Архитектура Аудит Военная наука Иностранные языки Медицина Металлургия Метрология Образование Политология Производство Психология Стандартизация Технологии |
Определение напряжения в наиболее опасном сечении фланца.
Фланец считают по наиболее опасным сечениям, таковым является сечение АС для фланцев с овальной и восьмигранной прокладкой (рис. 1).
Рисунок 1. Фланцевое соединение
Для расчета фланец представляется в виде консольной балки с заделкой в указанных сечениях и рассматривается изгиб от силы Р. Уравнение моментов Момент сопротивления опасного сечения Напряжение в опасном сечении Допустимое напряжение [σ ] определяется по пределу текучести материала фланца при запасе прочности 2, 5. Изложенный выше метод расчета является приближенным, так как не учитывает податливость деталей фланцевых соединений при их нагружении, деформации изгиба шпилек и др. А это имеет значение при больших давлениях. Для этого в институте АЗИНМаш (г. Баку) разработан уточненный метод расчета соединения, работающего при втором варианте уплотнения.
Расчет фланцевых соединений фонтанной арматуры (второй вариант) Определение толщины тарелки фланца. где: F - сумма расчетных коэффициентов; δ 1 - расчетная толщина прокладки; nф - коэффициент запаса прочности фланца, принимается 2, 5; Dв - диаметр проходного отверстия фланца; σ Тф - предел текучести материала фланца; ψ ΄, ψ ΄ ΄ - коэффициенты, зависящие от aр, принимаются по графику (рис. 1). Коэффициент aр определяется по формуле где Dнр - расчетный диаметр фланца, определяется по формуле где: Dн - наружный диаметр фланца; z - число шпилек; d - диаметр отверстия под шпильки. Сумма расчетных коэффициентов F определяется по формуле последующие члены (А3, А4 и т.д.) суммы бесконечно малы и поэтому не учитываются. где: b - толщина прокладки; Dнп - внешний диаметр прокладки;
Расчет шпилек на прочность. Внутренний диаметр резьбы шпильки определяют с учетом изгибающих напряжений и упругопластических деформаций по формуле где: n - коэффициент запаса прочности шпильки, принимается 3¸ 5; F0 - площадь круга диаметром Dнп. Полученный размер округляют до ближайшего из приложения 1, без снижения коэффициента запаса прочности. Рисунок 2. График функций
Расчет запорных устройств. Пробковые краны Наибольшее усилие среды, действующее на пробку крана, Qср = р · Fупл где р – рабочее давление. Площадь уплотнительной поверхности Fупл » Dк · Н, где Н – высота рабочей части пробки, Dк – средний диаметр пробки крана. Если D1 – максимальный, а D2 – минимальный диаметр пробки в уплотнении, то Dк » 0, 5 (D1 + D2). Усилие среды прижимает пробку к корпусу и создает силу трения Тк = fк · Qср , где fк - коэффициент трения пробки о корпус, равный 0, 1. Момент, необходимый для поворота пробки крана, Мк = Мп + Мс. Здесь Мп – момент трения пробки в корпусе, Мп = 0, 5Тк Dк = 0, 5 fк · Qср Dк. Момент трения в сальнике Мс может быть определен по формуле Мс = 0, 5 р p d2c hм m где hм – высота манжеты; m - коэффициент трения манжеты о шпиндель, m » (0, 05 + 0, 08). Прямоточные задвижки. Если уплотняемая среда находится слева, то левый шибер не нагружен, усилие Q1 на шпиндель передается лишь через правый шибер. С учетом выталкивающей силы Ро усилие на штоке задвижки будет Q1 = Qср f + Ро где f – коэффициент трения, равный 0, 1 Qср = 0, 25 p Dк2 р Ро = 0, 25 p р dс2 где Dк – средний диаметр уплотнения шибера задвижки, Dк = 0, 5(Dв + Dн), Dв – диаметр уплотнения внутренний, Dн – диаметр уплотнения наружный, dс – диаметр шпинделя. Момент для открывания и закрывания задвижки определяют как сумму: Мкр = М1 + М2 + М3 где М1 – момент трения в резьбе гайки; М1 = 0, 5 Q1 dср tg (a + r ) где dср – средний диаметр резьбы; r - угол трения в резьбе, равный arctg f1, ( f1 -коэффициент трения в резьбе, f1 » 0, 15 ); a - угол подъема резьбы, a = arctg (в/p dср), ( в – шаг резьбы) М2 - » 0 М3 – момент трения в сальнике. Для манжетного сальника, независимо от числа манжет М3 = 0, 5 p р dс2 hм m где hм – высота манжеты; m - коэффициент трения манжеты о шпиндель, m » (0, 05 + 0, 08).
Задание №1
Расчет насосно- компрессорных труб на прочность. Расчеты на прочность определяют допустимость использования данных труб по следующим параметрам: нагрузке, вызывающей страгивание резьбового соединения; эквивалентному напряжению, возникающему в опасном сечении трубы с учетом давления среды и осевой нагрузки; циклической переменной нагрузке; усилиям, вызывающим продольный изгиб трубы. 1. Подобрать и рассчитать колонну НКТ d н по ГОСТ 633, необходимую для спуска технологического оборудования массой М на глубину L = Н скв (глубина скважины). - жидкость в скважине отсутствует; - действует наружное избыточное давление Рн; - действует внутреннее избыточное давление жидкости Рв. - действуют циклические нагрузки с амплитудой напряжений симметричного цикла ( sа) 2. Определить, возможно ли зависание труб в скважине при установке пакера на глубине Нуст. - определить прочность изогнутого участка в наиболее опасном сечении трубы. 3. Исходные данные к заданию приведены в таблице № 2 и приложении 1. Дано: номера по журналу Таблица №2
Продолжение таблицы №2
Продолжение таблицы №2
Расчетные схемы задания №1
Сухая скважина Избыточное Рн
Избыточное Рв Установка пакера
Задание № 2 Расчет пакеров. Пакеры служат для разобщения частей ствола скважины по вертикали и герметизации нарушенных участков обсадной колонны, для разобщения зон затрубного пространства, расположенных выше и ниже пакеров. Применяют в обсадной (эксплуатационной) колонне нефтяных, газовых и нагнетательных скважинах при их эксплуатации, ремонте. Перепады давления, воспринимаемые пакерами, находятся в интервале от 7 до 70 МПа. Температура окружающей среды при эксплуатации скважин может изменяться от 40 до 100 °С, а при тепловом воздействии на пласт достигает в некоторых случаях 300…400 °С. По восприятию перепада давления пакеры подразделяются: ПВ – усилие направлено от перепада давления вверх; ПН – усилие направлено от перепада давления вниз; ПД – двустороннего действия (усилие от перепада давления направлено как вверх, так и вниз). По способности фиксироваться на месте установки пакеры подразделяют: Я – фиксирующиеся якорем; без обозначения – самостоятельно фиксирующиеся. По способу посадки пакеры подразделяют: Г – гидравлические; М – механические; ГМ – гидромеханические; без обозначения – не требующие посадки. По способу съёма пакеры подразделяют: В – вращением; Р – разбуриванием; И – специальным инструментом; без обозначения – натягом. По исполнению: Без обозначения – нормальное; Коррозионностойкое: К1 – углекислотостойкое (СО2 не более 10% об.), К2 – сероводородостойкое (Н2S и СО2 не более 10% об. каждого компонента), К3 - сероводородостойкое (Н2S и СО2 свыше 10%, но не более 25% об. каждого компонента), Т – термостойкое (для рабочих сред с температурой более 150оС).
В скважину с определенным диаметром обсадной колонны D обс спускается и устанавливается механический пакер, рассчитанный на перепад давления DP и имеющий определенные конструктивные размеры. 1. Определить наименьшую величину осевой силы Q , обеспечивающей герметичное разобщение ствола скважины. 2. Определить наибольшую высоту уплотнительного элемента пакера. 3. Определить оптимальную длину хода штока пакера. 4. Проверить влияние плашечного захвата на прочность обсадной колонны. В конструкциях пакеров, где плашки перекрывают кольцевой зазор полностью ( или больше 70%), нагрузка на обсадную колонну распределена равномерно по всему периметру. 5. Проверить если Q пред < Q, то в конструкцию пакера внести необходимые изменения ( угла a, геометрических размеров уплотнений и плашек) и произвести расчет модернизированного пакера. 6. Представить конструкции пакеров различных типов и объяснить принципы их действия. 7. Исходные данные к заданию приведены в табл. № 3. Дано: номера по журналу Таблица № 3
Продолжение таблицы №3
Продолжение таблицы №3
Расчетная схема задания № 2
Задание №3 |
Последнее изменение этой страницы: 2017-04-12; Просмотров: 1284; Нарушение авторского права страницы