Технологический комплекс для бурения УРАЛМАШ 3Д-76 с модернизацией конструкции турбобура ТПС-172 с плавающими статорами-Дипломная работа-Оборудование для бурения нефтяных и газовых скважин

Технологический комплекс для бурения УРАЛМАШ 3Д-76 с модернизацией конструкции турбобура ТПС-172 с плавающими статорами-Текст пояснительной записки выполнен на Украинском языке вы можете легко его перевести на русский язык через Яндекс Переводчик ссылка на него https://translate.yandex.ru/?lang=uk-ru или с помощью любой другой программы для перевода-Дипломная работа-Оборудование для бурения нефтяных и газовых скважин
4 ОПИСАНИЕ ТЕХНИЧЕСКОГО ПРЕДЛОЖЕНИЯ

Успешному проведению модернизации серийных турбобуров способствует существующая унификация их конструкций. Известно, что каждый серийный секционный турбобур состоит из двух групп деталей:
длинномерные корпуса и валы турбинных и шпиндельных секций, имеющих нарезные соединения по концам;
сменные детали – ступени турбины (статор-ротор), осевые опоры и радиальные уплотнительные элементы, как правило, не имеют резьбовых соединений и устанавливаются на вал и в корпус.
В процессе работы турбобура происходит интенсивный износ всех сменных деталей. Основными причинами этого является режим усиленного гидромеханического трения в опорах и уплотнительных элементах, а также эрозивный воздействие высоконапорных струй агрессивного бурового раствора, что часто содержит абразивные частицы. Длинномерные детали турбобура меньше подвержены влиянию указанных факторов. Здесь основным видом износа, как правило, есть нарушения и разрушения резьбовых соединений из-за частых свинчивания. Некачественное изготовление каких-либо деталей турбобура также является одной из основных причин износа и преждевременного выхода из строя забойного двигателя.
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, обладают гораздо лучшими показателями.
Используя новые сменные детали можно в значительной степени обновить 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.
Предлагаем выполнить турбобур по новой конструктивной схеме, которая отличается от обычной схемы тем, что система деталей в корпусе турбинной секции не закреплена путем сжатия осевым усилием и имеет возможность осевого перемещения на 100...150 мм вдоль корпуса вместе с валом секции и деталями, закрепленными на нем. Для этого в корпусах турбинных секций по всей длине внутренней поверхности выполнен шпоночный паз глубиной 2,5 мм.
Статор турбины изготовлен из полимерного материала и имеет вид незамкнутого кольца, во внутреннем обода которого размещена кольцевая пружина (рисунок 4.1).
От проворота под действием реактивного крутящего момента в корпусе секции статора турбины удерживаются подпружиненными шпонками, взаимодействующими с пазом в корпусе рисунок 4.1 а также за счет сил трения, возникающих от действия упругой силы кольцевой пружины.

Рисунок 4.1 – Статор турбины
1 – проточная часть статора; 2, 3 – пружины; 4 – шпонка

Внешний диаметр статора в сборе больше внутреннего диаметра корпуса секции, поэтому при монтаже турбины в корпусе кольцевая пружина статора сжимается и удерживает статор в корпусе силами упругости пружины.

Рисунок 4.2 – Схема турбобура ТПС с плавающими статорами
В процессе работы турбобура вибрационная и гидравлическая нагрузки на статор преодолевают удерживающую силу от силы упругости кольцевой пружины. Статоры смещаются вдоль корпуса сверху вниз и опираются торцами кольцевых пружин на резиновые кольцевые элементы в роторах турбины. Роторы турбины отлиты из стали и оборудовании привулканізованими и резиновыми кольцевыми элементами, которые могут взаимодействовать с кольцевыми пружинами статоров, что исключает соприкосновение лопаточных венцов ротора и статора, их осевой износ и разрушение.

Рисунок 4.3 – Ротор

а – полукокільного выполнения; б – точного литья; 1 – резиновый кольцевой элемент

Такое конструктивное решение обеспечивает определенные эксплуатационные преимущества турбобура с плавающими статорами перед турбобурами, выполненными по обычной конструктивной схеме, а именно:
- существенно увеличится наработка на отказ (межремонтный период работы) турбинных секций;
- увеличенный наработка на отказ по шпиндельных секциях. Предельно допустимый осевой люфт в шпинделе - 12 мм;
- исключается самая сложная и ответственная операция сборки турбобура - регулирования турбины;
- улучшается энергетическая характеристика турбины в направлении снижения частоты вращения вала, снижение перепада давления в турбине, увеличение момента силы на валовые за счет появившейся возможности, увеличить средний диаметр турбины и увеличить число ступеней турбины в секциях;
- вполне исключена возможность осевого износа турбины в результате “посадки” ротора на статор при несвоевременной замене шпинделя турбобура;
- достигнута возможность взаимозаменяемости турбинных секций при сборке турбобура в скважине - при условии изготовления валов и корпусов в пределах допусков, указанных в чертежах, а также обеспечивается возможность сборки любого числа секций турбобура для обеспечения необходимой энергетической характеристики.

ТЕМА ДИПЛОМНОГО ПРОЕКТА
22.04.01.00 «Технологический комплекс для бурения с модернизацией конструкции турбобура с плавающими статорами»
СОДЕРЖАНИЕ
ВСТУПЛЕНИЕ

1 ИНФОРМАЦИОННЫЙ ОБЗОР
1.1 Рассмотрение основных способов бурения скважин
1.2 Вращательное бурение скважин
1.3 Роторное бурение и основные используемые механизмы
1.4 Бурение с помощью забойных двигателей
1.4.1 Бурение с помощью электробура
1.4.2 Бурения при помощи винтового двигателя
1.4.3 Основные параметры винтовых двигателей
1.4.4 Бурение с помощью турбобура

2 ОПИСАНИЕ ТЕХНОЛОГИЧЕСКОГО ОБОРУДОВАНИЯ

3 ТЕХНИКО – ЭКОНОМИЧЕСКОЕ ОБОСНОВАНИЕ НЕОБХОДИМОСТИ УСОВЕРШЕНСТВОВАНИЯ КОНСТРУКЦИИ ПРОТОТИПА

4 ОПИСАНИЕ ТЕХНИЧЕСКОГО ПРЕДЛОЖЕНИЯ

5 РАСЧЕТ РАБОТОСПОСОБНОСТИ
5.1 Анализ конструкции скважины и горно геологических условий ее сооружения
5.2 Расчет обсадной колонны
5.3 Анализ отработки породоразрушающего инструмента
5.4 Определение класса комплекса бурового оборудования
5.5 Определение состава компоновки и выполняемых функций основного технологического оборудования
5.6 Подбор и расчет основных параметров работы турбобура
5.7 Условие запуска турбобура

6 РЕМОНТ ТУРБОБУРОВ
6.1 Основные этапы ремонта и наладки турбобуру
6.2 Расчет припусков на механическую обработку
6.3 Расчет режимов резания

7 ОРГАНИЗАЦИЯ РАБОТ ПО МОНТАЖУ И ЭКСПЛУАТАЦИИ

8 ОХРАНА ТРУДА
8.1. Анализ и оценка опасностей при выполнении работ, связанных с бурением скважин
8.2 Технические средства и мероприятия по технике безопасности
8.3 Рзрахунок крепления оттяжками вышек

9 ОХРАНА ОКРУЖАЮЩЕЙ СРЕДЫ
9.1 Оценка потенциальных экологических опасностей при бурении скважин
9.1 Мероприятия по охране окружающей природной среды при сборе, хранении, очистке и обезвреживании отходов
9.3 Мероприятия по охране экосистемы недр и предотвращению реализации природно-техногенной геологической опасности

10 ОЦЕНКА ТЕХНИЧЕСКОГО УРОВНЯ

11 ЭКОНОМИЧЕСКИЕ РАСЧЕТЫ
11.1.1 Расчет себестоимости базового варианта турбобура
11.1.2 Расчет скорректированной себестоимости аналогичной техники
11.1.3 Определение расчетной себестоимости новой техники
11.2 Определение величины транспортно-заготовительных и монтувально-
наладочных расходов
11.3 Определение сопутствующих капитальных вложений бурового предприятия
11.3.1 Расчет стоимости дополнительного комплектующего оборудования
11.3.2 Определение сопутствующих капитальных вложений бурового предприятия, связанных с приобретением техники
11.4 Определение расчетно-балансовой стоимости базовой и новой техники
11.5 Расчет капитальных вложений на приобретение и эксплуатацию люльки
11.6 Определение суммы амортизационных отчислений оборудования
11.7 Определение экономического эффекта усовершенствования конструкции турбобура

ВЫВОД
ЛИТЕРАТУРА
ПРИЛОЖЕНИЯ

ЧЕРТЕЖИ:
1 Технологический комплекс для бурения УРАЛМАШ 3Д-76 (А1)
2 Комплекс буровой 3Д-76. Схема монтажная(А1)
3 Турбобур с плавающими статорами(А1)
4 Ступень турбины в сборе(А1)
5.1 Схемы турбобуров(А2)
5.2 Ротор точного литья(А3)
5.3 Статор(А3)
6 Схема крепление вышки оттяжками(А1)
7 Стенд правки вала турбобура(А1)
8 Ниппель. Технологический процесс изготовления(А1)
9.1 Болт(А3)
9.2 Ниппель(А3)
9.3 Переходник вала(А3)
9.4 Ручка(А3)
10.1 Переход(А3)
10.2 Шайба упорная(А3)
10.3 Втулка(А4)
10.4 Кольцо упорное(А4)
10.5 Пружина(А4)
10.6 Шпонка(А4)

ПРИМЕЧАНИЯ:
В наличии также спецификации, маршрутная карта, ведомость проекта