
- •Зміст розрахунково-пояснювальної записки
- •1. Загальна частина
- •1.1 Аналіз конструкції свердловини
- •1.2 Визначення максимальних навантажень на підйомний гак бурової лебідки
- •1.3 Вибір категорії, класу, виду та основних параметрів бурової установки
- •1.4 Вибір талевого каната та максимальної кратності талевої системи
- •1.5 Основні характеристики насосно-циркуляційного комплексу
- •1.6 Визначення оптимальних швидкостей спуску і підйому
- •1.7 Кінематика підйомної системи
- •1.8 Визначення потужності спуско-підйомного комплексу
- •1.9 Розрахунок барабана лебідки
- •1.10 Розрахунок бочки барабана
- •2.Технічна частина
- •2.1 Призначення, виконувані функції, умови роботи розглянутого обладнання
- •2.2 Конструктивні варіанти, і порівняльний аналіз розглядуваного обладнання
- •2.3 Основні деталі розглядуваного обладнання, їх уніфікація, стандартизація та матеріали, з яких вони виготовлені
- •2.4 Схема мащення обладнання і мастила, які для нього використовуються
- •2.5 Техніко-організаційні заходи, що проводяться при експлуатації даного обладнання
- •3. Спеціальна частина
- •3.1 Опис можливого напрямку розвитку удосконаленого обладнання
- •3.2 Удосконалення заданого типу обладнання
- •3.3 Умови роботи удосконаленого обладнання
- •4 Охорона праці
- •4.1 Забезпечення безпечних умов праці
- •4.2 Запобігання забруднення навколишнього середовища при веденні бурових робіт
- •5. Розрахункова частина
- •5.1 Розрахунок гідроциліндра
- •5.2 Розрахунок кришки гідроциліндра
- •Висновок
- •Список посилань
1.10 Розрахунок бочки барабана
Визначимо місцеві навантаження в стінці бочки, МПа
,
(1.74)
де - натяг ведучої гілки каната, Н;
- крок навивання каната, мм;
- зовнішній радіус барабана,
м;
- коефіцієнт, що враховує
число шарів навивання каната . Приймаємо
А=1
Розраховуємо нормальні напруження в стінці бочки.
Напруження на волокнах внутрішньої поверхні, МПа:
,
(1.75)
Де
- внутрішній радіус барабана, м.
(1.76)
Напруження на волокнах зовнішньої поверхні, МПа:
(1.77)
Еквівалентні напруження визначають за енергетичною теорією міцності, МПа
,
(1.78)
де
,
,
.
За отриманими напруженнями визначаємо запас міцності межі текучості матеріалу
;
(1.79)
де
-
межа текучості матеріалу бочки барабана,
МПа
Умова виконується
Якщо бочка виконана без ребер жорсткості, то вона перевіряється за граничним станом її форми. Критичне місцеве навантаження має значення, МПа
, (1.80)
Коефіцієнт запасу за граничним станом
(1.81)
Оскільки nпр 1, то порушення геометричної форми не відбувається.
Размещено
2.Технічна частина
2.1 Призначення, виконувані функції, умови роботи розглянутого обладнання
Плашковий превентор призначений для герметизації устя свердловини за наявності або відсутності труб в свердловині . Робочою частиною плашкового превентора є плашки . Вони бувають трьох видів :
1) трубні –– для герметизації затрубного простору свердловини з підвішеною буровою або обсадною колонами ;
2) глухі –– для герметизації устя свердловини при відсутності труб ;
3) спеціальні –– для перерізання труб
Плашки складаються з резинового ущільнювача (11) і вкладиша (12) . Вкладиш складається з армованих металічних пластин . Вони надають стійкість ущільнювачу і не дозволяють видавити резину при рухові труб в закритому превенторі .
Напрацювання ущільнювача вимінюється числом циклів закриття превентора і сумарною довжиною труб, які протягуються через превентор зі швидкістю 0,5 м/год при тиску в гідроциліндрі і свердловині рівному 10 МПа. Згідно з нормами, середнє напрацювання до стирання ущільнювача повинна складати не менше 300 закриттів превентора без тиску і забезпечити протягування 300 м труб через закритий превентор .
При бурінні на суші у більшості випадків використовують однокорпусні плашкові превентори з подвійною системою переміщення плашок : гідравлічною і механічною з системою гідравлічного керування їх фіксацією . Такі превентори складаються з корпуса (1) в середині якого переміщуються плашки кришок гідроциліндрів (14),
1 - корпус; 2 - резинові прокладки; 3 - гвинти; 4- відкидні кришки; 5 - гідроциліндри; 6 - поршень; 7 - шток; 8 - колектор; 9 - трубопроводи; 10 - паропроводи; 11 - резинові ущільнювачі плашок; 12 - змінні вкладиші плашок; 13 - корпус плашки; 14- фіксуючий гвинт;
Рисунок 2.1 - Превентор плашковий
Корпус має вигляд стальної відливки коробкоподібного перерізу з розташованою всередині вертикального круглого отвору для протаскування бурового обладнання (труб, долота, ОБТ та ін..) і горизонтального прямокутної порожнини в якій розміщаються плашки . Ззовні отвори закриваються змінними кришками (4), які кріпляться до корпусу болтами . Стики кришок ущільнюються резиновими прокладками, які встановлені в канавках кришок . Для недопущення замерзання превентора в зимовий час використовують пар, для подачі якого використовують трубки (10) і в середині корпуса прорізають спеціальні отвори .
До кришок за допомогою шпильок кріпляться гідроциліндри (5) двосторонньої дії для закриття і відкриття превенторів . Зусилля в середині циліндрів повинен бути достатнім для закриття превентора під тиском на усті свердловини рівному робочому тиску превентора .
У середині гідроциліндрів рухаються поршні (6) . Штоки поршнів (7) мають Г=подібний виступ для з’єднання з плашками . Під тиском робочої рідини, яка подається із колектора по трубкам в зовнішні отвори гідроциліндра . Поршні переміщуються в зустрічному напрямі і плашки закривають прохідний отвір превентора . При нагнітанні робочої рідини у внутрішні отвори гідроциліндра плашки розсуваються . Поршні, штоки і нерухомі з’єднання гідроциліндрів ущільнюються резиновими кільцями .
Гідравлічне управління превентором дублюється ручним управлінням односторонньої дії, яке використовується при відмові роботи гідравлічної системи, а також при необхідності закриття превентора на довгий час . Ручний механізм складається з шліцевого валика і проміжної різьбової втулки, яка має шліцеве з’єднання з поршнем . Валик під дією вилки кардана і тяги з’єднусться з штурвалом, який знаходиться на безпечній відстані від свердловини .