Модернизация бурового насоса УНБТ-950

2.6.3. Расчёт зубчатых колёс редуктора                                                               85

2.6.4. Проверка контактных напряжений…………………………………..…..87

2.6.5. Проверка зубьев на выносливость по напряжениям изгиба                    88

2.6.6. Предварительный расчет валов                                                                  89

2.6.7. Расчет цепной передачи…………………………………………………..90

2.7. Расчёт клапана в программе  Solid Works……………………………………….101

2.8. Расчет клапанов на прочность…………………………………….……………..102

2.9. Расчет штока на устойчивость………………………………………………..….103

2.10. Расчет пластинчатой упругой муфты…………………………………………104

Экономическая часть.................................................................................107

3.1. Цель и постановка задачи  для расчета экономической эффективности……...108

3.2. Методика определения экономической  эффективности…………………...…..110

3.3. Расчёт экономической эффективности  от модернизации…………………..….112

3.3.1. Расчет эксплуатационных затрат…………………………………….…..113

3.3.2. Результаты расчёта………………………………………………………..114

Безопасность и экологичность проекта.............................................116

4.1. Общие сведения……………………………………………………………….117

4.2. Опасные и вредные  производственные факторы……………………….….118

4.2.1. Вредные вещества………………………………………………..……118

4.2.2. Шум и вибрация……………………………………………………….123

4.2.3. Травмы механического характера…………………………………….….127

4.2.4.  Ненадлежащее  освещение производственных помещений……..……127

4.2.5.  Поражения электрическим током………………………………...….130

4.2.6.  Неблагоприятные  (суровые) метеоусловия…………………………….133

4.2.7. Пожары и взрывы……………………………………………….…………135

4.3. Расчет систем освещения………………………………………………….……..138

Список литературы…………………………………………..………………………..142

Приложение....................................................................................................143

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Основная  часть

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Введение

 

В наше время  решение проблем ускорения научно-технического прогресса в нефтяной промышленности неразрывно связано с решением задач  улучшения технико-экономических  показателей буровых работ, выполнение которых требует от машиностроителей совершенствования и более полного  использования его возможностей эксплуатационниками. Большие расходы, связанные с созданием опытных  образцов буровых установок, и высокие  требования к качеству их изготовления повышают ответственность конструкторов  и ставят задачу более широких  исследований бурового оборудования. За последние годы созданы новые  образцы буровых машин, оказавших  заметное влияние на производительность буровых работ. Успехи бурения неразрывно связаны с новейшими научными разработками в области расчета  и проектирования буровых машин, повышения их технического уровня и  надежности. Резкое снижение объемов  бурения разведочных и эксплуатационных скважин на нефть и газ в  Российской Федерации уменьшило  потребность в буровых установках. Поставка же буровых установок за рубеж требует создания более  конкурентно-способного и производительного  оборудования. Повышение эффективности  современных буровых установок  характеризуется ростом уровня механизации  и автоматизации всех работ по проводке скважины, увеличением мощности привода исполнительных механизмов, что сокращает время строительства  скважины, но приводит к повышению  напряженности работы механизмов. Поэтому  повышение работоспособности механизмов современных буровых установок  требует при проектировании знания факторов, приводящих к выходу из строя  оборудования, параметров и режимов  работы механизмов, методов расчетов долговечности несущих элементов.

Повышение быстроходности и производительности нефтяного оборудования и инструмента  часто ограничивается недостаточной  долговечностью их отдельных деталей и узлов. Недостаточная долговечность машин и механизмов вызывает необходимость снижать нагрузки на отдельные узлы и детали, увеличивать их габариты и вес, производить дополнительные затраты на изготовление запасных частей и ремонт оборудования. Повышение долговечности машин имеет особенно актуальное значение для нефтяной и газовой промышленности, так как большинство деталей нефтяного оборудования работает в тяжелых условиях, подвергаясь значительным знакопеременным и динамическим нагрузкам. Все это приводит к тому, что сроки службы основных деталей нефтяного оборудования и инструмента недостаточны.

Это не случайно и объясняется тем, что при  переходе в область высоких давлений наряду с требованиями резкого снижения массы возрастают требования к надежности работы буровых насосов, а также возникает необходимость постоянного контроля за степенью годности уплотнительных устройств в процессе эксплуатации. Наряду с этим, эффективность использования обратного хода поршня в двухпоршневых насосах двустороннего действия при высоких давлениях снижается из-за относительного роста площади штока, которая, например, для насосов У8-6МА и У8-7МА уже составляет 30-40 % от площади поршня минимального диаметра.

Исключительно быстрое внедрение трехпоршневых насосов в практику бурения глубоких скважин и вытеснение ими двухпоршневых насосов, особенно на буровых установках, предназначенных для бурения на море и в труднодоступных районах, обусловлено рядом технико-эксплуатационных преимуществ. Главные из них (при равных мощностях насосов): меньшие масса и габариты (примерно в 1,4-1,5 раза); меньшие неравномерность подачи (в 2 раза) и неравномерность давления (в 5-6 раз); уменьшение числа сменных деталей (в 1,3-1,4 раза) и их массы (в 2-3 раза) [1].

Появлению трехпоршневых насосов в практике бурения предшествовал большой  объем опытных работ, проводимых различными фирмами по отработке приемлемых конструктивно-кинематических параметров и конструкций сменных деталей.

Благодаря повышению в 2 раза быстроходности трехпоршневых  насосов удалось уменьшить их массу примерно во столько же раз  в сравнении с двухпоршневыми насосами.

Несмотря  на превосходство трехпоршневых  насосов, основной объем бурения  в России  пока приходится на дуплексы, поэтому важно разрабатывать  программы по повышению их надежности и долговечности, тем более, что возможные решения могут быть применены для решения тех же задач и у триплексов.

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

1. Анализ конструкций  буровых   насосных агрегатов

1.1. Назначение бурового насоса

 

Буровые насосы предназначены для нагнетания в скважину промывочной жидкости с целью очистки забоя и  ствола от выбуренной породы (шлама) и  выноса ее на дневную поверхность; охлаждения и смазки долота; создания гидромониторного эффекта при бурении гидромониторными долотами; приведения в действие забойных гидравлических двигателей [8].

   Исходя из назначения и условий эксплуатации к буровым насосам предъявляют следующие основные требования:

  -подача  насоса должна быть регулируемой  в пределах, обеспечивающих эффективную  промывку скважины;

  -мощность  насоса должна быть достаточной  для промывки скважины и привода  забойных гидравлических двигателей;

  -скорость  промывочной жидкости на выходе  из насоса должна быть равномерной  для устранения инерционных нагрузок  и пульсаций давления, вызывающих  осложнения в бурении, дополнительные  энергетические затраты и усталостные  разрушения;

  -насосы должны быть приспособлены  для работы с абразиво- и маслосодержащими коррозионно-активными промывочными растворами различной плотности;

  -узлы  и детали, контактирующие с промывочным  раствором, должны обладать достаточной  долговечностью и быть приспособленными  к удобной и быстрой замене  при выходе из строя;

  -крупногабаритные  узлы и детали должны быть  обеспечены устройствами для  надежного захвата и перемещения  при работе и техническом обслуживании;

  -узлы  и детали приводной части должны  быть защищены от промывочного  раствора и доступны для осмотра  и технического обслуживания;

  -насосы  должны быть приспособлены к  транспортировке в собранном  виде на далекие и близкие  расстояния и перемещению волоком  в пределах буровой;

  -конструкция  насосов должна допускать правое  и левое расположение двигателей  насосного агрегата;

  -насос  должен иметь предохранительный  клапан на случай повышения  давления выше предельного. Предохранительный  клапан должен иметь линию, сброса в приемные амбары;

  -приводная  часть насоса должна быть надежно  защищена от грязи, пыли и  воды;

  -конструкция  должна допускать привод от  электродвигателей и дизельного  силового привода;

  -надежность  и долговечность насосов должны  сочетаться с их экономичностью  и безопасностью эксплуатации.[9]

   С ростом глубины бурения значительно увеличиваются и мощности буровых насосов.

   Наблюдающаяся в современном бурении тенденция к увеличению гидравлической мощности буровых установок объясняется тем, что путем возможно полного использования этой мощности удается получить увеличение проходки за рейс и скорости бурения.

В зависимости  от назначения, типа буровой установки  и способа бурения в каждом отдельном случае выбираются насосы необходимой мощности, производительности и давления.

Для обеспечения  полной надежности в работе буровая  установка должна иметь не менее  двух насосов, один из которых может  быть резервным. Обвязка и конструкция  насосов должны допускать возможность  раздельной и параллельной их работы.

Буровые насосы устанавливают на расстоянии до 100 м от устья скважины под навесом или в обычно необогреваемом легкоразборном укрытии. Насосы эксплуатируют в различных климатических условиях при температуре воздуха до ±50⁰ С и температуре промывочной жидкости от +1 до +70° С.

Насос должен быть приспособлен для изменения  производительности и давления в  процессе бурения в пределах двух-, трехкратной величины. Время перехода с одной производительности на другую должно быть по возможности меньшим, но обычно оно может составлять 1—2 часа и более. Вместе с тем насос  должен обладать способностью кратковременно развивать повышенные давления для продавки частиц выбуренной породы, осевших в затрубном пространстве и в трубах или сальниках, образующихся во время бурение вязких пород.

Время непрерывной  работы насоса колеблется от 15 мин. до 5—20 часов и более в зависимости  от длительности долбления. Периодические  технологические остановки продолжаются от 7—15 мин., необходимых для наращивания инструмента, до 10 и более часов, необходимых для спуска и подъема долота с больших глубин.[1]

Насос должен быть удобным в эксплуатации, допускать  быструю смену поршней., штоков, цилиндровых  втулок, сальников, клапанов и других быстро изнашивающихся деталей; должен обеспечивать суммарную проходку в 20-30 тыс. м без капитального ремонта, что соответствует долговечности около 5000-10000 рабочих часов.

 

1.2. Анализ конструкций трехпоршневых  буровых насосов.

1.2.1. Гидравлическая часть

Устройство  гидравлической части насоса показано на рис. 1.1. Три одинаковые клапанные коробки соединяются между собой всасывающим 1 и нагнетательным 7 коллекторами, образуя гидравлический блок.[16]

Всасывающий коллектор 1 крепится через уплотнения 2 к клапанным коробкам двенадцатью  болтами.

В конусные гнезда каждой клапанной коробки 4 устанавливаются две клапанные группы одинаковой конструкции всасывающая и нагнетательная. Всасывающая клапанная группа запирается через крышку гидрозажимом 10,

Рис.1.1. Гидравлическая часть (НБТ-475, НБТ-600)

1-коллектор  всасывания; 2-уплотнения; 3-хомут; 4-коробка клапанная;

5-пробка  контрольная;6-клапанная группа; 7-коллектор нагнетательный; 8-болт; 9-коронка крышки; 10 -гидрозажим;11-поршень; 12-стакан;  13-втулка;14-втулка цилиндровая;  15-шток;16-пробка

 

а напорная – коронкой крышки 9. Седла клапанов устанавливаются в гнездах клапанной коробки с сопряжением по точно обработанным поверхностям с конусностью 1:6 без каких-либо уплотнителей.

Допускается установка клапанных групп других конструкций. Между каждой клапанной коробкой 4 и станиной установлен специальный стакан 12, в который через верхние люки передней части станины устанавливаются цилиндровые втулки 14 и штоки 15 в сборе с поршнями 11.

Поджатие  цилиндровой втулки 14 к клапанной  коробке 4 осуществляется через уплотнение 2 втулкой 13 с помощью хомута 3.

Хомут стягивается  болтом 8 и гайкой. Момент затяжки  оговаривается в технических  требованиях на сборку 700±50 Н∙м (70±5 кгс∙м).

Экономичность и надёжность гидравлической части насоса зависит  на 80% от качества очистки бурового раствора и от частоты ходов поршня в минуту, а также от систематического и тщательно продуманного технического обслуживания.

Гидравлический  зажим (рис. 1.4.) состоит из корпуса 1, большого поршня 2 малого поршня 4 с винтом и упора 3, ввернутого в корпус и сопрягающегося по сферической поверхности с подпятником большого поршня.

Внутренняя  полость гидравлического зажима заполняется гидравлическим маслом МГЕ-10А ТУ 38 101572-75 или АМГ-10 ГОСТ 6794-75.

 

Рис.1.2. Гидравлическая часть (УНБТ-950)

1- пневмокомпенсатор; 2-гидравлическая коробка; 3-клапан; 4-поршень; 5-система подачи сож.

Рис.1.3. Гидравлическая часть (УНБТ-1600)

1,8-коробка  гидравлическая; 2-крышка клапана; 3-шток поршня; 4-клапан;5-поршень;

6- втулка цилиндровая ; 7-винт.