Госник. 1. Устройство и принцип работы турбобура. Характеристика турбобурдолотозабой. Определение момента затяжки деталей

• Название: 1. Устройство и принцип работы турбобура. Характеристика турбобурдолотозабой. Определение момента затяжки деталей
• Анкор: Госник.docx
• Дата: 20.02.2018
• Размер: 6.78 Mb.
• Имя файла: Госник.docx
• Тип: Документы; #15753
• страница: 6 из 20

Преимущества 3-х цил. Перед 2-х цил.

1. 
   Лучшая гидр. хар-ка, обусловленная меньшей неравномерностью подачи.
   
2. 
   Проще конструкция гидравлической части (отсутствуют уплотнения штока и пара клапанов).
   
3. 
   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.

1. 
   критерий, определяющий степень опасности возникновения стука:
   

;

где диаметр клапана;

диаметр отверстия в седле;

угол наклона посадочной поверхности клапана

(30…60 градусов).

При для воды и для 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:

1. 
   изменением подачи и давления нагнетания применением сменных цилиндровых втулок;
   
2. 
   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:

3. 
   долговечность узлов бурового оборудования;
   
4. 
   эффективность процесса бурения.
   

Для очистки бурового раствора применяют два вида устройств:

3. 
   устройства для механической очистки с использованием вибросит;
   
4. 
   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.



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:

4. 
   простота конструкции;
   
5. 
   отсутствие потребления электроэнергии;
   
6. 
   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:

1. 
   пуск и остановку двигателей;
   
2. 
   включение и выключение трансмиссий, блокирующих двигатели и передающих мощность на буровые насосы, ротор или лебедку;
   
3. 
   включение и выключение буровых насосов, лебедки, ротора, механизма подачи, регулирующего тормоза (гидравлического или электрического) и других устройств;
   
4. 
   изменение скорости вращения барабана лебедки и ротора;
   
5. 
   торможение и растормаживание барабана лебедки;
   
6. 
   включение и выключение устройств для свинчивания и отвинчивания бурильных труб;
   
7. 
   управление работой клиньев и других механизмов при отвинчивании и установке бурильных свечей в магазин в процессе спуска и подъема колонны;
   
8. 
   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:

1. 
   устройства для подготовки рабочего агента (воздух, жидкость, электроэнергия) и поддержания его параметров;
   
2. 
   управляющих устройств для управления исполнительными механизмами (многоходовые краны различных типов, выключатели, реле и так далее);
   
3. 
   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:

1. 
   расхаживание, проворачивание и протаскивание бурильных труб с замками и обсадных труб;
   
2. 
   закрытая циркуляция промывочной жидкости;
   
3. 
   закачка раствора в пласт.
   

В состав противовыбросового оборудования входит:

1. 
   превенторы, устьевая крестовина, надвенторная катушка, разьемный желоб (стволовая часть превенторной установки);
   
2. 
   манифольды для обвязки (обеспечивают управление превенторной установкой в процессе выбросов);
   
3. 
   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:

1. 
   диаметр проходного отверстия превенторной установки;
   
2. 
   рабочее давление как самой установки, так и манифольда.
   

Схемы монтажа превенторных установок бывают следующих видов:

1. 
   двухпревенторные с двумя линиями манифольда;
   
2. 
   трехпревенторные с двумя линиями манифольда;
   
3. 
   трехпревенторные с тремя линиями манифольда;
   
4. 
   трехпревенторные с четырьмя линиями манифольда.
   

Превенторы бывают трех видов:

1. 
   плашечные – глухие и проходные, для полного перекрытия отверстия или кольцевого пространства;
   
2. 
   универсальные – для перекрытия отверстия, если в нем находится любая часть бурильной колонны;
   
3. 
   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:

1. 
   условный диаметр 152…520 мм;
   
2. 
   рабочее давление 10…70 МПа;
   
3. 
   диаметр уплотняемых труб 50…426 мм;
   
4. 
   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:

1. 
   протаскивать колонну до 2000 м с замками и муфтами с конусными фасками до 18;
   
2. 
   расхаживать и проворачивать колонну;
   
3. 
   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:

1. 
   условные диаметры 156…307 мм;
   
2. 
   диаметр труб 73…140 мм;
   
3. 
   рабочее давление 20…32 МПа;
   
4. 
   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:

1. 
   надежность при заданной грузоподъемности;
   
2. 
   работоспособность в различных климатических условиях без ремонта на
   

весь заданный период эксплуатации;

3. 
   мобильность при монтаже а также возможность перетаскивания в
   

вертикальном положении на другую точку;

4. 
   возможность размещения во внутреннем пространстве балкона для
   

размещения 2 помощника бурильщика и механизмов АСП;

5. 
   возможно меньшая стоимость и трудоемкость изготовления;
   
6. 
   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:

1. 
   по максимально допустимой нагрузке;
   
2. 
   по размером (высота вышки и площадь ее основания);
   
3. 
   по системе опирания и передачи нагрузки на основание;
   
4. 
   по степени разборности и способу монтажа.
   

Основные параметры вышек:

1. 
   максимальная нагрузка на вышку, т.е. предельно допустимая вертикальная
   

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

2. 
   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 и м для вышек высотой 53м. Размер под кронблочные площадки м, 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.

Существуют вышки пилонного типа, ноги которых изготавливаются из:

а) сварных четырехгранных ферм;

б) труб большого диаметра.

пилонная вышка из труб

большого

диаметра

пилонная вышка из сварных

четырехгранных

ферм

жесткая

решетка

гибкая

решетка


Преимущества вышек башенного типа:

1) высокая жесткость и сопротивляемость кручению под действием момента сил;

2) небольшая трудоемкость изготовления;

3. 
   простота смены поврежденных узлов и элементов.
   

Шифр: ВБА-41 X 300;

где ВБА-вышка буровая с использованием АСП;

41-полезная высота, м;

300-грузоподъемность, кН.

7.1.2.МАЧТОВЫЕ ВЫШКИ. Бывают конструкции мачтовых вышек:с двумя открытыми гранями А-образной формы;

одно- или двухопорные с открытой передней гранью корытообразной формы.