Курсовая с практикой на тему Курсовая работа по предмету: Проектирование бурового оборудования (Вариант 2)

Содержание:

1 Определение мощности двигателя
для бурения. 3

2 Расчет
размеров, канатоемкости и напряжения сжатия барабана лебедки. 7

3 Расчет усилий,
передаваемых зажимным патроном ведущей трубе при бурении. 13

4 Расчет частот вращения для станка
колонкового бурения. 17

5 Расчет и выбор основных параметров
ротора. 21

Список
литературы. 25

Введение:

Заключение:

Фрагмент текста работы:

1 Определение мощности двигателя для
бурения

Для решения технических и технологических
задач, связанных с расчетом бурового и силового оборудования, важно заранее
знать необходимую мощность, расходуемую на процесс бурения.

Мощность двигателя расходуется на:
бурение; подъем бурового снаряда или обсадной колонны; привод бурового насоса
для промывки скважины (или компрессора при продувке). Мощность двигателя (в
кВт) в процессе бурения геологоразведочных скважин расходуется на:

—  
холостое вращение бурильной колонны Nхв,

—  
разрушение горной породы на забое скважины Nзаб,

—  
преодоление сопротивлений, возникающих при трении гребней полуволны
вращающейся колонны о стенки скважины при передаче осевой нагрузки на
породоразрушающий инструмент Nдоп.

Мощность на холостое вращение определяется
в зависимости от большого числа факторов – глубины, диаметра и профиля
скважины, параметров режима бурения, состояния пород и вида промывочной
жидкости. Вследствие этого для практических расчетов можно воспользоваться
экспериментальными формулами:

НОП «Геотехника» (В.Г. Кардыш, А.С.
Окмянский) для вертикальных скважин с углом наклона до 75◦.

Nх.в.
= 55.8∙10-4∙k1∙k2∙k3∙ (1+0,44∙cosβ∙(0.9+20δ))∙k4∙q∙d∙n1.84∙L0.75,
(1)

где k1 коэффициент,
учитывающий тип соединения бурильных труб (для ниппельного соединения k1=1; для
муфтово-замкового k1=1,3);
k2
–
коэффициент, учитывающий вид промывочной жидкости и применение антивибрационной
смазки (при промывке глинистым раствором k2=1,1÷1,3; при
промывке водой k2=1;
при использовании антивибрационной смазки или эмульсионного раствора k2=0,4>0,6); k3 –
коэффициент, учитывающий характер стенок скважины (для нормального разреза k3=1; в сложных
геологических условиях k3=1,5÷2);
k4
–
коэффициент, учитывающий материал бурильных труб (для СБТ k4=1; для ЛБТ k4=0,75);

δ= – зазор между стенками скважины и бурильными
трубами, м, где

D
– диаметр скважины, м; d
– диаметр бурильных труб, м; q
– масса 1м бурильных труб, кг/м; n
– частота вращения снаряда, с-1; L – глубина скважины, м; cosβ – косинус
угла наклона скважины;

Для высоких частот вращения бурильной
колонны при  n>n0

Nх.в.= kc ∙(2∙10-6∙q ∙ δ∙n2+ 0,8 ∙ 10-3 ∙
q ∙ d2 ∙n) ∙L. (2)

Для низких частот вращения бурильной
колонны при n<n0