турбобур. турбобур-24_05_2016. От EnormousWorriedOunce1252
 Скачать 111.4 Kb.
|
|
3.2 Оснащенность ремонтного участка Оснащенность ремонтного участка и их расположение в цехе по ремонту бурового оборудования представим на рисунке 14. Оснащенность заключается в том, что на территории цеха находится: тельфера разной грузоподъемности, основной тельфер 1 и два вспомогательных тельфера 2, 3. Мойка бурового оборудования 4, гидравлического пресса 5, сверлильного станка 6, стендов для ремонта ротором 7, насоса бурового 8, редуктора 9. Есть емкость для мытья бурового оборудования 10. Так же в оснащенность входят различные верстаки 11 и 12, где располагаются ручные ключи, подшипники и метчики верстака для быстроизнашивающихся деталей коробок скоростей и редукторов 27. Для включения электрооборудования применяется рубильник общий 24, к которому подключен трансформатор 13 для проведения сварочных работ. В любом помещении и здесь в частности имеются два основных входа 15, 16 и один запасной выход 17, окна 18. На территории цеха выделен участок для ремонта станков 19. Здесь так же расположен стенд для отремонтированного оборудования 20, стенд для запасных частей дизель А41 21, 22. Верстак для запасных частей на ключ РТ1200 23, есть так же место для отдыха дизелиста 26. Ремонтный участок оснащен местом для отдыха рабочего персонала, обозначенных на схеме цифрами 14, 25. Рисунок 14 Схема ремонтного участка 3.3 Анализ ремонтопригодности турбобура Грамотные отбраковка и реставрация вышедших из строя деталей позволяют, кроме денежной экономии, добиться сокращения их расхода. Эти задачи решаются самостоятельно механиком турбинного цеха. Ступени турбин турбобура Около 80% статоров и роторов выходит из строя в результате механических повреждений. Непригодными ступенями считаются такие, у которых торцевый износлопаток превышает 3 мм или радиальный зазор более 5 мм (на диаметр). Также допускается односторонний износ обода в пределах общего допускаемого зазора. Безободные ступени с погнутыми лопатками не допускаются к сборке. Подпятники турбобура Стойкость этого узла по сравнению со стойкостью всех узлов турбобура самая малая, т.к. резина подпятников истирается и испытывает периодическую ударную нагрузку. Подпятник с изношенной резиной ( с одной стороны) переворачивают и устанавливают снова. При полном износе резиновые кольца заменяют новыми. Остовы, высота которых уменьшилась более чем на 0,5 мм, можно реставрировать подрезкой торцов на размер, меньший на 0,5 мм (как подпятники). При большой потери высоты их нужно отбраковывать. Кольца пяты При уменьшении высоты более чем на 0,1 мм кольца бракуются. Износ колец по диаметру допускается на величину глубины отпрочнения, но при износе свыше 1 мм на диаметр кольца отбраковываются. Такие кольца при отсутствии одностороннего износа могут быть использованы для сборки подпятников, имеющих разбухшую резиновую обкладку. В этом случае кольца шлифуются по диаметру для выравнивания рисок. Диски пяты Диски с односторонним износом до 1 мм можно установить снова сработанной стороной вверх. Диски с двусторонним износом до 0,5 мм при гладкой поверхности можно использовать при сборке подпятников с разбухшей резиной. Средние опоры турбобура Если размер торцов уменьшается более чем на 0,5 мм по высоте, он компенсируется установкой соответствующей втулки или ротора (меньших на такую же величину). Реставрация опор с разбухшей резиной на станке путем расточке нежелательна, так как поверхность резины получается шероховатой. Нижняя опора турбобура Радиальный износ опоры более чем на 3 мм на диаметр не допускается. Ниппели с резиной, не имеющей отрывов и при износе не более чем на 2 мм по диаметру, являются годными. Если повреждена резьба, такойниппель можно использовать для изготовления втулки, которая запрессовывается в специально расточенный ниппель с изношенной резиной, но годной резьбой. Соединительные муфты турбобуров Стойкость конусно-шлицевых соединений составляет в среднем 250-300 ч. Поэтому они поставляются с запасными частями и частично реставрируются предприятиями. Нарушенные конусные поверхности восстанавливаются проточкой на станке. Если шлицы сработаны более чем на 2/3 их ширины, полумуфты считаются непригодными. Корпус турбобура Коническая резьба в процессе работы часто теряет натяг. Для восстановления его упорный торец резьбы подрезают на необходимую величину. Из-за особенности конструкции ресурс турбобура лимитируется корпусом. Так, если вышедшие из строя по причине износа или разрушения остальные детали и узлы турбобура можно восстановить или заменить новыми, то разрушение корпуса турбобура исключает возможность восстановления и может стать причиной трудноликвидируемой аварии. 3.5 Диагностирование и Испытание турбобура При поступлении турбобура ЗТСШ1-195 на буровую перед сборкой (соединением) секций производится его внешний осмотр и проверка качества сборки (регулировки) турбобура для исключения спуска в скважину некачественно собранного турбобура. Турбобур с видимыми внешними дефектами (вмятины и трещины на корпусах, задиры на соединительных резьбах переводниках, корпусов и валов) в бурение не допускаются. Для предотвращения засорения турбобура под ведущую трубу и УБТ установить фильтры длиной 1,5-2 м. с диаметром отверстий 5-6 мм. Произвести инструментальный обмер качества сборки турбобура с помощью глубиномера (с погрешностью измерения 0,1 мм), в соответствии с регламентом по контролю ресурса турбобура. Результаты контроля зафиксировать в буровом журнале. Контроль осевого люфта турбобура производится по каждой секции, в порядке их соединения и должен быть равен 14-16мм. Проверить осевой и люфт вала ЗТСШ1-195. Вал турбобура должен вращаться равномерно без рывков. При прекращении подачи промывочной жидкости вал турбобура должен плавно останавливаться. Резкая остановка свидетельствует о наличии большого трения в турбобуре. Для приработки трущихся деталей рекомендуется производить обкатку турбобура в течение 3...5 минут. Турбобур ЗТСШ1-195 (собранный со шпинделем) считается пригодным для работы, если: осевой люфт вала турбобура находится в пределах 0...2 мм. турбобур запускается при давлении 2,0 МПа все резьбовые соединения герметичны при рабочей производительности насосов. Проверка турбобура при эксплуатации После очередного долбления на устье необходимо: проверить радиальный люфт вала шпинделя - давление, при котором происходит запуск турбобура состояние присоединительных резьб (негерметичность соединений, промыв резьб), состояние упорных торцов (убедится в отсутствии забоин, задиров). При каждой смене отработавших шпинделей производить контроль просадок конусно-шлицевых полумуфт системы валов. При величине просадки более 2 мм, во избежания посадки системы роторов на статорную и недоработки ресурса сменных шпинделей, рекомендуется турбобур отправить на ревизию. Таблица 3 - Допустимые величины радиального и осевого люфта осевой опоры (шпинделя) для 3ТСШ1-195 Люфт вала шпинделя, после ремонта, мм, не более Допустимый люфт вала при работе, мм, не более Осевой Радиальный Осевой Радиальный 0-1,0 0-1,0 5 2 Критериями отказов является: снижение или повышение давления не менее чем на 50% - на рабочем или холостом режиме эксплуатации. Увеличение осевого зазора между статором и ротором (люфт турбинной секции) более чем на 18 мм Освобождение от прихвата усилием более 100 тонн и «расхаживание» путем разгрузки на забой ударами – запрещается. Запрещается производить первое дробление без обратного клапана, фильтровочистки. Запрещается производить крепление центраторов электросваркой по диаметру корпуса турбобуров в месте расположения соединительных резьб, для обеспечения ремонта ГДЗ. При необходимости установки и крепления центраторов в зоне расположения резьб свои действия согласовать с технологическими службами экспедиций УБР. Сведения о работе турбобуров и шпинделей фиксируются в технологическом журнале по работе ГДЗ согласно диаграмм и суточных рапортов бурового мастера и вносятся в сопроводительный документ на ГДЗ в полном требуемом объеме. После отработки турбобур в обязательном порядке необходимо (в летнее время) промыть водой и в кратчайший срок доставить в турбинный цех. Это требование обуславливается тем, что глинистый раствор, попавший в зазоры между статорами и корпусом и в зазор между роторами и валом, может засохнуть и прочно связать турбину с корпусом и валом, что сильно затруднит разборку турбобура или сделает ее невозможной. Возможные неисправности и способы их устранения Перечень возможных при эксплуатации турбобура неисправностей, а также способы их устранения приведены в таблице 4. Таблица 4 - Возможные неисправности и способы их устранения [14]. Характер неисправности Причина неисправности Способ устранения на буровой при ремонте 1 2 3 4 Остановка турбобура при бурении 1.Чрезмерное увеличение нагрузки на долото (перегрузка турбобура). Долото приподнять над забоем, опустить и начать буре-ние, постепенно увеличивая нагрузку на Продолжение таблицы 4 1 2 3 4 долото. Если при меньшей осевой нагрузке турбобур не работает, его необходимо поднять на поверхность для проверки на ведущей трубе 2.Значительное уменьшение количества рабочей жидкости, подаваемой в турбобур из-за утечек в бурильной колонне. Признаком служит снижение давления, регистрируемого манометром. Проверить насосы и резьбовые соединения бурильных труб. Если принятые меры необеспечивают улучшения работы турбобура, проверить его на ведущей трубе. 3.Повреждение резиновых обкладок и набухание резины Турбобур заменить. Заменить турбобура. опоры Продолжение таблицы 4 1 2 3 4 в опорах турбобура. Признаком служит ухудшение запуска турбобура и резкая остановка вала. Турбобур «не принимает на-грузку» (под этим подразу-мевается рез-кое уменьше-ние осевой на-грузки на доло-то по сравне-нию с прило-женной ранее, при которой турбобур оста-навливается) Если при бурении давление по мано-метру не снижает-ся, турбобур мо-жет не принимать нагрузку по сле-дующим причинам: 1. Заклинивание долота. Приподнятый над забоем турбобур работает, а при нагрузке останавливается. Бурение необходимо прекратить, а турбобур поднять на поверхность для проверки долота и турбобура. 2. Роторы сопри-касаются со статорами вслед-ствие сверхдо-пустимого износа Заменить турбобур Разобрать турбобур заменить изношенные отрегулиро- Продолжение таблицы 4 1 2 3 4 деталей осевой опоры или ослаб-ления резьбовых со единений, закреп-ляющих систему роторов или систему статоров вать крепление системы детали роторов и системы статоров Резкое повышение давления в нагнетательной линии. 2. Засорение турбобура: 2.1 При низкокол-лоидальном загрязнённом растворе мелкие частицы шлама, не задержанные фильтром, с пре-кращением цир-куляции выпадают из раствора и осаждаются в турбобуре, при последующем 2. Засорённый турбобур поднять на поверхность и промывать в течении 10-15 минут, причём задвижки следует закрывать по-степенно, следя по манометру за повышением давления. Если промывка не дает Разобрать турбобур, прочистить забитые каналы от шлама. Продолжение таблицы 4 1 2 3 4 включении насоса этот осадок запрессовывается в каналы турбины результатов, турбобур следует заменить 2.2 При остановке насосов выбурен-ная порода, нахо-дящаяся в кольце-вом пространстве,интенсивно осаж-дается на забой. При быстром от-крывании пусковой задвижки вследст-вие возникновения обратного движе-ния жидкости («сифон») осадок заполняет долото и турбину, если турбобур не при-поднят над забоем 3.6 Технологический процесс ремонта турбобура Ремонт турбобура может быть различный в зависимости от степени износа и повреждения его деталей. К капитальному обычно относят ремонты, связанные с заменами на 30% ступеней турбин, вала или корпуса. К среднему ремонту относятся ремонты, когда заменяются быстроизнашивающиеся или сравнительно не дорогие детали турбобура (осевые и радиальные опоры). В текущий ремонт включаются лишь затраты на ревизию и проверку турбобура и очистку его от шлама. Во всех случаях открепляются резьбовые соединения, поэтому может измениться характеристика турбобура. Если по каким-либо причинам невозможно доставить турбобур в мастерскую, его необходимо распрессовать при помощи буровой лебедки. В противном случае буровой раствор высохнет и образует корку между статорами и корпусом, что сделает невозможной его разборку даже с применением паровых или нефтяных ванн. Ниже представлена технология ремонта турбобура, где более подробно рассмотрен ремонт вала. Вал – одна из основных деталей турбобура. При соблюдении правил ремонта и эксплуатации и качественном изготовлении турбобура работоспособность вала может достигать 1000 часов [2]. Причиной выхода его из строя может быть чрезмерная затяжка роторной гайки или контргайки (вал обрывается в резьбе). В этом случае вал укорачивается и на конце его нарезается новая резьба. Укороченный вал собирается со специальным укороченным корпусом. Обрыв вала также происходит и в нижней части вследствие перегрузки турбобура при подаче через него увеличенного количества промывочной жидкости. В этом случае вал разрушается по торцу упора втулки нижней опоры или по промывочным окнам. Содержание и объем ремонтаопределяют после частичной или полной разборки турбобура. После промывки и очистки при помощи крана или тельфера турбобур подают на механический круговой ключ, которым отвинчивают ниппель. При этом специальная катушка задержки предотвращает проворачивание корпуса турбобура. Реактивный момент на катушке задержки передается трансформатором давления, а давления регистрируются манометрами, проградуированными в единицах силы, что позволяет контролировать момент отвинчивания и завинчивания. Завинчивать и отвинчивать резьбовые соединения турбобура можно и более простым способом, используя лебедку и тельфер. После отвинчивания ниппеля турбобур поступает на гидравлический пресс для распрессовки корпуса и вала в сборе. При распрессовке в валу турбобура возникают значительные растягивающие напряжения. Чтобы избежать деформации вала, максимальное напряжение не должно превышать половины предела текучести. В таблице на гидравлическом прессе указывается допустимое давление по манометру для каждого типоразмера турбобура. Если вал не распрессовывается предельной нагрузкой, турбобур помещают на несколько часов в емкость с горячей водой, а затем снова устанавливают на пресс. После страгивания вал в сборе извлекают из корпуса при помощи троса, связанного через полиспаст с барабаном лебедки. Извлеченный вал устанавливают на направляющих и тем же круговым ключом или с помощью описанного выше способа отвинчивают контргайку, а затем, снимая колпак, отвинчивают роторную гайку. Детали и вала снимают с помощью гидравлического пресса и лебедки с полиспастом, применяемых для извлечения из корпуса вала в сборе. Разобранные валы и корпуса промывают в емкости на 1 м длиннее турбобура. Ее используют также для облегчения разборки турбобура; для этого воду подогревают паром. Часто емкость изготовляют из обсадной трубы большого диаметра. Сверху на 1/3 ее вырезают повсей длине, а по торцам вваривают днища. Мелкие детали турбобура промывают в ваннах, снабженных подогревательным устройством. Промытые и высушенные детали проходят контроль и отбраковку, если износ превышает установленные техническими требованиями нормы. При осмотре вала и корпуса обращают внимание на наличие вмятин, трещин и других внешних дефектов. Обязательно проверяют прямолинейность этих деталей; для этого их укладывают на две опоры и, вращая вал, индикатором производят замеры в пяти-шести точках. Если кривизна превышает допустимую величину, вал и корпус подвергают правке на прессе, предназначенном для правки бурильных труб. Вал или корпус устанавливают на опорах пресса дугой вверх. Контроль обратного прогиба замеряют линейкой, ведя отсчет от станины пресса. При правке корпуса для предотвращения его смятия применяют специальные полукольца, устанавливаемые между корпусом, пуансоном и опорами. Состояние резьб деталей турбобура проверяют внешним осмотром, резьбовыми калибрами, а также свинчиванием резьбового соединения. Перед проверкой резьба должна быть очищена и промыта. Детали, поступающие на сборку, не должны иметь дефектов резьбы. При проверке конических резьб измеряют их натяг, который должен соответствовать установленным нормам. Изношенные резьбы перенарезают. У вала проверяют состояние шпоночных пазов. При смятии шпоночного паза или значительном увеличении его ширины на валу под углом 90 или 180° фрезеруют новый паз. Корпус, имеющий радиальную выработку внутренней поверхности, выбраковывают. При восстановлении резьбы корпуса приходится часть корпуса отрезать, а для сохранения номинальной длины устанавливать надставки. Надставка центрируется с корпусом цилиндрическим участком с прессовой посадкой, а жесткость соединению придает резьбовой участок. Надставку устанавливают с предварительным нагревом до 400—450 °С. Резиновые обкладкиподпятников не должны иметь повреждений. Допускается дальнейшее использование подпятников при износе до 1 мм, но при этом кольца пяты должны быть соответственно уменьшены по высоте. При износе наружной поверхности более чем на 1 мм кольца пяты отбраковывают. Диски пяты при наличии гладких рабочих поверхностей и износе по высоте менее чем на 1 мм можно использовать повторно. Радиальные опоры не должны иметь дефектов на рабочих поверхностях. Для сборки применяют втулки средних и нижних опор с износом наружной поверхности не более чем на 1,5 мм на диаметр при условии установки в паре с ними новых ниппелей и средних опор. Опоры качения турбобуров при осевом люфте более 4 мм и радиальном более 3 мм на сборку не допускаются и ремонту не подлежат. У ступеней турбобура проверяют высоту статора и ротора, осевую высоту лопаток, осевой люфт по величине выхода ступицы ротора из статора, а также радиальный зазор между ротором и статором. Турбины с поломанными и погнутыми лопатками выбраковывают. |