Головна
Банківська справа  |  БЖД  |  Біографії  |  Біологія  |  Біохімія  |  Ботаніка та с/г  |  Будівництво  |  Військова кафедра  |  Географія  |  Геологія  |  Екологія  |  Економіка  |  Етика  |  Журналістика  |  Історія техніки  |  Історія  |  Комунікації  |  Кулінарія  |  Культурологія  |  Література  |  Маркетинг  |  Математика  |  Медицина  |  Менеджмент  |  Мистецтво  |  Моделювання  |  Музика  |  Наука і техніка  |  Педагогіка  |  Підприємництво  |  Політекономія  |  Промисловість  |  Психологія, педагогіка  |  Психологія  |  Радіоелектроніка  |  Реклама  |  Релігія  |  Різне  |  Сексологія  |  Соціологія  |  Спорт  |  Технологія  |  Транспорт  |  Фізика  |  Філософія  |  Фінанси  |  Фінансові науки  |  Хімія

Обладнання бурової установки - Географія

Тальовая система Призначення, схеми і пристрій

В процесі проводки свердловини підіймальна система виконує різні операції. У одному випадку вона служить для проведення СПО з метою заміни зношеного долота, спуску, підйому і утримання на вазі бурильних колон при відборі керна, ловильных або інших роботах в свердловині, а також для спуску обсадных труб. У інших випадках забезпечує створення на крюку необхідного зусилля для видобування з свердловини прихопленої бурильної колони або при аваріях з нею. Для забезпечення високої ефективності при цих різноманітних роботах підіймальна система має два вигляду швидкостей підіймального крюка: технічну для СПО і технологічну для інших операцій.

У зв'язку із зміною ваги бурильної колони при підйомі для забезпечення мінімуму витрат часу підіймальна система повинна володіти здатністю змінювати швидкості підйому відповідно до навантаження. Вона також служить для утримання бурильної колони, спущеної в свердловину, в процесі буріння.

Підіймальна система установки (мал. III.1) являє собою полиспастный механізм, що складається з кронблока 4, талевого (жвавого) блоку 2, стального каната 3, що є гнучким зв'язком між буровою лебідкою 6 і механізмом 7 кріплення нерухомого кінця каната. Кронблок 4 встановлюється на верхньому майданчику бурової вежі 5. Жвавий кінець А каната 3 кріпиться до барабана лебідки 6, а нерухомий кінець Би -- через пристосування 7 до основи вежі. До талевому блоку приєднується крюк 1, на якому підвішується на штропах элеватор для труб або вертлюг. У цей час талевый блок і підіймальний крюк в багатьох випадках об'єднують в один механізм -- крюкоблок.

ЕКСПЛУАТАЦІЯ ТАЛЕВЫХ СИСТЕМ

Підготовка талевого каната до оснащення:

Діаметр каната і число струн в оснащенні вибирають з урахуванням максимально можливого навантаження на крюку, при якому був би двійчастий запас міцності, а при СПО -- потрійною, найвигіднішою є чотири-п'ятикратний запас.

Канат необхідної міцності повинен мати діаметр, відповідний діаметру жолоба шківів талевого блоку і кронблока.

Застосовувати в талевых системах канати з діаметром більше розрахункового не можна в зв'язку з можливістю його затиснення в жолобах шківів і швидким зносом. Допускається застосування канатів діаметром менше розрахункового на 10%. Необхідний для оснащення канат підбирають по паспорту і перевіряють відповідність маркіровки на бочці барабана паспортним даним, оглядають канат відповідно до інструкції і складають акт приймання, про що роблять відповідні записи в буровому журналі.

Фактичний коефіцієнт запасу міцності каната перевіряють шляхом порівняння агрегатної міцності каната, вказаної в паспорті, з вірогідним найбільшим навантаженням на канат.

Для огляду бочку з канатом встановлюють на козли і обертають барабан по стрілці, вказаній на бочці. При перемотке каната недопустиме утворення петель і перекруток. Відрізають канат спеціальної канаторезкой. Перед тим, як відрізати канат, обидва майбутні його кінці повинні бути закладені так, щоб уникнути їх розкручення. Кінці закладають щільним намотуванням в'язального дроту.

Новий канат потрібно зберігати на барабані в приміщенні або під навісом, що виключає попадання вологи в барабан. Іржаві канати або канати, що мають негустину свивки пасм, порвану дроту і інші дефекти до експлуатації не допускаються.

Оснащення талевой системи:

По мірі збільшення глибини свердловин вага бурильних колон, які доводиться спускати і підіймати, збільшується, а максимальна швидкість намотування ведучої струни талевого каната на барабан лебідки залишається практично незмінною (біля 20 м/з) для бурових установок різних класів. Тому для кожної установки застосовують талевую систему зі своєю кратністю по-лиспаста від 4-х до 14. Це досягається застосуванням різних оснащень 2X3; 3X4; ...; 7X8 (тут перша цифра --)(число шківів талевого блоку, а друга --)(кронблока).

Під оснащенням талевой системи розуміється навішення каната на шківи кронблока і талевого блоку в певній послідовності, що виключає перехрещення каната і тертя його струн один об одну. У цей час створено декілька типів оснащення. Перед тим як приступити до оснащення системи необхідно визначити число шківів в талевом блоці, тип каната, діаметр і розривне зусилля каната. Діаметр каната повинен відповідати розміру канавок шківів талевого блоку і кронбло-ка. При бурінні глибоких свердловин, коли глибина ще невелика і бурильна колона легка, для прискорення СПО канатом оснащують не всі шківи системи, а тільки частина. Надалі проводять переоснастку до повного використання всіх шківів. Однак переоснастка трудомістка і не завжди доцільна.

Оснащення прагнуть виконати так, щоб ведуча струна набігала на один з середніх шківів. У системах АСП струни каната не повинні заважати спуску талевого блоку з свечой, що знаходиться в йому. Неправильно виконане оснащення може викликати тертя канатів або закручення талевого блоку, що може привести до аварії.

Існує два типи оснащень: паралельна, коли вісь того-лівого блоку паралельна осі кронблока, і хрестова, коли осі талевого блоку і кронблока перпендикулярні. Найбільш поширене хрестове оснащення (мал. III.14). Вона має ту перевагу, що виключає закручення талевого блоку і тертя струн каната один об одну.

Оснащення здійснюють таким чином. Бухту каната встановлюють на металеву вісь пристосування, розташованого під підлогою бурової, і з'єднують кінець талевого каната з кінцем пенькового допоміжного каната. Потім раскрепля-ют барабан механізму кріплення і намотують на нього чотири-п'ять витків пенькового каната, після чого цей канат послідовно пропускають через шківи 6 кронблока і V талевого блоку, 1 кронблока і / талевого блоку, потім 5--IV--2--//-- 4, як показано на мал. III.14.

Коли кінець талевого каната з шківа 4 досягне підлоги бурової, від'єднують пеньковый канат, а кінець ведучої струни талевого каната зміцнюють в затискному пристосуванні реборды барабана лебідки і намотують на барабан лебідки вісім -- десять витків. Перед цим нерухомий кінець талевого каната повинен бути затиснутий в механізмі кріплення, після чого скріпляють його барабан з консольним важелем і тарують датчик і індикатор ваги інструмента.

БУРОВІ ЛЕБІДКИ

ПРИЗНАЧЕННЯ, ПРИСТРІЙ І КОНСТРУКТИВНІ СХЕМИ

Лебідка -- основний механізм підіймальної системи бурової установки. Вона призначена для проведення наступних операцій:

спуску і підйому бурильних і обсадных труб;

Утримання колони труб на вазі в процесі буріння або промивки свердловини; приподъема бурильної колони і труб при нарощуванні; передачі обертання ротору; згвинчувати і розгвинчування труб; допоміжних робіт по подтаскиванию в бурову інструмента, обладнання, труб і інш.; підйому зібраної вежі у вертикальне положення.

Бурова лебідка складається із зварної рами, на якій встановлені підіймальний і трансмісійний вали, коробка зміни передач (КПП), гальмівна система, що включає основне (стрічковий) і допоміжне (регулюючий) гальма, пульт управління. Всі механізми закриті запобіжними щитами. Підіймальний вал лебідки, отримуючи обертання від КПП, перетворює обертальний рух силового приводу в поступальний рух талевого каната, жвавий кінець якого закріплений на барабані підіймального вала. Навантажений крюк підіймається з витратою потужності, що залежить від ваги труб, що підіймаються, а спускається під дією власної ваги труб або того-лівого блоку, крюка і элеватора, коли елеватор опускається вниз за черговий свечой.

Лебідки забезпечуються пристроями для підведення потужності при підйомі колони і гальмівними пристроями поглинання енергії, що звільняється при її спуску. Для підвищення до. п. д. під час підйому крюка з ненавантаженим элеватором або колоною змінної ваги лебідки або їх приводи виконують многоскоростными. Перемикання з вищої швидкості на нижчу і зворотно здійснюється фрикційними оперативними муфтами, що забезпечують плавне включення і мінімальну витрату часу на ці операції. Під час підйому колон різної ваги швидкості в коробках передач перемикають періодично. Оперативного управління швидкостями коробки не потрібно.

У залежності від швидкості спуску або підйому крюка і числа струн в талевой оснащенні канат на барабан лебідки навивається і звивається з різними швидкостями. Швидкість крюка при под-ъ-еме колон великої ваги під час технологічних операцій (розходження, ліквідація ускладнення і аварій в свердловині) становить 0,15--0,25 м/з, а іноді і менше. Ці швидкості називаються технологічними, а швидкості підйому бурильних колон і ненавантажений элеватора при СПО змінюються від 0,5 до 1,8 м/з і називаються технічними. Більш високі швидкості підйому погіршують умови намотування каната на барабан і не дають істотного виграшу у часі.

Швидкості спуску колон визначаються їх вагою, довжиною і технологічними умовами свердловини. Найбільша швидкість спус-ка бурильних колон звичайно не перевищує 3 м/з, найменша при спуску обсадных колон 0,2 м/з. У процесі буріння з по- потужністю лебідки подається бурильна колона з швидкістю до 1,5 м/міна.

При підйомі колони канат навивається на барабан лебідки під дією сили тягаря всієї колони, а звивається при спуску ненавантаженого элеватора з невеликим натягненням. У процесі спуску колон канат навивається при невеликому натягненні і великій швидкості, а звивається під дією ваги всієї колони. Це створює важкі умови роботи каната, і він швидко зноситься, особливо при багатошарової навивке на барабан.

Потужність, що передається на лебідку, характеризує основні експлуатаційно-технічні її властивості і є класифікаційним параметром.

Приєднувальні розміри бурової лебідки: діаметр тале-вого каната; відстань від середини барабана до центра зірочки, встановленої на валу ротора. Діаметр каната повинен відповідати розмірам канавок на зовнішній поверхні барабана лебідки і розмірам канавок шківів талевой системи. У разі невідповідності канат буде швидко зноситися. Порушення базової відстані від середини барабана до центра роторной зірочки викличе швидкий вихід з ладу ланцюга приводу ротора і практично унеможливить нормальне буріння свердловини роторным способом.

Сучасні вітчизняні бурові лебідки в основному виконуються по двох компоновочным схемах:

лебідка з всіма компонуючими зборками монтується на одній загальній рамі; ці лебідки мають один головний вал, що приводиться в рух ланцюговими трансмісіями від коробки передач (ЛБ-750, ЛОБУ-1100, ЛОБУ-1700 і інш.);

двох- і трехвальные лебідки, в яких власне лебідка суміщена з КПП і являє собою один агрегат (У2-2-11, У2-5.).

На мал. IV.1 показана одновальная лебідка ЛБ-750, змонтована на загальній рамі / з допоміжним гальмом 7 і станцією управління 8. Ця лебідка має головний вал з барабаном 5, ланцюгові трансмісії Мерзнув, головне гальмо 4 і гальмівну рукоятку 2, яка служить для управління лебідкою з поста бурильника.

На мал. IV.2 приведений підіймальний агрегат, що складається з двох блоків -- одновальной бурової лебідки ЛОБУ-1100 4 і КПП 6,-- які транспортуються окремо, а при монтажі сполучаються в один агрегат. Ланцюгові трансмісії передач приводу барабанного вала лебідки від КПП «тихої» 5 і «швидкої» 7 швидкостей закриті кожухами. Вони включаються оперативними пневматичними фрикційними муфтами з пульта управління 1, Розташованого на підлозі 2 бурової. Головним гальмом лебідки управляють подовженою тягою 3 також з поста бурильника.

Двох- і трехвальные лебідки в цей час майже не виготовляються, але на нефтепромыслах вони ще застосовуються.

РОТОРИ

ПРИЗНАЧЕННЯ І ПРИСТРІЙ

Ротори призначені для обертання вертикально підвішеної бурильної колони з частотою 30--300 про/міна при роторном бурінні або сприйняття реактивного моменту, що крутить при бурінні забойными двигунами. Вони служать також для підтримки на вазі колон бурильних або обсадных труб, що встановлюються на його столі на элеваторе або клиньях. Ротори також використовуються при відгвинтитися і згвинчувати труб в процесі СПО, ловильных і аварійних робіт. Ротор являє собою як би конічний зубчатий редуктор, ведене конічне колесо якого насаджане на втулку, сполучену зі столом. Вертикальна вісь стола розташована по осі свердловини.

На мал. V.1 показана схема ротора. Стіл 5 має отвір діаметром 250--1260 мм в залежності від типоразмера ротора. У отвір стола встановлюють вкладиші 7 і затиски ведучої труби 6, через які передається момент, що крутить. Велике конічне колесо 4 передає обертання столу ротора, укріпленому на основної 3 і допоміжної 2 опорах, змонтованих в корпусі 1, створюючому одночасно масляну ванну для змазки передачі і підшипників.

Зверху стіл захищений огорожею 8. Швидкохідний ведучий вал 10 розташований горизонтально на підшипниках 11, що сприймають радіальні і горизонтальні навантаження. Вал 10 приводиться: у обертання від ланцюгової зірочки 12 або за допомогою вилки карданного вала, розташованою на кінці вала. Ротор забезпечений стопором 9, при включенні якого обертання стола стає неможливим. Фіксація стола ротора необхідна при СПО і бурінні забойными двигунами для сприйняття реактивного моменту.

Привід ротора в бурових установках з розташуванням лебідки на підлозі бурової здійснюється ланцюговою трансмісією від лебідки або від КПП карданною передачею, при установці лебідки нижче за підлогу бурової -- додатковою трансмісією від лебідки або індивідуальним приводом від електродвигуна постійного струму (мал. V.2), бурової, що розташовується під підлогою. Така конструкція забезпечує вільний простір для роботи персоналу бурової бригади.

КОНСТРУКЦІЇ РОТОРІВ І ЇХ ЕЛЕМЕНТІВ

Ротор Р-560 (мал. V.3) складається з наступних основних зборок і елементів. Станина 7-- основний елемент ротора. Звичайно вона являє собою стальне відливання коробчатой форми, всередині яким змонтовані основні зборки і деталі. Внутрішня порожниста частина станини -- масляна ванна для змазки конічної зубчатої пари і підшипників опор стола ротора і привідний вала.

Стіл ротора 2 -- основна частина, що обертається, що приводить у обертання через роз'ємні вкладиші 4 і затиски 5 ведучу трубу і сполучену з нею спущену в свердловину бурильну колону. Стіл ротора монтується на двох кульових опорах -- головної 3 і допоміжної 8. Головна опора 3 сприймає динамічні циклічно діючі навантаження -- радіальну від моменту, що крутить, що передається і осьову від тертя ведучої труби об затиски 5 ротора при подачі колони і від ваги стола ротора, а також статичне навантаження від ваги колон труб і інших елементів при установці їх на стіл ротора.

Допоміжна опора 8 стола служить для сприйняття радіальних навантажень від зубчатої передачі і осьових ударів при бурінні або підйомі колони. Периферійний зазор між станиною 7 і столом 2 ротора виконаний у вигляді лабіринту, застережливого проникнення бурового розчину і бруду всередину станини і викидання змазки з ротора при обертанні стола. Зверху стіл ротора закритий обгороджуванням /, службовцем для установки на ньому элеваторов і іншого обладнання при СПО і захисту операторів.

Горизонтальний привідний вал 6 виконується звичайно у вигляді окремої зборки, в якій вал з ведучою конічною шестернею, насаджаною на ньому, монтується на роликоподшипниках у втулці. Здвоєний радіально-наполегливий підшипник, що сприймає радіальні і осьові навантаження від зубчатої передачі, встановлюється поруч з конічною шестернею. Друга опора вала -- циліндричний роликоподшипник. На зовнішньому кінці вала монтується або ланцюгова зірочка 9 при приводі ротора ланцюговою передачею від лебідки, або шарнір карданного вала.

Роз'ємні вкладиші 4, що складаються з двох половин, встановлюють в прохідний отвір ротора, верхня частина якого забезпечена квадратною виїмкою. Верхня частина вкладишів також має квадратну форму, в яку входять виступи верхньої частини затисків 5 ведучої труби або роликового затиску при бурінні. При СПО в отвір вкладишів вставляють конусную втулку для клинового захвата. При бурінні затиски 5 або роликові затиски закріплюють болтами, залишають на ведучій трубі і разом з нею відпускають в отвір вкладишів 4.

Стопорний пристрій 10 служить для фіксації стола ротора. Рукоятка управління стопорним пристроєм розташована в поглибленні верхньої огорожі ротора. У поглибленні вона захищена від пошкоджень і, крім того, не заважає працювати. При перекладі рукоятки в робоче положення висувається упор, вхідний в один з спеціальних прорізів на зовнішній поверхні стола, і перешкоджає обертанню.

Для полегшення труда робітників і прискорення СПО ротори комплектують пневматичними клиновыми захватами, для чого на роторі передбачений кронштейн, до якого приєднується механізм підйому і опускання в отвір ротора клиньев.

Діаметр отвору в столі ротора і максимальне статичне навантаження на стіл ротора --основні класифікаційні параметри. Вони визначають максимальний діаметр долота і максимальні діаметр і вага обсадной колони, яка може бути спущена в свердловину.

Основні характеристики роторів приведені в табл. V.I.

Для забезпечення взаємозамінності внутрішні розміри роторів і вкладишів і зовнішні розміри вкладишів стандартизовані. Також стандартизовані довжина і діаметр кінця привідний вала ротора і відстань від осі отвору стола до площини першого ряду зубьев привідний зірочки, що забезпечує можливість застосування ротора на будь-якій буровій установці.

БУРОВІ НАСОСИ І ОБЛАДНАННЯ ЦИРКУЛЯЦІЙНОЇ СИСТЕМИ

ФУНКЦІЇ І СХЕМА ЦИРКУЛЯЦІЙНОЇ СИСТЕМИ

Бурові насоси і циркуляційна система виконують наступні функції:

нагнітання бурового розчину в бурильну колону для забезпечення циркуляції в свердловині в процесі буріння і ефективного очищення вибою і долота від выбуренной породи, промивки, ліквідації аварій, створення швидкості підйому розчину в затрубном просторі, достатньої для винесення породи на поверхню;

підведення до долота гідравлічної потужності, що забезпечує високу швидкість витікання (до 180 м/з) розчину з його насадок для часткового руйнування породи і очищення вибою від вы-буренных частинок;

підведення енергії до гідравлічного забойному двигуна.

На мал. VII. 1 показані схема циркуляції бурового розчину і зразковий розподіл втрат натиску в окремих елементах циркуляційної системи свердловини глибиною 3000 м при бурінні роторным способом.

У процесі буріння в більшості випадків розчин циркулює по замкненому контуру. З резервуарів 13 обчищений і підготовлений розчин поступає в подпорные насоси 14, які подають його в бурові насоси /. Останні перекачують розчин під високим тиском (до 30 МПа) по нагнетательной лінії, через стояк 2, гнучкий рукав 3, вертлюг 4, ведучі трубу 5 до гирла свердловини 6. Частина тиску насосів при цьому витрачається на подолання опорів в наземній системі. Далі буровий розчин проходить по бурильній колоні 7 (бурильним трубам, УБТ і забойному двигуну 9) до долота 10. На цьому шляху тиск розчину знижується внаслідок витрат енергії на подолання гідравлічних опорів.

Потім буровий розчин внаслідок різниці тиску всередині бурильних труб і на вибої свердловини з великою швидкістю вийде з насадок долота, очищаючи вибій і долото від выбурен-ной породи. Частина енергії розчину, що Залишилася затрачується на підйом выбуренной породи і подолання опорів в затрубном кільцевому просторі 8. Піднятий на поверхню до гирла 6 відпрацьований розчин проходить по растворопроводу 11 в блок очищення 12, де з нього віддаляються в комору 15 частинки выбуренной породи, пісок, мул, газ і інші домішки, поступає в резервуари 13 з пристроями 16 для відновлення його параметрів і знов прямує в подпорные насоси.

Нагнетательная лінія складається з трубопровода високого тиску, по якому розчин подається від насосів / до стояка 2 і гнучкого рукава 3, що з'єднує стояк 2 з вертлюгом 4. Напірна лінія обладнується засувками і контрольно-вимірювальною апаратурою. Для роботи в районах з холодним кліматом передбачається система обігріву трубопроводів.

Зливна система обладнується пристроями для очищення і приготування бурового розчину, резервуарами, всмоктуючою лінією, фільтрами, нагнетательными відцентовий насосами, засувками і ємностями для зберігання розчину.

ВЕРТЛЮГИ І БУРОВІ РУКАВА

ПРИЗНАЧЕННЯ І СХЕМИ

Вертлюг -- проміжна ланка між талевым блоком, що поступально переміщається з крюком, буровим рукавом і бурильною колоною, що обертається, яка за допомогою замкового різьблення сполучається через ведучу трубу зі стовбуром верт-люга. Для забезпечення подачі бурового розчину або газу вертлюг, що переміщаються сполучений з напірною лінією за допомогою гнучкого бурового рукава, один кінець якого кріпиться до відведення вертлюга, а другої -- до стояка на висоті, дещо більшої половини його довжини.

На мал. VIII. 1 показана схема розташування вертлюга в буровій при бурінні.

Вертлюг забезпечують можливість вільного обертання бурильної колони при невращающихся корпусі і талевой системі. Він підвішений на її крюку і виконує функції сальника для подачі колони бурового розчину, що всередину обертається, що захитаю насосами по гнучкому рукаву.

На мал. VIII.2 показана принципова схема вертлюга для буріння глибоких свердловин. Основна його деталь, що обертається -- порожнистий стовбур 1, що сприймає вагу бурильної колони. Стовбур, змонтований в корпусі 3 на радіальних 4 і 7 і наполегливих 5 і 6 підшипниках, забезпечений фланцем, що передає вагу колони через головну опору 5 на корпус 3, підвішений до крюка на штропе 12. Опори стовбура фіксують його положення в корпусі, перешкоджають осьовим, вертикальним і радіальним переміщенням і забезпечують стійке положення і легкість обертання.

Вага корпусу вертлюга з шлангом, осьові поштовхи і удари колони знизу вгору сприймаються допоміжною опорою 6. Стовбур вертлюга -- ведений елемент системи. При прийнятому в бурінні нормальному напрямі обертання бурильної колони (за годинниковою стрілкою, якщо дивитися зверху на ротор) стовбур і всі деталі, пов'язаний з ним, щоб уникнути самоотвин-чивания мають ліві різьблення. Штроп 12 кріпиться до корпусу на осях 16, змонтованих в приливах корпусу. Приливи мають форму кишень, які обмежують кут повороту штропа (-- 40°) для установки його в положення, зручне для захвата крюком, коли вертлюг з ведучою трубою знаходяться в шурфі.

До кришки корпусу 15 прикріплене відведення 13, до якого приєднується буровий рукав 14. Буровий розчин поступає з рукава через відведення в приєднану до нього напірну трубу 9, з якої він попадає у внутрішній канал стовбура верт-люга. Зазор між корпусом напірного сальника 10 і напірною трубою 9 ущільнений сальником 11, що забезпечує герметичність при великому робочому тиску бурового розчину.

Напірний сальник 11 під час роторного буріння експлуатується у важких умовах, термін його служби (50--)(100 ч) у багато разів менше, ніж інших деталей вертлюга, тому він виконується быстросменным. У верхній і нижній частинах корпусу вертлюга для ущільнення зазора між корпусом і стовбуром, що обертається встановлюють самоуплотняющиеся манжетний сальники 2 і 8, які оберігають від витікання масла з корпусу і попадання в нього зовні волога і бруд.

У вертлюгах є пристрої для залиття, спуску масла і контролю його рівня, а також сапун для урівноваження з атмосферним тиском пар всередині корпусу, що створюється при нагріві в процесі роботи. Цей пристрій не пропускає масло при транспортуванні вертлюга в горизонтальному положенні.

Типоразмер вертлюга визначається динамічним навантаженням, яке він може сприймати в процесі обертання бурильної колони, допустимим статичним навантаженням і частотою обертання, граничним робочим тиском бурового розчину, що прокачується, масою і габаритними розмірами. Кожних вертлюг мають стандартне ліве конічне замкове різьблення для приєднання до ведучої труби двох-трьох розмірів. Корпус вертлюга виконується обтічної форми для того, щоб він не чіплявся за деталі вежі при переміщеннях. Вертлюги пристосовані до транспортування будь-якими транспортними засобами без упаковки.

КОНСТРУКЦІЇ ВЕРТЛЮГОВ

По конструкції вертлюги для буріння глибоких свердловин, що виготовляються вітчизняними заводами, відрізняються мало. Розглянемо конструкцію вертлюга УВ-250МА (мал. VIII.3). Він складається з стального корпусу, що ллється 5 з двома кишенями для приєднання до нього штропа 11 за допомогою пальців. Внутрішня порожнина корпусу розділена по висоті горизонтальною перемичкою, службовцем опорною поверхнею основної опори стовбура, посиленою для жорсткості вертикальними ребрами. Ця перемичка має кільцевий майданчик, на який встановлюється основний опорний підшипник 4.

Над основною опорою в корпусі знаходяться допоміжний наполегливий підшипник 6, що сприймає зусилля, які виникають вдовж осі від ротора до вертлюгу, і верхній радіальний підшипник 7. Другий радіальний підшипник 3, що центрує стовбур вертлюга 1, розташований в нижній частині корпусу. Стовбур вертлюга / з елементами підшипників, що обертаються 3, 4, 6 і 7 і верхнім напірним сальником 9 складають групу деталей, що обертаються вертлюга.

Зверху корпус вертлюга має круглий отвір. Цей отвір закривається кришкою з кронштейном 8, до якого кріпиться підведення 10. У кришці 8 встановлене верхнє сальнико-вое ущільнення корпусу, а нижнє ущільнення 2 кріпиться до нижньої частини корпусу. Цей сальник служить для попередження витоку масла з корпусу вертлюга в процесі роботи.

Верхній радіальний 7 і наполегливий 6 підшипники малонагружены і мастяться консистентной змазкою, для чого в кришці передбачена прес-маслянка. Головна опора і нижній радіальний підшипник мастяться рідкою змазкою, якою наповнена масляна ванна корпусу. Рідке масло служить не тільки для змазки, але і для відведення тепла, що виділяється в підшипниках. Треба мати на увазі, що при прокачуванні через вертлюг бурового розчину з високою температурою масло у ванні вертлюга нагрівається і додаткове тепло тертя приводить до підвищення температури вище допустимої (іноді більше за 100 °З).

Застосування быстросъемного напірного сальника значно спростило і прискорило його заміну, а конструкція стовбура стала простіше і меншої довжини. Практика експлуатації показує, що застосування великого числа манжет в сальнику не збільшує термін служби ущільнення вертлюга, оскільки відбувається перегрів манжет і їх руйнування внаслідок поганого теплоотвода. Оптимальним є використання двох-трьох робочих манжет. У залежності від конструкції ущільнення здійснюється або першої, або останньою манжетою, при виході з ладу якої починає працювати друга манжета і т. д.

Быстросъемное напірне ущільнення (мал. VIII.4), вживане у вертлюге УВ-250МА, забезпечує подачу в стовбур вертлюга бурового розчину під тиском до 25 МПа. Розчин від підведення 4 вертлюга поступає через напірну трубу 9, розташовану в стовбурі 15 вертлюга. Ця труба жорстко не закріплена і є як би плаваючої. На її верхньому кінці встановлена шпонка, вхідна в паз кільця 7, нерухомо прикріпленого верхньою натискний гайкою 3 до втулки 5.

Зазори між підведенням 4, кільцем 7 і трубою 9 ущільнені торцовой 6 і радіальної 8 манжетами. Необхідне натиснення на ущільнення створюється верхньою натискний гайкою 3 нагвинтити її на втулку 5. Нижній ущільнюючий пристрій, що обертається складається з склянки 2, притиснутої нижньою натискний гайкою / до торця стовбура 15 вертлюга. У склянці розміщені чотири самоуплотняющиеся манжети 10, розділені між собою кільцями 12, що створюють камери, що обмежують деформацію манжет під тиском розчину, що прокачується.

Для зменшення тертя і зносу труби 9 і манжет 10 в манжетний камери періодично захитають ручним насосом через прес-маслянку 11 консистентную змазку. Верхня манжета служить для утримання змазки при закачке, а нижні три манжети ущільняють зазори між трубою 9, кільцями 12 і грундбуксой 13, нижній торець якої ущільнений торцовой манжетою 14. Необхідне натиснення на елементи сальника здійснюється нижньою натискний гайкою /.

Уплотнительные манжети сальника виготовляють з маслостойких гум або резиноасбестовых композицій, або пластмас полиуретановой групи. Напірні труби виготовляють з низ-колегированных цементуемых сталей марок 12ХН2А, 20ХНЗА

і інш. Зовнішня поверхня труб зазнає термохимической обробці для створення шара завтовшки 1,5--3 мм твердістю 56--62 HRC. Зовнішня поверхня зазнає високоточної механічної обробки, полірується або вигладжується роликом для зменшення шорсткості.

Рис. VIII.5. Нижнє ущільнення масляної ванни вертлюга

Нижнє ущільнення масляної ванни вертлюга (мал. VIII.5) служить для запобігання витоку змазки при обертанні вертикально розташованого стовбура вертлюга. Ущільнюючий пристрій складається з двох манжет 4, змонтованих в нижній частині кришки 9 корпусу вертлюга. Кільце 8 за допомогою болтів 7 натискає на манжети 4, які прилягають до зовнішньої поверхні втулки 3, надітої на стовбур 5 вертлюга. Втулка 3, що впирається в кільце підшипника 1, кріпиться на стовбурі 5 гайкою 6 і ущільняється гумовим кільцем 2. У порожнину між манжетами 4 подається через прес-маслянку 10 консистентная змазка, що оберігає витікання масла з ванни. Втулка 3 оберігає від зносу поверхню стовбура, а при зносі її міняють.

У нижній кришці корпусу передбачена відстійна зона, куди через отвори в корпусі попадають з маслом продукти зносу. З боку в нижній частині кришки передбачено зливний отвір, що закривається пробкою, через яку періодично спускають масло з ванни вертлюга.

Стовбур вертлюга -- найбільш навантажена деталь. На нього діють розтягуюча сила від ваги бурильної колони, згинаючий момент і внутрішній тиск розчину. Нижній кінець стовбура має ліве внутрішнє замкове різьблення по ГОСТ 5286--75, службовець для з'єднання через запобіжний переводник з ведучою трубою. Стовбури виготовляють з конструкційних низколегированных сталей марок 40Х, 40ХН, 38ХГН і інш. Стовбур зазнає гартування з відпуском до твердості 280--320 НВ.

На опори стовбура вертлюга діють в основному осьові навантаження: головна опора сприймає вагу бурильної колони, а радіальні підшипники центрують підвішений на крюку вертлюг і сприймають навантаження, що створюються його вагою і частиною ваги прикріпленого до нього гнучкого шланга.

Як головна опора у вертлюгах застосовують наполегливі або радіально-наполегливі підшипники. У важко навантажених вертлюгах для буріння глибоких свердловин використовують ролико-подшипники з конічними, бочкообразными і циліндричними роликами. Ці підшипники застосовують при частоті обертання не більше за 100 про/міна, оскільки циліндричні ролики працюють з прослизанням, що приводить до їх зносу.

У вертлюгах для геологорозвідувального буріння свердловин невеликої глибини і при легких бурильних колонах використовують радіально-наполегливі або радіальні шарикоподшипники, для допоміжних опор вертлюгов звичайно -- наполегливі кулькові або конічні роликоподшипники стандартних серій.

ПРИВОДИ БУРОВИХ УСТАНОВОК

ОСНОВНІ ВИЗНАЧЕННЯ

Приводом бурової установки називається сукупність двигунів і регулюючої їх роботу трансмісій і пристроїв, що перетворюють теплову або електричну енергію в механічну, керівників механічною енергією і що передають її виконавчому обладнанню -- насосам, ротору, лебідці і інш. Потужність приводу (на вході в трансмісію) характеризує основні його споживчі і технічні властивості і є класифікаційним (головним) параметром.

У залежності від первинного джерела енергії, що використовується приводи діляться на автономні, енергопостачання, що не залежать від системи, і неавтономні, енергопостачання, що залежать від системи, з живленням від промислових електричних мереж. До автономних приводів відносяться двигуни внутрішнього згоряння (ДВС) з механічною, гідравлічною або електропередачею. До неавтономних приводів відносяться: електродвигуни постійного струму, що живляться від промислових мереж змінного струму через тиристорные випрямні станції управління; електродвигуни змінного струму з гідравлічною або електродинамічною трансмісією або регульованими тиристорными системами.

Відповідно до кінематики установки привід може мати три основних виконання: індивідуальний, груповий і комбінований або змішаний.

Індивідуальний привід -- кожний виконавчий механізм (лебідка, насос або ротор) приводиться від електродвигунів або ДВС незалежно один від одного. Більш широко цей вигляд приводу поширений з електродвигунами. При його використанні досягається висока маневреність в компонуванні і розміщенні бурового обладнання на основах при монтажі.

Груповий привід -- трохи двигунів сполучені підсумовуючою трансмісією і приводять декілька виконавчих механізмів. Його застосовують при двигунах внутрішнього згоряння,

Комбінований привід -- використання індивідуального і групового приводів в одній установці. Наприклад, насоси приводяться від індивідуальних двигунів, а лебідка і ротор від загального двигуна. У всіх випадках характеристики приводу повинні найбільш повно задовольняти необхідним характеристикам виконавчих механізмів.

Споживачами енергії бурової установки є: в процесі буріння -- бурові насоси, ротор (при роторном бурінні), пристрої для приготування і очищення бурового розчину від выбуренной породи; компресор, водяний насос і інш.;

при спуску і підйомі колони труб -- лебідка, компресор, водяний насос і механізований ключ.

Приводи також діляться на головні (приводи лебідки, насосів і ротора) і допоміжні (приводи інших пристроїв і механізмів установки). Потужність, споживана допоміжними пристроями, не перевищує 10--15% потужності, споживаної головним обладнанням.

Гнучкість характеристики -- здатність силового приводу автоматично або за участю оператора в процесі роботи швидко пристосовуватися до змін навантажень і частот обертання виконавчих механізмів. Гнучкість характеристики залежить від коефіцієнта приспособляемости, діапазону регулювання частоти обертання валів силового приводу і прие-мистости двигуна.

Коефіцієнт гнучкості характеристики визначається відношенням зміни частоти обертання до викликаного ним відхилення моменту навантаження. Він пропорційний передавальному відношенню і зворотно пропорційний коефіцієнту перевантаження.

Приемистостью називається інтенсивність здійснення перехідних процесів, т. е. час, протягом якого двигун і силовий привід реагують на зміну навантаження і змінюють частоту обертання.

Пристосовність -- властивість силового приводу змінювати момент, що крутить і частоту обертання в залежності від моменту опору. Власна приспособляе-мость-- властивість двигуна пристосовуватися до зовнішнього навантаження. Штучна пристосовність -- властивість трансмісій пристосовувати характеристику двигуна до зміни зовнішнього навантаження.

ТРАНСМІСІЇ БУРОВИХ УСТАНОВОК

ЕЛЕМЕНТИ ТРАНСМІСІЇ БУРОВИХ УСТАНОВОК

У буровому обладнанні для здійснення кінематичного зв'язку між валами в механізмах, зміни швидкості і напряму обертання, перетворення моментів, що крутять використовують ланцюгові, клиноременные і зубчаті передачі. У установках малої потужності для геологорозвідувального буріння при невеликих межосевых відстанях між валами (до 0,5 м) використовують майже завжди зубчаті передачі, а при межосевых відстанях більше за 0,5 м -- клиноременные. У установках для експлуатаційного буріння для передачі «великих потужностей (500--)(2000 кВт і більш) і межосевых відстанях більше за 1 м застосовують многорядные ланцюгові і клиноременные передачі. Зубчаті передачі використовують при межосе-вых відстанях менше за 1м -- в редукторах насосів, реверсивних пристроях КПП, приводах роторів і інш.

СИСТЕМИ УПРАВЛІННЯ БУРОВИМИ УСТАНОВКАМИ

ВИДИ, ВИМОГА І ХАРАКТЕРИСТИКИ

Бурова установка являє собою складний комплекс різних машин і механізмів, що забезпечують виконання різноманітних технологічних операцій при проводці свердловин. Ефективність роботи цього комплексу залежить від експлуатаційних якостей, маневреності, чіткості і надійності роботи всіх його елементів. Важливу роль в комплексі грає система управління.

Системи управління забезпечують:

пуск, зупинку і регулювання роботи двигунів;

включення і вимкнення трансмісій, які блокують двигуни, що приводять бурові насоса, ротор або лебідку;

включення і вимкнення бурових насосів, лебідки, ротора, механізму подачі і гальм (гідравлічного, електричного і стрічкового); зміна частоти обертання барабана лебідки, насосів і ротора; включення і вимкнення пристроїв для згвинчувати і розгвинчування бурильних труб;

управління роботою ключів, клиньев і інших механізмів при відгвинтитися і установці бурильних свічкою в магазин в процесі спуску і підйому колони;

управління обладнанням для герметизации гирла свердловини при бурінні і виявах газу;

включення і вимкнення компресора, допоміжної лебідки або насоса, освітлювальної установки, пристроїв для очищення і приготування бурового розчину і інших допоміжних механізмів.

Для приведення в дію органів управління використовуються різні види енергії: в системах ручного механічного управління --сила оператора; в пневматичних, гідравлічних і електричних системах --енергія стислого повітря, рідини або електрики.

Система управління складається з двох типів органів: керуючих функціями головних і допоміжних виконавчих механізмів і апаратури, що сигналізує оператору або реєструючої результати виконання команди.

Система управління (мал. XI. 1) містить п'ять основних органів:

-- що сприймає команду (кнопка, рукоятка, важіль, педаль і інш.), на який впливає оператор -- людина, програмуючий пристрій або мікропроцесор;

-- проміжний, що передає команду до виконавчих механізмів з використанням зовнішньої енергії: тяги, трубопровода, электрокабеля і інш.;

-- виконавчий, що впливає на механізм, що виконує технологічну функцію: муфта зчеплення, золотник, кран і інш.;

-- фіксуючий або що обмежує виконання команди: клямка, кінцевий вимикач, стопор і др;

-- зворотний зв'язок, що інформує оператора про виконання команди або заданого режиму роботи: вимірювальний прилад, манометр, термометр, динамометр, світлова або звукова сигналізація.

У бурових установках застосовується три вигляду систем управління:

централізована -- розташована у поста бурильника і що дозволяє йому управляти основними виконавчими механізмами: лебідкою, насосами, ротором, превенторами і інш.;

індивідуальна або місцева -- розташована поблизу того або інакшого агрегату;

змішана---що дозволяє управляти агрегатом як з поста бурильника, так і безпосередньо біля агрегату; наприклад, ДВС з підсумовуючою трансмісією можуть керуватися дизели-стом або бурильником і інш.

Всіма пристроями управляють з постів бурильника, дизе-листа або з пульта, розташованого поблизу того або інакшого агрегату (обладнання). Відповідно до функцій ланцюга, що виконуються управління поділяються на незалежні і взаємопов'язані. Незалежні ланцюги застосовують в тих випадках, коли пристрої не пов'язані один з одним, наприклад, включення лебідки, насосів, ротора. Взаємопов'язані (сблокированные) системи управління використовують, коли недопустиме одночасне включення декількох рухів, наприклад, одночасне включення прямого і зворотного обертання ротора або двох швидкостей лебідки.

У зв'язку зі складністю і різноманіттям функцій, що виконуються механізмами для забезпечення маневреності, швидкості і зручностей маніпулювання, в бурових установках застосовують комбіновані системи управління, що дозволяють найбільш повно задовольнити всі вимоги.

Міра досконалості системи управління залежить від її якостей, головними з яких є:

потужність, зусилля або момент, що крутить для здійснення операцій управління;

легкість, маневреність і автоматизм органів, на які впливає оператор і які здійснюють виконання команди.

Досконалість системи управління залежить як від конструкції органів системи управління, так і від робочої пози бурильника і зусиль, що затрачується ним в процесі управління. Незручність пози робітника, необхідність додатку великих зусиль спричиняють швидке стомлення робітника і знижують його продуктивність. Зусилля, що затрачується робітником на маніпуляції важелями, звичайне не більше за 30--50 Н, гальмівною рукояткою-- не більше за 150 Н, ножними педалями і важелями, що рідко перемикаються -- не більше за 100--200 Н. Давленіє рукоятки, крім гальмівної, звичайно здійснюється протягом декількох секунд і невтомливо для бурильника. Рукоятки і педалі розташовують так, щоб ними було зручно користуватися без зміни робочої пози і місця бурильника.

Чіткість, стабільність і мнемоничность управління забезпечуються тим, що кожна команда відповідає певній функції і не спричиняє зміни положення інших органів управління. Величина ходу, наприклад, рукоятки, при включенні і вимкненні повинна бути завжди однакова і стабільна при кожному повторенні команди.

Мнемоничность управління забезпечується таким розташуванням органів управління, при якому оператор звільнений від зайвого напруження пам'яті. Оператор не повинен кожний раз згадувати, де знаходиться той або інакший важіль управління, в яку сторону і на яку відстань потрібно його пересунути або повернути, щоб включити або вимкнути, наприклад, ключ для згвинчувати або розгвинчування бурильних замків.

Напрям руху руки оператора повинно співпадати з напрямом руху механізму. При вертикальному розташуванні важеля, наприклад гальмівного, гальмування здійснюється рухом важеля вниз, оскільки при цьому зручніше прикласти до зусилля руки ще вагу тіла робочого, а при растормаживании навпаки. При горизонтальному розташуванні важелів включення, що вимагає великого зусилля робочого, здійснюється поворотом важеля «на себе», а вимкнення -- «від себе». Штурвали при включенні звичайно обертають «від себе», а при вимкненні -- «на себе». Педальне управління при робочій позі стоячи здійснюється тільки в механізмах, що вимагають епізодичного включення. Включення здійснюється натисненням педалі «вниз», а вимкнення -- «вгору». При кнопковому управлінні -- верхня кнопка «пуск», а нижня «стоп».

Пульт бурильника забезпечується табличкою з вказівкою напряму руху кожної кнопки або важеля і виконання ними функцій. Написи повинні бути чіткими, добре освітлюватися і легко читатися без зміни робочої пози оператора. Прогресивність, м'якість і гнучкість -- важливі якості систем управління. Прогресивність забезпечує безударность і м'якість включення за рахунок того, що повне зусилля на органі управління виникає не відразу, а з деяким запізнюванням, а потім швидко і енергійно зростає до необхідної величини, здійснюючи включення без ривків і ударів. Наприклад, в стрічкових гальмах, бурових лебідок застосовують кулачкові або рычажные механізми, за допомогою яких передавальне відношення змінюється по мірі повороту важеля. Це забезпечує прогресивне збільшення гальмівного зусилля.

Швидкодія системи управління -- важлива якість для таких механізмів, як підіймальна система бурових лебідок, що виконує масові, операції, що часто повторюються при СПО. При цьому оператор повинен завжди знати або бачити, що його команда виконана точно.

Структурна міцність органів системи управління і їх конструкція виконуються такими, щоб не відбувалося зносу і деформації їх елементів в процесі роботи, монтажу, демонтажу і транспортування бурової установки, що приводить до порушення точність і чіткість управління.

Безпека системи управління забезпечується хорошим розташуванням органів управління, легкістю їх обслуговування, дотриманням необхідних відстаней, хорошою освітленістю, легкістю і зручністю маніпулювання. Все це виключає можливість травматизму обслуговуючого персоналу і псування обладнання.

ОБЛАДНАННЯ ДЛЯ ГЕРМЕТИЗАЦИИ ГИРЛА СВЕРДЛОВИНИ

У цей час при бурінні не тільки розвідувальних, але і експлуатаційних свердловин широко застосовується обладнання для герметизации гирла свердловин. Раніше це обладнання використали в основному для боротьби з викидами рідини і газу при виявах високого тиску в свердловині. У зв'язку із застосуванням більш легких розчинів для буріння тиск в свердловині в процесі буріння регулюють при допомозі превен-торов. Змінилися вимоги до охорони навколишнього середовища і надр землі.

Для герметизации гирла свердловини використовують три вигляду пре-венторов: плашечные -- глухі або прохідні для повного перекриття отвори або кільцевого простору, якщо в свердловині знаходиться колона труб; універсальні -- для перекриття отвору в свердловині, якщо в ній знаходиться будь-яка частина бурильної колони: замок, труба, ведуча труба, що обертається -- для ущільнення гирла свердловини з трубою, що обертається в ній або ведучою трубою.

Ні плашечные, ні універсальні превенторы не розраховані на обертання колони, якщо вони повністю закриті.

СХЕМИ ОБЛАДНАННЯ ДЛЯ ГЕРМЕТИЗАЦИИ ГИРЛА СВЕРДЛОВИНИ

Існує велика різноманітність конструкцій свердловин і умов буріння, тому для забезпечення надійності охорони навколишнього середовища і надр землі схеми обладнання гирла свердловин стандартизовані. ГОСТ 13862--80 передбачає чотири типових схеми обладнання гирла свердловин з числом плашечных превенторов від одного до чотирьох при бурінні на суші. Схеми обладнання при установці превенторов на дні моря і великій товщі води значно складніше.

У залежності від очікуваної інтенсивності нефтегазопроявлений в свердловині рекомендуються наступні схеми монтажу обладнання для герметизации гирла свердловини:

двухпревенторная з двома лініями манифольда (мал. XIII.а);

трехпревенторная з двома лініями манифольда (мал. XIII.1,6);

трехпревенторная з трьома лініями манифольда (мал. XIII.1,в);

трехпревенторная з четырьями лініями манифольда (мал. XIII.1,г).

Обвязка превенторов -- манифольд -- призначена для управління тиском в свердловині при нефтегазопроявлениях шляхом впливу на пласт закачкой розчину і створення про-тиводавления на нього. Манифольд складається з ліній дросселиро-вания і глушіння, які сполучаються зі стволовой частиною обладнання для герметизации і являють собою систему трубопроводів і арматури (засувки і регульовані дроселі з ручним або гідравлічним управлінням, манометри і інш.).

Лінія глушіння сполучається з буровими насосами і служить для закачки в свердловину обважнювати розчину по межтрубному простору. При необхідності лінія глушіння використовується для зливу газованого бурового розчину в ка-міру-дегазатор циркуляційної системи бурової установки.

Лінія дросселирования служить для зливу бурового розчину і відбору флюїдів з свердловини з противодавлением на пласт, а також для закачки в свердловину рідини за допомогою цементировочных агрегатів. У схемі на мал. XIII.1, г, вживаної при бурінні свердловин з підвищеною небезпекою нефтегазопроявлений, верхня лінія дросселирования служить резервної.

Манифольды розраховують на робочий тиск 21, 35, 70 МПа. У залежності від конструкцій засувок вони бувають двох типів: МП -- з клиновыми засувками і МПП -- з пря-моточными засувками. Манифольды типу МП в блоковому виконанні шифруються МПВ. У шифрі манифольдов цифрами вказується діаметр їх прохідного отвору (в мм) і робочий тиск (в МПа). Наприклад, манифольд діаметром 80 мм (що приймається в цей час для всіх манифольдов) на тиск 35 МПа шифрується МПВ-80Х35.

Манифольды встановлюють на рамах-салазках з телескопи-ческими стойками, що дозволяють регулювати висоту їх розташування в межах 0,65--1,25 м в залежності від положення колонної головки над гирлом свердловини. Висота розташування головки змінюється після спуску і цементування кожної обсадной колони. Висота роз'ємного жолоба встановлюється по відстані між фланцевою котушкою і ротором бурової установки.

Як видно з схем на мал. XIII.1, на установках монтують один або два плашечных превентора. У морських свердловинах з гирлом на дні моря встановлюють три, а іноді і чотири плашечных превентора, а над ними універсальний превентор. У морських установках монтують іноді два універсальних превентора. При бурінні під тиском над цим превентором розташовують превентор, що обертається.

Після монтажу лінії манифольдов превенторы піддають гидроиспытаниям під тиском в 1,5 разу що перевищує робоче. Випробування проводять з використанням змазки «Нефте-газ-203» марки В або індустріального масла 12 або 20 по ГОСТ 20799--75 з добавкою 25--30% по об'єму змазки «Неф-темаз-203» мазкі ХШ.2) складається з стального корпусу, що ллється 7, до якого на шпильках кріпляться кришки / чотирьох гідравлічних циліндрів 2. У порожнині А циліндра 2 розміщений головний поршень 3, укріплений на што-ке 6. Всередині поршня розміщений допоміжний поршень 4, службовець для фіксації плашок 10 в закритому стані отвору Г стовбура свердловини. Для закривання плашками рідина, керуюча їх роботою, поступає в порожнину А, під дією тиску якої поршень переміщається зліва направо.

Допоміжний поршень 4 також переміщається вправо, і в кінцевому положенні він натискає на кільце-клямку 5 і фіксує тим самим плашки 10 в закритому стані, що виключає мимовільне їх відкриття. Щоб відкрити отвір Г стовбура, треба пересунути плашки вліво. Для цього керуюча рідина повинна бути подана під тиском в порожнину В, яка переміщує допоміжний поршень 4 по штоку 6 вліво і відкриває клямку 5. Цей поршень, дійшовши до упора в головний поршень 3, пересуває його вліво, тим самим розкриваючи плашки. При цьому керуюча рідина, що знаходиться в порожнині г, видавлюється в систему управління.

Плашки 10 превентора можуть бути замінені в залежності від діаметра труб, що ущільняються. Торець плашок по колу ущільняється гумовою манжетою 9, а кришка 1 -- прокладкою //. Кожний з превенторов справляється самостійно, але обидві плашки кожного превентора діють одночасно. Отвори 8 в корпусі 7 служать для приєднання превентора до манифольду. Нижнім торцем корпус кріпиться до фланцу гирла свердловини, а до верхнього його торця приєднується універсальний превентор.

Як видно, плашечный превентор з гідравлічним управлінням повинен мати дві лінії управління: одну для управління фіксацією положення плашок, другу для їх переміщення. Превенторы з гідравлічним управлінням в основному застосовують при бурінні на морі. У ряді випадків нижній пре-вентор обладнується плашками зі зрізаючими ножами для перерізання колони труб, що знаходиться в свердловині.

Для буріння на суші застосовують в основному однокорпусные плашечные превенторы з двійчастою системою переміщення плашок: гідравлічної і механічної без системи гідравлічного управління їх фіксацією. По конструкції ці превенто-ры (мал. XIII.3) значно простіше. Такий превентор складається з корпусу 2, всередині якого вміщуються плашки і кришки з гидроцилиндрами 1 і 5. Корпус 2 являє собою стальне відливання коробчатого перетину, що має прохідний вертикальний отвір діаметром D і крізну горизонтальну прямокутну порожнину, в якій розміщуються плашки. Перекриваючі гирло свердловини плашки комплектуються під певний розмір труби. При відсутності в свердловині бурильних труб гирло перекривається глухими плашками.

Плашки превентора роз'ємної конструкції складаються з корпусу 9, змінних вкладишів 11 і гумового ущільнення 10. Плашку в зібраному вигляді насаджують на Г-образний паз а штока 7 і вставляють в корпус превентора. Порожнина корпусу з обох сторін закривається відкидними кришками гидроцилинд-ров / і 5, шарнірно підвішеними на корпусі. Кришка до корпусу кріпиться болтами 4.

Кожна плашка переміщається поршнем 6 гідравлічного циліндра 8. Масло від колектора 3 по стальних трубках і через поворотне ниппельное з'єднання під тиском поступає в гидроцилиндры. Порожнина плашок превентора в зимовий час (при температурі --)(5°З і нижче) обігрівається парою, що подається в паропроводы. Поршень з штоком, кришка і циліндри ущільняються за допомогою гумових кілець.

Універсальні превенторы

Універсальний превентор призначений для підвищення надійності герметизации гирла свердловини. Його основний робочий елемент -- могутнє кільцеве пружне ущільнення, яке при відкритому положенні превентора дозволяє пройти колоні бурильних труб, а при закритому положенні---стискується, внаслідок чого гумове ущільнення обтискає трубу (ведучу трубу, замок) і герметизує кільцевий простір між бурильною і обсадной колонами. Еластичність гумового ущільнення дозволяє закривати превентор на трубах різного діаметра, на замках і УБТ. Застосування універсальних превенторов дає можливість обертати і ходити колону при герметизованому кільцевому зазорі.

Кільцеве ущільнення стискується або внаслідок безпосереднього впливу гідравлічного зусилля на ущільнюючий елемент, або внаслідок впливу цього зусилля на ущільнення через спеціальний кільцевий поршень.

Універсальні превенторы зі сферичним ущільнюючим елементом і з конічним уплотнителем виготовляє ВЗБТ.

Універсальний гідравлічний превентор зі сферичним ущільненням плунжерного дії (мал. XIII.4) складається з корпусу 3, кільцевого плунжера 5 і кільцевого резинометал-лического сферичного уплотнителя /. Уплотнитель має форму масивного кільця, армованого металевими вставками двухтаврового перетину для жорсткості і зниження зносу за рахунок більш рівномірного розподілу напружень. Плун-жер 5 ступінчастої форми з центральним отвором. Уплотни-тель / фіксується кришкою 2 і распорным кільцем 4. Корпус, плунжер і кришка утворять в превенторе дві гідравлічні камери А і Би, ізольовані один від одного манжетами плун-жера.

При подачі робочої рідини під плунжер 5 через отвір в корпусі превентора плунжер переміщається вгору і обтискає по сфері ущільнення / так, що воно розширяється до центра і обтискає трубу, що знаходиться всередині кільцевого ущільнення. При цьому тиск бурового розчину в свердловині буде діяти на плунжер і підтискати уплотнитель. Якщо в свердловині немає колони, уплотнитель повністю перекриває отвір. Верхня камера Би служить для відкриття превентора. При нагнітанні в неї масла плунжер рухається вниз, витісняючи рідину з камери А в зливну лінію. Уплотнитель розширяється і приймає колишню форму.

Кільцевий уплотнитель дозволяє:

протягати колони загальною довжиною до 2000 м із замками або муфтами з конусными фасками під кутом 18°;

ходити і провертати колони;

багато разів відкривати і закривати превентор.

Конструкція превентора допускає заміну уплотнителя без його демонтажу. Управління універсальним превентором може здійснюватися або за допомогою ручного плунжерного насоса, або за допомогою насоса з електроприводом. Час закриття універсального превентора гідроприводом 10 з.

Превенторы,

що Обертаються превентор, що Обертається застосовується для герметизации гирла свердловини в процесі її буріння при обертанні і розходженні бурильної колони, а також при СПО і підвищеному тиску в свердловині. Цей превентор ущільняє ведучу трубу, замок або бурильні труби, він дозволяє підіймати, спускати або обертати бурильну колону, бурити із зворотною промивкою, з аэрированными розчинами, з продуванням газоподібним агентом, з рівноважною системою гідростатичного тиску на пласт, випробувати пласти в процесі газово-виявів.

Основний елемент превентора (, що обертається мал. ХШ.5) -- уплотнитель 2, що дозволяє протягати інструмент через його отвір. Уплотнитель складається з металевої основи і гумової частини, прикріплений до стовбура 4 за допомогою байонетного з'єднання і болтів. Від провертання його оберігають шпоночные виступи, вхідні у вирізи стовбура.

У патронові 7 превентора на двох радіальних 5 і одному наполегливому 6 підшипниках качения змонтований стовбур 4. Манжетний ущільнення 3 служать для запобігання превентора від попадання в нього рідині з свердловини між стовбуром, корпусом і патроном. Фіксація патрона 7 в корпусі / здійснюється клямкою 9, яка відкривається під тиском масла, що подається ручним насосом через штуце
Безпека життєдіяльності
Контрольна робота Виконала Студентка - заочниця Е-3 групи 1-А Попова Юлія Дмитрівна Воронезький державний аграрний університет ім. К.Д. Глінки м Воронеж - 2008 р.1. Параметри мікроклімату у виробничих приміщеннях Норми виробничого мікроклімату у виробничих приміщеннях встановлені системою

Система переробки інформації та її зв'язок із прийняттям рішень
Юлія Володимирівна Вертакова, кандидат економічних наук, доцент кафедри кафедри економіки та управління Курського державного технічного університету. Однією з найбільш актуальних проблем у прийнятті рішень є організація людської системи переробки інформації. Прийнято розрізняти три основних

Теоретичні проблеми знаменного распева в «сповіщенні» Олександра Мезенца
Гусейнова З. М. "Сповіщення" Олександра Мезенца відноситься до числа тих небагато пам'ятників російського музичного Середньовіччя, які були досить детально досліджені найбільшими фахівцями в області церковно-певческого мистецтва і, крім того, опубліковані цілком в науковому издании2.

Індустріалізація:стратегія, умови і методи
Гвоздецкий В. Л. Конкретні завдання по проведенню індустріалізації містилися в директивних матеріалах Першого п'ятирічного плану, розрахованого на 1928/29-1932/33 рр. Відповідно до рішень XVI конференції ВКП(би) і V з'їзду Рад, прийнятих в квітні - травні 1929 р., п'ятирічним планом передбачався

Об адаптації сфери освіти і науки транзитного суспільства до процесів глобализации
Я.А. Пляйс, завідуючий кафедрою "Соціально-політичні науки" Проблеми адаптації наукових і освітніх сфер до процесів глобализации вимагають підвищеної уваги по різних причинах. Передусім тому, що саме в цих сферах створюються і передаються подальшим поколінням не тільки нові знання

Чесноти розуму і чесноти віри
http: // books. atheism.ru А.А. ГусейновДобродетелі розуму і чесноти віри А.А. Гусейнов Августин - мислитель перехідної епохи, і в його моральному вченні своєрідно поєднуються традиції античної етики та нове християнське розуміння сенсу морального життя. Він у повному обсязі відтворює класичну

Аккреция
Аккреция (лат. Accretio - «прирощення, збільшення» < accrescere - «збільшуватися, розширюватися») - процес падіння речовини на космічне тіло з навколишнього простору. Радіоджерело G359.23-0.82 (Миша): Пульсар PSR J1747-2958, що рухається зі швидкістю ~ 600 км / с через міжзоряний газ.

© 2014-2022  8ref.com - українські реферати