ЭНГПО. Практические занятия. Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего образования Югорский государственный университет
 Скачать 1.59 Mb.
|
|
Краткие теоретические сведения: 1. Назначение, классификация, основные параметры силовых аг- регатов. Силовым приводом (агрегатом) называется совокупность двигате- лей передающих и регулирующих устройств, осуществляющих подвод ме- ханической энергии к исполнительным агрегатам, машинам и механизмам. В зависимости от используемого первичного источника энергии при- воды 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 внутрен- него сгорания (ДВС) и с газотурбинными двигателями. К неавтономным приводам относятся установки с электродвигателя- ми, питаемыми от сети трехфазного переменного тока. Силовой приводобеспечивает функционирование всей буровой уста- новки - он снабжает энергией лебедку, буровые насосы и ротор (рис.8.1). Рисунок 8.1 - Функциональная схема буровой установки Привод буровой установки может быть дизельным, электрическим, дизель- электрическим и дизель-гидравлическим. Дизельный приводприменяют в районах, не обеспеченных электро- энергией необходимой мощности. Электрический приводот электродвигателей переменного и постоян- ного тока отличается простотой в монтаже и эксплуатации, высокой на- дежностью и экономичностью, но применим только в электрифицирован- ных районах. Дизель-электрический приводиз дизеля, который вращает генератор, питающий, в свою очередь, электродвигатель. Дизель-гидравлический приводсостоит из двигателя внутреннего сго- рания и турбопередачи. Последние два типа привода автономны, но в отличие от дизельного не содержат громоздких коробок перемены передач и сложных соедини- 29 тельных частей, имеют удобное управление, позволяют плавно изменять режим работы лебедки или ротора в широком диапазоне. Мощность силового привода - это номинальная установленная мощ- ность всех двигателей, является классификационным (главным) парамет- ром. Суммарная мощность силового привода буровых установок составля- ет от 1000 до 4500 кВт. В процессе бурения она распределяется на привод буровых насосов и ротора. При проведении спускоподъемных операций основная энергия потребляется лебедкой, а остальная часть - компрессора- ми, вырабатывающими сжатый воздух, используемый в качестве источни- ка энергии для автоматического бурового ключа, подвесного бурового ключа, пневматического клинового захвата и др. В соответствии с кинематикой установки привод может иметь три ос- новных исполнения: индивидуальный, групповой и комбинированный. - Индивидуальный привод - каждый исполнительный механизм (ле- бедка, насос или ротор) приводится от электродвигателей или ДВС незави- симо друг от друга. Более широко этот вид привода распространен с элек- тродвигателями. При его использовании достигается высокая маневрен- ность в компоновке и размещении бурового оборудования на основаниях при монтаже. - Групповой привод - несколько двигателей соединены суммирующей трансмиссией и приводят несколько исполнительных механизмов. Его применяют при двигателях внутреннего сгорания (ДВС). - Комбинированный привод - использование индивидуального и груп- пового приводов в одной установке. Например, насосы приводятся от ин- дивидуальных двигателей, а лебедка и ротор от общего двигателя. Во всех случаях характеристики привода должны наиболее полно удовлетворять требуемым характеристикам исполнительных механизмов. Приводы также делятся на главные (приводы лебедки, насосов и рото- ра) и вспомогательные (приводы остальных устройств и механизмов уста- новки). Мощность, потребляемая вспомогательными устройствами, не превышает 10-15% мощности, потребляемой главным оборудованием. Ксиловому приводу буровых установок предъявляются следующие основные требования: соответствие мощности условиям работы исполнительных механизмов, гибкость характеристики, достаточная надежность, экономичность. Экономическую эффективностьсиловых приводов буровых установок с двигателями различных типов определяют на основании данных экс- плуатации или опыта промышленных испытаний установок. Экономическая эффективность зависит от расхода энергии, смазоч- ных материалов, их стоимости, коэффициента использования мощности первичных двигателей, затрат на уход и обслуживание, транспортировку, монтаж и демонтаж силовых приводов в буровой установке. 30 2. Назначение и классификация силового агрегата СА-10 Силовой агрегат СА-10-1 предназначен для привода буровых установок: • 125 ДГУ и 160 ДГУ с глубиной бурения 3 и 5 тыс.м. • БУ 1600/100 ДГУ (БУ) и БУ 2500 ДГУ-М, а также для модернизации силового привода бурового оборудования БУ1600/100ДГУ (БУ) и БУ2500ДГУ-М на дизельный привод (рис.8.2). Силовой агрегат СА-10-1состоит из смонтированных на общей раме следующих основных узлов: дизеля 6ЧН21/21 (210Д-2), гидротрансформа- тора ГЗ-675, радиаторной установки, воздухоочистителя и водомасляного охладителя. Рисунок 8.2 – Силовой агрегат СА-10 Техническая характеристика силового агрегата СА-10-1 для привода буровых установок приведена в таблице 8.1. Таблица 8.1 Технические характеристики силового агрегата СА-10-1 Характеристики Значения Мощность, кВт 375 Частота вращен. вых. вала 1200 Расход топлива, г/кВт.ч 198 Расход масла, г/кВт.ч 1,57 Масса, кг 9000 Габариты LхBхH, мм 4635х1500х2855 Ресурс до кап. ремонта, ч 60000 Силовой агрегат СА-10-1 оборудован необходимыми средствами, обеспечивающими автоматизацию процесса пуска и остановки, дистанци- онное управление. Предпусковой разогрев и поддержание агрегата в горя- чем резерве осуществляется электроподогревателем. Нагрузка и скорости буровой лебедки и ротора в процессе работы мо- гут изменяться в больших пределах. Поэтому в приводах буровых лебедок применяют промежуточные передачи механического (зубчатые или цеп- ные многоступенчатые коробки передач), гидравлического или электриче- ского типа. 31 В качестве передаточных устройств от двигателя к исполнительному механизму применяют клиноременные, цепные и карданные передачи. ПРАКТИЧЕСКОЕ ЗАНЯТИЕ № 9 ИЗУЧЕНИЕ ОБОРУДОВАНИЯ ДЛЯ ГЕРМЕТИЗАЦИИ УСТЬЯ СКВАЖИН Цель: Изучить оборудование для герметизации устья скважин Порядок работы: 1. Изучить теоретический материал, выполнить опорный конспект. 2. Изучить типовые схемы обвязки ПВО, выполнить рис.9.1, а. 3. Изучить устройство и принцип работы плашечного превентора (рис.9.3). 4. Сделать вывод по работе. 5. Подготовиться к защите, ответив на контрольные вопросы. Контрольные вопросы: 1. Назначение противовыбросового оборудования. 2. Что представляет из себя комплекс ПВО? 3. Из каких элементов состоит схема обвязки ПВО? 4. Сколько схем ПВО существует? 5. Перечислите на схеме 9.1 условные обозначения. 6. Назначение и виды превенторов. 7. Расскажите принцип работы плашечного превентора . Краткие теоретические сведения: 1. Схемы обвязки противовыбросового оборудования Противовыбросовое оборудование(ПВО) представляет собой ком- плекс, состоящий из сборки превенторов, манифольда и гидравлического управления превенторами, предназначенный для управления проявляющей скважиной с целью обеспечения безопасных условий труда персонала, предотвращения открытых фонтанов и охраны окружающей среды от за- грязнения в умеренном и холодном макроклиматических районах. Противовыбросовое оборудование предназначено для герметизации устья скважин при бурении; при спуске и подъеме НКТ; в процессе строи- тельства и ремонта скважин. Основная цель установки противовыбросового оборудования: • обеспечение безопасных условий труда персонала; • предупреждение выбросов и открытых фонтанов; • охрана окружающей среды. В соответствии с указанным ГОСТом предусмотрено 10 типовых схем обвязки ОП: схемы 1 и 2 - с механическим (ручным) приводом превенторов; схемы 3-10 - с гидравлическим приводом превенторов. 32 Рисунок 9.1 - Типовые схемы обвязки противовыбросового оборудования по ГОСТ 13862-90: а - схема 1; б - схема 3; в - схема 7; г - схема 10; 1 - превентор плашечный; 2 - задвижка с ручным управлением; 3 - крестовина; 4 - манометр с запорным и разрядным устройствами; 5 - регулируемый дроссель с ручным управлением; 6 - гаситель потока; 7 - блок дросселирования; 8 - линия дросселирования; 9 - устье скважины; 10 - линия глушения; 11 - прямой сброс; 12 - вспомогательный пульт; 13 - гидроуправление превенторами с основным пультом; 14 - кольцевой превентор; 15 - отвод к сепаратору; 16 - задвижка с гидроуправлением; 17 - обратный клапан; 18 - отвод к буровым насосам; 19 - блок глушения 33 Типовые схемы обвязки ОП по ГОСТ 13862-90 устанавливают мини- мальное количество необходимых составных частей блока превенторов и манифольда, которые могут дополняться в зависимости от конкретных ус- ловий строящейся или ремонтируемой скважины (рис.9.1). 2. Виды превенторов Превентор - рабочий элемент комплекта противовыбросового обору- дования, устанавливаемый на устье скважины. Основная функция превен- тора - герметизация устья нефтегазовой скважины в чрезвычайных ситуа- циях при строительстве или ремонтных работах на скважине. Герметизация скважины предотвращает открытое фонтанирование нефти и, как следствие, предотвращает возникновение пожара или загряз- нение окружающей среды. В настоящее время установка противовыбросо- вого оборудования является обязательным условием при ведении буровых работ. Выделяют три основных вида ПВО: 1. Плашечные превенторы могут быть использованы для полного перекрытия устья - «глухие» или иметь вырез для обхвата буровой трубы - «проходные». Такие превенторы не способны перекрыть устье скважины в случае вращения колонны. Для бурения на суше применяют в основном однокорпусные плашечные превенторы с двойной системой перемещения плашек: гидравлической и механической без системы гидравлического управления их фиксацией. По конструкции эти превенторы значительно проще (рис. 9.2). Такой превентор состоит из корпуса 2, внутри которого помещаются плашки и крышки с гидроцилиндрами 1 и 5. Корпус 2 представляет собой стальную отливку коробчатого сечения, имеющую проходное вертикаль- ное отверстие диаметром D и сквозную горизонтальную прямоугольную полость, в которой размещаются плашки. Перекрывающие устье скважины плашки комплектуются под определенный размер трубы. При отсутствии в скважине бурильных труб устье перекрывается глухими плашками. Плашки превентора разъемной конструкции состоят из корпуса 9, сменных вкладышей 11 и резинового уплотнения 10. Плашку в собранном виде насаживают на Г- образный паз штока 7 и вставляют в корпус пре- вентора. Полость корпуса с обеих сторон закрывается откидными крыш- ками гидроцилиндров, шарнирно подвешенными на корпусе. Крышка к корпусу крепится болтами 4. Каждая плашка перемещается поршнем 6 гидравлического цилиндра 8. Масло от коллектора 3 по стальным трубкам и через поворотное ниппельное соединение под давлением поступает в гидроцилиндры. Полость плашек превентора в зимнее время (при темпера- туре -5°С и ниже) обогревается паром, подаваемым в паропроводы. Пор- шень со штоком, крышка и цилиндры уплотняются при помощи резиновых колец. 34 Рисунок 9.2 – Плашечный превентор: 1-крышка; 2-корпус превентора; 3-коллектор; 4-болты; 5,8- гидроцилиндры; 6-поршень; 7-шток; 9-корпус плашки; 10-резиновое уплотнение; 11-сменные вкладыши 2. Вращающийся превентор применя- ется для герметизации устья скважины в процессе ее бурения при вращении и расха- живании бурильной колонны, а также при СПО и повышенном давлении в скважине. Этот превентор уплотняет ведущую трубу, замок или бурильные трубы, он позволяет поднимать, спускать или вращать буриль- ную колонну, бурить с обратной промыв- кой, с аэрированными растворами, с про- дувкой газообразным агентом, с равновес- ной системой гидростатического давления на пласт, опробовать пласты в процессе га- зопроявлений (рис. 9.3). Основной элемент вращающегося пре- вентора - уплотнитель 2, позволяющий про- таскивать инструмент через его отверстие. Уплотнитель состоит из металлического ос- нования и резиновой части, прикреплен к стволу 4 при помощи байонетного соедине- ния и болтов. От проворачивания его предо- храняют шпоночные выступы, входящие в вырезы ствола. В патроне 7 превентора на двух радиальных 5 и одном упорном 6 под- шипниках качения смонтирован ствол 4. Манжетные уплотнения 3 служат для Рисунок9.3 – Вращающий- ся превентор ВП-156х320: 1-корпус; 2-уплотнитель; 3-манжетные уплотнения; 4-ствол; 5-радиальные по дшипники; 6-упорный подшипник; 7-патрон; 8-штуцер; 9-защелка 35 предохранения превентора от попадания в него жидкости из скважины между стволом, корпусом и патроном. Фиксация патрона 7 в корпусе 1 осуществляется защелкой 9, которая открывается под давлением масла, подаваемого ручным насосом через штуцер 8. 3. Универсальные превенторы предназначены для перекрытия устья с любым элементом буровой колонны в ней. Они имеют округленную форму и стальной корпус. Внутри находится кольцевое упругое резиновое уплотнение, под которым расположен гидравлический поршень. Данный поршень совершает подъемные движения под гидравлическим давлением. При этом он сжимает резиновый уплотнитель, а тот обхватывает буровую трубу. Установки универсального класса могут быть закрыты на трубах любого диаметра и дают возможность проворачивать колонну. ПРАКТИЧЕСКОЕ ЗАНЯТИЕ № 10 РАСЧЕТ УСТОЙЧИВОСТИ БУРОВОГО СООРУЖЕНИЯ Цель: научиться рассчитывать устойчивость буровой вышки заданно- го типа. Порядок работы: 1. Изучить краткие теоретические сведения. 2. Произвести расчет устойчивости БВ. Исходные данные приведены в табл.10.1. 3. Сделать вывод по работе. 4. Подготовиться к защите, ответив на контрольные вопросы. Контрольные вопросы: 1. Вышки, применяемые в буровых установках и их параметры. 2. Нагрузки, действующие на вышку в процессе проводки скважины. 3. Силы, создающие вертикальные и горизонтальные нагрузки на вышку. 4. Основания вышек для бурения на суше. 5. Параметры, характеризующие основание вышки. 6. Нагрузки, действующие на основание вышки. 7. Для чего рассчитывается устойчивость БВ?Чем обеспечивается безопасная эксплуатация БВ при выполнении монтажных работ? 8. Виды устойчивости. Краткие теоретические сведения: При бурении должны соблюдаться условия устойчивости буровой вышки для исключения возможных аварий на буровых площадках. При разрушении буровой установки присутствует опасность смертельных слу- чаев среди рабочих буровой бригады. Безопасная эксплуатация грузоподъемных механизмов при выполне- нии монтажных работ обеспечивается правильным выбором параметров буровой и ее устойчивостью. 36 При расчете буровой вышки различают два вида устойчивости: • грузовую, т.е. устойчивость крана от действия полезных нагрузок при возможности опрокидывания его в сторону стрелы и груза, • собственную, т.е. устойчивость буровой вышки при отсутствии по- лезных нагрузок и возможном опрокидывании его в сторону противовеса. Для обеспечения устойчивости бу- ровой вышки необходимо, чтобы соблю- далось основное условие устойчивости: коэффициент грузовой устойчивости К = М п / М г должен быть не меньше 1,5. Вышки устанавливают на высокие основания и прочно крепят к ним, осо- бенно вышки мачтового типа. При дейст- вии ветровых нагрузок вышка может быть опрокинута только вместе с основа- нием. Если вышка башенного типа уста- навливается на низкое основание без прочного крепления ее ног, то она долж- на быть проверена на устойчивость, при этом влияние оттяжек не учитывается. Оттяжки устанавливают для обеспечения устойчивости во время бурь и сильных ветров. Во избежание воздействия ураганно- го ветра на буровую установку, приводя- щего к опрокидыванию конструкции, ре- комендуется проводить постоянный кон- троль состояния крепежных соединений Рисунок 10.1 - Расчетная схема устойчивости буровой вышки: 1 – пакет свечей; 2- мачта; 3- подкос вышки; 4-ведущая ветвь каната; 5-оснащение основания буровой установки, также рекомендуется вести наблюдение за скоростью ветра на месте проводимых работ с целью предупреждения воз- никновения опасных ситуаций при проведении буровых работ в условиях ветреной погоды. Таблица 10.1 Исходные данные Значения по вариантам Параметры 1 2 3 4 5 6 Вес вышки с оснасткой, G B, кН 340 350 360 370 365 355 Вес наибольшего рабочего груза, Q, кН 16 17 18 19 17,5 16,5 Расстояние от оси вращения БВ до ее центра тяжести, а, м 7 8 9 10 11 9 Расстояние от оси вращения до точки опрокидывания, b, м 1,8 1,9 1,9 2,0 2,1 1,8 Угол наклона пути вышки, α, град 1,5 1,4 1,5 1,3 1,5 1,4 Расстояние уклона пути, h 1 , м 1,7 1,8 1,8 1,9 1,9 1,7 Скорость подъема груза, υ, м/с 1,5 1,6 1,7 1,6 1,5 1,4 37 Порядок расчета: 1. Определяем грузовой момент (момент опрокидывания вышки – точка В на рис.10.1): М г = Q·(а - b), Н·м (10.1) где Q – вес наибольшего рабочего груза, Н; а – расстояние от оси вращения буровой вышки до ее центра тяже- сти, м; b – расстояние от оси вращения до точки опрокидывания, м. Для определения удерживающего момента предварительно определя- ем его составляющие: восстанавливающиймомент - М в , момент, возни- кающий от действия собственного веса вышки при уклоне пути- М у , мо- мент от действия центробежных сил -М цс , момент от силы инерции при торможении опускающегося груза -М и , ветровой момент -М в 2. Определяем восстанавливающий момент: М в = G·(b + а)·cosα, Н·м (10.1) |