Госник

1 . Устройство и принцип работы турбобура. Характеристика «турбобур-долото-забой». Определение момента затяжки деталей.

Турбобур - забойный двигатель, приводимый в движение потоком промывочной жидкости, нагнетаемой в скважину буровыми насосами. Турбобур вращает долото, а бурильные трубы при этом не вращаются.

Турбобур состоит из большого количества одинаковых гидравлических ступеней. Каждая ступень состоит из неподвижного колеса - статора с лопатками (направляющего аппарата) и вращающегося с валом колеса - ротора с лопатками (рабочего колеса). Все колеса статора закреплены в корпусе, а колеса роторов на валу турбины.

Промывочная жидкость поступает сверху сначала в верхний статор, затем в верхний ротор, далее в следующий статор и, пройдя попеременно через все статоры и роторы, через специальные отверстия вала и долота поступает на забой.

В статоре создается закрутка потока и увеличивается скорость жидкости. В роторе кинетическая энергия потока жидкости, закрученного в статоре, превращается в механическую энергию вращения вала.

Наиболее распространенным турбобуром является Т12М3. Верхний конец его присоединяется на резьбе к нижнему концу колонны бурильных труб. На нижний конец турбобура навинчивают долото, приводимое турбобуром во вращение.

Промывочная жидкость, поступающая в верхнюю часть турбобура, движется через отверстия (окна) в дисках подпятников; часть ее проходит по смазочным канавкам резиновой обкладки подпятников, смазывая и охлаждая их. Далее промывочная жидкость попадает в гидравлический двигатель - турбину, затем в нижнюю внутреннюю полость вала и после прохода промывочных отверстий долота на забой скважины. Турбина

многоступенчатая. Количество ступеней 120. Каждая ступень состоит из неподвижного и вращающегося дисков - статора и ротора.

Характеристика турбобура

Графическая характеристика турбобура - зависимость мощности, момента, к.п.д. и перепада давления от частоты вращения ротора при постоянном расходе жидкости. Число оборотов турбины в режиме мак5симальной мощности равно половине числа оборотов холостого хода.

nP=nХОЛ.ХОД/2

Вращающий момент турбины достигает максимальной величины при полном торможении, где МР - вращающий момент при NМАХ

МТ = 2МР Оптимальный режим турбобура достигается при максимальном к.п.д.. Экстремальный режим при наибольшей мощности.

Определение момента затяжки деталей турбобура

MР - момент трения в резьбе

Мт - момент трения на торцевой поверхности МТОР - тормозной момент турбобура

dCP - средний диаметр резьбы j - угол подъема

r - угол трения

S - шаг резьбы

f - коэффициент трения стали по стали (0,2); b - половина угла при вершине резьбы (300).

Мт=Qзfr,

Рабочие параметры турбин:

Мкр=Qr(C1и-С2и) ;

С1и, С2и - скорость на входе и выходе.

Nгидравл=Mw;

Dp=N/Q

2. Устройство и принцип работы винтового забойного двигателя.

2 Принцип действия ВЗД

Винтовые двигатели относятся к объемным роторным гидравлическим машинам.

Согласно общей теории винтовых роторных гидравлических машин элементами рабочих органов (РО) являются:

1)статор двигателя с полостями, примыкающими по концам к камерам высокого и низкого давления; ротор-винт, носящий название ведущего, через который крутящий момент передается исполнительному механизму;

2)замыкатели-винты, носящие название ведомых, назначение которых уплотнять двигатель, т.е. препятствовать перетеканию жидкости из камеры высокого давления в камеру низкого давления.

В одновинтовых гидромашинах используются механизмы, в которых замыкатель образуется лишь двумя деталями, находящимися в постоянном взаимодействии, — статором и ротором.

Упрощенная схема двигателя показана на рис. 7.9.

При циркуляции жидкости через РО в результате действия перепада давления на роторе двигателя создается крутящий момент, причем винтовые поверхности РО, взаимно замыкаясь, разобщают области высокого и низкого давления. Следовательно, по принципу действия винтовые двигатели аналогично поршневым, у которых имеется винтообразный поршень, непрерывно перемещающийся в цилиндре вдоль оси двигаталя.

Рис. 7.9. Упрощенная схема двигателя:

1 — корпус; 2 — ротор; 3 — вал; 4, 5 — осевой и радиальный подшипники; 6 — долото Характеристики ВЗД необходимы для выбора оптимальных параметров режима бурения и поддержания

их в процессе долбления, а также для определения путей дальнейшего совершенствования конструкций ВЗД и технологии бурения с их использованием.

В общем случае различают статические и динамические характеристики ВЗД. Статические характеристики отражают зависимость между переменными гидродвигателя в установившихся режимах.

Динамические характеристики определяют соответствующие зависимости в неустановившихся режимах и обусловливаются инерционностью происходящих процессов. К динамическим относятся и пусковые характеристики гидродвигателя. Типичные стендовые характеристики винтового двигателя представлены на рис. 7.15. По мере роста момента М перепад давления р увеличивается практически линейно, а частота вращения п снижается вначале незначительно, а при приближении к тормозному режиму — резко. Кривые мощности N и общего КПД г\ имеют экстремальный характер.

Различают четыре основных режима: холостой (М = 0); оптимальный (максимального КПД); экстремальный (максимальной мощности) и тормозной (п = 0).

3. Назначение и состав бурильной колонны. Типы и размеры труб. Материал для изготовления. Опреде-ление действующих нагрузок.

Бурильная колонна является связующим звеном между породоразрушающим нструментом и наземным оборудованием (вертлюг). Бурильная колонна предназначена для выполнения следующих основных функций:

- передачи вращения от ротора породоразрушающему инструменту;- передачи неподвижному столу ротора реактивного крутящего момента, возникающего при бурении скважины забойными двигателями;- создания на долото осевой нагрузки;- подвода промывочной жидкости для очистки забоя скважины от выбуренной породы, а также для привода забойных гидравлических двигателей;- подъема кернового материала и спуска аппаратуры для исследований в стволе скважины;- проработки и расширения ствола скважины, испытания пластов, ликвидации аварий в скважине.

Бурильная колонна состоит из ведущей трубы, бурильных труб и утяжеленных бурильных труб, соединяемых бурильными замками, муфтами и переводниками. Ведущая труба соединяется с вертлюгом и посредством зажимов взаимодействует с ротором буровой установки. Утяжеленные бурильные трубы устанавливают в нижней части колонны, и они служат для создания осевой нагрузки на долото. Между ведущей и утяжеленными трубами находятся бурильные трубы, составляющие большую часть бурильной колонны.

Ведущие трубы имеют квадратный, шестигранный либо крестообразный профиль с концентрично расположенным круглым или квадратным отверстием для прохода промывочного раствора Ведущие трубы изготовляют из стали групп прочности Д и К, переводники—из стали марки 40ХН (ГОСТ 4543—71) либо из стали марки 45 (ГОСТ 1050—74). Левая резьба для навинчивания верхнего переводника ПШВ. Правая резьба – для нижнего переводника ПШН Материал: трубы стали групп проката Д и К, 36Г2С переводники: 40ХН, 40Х, 45. Диаметр труб 114, 140, 168 мм Сторона квадрата 112, 140, 155 еще 65,80 мм.

Бурильная труба представляет собой бесшовное изделие кольцевого сечения, полученное прокаткой. Между собой трубы соединяются посредством бурильных замков, состоящих из ниппеля и муфты, которые присоединяются к концам бурильной трубы с помощью резьбы или сварки. Особенность бурильных труб — наличие высаженных концов. Вследствие высадки увеличивается поперечное сечение концевых участков, что позволяет ослабить влияние резьбы, являющейся источником концентрации напряжений, на усталостную прочность бурильной трубы Стальные буровые трубы выпускаются наружными диаметрами 60, 73, 89, 102, 114, 127, 140, 168 и толщинами стенок 7, 8, 9, 10, 11 мм.

Утяжеленные бурильные трубы (УБТ) представляют собой горячекатаные толстостенные трубы кольцевого сечения. Известны конструкции утяжеленных бурильных труб квадратного сечения, а также с продольными. Либо спиральными канавками на наружной поверхности. УБТС диаметры 120,133, 146,178,203,219,229,245,254,273,299. Материал 38ХНЗМФА, 40ХН2МА,40Х.

МАТЕРИАЛ БУРИЛЬНЫХ ТРУБ

По ГОСТ 631—75 бурильные трубы и муфты изготовляются из сталей, которые в зависимости от механических свойств разделяются по группам прочности: Д, К, Е, Л, М, Р, Т.

Стали всех групп прочности имеют одинаковые пластические свойства: относительное удлинение 6=10—12% (сталь группы Д—12—16%); относительное сужение после разрыва 40%; ударную вязкость 400 кДж/м2.

Для изготовления трубных изделий используются стали марок 45; 36 Г2С; 40Х; 40ХН; 40ХНМ; 20ХГ2Б. Трубы из стали группы прочности К и выше легируются с последующей термообработкой (нормализация, нормализация с отпуском), а трубы из углеродистых сталей проходят закалку и отпуск. Муфты для труб диаметром до 114 мм включительно выпускают из стали, прочность которой на одну группу превышает группу прочности грубы.

Трубы диаметром свыше 114 мм и муфты к ним изготовляют из сталей одной группы прочности. Легкосплавные бурильные трубы изготавливают из дюралюминия: сплав алюминия, меди, магния и марганца (сплав Д16-Т). Для изготовления УБТ типа УБТС используют стали марки 40ХН2МА и 38ХН3МФА.

Нагрузки, действующие на колонну:

а) осевая нагрузка от веса; б) крутящий момент; в) изгиб: - профиль ствола, - устойчивость; г) трение о стенки скважины; д) давление внутри колонны от промывочной жидкости.

Бурильные колонны рассчитывают на прочность от действия собственного веса, передаваемого крутящего момента и изгиба, вызванного потерей устойчивости в результате вращения.Нагрузки, возникающие в процессе ликвидаций прихватов, разгона и торможения бурильной колонны при спуско-подъемных операциях, а такаке в результате трения о стенки скважины и вибраций, создаваемых долотом и забойным двигателем, учитываются при выборе необходимого запаса прочности. На статическую прочность бурильную колонну рассчитывают, исходя из условия =G/F<σT/[Sσ]=[σ]

где σ — напряжение растяжения; G — расчетная нагрузка; F— площадь поперечного сечения гладкой части бурильной трубы; σT — предел текучести материала; [Sσ] — допускаемый запас прочности на растяжение.

Расчетная нагрузка определяется по формуле: G=[(l — l0) q+ l0 q0 +Gзд](1-ρж/ρ)+(рn+р0)FП

где 1 и lo — длина бурильной колонны и УБТ, м; q и q0 — вес 1 м бурильной трубы и УБТ, Н; Gзд — вес забойного двигателя, Н; ρж и ρ — плотность промывочной жидкости и материала труб, кг/м3; рn и р – перепад давления в забойном двигателе и долоте, Па; FП – площадь проходного канала трубы, м2.

При роторном бурении бурильная колонна испытывает одновременно растяжение от собственного веса, кручение от вращения бурильной колонны и долота; продольный изгиб, возникающий в результате потери устойчивости.

Наибольшие напряжения от собственного веса и передаваемого крутящего момента испытывают верхние сечения бурильной колонны. Согласно теории наибольших касательных напряжений (третьей теории прочности), условие прочности при

где Мк – крутящий момент, Wк – полярный момент сопротивления гладкой части трубы.

При роторном бурении запас статической прочности бурильной колонны без учета ее облегчения в жидкости должен быть не менее 1,4.

Расчет на сопротивление усталости является основным, так как большинство поломок бурильных труб, наблюдаемых при роторном бурении, происходит в результате усталостных повреждений При расчете на сопротивление усталости учитываются напряжения от собственного веса и изгиба бурильной колонны. Напряжения σmin от собственного веса остаются постоянными и суммируются с переменными напряжениями σа, от изгибающего момента σmax= σmin+2σа

Сопротивление усталости резьбовых соединений считается обеспеченным, если запасы прочности составляют: по амплитуде 2,5 - 4; по максимальным напряжениям 1,25 – 2,5.

4. Резьбовые соединения элементов бурильной колонны. Контроль параметров, определение момента затяжки.

Трубы, муфты, переводники и другие элементы бурильной колонны соединяются коническими резьбами, которые по сравнению с цилиндрическими резьбами обладают важными для условий бурения преимуществами. Натяг, создаваемый при свинчивании конической резьбы, обеспечивает надежную герметизацию стыкуемых элементов бурильной колонны. В отличие от цилиндрической резьбы число оборотов, необходимое для свинчивания и развинчивания конической резьбы, не зависит от числа ниток, находящихся в сопряжении, и составляет

N = (2h+ )/К Р где h — рабочая высота профиля резьбы; — диаметральный натяг свинченного соединения; К — конусность резьбы; Р — шаг резьбы. Из формулы следует, что число оборотов, необходимое для свинчивания, уменьшается при увеличении шага и конусности резьбы. Поэтому бурильные замки и другие часто свинчиваемые и развинчиваемые детали имеют более крупную коническую

Рис. V.6. Резьба бурильных труб:

1 — линия, параллельная оси резьбы; 2 — линия среднего диаметра резьбы резьбу. Коническая резьба по сравнению с цилиндрической того же диаметра обеспечивает более высокую прочность

соединения на растяжение за счет большей площади опасных сечений, совпадающих с последними нитками резьбы. Для перенарезки конической резьбы достаточно отрезать 15—30 мм от торца резьбы Конические резьбы имеют различные профили. В трубах нефтяного сортамента наиболее распространены конические резьбы

треугольного профиля с углом при вершине 60°, сопряжением по боковым сторонам профиля и зазорами по наружному и внутреннему диаметрам резьбы (рис. V.6, а). Расширяется область применения конических резьб с трапецеидальным или упорным профилем, с сопряжением по внутреннему и наружному диаметрам резьбы и зазорами по одной из боковых сторон профиля (рис. v.6, б).

Расчетные диаметральные размеры конических резьб задаются в основной плоскости. Основной плоскостью называют перпендикулярное к оси резьбы расчетное сечение, расположенное на заданном расстоянии от базы конуса. За базу резьбового конуса на трубах обычно принимается конец сбега резьбы (последняя риска на трубе), а у замковых резьб —упорный уступ ниппельной части и упорный торец муфтовой части. В основной плоскости размеры конической резьбы совпадают с размерами

двух сечениях, перпендикулярных к оси, отнесенная к расстоянию l между этими сечениями:

К =(d1-d2)/l

Угол между образующей конуса и осью резьбы называют углом уклона. Угол уклона и конусность связаны между собой — зависимостью

К = 2tg

Шаг резьбы измеряется параллельно оси резьбы трубы и муфты. Биссектриса угла профиля резьбы должна быть перпендикулярна к оси резьбы трубы и муфты.

Основные параметры профиля трубной резьбы по ГОСТ 631—75: число ниток на длине, мм; шаг резьбы Р, мм; глубина h1, мм; рабочая высота профиля, мм; радиус закруглений, мм: вершин профиля r, впадин профиля; зазор z, мм; конусность К; угол уклона .

Трубная резьба нарезается на концах бурильных труб, в соединительных муфтах и присоединительных концах бурильных замков. На соединительных концах муфты и ниппеля бурильных замков, утяжеленных бурильных труб, на наружных концах переводников ведущей трубы, а также в долотах и ловильном инструменте применяется замковая резьба по ГОСТ 5286—75.

Проверка резьбы бурильных геологоразведочных труб ниппельного соединения (ГОСТ 8467—83)

1. Наружную резьбу проверяют следующими калибрами:

а) проходным резьбовым кольцом (ПР), чтобы внутренний диаметр и толщина витка резьбы не выходили за верхнюю границу поля допуска; кольцо ПР должно свободно навинчиваться на резьбу изделия; б) непроходным резьбовым кольцом (НЕ), чтобы толщина витка резьбы не выходила за нижнюю границу поля допуска; кольцо

НЕ не должно навинчиваться на резьбу изделия; допускается частичное навинчивание кольца НЕ, но не более чем на два оборота; в) резьбовым кольцом (СП-НЕ), чтобы внутренний диаметр резьбы не выходил за нижнюю границу поля допуска; кольцо СП-

НЕ не должно навинчиваться на резьбу изделия; Примечание. Допускается вместо колец СП-НЕ применять специальные скобы того же назначения;

г) предельными гладкими скобами или кольцами ПР и НЕ проверяют наружный диаметр резьбы.

2. Внутреннюю резьбу проверяют следующими калибрами:

а) проходной резьбовой пробкой (ПР), чтобы наружный диаметр и ширина впадины резьбы не выходили за нижнюю границу поля допуска; пробка ПР должна свободно ввинчиваться в резьбу изделия; б) непроходной резьбовой пробкой (НЕ), чтобы ширина впадины резьбы не выходила за верхнюю границу поля допуска; пробка

НЕ не должна ввинчиваться в резьбу изделия; допускается частичное ввинчивание пробки НЕ, но не более чем на два оборота; в) резьбовой пробкой (СП-НЕ), чтобы наружный диаметр резьбы не выходил за верхнюю границу поля допуска; пробка СП-НЕ не должна ввинчиваться в резьбу изделия; г) предельными гладкими пробками ПР и НЕ проверяют внутренний диаметр резьбы.

Контроль шероховатости поверхности резьбы.

Для проверки шероховатости поверхности резьбы может быть рекомендован метод слепков с последующим измерением высоты неровностей на/приборе типа ПССС (ГОСТ 9847—79) или на профилометрах.

Контроль конусности по наружному диаметру резьбы и стабилизирующего пояска.

Конусность по наружному диаметру резьбы и стабилизирующего пояска проверяют с помощью гладких калибров-колец, предназначенных для проверки натяга.

При контроле гладкий калибр-кольцо надевают на резьбу, и если при этом происходит качание в поперечном направлении, то калибр отжимают к одной стороне резьбы, а образовавшийся зазор измеряют с помощью набора пластинчатых щупов (рис. 3.29). Зазор в этом случае характеризует отклонение разности диаметров от номинального значения на длине контакта резьбы с калибром.

Если гладкий калибр не имеет качания, то щупом проверяют зазоры между калибром и резьбой (или пояском) по всей окружности. Суммарный зазор, измеренный в двух диаметрально противоположных сторонах, характеризует отклонение разности диаметров на длине калибра

Контроль конусности по внутреннему диаметру резьбы

Для измерения конусности по внутреннему диаметру резьбы применяют прибор ИНК.-1. В измерительном стержне индикатора и в микрометрическом витке укрепляют шариковые наконечники, которые должны одновременно касаться впадины профиля и одной из боковых сторон профиля . Диаметры шариковых наконечников выбирают в пределах 1,8—2,2 мм.

Контроль шага резьбы

Шаг резьбы измеряют с помощью накладного индикаторного-шагомера типа ШИ.

Контроль углов наклона профиля

Углы наклона профиля можно контролировать на образцах, отрезанных от трубы, а также с помощью отливок, сделанных с резьбы и измеряемых затем инструментальным или универсальным микроскопом.

Контроль высоты профиля

Высоту профиля измеряют специальным индикаторным глубиномером, состоящим из колодки и укрепленного в ней индикатора часового типа (см. рис. 3.28).

В измерительном стержне индикатора укреплен контактный наконечник конической формы с углом конуса 40—50°, вершина наконечника скруглена радиусом приблизительно 0,15 мм. Высота профиля резьбы должна находиться в пределах 1,65— 1,75 мм.

Контроль соосности резьбы и конического стабилизирующего пояска

Соосность резьбы и конического пояска контролируют с помощью специального индикаторного приспособления. При измерении основание устанавливается по вершинам резьбы вдоль образующей, для ограничения осевого перемещения упорная планка прижимается к торцу трубы, при этом наконечник индикатора должен касаться поверхности конического пояска примерно в середине его рабочей длины.

Контроль перпендикулярности торца трубы относительно оси резьбы.

Перпендикулярность торца контролируют с помощью специального индикаторного прибора

Проверка неплоскостности торца трубы

Неплоскостность торца трубы проверяют с помощью лекальной линейки и щупа

(рис. 3.36).

Лекальная линейка плотно прижимается к торцу трубы в диаметральном сечении. Пластинчатый щуп толщиной 0,1. мм не должен входить в зазор, образовавшийся между линейкой и торцом трубы со стороны наружной или внутренней поверхности трубы.

5. Назначение, устройство и принцип работы ротора бурильной установки. Основные параметры.

Буровой ротор предназначен для выполнения следующих операций:

-вращения поступательно движущейся бурильной колонны в процессе проходки скважины роторным способом;

-восприятия реактивного крутящего момента и обеспечения продольной подачи бурильной колонны при использовании забойных двигателей;

-удержания бурильной или обсадной колонны труб над устьем скважины при наращивании и спуско-подъемных операциях;

-проворачивания инструмента при ловильных работах и других осложнениях, встречающихся в процессах бурения и крепления скважины.

Роторы относятся к числу основных механизмов буровой установки и различаются по диаметру проходного отверстия, мощности и допускаемой статической нагрузке. По конструктивному исполнению роторы делятся на неподвижные и перемещающиеся возвратно-поступательно относительно устья скважины в вертикальном направлении.

Выпускаются роторы в двух исполнениях:

1.с пневматическим клиновым захватом ПКР для удержания труб

2.без ПКР

УСТРОЙСТВО

1 - стол ротора; 2, 13 - зубчатые конические шестерни; 3, 4 — главная и вспомогательная опоры; 5 — станина; 6 — крестовина карданного вала или цепное колесо (звездочка); 7 — подшипник, воспринимающий радиальные и основные нагрузки; 8 — ведущий вал; 9 — стопорное устройство; 10 — ограждение стола ротора; 11 — вкладыши ротора; 12 — зажимы; 14 — радиальный подшипник; 15 — втулка; 16 – масло Расчет основных параметров ротора.

Параметры ротора определяют исходя из конструкции скважины, компоновки бурильной колонны и требований, предъявляемых технологиями бурения и крепления скважин.

Диаметр проходного отверстия в столе ротора должен быть достаточным для спуска долот и обсадных труб, используемых при бурении и креплении скважины. Для этого необходимо, чтобы отверстие в столе ротора было больше диаметра долота при бурении под направление:

D = Dдн +δ,

где D - диаметр проходного отверстия в столе ротора; Dдн - диаметр долота при бурении под направление скважины; δ - диаметральный зазор, необходимый для свободного прохода долота (δ =30-50 мм).

Допускаемая статическая нагрузка на стол ротора должна быть достаточной для удержания в неподвижном состоянии наиболее тяжелой обсадной колонны, применяемой в заданном диапазоне глубин бурения.

Наряду с этим допускаемая статическая нагрузка не должна превышать статической грузоподъемности подшипника основной опоры стола ротора. Исходя из рассмотренных условий, можно записать

Gmax < P<C0,

где Gmax - масса наиболее тяжелой колонны обсадных труб, применяемой в заданном диапазоне глубин бурения; Р - допускаемая статическая нагрузка на стол ротора; Со - статическая грузоподъемность подшипника основной опоры стола ротора.

1) Мощность передаваемая на ротор

NP=(NX+NД)/hP,

NX;NД - мощности на холостое вращение труб и разрушение горной породы; hP - к.п.д. ротора

Мощность, расходуемая на вращение долота и разрушение забоя скважины

NД = m0×P×n×RСР

где m0 - коэффициент сопротивления долота; Р - осевая нагрузка на долото, кН; n-частота вращения долота, с-1; RСР - средний радиус долота, м.

2) Крутящий момент на столе ротора МР = NР/w,

3)Окружное усилие , действующее в зубчатом зацеплении Р=2МР/d2,

d2 - диаметр колеса

4)Расчетная эквивалентная нагрузка для упорно-радиальных подшипников

РА = (x×FP+y×FA)×КТ×КБ×КЭ×КК

х - коэффициент радиальной нагрузки у - коэффициент осевой нагрузки КТ - температурный коэффициент КБ - коэффициент безопасности

КЭ - коэффициент эквивалентной нагрузки КК - кинематический коэффициент

FP - радиальная нагрузка FA - осевая нагрузка

FA = G+NT+N2

G - вес стола ротора

NT - осевое усилие от трения ведущей трубы о вкладыши ротора N2 - осевое усилие в зубчатом зацеплении

5) Частоту вращения стола ротора выбирают в соответствии с требованиями, предъявляемыми технологией бурения скважин.

6.Назначение, устройство и принцип работы бурового вертлюга. Основные параметры.

Вертлюг – это промежуточное звено между поступательно перемещающимся талевым блоком с крюком, буровым рукавом и вращающейся буровой колонны. Вертлюг предназначен для подвода бурового раствора во вращающуюся буровую колонну.

В процессе бурения вертлюг подвешивается к автоматическому элеватору либо к крюку талевого механизма и посредством гибкого шланга соединяется со стояком напорного трубопровода буровых насосов. При этом ведущая труба бурильной колонны соединяется с помощью резьбы с вращающимся стволом вертлюга, снабженным проходным отверстием для бурового раствора. Во время спуско-подъемных операций вертлюг с ведущей трубой и гибким шлангом отводится в шурф и отсоединяется от талевого блока. При бурении забойными двигателями вертлюг используется для периодических проворачиваний бурильной колонны с целью предотвращения прихватов.

1 – ствол; 2,8 – уплотняющие сальники; 3 – корпус; 4, 7 – радиальные подшипники; 5 – основная опора; 6 –вспомогательная опора; 9 – напорная труба; 10 – напорный сальник; 11 – ось штропа; 12 – штроп; 13 –отвод; 14 – буровой рукав; 15 – крышка вертлюга.

К вертлюгам предъявляются следующие основные требования:

1) поперечные габариты не должны препятствовать его свободному перемещению вдоль вышки при наращивании бурильной колонны и спуско-подъемных операциях; 2) быстроизнашиваемые узлы и детали должны

быть удобными для быстрой замены в промысловых условиях; 3) подвод и распределение масла должны

обеспечить эффективную смазку и охлаждение трущихся деталей вертлюга;

1) устройство для соединения с талевым блоком должно быть надежным и удобным для

быстрого отвода и выноса вертлюга из шурфа. Основные параметры:

1. допускаемая статистическая нагрузка – постоянная осевая нагрузка, которую может выдержать вертлюг без разрушения при невращающемся стволе.

2.максимальное давление – должно быть не меньше наибольшего давления насосов 3.диаметр проходного отверстия ствола - с увеличением диаметра снижается скорость потока, уменьшатся гидравлические

потери и износ внутренней по-верхности ствола, что способствует увеличению наружного диаметра, уве-личению скорости скольжения, и износ ствола и его уплотнений.

4.частота вращения ствола вертлюга (с частотой вращения ствола ротора)

5.Высота штропа – должна быть достаточной для соединения вертлюга с крю-ком в талевом механизме.

Допускаемая статическая нагрузка — постоянная осевая нагрузка, которую может выдержать вертлюг без разрушения при невращающемся стволе. Динамическая нагрузка установлена исходя из условия обеспечения расчетного ресурса основной опоры вертлюга. Максимальное давление прокачиваемой жидкости определяется, исходя из режима промывки скважины. Диаметр проходного отверстия ствола на основе опыта эксплуатации принимается равным 75–90 мм. Частота вращения ствола вертлюга совпадает с частотой вращения стола ротора 15—250 об/мин. Высота штропа должна быть достаточной для соединения вертлюга с крюком талевого механизма. Ствол расч. на прочность и выносл-ть по эквивалентной нагрузке. Штроп вертлюга рассчитывается по наибольшей действующей статической нагрузке, как брус с криволинейной осью. Верхнее сечение штропа и проушина рассчитываются как толстостенное кольцо по формуле Ляме. Приближенно корпус расч., как двухопорную балку фигурного сечения. При самоуплотняющихся манжетах, расположенных в отдельных камерах, наибольшее контактное давление приходится на первую манжету со стороны высокого давления. Напорную трубу и корпус сальника расч. на прочность по макс-му испытательному давлению как тонкостенные сосуды. Главная опора расч. на долговечность по приведённой эквив-й нагрузке.

7. Талевая система буровой установки. Состав и назначение отдельных узлов, конструкция элементов. Правила эксплуатации.

Талевая система буровых установок служит для преобразования вращательного движения барабана лебедки в поступательное перемещение крюка, на котором подвешена колонна, а также для уменьшения силы натяжения струн и конца каната, навиваемого на барабан лебедки, за счет увеличения скорости его движения.

Талевая система состоит из неподвижного кронблока, подвижного талевого блока, гибкой связи (талевого каната, соединяющего неподвижный и подвижный блоки), бурового крюка, штропов и элеватора, на которые подвешивают колонну бурильных или обсадных труб, устройства для крепления неподвижного конца талевого каната, допускающего перепуск каната.

Внастоящее время талевый блок и подъемный крюк объединяют в один механизм - крюкоблок. Назначения:

Кронблок и талевый блок служат для размещения свободно вращающихся шкивов по которым проходит канат талевой системы. Кронблок и талевый блок представляют собой конструкцию, в которой группа свободно вращающихся шкивов смонтирована на подшипниках. Оси закрепляют на раме. Конструкции шкивов и их подшипниковых опор выполняются одинаковыми в обоих блоках.

Буровой крюк предназначен для подвешивания бурильных и обсадных колонн. В процессе бурения крюк удерживает подвешанный на штропе вертикально перемещающийся вертлюг с вращающийся бурильной колонной; воспринимает крутящий момент, возникающий на опоре вертлюга при вращении бурильной колонны ротором. Состоит из трех рогов: двух боковых и одного центрального.

Талевые системы характеризуются максимальной допустимой нагрузкой, числом рабочих струн каната и его диаметром.

Вталевых системах используются стальные канаты только круглого сечения двойной свивки из одинаковых канатов.

При выборе и оценке конструкции талевой системы следует иметь в виду, что от ее типа и конструкции во многом зависит скорость СПО, являющаяся важным фактором в процессе проводки скважин.

С увеличением числа шкивов и струн в оснастке больше истирается канат, с уменьшением их числа канат более нагружен и уменьшается число его перегибов при выполнении им той же работы. Практикой эксплуатации установлено, что целесообразнее применять такую оснастку, при которой число слоев навивки каната на барабан лебедки составляло не более двух-трех.

Под оснасткой талевой системы понимается навеска каната на шкивы кронблока и талевого блока в определенной последовательности, исключающей перекрещивание каната и трение его струн друг о друга. Существует два типа оснастки: параллельная, когда ось талевого блока параллельна оси кронблока, и крестовая, когда оси талевого блока и кронблока перпендикулярны.

параллельная

крестовая Крестовая имеет преимущество - исключает закручивание талевого блока и трение струн каната друг о друга.

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

до с. 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:

;