Расчетная часть-Расчет забойного двигателя Турбобура ЗТСШ1-240

ID: 176739
Дата закачки: 17 Января 2017
Продавец: lelya.nakonechnyy.92@mail.ru (Напишите, если есть вопросы)
Посмотреть другие работы этого продавца

Тип работы: Диплом и связанное с ним
Форматы файлов: Microsoft Word
Сдано в учебном заведении: ******* Не известно

Описание:
Расчетная часть-Расчет забойного двигателя Турбобура ЗТСШ1-240: Гидравлический расчет турбобура, Прочностной расчет турбобура-Курсовая работа-Дипломная работа-Оборудование для бурения нефтяных и газовых скважин

Комментарии: 5 Техническое предложение

Изобретение относится к бурению и может быть использовано для регулирования частоты вращения долота при турбинном бурении.
Целью изобретения является повышение надежности контроля скорости вращения турбобура.
Поставленная цель достигается тем, что устройство контроля скорости вращения турбобура, содержащее установленные в корпусе взаимодействующие друг с другом два дроссельных элемента, один из которых соединен с валом турбобура, снабжен двигателем, на валу которого установлен другой дроссельный элемент, при этом взаимное перемещение дроссельных элементов ограничено в пределах одного оборота.
Таким образом, заявленный способ обладает высокой надежностью, так как нет необходимости передавать динамические гидравлические сигналы на поверхность, в связи с чем заявленное устройство обладает требуемой надежностью и простой конструкцией.
Способ контроля скорости вращения турбобура, основанный на измерении давления в колонне бурильных труб, отличающийся тем, что задают оптимальную частоту вращения забойного двигателя и устанавливают соответствующее ей давление в колонне бурильных труб, а отклонение от оптимальной частоты вращения контролируют по изменению давления относительно давления, соответствующего оптимальной частоте вращения забойного двигателя.
Важным преимуществом «серийно» выпускаемых турбобуров является унификация основных размеров их длинномерных деталей у всех типов турбобуров одного номинального (габаритного) ряда.
Технология апгрейда турбобура базируется на следующих основных требованиях к сменным деталям и узлам.
1. Конструкции новых сменных деталей турбобура должны предусматривать унификацию габаритных и установочных размеров с заменяемыми деталями.
2. Новые детали должны иметь большую износостойкость, чем заменяемые.
3. Параметры энергетической характеристики новой турбины должны обеспечивать оптимальные или близкие к ним параметры режима бурения для заданных геолого-технических условий.
4. Энергетическая характеристика новой турбины не должна увеличивать потребную гидравлическую мощность буровых насосов при бурении скважины.
5. Новые ступени статора и ротора на должны ухудшить эксплуатационные характеристики турбобура.
6. Новые опоры должны обеспечивать увеличение параметров надежности и долговечности турбобура.
7. Новые уплотнительные элементы должны обеспечивать уменьшение вредных утечек бурового раствора.
8. Стоимость новых деталей не должна снижать эффективность и конкурентоспособность турбинного бурения.
9. Замена устаревших деталей на новые не должна существенно усложнять процесс сборки – разборки турбобура на существующем стандартном оборудовании.
10. Показатели апгрейда должны быть подтверждены промысловыми испытаниями турбинной техники в данном буровом предприятии
Системный апгрейд предусматривает регулярное обновление парка используемых турбобуров путем замены сменных деталей, с целью обеспечения качественно новых характеристик турбобуров, в зависимости от меняющихся требований технологии бурения. Эти требования должна определять технологическая служба бурового предприятия в результате изучения физико-механических свойств горных пород, выбора рационального типоразмера породоразрушающего инструмента, оптимизации параметров режима бурения и других факторов.
Что касается технических средств, то для апгрейда могут быть использованы новые типы ступеней турбин, опор и сальников, которые разрабатываются и производятся в последние годы, как крупными машиностроительными заводами, так и малыми научно-внедренческими фирмами. Важно, чтобы эти средства соответствовали приведенным выше требованиям.
Из представленных данных видно, что, заменив сменные детали серийного турбобура А7Ш на новые, буровое предприятие фактически получает новый турбобур, обладающий улучшенными параметрами характеристики и надежности. Причем, для повышения эффективности апгрейда могут быть использованы длинномерные детали – корпуса и валы секций, отработавшие определенный срок с первым (заводским) комплектом сменных деталей и пригодные к дальнейшей эксплуатации.
Применение прогрессивной системы апгрейда позволит существенно расширить технологические возможности турбобура и повысить технико-экономические показатели турбинного способа бурения.Практика турбинного бурения показывает, что срок службы длинномерных деталей турбобура на порядок превышает срок службы сменных деталей. Так, например, корпуса и валы турбинных секций турбобуров типа 3ТСШ1-195 или А7ГТШ могут работать более 1000 ч с минимальным количеством ремонтов их резьбовых соединений. В то же время, осевые опоры шпинделя (как шаровые, так и резинометаллические) служат не более 100 ч, радиальные опоры – не более 200 ч, а ступени турбин – не более 500 ч.
Используя унификацию основных деталей серийных турбобуров одного номинального (габаритного) ряда можно реально обновить их энергетические и эксплуатационные характеристики путем замены морально устаревших сменных деталей вновь разработанными конструкциями, обладающими гораздо лучшими показателями. Например, компанией «Велл Процессинг» разработаны и производятся новые типы турбин, шпинделей и опор, которые могут быть использованы в стандартных секциях серийных турбобуров.
Шпиндель стабилизированный ШС-195, предназначен для использования в компоновке с любыми турбобурами и винтовыми забойными двигателями диаметром 195 мм. Имеет повышенную наработку на отказ – около 300 ч. Оснащен корпусными стабилизаторами лопастного типа.
Осевые резинометаллические опора серии ПУМ, предназначены для использования в шпинделях всех серийных турбобуров и винтовых забойных двигателей диаметром 240, 195 и 172 мм. Наработка на отказ в среднем составляет 200 – 300 ч.
Все указанные технические средства прошли широкие промысловые испытания в Белоруссии, Западной Сибири и др. нефтегазовых регионах, в результате которых были подтверждены их показатели назначения.
Используя новые сменные детали можно в значительной степени модернизировать парк используемых серийных турбобуров, улучшить их энергетические и эксплуатационные характеристики, а также существенно расширить технологические возможности турбобуров и повысить технико-экономические показатели турбинного способа бурения.

6 Расчетная часть

6.1 Гидравлический расчет турбобура

Заданными параметрами для расчета турбобура являются крутящий момент на долоте Мд, скорость его вращения n и расход Q.
Подача Q=38 л/с
Частота вращения 505 об/мин
Крутящий момент 405 Н*м
Диаметр корпуса D=240 мм
На первом этапе определяем окружную скорость долота:

, (6.1)

Средний диаметр для большинства эксплуатируемых турбобуров, определяется по формуле:

, (6.2)

выбирают по зависимости

, (6.3)

где Dк – размер корпуса турбобура равный 240 мм
При известных значениях определяем окружную скорость:

, (6.4)

Тогда:
, (6.5)

где b – толщина обода статора.
Коэффициент циркуляции:

, (6.6)
Так как 1 то решетки являются высокоциркуляционными. Большой напор на одной ступени.
Коэффициент активности:

, (6.7)

Так как = 0.5 то перепад давления срабатывается поровну на турбине и статоре.
Строим треугольник скоростей на выходе и входе решетки лопастей турбины.

Рисунок 6.1.1 – треугольник скоростей.

Определяем напор турбины:

, (6.8)

где - проекции абсолютных скоростей.
При известных величинах крутящего момента и скорости вращения долота мощность, потребляемая долотом:

, (6.9)

Тогда перепад давления равно:

, (6.10)

КПД от 0,44 – 0,7

Число ступеней турбобура:

, (6.11)

Мощность жидкости:

, (6.12)

Определим основные параметры решетки лопастей на рисунке 6.1.2

Рисунок 6.1.2 – Параметры решетки лопастей.

Осевая длина лопасти турбины:

, (6.13)

где = 15мм – длина лопастей без учета длины формирующегося участка
Пользуясь принципом геометрического подобия, определим для нашего турбобура данные параметры решетки лопастей: Sp=3.8мм, R=7мм .

, (6.14)

Число лопастей турбины:

, (6.15)

Наружный диаметр проточной части турбины определяют по заданному диаметру корпуса Dk c учетом толщины 14мм стенок корпуса и обода статора b=31.5мм:

, (6.16)

Коэффициент стеснения потока:

, (6.17)

Внутренний диаметр поточной части турбины:

, (6.18)

где - осевая составляющая скорости жидкости в турбине, выбираемая в пределах 4.5 – 5.5 м/с, - объемный КПД , для кольцевых зазоров 2 задают в пределах 0.92 – 0.95.
Величина радиальных зазоров между элементами статора и ротора, выбирают в зависимости от размеров турбины. Толщина обода турбины составляет 1.75 – 2.00мм.
Конструкция осевых опор выбирают исходя из опыта эксплуатации турбобуров, который показывает что при бесспорном преимуществе опор качения по величине потерь энергии турбобура на трение, в отношении долговечности предпочтение отдается резинометаллическим опорам, которые хорошо работают в условиях бурения скважин с промывкой глинистым раствором с высоким содержанием абразивных частиц.
Число подпятников резинометаллической опоры:

, (6.19)

где P – осевая нагрузка на опору турбобура, принимаем 3МПа,
pmax – допустимое удельное давление, принимаем 1МПа,
F – площадь трущейся поверхности диска пяты.

Коэффициент учитывающий наличие канавок на резиновой обкладке подпятника:

, (6.20)

где Fk – площадь канавок в подпятнике:

м2, (6.21)

где bk – ширина канавок,
i – число канавок.

6.2 Прочностной расчет турбобура

Составим расчетную схему турбобура. Указываем опасные сечения. У нас их будет их 5, сечения на которых происходит соединение секций.

Рисунок 8 – Схема опасных сечений турбобура.
При кручении:
М=2991 Н×м
Момент сопротивления:
, (6.22)

Рассчитываем по сечениям:

Сечение I ,

Сечение II ,

Сечение III ,

Сечение IV ,

Сечение V ,

Берем отдельно вал:

,

И по сечению корпуса:
, (6.23)

Напряжение при кручении:
, (8.3)

Сечение I ,

Сечение II ,

Сечение III ,

Сечение IV ,

Сечение V ,
Напряжение кручения вала:

,

Напряжение кручения корпуса:

,

Напряжения на всех сечениях, валу и на корпусе не превышают минимально допустимого значения

При изгибе:

Момент сопротивления:

, (8.4)

Рассчитываем по сечениям:

Сечение I

Сечение II

Сечение III

Сечение IV

Сечение V

Берем отдельно вал:

И по сечению корпуса:

, (8.5)

Напряжение при изгибе:
,
Сечение I ,
Сечение II ,
Сечение III ,
Сечение IV ,
Сечение V ,
Напряжение изгиба вала :
,
Напряжение кручения корпуса:
,
Напряжения на всех сечениях, валу и на корпусе не превышают минимально допустимого значения
При растяжении-сжатии:
Нагрузка
N=P
где
, (8.6)
Принимаем наибольшую гидростатическую нагрузку которая может возникнуть в турбобуре:
(8.7)
m1 равен массе самого турбобура равный 5975 кг.

Напряжение сжатия - растяжения
, (8.8)
где , (8.9)
Сечение I ,
Сечение II ,
Сечение III ,
Сечение IV ,
Сечение V ,

Напряжение на валу:
,
Напряжение на корпусе:
,
Напряжения на всех сечениях, валу и на корпусе не превышают допустимого значения

Нагрузка на осевую опору турбобура:
, (8.10)
где Т – гидравлическая сила на ротор
G – вес ротора и долота
R – реакция забоя
(8.11)
где – перепады давления в верхнем узле
– перепады давления в к ступенях
– перепады давления в роторе одной ступени
– перепады давления в нижнем узле
, … - площади кругов с диаметрами d1, d2…d3

(8.13)
(8.14)

Нагрузка на осевую опору не превышает допустимого значения 245 кН

Размер файла: 187,7 Кбайт
Фаил: