Все разделы / Нефтяная промышленность /


Страницу Назад
Поискать другие аналоги этой работы

(740 )

Расчетная часть-РАЗРАБОТКА ОБОРУДОВАНИЯ ДЛЯ РАЗМЫВА ПЕСЧАННЫХ ПРОБОК-Курсовая работа-Дипломная работа-Оборудование для капитального ремонта, обработки пласта, бурения и цементирования нефтяных и газовых скважин

ID: 175159
Дата закачки: 24 Ноября 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
Сдано в учебном заведении: ******* Не известно

Описание:
Расчетная часть-РАЗРАБОТКА ОБОРУДОВАНИЯ ДЛЯ РАЗМЫВА ПЕСЧАННЫХ ПРОБОК-Курсовая работа-Дипломная работа-Оборудование для капитального ремонта, обработки пласта, бурения и цементирования нефтяных и газовых скважин


Комментарии: 5 РАЗРАБОТКА ОБОРУДОВАНИЯ ДЛЯ РАЗМЫВА
ПЕСЧАННЫХ ПРОБОК

5.1 Исходные данные
1.Глубина скважины Н=2300м
2.Диаметр эксплуатационной колонны Дн=146мм
3.Мощность пробки пм=60м
4.Условный диаметр промываемых труб d=89мм
5.Максимальный размер зерен песка, составляющий пробки б=0.9мм
6.Вид промывочного агрегата пена
7.Длина линии от насоса до установки М-20 l=35м

5.2 Расчет прямой промывки песчаной пробки
Расчет производим при работе насоса на каждой из его скоростей. При работе насосной установки на I скорости: Q=4,6 л/с.
дм/с=1.523 м/с
Q-подача насоса, л/с.

Таблица 1- Коэффициент трения для воды при движении в трубах
Диаметр трубив ,мм 48 60 73 89 114
Значения 0,04 0,037 0,035 0,034 0,032

Находим потери на трение нисходящего потока:
К=l1×Н×Vн2/0,62×2×g=0,034×2300×1,5232/0,62×2×9,8=162 м. вод. ст.
l1-коэффициент трения для воды при движении в трубах, l1=0,034.
Н-глубина скважины, Н= 2300м.


VН - скорость потока, м/с.
g- ускорение свободного падания, м/с2
Скорость нисходящего потока:
VВ=4×Q/3.14×ДВ2-DН2)=4×4,6/3.14×(0,1222-0,0892)=6,11 дм/с=0,611 м/с
Q- подача насоса, л/с.
Дв- внутренний диаметр эксплуатационной колонны, Дв=0,122 м
Dн- наружный диаметр промывочной трубы, Dн =0,089м
Находим потери на трении восходящего потока:
2h=ц×л2×(Н×Vв2)/Дв-0,792×g=1.15×0.034×(2300×0.6112)/0.122-0.785×9.81=39.6 м.вод.ст.
ц- коэффициент, учитывающий повышения содержания песка в жидкости,
ц=1,15
л2 -коэффициент сопротивления восходящего потока, равной 0,034.
Н- глубина скважины, м.
Vв- скорость нисходящего потока, м/с.
Дв- внутренний диаметр эксплуатационной колонны, м.
g- ускорения свободного падения, м/с2.
Потери напора на уравновешивание столбов жидкости:
h3=(л-т)×1К/[JН/JЖ×(1-VКР/Vв)-l]/f×l×0,611=(l-0,3)0,761×4/[0,261(0,87-0,1)-01]/0,01×1×0,61=16 м.вод.ст.
т-пористость песчаной пробки, т=0,3
1к- высота промытой пробки, равной одного колена трубы, 1к=4м.
JН - удельный вес песка, кг/м , JН = 0,265 кг/м
JЖ - удельный вес промывочной жидкости, JЖ=0,1 кг/м3
VКР - критическая скорость свободного падения песчинок, м/с.
VКР = 0,87 м/с
f- площадь восходящего потока жидкости, м2
f=0,785×(Дв 2- Dн2)= 0,785×(0,1222-0,0892)=0,01м2
Потери напора на уравновешивание столбов жидкости.
h4=л2×1×VH2/0,062×2×9,81= 0,034× 35×1,5232/0,062× 2× 9,81 = 22 м.вод.ст.
л2-коэффициент сопротивления восходящего потока, равной 0,034.
1- длина линии от насоса до колтюбинговой установки, 1=35м.
VH - скорость потока, м/с
g- ускорения свободного падения, м/с
Находим общее гидравлическое сопротивления
hоб=h1+h2+h3+h4
hоб=143+39,6+16,5+3=196,8 м.вод.ст
При работе на насосной установки II скорости Q2=6,4 л/с
дм/с=2.1м/с
Гидравлические скорости сопротивления нисходящего потока:
h1= л2×Н× VH 2/0,062×2×g=0,034×2300×2,170,062×2×9,8=285 м.вод.ст.
л2 - коэффициент сопротивления восходящего потока, равной 0,034.
Н-глубина скважины, м.
VH - скорость потока, м/с
g- ускорения свободного падения, м/с2.
Скорость восходящего потока:
VB=4×Q×V2/3,14×(Дв2-dH2)×2×g-4×6,4×0,852/3,14×(0,1222-0,0892) ×2×9,81=8,5дм/с=0,85м/с
Q- подача насоса, л/с
V-скорость жидкости, V=0,85 м/с
Дв- внутренний диаметр эксплуатационной колонны, Дв=0,122 м
dH- наружный диаметр промывочной трубы, dH=0,089м
g- ускорения свободного падения, м/с .
Находим потери на трение восходящего потока:
h2=ц× л2×Н×VB2/(ДВ2-dH2)×2×g=1,15×0,034×2300×0,852)/(0,1222-0,089)
×2×9,81=76,8 м.вод.ст.
ц- коэффициент, учитывающий повышения содержания песка в жидкости
л2-коэффициент сопротивления восходящего потока, равной 0,034.
Н-глубина скважины, м.
VB -скорость нисходящего потока, м/с.
Дв- внутренний диаметр эксплуатационной колонны, м.
g-ускорения свободного падения, м/с .
Находим потери на уравновешивание столбов жидкости:
h3=(л-т)×S/f×lк×/[JН/JЖ×(1-VКР/Vв)-l]=(1-0,3)×0.012/0,01×[0,261/0,1×(1-0,87-0,85)-1]=17,9 м.вод.ст.
т-пористость песчаной пробки, т=0,3
1к- высота промытой пробки, равной одного колена трубы,1к=4м.
JН- удельный вес песка, кг/м , JН=0,265 кг/м
JЖ - удельный вес промывочной жидкости, JЖ=0,1 кг/м
VКР - критическая скорость свободного падения песчинок, м/с VКР=0,87 м/с
Vв - скорость восходящего потока, м/с
л-коэффициент трения для воды при движении в трубах, л=1.
S-площадь сечения эксплуатационной колонны, м2
f-площадь восходящего потока жидкости, м
Находим гидравлическое сопротивления в линии от насоса до колоны гибких труб.
h4=л2×1×VH2/0,062×2×9,81=0,034××2,l2/0,062×2×9,81=5,8 м.вод.ст.
л2-коэффициент сопротивления восходящего потока, равной 0,034.
l- длина линии от насоса до колтюбинговой установки, 1=35м.
VH -скорость потока, м/с
g- ускорения свободного падения, м/с .
Определяем общие гидравлические сопротивления:
hоб=h1+h2+h3+h4
hоб=285+76,8+17,9+5,8=385,5м.вод.ст
h1- гидравлические скорости сопротивления нисходящего потока.
h2- потери на трение восходящего потока
h3- потери на уравновешивание столбов жидкости.
h4- гидравлическое сопротивления в линии от насоса до колонны гибких труб.
При работе на III скорости Q=9,6 л/с
Находим скорость нисходящего потока воды:

дм/с=3.19м/с
Q-подача насоса Q=9,6 л/с.
h1= л2×Н× VH 2/0,062×2×g=0,034×2300×З,192/0,062×2×9,8= 645 м.вод.ст.
Л2-коэффициент сопротивления восходящего потока, равной 0,034.
Н-глубина скважины, м.
VH- скорость нисходящего потока воды, м/с
g-ускорения свободного падения, м/с2.
Скорость восходящего потока:
VB=4×Q×/3,14×(Дв2 - dH2)=4×9.6/3.14×(0,1222 -0,0892)=12.73 дм/с=1.273 м/c
Q- подача насоса, л/с
V-скорость жидкости, V=0,85 м/с
Дв- внутренний диаметр эксплуатационной колонны, Дв=0,122 м
dн- наружный диаметр промывочной трубы, d=0,089M
g- ускорения свободного падения, м/с .
Находим потери на трение восходящего потока:
h2=ц×л2×Н×VB2/(ДВ2-dH2)×2×g=1.15×0,034×2300×0,852)/(0,1222-0,089)×
×2×9,81=156,4 м.вод.ст.
ц - коэффициент, учитывающий повышения содержания песка в жидкости, ц=1,15
л2- коэффициент сопротивления восходящего потока, равной 0,034.
Н- глубина скважины, м.
VB - скорость нисходящего потока, м/с.
ДВ - внутренний диаметр эксплуатационной колонны, м.
1н- наружный диаметр промывочной трубы, d=0,089M
g-ускорения свободного падения, M/CZ.
Находим потери на уравновешивание столбов жидкости:
h3=(л-т)×S/f×lк×/[JН/JЖ ×(1-VКР /Vв)-l]=(1-0,3) ×0,012/0,01×[0,261/0,1× (1-0,87-
0,85) -1] =19,2 м.вод.ст.
т-пористость песчаной пробки, т=0,3
1к- высота промытой пробки, равной одного колена трубы, 1к=4м.

JН - удельный вес песка, кг/м , JН=0,265 кг/м
JЖ -удельный вес промывочной жидкости, JЖ = 0,1 кг/м
VКР - критическая скорость свободного падения песчинок, м/с, VKp=0,87 м/с
VB - скорость восходящего потока, м/с
л- коэффициент трения для воды при движении в трубах, л=1.
S-площадь сечения эксплуатационной колонны, м2
f-площадь восходящего потока жидкости, м2
Находим гидравлическое сопротивления в линии от насоса до колонны гибких труб:
h4=л2×1×VH2/0,062×2×9,81=0,034×35×З,192/0,062×2×9,81=13,2 м.вод.ст.
л2-коэффициент сопротивления восходящего потока, равной 0,034.
1- длина линии от насоса до колтюбинговой установки, 1=35м.
VH -скорость потока, м/с
g-ускорения свободного падения, м/с2.
Определяем общие гидравлические сопротивления:
hоб=h1+h2+h3+h4
hоб=645+156,4+19,1+13,2=833,7м.вод.ст
h1- гидравлические скорости сопротивления нисходящего потока.
h2- находим потери на трение восходящего потока.
h3- находим потери на уравновешивание столбов жидкости.
h4- находим гидравлическое сопротивления в линии от насоса до колонны гибких труб
Определяем давление на выпуске насоса:
При работе насосной установки на I сорости: Pзаб=JЖ×hобщ/10=l×l96.8/10=19,68кг/см2=2МПа
JЖ- удельный вес промывочной жидкости, кг/см
hобщ - общие гидравлические сопротивления при работе насоса на I скорости,
h общ =19,68 м. вод. ст:
При работе насосной установки на II корости:

Pзаб=JЖ×hобщ/10=l×385,6/10=38,56 кг/см2=3,8МПа
JЖ - удельный вес промывочной жидкости, кг/дм2
hобщ - общие гидравлические сопротивления при работе насоса на II cкорости,
hобщ =385,6 м. вод. ст:
При работе насосной установки III скорости:
Pзаб=JЖ×hобщ/10=1×833,7/10=83,37 кг/см2=8МПа
JЖ - удельный вес промывочной жидкости, г/см2
hобщ - общие гидравлические сопротивления при работе насоса на III скорости, hобщ =833,7 м. вод. ст:
Определяем давление скважины:
При работе насосной установки на I скорости:
Pзаб=JЖ×(H+h2+h3)/10=0,l×(2000+39,6+16,5)/10=202,27кг/см2=19,85 МПа
h2 - сопротивление восходящего потока при работе насоса на I скорости, м.вод. ст.
h з -сопротивление восходящего потока при работе насоса на I скорости, м.вод. ст
JЖ - удельный вес промывочной жидкости, кг/дм
Н-глубина скважины, м.
При работе насосной установки на II скорости:
Pзаб=JЖ×(H+h2+h3)/10=0,l×2300+76,8+17,9)/10=206,27 кг/см2=20,23 МПа
h2 -сопротивление восходящего потока при работе насоса на II скорости, м.вод. ст.
h з -сопротивление восходящего потока при работе насоса на I скорости, м.вод. ст
JЖ - удельный вес промывочной жидкости, кг/дм
Н-глубина скважины, м.
При работе насосной установки на III скорости:
Pзаб=JЖ×(H+h2+h3)/10=0,1×(2300+156,4+19.1)/10=214,35кг/см2=21,13МПа
h2 -сопротивление восходящего потока при работе насоса на II скорости, м.вод. ст.
h з -сопротивление восходящего потока при работе насоса на I скорости, м.вод. ст
JЖ - удельный вес промывочной жидкости, кг/дм
Н-глубина скважины, м
Подсчитаем мощность, необходимую для промывки песчаной пробки:
N= JЖ × hобщ×Q/75×ηпр.аг
При работе насосной установки на I скорости:
N= JЖ×hобщ×Q/75×ηпр.аг=1×196,8×4,6/75×0,65=19л/с
JЖ - удельный вес промывочной жидкости, кг/дм2
hобщ -определяем общие гидравлические сопротивления.
Q- подача насоса, л/с
ηпр.аг -общий механический к.п.д. промывочного агрегата, ηпр.аг=0,65
При работе насосной утановки II скорости:
N= JЖ×hобщ×Q/75×ηпр.аг=l×385,5×6,4/75×0,65=50л/с
При работе насосной установки III скорости:
N= JЖ×hобщ×Q/75×ηпр.аг =1×833,9×9,6/75×0,65=164 л/с
Агрегат имеет максимальную мощность двигателя Na=82 л/с, а потому работа его на III скорости невозможна.
Найдем использование максимальной мощности промывочного агрегата:
При работе насосной установки на I скорости:
К=N×100%/Nмак=19×100/82=23%
N - мощность, необходимая для промывки песчаной пробки, л/с,
Nмак-максимальная мощность, необходимая для промывки песчаной пробки, л/с.
При работе насосной установки на II скорости:
К=N×100%/Nмак=50×100/82=61%
Определим скорость подъема размытого песка:
VM=Vв–Укр
При работе насосной установки на I скорости:
VM=VB–VКР=0,611-0,087=0,524 м/с
VB - скорость восходящего насоса, м/с
VКР - критическая скорость, м/с
При работе насосной установки на II скорости, м/с
VM=VB – VКР =0,85-0,087=0,763 м/с
Определим продолжительность подъема размытой пробки после промывки:
При работе насосной установки на I скорости:
t1=H/VM =2300/0,524=4770 сек=1 час 32 мин.
Н - глубина скважины, м
VM -скорость подъема размытого песка
При работе насосной установки на II скорости:
t1=H/VM =2300/0,763=3276 сек=52 мин

5.3 Расчет толщины стенки насадки
Sp=P×D/2×σm×φ-P=16.44×10×83/2×180×10×0.9-16.44×10=7.13 мм
Р-давление насадки, МПа;
D-наружный диаметр насадки, мм;
σт-предел текучести материала 180МПа;
φ - коэффициент прочности равный 0,9
Выбираю толщину стенки насадки равной 8мм.

5.4  Расчет насадки на избыточное давление
P=2×E×S×φ×σт/D+S+V ×V=2×1×8×0.9×180×10/83+8+1.56 ×1.56=21 МПа
S-толщина стенки насадки, мм;
φ - коэффициент прочности равный 0,9
σт-предел текучести материала 180МПа;
D-наружный диаметр насадки, мм;
V-скорость потока газа по колонне гибких труб.(КГТ)
Основными показателями процесса промывки скважины является величина скоростей в колонне гибких труб Vг и затрубном пространстве Vз.
Vг=l,274×Q/dтр.в 2=l,274×413/(0,0302)=l,56M/c
Q-подача насоса, л/с
dтр.в -внутренний диаметр гибкой трубы, м;
V3=l,274×Q/(Dв2- dтр.н 2)=l,274×9.6/(0,0892-0,0332)=0,86M/c
Q-подача насоса, л/с
Dв - внутренний диаметр насосно-компрессорных труб, м;
dтр.н.- наружный диаметр гибкой трубы, м;
Скорость восходящего потока при работе с КГТ, как при любой промывке, должна превосходить скорость оседания в ней твердых частиц.
Для наклонных участков скважины процесс твердых частиц гораздо сложнее. В таких случаях происходит образование застойных зон в местах контакта гибкой трубы со стенкой скважины при эксплуатационной колонной. В этой зоне частицы песка оседают, несмотря на достаточную среднюю скорость течения. Для оценки возможность выноса твердых частиц потоком жидкости используют понятие установившийся скорости оседания частиц. Установившаяся скорость оседания Vy сферических твердых частиц малого размера, может определенна из эмпирического уровня. Vy=Re×(0,001×μ)/D4- р 4
Анализ показывает, что установившаяся скорость оседания для частиц песка размером 0,84мм составляет 0,128м/с, а для 2мм -0,274м/с.

5.5 Определение потери давления в колоне гибких труб(КГТ)
Исходные данные:
1. Плотность газа в нормальных условиях, кг/м3 ρ=1,1
2. Диаметр колонны гибких труб, м 0,033
3.Альтитуда устья, м hуст 100м;
4.Альтитуда забоя, 2300м;
5. Атмосферное давление, МПа Р=0,1;
5.Молекулярная масса попутного газа кг/моль М=19;
6.Универсальная газовая постоянная Дж/К(кмоль) Ryn=2300;
7.Температура,К Т=300;
8. Коэффициент шероховатости труб 20 мкм;
9. Коэффициент сжимаемости газа z=0,9;
10. Пластовое давление в зоне действия скважины 17,8МПа;
11 Дебит скважины 413 м3/сут.
12.Плотность смеси 239 кг/м3
13. Вязкость смеси 0,018МПахс
14. Устьевое давление МПа;
13. Вязкость смеси 0,018МПа
14. Устьевое давление МПа;

5.6 Расчет потерь давления в колонне гибких труб (КГТ)
1 .Массовый секундный дебит скважины
M=Q×рг/86400=413×1100/86400=5,Зкг/с
Q- дебит скважины, м3/сут;
рг - плотность газа в нормальных условиях, кг/м3;
2.Площадь сечения клоны гибких труб(КГТ)
F=π×D2/4=3,14×(0,0332)/4=0,001 м2
D-диаметр гибкой трубы, м
3.Массовое газосодержание на устье скважины;
T=(Ps- Р) ×Гф/(Ps-Po)=(8-0,5)×0,l 8/(8-0,1)=0,171 кг/кг
Ps-давление насыщения, МПа;
Р- давление на устье скважины, МПа;
Гф- массовый газовый фактор ,кг/кг
Ро- атмосферное давление, МПа;
4. Плотность газа:
ρг=М×P/Ryн×z×Т=19×0.5×10/8314×0.9×300=4.23 кг/м3
М- молекулярная масса попутного газа кг/моль;
Р= Руст- давление на устье, МПа;
Rун - универсальная газовая постоянная Дж/К(кмоль);
z- коэффициент сжимаемости газа;
Т- температура, К;
5.Высота расчетного участка (КГТ);
h=(hуст-hзб)/2=(100+2300)/2=1300м
hycn T-альтитуда устья, м
hзб- альтитуда забоя, м
6.Потери давления на преодоление сил тяжести;
Pст.cм=g×pсм×h=9,8×239×l090=2552998Па=2,5MПa
g- ускорение свободного падения, м/с
рсм - плотность смеси, кг/м3;
h -высота расчетного участка, м (КГТ);
7.Коэффициент гидравлического сопротивления;
λсм=0.067((158×F/D×μ/M×2×Кш/D)=158×0.001/0.089×1.8×10/5.3×2×20×
×10/0.089)=0.039
F-площадь поперечного сечения насосно-компрессорных труб(НКТ),м;
D-диаметр (НКТ),м;
μ- вязкость смеси 0,018МПахс;
М- молекулярная масса попутного газа, кг/кмоль;
Кш- коэффициент шероховатости труб, мкм;
8.Потери давления на преодоление сил трения на барабане
Pтр=(λсм×L×М/2×D×F× рсм=0.039×220×5.3/2×0.033×(0.001)×239=0.2МПа
λсм - коэффициент гидравлического сопротивления;
L- длина трубы на барабане, м;
М- массовый секундный дебит скважины, кг/с;
D- диаметр гибкой трубы, м;
F- площадь поперечного сечения трубы, м;
р см - плотность смеси, кг/м3;
9.Потери давления на преодоление сил трения по колонне гибкой трубы;
Pтр=(λсм×L×М/2×D×F× рсм=0.039×2080×5.3/2×0.033×(0.001)×239=2.7МПа
λсм -коэффициент гидравлического сопротивления;
L-длина трубы на барабане, м;
М- массовый секундный дебит скважины, кг/с;
D-диаметр гибкой трубы, м;
F-площадь поперечного сечения трубы, м;
р см - плотность смеси, кг/м3
10.Потери давления на преодоление сил трения в насадке;
Pтр=(λсм×L×М/2×D×F× рсм=0.039×0.550×5.3/2×0.033×(0.001)×239=0.002МПа
L-длина насадки м;
М- массовый секундный дебит скважины, кг/с;
D-диаметр насадки, м;
F-площадь поперечного сечения насадки, м;
р см-плотность смеси, кг/м3;
11.Найдем забойное давление;
Pзб=Рпл – М/Кпрд=17.8-5.3/0.94=12.4 МПа
Рпл - пластовое давление, Мпа;
М- массовый секундный дебит скважины, кг/с;
Кпрд- коэффициент продуктивности пласта;
12.Найдем общее давление, которое необходимо преодолеть насосу;
Р=Рзб+Ртр.б+Ртр.кгт.+Рн+Руст=12,4+0,6+2,7+0,002+0,5=16,44МПа;

5.7 Расчет потерь в насадке
При расчете потерь в насадке, буду использовать формулы из справочника по гидравлическим сопротивлениям.[ ]
Степень равномерности раздачи потока по боковым ответвлениям
зависит, как показывает теория, от основного определяющего критерия-
«характеристики насадки», являющейся функцией ряда параметров.
Рассчитаю площадь сечений бокового ответвлений ;
f=fб/Fн=0.00001/0.0002=0.05м
fб - площадь входного сечения одного бокового ответвления, м
FH- площадь сечения коллектора, м;
Определим коэффициент сопротивления всего ответвления ,включающего
сопротивление всех примыкающих к нему участков
ςотв=ΔP/ρг×V/2=16.44×10/1100×1.56=0.67
ΔP- давление в насадке, МПа
ρг -плотность газа, кг/м3
V-скорость газа в насадке, м/с;

5.8 Расчет силовых параметров машины
В качестве силового расчета, произведу расчет пружины обратного клапана. Из справочно-методического пособия П.И.Орлова выбираю винтовую цилиндрическую пружину 2 класса, 1 разряда(ГОСТ 13770-68) №304, изготовленную из коррозионно-стойкой стали 4X13.
Таблица 2

Материал  
Марка Предел прочности на растяжение σ Предел прочности на кручение τ Относительное
Удлинение δ


Углеродистые стали 65 1000 800 9
 70 1050 850 8
 75 1100 900 7
 85 1150 1000 6

Рольная проволока,
Холоднокатаная пружинная проволока - 2000-3000 1200-1800 

2-3
 Н 1000-1800 600-1000 
 П 1200-2200 700-1300 
 В 1400-2800 800-1600 
Марганцовистые стали 65Г 700 400 8
Хромованадиевая сталь 50ХФА 1300 1100 10
Коррозийно-стойкая сталь 40Х13 1100 800 12

Кремнистые стали 55С2 1300 1200 6
 60С2А   5

Хромомарганцовистые стали 70С3А 1800 1600 
 50ХГ 
1300 1100 5
 50ХГА  1200 6
Никель - кремневая сталь 60С2Н2А 1800 1600 
5
Хромокремневая сталь 65С2ХФА 1900 1700 
Вольфрамокремниевая сталь 65С2ВА   






Рисунок 9- Схема сил нагружения в пружине
Таблица 3
Диаметр проволоки, мм 1,6
Диаметр пружины, мм 18
Жесткость одного витка 1,486
Максимальное касательное напряжение при кручении(с учетом кривизны витка)кгс/мм2 96
Сила пружины максимальной деформации; Рз=Н 0,95
Сила пружины при рабочей деформации; Р2=Н 0,724

1.Определим критическую скорость сжатия пружины;
м/с
τ3- Максимальное касательное напряжение при кручении(с учетом кривизны витка) кгс/мм;
Р2-сила пружины при рабочей деформации.
РЗ- сила пружины при максимальной деформации.
- взята из справочника Анурьева.
2.Определим жесткость пружины;
Z=P2/P3=0.724/0.95=0.76 кгс/мм2
Р2- сила пружины при рабочей деформации.
РЗ- сила пружины при максимальной деформации.
3.Средний диаметр пружины.
Do=D-d=22-1,6=21,4мм
D-диаметр пружины, мм.
d-диаметр проволоки, мм.
4. Предварительная деформация;
F1=P1/Z=5.76/0.76=7.58 мм
Р1-сила пружины;
z- жесткость пружины;
5.Рабочая деформация;
F1=P2/Z=7.24/0.76=9.53
Р2-сила пружины при рабочей деформации;
z- жесткость пружины;
6.Максимальная деформация(при соприкосновении витков сжатия или при испытании пружины, растяжения);
F3=P3/Z=9.53/0.76=12.5 мм
РЗ- сила пружины при максимальной деформации
z- жесткость пружины;
7.Длина развернутой пружины(без учёта зацепов пружины растяжении)
L=3,2×Do×n1=3,2×18×1=111 мм
Do- средний диаметр пружины;
n- количество рабочих витков;
Напряжения сдвига имеют максимальное значение по окружности сечения витка и определяется по обычной формуле круглого бруса.
τ=Мкр/Wкк=85.5/0.82=105 Мпа
М=PD/2=5.76×18/2=85.5 Нм
Р- сила пружины;
D- диаметр пружины;
Wкр=π×d/16=0.82
d-диаметр проволоки;
Значение коэффициента к в функции индекса пружины, приведены на рисунке 10 для различных углов λ подъёма витков.







Рисунок 10 - Значение коэффициента к=f(λ)

К=4×с+2/4×-3=4×9+2/4×9+3=1.2
Осевое перемещение торцов пружины(осадков пружины)под действием силы Р1 равно:
λ×8×P×D/G×d=8×5.76×18/8×10×1.6=1.56
Р- сила пружины;
D-диаметр пружины;
G-модуль сдвига(для пружинных сталей в среднем G=8×10 МПа)
d-диаметр проволоки;
Потенциальная энергия, накопленная пружинной за ход сжатия
U=P×λ/2=5.76×1.56/2=5.46

5.9 Расчет на прочность резьбовых соединений насадки
Расчет на прочность резьбовых соединений насадки, буду производит аналогично с расчетами на прочность резьбовых соединений.[ ].
1.Расчет резьбового соединение седла клапана с корпусом обратного клапана.
Седло клапана с корпусом представлено на рисунке 11




Рисунок 11 - Корпус обратного клапана и седло клапана

МПа
Dcp=Dвнp+B=0.068+0,004=0,072
Dcp- средний диаметр тела под резьбой, в её плоскости, м;
В-толщина тела под резьбой, м;
σт- предел текучести для материала седла клапана, МПа
S-номинальная толщина седла клапана, м;
Ø-угол трения,9°;
l-длина резьбы, м;
α-угол профиля резьбы, ГОСТ633-80 α =60°;
Корпус обратного клапана представлен на рисунке 11
МПа
Dcp=Dвнp+B=0.068+0,004=0,072
Dcp- средний диаметр тела под резьбой, в её плоскости, м;
В- толщина тела под резьбой, м;
σт- предел текучести для материала корпуса обратного клапана, МПа;
S- номинальная толщина седла клапана, м;
Ø-угол трения,9°;
1-длина резьбы, м;
а -угол профиля резьбы, ГОСТ633-80 -а =60°;
Из расчетов следует, что резьбовое соединение корпуса обратного
клапана и корпус седла клапана, выдержат избыточное давление в насадке.

5.10 Расчет резьбового соединения корпуса обратного клапана, с корпусом хвостовика
Корпус обратного клапана и корпус хвостовика представлен на рисунке 12




Рисунок 12 - Корпус обратного клапана и корпус хвостовика

МПа
Dcp=Dвнp+B=0.068+0,004=0,072
Dcp- средний диаметр тела под резьбой, в её плоскости, м;
В-толщина тела под резьбой, м;
σт- предел текучести для материала корпуса хвостовика, МПа;
S- номинальная толщина корпуса хвостовика, м;
Ø- угол трения,9°;
1- длина резъбы,м;
α- угол профиля резьбы, ГОСТ633-80 α =60°;
Расчет резьбового соединения корпуса хвостовика с соплом.
Корпус обратного клапана представлен на рисунке 12
МПа
Dcp=Dвнp+B=0.068+0,004=0,072
Dcp- средний диаметр тела под резьбой, в её плоскости, м; В-толщина тела под резьбой, м;
σт-предел текучести для материала корпуса обратного клапана, МПа; S-номинальная толщина седла клапана, м;
Ø-угол трения,9°;
1-длина резъбы,м;
α-угол профиля резьбы, ГОСТ633-80 α =60°;
Из расчетов следует, что резьбовое соединение корпуса обратного клапана и корпуса хвостовика , выдержат избыточное давление в насадке.

5.11 Расчет резьбового соединения корпуса хвостовика с соплом
Корпус хвостовика и сопла представлены на рисунке 13.




Рисунок 13 - Корпус хвостовика и сопла

МПа
Dср=Ввнр+В=0.018+0,004=0,022
Dcp- средний диаметр тела под резьбой, в её плоскости, м;
В-толщина тела под резьбой, м;
σт- предел текучести для материала корпуса хвостовика, МПа;
S-номинальная толщина корпуса хвостовика, м;
Ø-угол трения,9°;
1-длина резьбы, м;
α -угол профиля резьбы, ГОСТ633-80 α =60°;
Сопло представлено на рисунке 13.
МПа
Dcp=Dвнp+B=0.068+0,004=0,072
Dcp- средний диаметр тела под резьбой, в её плоскости, м; В-толщина тела под резьбой, м;
σт - предел текучести для материала корпуса хвостовика,
S-номинальная толщина корпуса хвостовика, м;
Ø-угол трения,9°;
1-длина резьбы, м;
а -угол профиля резьбы, ГОСТ633-80 а =60°;
Из расчетов следует, что резьбовое соединение сопла и корпуса хвостовика выдержат избыточное давление в насадке.



Размер файла: 255,6 Кбайт
Фаил: Упакованные файлы (.rar)

   Скачать

   Добавить в корзину


        Коментариев: 0


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

Некоторые похожие работы:

К сожалению, точных предложений нет. Рекомендуем воспользваться поиском по базе.

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 !



Что бы написать комментарий, вам надо войти в аккаунт, либо зарегистрироваться.

Страницу Назад

  Cодержание / Нефтяная промышленность / Расчетная часть-РАЗРАБОТКА ОБОРУДОВАНИЯ ДЛЯ РАЗМЫВА ПЕСЧАННЫХ ПРОБОК-Курсовая работа-Дипломная работа-Оборудование для капитального ремонта, обработки пласта, бурения и цементирования нефтяных и газовых скважин

Вход в аккаунт:

Войти

Забыли ваш пароль?

Вы еще не зарегистрированы?

Создать новый Аккаунт


Способы оплаты:
Ю-Money WebMoney SMS оплата qiwi PayPal Крипто-валюты

И еще более 50 способов оплаты...
Гарантии возврата денег

Как скачать и покупать?

Как скачивать и покупать в картинках


Сайт помощи студентам, без посредников!