3NB1300钻井泥浆泵液力端系统的设计【全套设计含CAD图纸】
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本科毕业设计外文文献及译文文献、资料题目：Current Status and Challenges of Heavy Oil Recovery Technology in Liao He Oilfield文献、资料来源：China Oil & Gas文献、资料发表日期： 2007 , 2 院 （部）： 机电工程学院专 业： 机械工程及自动化班 级：姓 名：学 号：指导教师：翻译日期： 外文文献：Current Status and Challenges of Heavy Oil Recovery Technology in Liaohe OilfieldIn China, the heavy oil resources concentrates in 12 basins with about 70 oil reservoirs. The most important four heavy oil fields are Liaohe, Xinjiang, Shengli and Henan Oilfields, of which, Liao he Oilfield and Xinjiang Oilfield belong to Petro China. Liaohe Oilfield is the largest heavy oil production base of Petro China. By the end of 2006, measured OOIP of heavy oil in Liao he Oilfield was 1.05 billion tons, of which developed place in volume was 840 million tons and undeveloped place in volume was 210 million tons. In 2006, the heavy oil output was 7.645 million tons in Liao he Oilfield, of which the annual production volume from cyclic steam stimulation (CSS) was 6.65 million tons (87.0%) and the production volume from steam flooding and SAGD was 175,000 tons, volume from cold production was 820,000 tons. Characteristics of heavy oil resources in Liao he OilfieldThe heavy oil in Liaohe oilfield has the following distinctive characteristics: a. Numerous heavy oil bearing formations with a total of 10 sets of heavy oil formations from Archaezoic to Cenozoic Formations; b. deeply buried heavy oil reservoirs ranging from 600m to 2300m; c. Various types of heavy oil reservoirs, that are classified into seven types based on the oil, gas and water relationships, including pure heavy oil reservoirs, oil-water alternating reservoirs, block reservoirs with bottom water, block reservoir with edge water, bottom water and top water, block reservoirs with bottom water, laminated reservoirs with edge water and buried hill reservoirs with bottom water; d. large variation of the heavy oil viscosity ranging from 200-300,000cP under the formation temperature.Current status of heavy oil development in Liao he OilfieldUp to now, the mature CSS technologies have been developed and widely applied in heavy oil recovery in Liao he Oilfield. The pilot tests of steam flooding and SAGD have gained success, which are under commercial popularization right now. We have developed the following dominant technologies for heavy oil development.The reservoir engineering design technology for CSS, steam flooding and SAGDThrough more than 20 years of inquiring practices, appropriate and characteristic reservoir engineering design technologies have been developed in Liao he Oilfield in the aspects of zone classification, well spacing and well pattern determination, vertical well and horizontal well configuration, injectionproduction relations and parameters optimization. The recovery factor of CSS is about 25% generally with maximum of 36.5%. The recovery factor of steam flooding in deep formation exceeds 55%. The recovery factor of SAGD in the middeep formation can be up to 60%.The complex CSS technology in the late stage of developmentIn view of the problems in late stage of CSS, such as steam channeling, limited heating radius, lowering OGR, increased operating cost, a series of complex CSS technologies with Liao he Oilfield characteristic have been developed, including the following:(1) Group well injection;(2) Zonal steam injection;(3) Steam injecting in one well and simultaneous producing in multiple adjacent wells;(4) Intermittent steam injection;(5) Gas assisted steam injection ;(6) Chemical assisted steam injection;(7) Steam injection with three kinds of media. Physical simulation technologyFor physical simulation technology, the unified similar physical criterion has been established for CSS, steam flooding and SAGD, and high temperature high pressure thermal recovery scale model and 2D visualized scale model have been perfected. Through the laboratory physical simulation, a series of problems have been solved, including the recovery mechanism recognition of steam flooding and SAGD, stage division, different stage development index technical limits, reasonable injection production parameter determination, etc., which have provided important evidences for production planning and adjusting.Immiscible flooding in conventional heavy oil reservoirsThe immiscible flooding pilot test with gas, chemical agent and hot water were carried out in 118m spacing inverted nine spots well pattern in Xinglongtai Oil Formation I in Block Jin-90. By the end of December 2006, the ratio of cumulated developed volume in the stage to OOIP was 11.8% from the immiscible flooding, with the ratio of average annual developed volume to OOIP was 1.52%, so the ultimate recovery factor by thermal recovery and immiscible flooding has reached 58%. Steam flooding technologyThe success has been obtained for the steam flooding pilot tests in mid-deep reservoirs in Liaohe Oilfield. At present, the commercial steam flooding has been carried out in 76 well groups with 20 million tons of reserves controlled. The pilot test comprises four 70m spacing inverted 9 spots well pattern, lasting 8 years, with the ratio of annual recovery reserve to OOIP of 3.1%, cumulated OGR of 0.18, the predicted recovery factor will be up to 56% by CCS and steam flooding.SAGD in supper heavy oil developmentThe success of SAGD pilot test has been obtained in mid-deep super heavy oil reservoirs (600-800m) based on the CSS recovery reserve percentage of 18%. In the SAGD pilot area, there are 4 horizontal production wells, 12 vertical injection wells, 13 observation wells. By theend of March 2007, the SAGD pilot test had lasted 2 years, with daily fluid production of 1267t, daily oil production of 373t, water cut of 70.6%, instantaneous OGR of 0.296, instantaneous production-injection ratio of 1.0 and average single well daily oil production of 93 tons. All the results showed that they had reached the designed peak production value on the whole.The technology of horizontal wells and fish bones for heavy oilThe horizontal wells have been widely used in Liaohe Oilfield. The favorable effects of the horizontal well include: a. it can effectively develop the thin zones and extremely thin reservoirs, as well as it can develop the poorly permeable super heavy oil; b. it can improve the development effect of the reservoir with bottom and edge water; c. the new water injection pattern has been developed by using vertical wells in SAGD. Performance monitoring technologyThe monitoring technologies include the whole process monitor technology for injection, soaking, well opening and oil pumping and the monitor technology for steam flooding and SAGD production performances.Drilling and production technologyThey include the drilling and completion technology for heavy oil horizontal wells and lateral wells, high effective heat insulation steam injection technology; heavy oil high temperature lift technology; the associated technology for heavy oil high temperature sand control process; the case repair technology for heavy oil wells; multi-level zonal steam injection technology in layered reservoir; pump skipping electric heating, well bore viscosity reduction and chemical viscosity reduction technologies for super heavy oil and extra heavy oil; the unified string for injection, production, flushing and controlling; the dryness distribution metering technology of the steam flooding; SAGD steam-water separation technology.The heavy oil sewage further processing technologyTechnical breakthroughs have been obtained in the following six aspects: oil and suspended matters removing technology; high effective gas floating screening technology; chemical silicon removing technology; multimedia fine filtering technology; large pore weak acid cation exchange softening technology; mud dewatering technology;Challenges of heavy oil development in Liaohe OilfieldThe challenges in heavy oil recovery in Liaohe Oilfield include:How to improve the development effects of the reserves which are not suitable for conversion into steam flooding in the late stage of CSSThere are about 300 million tons of CSS reserves, which are not suitable to be transferred into steam flooding under the current technical conditions, since for this kind of heavy oil, there is not any mature experience to be taken as references for the succeeding applied technology in steam flooding after CSS. Therefore it needs further researching in the aspect. At present, for most of the blocks, they had experienced 11.5 CSS cycles on average, and the pressure has declined to 20%-30% of the initial formation pressure, resulting in the decreased oil production, lowered OGR, rising production cost and poorer economic benefit. Under the current development conditions, the mature heavy oil area has experienced 2-3 times infilling, with well spacing shortening to 70-100m from 167-200m, without any room left for further infilling.The deep heavy oil steam flooding needs further improving the development effectsThere still exist some problems in the current steam flooding commercial execution, though the pilot tests have gained success in the deep reservoirs. In order to improve the development effects, the following technical issues are urgently needed to be solved out.(1) Multi-level zonal injection and testing technology in thin interbed reservoirs;(2) steam front performance monitoring technology in the multi-zone reservoirs;(3) the steam flooding performance adjusting and controlling technology in the multi-zone heterogeneous and large dipping reservoirs;(4) edge water and bottom water controlling technology;(5) the reservoir management technology after the commercial execution.It is urgently needed to carry out the research on SAGD in deep formation (larger than 1000m) especially in High(1) temperature rodless pump large discharge lifting technique;(2) High dryness steam injection technique in deep formation;(3) The horizontal well uniform steam absorption technique;(4) Produced fluid heat exchange and processing technique;(5) Edge water and bottom water controlling technique;(6) Heat energy comprehensive utilization;(7) The reservoir management technology after its commercial execution.The high effective water injection technology of conventional heavy oilIn Liaohe Oilfield, there are 80 million tons heavy oil reserves in block reservoirs and massive layered reservoirs, which are under water injection and marginally economic. The effects of conventional water injection and immiscible flooding are not ideal for these reservoirs, so it is urgent to explore new development technology in the following aspects: to explore new water injection pattern or new development technology; to carry out research on gravity oil displacement mechanism and related technology study; to carry out the research for seeking out economic and viscous enhancing injected media.SummaryThe heavy oil development practices in Liaohe Oilfield have undergone more than 20 years, and we have gained some recognition on CSS and on how to transfer it into steam flooding, so the development technologies with Liaohe Oilfield characteristics have been established in the course of development practices. However, as the development goes further, it gets increasingly harder and harder to develop the heavy oil since there are a lot of technical difficulties heading on. So, the research efforts for heavy oil recovery in Liaohe Oilfield will be strengthened in the next step in order to effectively develop the heavy oil resources and the international technical cooperation will be enhanced.中文译文：重油复苏技术在辽河油田的应用现状和面临的挑战在中国，重油资源集中在12盆地约70油藏。最重要的4重油领域有辽河，新疆、胜利和河南油田，其中，辽河油田和新疆油田属于中石油。辽河油田是最大的重油生产基地。到2006年底，在辽河油田衡量OOIP重油1.05亿吨，其中发达的地方,在货量840000万吨，不发达的地方，在货量为210000万吨。2006年，在辽河油田重油产量应用约764.5万吨， 其中，每年生产量蒸汽（CSS）665万吨（87.0），蒸汽驱和SAGD是17.5万吨，数量从冷战生产82万吨。在辽河油田重油资源的特色在辽河油田，重油的应用有以下鲜明的特点：a.到新生代地层为止一共有10套重油编队；b. 深埋的重油油藏一般从600米到2300米不等；c.各种各样的重油油藏可根据石油，天然气和水的关系，包括纯重油油藏，油水交替水库，断块油藏底水，座水库边水，底水和顶端的水， 断块油藏底水，叠层水库与边水和古潜山油藏底部水等分为七种类型; d. 重油粘度在200-300000cp地层温度下变化较大。辽河油田重油开发中状况到现在为止，成熟的CSS技术已广泛的应用在辽河油田重油的复苏上。该试验的蒸汽驱和SAGD取得了成功，根据商业大众化的权利，我们已制定了下列主导技术为重油开发。水库工程设计技术CSS，蒸汽驱和SAGD通过20年以上的探究的做法、适用和特点，水库工程设计技术已经在辽河油田开发并应用，在该方面的区域分类，包括井距和井网测定，垂直井和水平井以及配置，注射的生产关系和参数优化。经济复苏的因素CSS 占约25，一般最高36.5。第二个复苏的因素，蒸汽驱超过55。第三个经济复苏的因素SAGD，在中层深度形成可高达60。在后期发展的复杂化CSS技术关于在后期的CSS检视的问题，例如作为蒸汽窜，有限的热源半径，降低OGR，增加了经营成本，一系列带有辽河油田复杂的CSS 技术已经发展起来，包括下列各项： （1）组，以及注射液; （2）纬向注蒸汽; （3）一个良好的蒸汽注入，并同时生产在多个邻井;（4）间歇注汽;（5）气体辅助蒸汽注射液; （6）化学辅助注蒸汽; （7）注蒸汽与三种介质。物理模拟技术物理模拟技术，统一类似物理标准成立CSS，蒸汽驱和SAGD ，且高温度高压力热复苏的缩尺模型和2d可视化缩尺模型已经完善。通过实验室物理模拟，一系列的问题已解决，包括回收机制，承认蒸汽驱和SAGD，阶段划分，不同的阶段发展指数的技术限制，合理的参数的确定等，其中有提供了重要的证据，生产规划和调整。 浸在常规重油水库中的变异混溶水该混溶驱先导与气体，化学剂和热水进行了118米间距倒9点井网试验并在兴隆石油完成。由2006年12月底的比例来看，累积开发量OOIP是11.8 ，从混溶水浸的比例来看，平均每年OOIP开发量是1.52 ，因此最终采收率的因素，热回收和混溶驱已达到58 。蒸汽驱技术成功在辽河油田蒸汽驱在试验中深部储层的应用上，蒸汽驱技术已获得成功。在目前，商业蒸汽驱，已进行了在76个井组20万吨储备控制。该试验包括四个70米间距到9点井网，持续八年，比例以OOIP3.1每年回收储备，累积是OGR的0.18，预测复苏的因素将取决于56 CCS与蒸汽驱。重油开发成功的SAGDSAGD在重油开发成功的试验，已获得中深层超稠油油藏（600- 800米）基于CSS中复苏的储备比例的18 。在SAGD的试验区，有4个水平生产井， 12个垂直注水井， 13个观测井。由2007年3月底， SAGD试验持续了二年， 每日流体生产1267吨，每日石油生产373吨，含水率为70.6 ，瞬时OGR的0.296， 瞬时生产注射液和平均单井每日石油产量为93吨。所有结果表明，对整体利益而言，他们已经达到了设计生产高峰期值。 重油开发中的技术水平井重油水平井已广泛应用于辽河油田。有利的影响，水平井包括：它可以有效地开发薄带和极薄的水库，以及它可以发展不善的渗透超稠油;它可以改善发展的影响，该水库的底部及边水，长新注水格局已在发达国家利用，垂直井在SAGD应用。 性能监测技术 监测技术包括监控技术的注射，浸泡，以及开幕式和抽油和监测技术蒸汽驱SAGD和生产性能整个过程。 钻井和生产技术它们包括重油水平井和横向井的钻井和完井技术，高效隔热注汽技术;重油高温度电梯技术; 重油高温防砂工艺相关技术; 重油井案件修复技术;多层次的纬向蒸汽注入技术在层状油藏;泵跳电加热，超级重油和额外的重油井筒降粘和化学降粘技术;统一字符串注射液，生产，冲次及控制;干燥分布计量技术的蒸汽驱; SAGD汽-水分离技术。 重油污水处理技术的进一步 在以下六个方面已获得技术的突破：石油和悬浮物消除技术;高效气浮动筛选技术;化学硅消除技术;多媒体精细过滤技术;大孔弱酸阳离子交换软化技术;泥浆脱水技术; 在辽河油田重油开采的应用技术和设备的挑战包括： 如何改善政府储备发展的影响，在后期阶段的CSS有不适合转换成蒸汽驱大约300万吨CSS的储备，目前的技术条件这是不适合转入蒸汽驱下，因为这种重油，将要采取在蒸汽水浸后的CSS作为参考，这种应用技术没有任何成熟经验。因此，需要这一方面进一步研究。目前，就5月11日的CSS平均周期来说，压力已下降至20-30即初步形成压力，从而减少石油生产，降低OGR上升，生产成本和造成较差的经济效益。根据目前的发展条件，成熟的重油区已经经历了2月3日时代的加密，井距由167-200米缩短至70-100米，没有任何的余地进一步加密。 深层稠油蒸汽驱需要进一步改善发展的影响在目前的蒸汽水浸商业执行还存在一些问题，虽然在深部储层试验取得了成功，但为改善发展的影响，以下技术问题急需要解决的。 （1）在薄互储层多层次，纬向注射液和测试技术; （2）在多区的水库蒸汽前线性能监测技术; （3）在多区的异质性和大型浸渍水库蒸汽驱性能调整和控制技术; （4）边水和底水控制技术; （5）水库管理技术， 商业执行（1）温度无杆泵大流量解除技术; （2）在深形成高注蒸汽干燥技术; （3）水平井制服蒸汽吸收技术;（4）产液热交换和处理技术; （5）边水和底水控制技术; （6）热能综合利用率; （7）水库管理技术。 常规重油高效注水技术 在辽河油田，有8000万吨重油储备在断块油藏和大规模层状水库， 这是根据注水和轻微的经济影响，常规注水和混溶水浸并不理想，因此在以下方面的工作它是迫切需要探索新的开发技术：探索新的注水模式或新开发技术;进行研究重力驱油机理及相关技术; 为寻求经济和粘性提高注入了介质进行研究，。 摘要 重油实践的发展，在辽河油田已经历了20年以上，并已经取得一些识别CSS的成果，以及如何转移到蒸汽驱，因此，开发技术与辽河油田特点，已建立了在发展过程中。然而，由于发展更进一步，和努力发展重油以来，仍然有很多技术上的困难，因此，在下一步努力研究重油回收在辽河油田的应用和有效地开发重油资源，以及和国际技术合作将得到加强。- 9 -本科毕业设计说明书 题 目：3NB-1300 钻井泥浆泵 液力端系统的设计 院 （部）： 专 业： 班 级： 姓 名： 学 号： 指导教师： 完成日期： 山东建筑大学毕业设计说明书 I 目 录 摘 要.III ABSTRACT IV 1 前 言 1.1 课题的背景及研究意义- 1 - 1.2 钻井泥浆泵的现状与趋势分析- 3 - 1.2.1 我国钻井泥浆泵现状 - 3 - 1.2.2 钻井泥浆泵的发展趋势 .- 4 - 1.3 现有研究的不足及本文研究的内容- 5 - 2 钻井泵基本参数的确定 2.1 排量- 7 - 2.2 泵压- 7 - 2.3 冲程及冲程长度.- 7 - 2.4 泵的额定功率.- 8 - 2.5 额定活塞推杆力- 8 - 3 钻井泥浆泵液力端总体设计 3.1 液力端的总体方案结构设计- 9 - 3.1.1 缸盖结构 - 10 - 3.1.2 凡尔体结构 .- 10 - 3.1.3 拉杆结构 .- 11 - 3.1.4 活塞结构 - 13 - 3.1.5 缸套结构 - 13 - 3.1.6 阀箱结构 - 14 - 3.2 钻井泥浆泵的主要作用及工作机构- 15 - 4 液力端易损件设计分析 山东建筑大学毕业设计说明书 II 4.1 泵阀设计分析- 17 - 4.2 活塞设计分析.- 19 - 4. 3 缸套设计分析.- 22 - 总 结 .- 24 - 谢 辞 .- 25 - 参考文献 .- 26 - 山东建筑大学毕业设计说明书 III 摘 要 为了满足国际市场的需要，石化行业都在不断加大钻井设备的投入，同时加快了老 钻机的更新改造和新型轻便钻机的研制步伐，加之国际市场对钻井泵的需求量增大，使 得钻井泵的供求矛盾更加突出。随着新钻井工艺的应用和发展，要求开发具有更高更好 性能的新型钻井泵。 本文在液力端系统总体结构和工作原理的基础上,对 3NB-1300 钻井泥浆泵液力端 系统进行详细的结构设计与分析，重点对冲程、冲次及液力端易损件进行设计与计算。 关键词：钻井泥浆泵；液力端系统；冲程；冲次 山东建筑大学毕业设计说明书 IV 3NB-1300 Mud Pump -Design of the Hydraulic System ABSTRACT In order to meet the demand of international drilling market, the petrifaction industry are constantly increasing the investment in drilling equipment, and speeding up the upgrading of the old driller and the development of the new driller. With the increased demand of mud pump at the international market, the contradiction between the supply and demand of the mud pump is more prominent. With the application and development of new drilling technology, the market requires the better performance of new drilling pump. This thesis detailed designs the structure of the hydraulic system of 3NB-1300 mud pump at the basis of overall structure and operating principle, and focus on the design and computing of the stroke, frequency and the wearing part. Key Words: Mud pump; Hydraulic system; Stroke; Frequency 山东建筑大学毕业设计说明书 - 1 - 1 前 言 1.1 课题的背景及研究意义 石油钻井技术发展 90 年代, 由于海洋深水油气田的开发和大量水平井钻井的需要, 不仅使钻机的功率加大, 提升能力加强, 而且使钻井泥浆泵功率也增加到 14701618kW(20002200hp)。泵压则由 35MPa 提到 52.7MPa。这种新参数的泥浆泵已 经在半潜式、浮动钻井船, 改造的自升式平台上大量采用。并在英国北海油田、美国墨 西哥湾油田、西非海岸的油气开发中服役。在南中国海也将 3NB1600 型泵的泵压提高 到 52.7MPa 后使用在钻井平台上。预计在未来的几年中, 在我国的各类海洋平台和钻 井船上 3NB1300 型和 3NB1600 型泵也将陆续改造为 52.7MPa 或更换成 3NB2200 型泵。 而在沙漠中大于 7000m 的油气井也将用 3NB2200 型泵来完成。 采用大功率泥浆泵主要是解决在水平井段防止钻杆卡钻和清除井底岩屑, 加快进尺, 为井下提供动力, 缩短钻井周期, 降低钻井成本。目前在一般水深小于 1200m 的油田, 半潜式钻井船日租费用为$2.5 万元/天, 而在超深水域半潜式钻井船将高达$12 万元/天。 因此, 采用安全可靠、性能先进的高压大功率泥浆泵是提高钻井效益的有效途径。 目前, 国产大功率三缸泵最大为3NB1600型泵, 且压力为35MPa。为了尽快适应日益 发展的钻井技术的需要, 应加快研制国产3NB2200型泥浆泵。大功率泥浆泵在海上油田 的采用, 势必扩展到陆上超深井和水平井钻机上, 就像过去三缸单作用泵在海洋钻机上 替代双缸双作用泵一样, 形成一场革命, 很快扩展到陆地钻机。随着泵压的升高, 对钻 机中各类钻具的性能要求也将随之提高, 否则, 采用高压大功率泥浆泵后带来的钻井效 益将由于钻具的频繁损坏而殆尽。 国外三缸单作用钻井泵的结构特点如美国三缸泵的液力端，阀箱采用L型，阀箱的 吸入阀和排出阀为分体结构。吸入阀采用螺纹压紧，其壳体与阀箱螺纹联接，球形吸入 空气包。泵机座多为焊接结构，小齿轮用键固定在传动轴上，大齿轮套安装在曲轴上。 曲轴采用直轴与偏心轮一起铸造的结构。采用双列向心球面调心轴承。十字头滑动面经 表面淬火磨削。齿轮采用斜齿或无槽人字齿轮。为了加强易损件的互换，阀腔和活塞杆 制定了相应的 标准。随机辅助工具齐全，有阀座液压拉拔器、液压拆卸器、缸套拆卸 器等。俄罗斯三缸钻井泵的现状 俄罗斯三缸钻井泵起步较晚，发展较慢，至今在钻井 实践中，仍大量采用双缸泵。但其三缸泵已形成系列，而且发展势头较快。如俄罗斯石 山东建筑大学毕业设计说明书 - 2 - 油钻机主要生产厂家，乌拉尔重型机械制造联合公司计划新建一个生产三缸泵的专业化 分厂，将生产整体人字齿轮。俄罗斯现有四个功率级别的三缸泵，即600、800、950、 和1180kw。俄罗斯三缸泵的液力端，阀箱采用I 型直通式和 型，阀箱吸入阀和排出 阀不是分体结构，而是一体式液力模块。 型阀箱又有吸入阀在前、排出阀在后的常 规型和吸入阀在后、排出阀在前的变型结构。吸入阀采用液力压紧装置，不依靠螺纹 压紧，压紧装置内充满液压油，其壳体与阀箱螺纹联接。排出阀用冠形螺纹压盖压紧。 阀盘以锥面和端面与阀座接触，阀盘质量较轻，接触应力较小。阀胶皮保证可靠的密封。 活塞缸套之间有独特的水封装置，喷淋冷却管有铰链装置，可提高可靠性，减少机修 时间和使用费用。喷淋泵的开关与钻井泵传动机组联锁，电动泵未起动，钻井泵不能起 动，以保护主泵。缸套采用离心浇铸的双金属毛坯或双金属轧制钢管制造。外层是中碳 结构钢，内层为高铬耐磨不锈钢。内层的金相组织为细针状马氏体和部分残余奥氏体。 使用寿命为500h 左右，最高可达800900 h。为了方便用户，减少易损件规格，制造 的600、800、950及1180KW泵的缸套可以通用。吸入空气包有球形及筒形两种。动力端 机座有铸件和焊接件，传动采用小螺旋角斜齿轮传动和宽槽人字齿轮。曲轴是由铸造的 偏心轮套在直轴上组成的。采用双列圆锥滚子轴承。十字头滑动面经表面淬火磨削。介 杆采用双室密封。随机辅助工具齐全，有阀座液压拉拔器，液压拆卸器，缸套拆卸器等。 关于轻便钻井泵功率在955KW以下，主要配套于4000m以下钻机，因此，轻便钻井泵 的市场前景基本依从于4000m以下钻机的使用现状和发展。 随着改革开放的深入及中国加入世界贸易组织（WTO），我国石油钻井队伍“充分 利用国内外两种资源、两个市场”，实施走出去的战略，进入国际钻井市场，为了满足 参与国际市场的需要，中石油、中石化都在不断加大钻井设备的投入，同时加快了老钻 机的更新改造和新型轻便钻机的研制步伐，加之国际市场对钻井泵的需求量增大，使得 钻井泵的供求矛盾更加突出，各类型钻井泵的缺口每年达200台左右。随着新钻井工艺 的应用和发展，要求开发具有更高更好性能的新型钻井泵。因此该项目具有良好的市场 前景。 随着越来越多的国产设备步入国际市场，也会极大地提高我国石 油装备制造企业的国际声誉，创造出更多的商机。 山东建筑大学毕业设计说明书 - 3 - 1.2 钻井泥浆泵的现状与趋势分析 1.2.1 我国钻井泥浆泵现状 轻便钻井泥浆泵功率在956kW以下，主要配套于4km以下钻机，因此，轻便钻井泵 的市场前景基本依从于4km以下钻机的使用现状和发展。据统计，我国拥有钻机1000余 台，占世界钻机总量的32%，其中，中石油集团公司就拥有700余台，因此，中石油集团 公司的钻机情况基本反映了国内钻机的现状。在中国石油集团公司拥有的700余台钻机 中，4km以下的钻机占总量的80%。平均新度系数仅为0.4，其中，48%的钻机新度系数小 于0.3；有500台左右的钻机服役10年以上，亟待更新，与之配套的钻井泵相应也需要更 新。我国每年所钻4km以下的井数为总井数的98.5%，4km以下的进尺为总进尺的95.2%。 目前钻井泵主要的特点有： (1）排量和功率大。 (2）钻井泵持续工作于野外，并经常移运。 (3）泵送的介质是泥浆，其中含有碱、酸、硫化氢等腐蚀成分和细小的岩屑。因此， 钻井泵液力端的零件在工作时经受介质的腐蚀，磨砺和冲蚀。 上述的基本工作条件又为钻井泵的设计带来以下的特点： (1）冲次低。中、大功 率双缸钻井泵的冲次为 6065min-1，三缸泵的使用冲次为 90120min-1。在机动往复 泵中是最低的。冲次难以提高的首要原因在于钻井泵功率和排量很大，安装条件又差， 故对因冲次提高引起的冲击、振动较为敏感；此外，易损件的寿命和吸入条件也是限制 冲次提高的重要因素，例如，即使在有喷淋水冷却的条件下橡胶活塞皮碗的运动平均速 度一般须控制在 0.9m/s 以下。低的冲次要求动力机和曲柄连杆机构之间的传动比大， 传动环节多。(2）钻井泵不但排量大，而且泥浆有一定的粘度。有时还需在泥浆中混入 纤维状或片、粒状的堵井漏材料。因此，钻井泵除要求吸入、排出管线有较大的流道面 积外，还要求有相当大的阀座孔流道面积和阀升程。钻井泵的阀座孔流道直径为 100m 左右，阀升程为 20mm 左右，这比其它种类的往复泵要大得多。这一特点首先决定了钻 井泵的泵阀开启、关闭滞后角较大，达 1020 度。这对容积效率和吸入管中的惯性水 头值有较大的影响。其次，阀盘直径大，其上受的总液压力也大。其结果，一是恶化了 面积有限的阀体一阀座接触面的受载；二是阀体为具有足够的强度必须做得较厚实，增 大了它的质量和惯性，这也是不利于提高泵速的因素之一。(3）外形尺寸大。泵的排量 决定于冲次、活塞直径和冲程长度，钻井泵的排量大而冲次低，因而必须加大活塞和加 山东建筑大学毕业设计说明书 - 4 - 长冲程。按它的外形尺寸和重量，钻井泵为往复泵中的巨型泵。(4）钻并泵是在环境条 件很差的野外工作，它的某些结构设计也反映了这一特点。主要一点是在传动端全部采 用滚动轴承而避免采用液体润滑的高比压滑动轴承。在曲轴连杆部件中，由于不采用滑 动轴承，曲轴只能在两端简支，三个曲柄之间没有支点。这一方面减弱了曲轴的强度和 刚度，另一方面又将泵内减速齿轮置于两个曲柄之间而不是靠近轴承。而在一般减速箱 的设计中，要求齿轮尽可能靠近轴承，以保证较好的啮合。(5）由泵送的介质具有腐蚀 性和磨砺性，再加上矿场维护保养条件差，钻井泵液力端的易损件寿命比之其它行业应 用的往复泵都要低。设计泵时必须考虑装卸易损件方便。 1.2.2 钻井泥浆泵的发展趋势 随着钻井工艺技术，特别是高压喷射钻井、近平衡钻井、丛式定向井、水平井等新 工艺、新技术的发展，钻井泵进一步向大功率、大排量和高泵压方向推进，作为钻机“ 心脏”的钻井泵，其性能水平和使用寿命同钻井速度和生产成本有着直接关系，同时其 工作条件又十分恶劣，工况也异常复杂，对钻井泵的可靠性和安全性提出越来越高的要 求。 对于轻型钻井泵来说，排出压力将进一步增高，以适应现代钻井工艺的要求。多年 来，钻井的实践证实，只有卧式活塞泵能满足钻井工艺要求，钻井使用的活塞泵传动功 率由3002000kW，最大排量850L/s，最小排量下的最高压力为940MPa。从排量的 均衡性，对不同结构泵的排量不均度进行分析，结果表明，曲柄错角120o的三缸泵比其 他方曲柄错角等的多缸泵都有利；三缸以上的泵由于结构复杂、维修困难和易磨损而难 以广泛应用。近年相继开始研制出5缸、7缸斜盘型轴向柱塞泵、双缸单作用液压钻井泵 等新型钻井泵，但由于维修不便及使用寿命等因素限制了其推广应用。所以目前国内外 钻井泵的主要型式仍为三缸单作用往复泵。 三缸泵的液力端为L 形结构，复合锥面阀胶皮，冷却缸套活塞内孔喷射移动式喷淋 装置，直立式吸入空气包；动力端体外强力润滑系统，闭式内固定导板机构。因此，轻 便钻井泥浆泵的发展趋势是降低额定冲数，由150min-1降到110120min-1；增大冲程， 最大冲程已达300mm以上。 降冲次可以提高易损件寿命，如，活塞密封、缸套的使用寿命，还可以减少惯性损 失、改善泵的吸入性能，同时提高泵动力端齿轮、轴承等零部件的使用寿命，大大提高 钻井泵的可靠性。合理降低泵的冲次，适当增加泵的冲程长度，既满足钻井过程中的排 山东建筑大学毕业设计说明书 - 5 - 量要求，又能确保泵的自吸性能，充分发挥了泵的效能，成为今后钻井泵设计的发展方 向。 1.3 现有研究的不足及本文研究的内容 一、钻井泵存在的主要问题 目前，国内外三缸单作用往复式钻井泵存在的主要问题包括以下几个方面： a） 钻井泵质量大，难以适应现代轻便钻机的要求，制约钻机的移运性。 b）冲程短，冲次高。钻井泵在不适合的冲次范围内工作，致使液力端寿命短。 c）泵压低，不能完全满足钻井工艺的需要。 d）结构不合理，部分强度冗余，部分刚度不足，可靠性低，难以满足钻机高可靠 性要求。 e）缸套寿命短，难以满足钻机高效率要求。 二、钻井泵主要参数的合理选择 （1）泵的额定冲次n 钻井泵的冲次n 是泵的主要参数之一。相同功率下，冲次高使得泵体积小、质量轻， 制造费用、运输费用和维护保养费用较小；冲次高则不能充分发挥三缸单作用泵的效能， 因此，对冲次的选定将决定钻井泵的性能可靠性、使用性和经济性。降低冲次还可以提 高泵吸入性能，特别是提高三缸泵的自吸能力。可延长易损件的使用寿命。钻井泵冲次 的高低对易损件的寿命具有很大影响。活塞失效的主要原因是挤伤和磨损，由于活塞平 均速度与冲次成正比，当冲次降低后，活塞往复运动的速度减慢，活塞与缸套之间的摩 擦功耗产生的摩擦热减少，从而延长活塞密封的使用寿命，也提高了缸套的使用寿命。 同时，十字头、导板、阀和阀座的寿命都有所提高。另外，冲次降低后，惯性损失减少， 泵不易产生水击现象，惯性力减弱，将会提高泵动力端齿轮、轴承等零部件的使用寿命。 （2）泵的冲程长度 泵的冲程长度是钻井泵的另一重要指标。在降低冲次的前提下，适当加长冲程长度 是合理的，而且还可以进一步改善其吸入性能。经合理搭配泵的冲程长度，泵的额定冲 次，缸套直径，在泵的理论排量、排出压力满足钻井工艺要求的前题下使泵的惯性水头 系数小于0.34m/s2时，能够确保钻井泵自吸性能良好。 （3） 正确设计吸入管汇 山东建筑大学毕业设计说明书 - 6 - 为保证液流与活塞同步增速，液流需要消耗一定的能量，即称为加速度水头损失或 惯性损失。随着所用吸入管线的形式不同，这种损失可能加大或减小。要控制惯性损失， 提高泵的吸入性能，应使吸入管线应有足够的液体；选用直通式泵头；吸入系统应绝对 密封。 因此，以此为契机我们把钻井泵冲次及冲程长度作为钻井泵的重要参数。 三、设计原始参数 本文主要完成 3NB-1300 钻井泥浆泵液力端系统设计。设计原始参数为： 泵型：卧式三缸单作用 输入功率：956 千瓦 齿轮传动比：I=128/35=3.657 主动轴额定转速：437.77 转/分 外形尺寸（长*宽*高）：5050*2406.5*2655 总质量（包括皮带轮、予压空气包和喷淋系统）：22300Kg 设计任务：本题目将设计一台3NB-1300钻井泥浆泵，主要有液力端部分，泵壳部分、 动力端部分、润滑部分等组成。本子题目将对3NB-1300钻井泥浆泵液力端进行系统的设 计。 具体内容为： 3NB-1300钻井泥浆泵的总体设计 对3NB-1300钻井泥浆泵的液力端进行详细设计，绘制总装配图和零件图若干； 翻译英文文献不少于3000单词； 基本要求： 查阅文献，并写出文献综述； 提出可行性方案，并写出开题报告； 设计并选择总体设计方案； 进行3NB-1300钻井泥浆泵液力端和润滑部分的详细设计和计算。 用 AutoCAD2004 软件画出平面图形。 用Solid Works软件进行三维造型。 山东建筑大学毕业设计说明书 - 7 - 2 钻井泵基本参数的确定 2.1 排量 钻井泵的排量取决子钻井工艺的要求，大多数情况下，主要是喷射钻井水力计算的 结果。而钻井工艺的最低要求是排量应满足坡低返速值。最低返速是指保证岩屑能被携 出地而的最低的钻井液自环形空间上返的速度。令上返速度为 Vd，则 Vd=4Z0Qr3.14(dh-db)。式中 Z0钻机中联工作的钻井泵台数。一般，在完井井段 Z0=1，在开钻井段 Z0=12， Qr一台泵的实际排量； dh 井眼直径； db一钻杆外径； 在我国，完井井段要求的最低返速为 0.8m /s，开钻井段的最低返速为 0.40.6m/s。钻井泵的最大排最应满足开钻井段的要求，而对应于完井井段泵压的排 童应满足完井井段最低返速的要求。 2.2 泵压 主要是选定一台钻井泵的最高排出压力，即这台泵的最高设计压力。它取决于： (1）钻井工艺的需要。目前钻井中一般使川的最高泵压为 20 兆帕。个别情况下使 用 25 兆帕左右的泵压。再高的一个钻井地面压力是 34.3 兆帕。目前因钻杆接头密封， 泵的易损件等还不配套，不能实行，但应作为泵具有的储备能力。 (2）液力端密封的耐压极限。 2.3 冲程及冲程长度 活塞往复运动的距离称为冲程长度，以 S 表示；单位时间内的往复次数称为冲次， 以 n 表示。冲程的起点和终点称为活塞运动的死点。靠传动端一侧的死点为后死点，靠 液力端一侧的为前死点。 山东建筑大学毕业设计说明书 - 8 - 在选取泵的冲次时，主要考虑两点：泵的吸入性能和易损件（特别是活塞皮碗）的 合理寿命。在配有灌注泵，吸入性能有保证的情况下，则主要考虑易损件的寿命。为使 活塞和缸套有合理的寿命，必须限制泵的活塞速度 u。 ，为使阀和阀座有合理的寿命， 必须限制泵的最大排量。但对于某一功率等级的三缸泵，不同制造厂的产品的最大缸套 尺寸和阀腔尺寸变化范围不大，故根据美国近几印的实践经验，只要将三缸泵的 u 限制 在 180ftmin0.915m/s，即可保证所有易换件的合理寿命。 u 的定义是： u=2Sn/60=Sn/30 冲程长度： S=2R 2.4 泵的额定功率 泵的性能参数的头两项为泵压和排量。泵压和排量的乘积为功率。由于功率数能综 合地反映一台泵的能力大小，并能告诉使用者应为它配备多大的动力，故它往往成为选 择泵时考虑的首要参数。泵的额定功率值即起这一作用。现公认的三缸钻井泵额定功率 N 的计算式是。N=PdQr/0.9 式中 Qr-在额定冲次 n 时对应于某一尺寸缸套的理论排量； Pd-对应于同一尺寸缸套的最高泵压 2.5 额定活塞推杆力 从活塞杆推力数值可以看出传动端所承受的纂本载荷，所以，也将活塞杆推力列为 泵的基本参数之一。根据活塞杆推力计算公式计算得活塞杆推力的最大值为泵的额定活 塞推杆力F=1.06PdA, 泵的额定功率:N=PdQr/0.9=0.05 PdASn/0.9 由以上两式可得 活塞推杆力 ：F=19.08(N/Sn) 山东建筑大学毕业设计说明书 - 9 - 3 钻井泥浆泵液力端总体设计 3.1 液力端的总体方案结构设计 查阅资料，确定 3NB-1300 钻井泥浆泵液力端的总体设计方案，进行运动和动力计 算。结构如图 3.1 所示： 1-定位销 2-阀箱 3-阀盖法兰 4-螺柱 M36X3X190 5-螺母 M36X3 6-阀盖压筒 7- 提环 1 8-阀盖 9-阀盖密封圈 10-扶正套 11-O 型密封圈 12-弹簧 13-泵阀 14-盘 根 15-螺柱 M36X3X224 16-缸盖法兰 17-缸盖压筒 18-缸盖总成 19-压块 20-上 水阀盖 21-密封圈 22-耐模板 23-耐模板垫 24-缸套压圈 25-大丝扣圈 26-螺柱 M36X3X210 27-缸套 28-活塞杆 29-密封圈 30-活塞总成 31-自锁螺母 32-螺柱 M36X3X130 山东建筑大学毕业设计说明书 - 10 - 图 3.1 液力端的总体结构 归纳起来大致分为五部分：即缸盖总成、凡尔总成、拉杆、活塞、缸套部分等构成。 3.1.1 缸盖结构 缸盖总成（如图 3.2）的作用是封住液缸、压紧缸套及调节缸套盘根的松紧， 使其保证良好的密封状态，以保证钻井泵的正常工作。 根据泵的传动功率、工作压力的大小，缸盖总成的结构可分为两大类。但不论哪一 种结构，缸盖总成都承受全部的液力负荷。特别是高压喷射钻井工艺，对泵提出的要求 更高。 图 3.2 缸盖结构图 3.1.2 凡尔体结构 钻井泵全部采用的是锥形盘状凡尔体（如图3.3） ，液体沿凡尔体的外缘流动， 它的密封是靠凡尔体上的凡尔胶皮合金书面语凡尔座的金属接触实现的。凡尔胶皮突出 干凡尔体的金属部分，因此，凡尔胶皮除了起密封作用外，还对凡尔关闭起缓冲作用。 凡尔弹簧的主要作用是保证凡尔及时关闭。为了使凡尔体平稳准确地座落在凡尔座上， 山东建筑大学毕业设计说明书 - 11 - 凡尔还配备有导向装置。 凡尔座与凡尔穴孔靠一定加工精度的锥度配合来实现密封的。 图 3.3 凡尔体结构图 3.1.3 拉杆结构 拉杆（如图 3.4）一端与中间拉杆相连，一端与活塞相接，通过拉杆把动力传给活 塞。 拉杆与活塞的配合：拉杆的一端靠锥度与活塞相配合，而实现密封。因此对拉杆锥 度要进行精密加工，以保证锥度配合有较大的接合面（要大于 70%） 。锥面上只要有很 少一点锈，润滑液或泥浆都会妨碍配合。所以，在安装活塞前，一定要将活塞孔和拉杆 锥度部分洗净抹干。必要时，可用较好的刚砂布或砂纸打磨，在安装时，不使用润滑剂， 因为润滑油膜会妨碍拉杆和活塞的金属面接触，易使活塞松脱，这样，泥浆会将活塞锥 孔和拉杆的锥度部分刺坏，另外，一定要按规定拧紧拉杆螺帽，以保证活塞的正常工作。 山东建筑大学毕业设计说明书 - 12 - 图 3.4 拉杆结构图 拉杆盘根：拉杆盘根是用来封严拉杆和后缸之间的间隙的。最早采用的拉杆盘根是 压紧式矩形盘根。这种结构全靠拉杆盘根挤紧拉杆实现密封的，工作时发热十分严重， 仅适于在 70 大气压以下工作。 目前最常见的拉杆盘根有两种结构。一种是采用自封式多皮碗的拉杆盘根。这种盘 根是靠泥浆压力将拉杆盘根唇部撑开，对拉杆实现密封的。因此，在低压时，有时会有 些泥浆通过拉杆盘根渗出来，等压力提高了，渗漏的现象就消失了。又因为是采用的多 件自封式盘根，当有砂粒进入盘根盒后，就留在盘根的沟槽内，不仅保护了拉杆，而且 也避免刺坏盘根。 上述两种结构的盘根使用上都应注意： 1.在拉杆周围用粘度较低的油去润滑和冷却，将会延长拉杆与拉杆盘根的寿命。油 的排量愈大，效果愈好。 2.这两种结构切忌过分拧紧盘根，避免盘根、拉杆严重发热。 3.在新的拉杆上要装新的拉杆盘根。 4.必须保持拉杆盘根盒内各个零件的良好工作状况（包括尺寸、倒角、光洁度） 。 山东建筑大学毕业设计说明书 - 13 - 5.泵的液力端和动力端的同心度是保证拉杆与拉杆盘根正常工作的重要条件，同时 液力端和动力端的不同心，还会造成拉杆和中间拉杆丝扣的断裂。 6.拉杆表面硬化也是提高拉杆与拉杆盘根寿命的重要措施。目前经碳氮硼三元共渗 和辉光离子氮化处理的拉杆，都大大延长了使用寿命。 3.1.4 活塞结构 目前活塞基本分为两大类，即整体式活塞和组装式活塞。图 3.5 为所设计的活塞。 图 3.5 活塞结构图 整体式活塞的皮碗硫化在铸铁的活塞芯子上，皮碗和芯子成一整体，又称硫化活塞。 更换活塞时，皮碗和芯子一起换掉。 由于活塞的寿命很短，因此又发展了单独更换皮碗、钢芯可重复使用的组装式活塞。 组装式活塞的皮碗套在钢芯上，靠压板和卡簧固定。 3.1.5 缸套结构 一般选用双金属缸套的优点是抗腐蚀性，抗研磨性，很好的磨合性及工作表面的高 光滑度。缸套（如图 3.6）采用双金属制作，内套用高铬铸铁，外套用 45 钢，经调质 处理获得回火索氏体组织，具有较好的综合性能。 山东建筑大学毕业设计说明书 - 14 - 图 3.6 缸套结构图 3.1.6 阀箱结构 阀箱（如图 3.7）是三缸泵液力端的主体零件，外表呈方形。直通式液力端有三块 阀箱，而 L 形有六块阀箱，阀箱可视为开有交叉内孔的厚壁高压容器，阀箱内安装吸入 和排出阀的部位称为阀腔。 实际使用中阀箱的正常失效形势是由脉动内压和介质腐蚀引起的内表面应力集中点 的疲劳开裂。阀箱内交叉孔的相贯线上和内圆柱面直径变化处都有明显的应力集中 （1）将阀箱内交叉孔的相贯线处用手砂轮或其它工具打圆，圆角半径 510mm。 阀箱内表面的其它尺寸突变处也应尽量避免尖角。 （2）当钢浸泡在泥浆中时，其循环基数为 107 的疲劳极限大约只有在空气中测 得的常规持久限数据的 12。 （3）注意阀箱的质量控制。 山东建筑大学毕业设计说明书 - 15 - 图 3.7 阀箱结构图 3.2 钻井泥浆泵的主要作用及工作机构 钻井泥浆泵的主要作用是使钻井冲洗液（通称泥浆）造成井筒内外的循环，冲洗 井底，冷却钻头，并把岩屑携带到地面。在采用井下水力钻具旋转。采用喷射式钻头， 由钻头水眼喷射出高速冲洗液，有利于破碎岩层，提高钻井速度。 图 3.8 钻井泵的主要工作机构 山东建筑大学毕业设计说明书 - 16 - 1-吸入阀 2-液缸 3-活塞 4-排除阀 5-十字头 6-连杆 7-曲柄 8-排出空气包 钻井往复泵属容积式泵。它的主要工作机构（如图 3.8）是往复运动的活塞（或柱 塞）和自动开、闭的吸入、排出阀。处于活塞-介质作用面和吸入、排出阀之间的空间 称为液缸。活塞、泵阀、液缸以及包容它们的缸体（或阀箱） ，再加上液体的引入，排 出管汇及空气包、安全阀等附件，便构成了往复泵的液力端。 活塞杆被动力机驱动。如果动力机是旋转运动的内燃机或油压缸，则称为蒸汽（或 油压）直接作用泵，泵缸的活塞杆和蒸汽机或油压缸的拉杆直接相连，中间无需曲柄轴 连杆机构。 山东建筑大学毕业设计说明书 - 17 - 4 液力端易损件设计分析 4.1 泵阀设计分析 钻井泵工作时排量不断变化，压力也随之变化。排量和压力的波动会降低泵的机械 效率、容积效率及缩短泵和管线的使用寿命，甚至导致井壁坍塌和钻进液漏失。为了减 小泵的排量和压力波动，常用的方法是在泵的排出口安装空气包，或在吸入口安装空气 包。 泵工作时，阀盘作间歇运动。当阀盘上升时，它与阀座之间有一空间，从液缸内排 出的液体有一部分储存其中，使流经阀隙的液体量小于液缸内排出液体量；当阀盘下落 时，下部空间减少，把原来储存的小部分液体排出，使流经阀隙的液体量大于由液缸内 排出的液体量。从本质上说，泵阀在阀腔内的运动效果就相当于一台开式往复泵，阀盘 相当于一个活塞。 对钻井泵而言，为了满足钻井工艺对排量和压力的要求，通常采用换缸套的方法。 根据泵阀理论，阀盘的运动存在滞后现象，在排出过程终止时，阀盘并未落回阀座。吸 入过程开始时，阀盘在自重、弹簧力及阀盘上下压力差的作用下，快速下落，产生冲击 力。阀盘上下压力差越大，阀盘的冲击力越大，阀盘和阀座所受的力越大。同样，由于 泵在高压状态下使用的是小缸套， 泵的排量变化值较大。所以，在设计泵时，通常采 用泵的小缸径参数。为了减小泵阀运动对泵排量不均度的影响，应尽可能地减小阀盘的 直径和运动速度，尽可能地使用直径较大的缸套，使 阀的值较大，也就是说，在泵的 使用过程中，尽可能使用大直径缸套既可以提高钻井液的循环量，又可以保证泵的瞬时 排量相对稳定，从而保证钻井质量。 1. 泵阀的结构设计： 泵阀包括阀、阀座、阀弹簧和导向机构。阀又由阀体、阀胶皮和压板（或压帽）等 组成。 为了方便维修和更换，吸入阀和排出阀都制成相同的结构。为使泵阀在介质吸入、 排出过程中正常而有效地进行水力切换，对阀的要求是： 山东建筑大学毕业设计说明书 - 18 - (1) 正确选择阀弹簧的刚度和预压力，控制阀的开度，使阀开启时的水力损失较小， 关闭时滞后角小，对阀座的撞击轻； (2) 阀座通孔处水力阻力小； (3) 对泥浆的神蚀、腐蚀有较强的抵抗能力；金属密封锥面疲劳强度高，阀与阀座 问密封可靠。 图 4.1 给出了四种不同结构的钻井泵泵阀。 图 4.1（a）中泵阀的特点是将阀胶皮装在阀座上面。阀运动时胶皮不运动。阀体 上、下导杆均在导向套内运动。下导向架固定在阀座之下。这样，阀本身只有阀体一个 零件，将阀的质量和运动惯性减到最小，以便使阀的开启、关闭及时。但这种泵阀更换 阀胶皮不方便。 图 4.1（b）所示是一种较常用的泵阀结构。阀胶皮为平板状，它山金属压板和压 环压紧在阀体上 。下导向架也固定在阀体上，下导向架四个爪的外圆起导向作用。 图 4.2（c）所示泵阀的特点是下导杆较长。对于阀的上下运动的定位作用较好， 不容易发生偏斜现象。由于阀座内下支承架向下部延伸，使液流的通道面积增大，减少 了水力阻力。阀胶皮是一个大 O 形圈，在液压作用下应有较好的密封性能。 图 4.2（d）是使用较普遍的带筋阀,在阀盘锥面和阀座锥面接触时，阀盘下底面和 阀座的筋也同时接触，从而显著降低了锥面上的接触应力。阀座内的下支承架与阀座制 成一体，可以增加阀座的刚性。此外，阀胶皮是用盘形螺母固定的，容易压紧，拆装方 便。 钻井泵不但排量大，而且泥浆具有一定的重度和粘度，流动较困难。为使泥浆通过 阀座和阀体时流线变化平缓，水力损失小，钻井泵都采用锥形阀而不采用平板阀。阀锥 面与水平线的夹角为 5055 度。锥面也是密封面。阀胶皮不但起密封作用，还能减缓 两个金属锥面之间的撞击。胶皮锥面应比全属锥面突出 0.30.8mm。 2.泵阀的材料和热处理 图 4.1 中所示的接触面 A 处必须淬硬，以提高其接触疲劳强度和耐磨性，阀座外 锥面配合面 L 的接触应力也较大阀体两端的导向摩擦而也要求耐磨。同时，阀体和 阀座在工作时不断地撞击，故这两个零件也应具有较好的冲击韧性。因此，它们一般用 山东建筑大学毕业设计说明书 - 19 - 20cr 、 20CrMo 、 18CrMnT 等渗碳钢，或用 40Crsi 、 40CrNiMo 、 40CrMo 、 35CrNi2 等调质钢制造，并经仔细的热处理和精加工。接触面和导向面的硬度应达到 55 62HRC 。渗碳层的厚度为 1.82.5mm。 阀胶皮的材料一般采用丁腈橡胶，也 有少数采用聚胺脂的。聚胺脂的强度和弹性都比橡胶好，但在热泥浆中不稳定。 图 4.1 四种不同结构的泵阀 4.2 活塞设计分析 1.活塞和缸套的失效原因三缸泵是单作用泵，故活塞也是单向的，而且现在国内外 基本上都采用组装式的结构如图 4.2，活塞皮碗用压板和卡簧装在活塞芯上，当皮碗损 坏后活塞芯可以重复使用。在活塞和缸套的表面，所有形式的磨损都会发生。在排出冲 山东建筑大学毕业设计说明书 - 20 - 程中，活塞皮碗径向膨胀而与缸套贴紧形成密封。但会有少许泥浆被封隔在变形的皮碗 外表面上。因泥浆中有岩屑和砂粒存在，无论它们是嵌入皮碗中还是在皮碗和缸套之间 滚功，在皮碗和缸套表面上都将发生磨料磨损，当泥浆流动时对缸套内壁产生冲蚀磨损； 可能侵入活塞芯和皮碗间隙的泥浆在受压时被挤出间隙，又会对两个零件产生冲蚀磨损， 相互压紧并相对运动的皮碗和缸套间会发生粘着磨损，通常是小块的橡胶从表面撕裂， 这种现象发生在皮碗根部时就是常说的“挤入” , 即根部材料被挤入活塞芯和缸套的间 隙而产生撕裂破坏。 “挤入”是最常见的活塞皮碗失效形式。活塞芯和缸套的间隙愈大， 或泵压愈高，发生“挤入”破坏的可能就愈大。 图 4.2 用于三缸泵的不同结构的活塞组件 2.不同活塞结构的比较为防止皮碗因上述“挤入”现象而很快失效，皮碗根部必须 用夹布橡胶或尼龙材料加强。这部分加强环是和皮碗本体硫化在一起的。图 4.2（a） 中的结构目前使用较普遍。如果活寒组件的制造质量好，尺寸情确，其使用效果也较好。 使用中发现，皮碗内径和活塞芯之间有时配合不紧，泥浆通过这一间隙发生窜流而 冲蚀零件。图 4.2(b)的结构正是针对这一问题而设计的。由于减小了加强环，皮碗的内 孔部分弹性较好，用压板压紧后，较易保证皮碗内孔处的密封。 一般想象略向外张开的活塞唇口尖部在工作时起着自封的作用。但在某些实验中发 山东建筑大学毕业设计说明书 - 21 - 现，唇口尖部在实际液压力作用下，不是向外张开，而是向缸套中心线摺下。基于这一 事实，美国油井公司近年开发了一种大倒角唇口设计 4.3(c)。据称这种形状的皮碗在压 力作用下，其外圆和缸套之间的压力分布与一般 20 度唇口的皮碗不同，皮碗的寿命较 高。 苏联的研究者曾对三种不同结构的活塞进行使用性能试验，结果表明：4.3（a）所 示的活塞使用寿命最低，没有工业使用价值。主要是皮碗根部的橡胶容易挤入间隙中去 而破坏。4.3（b） 所示结构使用寿命最高，其皮碗根部有一个尼龙垫圈，提高了抗挤 出能力，此外，活塞芯与皮碗硫化在一起，在两者之间的结合面上不可能发生冲蚀磨损。 图 4.3（c）是一种组装式活塞。它和图 4.3(b)的区别在于活塞芯与皮碗是两体，没有 硫化在一起，因而泥浆可能窜入两零件的配合面中产生冲蚀作用。实验表明，图 4.3（c）中的皮碗比图 4.3(b)的皮碗寿命低 2025。但前者的金属活塞芯可以重复 使用，而且在制造中免去了硫化这一工序，所以仍然获得普遍的使用。 图 4.3 进行寿命对比实验的三种活塞 3.活寒与缸套的配合 实践证明，以下三种配合尺寸对活塞的使用性能和寿命有着重要的影响
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