Оборудование буровой установки Талевая система Назначение, схемы и устройство. реферат оборудование. Оборудование буровой установки
 Скачать 44.43 Kb.
|
|
Буровая установка представляет собой сложный комплекс различных машин и механизмов, обеспечивающих выполнение разнообразных технологических операций при проводке сква-жин. Эффективность работы этого комплекса зависит от экс-плуатационных качеств, маневренности, четкости и надежности работы всех его элементов. Важную роль в комплексе играет система управления. Системы управления обеспечивают: пуск, остановку и регулировку работы двигателей; включение и выключение трансмиссий, которые блокируют двигатели, приводящие буровые насоса, ротор или лебедку; включение и выключение буровых насосов, лебедки, ротора, механизма подачи и тормозов (гидравлического, электрического и ленточного); изменение частоты вращения барабана лебедки, насосов и ротора; включение и выключение устройств для свинчивания и раз-винчивания бурильных труб; управление работой ключей, клиньев и других механизмов при отвинчивании и установке бурильных свечей в магазин в процессе спуска и подъема колонны; управление оборудованием для герметизации устья скважи-ны при бурении и проявлениях газа; включение и выключение компрессора, вспомогательной ле-бедки или насоса, осветительной установки, устройств для очи-стки и приготовления бурового раствора и других вспомогатель-ных механизмов. Для приведения в действие органов управления используют-ся различные виды энергии: в системах ручного механического управления --сила оператора; в пневматических, гидравличе-ских и электрических системах --энергия сжатого воздуха, жид-кости или электричества. Система управления состоит из двух типов органов: управ-ляющих функциями главных и вспомогательных исполнитель-ных механизмов и аппаратуры, сигнализирующей оператору или регистрирующей результаты исполнения команды. Система управления (рис. XI. 1) содержит пять основных органов: -- воспринимающий команду (кнопка, рукоятка, рычаг, пе-даль и др.), на который воздействует оператор -- человек, про-граммирующее устройство или микропроцессор; -- промежуточный, передающий команду к исполнительным механизмам с использованием внешней энергии: тяги, трубопро-вода, электрокабеля и др.; -- исполнительный, воздействующий на механизм, выпол-няющий технологическую функцию: муфта сцепления, золотник, кран и др.; -- фиксирующий или ограничивающий исполнение коман-ды: защелка, концевой выключатель, стопор и др; -- обратная связь, информирующая оператора об исполне-нии команды или заданного режима работы: измерительный прибор, манометр, термометр, динамометр, световая или звуко-вая сигнализация. В буровых установках применяется три вида систем управ-ления: централизованная -- расположенная у поста бурильщика и позволяющая ему управлять основными исполнительными меха-низмами: лебедкой, насосами, ротором, превенторами и др.; индивидуальная или местная -- расположенная вблизи того или иного агрегата; смешанная---позволяющая управлять агрегатом как с поста бурильщика, так и непосредственно около агрегата; например, ДВС с суммирующей трансмиссией могут управляться дизели-стом или бурильщиком и др. Всеми устройствами управляют с постов бурильщика, дизе-листа или с пульта, расположенного вблизи того или иного агрегата (оборудования). В соответствии с выполняемыми функциями цепи управления подразделяются на независимые и взаимосвязанные. Независимые цепи применяют в тех случаях, когда устройства не связаны друг с другом, например, включение лебедки, насосов, ротора. Взаимосвязанные (сблокированные) системы управления используют, когда недо-пустимо одновременное включение нескольких движений, напри-мер, одновременное включение прямого и обратного вращения ротора или двух скоростей лебедки. В связи со сложностью и многообразием функций, выполняе-мых механизмами для обеспечения маневренности, быстроты и удобства манипулирования, в буровых установках применяют комбинированные системы управления, позво-ляющие наиболее полно удовлетворить все требования. Степень совершенства системы управления зависит от ее качеств, главными из которых являются: мощность, усилие или крутящий момент для осуществления операций управления; легкость, маневренность и автоматизм органов, на которые воздействует оператор и которые осуществляют исполнение ко-манды. Совершенство системы управления зависит как от конструк-ции органов системы управления, так и от рабочей позы бу-рильщика и усилий, затрачиваемых им в процессе управления. Неудобство позы рабочего, необходимость приложения больших усилий вызывают быстрое утомление рабочего и снижают его производительность. Усилие, затрачиваемое рабочим на мани-пуляции рычагами, обычно не более 30--50 Н, тормозной руко-яткой-- не более 150 Н, ножными педалями и редко переклю-чаемыми рычагами -- не более 100--200 Н. Давление рукоятки, кроме тормозной, обычно осуществляется в течение нескольких секунд и неутомительно для бурильщика. Рукоятки и педали располагают так, чтобы ими было удобно пользоваться без изменения рабочей позы и места бурильщика. Четкость, стабильность и мнемоничность управления обеспе-чиваются тем, что каждая команда соответствует определенной функции и не вызывает изменения положения других органов управления. Величина хода, например, рукоятки, при включе-нии и выключении должна быть всегда одинакова и стабильна при каждом повторении команды. Мнемоничность управления обеспечивается таким располо-жением органов управления, при котором оператор освобожден от излишнего напряжения памяти. Оператор не должен каждый раз вспоминать, где находится тот или иной рычаг управления, в какую сторону и на какое расстояние следует его передвинуть или повернуть, чтобы включить или выключить, например, ключ для свинчивания или развинчивания бурильных замков. Направление движения руки оператора должно совпадать с направлением движения механизма. При вертикальном рас-положении рычага, например тормозного, торможение осуще-ствляется движением рычага вниз, так как при этом удобнее приложить к усилию руки еще вес тела рабочего, а при растормаживании наоборот. При горизонтальном расположении рыча-гов включение, требующее большого усилия рабочего, осуществ- ляется поворотом рычага «на себя», а выключение -- «от себя». Штурвалы при включении обычно вращают «от себя», а при выключении -- «на себя». Педальное управление при рабочей позе стоя осуществляется только в механизмах, требующих эпизодического включения. Включение осуществляется нажати-ем педали «вниз», а выключение -- «вверх». При кнопочном управлении -- верхняя кнопка «пуск», а нижняя «стоп». Пульт бурильщика снабжается табличкой с указанием на-правления движения каждой кнопки или рычага и выполнения ими функций. Надписи должны быть четкими, хорошо освещать-ся и легко читаться без изменения рабочей позы оператора. Прогрессивность, мягкость и гибкость -- важные качества систем управления. Прогрессивность обеспечивает безударность и мягкость включения за счет того, что полное усилие на органе управления возникает не сразу, а с некоторым запаздыванием, а затем быстро и энергично возрастает до требуемой величины, осуществляя включение без рывков и ударов. Например, в лен- точных тормозах, буровых лебедок применяют кулачковые или рычажные механизмы, с помощью которых передаточное отно-шение изменяется по мере поворота рычага. Это обеспечивает прогрессивное увеличение тормозного усилия. Быстродействие системы управления -- важное качество для таких механизмов, как подъемная система буровых лебедок, вы-полняющая массовые, часто повторяющиеся операции при СПО. При этом оператор должен всегда знать или видеть, что его команда выполнена точно. Структурная прочность органов системы управления и их конструкция выполняются такими, чтобы не происходило изно-са и деформации их элементов в процессе работы, монтажа, демонтажа и транспортировки буровой установки, приводящих к нарушению точности и четкости управления. Безопасность системы управления обеспечивается хорошим расположением органов управления, легкостью их обслужива-ния, соблюдением необходимых расстояний, хорошей освещен-ностью, легкостью и удобством манипулирования. Все это ис-ключает возможность травматизма обслуживающего персонала и порчу оборудования. ОБОРУДОВАНИЕ ДЛЯ ГЕРМЕТИЗАЦИИ УСТЬЯ СКВАЖИНЫ В настоящее время при бурении не только разведочных, но и эксплуатационных скважин широко применяется оборудова-ние для герметизации устья скважин. Раньше это оборудование использовали в основном для борьбы с выбросами жидкости и газа при проявлениях высоких давлений в скважине. В связи с применением более легких растворов для бурения давление в скважине в процессе бурения регулируют при помощи превен- торов. Изменились требования к охране окружающей среды и недр земли. Для герметизации устья скважины используют три вида пре-венторов: плашечные -- глухие или проходные для полного перекрытия отверстия или кольцевого пространства, если в сква-жине находится колонна труб; универсальные -- для пере-крытия отверстия в скважине, если в ней находится любая часть бурильной колонны: замок, труба, ведущая труба, вра-щающиеся -- для уплотнения устья скважины с вращающей-ся в ней трубой или ведущей трубой. Ни плашечные, ни универсальные превенторы не рассчитаны на вращение колонны, если они полностью закрыты. СХЕМЫ ОБОРУДОВАНИЯ ДЛЯ ГЕРМЕТИЗАЦИИ УСТЬЯ СКВАЖИНЫ Существует большое разнообразие конструкций скважин и условий бурения, поэтому для обеспечения надежности охраны окружающей среды и недр земли схемы оборудования устья скважин стандартизованы. ГОСТ 13862--80 предусматривает четыре типовых схемы оборудования устья скважин с числом плашечных превенторов от одного до четырех при бурении на суше. Схемы оборудования при установке превенторов на дне моря и большой толще воды значительно сложнее. В зависимости от ожидаемой интенсивности нефтегазопроявлений в скважине рекомендуются следующие схемы монтажа оборудования для герметизации устья скважины: двухпревенторная с двумя линиями манифольда (рис.XIII.а); трехпревенторная с двумя линиями манифольда (рис. XIII.1,6); трехпревенторная с тремя линиями манифольда (рис. XIII.1,в); трехпревенторная с четырьями линиями манифольда (рис. XIII.1,г). Обвязка превенторов -- манифольд -- предназначена для управления давлением в скважине при нефтегазопроявлениях путем воздействия на пласт закачкой раствора и создания про-тиводавления на него. Манифольд состоит из линий дросселиро-вания и глушения, которые соединяются со стволовой частью оборудования для герметизации и представляют собой систему трубопроводов и арматуры (задвижки и регулируемые дроссели с ручным или гидравлическим управлением, манометры и др.). Линия глушения соединяется с буровыми насосами и служит для закачки в скважину утяжеленного раствора по межтрубному пространству. При необходимости линия глушения используется для слива газированного бурового раствора в ка-меру-дегазатор циркуляционной системы буровой установки. Линия дросселирования служит для слива бурового раствора и отбора флюидов из скважины с противодавлением на пласт, а также для закачки в скважину жидкости с по- мощью цементировочных агрегатов. В схеме на рис. XIII.1, г, применяемой при бурении скважин с повышенной опасностью нефтегазопроявлений, верхняя линия дросселирования служит резервной. Манифольды рассчитывают на рабочее давление 21, 35, 70 МПа. В зависимости от конструкций задвижек они бывают двух типов: МП -- с клиновыми задвижками и МПП -- с пря-моточными задвижками. Манифольды типа МП в блочном ис-полнении шифруются МПВ. В шифре манифольдов цифрами указывается диаметр их проходного отверстия (в мм) и рабочее давление (в МПа). Например, манифольд диаметром 80 мм (принимаемый в настоящее время для всех манифольдов) на давление 35 МПа шифруется МПВ-80Х35. Манифольды устанавливают на рамах-салазках с телескопи-ческими стойками, позволяющими регулировать высоту их рас-положения в пределах 0,65--1,25 м в зависимости от положения колонной головки над устьем скважины. Высота расположения головки изменяется после спуска и цементирования каждой обсадной колонны. Высота разъемного желоба устанавливается по расстоянию между фланцевой катушкой и ротором буровой установки. Как видно из схем на рис. XIII.1, на установках монтируют один или два плашечных превентора. В морских скважинах с устьем на дне моря устанавливают три, а иногда и четыре плашечных превентора, а над ними универсальный превентор. В морских установках монтируют иногда два универсальных превентора. При бурении под давлением над этим превентором располагают вращающийся превентор. После монтажа линии манифольдов превенторы подвергают гидроиспытаниям под давлением в 1,5 раза превышающим ра-бочее. Испытания проводят с использованием смазки «Нефте-газ-203» марки В или индустриального масла 12 или 20 по ГОСТ 20799--75 с добавкой 25--30% по объему смазки «Неф-темаз-203» марки Б. УСТРОЙСТВО И ПРИНЦИП ДЕЙСТВИЯ ПРЕВЕНТОРОВ Плашечные превенторы Превентор, выпускаемый ВЗБТ (рис. ХШ.2) состоит из стального литого корпуса 7, к которому на шпильках крепятся крышки / четырех гидравлических цилиндров 2. В полости А цилиндра 2 размещен главный поршень 3, укрепленный на што-ке 6. Внутри поршня размещен вспомогательный поршень 4, служащий для фиксации плашек 10 в закрытом состоянии от-верстия Г ствола скважины. Для закрытия отверстия плашками жидкость, управляющая их работой, поступает в полость А, под действием давления которой поршень перемещается слева на-право. Вспомогательный поршень 4 также перемещается вправо, и в конечном положении он нажимает на кольцо-защелку 5 и фиксирует тем самым плашки 10 в закрытом состоянии, что исключает самопроизвольное их открытие. Чтобы открыть от-верстие Г ствола, надо передвинуть плашки влево. Для этого управляющая жидкость должна быть подана под давлением в полость В, которая перемещает вспомогательный поршень 4 по штоку 6 влево и открывает защелку 5. Этот поршень, дойдя до упора в главный поршень 3, передвигает его влево, тем са-мым раскрывая плашки. При этом управляющая жидкость, на-ходящаяся в полости Ј, выжимается в систему управления. Плашки 10 превентора могут быть заменены в зависимости от диаметра уплотняемых труб. Торец плашек по окружности уплотняется резиновой манжетой 9, а крышка 1 -- проклад-кой //. Каждый из превенторов управляется самостоятельно, но обе плашки каждого превентора действуют одновременно. Отверстия 8 в корпусе 7 служат для присоединения превентора к манифольду. Нижним торцом корпус крепится к фланцу устья скважины, а к верхнему его торцу присоединяется универсаль-ный превентор. Как видно, плашечный превентор с гидравлическим управ-лением должен иметь две линии управления: одну для управ-ления фиксацией положения плашек, вторую для их перемеще-ния. Превенторы с гидравлическим управлением в основном применяют при бурении на море. В ряде случаев нижний пре-вентор оборудуется плашками со срезающими ножами для пе-ререзания находящейся в скважине колонны труб. Для бурения на суше применяют в основном однокорпусные плашечные превенторы с двойной системой перемещения пла-шек: гидравлической и механической без системы гидравличе-ского управления их фиксацией. По конструкции эти превенто-ры (рис. XIII.3) значительно проще. Такой превентор состоит из корпуса 2, внутри которого помещаются плашки и крышки с гидроцилиндрами 1 и 5. Корпус 2 представляет собой сталь-ную отливку коробчатого сечения, имеющую проходное верти-кальное отверстие диаметром D и сквозную горизонтальную прямоугольную полость, в которой размещаются плашки. Пере-крывающие устье скважины плашки комплектуются под опре-деленный размер трубы. При отсутствии в скважине бурильных труб устье перекрывается глухими плашками. Плашки превентора разъемной конструкции состоят из кор-пуса 9, сменных вкладышей 11 и резинового уплотнения 10. Плашку в собранном виде насаживают на Г- образный паз а штока 7 и вставляют в корпус превентора. Полость корпуса с обеих сторон закрывается откидными крышками гидроцилинд-ров / и 5, шарнирно подвешенными на корпусе. Крышка к кор-пусу 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 посту-пает в гидроцилиндры. Полость плашек превентора в зимнее время (при температуре --5°С и ниже) обогревается паром, подаваемым в паропроводы. Поршень со штоком, крышка и цилиндры уплотняются при помощи резиновых колец. Универсальные превенторы Универсальный превентор предназначен для повышения на-дежности герметизации устья скважины. Его основной рабочий элемент -- мощное кольцевое упругое уплотнение, которое при открытом положении превентора позволяет проходить колонне бурильных труб, а при закрытом положении---сжимается, вследствие чего резиновое уплотнение обжимает трубу (веду-щую трубу, замок) и герметизирует кольцевое пространство между бурильной и обсадной колоннами. Эластичность резино-вого уплотнения позволяет закрывать превентор на трубах различного диаметра, на замках и УБТ. Применение универ- сальных превенторов дает возможность вращать и расхажи-вать колонну при герметизированном кольцевом зазоре. Кольцевое уплотнение сжимается либо в результате непо-средственного воздействия гидравлического усилия на уплот-няющий элемент, либо вследствие воздействия этого усилия на уплотнение через специальный кольцевой поршень. Универсальные превенторы со сферическим уплотняющим элементом и с коническим уплотнителем изготовляет ВЗБТ. Универсальный гидравлический превентор со сферическим уплотнением плунжерного действия (рис. XIII.4) состоит из корпуса 3, кольцевого плунжера 5 и кольцевого резинометал-лического сферического уплотнителя /. Уплотнитель имеет форму массивного кольца, армированного металлическими вставками двухтаврового сечения для жесткости и снижения износа за счет более равномерного распределения напряжений. Плун-жер 5 ступенчатой формы с центральным отверстием. Уплотни-тель / фиксируется крышкой 2 и распорным кольцом 4. Корпус, плунжер и крышка образуют в превенторе две гидравлические камеры А и Б, изолированные друг от друга манжетами плун-жера. При подаче рабочей жидкости под плунжер 5 через отвер-стие в корпусе превентора плунжер перемещается вверх и об-жимает по сфере уплотнение / так, что оно расширяется к цент-ру и обжимает трубу, находящуюся внутри кольцевого уплот-нения. При этом давление бурового раствора в скважине будет действовать на плунжер и поджимать уплотнитель. Если в сква-жине нет колонны, уплотнитель полностью перекрывает отвер- стие. Верхняя камера Б служит для открытия превентора. При нагнетании в нее масла плунжер движется вниз, вытесняя жид-кость из камеры А в сливную линию. Уплотнитель расширяется и принимает прежнюю форму. Кольцевой уплотнитель позволяет: протаскивать колонны общей длиной до 2000 м с замками или муфтами с конусными фасками под углом 18°; расхаживать и проворачивать колонны; многократно открывать и закрывать превентор. Конструкция превентора допускает замену уплотнителя без его демонтажа. Управление универсальным превентором может осуществляться либо с помощью ручного плунжерного насоса, либо с помощью насоса с электроприводом. Время закрытия универсального превентора гидроприводом 10 с. Вращающиеся превенторы Вращающийся превентор применяется для герметизации устья скважины в процессе ее бурения при вращении и расхаживании бурильной колонны, а также при СПО и повышенном давлении в скважине. Этот превентор уплотняет ведущую тру-бу, замок или бурильные трубы, он позволяет поднимать, спускать или вращать бурильную колонну, бурить с обратной промывкой, с аэрированными растворами, с продувкой газо-образным агентом, с равновес-ной системой гидростатическо-го давления на пласт, опробо-вать пласты в процессе газо-проявлений. Основной элемент вращаю-щегося превентора (рис. ХШ.5) -- уплотнитель 2, поз- воляющий протаскивать инст-румент через его отверстие. Уплотнитель состоит из метал- лического основания и резино-вой части, прикреплен к ство-лу 4 при помощи байонетного соединения и болтов. От прово-рачивания его предохраняют шпоночные выступы, входящие в вырезы ствола. В патроне 7 превентора на двух радиальных 5 и одном упор-ном 6 подшипниках качения смонтирован ствол 4. Манжетные уплотнения 3 служат для предохранения превентора от попада-ния в него жидкости из скважины между стволом, корпусом и патроном. Фиксация патрона 7 в корпусе / осуществляется за-щелкой 9, которая открывается под давлением масла, подавае-мого ручным насосом через штуцер 8. |