561

Расчетная часть-Расчет электровинтового насоса УЭВН5-63-1200-Курсовая работа-Дипломная работа-Оборудование для добычи и подготовки нефти и газа

ID: 175618
Дата закачки: 08 Декабря 2016
Продавец: lesha.nakonechnyy.92@mail.ru (Напишите, если есть вопросы)
    Посмотреть другие работы этого продавца

Тип работы: Диплом и связанное с ним
Форматы файлов: Microsoft Word

Описание:
Расчетная часть-Расчет электровинтового насоса УЭВН5-63-1200-Курсовая работа-Дипломная работа-Оборудование для добычи и подготовки нефти и газа

Комментарии: 2. Специальная часть.
2.1. Основные положения технического задания на установку скважин-ного винтового электронасоса.

1. Наименование и область применения
1.1 Наименование изделия и его шифр – установка скважинного винто-вого электронасоса типа УЭВН5-63-1200 М.
1.2 Назначение и область применения.
УЭВН предназначена для добычи высоко вязкой нефти из скважины.
1.3 Возможность использования изделия для поставки на экспорт.
Установка скважинного винтового электронасоса типа УЭВН5-63-1200 М может поставляться на экспорт самостоятельно при наличии патентной чистоты 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 задание - дипломный проект.
3 Цель и назначение разработки.
3.1 Заменяемое старое или создание нового – модернизация рабочей части насоса для увеличения напора УЭВН5-63-1200 М в сравнении с про-тотипом.
3.2 Ориентировочная потребность по годам с начала серийного произ-водства – 1 шт. для кафедры НГМиО ЮРГТУ, дальнейший выпуск по зака-зам предприятий.
3.3 Источники финансирования - предприятия - заказчики.
3.4 Количество и сроки изготовления – 1 шт. для кафедры НГМиО ЮРГТУ, в дальнейшем оговариваются с заказчиком.
3.5 Предполагаемые исполнители – инженеры, УВП кафедры НГМиО, Самарский “Завод НГПО”.
4 Источники разработки.
4.1 Протоколы лабораторных и производственных испытаний - отсут-ствуют.
4.2 Конструктивные проработки – конструкторская и нормативная до-кументация, требования по эксплуатации.
4.3 Перечень других источников:
Ивановский В.Н., Дарищев В.И., Сабиров А.А., Каштанов В.С., Пекин С.С. Скважинные насосные установки для добычи нефти. – М: ГУП Изд-во «Нефть и газ» РГУ нефти и газа им. И. М. Губкина, 2002. – 824 с.: ил.
Ивановский В.Н., Дарищев В.И., Каштанов В.С. и др. Оборудование для добычи нефти и газа. Часть 1. М.: Нефть и газ, 2002. -768 с.
5 Технические требования.
5.1 Стандарты и нормативно - техническая документация - Конструк-торская и нормативная документация, требования по эксплуатации УЭВН5-63-1200 М.
5.2 Состав изделия, требования к устройству
Установка скважинного винтового электронасоса типа УЭВН5-63-1200 М включает в себя: устьевое оборудование, колонну НКТ, винтовой по-гружной насос с гидрозащитой, погружной электродвигатель, станцию управления, автотрансформатор, электрический кабель.
5.3 Требования к показателям назначения, надёжности и ремонтопри-годности.
Установка скважинного винтового электронасоса типа УЭВН5-63-1200 М должна удовлетворять следующим требованиям:
-простота конструкции необходимая для достижения высокой работо-способности оборудования.
-надежность оборудования, определяемая временем безотказной рабо-ты буровой установки. Обеспечивает безаварийное функционирование ме-ханизмов в течении расчетного времени.
-долговечность машин, механизмов и их деталей, представляющая со-бой время безотказной работы в нормальных условиях в часах, соответ-ствующая межремонтному сроку или кратная ей, определяет сроки физиче-ского износа, соответствующего определенным технико-экономическим по-казателям.
-ремонто-способность оборудования должна создавать возможность реставрации или замены отдельных быстроизнашивающихся деталей или узлов непосредственно в промысловых условиях или в условиях механиче-ских мастерских буровых предприятий.
-стандартизация и унификация, обеспечиваемая созданием ГОСТов на отдельные машины, механизмы и инструменты, приводит к конструктивно-му 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
5.4 Требования к унификации:
Основные сборочные единицы УЭВН5-63-1200 М, должны быть мак-симально унифицированы с аналогичными узлами УЭВН5-63-1200.
5.5 Требования к безопасности эксплуатации УЭВН5-63-1200 М необ-ходимо выполнять в соответствии с правилами безопасности в нефтегазовой отрасли, правилами технической эксплуатации электроустановок, правила-ми техники безопасности при эксплуатации электроустановок и требовани-ями инструкций.
5.6 Эргономические и эстетические требования. Эргономические пока-затели должны обеспечить максимальную эффективность, безопасность и комфортность труда.
5.7 Требования к патентной чистоте – УЭВН5-63-1200 М должен обла-дать патентной чистотой по странам СНГ, бывшим СЭВ, США, Англии, Франции, Японии, Германии.
5.8 Требования к номенклатуре изделия – вал винтового насоса изго-тавливается из стали легированной хромом или из титанового сплава, эла-стомер обоймы изготавливают из синтетического каучука.
5.9 Требования к эксплуатации – УЭВН5-63-1200 М должна быть рассчи-тана на длительную безотказную работу, для чего необходимо выполнение следую-щих требований:
1) допускается эксплуатация только в соответствии с технической ха-рактеристикой, перегрузки не допускаются;
2) своевременная и правильная смазка узлов УЭВН5-63-1200 М в со-ответствии с картой смазки;
3) своевременный осмотр, подтяжка креплений, регулировка механизмов, замена быстроизнашивающихся деталей; соблюдение других требований ве-домственных инструкций, действующих в отрасли, по эксплуатации.
6. Экономические показатели.
6.1. Ориентировочный экономический эффект от применения одного – УЭВН5-63-1200 М.
6.2. Срок окупаемости затрат – 2,4 месяца.
6.3. Цена договорная.
6.4. Предполагаемая потребность по заказам предприятий.
7. Стадии и этапы разработки.
7.1. Разработка конструкторской документации для изготовления опытной партии установки скважинного винтового электронасоса типа УЭВН5-63-1200 М до 25.01.09
7.2. Изготовление и предварительные испытания опытного УЭВН5-63-1200 М.
7.3. Приёмочные испытания опытной партии УЭВН5-63-1200 М.
7.4. Корректировка конструкторской документации на установочную серию.
7.5. Изготовление установочной серии УЭВН5-63-1200 М

2.2. Расчет и конструирование винтового насоса.

2.2.1. Выбор и расчёт основных параметров винтового насоса ЭВНМ5-63-1200.

Исходные данные:
Планируемый дебит       Qпл = 60 м3/сут
Глубина скважины       L = 3200 м
Диаметр обсадной колонны (OK)     Dок = 146 мм
Типоразмер НКТ        DНКТ = 89 мм
Плотность смеси        см = 854 кг/м3
Текущее объемное газосодержание    Г = 0,15
Обводненность пластовой жидкости    b = 0,95
Эффективная вязкость смеси      = 35 мм2/с
Коэффициент продуктивности скважины   Кпрод = 20 м3/МПа
Пластовое давление       Рпл = 25,2 МПа
Давление насыщения       Рнас = 21 МПа

К основным конструктивным параметрам относят габаритные раз-меры насоса, диаметр и высоту.
Винтовые насосы типа УЭВНМ5-63-1200 имеют наружный диаметр 117 мм, минимальная необходимая толщина корпуса насоса 6 мм, следо-вательно внутренний диаметр насоса составляет 105 мм. Диаметр винта принимаем 70 мм, его шаг 42 мм, а шаг обоймы соответственно 84 мм. Эксцентриситет между осью винта и осью обоймы 5 мм. Число шагов обоймы 52, винта 104. Общая длина погружного агрегата составляет 12994 мм.
Частоту вращения винта принимаем равной частоте вращения по-гружного электродвигателя равной 500 об/мин.
При частоте вращения n оборотов теоретическая подача насоса определится как:
Q1= 4еDTn
где: T - шаг винтовой поверхности обоймы принимаем равным удво-енному шагу ротора, D и п — диаметр поперечного сечения ротора и ча-стота его вращения.
Q1= 4*0,005*0,07*0,084*500=0,0588 м3/мин=84,7 м3/сут.
Действительная подача определится как:
Qg = Q1 ηоб= 4еTпηоб,
где : ηоб - объемный КПД насоса, можно принимать ηоб=0,75 – 0,855.
Qg =84,7*0,8=67,76 м3/сут
Длина обоймы L связана с напором насоса Н, шагом винта и перепа-дом давления между соседними камерами следующей зависимостью:

где : p – перепад давления между соседними камерами рекомендует-ся брать p=45 – 50 м.
L=(3000/50+2)*0,042=2,184 м.
Принимаем длину винта равной 2,18 м.
2.2.2. Расчет необходимых параметров.
Выбор конструктивных и иных параметров выполним по методике из-вестной нам из курса “Техники добычи и подготовки нефти и газа”
Произведем расчеты всех необходимых параметров.
Расчет производится по данным лекционного материала по курсу «Машины и оборудование для добычи нефти».
Определяется забойное давление, при котором обеспечивается задан-ный дебит скважины:

где: Рпл — пластовое давление, МПа; Q — заданный дебит скважины, м3/сут; Кпрод — коэффициент продуктивности скважины м3/МПа.
Рзаб = 25,2-60/20=22,2 МПа=22,2·106 Па
Определяется глубина расположения динамического уровня при за-данном дебите жидкости:

где: Lскв — глубина расположения пласта, м
Ндин = 3200-22,2·106/854·9,8=547 м
Определяется давление на приеме насоса, при котором газосодержа-ние на входе в насос не превышает предельно-допустимое для данного ре-гиона и данного типа насоса (например — Г = 0,15):

(при показателе степени в зависимости разгазирования пластовой жидкости т = 1,0), где: Рнас — давление насыщения МПа.
Рпр = (1-0,15)·21*106=17,8 МПа=17,8·106 Па
Определяется глубина подвески насоса:

L = 547+17,8*106/854·9,8=2673 м
Определяется объемный коэффициент жидкости при давлении на вхо-де в насос:

где: В - объемный коэффициент нефти при давлении насыщения; b - объем-ная обводненность продукции; Рпр — давление на входе в насос, МПа; Рнас - давление насыщения, МПа.
B*=0,95+(1-0,95)[1+(2,1-1)* ]=1,05
Вычисляется дебит жидкости на входе в насос:

Qпр = 60*1,05=63 м3/сут
Определяется коэффициент изменения подачи насоса при работе на нефтеводогазовой смеси относительно водяной характеристики:

где: ν — эффективная вязкость смеси, м2/с*10-5; QoB — оптимальная подача насоса, м3/с.
КQν =1-4,95·0,0000350,85·0,00073-0,57=0,95
Вычисляется коэффициент изменения КПД насоса из-за влияния вяз-кости:

Кην = 1-1,95·0,0000350,4/0,000730,27=0,774
Вычисляется коэффициент сепарации газа на входе в насос:

где: fскв — площадь кольца, образованного внутренней стенкой обсад-ной колонны и корпусом насоса, м2.
fскв.к = fскв-fн,
где: fн — площадь сечения насоса, м2.
fн =π·d2н/4,
где: d2н — диаметр насоса, (Справочник по добыче нефти Андреев В.В. Уразаков К.Р., глава 6 Эксплуатация нефтяных скважин бесштанговы-ми насосами, 6.3 Установки погружных центробежных насосов, таблица 6.2), м
fскв = 3,14·0,132/4=0,0133м2
fн = 3,14·0,1242/4=0,0121 м2
fскв.к =0,0133-0,0121=0,0012 м2
Кс = 1/[1+(6,02·0,00073/0,0133)]=0,75
В зависимости от поперечного размера погружного электронасосного агрегата установки подразделяются на три условные группы: 5,5А,6


Показатель Группа установки
 5 5А 6
Поперечный раз-мер установки,мм
Внутренний диа-метр эксплуатаци-онной колонны,мм 116

121,7 124

130 137

144,3

2.2.3. Влияние зазора и натяга в рабочих органах винтового насоса на его характеристики.
Определим силы, вызывающие трение, винта и регламентирующие положение винта в обойме. Таких сил две:
1. Сила инерции, существование которой обусловлено кинематикой движения винта, на длине шага винта:
Pj = (r2te20a)/g,
где: r - радиус поперечного сечения винта; t - шаг винта; е - эксцентри-ситет винта; γ - удельный вес материала винта; ω0 - угловая скорость пере-мещения оси винта относительно оси обоймы; g - ускорение силы тяжести; α - коэффициент, учитывающий силу инерции от вращения эксцентриковой муфты и той части тела винта, которая выступает из обоймы.
Pj = (3,14*0,0352*750*0,042*0,005*52,32*11,54)/9,8=195 Н
ω0 = *n/30 = 3,14*500/30 = 52,3 рад/с,
2. Радиальная гидравлическая сила, определенная Д.Д. Савиным:
Pp = (4rt/)*Pk,
Здесь Рк - межвитковый перепад давления оптимальным с точки зре-ния равномерности распределения давления вдоль оси обоймы следует считать
Равнодействующая этих двух сил равна:


Суммарная нормальная сила на контактной линии на длине шага винта:

Pn1 = 2*342*cos55/3.14 = 124 H
γ = arctg (Рp/Рj) = arctg (281/195) = 55
Деформация внутренней поверхности обоймы происходит в направ-лении равнодействующей силы Рpj, под действием которой винт смещается в обойме. Предположим, что смещение это (OO1) будет равно т (рис. 9), изменится и натяг (радиальная деформация резины) на контактной по-верхности рабочих органов.
Суммарный натяг представим в виде:

где 0 – первоначальный натяг 0 = (0,2 – 0,4) мм, примем 0 = 0,4 мм,
 = 2*sin(20-55)+0.4 = 1.5 мм,
С целью создания смазки на контактной поверхности геометрические размеры рабочих органов выбираются таким образом, чтобы обеспечить при работе насоса появление зазора.
Значения зазора определяются:

 = 2*sin(20-55)-0.4 = 1.1 мм,
При сохранении постоянства гидравлического радиуса, заменить дей-ствительные значения зазора и натяга средними, пользуясь следую-щими выражениями:


где χ коэффициент,

здесь
 = arcsin (0,4/2) = 0,20,
 = 1+[(1-cos0,20)/(1+3,14*0,4/2*2)] = 1,03 мм,
ср = (2*2/3,14+0,4)*1,03 = 1,72 мм,

ср = 2*2*cos0,20/(3,14-2*0,20)-0,4 = 1,02 мм,
Длина проекции проточной части контактной линии на ось обоймы на длине шага винта:

L = 42(3.14-2*0.2)/3.14 = 36.6 мм,
Длина проекции поверхности трения винта в обойме по длине шага винта:

L = 42/3.14*(3.14+2*0.2) = 47.4 мм,
Определим механические потери.
Первоначально примем два допущения:
1. В процессе работы насоса винт самоустанавливается в обойме, вследствие чего силы, действующие на обойму, распределяются равномер-но по всей длине (при идеальной геометрии винта и обоймы).
2. Коэффициент трения винта по резиновой поверхности обоймы по-стоянен.
Мощность трения на длине обоймы, кВт:

где f - коэффициент трения пары «обойма - винт», в функции удельного давления; п - скорость вращения приводного вала, об/мин.
Nтр = 2,06*10-5*124*4*0.035*500*52 = 9.2 кВт
Объемные потери. Объемные потери представляют собой расход жидкости через щель проточной части контактной поверхности:

q = 0.4*4.28*10-5*2*9.8*0.15/0.96 = 0.12*10-6 м3/с,
где S - площадь щели,
S = t* = 42*1.02 = 4.28*10-5 м2
Стендовые испытания рабочих органов насоса при перекачке во-ды показали, что при первоначальных натягах перетоки жидкости харак-теризуются весьма широким диапазоном числа Рейнольдса (Re = 300-10000).
Экспериментально были получены следующие значения коэффициен-тов:
n = 28,
 = 0,280,7.
На рис. 10 показана зависимость объемных потерь насоса от величи-ны первоначального натяга при перекачке воды.
Для принятых оптимальных значений перепадов межвитковых давле-ний имеет место интервал значений первоначального натяга, при котором рабочие органы насоса работают с максимальным значением КПД, дости-гающим 70 - 75 %.
С повышением величины δо: уменьшается зазор в проточной части контактной линии, вследствие чего уменьшаются объемные потери; увеличивается нормальная сила и уменьшается удельное давление, что вы-зывает увеличение механических потерь.
При натяге δ0 > δ0 опт наблюдается резкое понижение общего КПД насо-са (рис. 10).
Анализ результатов испытаний объясняет заметный разброс значений подачи насосов серийного производства, в которых по технологическим соображениям первоначальный натяг имеет отклонение +0,1 мм.
Результаты теоретических и экспериментальных исследований показа-ли, что величина первоначального натяга оказывает большое влияние на энергетические показатели винтовых насосов.
Подбор электродвигателя:
Определяется КПД насоса с учетом влияния вязкости, свободного газа и режима работы:

где: ηоВ — максимальный КПД насоса;
η = 0,774·0,75·0,8=0,46
Определяется мощность насоса:
,
где: P - потребное давление насоса, P = 12·106 Па;
N= 12·106·0,00073/0,46=19043 Вт = 19 кВт
Определяется мощность погружного двигателя:
Nпэд = N+Nтр/пэд
где: ηпэд - КПД погружного электродвигателя, Nтр - Мощность трения на длине обоймы, кВт;
Nпэд = 19+9,2/0,88 = 32 кВт.
Проверка насоса на возможность отбора тяжелой жидкости.
В скважинах с возможным фонтанированием или выбросом жидкости при смене скважинного насоса глушение осуществляется заливкой тяжелой жидкости (воды, воды с утяжелителями). При спуске нового насоса необхо-димо откачать насосом эту «тяжелую жидкость» из скважины, чтобы уста-новка начала работать на оптимальном режиме при отборе нефти. При этом сначала необходимо проверить мощность, потребляемую насосом в том случае, когда насос перекачивает тяжелую жидкость. В формулу для опре-деления мощности вводится плотность, соответствующая перекачиваемой тяжелой жидкости (для начального периода ее отбора).
При этой мощности проверяется возможный перегрев двигателя. По увеличению мощности и перегреву определяется необходимость ком-плектации установки более мощным двигателем.
По окончании отбора тяжелой жидкости проверяется вытеснение тя-желой жидкости из НКТ пластовой жидкостью, находящейся в насосе. В этом случае давление, создаваемое насосом, определяется характеристикой работы насоса на пластовой жидкости, а противодавление на выкиде - стол-бом тяжелой жидкости.
Необходимо проверить и вариант работы насоса, когда откачка тяже-лой жидкости ведется не в трап, а на излив, если это допустимо по распо-ложению скважины.
Проверка насоса и погружного двигателя на возможность откачки тяжелой жидкости (жидкости глушения) при освоении скважины ведется по формуле:

где: ρгл — плотность жидкости глушения (можно принять 1200 кг/м3).
Ргл = 1200·9,8·3200+0,9·106+17,8·106-21·106=35 МПа,
При этом вычисляется напор насоса при освоении скважины:

Нгл =35·106/1200·9,8=2976 м,
Определяется мощность насоса при освоении скважины:

Nгл = 35·106·0,00073/0,46 = 55543 Вт = 55,5 кВт,
Мощность, потребляемая погружным электродвигателем при освое-нии скважины:

Nпэд гл= 55,5/0,88 = 63 кВт.
Проверка параметров кабеля.
При проверке выбранного ранее кабеля необходимо учитывать в ос-новном три фактора: 1) потери энергии в кабеле; 2) снижение напряжения в нем при запуске установки; 3) габарит кабеля.
Для скважин с температурой среды более 95С в качестве основных должны использоваться теплостойкие кабели марок КПБПТ, КПОБПТ и КППБПТ с изоляцией из сшитого полиэтилена, предназначенные для рабо-ты при температурах окружающей среды до 110 и 120С, а также кабели марок КПБТ, КЭПБТ, КПБПТ и КЭПБПТ, предназначенные для работы при температуре окружающей среды до 110С.
Изготавливаются кабельные линии с поперечными сечениями основ-ных кабелей (одной жилы) от 10 до 50 мм2.
Для данных условий выбираем тип кабеля КПБК 3x50, число жил 3, сечение жилы 50 мм2, наружный диаметр или толщина кабеля 40 мм.
Потери энергии в кабеле (в кВт) определяются из следующей зависи-мости:

где: I — сила тока двигателя (Каталог Установки погружных центробеж-ных насосов = 21 А), А; Lкаб — вся длина кабеля (глубина спуска двигате-ля и примерно 50 м кабеля на поверхности), м; Rо — активное сопро-тивление 1 м длины кабеля, Ом/м.
Lкаб = L+50.,
Lкаб = 2673+50 = 2723 м,

где ρ20 — удельное сопротивление жилы кабеля при 20°С с учетом нагар-товки и скрутки, принимается равным 0,0195 Ом·мм2/м; q — площадь сече-ния жилы кабеля, мм2; α — температурный коэффициент линейного расши-рения меди, равный 0,0041/°С; tкаб — температура жилы кабеля, которую можно при ориентировочных расчетах принять равной средней температу-ре в стволе скважины °С.
Rо =([1+0,0041·(90-20)]·(1,31)·0,0195/50)1000=0,7 Ом/км
∆Nкаб =3·21·0,7·2,723·10-3 = 0,12 кВт
Допустимую потерю энергии в кабеле можно определить экономиче-ским расчетом при сравнении затрат на дополнительную энергию и затрат на замену кабеля с большим сечением и меньшими потерями энергии. Ори-ентировочно можно ограничивать потери энергии 6—10% от общей мощ-ности, потребляемой установкой. Снижение напряжения в кабеле при рабо-те установки компенсируется трансформатором, поэтому к электродвигате-лю в нормальном режиме его работы подводится его рабочее напряжение.
2.2.4. Расчет вала на прочность.
Для валов насосов применяют термически обрабатываемую сталь ле-гированную хромом, так как пока наиболее износостойкая пара – хром по эластомеру. Принимаем легированную сталь 40ХН.
Расчет на статическую прочность.
В расчете определяют нормальные  и касательные  напряжения в рассматриваемом сечении вала при действии максимальных нагрузок (рис. 11)








 = 103 Mmax/W + Fmax/A;
 = 103 Mk max/Wk,
где Mmax = KпMx2+My2 – суммарный изгибающий момент, Н*м; Mk max = KпT – крутящий момент, Н*м; Fmax = КпFa – осевая сила Н; W и Wk – мо-менты сопротивления сечения вала при расчете на изгиб и кручение, мм3; А – площадь поперечного сечения, мм2.
Mmax = 2,2*983,52+682,52 = 2633,7 Н*см,
Мх = Рр*r = 281*3.5 = 983.5 Н*см,
Му = Рj*r = 195*3.5 = 682.5 Н*см,
Fmax = 2,2*281 = 618,2 Н,
Mk max = 2,2*1000 = 2200 Н*см,
W = *d3/32 = 3,14*7.03/32 = 0,0337 см3,
А = *d2/4 = 3,14*7.02/4 = 0,0385 см2,
Wk = *d3/16 = 3,14*7.03/16 = 0,0673 см3,
 = 103*2633,7/0,0337+618,2/0,0385 = 740 МПа,
 = 103*2200/0,0673 = 320 МПа.
Частные коэффициенты запаса прочности по нормальным и каса-тельным напряжениям:
ST = T/;
ST = T/,
где: пределы текучести Т и Т материала - табл. значения, (Т = 900 МПа, Т = 450 МПа),
ST = 900/740 = 1,26,
ST = 450/320 = 1,53.
Общий коэффициент запаса прочности по пределу текучести при совместном действии нормальных и касательных напряжений
ST = ST ST/S2T+S2T
ST = 1,26*1,53/1,262+1,532 = 1,33,
Статическую прочность считают обеспеченной, если ST[ST], где [ST] = 1,3…2 - минимально допустимое значение общего коэффициента запаса по текучести.
Расчет на сопротивление усталости.
Для опасного сечения вычисляем коэффициент S:
S = S S/S2+S2 [S],
где S и S - коэффициенты запаса по нормальным и касательным напряжениям, определяемые по зависимостям
S = -1D/(a+Dm);
S = -1D/(a+Dm),
здесь a и a – амплитуды напряжения цикла; m и m – средние напря-жения цикла; D и D – коэффициенты чувствительности к асимметрии цикла напряжений для рассматриваемого сечения.
В расчетах валов принимают, что нормальные напряжения изменяются по симметричному циклу: a = и и m = 0, а касательные напряжения – по отнулевому циклу: a = к/2 и m = к/2.
Тогда
S = -1D/a.
S = 385,3/350 = 1,2
Напряжения в опасных сечениях вычисляются по формулам
a = и = 103M/W;
a = к/2 = 103Mк/(2Wк),
где М = Mx2+My2 – результирующий изгибающий момент, Н*м; Мк – кру-тящий момент (Мк = Т), Н*м; W и Wк – моменты сопротивления сечения ва-ла при изгибе и кручении, мм3.
М = Mx2+My2 = 1197 Н*м,
a = и = 103*1197/0,0337 = 350 МПа,
a = к/2 = 103*1000/2*0,0673 = 148,6 МПа,
Пределы выносливости вала в рассматриваемом сечении:
-1D = -1/КD;
-1D = -1/КD,
где -1 и -1 – пределы выносливости гладких образцов при симметричном цикле изгиба и кручения (-1 = 420 МПа, -1 = 230 МПа, табл. значение).
Значения КD и КD вычисляют по зависимостям:
КD = (К/Кd+1/КF-1)/КV;
КD = (К/Кd+1/КF-1)/КV,
где К и К - эффективные коэффициенты концентрации напряжений (К = 1,7, К = 2,05, табл. значение); Кd и Кd - коэффициенты влияния абсолют-ных размеров поперечного сечения [Кd(Кd) = 0,65, табл. значение]; КF и КF - коэффициенты влияния качества поверхности (КF = 0,9, КF = 0,93, табл. значение); КV – коэффициент влияния поверхностного упрочнения (КV = 2,5, табл. значение).
КD = (1,7/0,65+1/0,9-1)/2,5 = 1,09,
КD = (2,05/0,65+1/0,93-1)/2,5 = 1,29,
-1D = 420/1,09 = 385,3 МПа,
-1D = 230/1,29 = 180,3 МПа,
S = 180/(148,6+0,0775*148,6) = 1,11,
Коэффициент влияния асимметрии цикла для рассматриваемого сече-ния вала:
D = /КD = 0,10/1,29 = 0,0775.
S = 1,09*1,11/1,092+1,112 = 1,53
Сопротивление усталости вала обеспечено.
Коэффициент запаса прочности удовлетворяет условию прочности, значит конструкционные размеры выбраны верно.

2.3. Перечень и описание конструкции нефтегазопромысловых машин и оборудования.

Устьевое оборудование:
- колонная головка       1шт
- трубная головка        1шт
Колонна насосно-компрессорных труб (НКТ)   1шт
Станция управления       1шт
Погружной электродвигатель      1шт
Автотрансформатор       1шт
Гидрозащита         1шт
Компенсатор         1шт
Обратный клапан        1шт
Кабельный барабан        1шт
Коэффициент неучтенного оборудования    1,1

Краткое описание оборудования:

1. Колонная головка предназначена для обвязки эксплуатационной колонны и НКТ, с обязательной герметизацией межтрубного пространства между ними.
2. Трубная головка необходима для подвески НКТ, герметизации и контроля межтрубного пространства между эксплуатационной колонной и НКТ.
3. Колонна НКТ служит для подъема пластовой жидкости на поверх-ность и соединяет устьевую арматуру с винтовым насосом
4. Станция управления необходима для слежения за параметрами установки винтового скважинного электронасоса
5. Погружной электродвигатель предназначен для привода винтового насоса
6. Автотрансформатор предназначен для подачи электроэнергии на электродвигатель
7. Гидрозащита предназначена для защиты электродвигателя от про-дукции скважины
8. Компенсатор предназначен для выравнивания подачи
9. Обратный клапан служит для удержания столба жидкости в колон-не при остановке работы установки
10. Кабельный барабан служит для намотки и хранения электрическо-го кабеля


Размер файла: 261,7 Кбайт
Фаил: (.rar)

Скачать

Добавить в корзину

Занесено в корзину

        Коментариев: 0

Есть вопросы? Посмотри часто задаваемые вопросы и ответы на них.
Опять не то? Мы можем помочь сделать!

Некоторые похожие работы:

Модернизация установки погружного электровинтового насоса УЭВН5-63-1200-Курсовая работа-Оборудование для добычи и подготовки нефти и газа
Расчетная часть-Расчет электровинтового насоса УЭВН5-63-1200-Расчет редуктора Курсовая работа-Дипломная работа-Оборудование для добычи и подготовки нефти и газа
Ещё искать по базе с такими же ключевыми словами.