Добавил:

Upload Опубликованный материал нарушает ваши авторские права? Сообщите нам.

Вуз:

Уфимский Государственный Нефтяной Технический Университет

Предмет:

[НЕСОРТИРОВАННОЕ]

Файл:

Госник.docx

Скачиваний:

112

Добавлен:

17.03.2015

Размер:

7.11 Mб

Скачать

☆

<<< < Предыдущая 1 23 / 53 4 5 > Следующая >>>

1.Талевый канат.

Для изготовления талевых канатов применяется канатная проволока из высокоуглеродистой стали с содержанием углерода 50, 55, 60 ,65%, Mn - 0,5…0,8%, Cr - 0,07…0,17, Ni - 0,12%, Cu - 0,15%.По конструкции бывает с металлическим сердечником, с органическим трехпрядовым, с пластмассовым стержневым. Материал для органического сердечника: пенька из льна, жмута, жестких лубяных волокон, а также хлопок. Используется пряжа короткого и длинного прядения одинарного скручивания (однопрядный), или двойного скручивания (трехпрядный). Выносливость пластмассового сердечника на 45% выше чем у органического. Применяется сердечник с тугонавитой стальной пружиной. На выносливость каната влияет качество материала сердечника, равномерность и плотность свития каната, сопротивляемость поперечному сжатию.

Канаты подразделяются:

1) по механическим свойствам: высшей марки (В); первой марки (1);

2) по виду проволоки: из светлой и из оцинкованной проволоки;

3) по виду свивки: обыкновенной свивки и нераскручивающиеся (Нр);

4) по направлению свивки: правой свивки (Пр), левой (Л), комбинированной (К);

5) по роду свивки: крестовые, односторонние, полые односторонние;

6) по назначению: грузолюдские, грузовые.

Нераскручивающиеся канаты свивают из деформированных проволок, предварительная деформация придает прядям геометрическую форму, соответствующую положению в канате. При крестовой свивке проволоки в пряди свиты в одну сторону, а пряди в канат в другую. При односторонней свивке проволоки и пряди свиты в одну сторону.

Способы многослойной свивки прядей:

1) свивка с линейным касанием проволок соседних слоев (ЛК);

2) свивка с точечным касанием (ТК);

3) комбинированная свивка (ТЛК).

Канаты маркируются по свивке:

ЛК-РО-6x(1+(6+6)+12)=150 (+1 если с металличесим сердечником);

где Р - в разных слоях разная толщина проволоки;

О - органический сердечник;

6 - количество применяемых канатов;

1+(6+6)+12 - конструкция пряди.

Диаметры применяемых канатов (мм): 22, 25, 28, 32, 35, 38, 40, 41.2, 44.

Требования к талевым канатам:

1) диаметр каната и число струн должно выбираться с учетом максимальной нагрузки на крюке, и при этом значении запас прочности должен быть не менее 2,5;

2) диаметр блоков талевой системы должен быть не менее чем в 40 раз больше диаметра каната, увеличение диаметра блоков снижает потери на трение и улучшает работу каната на трение.

Основные параметры талевых канатов:

1) шаг свивки каната наружных проволок (с уменьшением шага растет прочность и структурная плотность каната);

2) прочность каната на разрыв:

а) суммарное разрывное усилие всех проволок:

;

где F - площадь проволоки;

n - число проволок;

- предел прочности проволоки для соответствующего диаметра.

б) агрегатное разрывное усилие, определяется в результате испытаний готового каната на растяжение с помощью испытательных машин:

;

где - потеря прочности каната.

3) долговечность каната, зависит от материала и конструкции сердечника, которая препятствует смещению прядей и смятию каната под действием нагрузок.

Для защиты от износа и атмосферных воздействий канат покрывают специальными смазками (битум в сочетании с гудроном, технический вазелин, полиамидные смазки). Смазки должны обладать достаточными антикоррозионными и антифрикционными свойствами, а также прилепаемостью (адгезией) и температурной стойкостью. Эти свойства должны сохраняться от с дос. Органические сердечники пропитываются противогнилистыми и антикоррозионными смазками.

4) сопротивляемость каната упругой деформации при растяжении, характеризуется модулем упругости, величина которого зависит от конструктивных и технологических параметров каната:

;

где - модуль упругости каната;

- модуль упругости проволоки;

- коэффициент (0,33…0,35 для стальной свивки).

Конструктивное удлинение каната в пределах 0,2…6% от первоначальной длины каната.

Длина каната гостируется в зависимости от диаметра каната:

диаметр, мм	25	28	32	35	38
длина, м	1000	1200	1500	2000	2000

Шифр каната:

Канат 1-32-1600-В-ГОСТ 16853-71;

где 1 - исполнение;

32 - диаметр каната, мм;

1600 - предел прочности проволоки, МПа;

В - правая крестовая свивка марки В (1600-Л-В левая крестовая).

2.КРОНБЛОК.

Кронблок-неподвижный узел талевой системы, предназначен для поддержания на весу подвижной части и груза на крюке. Устанавливается на горловине вышки. Кронблок передает вышке нагрузку от веса колонны и собственного веса талевой системы. Кронблоки состоят из двух групп шкивов, смонтированных соосно на подшипниках качения. Кронблоки различаются грузоподъемностью, числом шкивов и их диаметром. По числу осей и их креплениюразличаются:

а) соосные с промежуточными опорами осей;

б) многоосные;

в) одноосные с двумя внешними опорами;

г) одноосные многоопорные;

д) комбинированные.

Маркировка кронблока:

У3-300;

где У-завод «Уралмаш»;

3-номер оборудования буровой установки;

300-грузоподъемность на крюке, тонн.

УКБА-7-300;

где У-завод «Уралмаш»;

КБ-кронблок;

А-кронблок применим в комплексе АСП;

7-количество шкивов;

300-грузоподъемность, тонн.

3.ТАЛЕВЫЙ БЛОК.

Талевый блок является подвижной частью талевой системы. Существуют два вида талевых блоков: одноосные и соосные. В одноосном все шкивы смонтированы на одной оси, в соосном талевый блок состоит из двух блоков со шкивами, между которыми предусмотрено пространство для спуска свечи. На рисунке показан одноосный талевый блок.

1-боковая щека;

2-траверса;

3-ось с каналами для подачи

смазки к подшиникам;

4-шкив;

5-подшипник;

6-серьга;

7-палец.

Двухосный талевый блок применяется в талевых системах АСП (автоматического спуска-подъема). Особенности его конструкции в том, что между секциями шкивов расположен желоб с приемным конусом, который обеспечивает направление талевого блока вдоль свечи. В нижней секции вмонтированы две оси для подвески траверсы, в которой установлен стакан со скобой-подвеской.

1-секция шкивов;

2-приемный конус;

3-желоб;

4-траверса;

5-стакан;

6-подшипник;

7-скоба-подвеска;

8-палец;

9-ось.

Материалы для изготовления талевых блоков: шкивы - среднеуглеродистые стали легированные хромом и марганцом, оси - Сталь40.

4.ШКИВЫ.

Шкивы у талевого блока и у кронблока имеют одинаковую форму и размеры.

На срок службы талевых канатов влияют диаметр шкива, профиль и размеры канавки. С увеличением диаметра шкива возрастает усталостная долговечность каната. Диаметр шкива определяют по формуле:

;

где диаметр каната;

запас прочности.

;

где радиус ложи канавки.

При увеличении радиуса канавки опорная поверхность каната уменьшается, возрастают контактные напряжения, вследствие чего уменьшается срок службы

каната. Для нормальной работы каната угол должен быть больше угла.

Для более правильной работы угол должен быть.

Канавка шкива подвергается поверхностной закалке на глубину не менее 3 мм, с твердостью поверхности , радиальное биение не должно превышать 2 мм, а смещение оси канавки от средней плоскости шкива не должно превышать 2 мм.

Шифр талевого блока:

ТБ-3-100; УТБА-5-300; ТБ-75-Бр; У4-300

расшифровка аналогична расшифровке шифра кронблока.

5.КРЮКИ.

Предназначены для подвешивания вертлюга и буровой колонны, для подвешивания элеватора с помощью штропов, для подвешивания и перемещения тяжелого бурового оборудования при монтажно-демонтажных работах и инструмента при бурении скважин. Крюк входит в талевую систему и является ее третьим узлом после кронблока и талевого блока. По конструкции крюки бывают: литые, кованные, пластинчатые. Лучше всего применять пластинчатые крюки, т.к. это облегчает изготовление самого крюка и повышает его надежность. Пластины для такого крюка изготавливают из легированной конструкционной стали с пределом текучести свыше 700 МПа, пластины соединяют между собой потайными заклепками. Для защиты и предохранения зева основного крюка от износа в нем закреплена защитная подушка из материала 35ХНЛ.

1-подушка;

2-подпружиненный стопор;

3-основной рог;

4-дополнительный рог;

5-ствол крюка;

6,11-ось;

7-пружина;

8-корпус;

9-подшипник;

10,13-штроп;

12-стакан.

Материал изготовления: литой крюк - 30ХНЛ; штропы - 30ХГСА, 35; корпус - 30Л, 35Л; боковые рога - 38Х2Н2МА, 40ХН.

5.1.КРЮКО-БЛОКИ.

Представляют собой совмещенную конструкцию талевого блока и крюка. Преимущество: высота крюко-блока меньше суммарной высоты талевого блока и крюка, что позволяет уменьшить высоту вышки. Недостаток: крюко-блок тяжелее, чем крюк, и им труднее манипулировать при спуско-подъемных операциях.

1-талевый блок;

2-боковая щека;

3-крюк.

8. Буровая лебедка: назначение и параметры, классификация, кинематика и динамика.

Назначение:

Буровые лебедки - это основной механизм буровой установки, он предназначен для проведени следующих операций:

1) спуска и подъема бурильных и обсадных труб;

2) удержания колонны на весу;

3) передачи вращения ротору;

4) свинчивания и развинчивания труб;

5) производства вспомогательных работ по подтаскиванию на буровую инструмента, оборудования, труб и т.д.;

6) для подъема собранной вышки в вертикальное положение.

Основные узлы лебедки:

1) подъемные и трансмиссионные валы;

2) КПП (коробка перемены передач);

3) тормозная система, состоящая из основного и вспомогательного тормозов.

Классификация лебедок:

1) по мощности от 200 до 3000 кВт;

2) по числу скоростей подъема 2,3,4,6 скоростные;

3) используемый привод: со ступенчатым, непрерывноступенчатым, бесступенчатым изменением скорости подъема;

4) по типу двигателя: электродвигатели переменного тока, электродвигатели постоянного тока, двигатели внутреннего сгорания;

5) по числу валов: одновальные, двухвальные, трехвальные;

6) по схеме включения быстроходной передачи:

а) независимая быстрая скорость;

б) зависимая быстрая скорость.

7) по способу управления подачей долота: с ручным или автоматическим управлением.

8) В зависимости от используемого привода различают буровые лебедки:

- со ступенчатым,

- непрерывно-ступенчатым

- бесступенчатым изменением скоростей подъема.

По числу скоростей, передаваемых ротору, и кинематической схеме передач, установленных между лебедкой и ротором.

По способу управления подачей долота различают буровые лебедки с ручным и автоматическим управлением, осуществляемым посредством регулятора подачи долота.

Кинематика

Задача кинематики - определение скоростей и ускорений подъемного механизма. При этом заданными являются высота подъема, кинематическая схема и размеры звеньев подъемного механизма, частота вращения и характеристика используемого двигателя.

При спуско-подъемных операциях высота подъема h несколько превышает длину бурильной свечи l, т. е. H . Это обусловлено возможностью установки бурильной колонны на клинья либо элеватор. При спуске бурильная колонна приподнимается для освобождения клиньев либо элеватора, поэтому перемещения при спусках и подъемах бурильных свечей примерно одинаковые.

Изменения скорости за время подъема и спуска одной свечи изображаются тахограммой. Для подъемных механизмов характерна трехпериодная тахограмма подъема, имеющая трапецеидальную форму (рис. Х1.9)

Рис. Х1-.9. Тахограмма подъема

Динамика

Динамические нагрузки в подъемном механизме буровой установки возникают при СПО вследствие действия ускорения или замедления, а также упругих колебаний создавемых во время переходных процессов.

В процессе подъема динамические нагрузки зависят от пусковых св-в двигателей и упругости ситстемы, включающей силовые передачи, лебедку, талевый канат, вышку и колонну поднимаемых труб. При спуске зависят от снижения скорости, регулируемой вспомогательным и основным тормозами лебедки, а также от упругости талевого каната, вышки и колонны спускаемых труб.

9. Расчет рабочих параметров буровых лебедок и нагрузок, действующих на узлы.

К основным параметрам буровых лебедок относятся мощность, скорости подъема, тяговое усилие, длина и диаметр барабана лебедки.

Мощность лебедки определяется полезной мощностью на ее барабане, которая должна быть достаточной для выполнения спуско-подъемных операций и аварийных работ при бурении и креплении скважин заданной конструкции. Оптимальная мощность буровой лебедки определяется из условий подъема наиболее тяжелой бурильной колонны для заданной глубины бурения с расчетной скоростью 0,4—0,5 м/с:

N_б = (G_б.к +G_т)*v_р /_т.с

где N_б —мощность на барабане лебедки, кВт; G_б.к —вес бурильной колонны, кН; G_т—вес подвижных частей талевого механизма, кН; v_р —расчетная скорость подъема крюка, м/с; _т.с— к.п.д. талевого механизма.

Мощность лебедки уточняется после выбора двигателей и силовых передач ее привода:

N_б = N_дв*_тр,

где Nдв—мощность, получаемая от вала двигателя, кВт; тр— к.п.д. трансмиссии (от вала двигателя до барабана лебедки).

Максимальная скорость подъема ограничивается безопасностью управления процессом подъема и предельной скоростью ходовой струны, при которой обеспечивается нормальная навивка каната на барабан лебедки.

Учитывая известную зависимость скорости ходовой струны от скорости подъема крюка

_х =_кр i_т.с, максимальную скорость подъема выбирают из следующих условий:

для талевых механизмов с кратностью оснастки i_т.с≤10

(υ_кр)_max=2 м/с;

для талевых механизмов с кратностью оснастки i_т.с>10

(υ_кр)_max=20/ i_т.с м/с.

Величина минимальной скорости подъема принимается в установленных практикой бурения пределах:

(υ_кр)_min=0,1÷0,2 м/с.

Диаметр барабана лебедки выбирают в зависимости от диаметра талевого каната

D_б=(23÷26)d_k.

Диаметр конечного слоя навивки каната на барабан

D_k=D_б+α(2K-1).

где α=0,93—коэффициент, учитывающий уменьшение диаметра навивки вследствие смещения каната в промежутки между витками нижнего слоя.

Средний диаметр навивки

D_ср=D_к+D₁)/2,

где D₁₌D_б+d_к—диаметр 1-го слоя навивки каната на барабан.

Длина барабана выбирается с таким расчетом, чтобы при заданном его диаметре обеспечить навивку каната в три-четыре слоя.

Расчеты на прочность деталей и узлов лебедки выполняются по тяговому усилию, возникающему при допускаемой нагрузке на крюке, с учетом веса подвижных частей талевого механизма, кратности оснастки и потерь на трение при подъеме.

10. Тормозная система буровых лебедок.

ЛЕНТОЧНЫЙ ТОРМОЗ.

Требования к ленточному тормозу:

1) тормозной момент должен обеспечивать надежное удержание в неподвижном состоянии колонны труб;

2) привод тормоза должен обеспечивать плавное регулирование тормозного момента и мягкую посадку колонны на стол ротора;

1-рукоять тормоза;

2-тормозные шкивы;

3-барабан;

4-тормозные ленты с фрикционными накладками;

5,9-шейки коленвала;

6-регулятор управления;

7-тормозной цилиндр;

8-коленвал;

10-балансир.

3) тормоз должен растормаживаться одновременно с включением привода

лебедки;

4) конструкция должна обеспечить легкость в управлении, удобство в обслуживании и исключить самопроизвольное расторможение и торможение;

5) температура во фрикционной паре не должна превышать допустимую.

6.2.ВСПОМОГАТЕЛЬНЫЙ ТОРМОЗ. Принцип действия основан на поглощении части энергии, освобождающейся

при спуске колонны, в результате чего на долю ленточного томоза остается только остановка колонны. Вспомогательный тормоз должен иметь возможность регулирования тормозного момента в зависимости от веса спускаемой колонны, и автоматически отключаться или значительно уменьшать свой тормозной момент при подъеме колонны.

6.3.ГИДРОДИНАМИЧЕСКИЙ ТОРМОЗ

1-ротор;

2,3-статор, выполненный в виде крышек;

4-направляющие лопатки;

5-подшипник;

6-вал;

7-муфта;

8-подъемный вал лебедки;

9-холодильник.

При правильном выборе объема воды, залитой в систему, можно установить оптимальную скорость спуска колонны в каждом конкретном случае. Чем меньше скорость спуска, тем меньший тормозной момент развивает гидродинамический тормоз. Тормозной момент зависит от диаметра и частоты вращения ротора, регулируется уровнем наполнения жидкости в тормозе. Тормозной момент пропорционален диаметру ротора в пятой степени. Температура воды в тормозе не должна превышать , чтобы исключить эффект кавитации. Толщина лопаток от 12 до 25 мм. Основные преимущества гидродинамического тормоза: простота конструкции, надежность в работе. Недостатки: незначительный тормозной момент при малой частоте вращения, невозможность автоматического регулирования тормозного усилия по мере увеличения веса колонны. Тормоза этой конструкции применяются в установках грузоподъемностью более 500 кН.

Основные параметры:

1) тормозной момент:

;

а) момент, создаваемый жидкостью, циркулирующей в тормозе:

;

где масса жидкости;

плотность жидкости;

ускорение свободного падения;

активный диаметр ротора.

б) момент трения воды о поверхность ротора:

;

где частота вращения ротора.

в) момент, создаваемый механическими потерями, обычно не

учитывается:

2) тормозной момент можно рассчитать по другой формуле:

;

где коэффициент гидравлического момента;

наибольший активный диаметр ротора;

диаметр, до которого доходит уровень воды при вращении.

3) мощность торможения:

Гидродинамические тормоза всегда работают совместно с ленточными, при этом ленточные тормоза получают ряд преимуществ:

1) облегчение работы ленточного тормоза и бурильщика (гидравлический тормоз поглощает 85% энергии спуска колонны);

2) уменьшается истирание тормозных колодок и рабочих поверхностей тормозных шкивов;

3) снижаются динамические нагрузки и улучшаются условия эксплуатации талевого каната и всего подъемного комплекса.

6.4.ЭЛЕКТРИЧЕСКИЕ ТОРМОЗА По сравнению с механическими и гидродинамическими эти тормоза обладают удобствами управления, устойчивым режимом работы, легкостью и плавностью перехода из одного режима на другой или полного отключения. Применяют электродинамические тормоза, порошковые электротормоза и электрические генераторы постоянного тока. Возбуждение этих тормозов осуществляется от независимых генераторов постоянного тока, тормозной момент регулируется изменением возбуждения генератора или величины сопротивления в цепи статора возбудителя.

6.5.ЭЛЕКТРОДИНАМИЧЕСКИЙ ТОРМОЗ.Данный тормоз работает в режиме динамического торможения.

1-ротор Т-образный;

2-корпус;

3-статор;

4-обмотка возбуждения;

5-подшипник;

6-вал.

Управляя плотностью магнитного потока можно изменять момент торможения в широких пределах. При возбуждении электромагнитов, расположенных в статоре, при вращении ротора в нем возникает ЭДС, препятствующая его вращению, за счет чего создается момент торможения:

;

где активный диаметр ротора;

удельная сила сцепления в зазоре;

длина всех активных зазоров.

6.6.ПОРОШКОВЫЙ ЭЛЕКТРОТОРМОЗ

Отличается от электродинамического тормоза тем, что воздушный зазор между статором и ротором заполнен ферромагнитным порошком, который повышает магнитную проницаемость зазора в результате чего повышается величина тормозного момента. В таком тормозе тормозной момент почти не зависит от частоты вращения. Недостаток: износ и истирание порошка, необходимость уплотнения его специальными магнитными сальниками. Данным томозом можно тормозить барабан до полного торможения. Магнитный порошок засыпают во внутреннюю полость через специальное отверстие, частицы диаметром 40…200 мКм.

Тормозной момент:

;

где напряжение сдвига при заданной величине индукции в зазоре;

средний радиус ротора;

длина всех активных зазоров;

ширина всех активных зазоров.

Тормозной момент зависит от тока возбуждения и электрической системы и может плавно изменяться от нуля до максимума.

Тормозной момент выбирается из следующего условия:

1) для электродинамического тормоза:

;

где статический момент вращения от веса наиболее тяжелой колонны труб.

2) для порошкового электротормоза:

;

где вращающий момент от действия инерционных сил при наибольшей массе

колонны и угловом замедлении.

На рисунке представлена характерстика тормозов.

1-гидродинамический тормоз;

2-порошковый электротормоз;

3-электродинамический тормоз.

11. Тахограмма подъема бурильного инструмента. Определение машинного времени.

Рис. Х1-.9. Тахограмма подъема

Рассмотрим подробнее процесс движения талевой системы при СПО для определения действительной скорости крюка.

Подъем крюка под нагрузкой при помощи лебедки происходит при извлечении колонны из скважины, а без нагрузки - при ее опускании.

Каждый цикл подъема (рис.1) или спуска колонны на длину свечи может состоять из двух или трех периодов: периода разгона tр, в течение которого крюк увеличивает скорость движения; периода установившейся скорости движения tу и периода замедления движения tт до полной остановки. В некоторых случаях период установившегося движения может быть очень небольшим или отсутствовать кривая (2).

Действительная средняя механическая скорость крюка при подъеме или спуске на длину свечи с учетом разгона и торможения определяется по формуле: υ_{К
СР П} = h/(t_p+t_у+t_T);

Здесь h – длина хода крюка, м (при расчетах можно принимать h = а*Lc, где Lс—длина свечи, а =1,01÷1,02 –коэффициент, учитывающий отношение хода крюка к длине свечи).

На графиках (рис.1) показаны по два случая подъема и спуска нагруженного крюка. Кривая 1 соответствует большой мощности на крюке и максимальной скорости подъема крюка υ_{к
мах п} и кривая 2 – недостаточной мощности на крюке при неправильно выбранной максимальной скорости его подъема υ’_{к
мах п} но большей, чем скорость υ_{к
мах п} в первом случае (рис.1). Из этих диаграмм видно, что во втором случае, вследствие более медленного разгона, время разгона tрп’ и общее время подъема tп’ крюка на длину свечи больше, чем время tрп и tп, достигаемое в первом случае.

Рис 1 Диаграмма (тахограмма) подъема колонны на длину свечи с различными скоростями

Действительная механическая скорость крюка при подъеме зависит от длины каната, наматываемого на первый и последний ряды барабана, и от интенсивности разгона. Она может отличаться от скорости, определенной по среднему ряду навивки каната, на 3 - 8 %. При практических расчетах этой ошибкой можно пренебречь.

Период установившейся скорости движения tу=tп – tрп – tтп, где tп – машинное время подъема колонны на длину свечи, с; tрп – время разгона крюка при подъеме, с; tтп – время торможения при подъеме, с.

Средняя механическая скорость подъема всегда меньше скорости, обеспечиваемой при полной (номинальной) частоте вращения двигателя, из-за невозможности мгновенного пуска и торможения буровой лебедки.

12. Механизация спуско-подъемных операций (СПО). Оборудование и инструмент для СПО.

Буровая установка снабжается комплексом механизмов и инструмента для захвата, подъема, удерживания на весу или на столе ротора бурильной или обсадной колонны при свинчивании и развинчивании труб, извлекаемых или спускаемых в скважину, а также для свинчивания и развинчивания бурильных и обсадных труб при спуско-подъемных операциях. Эти операции осуществляются при помощи элеваторов, клиновых захватов, предохранительных поясов, механических, машинных и круговых ключей.

В практике бурения скважин используются два способа захвата и подвешивания бурильных и обсадных колонн: за заплечик - уступ замка или за тело трубы - за счет ее обжатия.

Элеваторы бывают: корпусные, створчатые, автоматические.

Корпусной элеватор:

1 – корпус;

2 – стопорное устройство;

3 – предохранительная планка;

4 – рукоять;

5 – створка;

6 – пружинная защелка.

Данный элеватор выполняется из стали 40 грузоподъемностью до 120 тонн, и из стали 40 ХН грузоподъемностью более 120 тонн.

Шифр:

ЭК-4’’120;

где ЭК – элеватор кованный;

4’’ – диаметр проходного отверстия в дюймах;

40 – материал;

120 – грузоподъемность, т.

Створчатый элеватор:

1,2 – створки элеватора;

3 – ось, соединяющая створки;

4 – проушины для штропы;

5 – ручки;

6 – пружинное стопорное устройство.

Шифр:

ЭЛ – 4’’

где ЭЛ – элеватор литой;

4’’ – диаметр проходного отверстия в дюймах.

Автоматический элеватор:

1 – клинья;

2 – система рычагов;

3 – пружина;

4 – ролики;

5 – корпус;

6 – свеча.

Шифр: ЭА – автоматический элеватор.

Клиновые захваты. При спуско-подъемных работах и наращивании труб для захвата и подвешивания колонн применяют автоматические клиновые и роторные захваты и ручные клинья.

Клинья поднимаются штоками, в нижней части соединенных бугельным кольцом, с помощью которого они поднимаются или опускаются. Подъем клиньев осуществляется на такую высоту, чтобы они раскрывались и через них свободно прошел замок.

Управление клиновым захватом осуществляется сжатым воздухом под давлением 0,6 - 1 Мн/м² с пульта бурильщика.

По окончании спуско-подъемных операций клинья захвата убирают, а на их место устанавливают в ротор вкладыши ведущей штанги.

Клинья роторные и пояса. Роторные клинья применяют для подвешивания бурильного инструмента на роторе. Они закладываются в конусное отверстие между трубой и вкладышами ротора. Наиболее распространены трехзвенные и многозвенные клинья, в которых корпусы шарнирно соединены.

Корпуса клиновых захватов допускают за счет смены собачек применения клиньев, предназначенных для бурильных труб двух-трех смежных размеров.

13. Инструмент для свинчивания и развинчивания бурильных труб.

Устройства для свинчивания предназначены для захвата бурильных труб и замков одного или нескольких размеров. К ним относятся: механические ключи, приспособления и механизмы для свинчивания и раскрепления резьбовых соединений. В процессе бурения иногда используют комбинированные колонны из труб нескольких диаметров, поэтому смена ключа во время спуска или подъема ее нежелательна, так как занимает много времени.

Крепление и раскрепление осуществляется верхней и нижней частями механических ключей или двумя машинными ключами и пневмораскрепителем. Механические и машинные ключи для облегчения работы с ними подвешиваются в буровой на противовесах. Механизированные ключи с автоматическим захватом, укрепляемые на колонне или шарнирах, выполняются так, чтобы их можно было убирать от оси скважины для того, чтобы не мешать работам во время бурения и других операций.

Процесс свинчивания состоит из:

самого свинчивания труб резьбы;
докрепления резьбового соединения.

Для предварительного свинчивания труб диаметром 102…140 мм необходим момент 100…500 . Для укрепления момент составляет 1…2для труб диаметром 73…102 мм и 2…3для труб диаметром 102..140 мм. Чтобы избежать порчу резьбы частота вращения должна быть не более 60 об/мин и момент не более 0,8…1,2. Для раскрепления замков момент может составлять 10…50, а иногда до 100. Ключи могут производить более 100 тыс. свинчиваний и развинчиваний без ремонта. Для докрепления и раскрепления бурильных труб используются машинные ключи. В частности используют ключ УМК (универсальный машинный ключ). В комплекте используют два таких ключа, которые устанавливают на подвесках. Ключ четырехзвенный.

1 – рычаг;

2,3,4,5 – челюсти;

6 – защелка.

Материал изготовления – 40ХЛ; материал пальцев – 40Х.

1,2 – ключи;

3 – нога вышки;

4 – раскрепитель.

Ключ АКБ устанавливают между лебедкой и ротором со стороны приводного вала.

Ключ ПКБ подвешивается на канатах, его вставляют в бурильную колонну, развинчивают трубу и возвращают на место.

14. Система автомат спуско-подъема (АСП). Состав оборудования, общие принципы эксплуатации и об-служивания.

Спуск и подъем бурильной колонны - сложный и трудоемкий процесс, зависящий от глубины скважины и числа рейсов долота. Существующие способы и оборудование для автоматизации этого процесса конструктивно сложные и дорогостоящие, поэтому они применяются при бурении скважин глубинной более 4000 м в тех случаях, когда большое число рейсов долота. При незначительном числе рейсов долота и меньшей глубине экономически целесообразнее использовать системы с частичной механизацией.

Для механизации СПО применяют механизмы в различных комбинациях, а для тяжелых условий работы - автоматические системы АСП-3М. В механизированных системах используются обычные талевые системы и СПО ведутся без совмещения по времени отдельных операций. При системах АСП-3М совмещаются операции спуска ненагруженного элеватора с отвинчиванием и уборкой свечи при спуске бурильной колонны или подачи к ротору и свинчивание свечей. Это требует применения более широких кронблока и талевого блока, а также усложняет монтаж вышки.

Комплекс механизмов АСП-3М

Применение АСП-3М значительно облегчает труд рабочих при СПО в процессе бурения глубоких скважин и ускоряет эти работы.

АСП обеспечивает:

совмещение по времени спуско-подъема колонны бурильных труб и ненагруженного элеватора с установкой свечи на подсвечник, выносом ее с подсвечника, а также с операциями по свинчиванию и развинчиванию свечи;

механизацию свинчивания и развинчивания бурильных труб;

механизацию установки свечей на подсвечник и вынос их к центру скважины;

автоматизацию управления элеватором при захвате и освобождении им колонны бурильных труб;

механизацию закрепления колонны бурильных труб в роторе,

Для совмещения операций при подъеме и спуске колонн применяется специальная талевая система, состоящая из талевого блока, автоматического элеватора и приспособления для захвата вертлюга. Талевый блок отличается от обычного тем, что две секции шкивов раздвинуты относительно вертикальной оси и соединены траверсой, позволяющей спускать и поднимать его по свече; в это время соединение развинчивается или свинчивается ключом АКБ. Такая схема позволяет интенсифицировать работы путем совмещения во времени операции подъема и спуска загруженного и незагруженного талевого блока с операциями свинчивания и развинчивания свечи, установки ее на подсвечник и переноса с подсвечника к центру скважины.

Установка АСП-3М состоит из пульта управления, талевого блока, автоматического элеватора; пневматического роторного клинового захвата, ключа АКБ-3М2, центратора для удержания свечей в вертикальном положении, механизма захвата свечи, механизмов подъема свечи и переноса свечи.

Свечи устанавливаются на подсвечники, а верхняя их часть заводится в магазины, удерживающие свечи в определенном порядке на подсвечнике. Наверху буровой установлены кронблок с дополнительным шкивом и два приспособления для закрепления направляющих канатов центратора.

Управление механизмами АСП-3М осуществляется с поста бурильщика, на котором находятся несколько пультов:

пульт бурильщика, на котором выполняются обычные операции и управление пневматическим клиновым захватом;

пульт управления, откуда помощник бурильщика управляет ключом АКБ-3М2;

пульт, с которого рабочий управляет командоаппаратами электродвигателей передвижения тележки и стрелы механизма захвата свечи, а также пневматическим цилиндром механизма подъема свеч.

Тележка механизма расстановки свечей управляется автоматически с помощью сельсинно-следящей системы. Передвижение тележки и стрелы механизма захвата свечи сблокировано с движением талевого блока таким образом, что исключается возможность столкновения блока с механизмом захвата свечи.

15. Оборудование циркуляционной системы буровой установки. Функции и взаимосвязь.

Предназначена для промывки скважины путем многократной принудительной циркуляции. Замкнутая циркуляция имеет ряд преимуществ:

экономическая выгода благодаря сокращению расхода химических компонентов и других ценных материалов;
предотвращение загрязнения окружающей среды стоками бурового раствора.

Циркуляционная система предназначена для выполнения следующих функций:

регулирование физико-механических свойств раствора;
подвод гидравлической энергии к забойным двигателям;
подвод гидравлической мощности к долоту;
подача в буровую колонну необходимого количества раствора;
создание непрерывной циркуляции жидкости;
приготовление бурового раствора;
очистка бурового раствора.

Схема циркуляционной системы:

1-буровой насос;

2-нагнетательная линия;

3-стояк;

4-вертлюг;

5-буровая колонна;

6-ротор;

7-забойный двигатель;

8-долото;

9-система для очистки раствора;

10-система для приготовления раствора.

Буровые растворы должны выполнять следующие функции:

облегчать разрушение горной породы но не усиливать разрушение оборудования и инструмента;

2) эффективно очищать забой скважины;

3) транспортировать выбуренный шлам на дневную поверхность, удерживая его во

взвешенном состоянии и не размывая стенок скважины;

4) компенсировать избыточное пластовое давление, но не допускать поглощения раствора

отдельными пластами.

5) укреплять стенки скважины в неустойчивых породах, но при этом не ухудшать

проницаемость горизонта.

6) обеспечивать прокачивание буровыми растворами;

7) обладать свойством осаждать песок и шлам после выноса их из скважины;

8) смазывать и охлаждать долото и оборудование.

ОБОРУДОВАНИЕ ДЛЯ ПРИГОТОВЛЕНИЯ РАСТВОРА.

Процесс приготовления раствора состоит из трех основных операций:

приготовление основы раствора из воды и глины, соляро-битуумного раствора, или водо-нефтяной эмульсии;
добавление порошкообразных барита или гематита с целью повышения плотности;
обработка раствора химическими реагентами с целью регулирования и стабилизации основных его свойств .

Оборудование для приготовления раствора по принципу действия делится намеханическое и гидравлическое.

БЛОК ПРИГОТОВЛЕНИЯ БУРОВОГО РАСТВОРА (БПР).

Предназначен для хранения на буровой запаса глинопорошка и приготовления из него растворов. Существуют 3 вида БПР:

БПР-100 (2 бункера для хранения по 50 );

БПР-70 (2 бункера для хранения по 35 );

БПР-50 (2 бункера для хранения по 25 ).

1-бункер;

2-воздушный фильтр;

3-трубопровод для подачи порошка;

4-разгрузочное устройство;

5-система аэрирования;

6-аэродорожки;

7-шланг;

8-воронка;

9-камера смешивания.

I – подача глинопорошка из цементовоза;

II – подача воздуха для аэрирования;

III – подача жидкости из насоса;

IV – ручная подача глинопорошка;

V –подача готового раствора в циркуляционную систему.

ГИДРОМЕШАЛКИ.

1-сопло;

2-воронка;

3-камера смешивания;

4-отбойник;

5-емкость;

6-люк для очистки;

7-отвод.

Производительность 70…90 , объем воронки 0,175, объем емкости 1.

ГЛИНОМЕШАЛКИ.

1-двигатель;

2-понижающий редуктор;

3-камера;

4-лопасть;

5-люк для засыпки глины;

6-вал;

7-подшипник;

8-рама.

Производительность: комовая глина2…4 м³/час;глинопорошок 6 м³/час. Камера смешивания до 4 м³, частота вращения 37…174 об/мин, мощность электродвигателей 2…22 кВт. По конструкции бывают одновальные и двухвальные . Вал имеет рабочие лопасти под углом

друг к другу, зазор между концами лопастей и стенками корпуса 30…35 мм. Преимущества: достаточная надежность, высокое качество выполнения операций, простота конструкции. Недостатки: малая производительность, затрудненный доступ внутрь мешалки для выполнения ремонта и очистки, заклинивание и поломка лопастей при попадании вместе с комовой глиной камней; уменьшение рабочего объема при налипании глины на стенки.

ФРЕЗЕРНО-СТРУЙНЫЕ МЕЛЬНИЦЫ.

1-рифленая плита;

2-вал;

3-ротор;

4-ограждение;

5-сетка;

6-бункер;

7-выдвигающаяся плита;

8-откидная крышка;

9-штифт.

ОБОРУДОВАНИЕ ДЛЯ ОЧИСТКИ БУРОВОГО РАСТВОРА. Процесс очистки заключается в удалении из раствора частиц выбуренной породы, ила или газа. Своевременная и качественная очистка раствора повышает:

долговечность узлов бурового оборудования;
эффективность процесса бурения.

Для очистки бурового раствора применяют два вида устройств:

устройства для механической очистки с использованием вибросит;
устройства, в которых разделение твердых частиц из жидкости происходит за счет центробежных сил.

Схема расположения оборудования для очистки:

1-скважина;

2-первоначальное вибросито;

3-пескоотделитель;

4-пескоотделитель гидроциклонный;

5-илоотделитель;

6,7-сепараторы центрифуги.

При идеальной отчистке раствора из него должны быть удалены твердые частицы размером более 1 мкм; частиц вибросита > 150 мкм; размер частиц гидроциклона > 40 мкм; гидроциклонные илоотделители очищают до 90% частиц > 25 мкм; центрифуги > 10 мкм

ВИБРОСИТА Оборудование первой (грубой) ступени отчистки. Потеря растворов неутяжеленного не более 0,2%, утяжеленных растворов – 0,1%. Качество отчистки зависит от типа и состояния вибрирующей сетки, которая выполняется из нержавеющей стали, диаметр проволоки 0,13…0,33 мм. Размер ячеек: квадратное 0.16, 0.2, 0.25, 0.9, 1.6, 2, прямоугольное 12.3, 15 мм.

1-рама;

2-желоб;

3-двигатель;

4-вал с эксцентриком;

5-вибрирующая рама;

6-пружинный амортизатор;

7-сетка;

8-емкость для сбора отчищенного

раствора;

9-клиноременная передача.

1,2-вал барабана;

3-бесконечная сетка;

4-емкость для сбора отчищенного раствора;

5-желоб;

6-емкость для сбора шлама.

Пропускная способность до 60 л/сек, частота вибрации сетки 1600…2000 кол/мин, наклон сетки 12…18 градусов.

СИТОКОНВЕЕР.

Достоинства:

простота конструкции;
отсутствие потребления электроэнергии;
повышенная долговечность сетки.

Недостатки:

повышенная потеря раствора вследствие промывки сетки водой.

ГИДРОЦИКЛОНЫ. Оборудование второй ступени отчистки.

Принцип действия инертно-гравитационный.

1-конусообразный корпус;

2-трубопровод;

3-отвод для отчищенного раствора;

4-резиновая насадка.

16. Назначение, условия работы и классификация буровых насосов. Современные конструкции.

БН предназначен для нагнетания бур.раствора в скважину.

Требования к БН: 1 возможность регулирования подачи в пределах, обеспечивающих эффективность промывки; 2 - мощность БН должна быть достаточной для промывки скв. и работы забойного двигателя; 3 - обеспечение минимально возможных инерционных нагрузок и пульсаций давления; 4 - долговечность узлов и деталей; 5 - защита элементов приводной части от промывочной жидкости и грязи; 6- удобство в обслуживании и возможность быстрой замены изнашиваемых деталей; 7 - возможность транспортирования и перемещения в собранном виде; 8 - экономичность и безопасность в работе.

Поршневой насос двойного действия:

1 — цилиндр; 2— поршень; 3— всасывающий 4 - нагнетательный трубопровод;

5, 6-нагнетательныеклапкны; 7,8-всасывающие клапаны;9-шток; 10-крейцкопф;11 — шатун,

12 — кривошип; 13 — кривошипный-вал; 14-фильтр

Классификация БН:

по приводной мощности: а) малой мощности до 200 кВт: б) средней 200 – 400 кВт: в) большой свыше 400 кВт;
по принципу действия при вытеснении жидкости: а) одностороннего (простого) действия; б) двухстороннего (двойного) действия; по числу цилиндров насоса:

а)двухцилиндровые;б) трехцилиндровые.

В качестве буровых насосов применяются горизонтальные, поршневые насосы с двумя цилиндрами двойного действия (дуплексы) и тремя цилиндрами простого действия (триплексы).

Поршни бывают цельными и сборными.

	Простого действия	Поршень триплекса=1/2 поршня дуплекса
	Двойного действия

Угол м/у эксцентриком у дуплекса 90⁰, а у триплекса 120⁰.

Преимущества 3-х цил. Перед 2-х цил.

Лучшая гидр. хар-ка, обусловленная меньшей неравномерностью подачи.
Проще конструкция гидравлической части (отсутствуют уплотнения штока и пара клапанов).
Меньше масса насоса (у насосов большой мощности)

Недостатки:1-более сложная конструкция приводной части.2-увеличивается ск-ть перемещения поршня => а) повышается износ трущихся деталей, б) ухудшение гидр. хар-ки. 3 - необходимость установки подпорного насоса. 4 - необходимость смазывания поверхностей поршня и цилиндра (требует установки масляного насоса)

17. Расчет и выбор рабочих и конструктивных параметров бурового насоса. Регулирование режима рабо-ты.

1) суммарная мощность насоса:

;

где суммарная подача;

давление нагнетания.

2) полезная мощность одного насоса:

;

где z – число применяемых насосов.

3) мощность двигателей ,которые приводят в действие насос:

;

4) наибольший крутящий момент, развиваемый двигателем:

;

где коэффициент перегрузки двигателя;

номинальный крутящий момент;

передаточное отношение от двигателя к приводному валу насоса;

к.п.д. двигателя.

РАСЧЕТ ШТОКА. Штоки насосов одностороннего действия расчитываются на сжатие и продольную прочность, двухстороннего действия дополнительно расчитываются на растяжение.

1) усилие растяжения без учета сил трения:

;

где F и f – площади поршня и штока соответственно.

2) усилие сжатия без учета сил трения:

3) усилие растяжения с учетом сил трения:

4) усилие сжатия с учетом сил трения:

где и-длины уплотнения поршня и сальника соответственно;

коэффициент трения между резиной и металлом, уплотнением поршня и штока;

коэффициент среднего давления уплотнения на шток.

5) напряжение сжатия:

6) напряжение растяжения:

РАСЧЕТ ПРИВОДНОЙ ЧАСТИ. Усилие сжатия, действующее вдоль оси шатуна:

;

где угол наклона шатуна в процессе работы;

нагрузка сжатия.

РАСЧЕТ ШТОКОВ НА ПРОДОЛЬНУЮ ПРОЧНОСТЬ. 1) гибкость штока:

;

где длина штока;

минимальный радиус действия штока:

;

где площадь штока;

момент инерции:

2) критическая сила сжатия штока:

где модуль упругости материала штока

3) коэффициент запаса прочности:

;

если , то(для углеродистых сталей);

(для сталей с содержанием никеля 5%)

При расчете составных штоков к длине штока добавляется эквивалентная длина штока-ползуна (контршток):

;

где длина штока-ползуна;

диаметр штока;

диаметр штока-ползуна.

Тогда расчетная длина:

РАСЧЕТ КЛАПАНОВ.

Основные размеры клапанов зависят от подачи и числа двойных ходов поршня. Высота подъема клапана определяется скоростью потока жидкости в клапанном отверстии.

критерий, определяющий степень опасности возникновения стука:

;

где диаметр клапана;

диаметр отверстия в седле;

угол наклона посадочной поверхности клапана

(30…60 градусов).

При для воды идля вязких растворов

стук отсутствует.

2) сила, действующая на тарель закрытого клапана:

;

где давление на выходе или давление нагнетания

3) момент изгиба тарели клапана:

;

где диаметр тарели по минимальному контуру;

коэффициент Пуассона или модуль упругости.

4) максимальное напряжение изгиба тарели при опрессовке:

;

где толщина тарели

Запас прочности:

5) сила гидродинамического воздействия:

;

где расход жидкости через клапан:

;

где скорость течения жидкости через сечение;

скорость истечения через клапан;

площадь сечения седла;

площадь общего суммарного сечения зазора;

угол отклонения потока жидкости;

плотность жидкости.

6) высота подъема клапана определяется из условия безударной посадки тарели на седло клапана:

;

где допускаемая высота подъема клапана;

частота ходов поршня.

7) площадь проходного сечения у горловины конического седла при полном открытии:

РЕГУЛИРОВАНИЕ БУРОВЫХ НАСОСОВ Регулирование может производиться:

изменением подачи и давления нагнетания применением сменных цилиндровых втулок;
изменением числа двойных ходов поршня в минуту :

а) применением сменных шкивов. Недостатки такого способа:

ступенчатое изменение скоростей и невозможность регулирования на ходу;
трудоемкость работ при замене шкива и необходимость его регулировки;
снижение долговечности ремней в результате уменьшения диаметра шкива.

б) изменение скорости вращения электродвигателя, применяются дополнительные системы:

генератор-двигатель;
каскад Кремера;
1 – асинхронный или синхронный двигатель, работающий от сети;
2 – генератор постоянного тока;
3 – приводной двигатель;
4 – шкив

вентильный каскад.

18. Элементы обвязки бурового насоса: назначение, особенности конструкции.

Сетка (фильтр), устанавливаемая на конце всасывающего трубопровода, предназначена для предохранения насоса от попадания в него посторонних предметов (щепок, тряпок и др.). Суммарная площадь всех отверстий приемной сетки должна в 3—4 раза превышать площадь поперечного сечения всасывающей трубы. Целесообразно для приемной линии применять резиновый рукав диаметром 250 мм. Это устраняет передачу вибраций от насоса, предупреждает расстройство герметичности соединений и сокращает время монтажных работ.

Нагнетательный трубопровод предназначается для подачи промывочного раствора от насоса к стояку в буровой вышке. Нагнетательный трубопровод должен быть прямым, герметичным и доступным для осмотра. Сваривается трубопровод из бурильных труб диаметром 168, 141 и 114 мм.

Воздушные колпаки и компенсаторы. Как уже говорилось ранее, неравномерность движения поршня приводит к пульсации потока, к резким колебаниям давления, что в свою очередь вызывает вибрацию насоса напорных трубопроводов, разрыв сварных швов, буровых рукавов и других элементов. Для смягчения толчков применяются воздушные колпаки, устанавливаемые на тройнике нагнетательного блока насоса. В начале работы насоса воздух, заполняющий колпак, под давлением жидкости сжимается до объема, соответствующего рабочему давлению, образуя воздушную подушку. При каждом толчке жидкости происходит дополнительное сжатие подушки и в колпак поступает дополнительное количество жидкости.

При замедлении движения поршня давление несколько снижается и сжатый воздух, расширяясь, выталкивает часть жид-|кости в напорный трубопровод. Таким образом, подача жидкости, а следовательно, и давление становятся более равномерными.

Компенсатор — весьма ответственный узел в схеме обвязки буровых насосов и должен отвечать правилам котлонадзора. Компенсатор устанавливают на специальный фундамент, по одному-два на каждый насос. Нижнее отверстие служит для слива раствора, верхнее — для прочистки компенсатора. Давление воздуха на компенсаторе контролируется манометром, устанавливаемым на высоте 2400 мм.

Стояки, соединяющие напорную линию насосов с буровым шлангом, изготовляются из 114- или 168-лш. бурильных труб и устанавливаются непосредственно у буровой вышки, по одному или по два на одной буровой. Для соединения бурового шланга со стояком в верхней его части имеется отвод с фланцем.

Непосредственное соприкосновение промывочной жидкости со сжатым воздухом приводит к постепенному поглощению раствором воздуха, находящегося в компенсаторах, и к уменьшению воздушной подушки.

Буровые насосы снабжаются предохранительными клапанами двух типов: диафрагменными и гвоздевыми. Предохранительные клапаны устанавливаются на отводе от нагнетательного патрубка.

Корпус диафрагменного предохранительного клапана укрепляется на тройнике напорного трубопровода.

Преимущества описываемой конструкции клапана перед другими заключаются в следующем:

1) диафрагма легко устанавливается и снимается без отсоединения отводной трубы;

2) благодаря удобному расположению посадочных поверхностей под диафрагму перед установкой ее можно проверить состояние этих поверхностей;

3) при замене диафрагмы не приходится снимать тяжелые детали с клапана.

Запорная арматура. В схему обвязки буровых насосов входит запорная арматура различных типов.

Задвижка на всасывающем трубопроводе устанавливается только в тех случаях, когда установка насоса произведена «под залив». Задвижки на нагнетательной линии устанавливают преимущественно сварные, высокого давления, которые в настоящее время выпускают с приспособлением, позволяющим определить положение задвижки.

Контрольная задвижка устанавливается на выкидной линии, которая направлена в приемную емкость. Открывается задвижка перед пуском насоса. После этого постепенным перекрытием контрольной задвижки промывочную жидкость направляют в скважину.

19. Состав и схема расположения оборудования для очистки промывочной жидкости. Устройство и принцип работы гидроциклона.

Процесс очистки заключается в удалении из раствора частиц выбуренной породы, ила или газа. Своевременная и качественная очистка раствора повышает:

долговечность узлов бурового оборудования;
эффективность процесса бурения.

Для очистки бурового раствора применяют два вида устройств:

устройства для механической очистки с использованием вибросит;
устройства, в которых разделение твердых частиц из жидкости происходит за счет центробежных сил.

Схема расположения оборудования для очистки:

1-скважина;

2-первоначальное вибросито;

3-пескоотделитель;

4-пескоотделитель гидроциклонный;

5-илоотделитель;

6,7-сепараторы центрифуги.

ВИБРОСИТА Оборудование первой (грубой) ступени отчистки. Потеря растворов неутяжеленного не более 0,2%, утяжеленных растворов – 0,1%. Качество отчистки зависит от типа и состояния вибрирующей сетки, которая выполняется из нержавеющей стали, диаметр проволоки 0,13…0,33 мм. Размер ячеек: квадратное 0.16, 0.2, 0.25, 0.9, 1.6, 2, прямоугольное 12.3, 15 мм.

1-рама;

2-желоб;

3-двигатель;

4-вал с эксцентриком;

5-вибрирующая рама;

6-пружинный амортизатор;

7-сетка;

8-емкость для сбора отчищенного

раствора;

9-клиноременная передача.

Пропускная способность до 60 л/сек, частота вибрации сетки 1600…2000 кол/мин, наклон сетки 12…18 градусов.

1,2-вал барабана;

3-бесконечная сетка;

4-емкость для сбора отчищенного раствора;

5-желоб;

6-емкость для сбора шлама.

СИТОКОНВЕЕР.

Достоинства:

простота конструкции;
отсутствие потребления электроэнергии;
повышенная долговечность сетки.

Недостатки:

повышенная потеря раствора вследствие промывки сетки водой.

ГИДРОЦИКЛОНЫ.

Оборудование второй ступени отчистки. Принцип действия инертно-гравитационный.

1-конусообразный корпус;

2-трубопровод;

3-отвод для отчищенного раствора;

4-резиновая насадка.

Естественный и механический способы не обеспечивают хорошей степени очистки от выбуренной породы высококачественных растворов. Для очистки таких промывочных жидкостей используют гидроциклонные установки.

Гидроциклон (рис) состоит из стального сосуда, верхняя часть которого имеет цилиндрическую, а нижняя - коническую формы. Раствор под давлением 0,15—0,3 Мн/м² поступает по тангенциальному вводу в гидроциклон и приобретает вращательное движение вокруг вертикальной оси. Под действием центробежной силы тяжелые частицы отбрасываются к стенке гидроциклона, опускаются в нижнюю часть конуса и выходят наружу через выпускной патрубок, а очищенный раствор с более легкими частицами направляется к оси циклона и подается во всасывающую линию бурового насоса.

Рис– Схема гидроциклона:

А – траектория очищенного раствора; Б – траектория крупных частиц; 1 – патрубок входной; 2 – патрубок отводной; 3 – патрубок выкидной; 4,5 - манометры

20. Силовой привод буровой установки. Характеристика и предъявляемые требования. Правила эксплуа-тации.

Силовым приводом называется совокупность двигателей передающих и регулирующих устройств осуществляющих подвод механической энергии к исполнительным агрегатам, машинам и механизмам.

В зависимости от используемого первичного источника энергии приводы делятся на автономные (не зависящие от системы энергоснабжения) и неавтономные (зависящие от системы энергоснабжения, т. е. с питанием от промышленных электрических сетей). К автономным приводам относятся установки с двигателями внутреннего сгорания (ДВС) и с газотурбинными двигателями. К неавтономным приводам относятся установки с электродвигателями, питаемыми от сети трехфазного переменного тока. В зависимости от способа привода исполнительных механизмов силовой привод буровой установки может быть одиночным или групповым.

Основные требования, предъявляемые к силовому приводу:

соответствие мощности и гибкости характеристики (т. е. изменение крутящего момента и частоты вращения в зависимости от условий работы исполнительных механизмов), достаточная надежность, долговечность, небольшая масса и экономическая эффективность).

Мощность силового привода — это номинальная установленная мощность всех двигателей N = N_i , где N_i —номинальная мощность двигателя, кВт.

Гибкость характеристик — способность силового привода автоматически или при участии оператора в процессе работы быстро приспосабливаться к изменениям нагрузок и частот вращения исполнительных механизмов.

Мощность, тип и число двигателей, способ передачи энергии и схему компоновки силового привода выбирают с учетом характера и предела изменения рабочих нагрузок.

Режимы работы силовых приводов непостоянны. Различают три режима работы силового привода: пиковые с кратковременными нагрузками и использованием максимальной мощности двигателей (аварийные работы); повторно-кратковременные нагрузки в период СПО; пусковые и длительные режимы, используемые для привода ротора и насосов в процессе бурения.

Пусковые и регулировочные характеристики силовых приводов

Силовой привод с механической трансмиссией имеет пусковые характеристики, которые зависят только от свойств двигателя и муфт сцепления, используемых при кратковременных режимах пусков и остановок. Разгон трансмиссии происходит под нагрузкой при включенной муфте. При этом двигатель преодолевает сопротивления от статического (рабочего) сопротивления, инерционных сил трансмиссии и сопротивления собственных вращающихся частей, т. е. уравнение механического равновесия при переходных процессах имеет следующий вид:

Мд — Мст — Мид — Мит = О,

где Мд и Мст — крутящий момент соответственно двигателя и статических сопротивлений; Мид и Мит — моменты инерционных сил вращающихся частей соответственно двигателя и трансмиссии.

Инерционные моменты : Миi = Ioi*εi

Здесь Ioi —момент инерции вращающихся частей двигателя и трансмиссии, Н-м.с²; εi —угловое ускорение валов, рад/с².

Привод буровых установок должен быть надежным и экономичным, безопасным и удобным в управлении, компактным и сравнительно небольшой удельной массы, транспортабельным и приспособленным для монтажа, эксплуатации и ремонта в полевых условиях. Мощность, диапазоны регулирования частоты вращения и вращающего момента выводного вала привода определяются нагрузками и режимом работы приводимых машин и механизмов. При работе на аварийных режимах должна обеспечиваться надёжность. Выбранный привод должен обеспечить сочетание высокой производительности буровой установки с минимальной стоимостью 1 м проходки. Силовой привод должен иметь гибкую (мягкую) характеристику.

21. Система управления буровой установки. Управляющие и исполнительные механизмы.

Системы управления буровых установок обеспечивают взаимодействие, маневренность всех механизмов и выполняют следующие функции:

пуск и остановку двигателей;
включение и выключение трансмиссий, блокирующих двигатели и передающих мощность на буровые насосы, ротор или лебедку;
включение и выключение буровых насосов, лебедки, ротора, механизма подачи, регулирующего тормоза (гидравлического или электрического) и других устройств;
изменение скорости вращения барабана лебедки и ротора;
торможение и растормаживание барабана лебедки;
включение и выключение устройств для свинчивания и отвинчивания бурильных труб;
управление работой клиньев и других механизмов при отвинчивании и установке бурильных свечей в магазин в процессе спуска и подъема колонны;
включение и выключение компрессора, вспомогательной лебедки или насоса, осветительной установки, устройств для очистки и приготовления промывочной жидкости и других вспомогательных механизмов.

Вся система управления состоит из следующих основных устройств:

устройства для подготовки рабочего агента (воздух, жидкость, электроэнергия) и поддержания его параметров;
управляющих устройств для управления исполнительными механизмами (многоходовые краны различных типов, выключатели, реле и так далее);
исполнительных механизмов – пневматических муфт, цилиндров, диафрагм или других устройств, непосредственно осуществляющих функции соединения валов, тормозов и так далее.

Агрегаты этих трех групп соединены между собой коммуникациями (устройствами для подвода рабочего агента к исполнительным устройствам).

Для передачи команды исполнительному устройству на небольшие расстояния (1 – 2 м) применяют механические передачи. При расстояниях более 2 м или больших усилиях используют пневматические системы, гидравлические и электрические устройства.

Основными исполнительными механизмами системы управления являются муфты сцепления, тормоз, цилиндры пневмораскрепителя, клиновых захватов и др.

Пневматическая система управления. На рисунке 14.1 приведена наиболее распространенная схема пневматического управления буровой установкой. Питание системы рабочим агентом – сжатым воздухом осуществляется двумя компрессорами.

Компрессорная станция соединена общим воздухопроводом с воздушным резервуаром.

Между каждым из компрессоров и резервуарами установлены обратные клапаны, свободно пропускающие воздух из цилиндров компрессора в резервуар и перекрывающие проход воздуха в обратном направлении в маслоотделитель.

Воздушные резервуары предназначены для выравнивания давления в системе пневматического управления и являются аккумуляторами энергии.

Рисунок 14.1 – Схема пневмоуправления

1 – компрессоры; 2 – обратные клапаны; 3 – регулятор давления; 4 – маслоотделитель; 5 – резервуар; 6 – манометр; 7 – предохранительный клапан; 8 – вентиль; 9 – влагоотделитель и осушитель воздуха; 10 – трубопроводы; 11 – управляющий кран; 12 – вертлюжок; 13 – клапан-разрядник; 14 – муфта сцепления; 15 – регулирующий клапан 16 – цилиндр пневматический

На воздушных резервуарах устанавливают предохранительный клапан, манометр и спускной вентиль. Из резервуара прежде чем попасть в управляющие устройства воздух отделяется от влаги и осушается.

Управление агрегатами осуществляется кранами. Из кранов воздух поступает в исполнительный механизм, муфту или цилиндр.

В пневматическом управлении фрикционными муфтами могут быть применены две системы питания воздухом: прямоточная и замкнутая с отсекающими клапанами. При прямоточном питании воздушная камера включенной муфты непосредственно соединена с магистралью сжатого воздуха, при выключенной муфте – сообщена с атмосферой. Все части системы пневматического управления в этой схеме находятся под постоянным давлением. При системе питания с отсекающими клапанами камера муфты соединена с магистралью сжатого воздуха только в период наполнения. В течение остального времени камера и часть трубопровода, находящаяся во вращающихся деталях, отсекаются от воздушной магистрали специальным клапаном.

Питание муфт, сидящих на валах, торцы которых недоступны для подвода воздуха, осуществляются кольцевыми вертлюжками.

В схемах с отсекающими клапанами давление в полости вертлюжка поднимается только во время включения муфты. Схема пневматического управления с отсекающими клапанами недостаточно надежна из-за пропуска воздуха в клапанах. При утечке воздуха из отсеченного объема через малейшие неплотности или при расстройстве соединений падение давления в камере муфты не компенсируется подачей новых порций воздуха из магистрали.

Прямоточная система более надежна.

Управляющие пневматические устройства

В качестве управляющих устройств в пневматических системах буровых установок применяют клапанные, золотниковые отсекающие и мембранные регулирующие краны.

Для управления одним устройством применяют двухклапанные краны. Для одновременного управления двумя и большим количеством устройств с целью сокращения количества управляющих рукояток и обеспечения блокировки применяют четырех- и многоклапанные краны. Двухклапанные краны имеют обычно эксцентриковое управление, а четырех- и многоклапанные краны управляются дисками или валиками с кулачками.

Многоклапанные краны обычно применяют для управления коробками передач с включением скоростей при помощи пневматических муфт. Управление кулачковым валом в этих случаях осуществляется штурвалом или рукояткой с круговым вращением.

Регулирующие краны применяют для устройств, требующих регулирования или поддержания требуемой величины давления воздуха, например, в цилиндрах тормозов, управлении подачей топлива дизелей и др.

Пульты управления

В буровых установках управление почти всеми механизмами осуществляется бурильщиком со своего поста, для чего большинство механизмов сосредоточивается на пульте.

Компрессоры. Снабжение сжатым воздухом аппаратов пневматического управления буровыми установками осуществляется от небольших компрессорных станций, устанавливаемых на буровой. В установке предусматриваются два компрессора, один из которых является резервным.

Компрессор для буровых установок подбирают с запасом по давлению в 15 – 25% от наивысшего рабочего давления, принятого для системы. Для обеспечения запаса воздуха производительность каждого компрессора выбирается в 1,5 – 2 раза больше максимальной потребности сжатого воздуха буровой установкой.

В буровых установках используют одно- и двухступенчатые поршневые компрессоры различных конструкций.

Регулятор давления предназначен для автоматического поддержания необходимого давления в системе пневматического управления. В большинстве случаев применяют электрические регуляторы.

При повышении давления до установленной наибольшей величины регулятор разрывает электрическую цепь, а при последующем падении давления до допустимого минимума вследствие расхода воздуха вновь автоматически замыкает ее.

Механическое управление. Механические системы применяются как местное или дублирующее управление или там, где пневматизация и электроуправление нецелесообразны.

Из механических передач чаще всего применяются рычажковые, тяговые, кулачковые, тросовые и др.

Однако чаще всего механическое управление является составной частью пневматической или электрической системы управления несколькими двигателями силовых приводов буровых установок.

Электрическое управление повышает точность и оперативность цепи управления.

При регулировании одновременно нескольких двигателей их механизмы топливоподачи механически связываются общей системой.

22. Противовыбросовые оборудования. Система обвязки и работы узлов.

Данное оборудование предназначено для герметизации устья скважины с целью предотвращения открытых выбросов жидкости, газа или газожидкостной смеси в процессе бурения, опробывания, испытания и освоения скважин.

Условие возникновения выброса:

Интенсивность выброса:

Данное оборудование должно обладать абсолютной надежностью, при этом должны выполняться следующие функции:

расхаживание, проворачивание и протаскивание бурильных труб с замками и обсадных труб;
закрытая циркуляция промывочной жидкости;
закачка раствора в пласт.

В состав противовыбросового оборудования входит:

превенторы, устьевая крестовина, надвенторная катушка, разьемный желоб (стволовая часть превенторной установки);
манифольды для обвязки (обеспечивают управление превенторной установкой в процессе выбросов);
станция управления.

Превенторы испытывают на прочность и герметичность. При испытании на прочность пробное давление назначается в зависимости от допускаемого рабочего:

для превенторов с диаметром проходного отверстия менее 350 мм и рабочим давлением не более 70 Мпа;

для превенторов с диаметром проходного отверстия более 350 мм и рабочим давлением более 70 Мпа;

При испытании на герметичность

Основные параметры превенторов:

диаметр проходного отверстия превенторной установки;
рабочее давление как самой установки, так и манифольда.

Схемы монтажа превенторных установок бывают следующих видов:

двухпревенторные с двумя линиями манифольда;
трехпревенторные с двумя линиями манифольда;
трехпревенторные с тремя линиями манифольда;
трехпревенторные с четырьмя линиями манифольда.

Превенторы бывают трех видов:

плашечные – глухие и проходные, для полного перекрытия отверстия или кольцевого пространства;
универсальные – для перекрытия отверстия, если в нем находится любая часть бурильной колонны;
вращающиеся – для уплотнения устья скважины с вращающейся в ней трубой или ведущей трубой.

ПЛАШЕЧНЫЕ ПРЕВЕНТОРЫ.

1 - резиновый уплотнитель;

2 - металлический вкладыш;

3 - корпус плашки;

4 - Г-образный захват;

5 - гидроцилиндр;

6 - поршень гидроцилиндра;

7 - корпус превентора;

8 - маслосистема;

9 - крепление для ручного уплотнения.

Шифр плашечного превентора: ПП-15210;

Где ПП – превентор плашечный;

152 – условный диаметр, мм;

10 – рабочее давление, МПа.

Характеристика:

условный диаметр 152…520 мм;
рабочее давление 10…70 МПа;
диаметр уплотняемых труб 50…426 мм;
масса 1,65…2,8 т.

УНИВЕРСАЛЬНЫЙ ПРЕВЕНТОР. Герметизирует устье скважины при наличии в ней колонны, при этом сохраняя герметичность при протаскивании труб и при их проворачивании, расчетное время закрытия 30 секунд.

1 - корпус;

2 - резино-металлическая манжета;

3 - маслопроводы;

4 - поршень;

А – камера для прекращения работы;

Б – камера для активизации работы.

Показатель надежности уплотнительных манжет – средняя наработка на отказ.

Кольцевой уплотнитель (манжета) позволяет:

протаскивать колонну до 2000 м с замками и муфтами с конусными фасками до 18;
расхаживать и проворачивать колонну;
многократно открывать и закрывать колонну.

Шифр: ПУ-120-32;

Где ПУ – превентор универсальный;

120 – условный диаметр, мм;

32 – рабочее давление, МПа.

ВРАЩАЮЩИЙ ПРЕВЕНТОР. Он обеспечивает вращение, подъем и спуск бурильной колонны при герметизированном устье. Шифр:ПВ-156-32;

Где ПВ – вращающий превентор;

156 – условный диаметр, мм;

32 – рабочее давление, МПа.

Характеристики:

условные диаметры 156…307 мм;
диаметр труб 73…140 мм;
рабочее давление 20…32 МПа;
масса 1,25…1,56 т.

Система управления превенторами является весьма ответственным устройством, которое должно обеспечивать быструю и надежную его работу. Агрегат для гидравлического управления превентором оборудован насосом, электроприводом, поддерживающим постоянное давление, и диафрагменным аккумулятором жидкости высокого давления. Аккумуляторы применяют в агрегатах для осуществления привода превенторов в любой момент. Емкость аккумулятора обычно составляет 0,15-0,3 м³. Заполняются они азотом или воздухом при давлении около 50 – 60% от рабочего.

Пневматическое и гидравлическое управления приводом имеют те преимущества перед электрическим, что закрытие превентора осуществляется вне зависимости от наличия электроэнергии на буровой в требуемый момент. Эти операции осуществляются за счет запаса энергии в резервуарах - аккумуляторах. Превентор управляется с пульта, расположенного вблизи поста бурильщика. Пульт управления для превенторов с гидравлическим приводом оборудован кранами, клапанами управления, манометрами и другими приборами. На этом же пульте размещены резервуар для жидкости и ручной аварийный насос.

Оборудование для обвязки устья скважины Спущенные в скважину обсадные колонны подвешиваются на колонных головках, которые осуществляют также герметизацию межтрубного пространства.

В верхней части кондуктора устанавливается фланец, на котором укрепляются клиновой захват н фланец первой обсадной колонны, а на верхней части спущенной обсадной колонны на клиньях и фланцах укрепляется вторая обсадная колонна и т. д. В обвязке столько колонных головок, сколько колонн в конструкции скважины.

23. Буровые вышки: основные геометрические параметры и типы. Определение высоты и нагрузок.

Устанавливается над устьем скважины и предназначена для установки талевого механизма, устройств для механизации СПО (спуско-подъемных операций) и размещения бурильных труб. Высоту вышки определяет высота свечи при СПО

Требования к вышкам:

надежность при заданной грузоподъемности;
работоспособность в различных климатических условиях без ремонта на

весь заданный период эксплуатации;

мобильность при монтаже а также возможность перетаскивания в

вертикальном положении на другую точку;

возможность размещения во внутреннем пространстве балкона для

размещения 2 помощника бурильщика и механизмов АСП;

возможно меньшая стоимость и трудоемкость изготовления;
удобство обслуживания и безопасность работы персонала.

технологически-конструкционные требования:

1) вышки расчитаны на работу в условиях умеренного климата при температурах не ниже , в условиях крайнего севера металлоконструкцию необходимо изготавливать из хладостойкого материала, в некоторых случаях проблема решается путем подвода тепла после обшивки вышки по периметру;

2) металлоконструкции должны быть коррозионностойкими, не следует применять высокоуглеродистые, высокомарганцевые и закаленные стали;

3) в конструкции вышки должны быть предусмотрены кронблочные, верхние рабочие и переходные площадки с маршевыми лестницами и стремянками от пола буровой до кронблока;

4) верхняя площадка (балкон) должна быть оборудована передвижной люлькой для рабочего, который расставляет свечи при СПО;

5) геометрические формы вышек и отдельных ее элементов должны обладать минимальными аэродинамическими сопротивлениями с целью снижения ветровых нагрузок.

Вышки классифицируются:

по максимально допустимой нагрузке;
по размером (высота вышки и площадь ее основания);
по системе опирания и передачи нагрузки на основание;
по степени разборности и способу монтажа.

Основные параметры вышек:

максимальная нагрузка на вышку, т.е. предельно допустимая вертикальная

статическая нагрузка на крюк, которая не должна быть превышена в процессе всего цикла проводки скважины;

размеры вышки: высота определяется необходимым расстоянием между

уровнем пола буровой и рамой кронблока:

;

где расстояние от пола вышки до торца замка подвешенной свечи;

длина штропов, крюка и талевого блока;

запас на переподъем, т.е. расстояние между верхним торцом талевого блока и нижней поверхностью кронблока (6…10м);

длина свечи.

В процессе бурения применяют свечи длиной 18, 24, 27, иногда до 36м

Для свечи длиной 18м высота вышки 27…29м, для свечи 24 и 27 м высота вышки 38…45м, для свечи 36м высота вышки 53м.

При бурении скважин применяются вышки двух типов:

1) башенного типа, в них четыре несущие ноги связаны решеткой в единую пространственную систему;

2) мачтового типа, в которых присутствуют:

а) две несущие ноги, связанные между собой в верхней части наголовником;

б) одна несущая нога.

7.1.1.БАШЕННЫЕ ВЫШКИ. Форма такой вышки-усеченная четырехгранная пирамида, пространственная решетка выполняется либо гибкой, либо жесткой. Размер основания вышки м для высот вышек 40…42м им для вышек высотой 53м. Размер под кронблочные площадким, высота ворот 15м. Первый с низу пояс устанавливается на высоте 8…12м. На высоте 23, 25 или 34м, в зависимости от длины свечи, устанавливается четырехсторонний балкон и площадка для второго помбура. Ниже балкона на расстоянии 0,5м устанавливается магазин для расстановки свечей. Вышки изготавливаются из трубного или сортового проката, монтируются из отдельных стержней, требуют большого числа болтов и очень трудоемки при монтаже.