pбт.к=4.1 МПА
под эксплуатационную колонну Σ pбэ=8.6МПА
Потери давления в 1000 м УБТ определяем по той же номограмме для труб диаметром 89 мм, так как диаметр этих труб соответствует внутрен¬нему диаметру УБТ для тех же подач, что и при определении потерь давления в бурильных трубах. Потери давления в УБТ будут
при бурении под кондуктор Σ pубт.к=0,03 МПа;
при бурении под эксплуатационную колонну Σ pубт.э=0.04 МПа;

Рисунок 1.6 - Номограмма для опреде¬ления потерь давле¬ния в бурильных трубах с замками
Полезная суммарная мощность (в Вт) насосов :
(5.6)
Nк =0,022×15,5×106 =341кВТ
Nсэ=0,008×20,5×106 =164кВТ
Поскольку в процессе бурения гидравлические сопротивления переменны, полезная мощность насосов будет зависеть от подачи.
Глубокие скважины состоят из обсадных труб различных диаметров и длины. Наибольший диаметр и небольшую длину имеет кондуктор, расположенный в верхней части, а наимень¬ший диаметр имеет открытый ствол. Для обеспечения выноса разбуренной породы наибольшая подача раствора требуется вначале бурения ствола под кондуктор (Qс = Qск).
Так как сопротивление системы прокачиванию раствора про-порционально квадрату подачи, то и давление насосов при буре¬нии этого интервала также довольно существенное. Поэтому мощность насосов и их характеристику выбирают по этому ин¬тервалу бурения, а наибольшее давление определяется при буре¬нии последнего интервала и небольшой подаче.
В буровых установках применяют два-три параллельно рабо¬тающих насоса для бурения под кондуктор и один насос для бу¬рения последнего интервала скважины.
Давление на долоте зависит от скорости истечения раствора из насадок долота и может быть определено по формуле

Для гидромониторных долот μ = 0,92, принимаем скорость V=130 м/с, тогда
МПа
МПа
Давление раствора в нагнетательной линии насоса при бурении различ-ных интервалов скважины:
под кондуктор:
= 0,037+4,1+0,003+10,6+1+7=10,2МПа
под эксплуатационную колонну:
= 0.041+8,6+0.04+10,9+1+7=18,4МПА
Здесь рк — потери давления в затрубном кольцевом пространстве, при-няты одинаковыми для всех интервалов и равными 1 МПа, что составляет 5—7% общих потерь
Расчет мощности и КПД насосов
Для насосного комплекса буровой установки, как правило, выбирают насосы с одинаковыми параметрами. Тогда полезная мощность одного насоса
= 600/2=300 кВТ
где z—число насосов, одновременно работающих в комплексе.
Наименьшее давление в нагнетательной линии насоса (в МПа) в соответствии с формулой при наибольшей подаче:
=300/37=7,9МПА
=300/13,5=20 МПА
Мощность приводного двигателя насоса (в кВт):
=300/0,8=375кВт
где ηнa - общий к.п.д. насосного.агрегата от двигателя до нагнетательной линии насоса;
=0,98×0,98×0,792=0,8
где ηo - коэффициент объемной подачи;
ηг— гидравлический КПД;
ηм — механический КПД.
Коэффициент объемной подачи для исправного насоса η0=0,98-0,96; гидравлический к. п. д. оценивает потери мощности в каналах входного и выходного коллекторов, гидравлической коробке, клапанах ηг=0,97ч-0,98; механический КПД. насос¬ного агрегата может быть представлен в виде произведения ко¬эффициентов:
=0,895×0,885=0,792
где ηмт— КПД трансмиссии от двигателя до трансмиссионного вала насоса.
=0,993×0,992×0,996 =0,895
ηмт1=0,993 — КПД вала на опорах качения;
ηмт2=0,99 —КПД фрикционной муфты;
ηмт3=0,995-0,998 — КПД клиноременной передачи;
ηмтi— КПД других элементов, входящих в трансмис¬сию;
ηмт — механический КПД. насоса
=0,99×0,992×0,992×0,994×0,993 =0,885
η1м=0,99-0,992 — КПД трансмиссионного вала на опорах ка¬чения;
η2м = 0,992—КПД закрытой зубчатой передачи;
η3м= 0,99-0,993 — КПД коренного вала на опорах качения;
η4м= 0,994-0,996 — КПД ползуна и кривошипно-шатунного ме¬ханизма;
η5м = 0,922-0,994 — КПД уплотнения штока и поршня.
Таким образом, механический КПД насоса при работе на полной мощности составляет 0,8—0,87, при работе с неполной мощностью он снижается до 0,6—0,7. Общий КПД насосного агрегата может составлять 0,75—0,8 и менее в зависимости от КПД приводной трансмиссии.[3]
Для бурения всех интервалов данной скважины необходимо на буровой иметь два буровых насоса НБТ – 375.[5]

Прототипом для моего проектирования, после проведения анализа конструкций буровых насосов, я выбираю буровой трех поршневой насос НБТ – 375. Точкой модернизации моего бурового насоса является гидравлическая часть насоса. В данном насосе поршневая группа одностороннего действия будет заменена, на поршневую группу двухстороннего стороннего действия.
Серийный насос НБТ – 375 имеет следующие технические характеристики:
Наибольшая идеальная подача, л/с – 38
Предельное давление, МПа – 20
Число ходов поршней в минуту – 300
Длина хода поршня, мм – 80
Диаметр втулок, мм - 120÷200

Рисунок 2.7 Буровой насос НБТ 375
2.3 Выбор и обоснование структурной схемы проектируемого изделия
Взяв за прототип буровой трех поршневой насос я разрабатываю структурную схему гидравлической части модернизируемого бурового насоса НБТ М 375.



П – поршень, ВК1 – всасывающий клапан 1, ВК2 – всасывающий клапан 2, НК1 - нагнетательный клапан 1, НК2 - нагнетательный клапан 2, ВСК – всасывающий коллектор, НГК – нагнетательный коллектор, ПРН – привод насоса.
Рисунок 2.8 Структурная схема.
В данной структурной схеме работа насоса осуществляется следующим образом: если поршень (П) движется вправо, то в передней (ПП) полости создается разряжение, в результате которого всасывающий клапан 1(ВК1) открывается и камера заполняется раствором, а из задней полости жидкость в это время вытесняется в нагнетательный коллектор (НГК) движущимся поршнем (П). Всасывающий клапан 2 (ВК 2) в ней закрыт, так как давление в этой камере выше, чем во всасывающем трубопроводе, а нагнетательный клапан 2 (НК2) открыт.


2.4 Основные положения технического задания на Буровой насос
1. Наименование и область применения
1.1 Наименование изделия и его шифр – насос буровой трех поршневой НБТ М -375
1.2 Назначение и область применения. Буровой насос предназначен для нагнетания в скважину про¬мывочной жидкости с целью очистки забоя и ствола от выбурен¬ной породы (шлама) и выноса ее на дневную поверхность; охлаж-дения и смазки долота; создания гидромониторного эффекта при бурении струйными долотами; приведения в действие забойных гидравлических двигателей.
1.3. Возможность использования изделия для поставки на экспорт.
Буровой насос может поставляться на экспорт самостоятельно при наличии патентной чистоты насоса по стране поставок.
2. Основание для разработки.
2.1. Организация, утвердившая документ.
(Кафедра НГМО в лице заведующего кафедрой Сысоева Н.И.)
2.2. Тема, этап отраслевого и тематического плана в рамках которого будет выполняться данная работа.
Курсовой проект
3. Цель и назначение разработки.
Заменяемое старое изделие или создание нового.
(Модернизация поршневой группы бурового насоса).
3.2. Ориентировочная потребность по годам с начала серийного производства. 1000-1500 штук.
3.3 Источники финансирования заказчик ОАО «Газпром» ООО «ЛУКОЙЛ».
3.4. Количество и сроки изготовления (Оговариваются с заказчиком).
3.5. Предполагаемые исполнители – студент кафедры НГМиО Заяц М.В., инженеры ООО «ВЗБТ» .
4. Источники разработки .
4.1Протоколы лабораторных и производственных испытаний – отсутствует.
4.2Конструктивные проработки – конструкторская и нормативная документация, требования по эксплуатации..
4.3.Перечень других источников.
-Справочное пособие ; Абубакиров В.Ф. «Буровое оборудование»;
-Ильский А.Л., Миронов Ю.В., Чернобыльский А.Г. «Расчёт и конструирование бурового оборудования.» М.,Недра,1985, 452 с.
5. Технические требования.
5.1Стандарты и нормативно-техническая документация (Конструкторская и нормативная документация, требования по эксплуатации, Стандарты и нормативно-техническая документация, ГОСТ 6031-81
5.2 Состав изделия, требования к устройству.
Насос состоит из приводной, гидравлической частей и редуктора.
5.3 Требования к показателям назначения, надёжности и ремонтопригодности.
Насос должен удовлетворять следующим требованием :
-простота конструкции необходимая для достижения высокой работоспособности оборудования, эксплуатируемого в среде абразивной жидкости.
-долговечность машин, механизмов и их деталей, представляющая собой время безотказной работы в нормальных условиях в часах, соответствующая межремонтному сроку или кратная ей, определяет сроки физического износа, соответствующего определенным технико-экономическим показателям.
-ремонтоспособность оборудования должна создавать возможность реставрации или замены отдельных быстроизнашивающихся деталей или узлов непосредственно в промысловых условиях или в условиях механических мастерских буровых предприятий.
-стандартизация и унификация, обеспечиваемая созданием ГОСТов на отдельные машины, механизмы и инструменты, приводит к конструктивному единообразию оборудования, уменьшению числа их типоразмеров и определению эксплуатационных параметров. Стандартизация, унификация и нормализация способствует значительному упрощению эксплуатации машин, облегчению ухода за оборудованием и их ремонтов. Уменьшению номенклатуры запасных частей.
-должно обеспечивать работу обслуживающего персонала при эксплуатации и ремонте буровых машин и бурильного инструмента. При конструировании бурового оборудования должны быть предусмотрены необходимые прочности всех ответственных узлов и деталей независимо от их эксплуатационных показателей.
5.4 Требования к унификации
Узлы и детали данного бурового насоса должны быть максимально унифицированы с конструкциями серийных буровых насосов.
5.5 Эргономические и эстетические требования. Эргономические показатели должны обеспечить максимальную эффективность, безопасность и комфортность труда.
5.6 Требования к патентной чистоте – НБТ М- 375 должен обладать патентной чистотой по странам СНГ, бывшим СЭВ, США, Англии, Франции, Японии, Германии.
5.7  Требования к номенклатуре изделия – Корпус насоса изготавливается из стали 20ХГСЛ, шток поршня из стали 40Х.
5.8  Требования к эксплуатации – НБТ М 375 рассчитан на длительную безотказную работу, для чего необходимо выполнение следующих требований: 
1) Допускается эксплуатация только в соответствии с технической характеристикой; перегрузки не допускаются;
2) своевременная и правильная смазка узлов НБТ М 375в соответствии с картой смазки;
3) своевременный осмотр, подтяжка креплений, регулировка механизмов, замена быстроизнашивающихся деталей; соблюдение других требований ведомственных инструкций, действующих в отрасли, по эксплуатации.
6.Экономические показатели.
6.1. Ориентировочный экономический эффект от применения одного насоса НБТ М 375 – в данной курсовой работе не подсчитывается.
6.2. Срок окупаемости затрат – в данной курсовой работе не подсчитывается.
6.3. Лимитная цена - в данной курсовой работе не подсчитывается.
6.4. Предполагаемая потребность по заказам предприятий.
7. Стадии и этапы разработки.
7.1. Разработка конструкторской документации для изготовления опытной партии НБТ М 375
7.2. Изготовление и предварительные испытания опытного образца НБТ М - 375.
7.3. Приёмочные испытания опытной партии НБТ М 375.
7.4. Корректировка конструкторской документации на установочную серию.
7.5. Изготовление установочной серии НБТ М 375


Размер файла: 5,5 Мбайт
Фаил: Упакованные файлы (.zip)

 Скачать Скачать

 Добавить в корзину Добавить в корзину

        Коментариев: 0


Не можешь найти то что нужно? Мы можем помочь сделать! 

От 350 руб. за реферат, низкие цены. Просто заполни форму и всё.

Спеши, предложение ограничено !




Страницу Назад

  Cодержание / Нефтяная промышленность / Мобильная буровая установка МБУ-2000-125 ДЭП

Вход в аккаунт:

Войти

Перейти в режим шифрования SSL

Забыли ваш пароль?

Вы еще не зарегистрированы?

Создать новый Аккаунт




Сайт помощи студентам, без посредников!