Устьевое (нефтепромысловое) оборудование - техническое средство или совокупность технических средств, устанавливаемых на устье скважины нефтяной или газовой залежи при ее строительстве, эксплуатации или ремонте, предназначенных для выполнения одной или нескольких самостоятельных функций, связанных с герметизацией устья.

К устьевому оборудованию не относятся наземные манифольды и трубопроводы, присоединяемые к оборудованию после его установки на устье.

Превенторный блок (Ндп. превенторная установка; противовыбросовая обвязка): Часть противовыбросового оборудования, включающая превенторы и соединяющие их детали, устанавливаемые на устье

Превентор: Устьевое оборудование, обеспечивающее перекрытие контактным управляемым уплотнителем стволового прохода.

В стволовом проходе могут находиться неподвижные или движущиеся колонны труб или тросы.

Одинарный превентор: Превентор с одним уплотнителем

Двойной превентор (Ндп. сдвоенный превентор; спаренный превентор): Превентор с двумя уплотнителями, каждый из которых имеет отдельный привод

Тройной превентор (Ндп. строенный превентор): Превентор с тремя уплотнителями, каждый из которых имеет отдельный привод

Ручной превентор: Превентор с ручным приводом уплотнителя

Гидравлический превентор: Превентор с гидравлическим приводом уплотнителя

Кольцевые превенторы предназначены для герметизации устья скважины при наличии или отсутствии колонны труб.

Установлена следующая система обозначения кольцевых превенторов: ПУ - превентор кольцевой (универсальный); конструктивное исполнение:

· 1-с конической наружной поверхностью уплотнителя;

· 2- со сферической наружной поверхностью уплотнителя;

· условный диаметр прохода, мм;

· рабочее давление, Мпа;

· исполнение (при необходимости) в зависимости от характеристики скважинной среды.

Примеры условного обозначения кольцевого превентора:

· ПУ 1-230x35 -в конструктивном исполнении 1, с диаметром прохода 230 мм на рабочее давление 35 МПа.

· ПУ2-350х35 - то же в конструктивном исполнении 2, с условным диаметром прохода 350 мм на рабочее давление 35 МПа.

Технические характеристики кольцевых превенторов

Показатели	Типоразмер кольцевого превентора
	ПУ1-230х35А	ПУ2-280х35	ПУ 1-350x35	ПУ2-350х35	S-179x5/10М
Диаметр условный прохода, мм	230	280	350	350	179
Давление, МПа: рабочее пробное	35 70	35 70	35 70	35 70	70 105
Требуемый объем жидкости: на закрытие на открытие	25 18		89 74
Тип исполнения	Обычное
Габаритные размеры (высота, наружный диаметр), мм	1185x880	1090x1062	1580x1240	1210x1250	-
Масса, кг	3000	4200	7750	6200	-

Кольцевые превенторы а - типа ПУ1; б - типа ПУ2;1- крышка; 2 - уплотнение крышки; 3 - уплотнитель; 4, 7, 9 - манжеты; 5 - корпус превентора; 6 - плунжер; 8 - втулка; 10 - планшайба; 11- указатель положения уплотнителя.

Плашечный превентор с гидроуправлением 1 - корпус; 2 - резиновые прокладки; 3 - винты; 4 - откидные крышки; 5 - гидроцилиндр; 6 - поршень; 7 - шток; 8 - коллектор; 9 - трубопровод; 10 - паропроводы; 11 - резиновые уплотнения плашек; 12 - сменные вкладыши; 13 - корпус плашки; 14 - фиксирующий винт.

Плашечные превенторы предназначены для герметизации устья при наличии или отсутствии в скважине труб. Применяются для эксплуатации в умеренном и холодном макроклиматических районах. Плашечные превенторы обеспечивают возможность расхаживания колонны труб при герметизированном устье в пределах длины между замковыми или муфтовыми соединениями, подвеску колонны труб на плашки и ее удержание от выталкивания под действием скважинного давления.

Система обозначения

Установлена следующая система обозначения плашечного превентора:

· тип превентора и вид привода -- ППГ (плашечный с гидроприводом), ППР (плашечный с ручным приводом), ППС (плашечный с перерезывающими плашками);

· конструктивное исполнение -- с трубными или глухими плашками -- не обозначается;

· диаметр условный прохода, мм;

· рабочее давление, МПа;

· тип исполнения -- в зависимости от скважинной среды (Kl, K2, КЗ).

Пример условного обозначения плашечного превентора с гидроприводом, условным диаметром прохода 350 мм на рабочее давление 35 МПа для сред типа К2: ППГ-350х35К2.

Рис. 8.З. Превентор плашечный сдвоенный (Ду =180 мм, ру = 70 МПа) 1 - корпус; 1А - фланец корпуса; IE - боковые отводы из под плашек с фланцами; 2 -крышка; 3 -- промежуточный фланец корпуса; 4 -- поршень гидроцилиндра; 5 -- гидроцилиндр; 6 - поршень для открытия крышки; 7 - поршень для закрывания крышки; 8 - цилиндр для открытия крышки; 9 - болт крышки; 10 - корпус фиксатора плашки; 11 - фиксатор плашки; 12, 14 -- шпильки; 13 -- болт крепления крышки и промежуточного фланца корпуса; 15 - гайка; 16А - обратный клапан с уплотнением; 16В - втулка с уплотнением; 16С -пробка с уплотнением.

Колонная (устьевая) обвязка (ндп. оборудование обвязки обсадных колонн; колонная головка): Часть устьевой обвязки, предназначенная для обвязывания двух и более обсадных колонн и контроля давления в заколонном и межколонном пространстве.

Колонные обвязки устанавливаются на устье скважины последовательно по мере спуска и цементирования обсадных колонн. Они подбираются с учетом максимального пластового давления, ожидаемого при бурении следующего за обсаженным интервала скважины.

Конструкция колонных обвязок позволяет восстанавливать нарушенную герметизацию межколонного кольцевого пространства путем нагнетания специальных паст или самотвердеющих пластиков.

Обвязка колонная типа ОКК1 -14-168x245 К1 ХЛ, ОКК2-35-168x245x324 К1 ХЛ

· Коррозионностойкое исполнение К1 по ГОСТ 13846, для сред с содержанием H2S и СО2 до 6% каждого. Материальное исполнение - 30ХМЛ, 30ХМА.

· Температурный диапазон эксплуатации от минус 60°С до плюс 120°С

· Присоединительные размеры по ГОСТ 28919-91.

· Технические требования по ГОСТ Р 51365 (уровень качества УТЛ, УТР1), ГОСТ 30196.

· Запорная арматура - задвижки шиберные прямоточные с ручными управлением. Класс герметичности "А' по ГОСТ 9544.

Колонная головка часть однокорпусной или многокорпусной колонной обвязки без запорных устройств на боковых отводах, содержащая трубодержатель и уплотнитель для одной обсадной колонны.

Колонные головки устанавливают на устье скважины последовательно по мере спуска и цементирования обсадных колонн. Их подбирают с учетом максимального пластового давления, ожидаемого при бурении следующего за обсаженным интервала скважины.

Колонная головка жестко соединяет в единую систему все обсадные колонны скважины, воспринимает усилия от их веса и передает всю нагрузку кондуктору. Она обеспечивает изоляцию и герметизацию межколонных пространств и одновременно доступ к ним для контроля состояния стволовой части скважины и выполнения необходимых технологических операций. Колонная головка служит пьедесталом для монтажа эксплуатационного оборудования, спущенного в скважину. Во время бурения на ней монтируются превенторы противовыбросового оборудования, демонтируемые после окончания бурения.

Рис. Колонная головка

Колонная головка для обвязки двух колонн состоит из корпуса 4, навинченного на обсадную трубу 6. Внутренняя поверхность корпуса коническая, и в ней размещены клинья 3, удерживающие внутреннюю колонну обсадных труб 7. На фланце корпуса установлена катушка 1, надетая на трубу и обычно сваренная с ней. Катушка болтами соединена с корпусом. Межтрубные пространства разобщаются уплотнениями 2. На колонной головке предусмотрена задвижка 5 для обеспечения доступа в затрубное пространство. Вертикальный размер такой колонной головки около 1 м. Масса в зависимости от диаметра обсадных труб до 500...550 кг.

Конструктивно колонная головка - это сочетание нескольких связанных между собой элементов - катушек или крестовин, несущих обсадные колонны. Число этих элементов зависит от числа обсадных колонн скважины.

Условия работы колонной головки достаточно сложны: нагрузка от веса обсадных колонн может превышать в глубоких скважинах несколько сот килоньютонов. Элементы колонной головки воспринимают также давление. от среды, контактирующей с ними. При наличии в пластовой жидкости или газе H2S, СО2 или при сильной минерализации пластовых вод колонная головка подвергается их коррозионному воздействию. В глубоких скважинах при закачке теплоносителей их стволы и колонные головки нагреваются до 150-250°С, в условиях Севера могут охлаждаться до температур ниже минус 60°С.

Нарушение надежности колонной головки неизбежно приводит к серьезным авариям, нанесению ущерба окружающей среде, а в отдельных случаях может быть причиной возникновения пожаров, взрывов, несчастных случаев.

Колонные головки, особенно многоколонных скважин, имеют большие массы и вертикальные габариты. Высокая их металлоемкость и большая потребность в них приводят к необходимости расхода на их изготовление больших количеств стали, причем легированной. С увеличением вертикального габарита колонной головки усложняется обслуживание скважины.

Такими головками оборудуются скважины глубиной до 1500...2000 м с давлением до 25 Мпа.

Изготавливают колонные головки для оборудования скважин и с большим числом обсадных колонн: трех-, четырех- и пятиколонных. Принципиальные и конструктивные схемы таких колонных головок аналогичны.

Однофланцевая колонная головка (Ндп. нижняя колонная головка; двухрядная колонная головка): Устьевая колонная головка с одним верхним присоединительным стволовым фланцем, устанавливаемая на обсадной колонне.

Двухфланцевая колонная головка (Ндп. промежуточная колонная головка; однорядная колонная головка): Устьевая колонная головка с двумя соосными присоединительными стволовыми фланцами, устанавливаемая на фланец устьевого оборудования.

Клиньевая колонная головка: Устьевая колонная головка, в которой обвязываемая колонна закрепляется на клиньевом трубодержателе.

Резьбовая колонная головка: Устьевая колонная головка, в которой обвязываемая колонна закрепляется на резьбовом трубодержателе.

Способы монтажа и транспортировки буровых установок.

Существует три метода монтажа буровых установок: обычный (индивидуальный), мелкоблочный и крупноблочный.

Обычный метод монтажа буровых установок заключается в индивидуальном монтаже оборудования и строительстве сооружений установки с применением фундаментов однократного использования. В этом случае строят бетонные или деревянные фундаменты отдельно под каждый агрегат установки. На рис.135 показаны конструкции наиболее распространенных фундаментов однократного использования. При повторном монтаже буровую установку разбирают на агрегаты и узлы и перевозят на универсальном транспорте на новую точку бурения, где вновь строят фундаменты, сооружения и монтируют оборудование.

Обычный метод монтажа буровых установок связан с большим комплексом трудоемких работ (строительных, плотничных, слесарных, подсобно-вспомогательных и др.), выполняемых на месте монтажа, что вызывает удлинение срока монтажа буровых установок. Поэтому этот метод в настоящее время применяется очень редко, только при монтаже буровых установок большой грузоподъемности.

Мелкоблочный метод монтажа буровых установок заключается в том, что агрегаты и узлы установки монтируют не на бетонных или деревянных фундаментах, а на металлических основаниях. Металлическое основание со смонтированным на нем каким-либо узлом установки составляет мелкий блок (рис.136). Количество мелких блоков буровой установки определяется конструкцией установки, условиями разработки месторождения и географическими условиями, обычно буровая установка расчленяется на 15-20 мелких блоков. Габаритные размеры и вес мелких блоков позволяют перевозить их на универсальном транспорте или волоком, а в труднодоступных районах - на вертолетах.

Этот метод монтажа буровых установок широко применяют в разведочном бурении, а в некоторых районах и в эксплуатационном бурении, когда местные условия не позволяют перевозить установки крупными блоками.

Крупноблочный метод монтажа буровых установок заключается в перевозке агрегатов и узлов установки крупными блоками на специальном транспорте (тяжеловозах), установке блоков на фундаменты и соединении коммуникаций между ними. При этом буровую установку расчленяют на два-три блока весом по 60-120 т. Крупный блок состоит из металлического основания, перевозимого на специальных транспортных средствах, и смонтированных на нем агрегатов и узлов буровой установки, кинематически связанных между собой (рис.137). При перевозке таких блоков почти не нарушаются кинематические связи узлов установки и коммуникаций и не демонтируются укрытия, что позволяет исключить трудоемкие работы, выполняемые при обычном методе монтажа, такие как строительные, плотничные, слесарные и ряд подсобно - вспомогательных. Применение крупных блоков позволяет сократить сроки монтажа буровых установок до минимума. Крупноблочный метод монтажа буровых установок широко применяется в эксплуатационном бурении.

Каждому типу буровой установки соответствуют своя кинематическая и монтажная схемы, в которые входят различные агрегаты. Однако при конструктивном различии установок в их комплексе встречаются агрегаты, необходимые в любой из компоновок. Это вышки. Талевые системы, грузоподъемные лебедки, роторы, вертлюги, приводные механизмы (шестеренчатые или цепные редукторы, клиноременные передачи), двигатели и насосы для перекачки промывочных жидкостей. Они различаются техническими характеристиками, конструктивным исполнением, габаритными размерами и массами. Но все они должны быть кинематически связаны определенной монтажной схемой, определяющей местоположение каждого агрегата относительно друг друга.

Поэтому при монтаже каждой установки приходится выделять отдельно монтаж:

1. Каждого агрегата, входящего в комплекс любой буровой установки;

2. Узлов и систем управления агрегатами, входящими в комплекс установки;

3. Технологических трубопроводов для перекачки промывочной жидкости, топлива, сжатого воздуха и отопления;

4. Приводных механизмов;

5. Вспомогательного оборудования, необходимого для приготовления и очистки промывочной жидкости, обогрева буровой установки, сохранения запасов горюче-смазочных материалов и т.д.

В связи с этим для монтажа буровой установки необходимо осуществить следующие работы:

1. Планировочно - разбивочные и подготовительные;

2. Строительство фундаментов и оснований под буровую вышку, буровое, силовое и вспомогательное оборудование;

3. Монтаж буровой вышки;

4. Строительство привышечных соединений;

5. Монтаж бурового, механического и силового оборудования;

6. Монтаж электрооборудования;

Перечисленные этапы работ выполняют специалисты соответствующих бригад (подготовительной, строительной, специализированной или комплексной вышкомонтажной) в последовательности, определяемой методом монтажа, который применен при сооружении данной буровой.

Транспорт относительно небольшого по массе и габаритам оборудования (средних насосов, компрессоров, станков) выполняется стандартными транспортными средствами. С внедрением крупного блочного монтажа, например, буровых установок, с перенесением основного объема монтажных работ на заводы изготовители, перед транспортировками возникли серьезные инженерные задачи транспорта и погрузочно-разгрузочных работ.

Для перевозки по железной дороге крупногабаритных и массивных блоков для нефтяной и газовой промышленности применяют нормальные четырехосные платформы грузоподъемностью 60-70 т. Длина железнодорожной платформы 13 м, ширина 2.77-2.87 м высота головки рельсов 1.3 м. Для такелажа блоков с платформы на автотранспорт имеются мощные железнодорожные краны.

Транспорт массивных блоков по автомобильным дорогам с покрытиями всех категорий выполняется на автомобильных прицепах - трейлерах большой грузоподъемности. Прицепы снабжены гидро- или пневмотормозами. Подвеска колес балансирная, что обеспечивает независимое их положение и равномерное распределение нагрузки.

Для транспорта массивных грузов по бездорожью в разных погодных условиях применяют гусеничные тяжеловозы, тележки, прицепы и лыжи. Неровности местности могут вызвать значительные перкосы грузовой платформы и нарушение точности монтажа транспортируемого объекта, что, очевидно, весьма нежелательно, так как вызывает необходимость проверки качества сборки на месте установки объекта (проверка соосности агрегатов, надежности крепления, регулировки). Здесь целесообразно использовать опору платформы на три точки так же, как при транспорте крупных блоков буровых установок.

Следует учитывать, что наименьший по расстоянию путь не всегда кротчайший по времени (очевидно, что препятствие проще обойти чем преодолеть). На ровных участках местности ширина трассы для транспорта блоков буровых установок должна составлять 16 метров. При боковых уклонах трассу расширяют до 40 м. для прохода страхующих с боков тракторов.

На предприятиях нефтяной и газовой промышленности все шире используется самолеты и вертолеты для транспорта и монтажа массивного оборудования. Воздушные тяжеловозы- самолеты АН-24, вертолеты МИ-6 полностью вошли в практику транспортных и монтажных работ. Создан вертолет грузоподъемностью 40 т.

Специфические особенности воздушного транспорта оказывают влияние и на конструкцию оборудования. Так для разведочного бурения скважин на трудноосваиваемых в транспортном соотношении площадях, разработан вариант мелкоблочной буровой установки Бу-75БрМ для перевозки воздушным транспортом.

Применение воздушного транспорта оборудования весьма эффективно, особенно в труднопроходимых и малодоступных районах (тайга, болота, горы). Кроме того практика бурения в Западной Сибири показала, что в некоторых случаях вертолетный транспорт экономически более выгоден по сравнению с перевозкой тракторами, учитывая необходимость строительства хотя бы примитивных дорог. Следует также учитывать , что воздушный транспорт более оперативен, позволяет избежать сезонности работ и увеличить коэффициент оборачиваемости оборудования на 35-40 %. Однако есть и воздушном способе транспортировке свои особенности (крепление грузов, подготовка взлетно-посадочных полос и площадок, сортировка и размещение грузов).

Схемы работы комплексов механизмов для механизации АСП-3

Схема работы механизмов АСП-3 показана на рисунке . При спуске труб порядок работы механизмов следующий:

1. Талевый блок находится в крайнем нижнем положении. Клинья удерживают колонну труб. Ключ АКБ находится в исходном положении. Механизм захвата освобождает свечу, находящуюся над центром скважины.

2. Талевый блок поднимается по свече, которая вверху удерживается центратором. Ключ АКБ свинчивает свечу с колонной труб. Клинья удерживают колонну. Механизм расстановки свечей перемещает захват от центра скважины.

3. Талевый блок продолжает подниматься и начинает поднимать центратор. Ключ АКБ заканчивает свинчивать свечу с колонной труб. Клинья продолжают удерживать колонну. Механизм расстановки продолжает движение.

4. Талевый блок находится в крайнем верхнем положении. Элеватор удерживает колонну труб. Клинья подняты. Центратор в верхнем положении. Ключ АКБ находится в верхнем положении. Механизм расстановки подводит захват к очередной свече, установленной на подсвечнике.

5. Талевый блок опускает колонну. Клинья подняты. Центратор опускается. Ключ АКБ в исходном положении. Механизм расстановки начинает перемещать свечу к центру скважины.

6. Талевый блок опускает колонну. Клинья подняты. Ключ АКБ находится в исходном положении. Механизм расстановки начинает перемещать свечу к центру скважины.

7. Талевый блок находится в крайнем нижнем положении. Клинья удерживают колонну. Ключ АКБ находится в исходном положении. Механизм расстановки начинает перемещать свечу к центру скважины.

При подъеме труб механизмы работают в обратной последовательности.

Модуль компрессоров в системе пневмоуправления буровой установки БУ-2900/175.

Пневматическая система буровой установки снабжается воздухом модулем компрессоров производительностью 3-5м3 при давлении 8-10 кгс/см2. На буровой установке БУ-2900/175 применяется два модуля компрессоров, один из которых является резервным. В дизельных буровых установках, привод одного компрессора осуществляется от главного привода, второго от электродвигателя, а в установках с электроприводом привод обоих компрессоров осуществляется от индивидуальных электродвигателей.

В модуле компрессоров устанавливаются поршневые, двухступенчатые компрессоры простого действия типа К-5М (с дизельным приводом) и КСЭ-5М (с электрическим приводом) с давлением воздуха 0,8 МПа.

Компрессор К-5М V-образный, простого действия , 2-х ступенчатый, четырехцилиндровый с воздушным охлаждением. Он состоит из картера 2, блоков цилиндров первой 13 и второй 9 ступеней давления, установленных на картере V-образно, и коленчатого вала 3. Коленчатый вал смонтирован на двух конических подшипниках, расположенных в торцевых крышках 5 и 6 картера. На одном конце коленчатого вала насажен маховик 4, соединенный с муфтой привода, а на другом - клиноременный шкив 7 привода вентилятора. На мотылевых шейках коленчатого вала, развернутых друг к другу на 1800, смонтированы нижние разъемные головки шатунов первой 15 и второй 8 ступеней. В верхние неразъемные головки шатунов посажены полые поршневые пальцы плавающей конструкции. Нижние разъемные головки шатунов имеют баббитовую заливку, а верхние - бронзовые втулки. Снизу в нижние головки шатунов ввинчены трубчатые черпаки 16, которые при вращении коленчатого вала захватывают масло из картера и разбрызгивают его на все трущиеся поверхности компрессора.

Сверху на блоках цилиндров установлены клапанные головки 11, которые закрыты клапанными крышками 12. Клапанные головки представляют собой чугунную плиту с прорезями для всасывающих и нагнетательных пластинчатых, самодействующих клапанов. Все клапаны имеют идентичную конструкцию и отличаются размерами и числом прорезей. Внутренняя полость каждой клапанной крышки разделена на две части: в одной установлен всасывающий клапан, а в другой - нагнетательный.

При движении поршня первой ступени вниз в цилиндре образуется разряжение, под действием которого пластины (ленты) всасывающих клапанов прогибаются вниз, открывая прорези для прохода воздуха в цилиндр первой ступени.

При движении поршня вверх воздух в цилиндре первой ступени сжимается до давления 1,7-2,4 кгс/см2, поднимает пластины нагнетательного клапана и поступает в нагнетательную полость клапанной крышки, а затем по трубопроводу - в холодильник. При сжатии в цилиндре первой ступени воздух нагревается до температуры 150-1650С, а в холодильнике охлаждается до температуры 40-600С.

Из холодильника воздух по трубопроводу поступает через всасывающую полость клапанной крышки и всасывающий клапан в цилиндр второй ступени, где сжимается до рабочего давления, а затем через нагнетательный клапан и нагнетательную полость клапанной крышки нагнетается в трубопровод, по которому поступает в воздухосборник. В воздухосборнике воздух охлаждается.

Холодильник и блоки цилиндров обдуваются вентилятором 1. Приводом вентилятора является клиновой ремень от шкива 7, установленного на конце коленчатого вала.

Расчет на прочность ствол крюка при нагрузке 1,3 мН

Ствол крюка. Материалом ствола, как правило, являются легированные стали (34ХН1М, 40ХН и др.) с пределом текучести не ниже 600 МПа.

Дано: нагрузка на крюке-1.3 мн. Выбираем крюк У5-130-2 пластинчатый трехрогий с максимальной грузоподъемностью 160 т.

внутренний диам-р резьбы-0.1525м.

наружный диаметр резьбы-0.156м.

шаг резьбы- 0.006м.

число витков резьбы- 16.

радиус вилки - 147мм.

диаметр отверстия - 147 мм.

толщина вилки- 60мм.

Верхний конец ствола резьбовой конструкции. Опасные сечения I - I, II - II, III - III.(см. рис.)

Ствол в резьбовой части рассчитывается на растяжение с учетом коэффициента концентрации напряжения.

у = k * = k * [у],

где у - напряжение в опасном сечении нарезанной части ствола [МПа]; F - площадь поперечного сечения ствола по внутреннему диаметру резьбы, м2; d1 - внутренний диаметр резьбы, м; k - коэффициент концентрации напряжений.

[у] = 600 / 3 = 200 МПа. Qmax = 1.3 МПа. d1 = 0.1525 м.

у = k * = k * = 71,172 МПа [у] = 200 МПа.

Резьба рассчитывается на изгиб, срез и смятие. Определяем изгибающий момент действующий на виток резьбы, рассматриваемой, как защемлённая консольная балка, на которую действует сосредоточенная сила. Расчет на изгиб витков резьбы осуществляется по формуле:

у = ,

где d0 - наружный диаметр резьбы; б - коэффициент, учитывающий неравномерность распределения усилия по виткам, условно принимаемый равным 0,4; в - коэффициент, зависящий от профиля резьбы в = 0,65; s - шаг резьбы; z - число витков резьбы, z = 16.

у = = = 146,173МПа

На срез витки рассчитывают:

ф = [ф]

ф = = 106,273 МПа < [ф] = 200 МПа.

ф = = 108,712 МПа < [ф] = 200 МПа.

Расчет на смятие:

= = 239,5 МПа.

Вилка ствола. Сечение II - II работает на растяжение.

где R - радиус вилки R = 147мм, d - диаметр отверстия d = 147 мм. С - толщина вилки, С = 60мм.

= = 73,696 МПа < = 200 МПа.

Сечение III - III проверяется по формуле Ляме.

где Pu - интенсивность давления.

Pu = ,

где d - диаметр отверстия d = 147мм. l - ширина вилки ствола,

Pu = = 17,687 кН*м.

= 29,478 МПа.

мах = 29,478 МПа [ ] = 200 МПа

Вывод: Условие прочности соблюдено.

Список используемой литературы

1. Баграмов Р. А. «Буровые машины и комплексы»

2. Ильский А. Л., Миронов Ю. В. «Расчет и конструирование бурового оборудования».

3. Ефимченко С.И., Прыгаев А.К. Расчет и конструирование машин и оборудования. (Стр. 556).