gt; 1,03):
? =? Констр + 1020`=43020`;
.Коеффіціент стиснені?:
? =1 - 2/200,6858=0,854;
.Чісло оборотів на оптимальному режимі n:
=600,0350,951,099/0,854 (3,140,1265) 20,0235=598 об/хв;
.Чісло оборотів холостого ходу nx:=2598=тисячі сто дев'яносто шість об/хв;
.Тормозной момент ступені (механічний к.к.д.? м=0,94) Mт1:
т1=3,1410000,030,950,940,126521196/1209,81=1,367 кгм;
.Момент на оптимальному режимі M1:=1,367/2=0,683 кг · м;
.Максимальна потужність ступені N1:
=1,3671196/4716,2=0,57 к.с.=0,42 кВт;
(1 к.с.=0,736 кВт)
.Висота стовпа рідини, що піднімається 1ступенью H1:
=750,57/10000,030,52=2,29 м;
.Перепад тиску на 1 ступені P1:=10002,29=2290 кг/м2;
.Чісло ступенів k:=2 914/0,6839,81=434,9 приймаємо k=435;
.Тормозной момент турбіни MТ: т=1,3674359,81=+5833 Нм;
.Момент турбіни в робочому режимі Мр: р=0,6834359,81=2914 Нм;
.Перепад тиску на турбіні в робочому режимі Pт: т=22904359,81=9,8106=9,8 МПа.
Ріс.2.3.4 Ступень турбіни турбобура.
2.4 Розрахунок вала шпинделя турбобура на міцність
Вихідні дані:
Крутний момент на валу турбобура Мт=5,8кНм;
Перепад тиску на турбобура? Рт=9,8МПа
Перепад тиску на долоті? p Д=2,6 МПа;
Площа перетину кільцевого каналу Fз=0,014 м2;
близько замків
Зовнішній діаметр ротора турбіниd2=0,145 м;
Внутрішній діаметр ротора турбіниd1=0,080 м;
Навантаження на долото R=100 кН;
Коефіцієнт тертя в пяте?=4,5х10-3;
Наведений радіус треніяrп=0,05 м;
Межа текучості сталі 40ХН? т=785 МПа;
Маса вала зі змонтованими деталями mв=1630 кг
Діаметр валу шпинделя у верхній частині:
наружнийd=0,075 м
внутреннійd0=0,040 м
Діаметр валу шпинделя в нижній частині:
наружнийd=0,110 м
внутреннійd0=0,040 м
Розрахунок:
Осьова гідравлічна сила Т від перепаду тиску на турбобура
Сила тяжіння турбобура в рідині
Результуюча осьова сила
Крутний момент турбобура, переданий долоту
,
де,
звідки
Побудуємо епюри і знайдемо небезпечне перетин. Для цього визначимо? Екв у верхньому і нижньому перерізі вала.
,
,
,
;
,
,
Як видно з розрахунку, максимальна напруга виходить у верхній частині валу. Таким чином, небезпечне перетин виходить там, де максимальна осьова навантаження. Але значення еквівалентного напруги? Екв1=164МПа не перевищує допустиме напруження.
Технологічна частина
.1 Експлуатація, технічне обслуговування та ремонт турбобуров
Турбобур перед спуском в свердловину піддають ретельному зовнішньому огляду. Особливу увагу приділяють стану різьбових з'єднань. Для запобігання ушкоджень при транспортуванні перевезення турбобуров виробляють на спеціальних причепах-самопогрузчікі, обладнаних лебідками для навантаження і розвантаження.
Перед спуском турбобура в свердловину перевіряють легкість його запуску і герметичність різьбових з'єднань, визначають осьовий люфт турбіни і витрата промивальної рідини через ніпель. Правильно зібраний і відрегульований турбобур запускається при тиску 1,0-1,5 МПа; при цьому обертання валу має бути рівномірним, без ринків. При припиненні подачі промивної рідини в турбобур вал повинен зупинятися плавно. Різка зупинка валу свідчить про значне терті в опорах турбобура. У цьому випадку рекомендується зробити обкатку турбобура на провідній трубі під ротором протягом 10-15 хв з метою підробітки тертьових поверхонь.
Буріння слід починати при навантаженні на долото з відкритою опорою порядку 2 ... 3 тн, на долото типу ГНУ - 5 ... 6 тн. Під час буріння необхідно періодично провертати на мінімальній швидкості ротором колону бурильних труб для усунення її зависання на стінках свердловини.
При експлуатації турбобура необхідно стежити за своєчасною заміною його опорних елементів, щоб уникнути зносу і виходу з ладу елементів турбіни, для цього необхідно періодично перевіряти осьовий і радіальний люфти турбобура (рис.3.1). Осьовий люфт вала визначають за формулою:
А=А2 - A1
Рис.3.1.1.
Визначення осьового люфту забійного двигуна на буровій: 1 - стіл ...
