Функциональные комплексы оборудования буровых установок

                                            Тема  4.  ФУНКЦИОНАЛЬНЫЕ  КОМПЛЕКСЫ   ОБОРУДОВАНИЯ     БУРОВЫХ  УСТАНОВОК  ДЛЯ  ГЛУБОКОГО   РАЗВЕДОЧНОГО     И  ЭКСПЛУАТАЦИОННОГО  БУРЕНИЯ   4. ФУНКЦИОНАЛЬНЫЕ КОМПЛЕКСЫ ОБОРУДОВАНИЯ БУРОВЫХ УСТАНОВОК ДЛЯ ГЛУБОКОГО РАЗВЕДОЧНОГО И ЭКСПЛУАТАЦИОННОГО БУРЕНИЯ 4.1. Силовой привод 4.1.1. Общие сведения о силовом приводе Буровые установки (БУ), с точки зрения прикладной механики, – это система двигателей (Д), трансмиссий (Т) и исполнительных меха низмов (ИМ). БУ = Д + Т + ИМ. Комплекс, состоящий из двигателей и трансмиссий, получил условное название силовой привод (СП). Таким образом, БУ = СП + ИМ, где ИМ – это ротор, насосы, лебедки, компрессоры и т. д. Силовой привод предназначен для преобразования тепловой (элек трической) энергии посредством двигателя в механическую, регулиро вания ее и передачи посредством Т на ИМ. Классификация силового привода: 1. По уровню мощности двигателя: • главный (основной); • вспомогательный. Главный СП – это привод лебедки, бурового насоса и ротора. Его мощность доходит до 6 тыс. кВт и более. Вспомогательный СП – это привод компрессоров, вибросит, глино мешалок, регулятора подачи долота, маслонасосов, подпорных насосов, механизмов для СПО и др. Суммарная мощность вспомогательного при вода обычно не превышает 10–15 % мощности основного привода. 2. По виду используемых Д главный СП подразделяется на: • паровой (в настоящее время не используют); • дизельный; • электрический; • газотурбинный (в настоящее время не используют); • гидравлический. 43 Паровой СП впервые в России был применен в 1861 году для буре ния нефтяных скважин в Азербайджане ударноканатным способом. Затем его использовали в установках вращательного бурения. Электрический СП впервые в России был применен в 20х годах в Азербайджане. В настоящее время около 50 % БУ снабжены электриче скими СП (автономными и неавтономными). 3. По степени зависимости от центральных энергосистем: • автономный; • неавтономный. Автономный СП не зависит от центральных энергосистем. К нему относятся: дизельный, дизельгидравлический, дизельэлектрический, газотурбинный, газотурбинноэлектрический СП. Неавтономный – это электрический привод с питанием от линий электропередач. Целе сообразность использования его определяется стоимостью электро энергии в районе бурения. 4. По числу Д в СП: • однодвигательные; • многодвигательные. Однодвигательный СП характеризуется компактностью, высоким КПД. Многодвигательный СП характеризуется высокой надежностью при отказах Д, экономичностью (часть Д может при необходимости от ключаться) и возможностью использования маломощных Д. 5. По количеству ИМ: • индивидуальный; • групповой; • смешанный (комбинированный). В индивидуальном СП каждый из ИМ приводится от Д независи мо друг от друга. Этим достигается компактность при монтаже и высо кий КПД. В групповом приводе один или несколько двигателей, соединен ных суммирующей трансмиссией, передают мощность на несколько ИМ. Этим достигается сокращение числа двигателей и установленной мощности БУ. Действительно, когда мощность СП затрачивается на работу буровой лебедки, на работу насосов и ротора затрат нет. Однако групповой СП требует много места для размещения и имеет низкий КПД. Такие приводы применяют при условии, что сумма мощности на соса и ротора примерно равна мощности лебедки. Это имеет место для БУ с условными глубинами бурения до 5000 метров. 44 В смешанном СП используются индивидуальный и групповой СП в пределах одной БУ. Основным параметром, характеризующим работу СП, является его мощность Nсп. Она может быть рассчитана по формуле: n N ñï = ∑ N äiηm , êÂò, i =1 где Nдi – номинальная мощность iго двигателя, кВт; ηm – КПД транс миссии. Силовой привод имеет следующие режимы работы: 1) пусковой – это режим ХХ с отключенной нагрузкой, при этом за действуется не более 5–10 % Nсп; 2) непрерывный (длительный). Задействуется не более 60 % Nсп. Это типичный режим работы СП бурового насоса; 3) циклический (повторнократковременный). Задействуется около 80 % Nсп. Типичный режим работы буровой лебедки; 4) пиковый (кратковременный), перегрузочный. Задействуется до 100 % Nсп. Типичный режим работы СП буровой лебедки при лик видации прихвата. 4.1.2. Двигатели 1. Основными элементами силовых приводов являются двигатели. Двигатели характеризуются следующими главными параметрами: Технические параметры: • мощность Nн, кВт; • крутящий момент на валу Мн, кН*м; • частота вращения вала nн, об/мин; • КПД η, %; • масса m, кг. Между этими тремя параметрами имеется связь: Nн = 9,55Мнnн.10–3, кВт (9,55 – размерный коэффициент). Кроме этих параметров степень совершенства конструкции двига теля характеризуют также удельной мощностью: Nуд = m/Nн, кг/кВт, обычно Nуд = 2–15 кг/кВт. 2. Эксплуатационные параметры: • коэффициент перегрузки kп; • диапазон регулирования частоты вращения вала Rд; • коэффициент гибкости kг. Рассмотрим теперь более подробно эти параметры: 45 Коэффициент перегрузки kп = Мmах/Мн, где Мmах – максимально достижимый крутящий момент; Мн – номи нальный крутящий момент. Диапазон регулирования частоты вращения вала ( скоростной коэф фициент) Rд = nmах/nн, где nmах – максимально достижимая частота вращения вала Д; nн – но минальная частота вращения вала двигателя. Небольшие значения kп и Rд свидетельствуют об ограниченной способности двигателя к преодолению возрастающих нагрузок. Коэффициент гибкости kг = Δn/ ΔM, где ΔM – изменение крутящего момента на валу Д при изменении вне шней нагрузки; Δn – соответствующее этому изменение частоты вра щения вала. Смысл этого параметра в следующем. Если мы попытаем ся затормозить вал двигателя, двигатель среагирует снижением частоты вращения вала. Происходящий при этом прирост крутящего момента и уменьшение частоты вращения двигателя и есть параметры ΔM и Δn для расчета коэффициента гибкости. Двигатель имеет гибкую характери стику при kг > 2, жесткую характеристику – при kг < 2. Типы двигателей, используемые в главном силовом приводе, пред ставлены на блоксхеме (рис. 21). ɉɚɪɨɜɵɟ Ƚɢɞɪɚɜɥɢɱɟɫɤɢɟ Ⱦȼɋ Ƚɚɡɨɬɭɪɛɢɧɧɵɟ ɗɥɟɤɬɪɢɱɟɫɤɢɟ Ⱦɢɡɟɥɢ ɉɟɪɟɦɟɧɧɨɝɨ ɬɨɤɚ Ⱥɫɢɧɯɪɨɧɧɵɟ ɉɨɫɬɨɹɧɧɨɝɨ ɬɨɤɚ ɋɢɧɯɪɨɧɧɵɟ Рис. 21. Типы двигателей главных силовых приводов БУ 46 Ниже рассмотрены особенности и технические характеристики двигателей различного типа. Паровые двигатели (ПД) Первые БУ вращательного бурения – ПД. Они имели следующие эксплуатационные параметры: • kп = 1,5...3 (высокий); • Rд = 2,0...5,0 (высокий); • kг > 2 (гибкая характеристика); • Nд = 55...110 кВт. Этот тип двигателя прост и надежен. Недостатки: низкий КПД, большой расход энергоносителей, низ кая мощность. В настоящее время их не применяют. Дизельные двигатели (ДД) Применяемые в силовых приводах БУ ДВС работают на тяжелых топливах (дизтопливо). Двигатели, работающие на легких топливах (бензин, керосин), на буровых установках не применяются изза не экономичности. ДД имеют следующие эксплуатационные показатели: • kп = 1,1...1,2 (низкий); • Rд = 1,3...1,8 (удовлетворительный); • kг > 2 (гибкая характеристика); • КПД – 25...35 %. Крутящий момент М ДД изменяется в узких пределах (≈10 %), а со ответствующие изменения n в широком диапазаоне (23...44 %). Особенности ДД: • нельзя запускать под нагрузкой (требуется установка фрикцион ных муфт, отключающих трансмиссию); • не способны к большим перегрузкам (требуются специальные устройства – редукторы, гидротрансформаторы для адаптации к большим нагрузкам); • мощность двигателя зависит от давления, температуры и влажно сти окружающей среды. В отечественных буровых установках предшествующего поколе ния преимущественно использовались 4тактные 12цилиндровые двигатели с Vобразным расположением цилиндров и жидкостным ох лаждением В2450ТК, взамен которых сейчас идут близкие по кон струкции двигатели В2500ТК и 1Д12Бс2. Кроме того, в силовых при водах БУ применяют 8цилиндровые двигатели с Vобразным располо жением цилиндров 84Н 26/26 и В500Б. Последний имеет воздушное 47 охлаждение. Дизельный двигатель 64Н 21/21 имеет 6 цилиндров с ли нейным размещением. Технические характеристики некоторых дизель ных двигателей, применяемых в буровых установках эксплуатационно го и глубокого разведочного бурения, приведены в табл. 4. Рекомендации по монтажу и эксплуатации. При монтаже ДД, как и при монтаже других двигателей СП БУ, следует добиваться соосности валов двигателей и трансмиссионных валов. После центрирования ва лов, на дизеля устанавливают выхлопные трубы и искрогасители. Каж дый выхлопной коллектор дизеля должен быть соединен с отдельной выхлопной трубой. Высота выхлопной трубы от пола должна быть не менее 2...2,2 м с уклоном в сторону выхлопа в пределах 20. Для выхло пных труб используют стальные трубы диаметром не менее 100 мм. Вы хлопные трубы устанавливают на стойках и подвешивают к каркасу ук рытия так, чтобы масса их не передавалась на выхлопной коллектор ди зеля. В конце каждой выхлопной трубы должен быть установлен искро гаситель. Расстояние от искрогасителя до стены укрытия, если она сде лана из горючего материала, должно быть не менее 5 метров. Выхло пные трубы с коллекторами дизелей и с искрогасителями соединяют с помощью фланцев. Между фланцами устанавливают асбестовые про кладки. В стенках укрытий из пожароопасного материала устанавлива ют разделку из листовой стали или другого несгораемого материала. Таблица 4 Технические характеристики дизельных двигателей БУ Vр Расход Nн, nн, Nуд, Мн, Тип ДВС m, кг топлива, цилин кВт об/мин кг/кВт кН.м г/кВт.ч дра, л В2450 Тип БУ БУ2500ДГУ БУ 3Д БУ3000ДГ БУ40000ДГУ БУ 3Д НБОД 330 2,8 1600 1590 4,8 1.97 227 В2500ТК 404 3,89 1600 1700 6,64 2,0 216 64Н 21/21 460 7,3 1200 4200 9,1 3,7 220 БУ5000ДГ БУ 3Д 84Н 26/26 785 13,5 1000 8000 10,2 7,5 215 БУ6500ДГ 309 2,4 1600 1550 4,8 1,84 216 БУ 3Д БУ2500ДГУ БУ3000ДГ Wola Н12 330 2,8 1600 1600 4,8 1,97 нд БУ 3Д 1Д12Бс2 48 В процессе эксплуатации следует избегать пиковых нагрузок на привод, при которых (как отмечено выше) задействуется 100 % мощно сти двигателя. В этом случае идет быстрый износ ДД, снижается его КПД и срок службы. Необходимо также постоянно следить за системой масляного охлаждения и смазки ДД, так как от качества смазки и ох лаждения в значительной степени зависит его долговечность. Нельзя допускать использования дизтоплива с примесью воды, так как в этом случае идет его ускоренный износ и может произойти аварийная оста новка ДД. Необходимо также производить на ДД все виды ТО, предус мотренные заводомизготовителем. Электродвигатели В настоящее время число БУ с электрическим приводом достигает 60 % их общего числа, потому что электропривод самый удобный, де шевый, безопасный и экологичный. Основные его достоинства: высо кий КПД, бесшумная работа, чистота рабочих мест. Существует несколько разновидностей электродвигателей сило вых приводов БУ. Асинхронные двигатели с фазным ротором Применяются в приводе лебедки, насоса, ротора. Управляются по средством мощных токовых станций. Плавный пуск двигателей дости гается малым пусковым током. Основные эксплуатационные параметры этих двигателей: • kп = 1,7...2,2 (высокий); • Rд = 1 (низкий); • kг < 2 (жесткая характеристика); • КПД – 90...95 %. Основные технические характеристики асинхронных двигателей БУ приведены в табл. 5. Таблица 5 Технические характеристики асинхронных двигателей главного силового привода БУ Тип двигателя АКБ1146 АКБ13628 АКЗ1541Б2 АКС15696 Nн, кВт 320 500 700 1000 Напряже ние Uн, В 500 6000 6000 6000 nн, об/мин 980 740 750 750 49 m, кг КПД Установка 2150 4320 6150 4700 92,5 93,5 93,5 95,3 Уралмаш4Э БУ 3000 ЭУК БУ 4000 ЭУ БУ 5000 ЭУ Синхронные двигатели Характеризуются вращением вала двигателя с частотой, кратной частоте питающего напряжения. Основные эксплуатационные параметры: • kп = 1,65...1,8 (высокий); • Rд = 1 (низкий); • kг < 2 (жесткая характеристика); • КПД – 95 %. Эти двигатели имеют максимальный КПД при номинальной на грузке. Изменения нагрузки и напряжения в питающей сети U практи чески не влияют на крутящий момент. Такие параметры приемлемы для привода буровых насосов БУ. Недостатки синхронного двигателя: • усложнен его пуск (разгон до синхронной частоты приходится проводить с помощью дополнительного пускового двигателя или специальных импульсных пусковых устройств); • большая сила пускового тока; • невозможность параллельной работы двух двигателей на один ис полнительный механизм изза больших динамических моментов ротора двигателя. В табл. 6 приведены основные технические параметры некоторых синхронных двигателей. Таблица 6 Технические характеристики синхронных двигателей главного силового привода БУ Тип двигателя Nн, кВт Напряже ние Uн, В nн, об/мин СД3Б13428А 450 6000 750 4050 93,9 БУ 2500 ЭУ БУ 5000 ЭУ СДЗБ13528А 630 6000 750 5420 95 Уралмаш4Э76 94,5 БУ 2500 ЭУ БУ 3000 ЭУК БУ 4000 ЭУ СДБО99/498 630 6000 750 m, кг КПД 5600 Установка Электродвигатели постоянного тока (ДПТ) ДПТ имеют значительные преимущества перед другими типами двигателей. 50 1. ДПТ могут работать в повторнократковременном и пиковом ре жиме, развивая максимальный крутящий момент М. 2. Обеспечивается плавное регулирование n и M при пуске, торможе нии и остановке. 3. Управление осуществляется в цепях возбуждения двигателя, то есть в цепях малой мощности, что упрощает пусковую аппаратуру и повышает ее надежность. Частота вращения регулируется током возбуждения. 4. Вследствие такой легкой регулировки частоты вращения и крутя щего момента упрощается трансмиссия. Недостаток: необходимо иметь мощную тиристорную установку для выпрямления переменного тока промышленной частоты. Основные эксплуатационные параметры этих двигателей: • kп = 1,5...2,0 (высокий); • Rд = 2,5...3,5 (высокий); • kг > 2 (гибкая характеристика). Основные технические характеристики электродвигателей по стоянного тока приведены в табл. 7. Таблица 7 Технические характеристики электродвигателей постоянного тока главного силового привода БУ Тип двигателя Nн, кВт Напряжение Uн, В nн, об/мин m, кг Установка П1729К 1150 660 220/440 23000 БУ 2500 ЭП П1538К 370 220 750/900 8900 БУ 5000 ЭР П1715К 500 660 400/1000 8050 БУ 5000 ЭР МДП800800 850 460 800/1200 6250 БУ 2500 Э Основное требование к монтажу электродвигателей, так же как и других двигателей, – это обеспечение соосности приводных валов ЭД с валами трансмиссий или исполнительных механизмов. Следует также обеспечить при монтаже их надежную защиту от атмосферных осадков и технологической влаги для исключения возможности замыкания в электрических цепях ЭД. При эксплуатации необходимо следить, чтобы на ЭД не попадала влага, проводящая пыль. Такие же требования при эксплуатации си стем электрического управления ЭД. Особое внимание обслуживающему персоналу следует уделять надлежащему выполнению требований безопасной эксплуатации элек троустановок. 51 Газотурбинные установки Характеризуются следующими эксплуатационными параметрами: • kп = 2,5...3,0 (высокий); • Rд = 2,0...3,0 (низкий); • kг > 2 (гибкая характеристика). Эти двигатели имеют два весьма существенных недостатка, изза которых они в настоящее время не применяются, а именно: • низкий КПД (топлива в два раза больше, чем для ДД); • высокий уровень шума. Гидравлические двигатели Гидравлические двигатели используют в качестве индивидуальных приводов в буровой установке, условно называемой бестрансмиссион ной. Эти двигатели по своим эксплуатационным параметрам близки двигателям постоянного тока и имеют следующие особенности: 1. Могут работать в повторнократковременном и пиковом режиме, развивая максимальный крутящий момент М. 2. Обеспечивается плавное регулирование n и M при пуске, торможе нии и остановке. 3. Управление осуществляется со станции гидроуправления дистан ционно. 4. С одной гидравлической станции управления можно управлять и обеспечивать энергией значительное число двигателей. 5. Вследствие использования гидравлических линий связи двигателя со станцией управления в качестве силовых, исключается механи ческая трансмиссия, что дает возможность на каждый агрегат бу ровой установки иметь индивидуальный привод. Недостаток: необходимо иметь мощную гидравлическую силовую установку с дополнительными двигателями. Основные эксплуатационные параметры этих двигателей: • kп = 1,5...2,0 (высокий); • Rд = 2,5...3,5 (высокий); • kг > 2 (гибкая характеристика). 4.1.3. Трансмиссии силового привода Рассмотрим теперь второй компонент силового привода БУ – трансмиссии. Трансмиссии – это комплекс элементов, который обеспечивает передачу мощности от двигателей к исполнительным механизмам: ро тору, лебедке, насосам, компрессорам и др. 52 Трансмиссии состоят из силовых передач и соединительных муфт. Рассмотрим теперь наиболее важный элемент трансмиссий сило вого привода – силовые передачи. Силовые передачи предназначены для осуществления кинематической связи между валами двигателей и эл ементов трансмиссий, изменения скорости и направления вращения и преобразования крутящего момента. Силовые передачи подразделяются по способам передачи мощно сти на механические и гидродинамические. К механическим передачам относятся цепные, клиноременные, кардан8 ные и зубчатые. Цепные, клиноременные и карданные передачи применя ют в БУ при межосевых расстояниях более 1 метра. При межосевых рас стояниях менее 1 метра используют зубчатые передачи в роторе, в понизи тельных редукторах, коробках переключения передач буровой лебедки. Гидродинамические передачи используют всегда при межосевых расстояниях менее 1 метра в так называемых гидро или турботранс форматорах. Цепные передачи Состав: • втулочнороликовая цепь; • цепные колеса (звездочки); • смазочное устройство. Цепные передачи подразделяются: • на открытые (условно) и закрытые; • горизонтальные (угол наклона к горизонту до 30); • наклонные (угол наклона 30–60); • вертикальные (60–90). Различают одноконтурные и многоконтурные ЦП. У многоконтурных ЦП имеются один или более промежуточных валов, на которые передается вращение от ведущего вала. Промежуточ ные валы смонтированы на подшипниках качения, из которых наибо лее часто используют роликовые подшипники. КПД вала на подшип никах качения весьма высок – 99 %. Преимущества цепной передачи: • возможность передачи мощности до 3000 кВт при межосевых рас стояниях до 3 метров без проскальзывания; • возможность изменения передаточного отношения; • большие допустимые линейные скорости передачи. Недостатки: • неравномерность вращения ведущего и ведомого валов; 53 • • биение ненагруженной ветви цепи; необходимость точного монтажа, исключающего перекосы и не параллельность валов; • необходимость интенсивной смазки; • вытягивание цепи в процессе эксплуатации. КПД цепной передачи равна 97 %, то есть этот тип передачи име ет уже ощутимые потери, что как раз и вызывает необходимость интен сивной смазки. В цепных передачах БУ применяются приводные втулочнороли ковые цепи следующих типов: однорядные усиленные (ПРУ), одноряд ные тяжелого типа (ПРТ), двухрядные (2ПР), двухрядные тяжелого ти па (2ПРТ). Трехрядные (3ПР), тяжелого типа (3ПРТ), четырехрядные (4ПР), четырехрядные тяжелого типа (4ПРТ), шестирядные (6ПР) и шестирядные тяжелого типа (6ПРТ). Краткое обозначение цепи, по ГОСТ 10974–64, состоит из типа, ша га (мм) и разрушающей нагрузки (кН). Например, цепь приводная, роли ковая, шестирядная, тяжелого типа с шагом 31,75 мм и разрушающей на грузкой 600 кН обозначается следующим образом: 6ПРТ31, 75600. В оборудовании буровых установок применяют цепи: с шагом 12,7; 25,4; 31,75; 38,1; 44,45; 50,8 мм. Приводная роликовая цепь (рис. 22) выполнена в виде втулочных (внутренних) и валиковых (внешних) звеньев. Втулочное звено состоит из двух пластин, в отверстия которых запрессованы втулки со свободно посаженными на них роликами. Валиковое звено выполнено из двух внешних пластин с двумя запрессованными в них валиками. С торцов валики раскатаны, что исключает возможность их выпадения. В много рядных цепях валиковое звено имеет дополнительно по две промежу точные пластины в каждом промежутке между рядами, которые сво бодно надеты на валики. Для соединения концов цепи при надевании ее на колеса применяют соединительное звено или специальные пере ходные звенья при нечетном числе звеньев в цепи. Этими звеньями ре гулируют натяжения цепи. Соединительное звено, как и валиковое, имеет две внешних пластины и два валика. В одну из пластин запрессо вывают валики, а другую – свободно надевают на них после соедине ния цепи и шплинтуют. Переходное звено – сочетание втулочного и ва ликового звеньев. Оно имеет две гнутые переходные пластины, одну втулку с роликом и один валик. Втулку с надетым на нее роликом за прессовывают в пластины, а валик свободно вставляют в отверстия пластин и шплинтуют. Переходное звено позволяет собирать цепь с не 54 четным числом звеньев, что рекомендуется при использовании цепных колес с четным числом зубьев. Кроме этого, переходное звено позволя ет при необходимости укорачивать цепь на одно звено. При сборке цепных передач устанавливают цепные колеса на ва лы, проверяют параллельность валов и взаимное расположение колес, которые должны находиться в одной плоскости. Допустимые отклоне ния О, мм, при несовпадении торцов зубьев цепных колес определяют по выражению: О ≤ 0,1*А1/2/а, где а – число рядов цепи; А – межцентровое расстояние, мм. Рис. 22. Многорядная втулочно8роликовая цепь: 1, 6 – шплинты; 2 – втулка; 3 – ролик; 4 – валик; пластина: 5 – внешняя; 7 – промежу8 точная; 8 – внутренняя Несовпадение торцов зубьев попарно работающих цепных колес может быть вызвано осевым смещением при параллельных валах, непа раллельностью осей валов, находящихся в одной плоскости, и переко сом их В вертикальных плоскостях. Возможно также торцовое биение цепных колес. Дефекты монтажа могут привести к износу боковых по верхностей зубьев и резкой неравномерности распределения нагрузки между рядами цепи, что приводит к ее преждевременному износу. Вза имное расположение валов и колес проверяют при помощи уровня и жесткой линейки соответствующей длины. Линейку плотно прижима 55 ют к боковой обработанной поверхности зубчатого венца большого ко леса и измеряют наибольший зазор между линейкой и боковой поверх ностью венца другого колеса. Величину несовпадения торцов зубьев проверяют в нескольких положениях ведомых и ведущих колес. Для установки и снятия цепей применяют специальное приспособление (рис. 23), которое состоит из двух зацепов 1, винта 2, имеющего правую и левую резьбу, и ворота 3. Рис. 23. Приспособление для стяжки цепей При установке цепи излишнее ее натяжение не допускается. Натя жение цепи проверяют по стреле ее провисания, которая должна быть в пределах 0,01–0,015 % межцентрового расстояния. Стрелу провиса ния измеряют при помощи линейки или шнура. После монтажа открытых цепных передач необходимо обязатель но закрыть цепи с цепными колесами защитными кожухами. Для смазки цепных передач при температуре окружающей среды ниже 5 С используют масло Асп10, Акп10, а при температуре от 5 до 30 С – масло индустриальное 20 и 30. Применяемые способы смазки: • ручной (кисть, масленка при линейной скорости V < 1 м/с); • капельный с применением маслонасоса путем разбрызгивания при скорости 1 < V < 3 м/с; • разбрызгивание и погружение в ванну при линейной скорости 3 < V < 8 м/с; • смазка струей под давлением > 8 м/с. В процессе эксплуатации цепь вытягивается, поэтому, чтобы ис ключить возможные проскоки цепи следует ежедневно проверять ее натяжение и по мере необходимости сокращать число звеньев. Для это го на буровой должен быть запасной комплект соединительных звеньев. 56 Клиноременные передачи (КРП) Применяют в многодвигательных групповых приводах на лебедку, ро тор, буровые насосы компрессор, в одно или двухдвигательных индивиду альных приводах буровых насосов, компрессоров, вспомогательных меха низмов, а также для аварийной блокировки двигателей, – с Nн до 300 кВт. Клиноременные передачи, применяемые как в основном, так и во вспомогательных силовых приводах, – многорядные (в основном при воде – до 12 шт). Состав КРП: • приводной шкив; • ведомый шкив; • клиновидные ремни. КРП подразделяют на прямую КРП и на КРП с промежуточными ва лами. Прямая КРП – прямая, в которой приводной шкив находится непо средственно на валу двигателя, а ведомый шкив – на валу исполнительно го механизма. Прямые КРП применяют в приводах буровых насосов и во вспомогательных приводах. КРП с промежуточным валом (трансмисси онным валом) применяют в многодвигательных групповых приводах. Промежуточные валы со шкивами смонтированы, как правило, на роликоподшипниках, расположенных в коробках, которые устанавли ваются на стойки оснований. В КРП ведущие шкивы имеют диаметр всегда меньше ведомых шкивов, то есть КРП выполняет функции понизительного редуктора. Передаточное число КРП k = Dведом/Dведущ. Клиновидные ремни КРП подразделяются на узкие ремни (шири ной Н = 17–22 мм), которые применяют во вспомогательных приводах с КРП, и нормального сечения (шириной 32–50 мм), которые приме няют в КРП основного привода. Допустимая линейная скорость V для клиновидных ремней – до 30 м/с. Номинальная скорость Vн = 15–20 м/с. Состав клиновидного ремня (рис. 24): • обертка (хлорпрен), стойкая к маслу, нагреву 1; • сердцевина из резины 2; • шнур из прочного синтетического волокна 3. Средний ресурс ремней – 2000 часов. Достоинства: Рис. 24. Разрез • амортизация резких перегрузок и сглаживание клиновидного ремня неравномерности вращения кривошипноша тунных механизмов бурового насоса и компрессоров; 57 • исключение поломок двигателей и ИМ при аварийных ситуациях. Недостатки: • необходимость предварительного натяжения ремней; • смена изношенных клиновидных ремней требует демонтажа про межуточных валов или сближения шкивов; • необходимость периодического натяжения ремней; • колебания ремней и всей КРП изза непостоянства размеров сече ний по длине ремня и мгновенного изменения за счет этого пере даточного отношения; • неравномерность растяжения ремней в комплекте; • чувствительность к попаданию на ремни масла; • низкий КПД до 94 %. При монтаже клиноременной передачи, как и цепной передачи, следует обеспечивать соосность ведущих, промежуточных (трансмисси онных) и ведомых валов. Допускается несоосность не более 0,8 мм. Не параллельность осей ведущих, промежуточных (трансмиссионных) и ве домых валов не более 1 мм на длине 1000 мм. Допустимое смещение шкивов 1–2 мм. Разность длины ремней КРП должна быть не более 2,5 мм на длине 560 мм. В зимних условиях клиновидные ремни предва рительно подогревают в теплом помещении или паром. Новые ремни пе ред установкой целесообразно обкатывать на стендах в мастерских. Это облегчит их установку на шкивы и натяжение. Ремни КРП после одева ния натягивают при помощи винтовых распорок, установленных между рамами агрегатов. Натяжение ремней на шкивах проверяют подвешива нием груза массой 10 кг в середине одного из ремней. Прогиб ремня дол жен быть в пределах 65–75 мм на расстоянии 1 м между шкивами. После монтажа КРП она должна быть закрыта защитными кожухами. При эксплуатации КРП необходимо исключить попадание масла на ремни и шкивы. Ежедневно следует контролировать натяжение рем ней и при необходимости регулировать натяжение. Признаками осла бления натяжения ремней являются их сильные колебания и сильный разогрев. Карданные передачи Карданная передача предназначена для передачи крутящего мо мента между несоосными валами или валами, соосность которых мо жет нарушаться в процессе работы. Карданная передача всегда переда ет мощность без изменения числа оборотов. Передаточное число для карданной передачи равно 1, поэтому ее иногда относят к соединитель 58 ным муфтам. Применяется для соединения удаленных валов (напри мер, приводной вал на лебедке соединяют с ротором, гидротрансфор матор соединяют с суммирующим редуктором, коробку перемены пе редач с лебедкой). Представляет из себя два связанных с приводным и ведомым вала ми шарнирных соединения (муфты кардека), которые расположены под углом 90 и, в свою очередь, соединены жесткой тягой или со шли цевым соединением. Основные параметры карданных валов, применяемых в силовом приводе БУ: • Nmax – 1140 об/мин; • Мном – 14 кН.м; • длина 0,8–1,0 м; • ширина 0,3 м; • масса 160–190 кг. Перед монтажом карданных валов подшипники скольжения шар нирных соединений и шлицевое соединение вала должны быть тща тельно очищены от грязи и смазаны густой смазкой типа солидола или литола. При монтаже карданных валов следует исключить попадание влаги на шарнирные соединения. После монтажа карданная передача должна быть закрыта защитным кожухом. Зубчатые передачи Зубчатые передачи применяют в так называемых преобразователь ных элементах силового привода БУ – понизительных редукторах и ко робках перемены передач (КПП), а также в роторе, в механической ча сти бурового насоса и на морских плавучих самоподъемных буровых установках (в приводе подъемных колонн). Представляют из себя пару или более приведенных в зацепление зубчатых колес или зубчатого ко леса с зубчатой рейкой. Зубчатое колесо с меньшим числом зубьев на зывается шестерней, а с большим числом – зубчатым колесом. Предназначены для изменения частоты и направления вращения ведомого вала по отношению к частоте и направлению вращения при водного вала и, в случае необходимости, для поворота ведомого вала на 900 по отношению к приводному. Передаточное число зубчатой пары рассчитывается по формуле: k = Zведом/Zведущ, где Zведом – число зубьев ведомого колеса; Zведущ – число зубьев ведущего колеса. 59 При наличии промежуточных зубчатых колес k = k1.k2.....ki, где ki – передаточное число iй пары. В силовом приводе БУ применяют следующие типы зубчатых за цеплений (рис. 25): • цилиндрическая прямозубая с внешним зацеплением; • цилиндрическая прямозубая с внутренним зацеплением; • цилиндрическая косозубая; • цилиндрическая шевронная; • коническая (в роторе, в поворотных понизительных редукторах); • винтовая; • реечная; • червячная. Зубчатые передачи, как уже было указано, в силовом приводе БУ использованы только в агрегатах заводского исполнения: роторе, ре дукторах и коробках перемены передач. В силовом приводе БУ применяют следующие типы редукторов: • понизительный редуктор (например, для снижения частоты враще ния, передаваемой дизельным двигателем до пределов, допускаемых клиноременной передачей или в регуляторе подачи долота); • поворотный понизительный редуктор. Рис. 25. Типы зубчатых зацеплений: а – цилиндрическая прямозубая с внешним зацеплением; б – цилиндрическая прямозубая с внутренним зацеплением; в – цилиндрическая косозубая; г – цилиндрическая шевронная; д – коническая; е – винтовая; ж – червячная; з – реечная 60 В КПП БУ с зубчатыми передачами (а есть КПП с цепными пере дачами) применены целые блоки шестерен с разным передаточным от ношением, которые переключаются с помощью штурвалов, педалей или пневмоцилиндров. Например, в БУ 3Д КПП обеспечивает 5 скоро стей и реверс с помощью шести блоков шестерен. В КПП БУ 3Д предусмотрен электростартер и специальная зубча тая передача 174/10 для проворачивания валов с целью совмещения зу бьев включаемых шестерен. Шестерни и зубчатые колеса редукторов, КПП и ротора устано влены на валах, которые, в свою очередь, свободно вращаются на под шипниках качения, закрепленных в корпусах соответствующих устройств. В редукторах КПП установлены роликовые подшипники, стол ротора проворачивается зубчатой передачей на двух опорных ша риковых подшипниках. На некоторых валах зубчатых передач выпол нены проходные отверстия для передачи воздуха через вертлюжки си стемы пневмоуправления БУ на шиннопневматические муфты (ШПМ), устройство которых рассмотрено ниже. При монтаже устройств с зубчатыми передачами следует, прежде всего, обеспечить соосность их входных и выходных валов с приводны ми и ведомыми валами двигателей и ИМ. Смазка всех зубчатых передач производится путем залива масла в корпуса соответствующих устройств до уровня, предусмотренного за водомизготовителем (так называемая картерная смазка). Контроль уровня масла в процессе эксплуатации устройств с зубчатыми переда чами производится щупом или визуально через прозрачный маслоука затель. Для устройств большой мощности предусматривают также при нудительную смазку зубчатых передач с подачей масла специальными насосами. Для смазки зубчатых передач при температуре окружающей среды ниже 5 С используют масло Асп10, Акп10, а при температуре от 5 до 30 С – масло индустриальное 20 и 30. Кроме рассмотренных выше механических передач, в силовом приводе БУ используется также гидродинамическая передача, которая представлена гидротрансформатором или турботрансформатором. Гидротрансформатор предназначен для бесступенчатого измене ния крутящего момента и частоты вращения, передаваемых от двигате ля, на ИМ. Подругому, гидротрансформатор – это гидродинамическая передача, которая передает механическую энергию через циркулирую щий поток жидкости и бесступенчато автоматически изменяет в опре 61 деленных пределах передаваемый крутящий момент в зависимости от внешней нагрузки. Гидротрансформатор способствует снижению дина мических нагрузок в силовой передаче, обеспечивает устойчивую рабо ту двигателя при изменении нагрузки на силовой привод и позволяет получать малые скорости движения с увеличенным тяговым усилием на исполнительных механизмах. В гидромеханической передаче при менен комплексный, одноступенчатый, блокируемый, четырехколес ный гидротрансформатор. При больших нагрузках он увеличивает кру тящий момент, передаваемый от двигателя, а при малых нагрузках пе редает его без изменения, т. е. работает в режиме так называемой гидро муфты. Применяется в СП с двигателями, которые боятся перегрузок, а именно дизелями. Бесступенчатое изменение момента и частоты вра щения позволяет полнее использовать мощность дизеля в приводе бу ровой лебедки и обеспечить автоматическое изменение скорости по дъема в зависимости от нагрузки на крюке. Однако, вследствие ограни ченности коэффициента трансформации, в зоне практически приемле мых значений КПД гидротрансформаторы в приводе буровых лебедок самостоятельно не используют и дополняют механической КПП. Параметры гидротрансформатора: • коэффициент трансформации К = Мт/Мн (изменяется в пределах 1–8); • КПД, равный η = Мт.nт/Мн.nн = К.k, где k = nт/nн – передаточное от ношение гидротрансформатора, которое изменяется в пределах от 1 до 0,15. Рис. 26. Гидротрансформатор 62 КПД гидротрансформатора падает с ростом коэффициента тран сформации от 95 % при Х/Х до 30 % при максимальном К. Гидротранс форматор (рис. 26) состоит из турбинного 1 и насосного 2 колес, лопа точного аппарата 3, называемого реактором, и муфты свободного хода. Муфта свободного хода работает следующим образом. Если реактор вращается синхронно с насосом она не препятствет вращению. Когда же на реактор начинает воздействовать тормозной момент Мр в напра влении, противоположном вращению насоса, муфта заклинивает. При вращении насосного колеса с лопатками работает центробежный на сос, который гонит рабочую жидкость (масло) к турбине и вызывает ее вращение. При малых нагрузках на турбинном колесе тормозной мо мент реактора Мр мал, муфта свободного хода выключена и реактор способен свободно вращаться вместе с насосом. Поэтому он не изме няет направление и скорость движения рабочей жидкости от насоса к турбине. В этом случае гидротрансформатор работает как гидромуфта, система имеет высокий КПД, К и k равны 1. С ростом нагрузки, когда Мт больше Мн, в реакторе возникает значительный тормозной момент Мр, который заклинивает муфту свободного хода и удерживает реактор в неподвижном состоянии. Это изменяет поток от насоса к турбине и вызывает рост крутящего момента и уменьшение частоты вращения на выходе гидротрансформатора. В этом случае падает КПД гидротранс форматора и начинается интенсивный разогрев рабочей жидкости. По этому в гидротрансформаторах предусмотрено охлаждение рабочей жидкости. Гидросистема гидротрансформатора объединяется с гидро системой дизеля, поэтому охлаждение рабочей жидкости происходит в радиаторе дизеля путем обдува вентилятором. Монтаж гидротрансфор матора производится на заводеизготовителе, поэтому нет никаких специальных требований по его монтажу. При эксплуатации гидро трансформатора, необходимо, прежде всего, контролировать уровень и качество масла в гидросистеме. Следует периодически промывать фильтр грубой очистки рабочей жидкости в соответствии с рекоменда цией заводовизготовителей. Следующим элементом трансмиссий яв ляются соединительные муфты. Муфты предназначены для передачи вращения с одного вала на другой без изменения направления и часто ты вращения и без преобразования крутящего момента. Классифика ция муфт по виду используемой энергии представлена на рис. 27. 63 ɦɭɮɬɵ Ƚɢɞɪɚɜɥɢɱɟɫɤɢɟ Ɇɟɯɚɧɢɱɟɫɤɢɟ ɗɥɟɤɬɪɨɦɚɝɧɢɬɧɵɟ ɉɧɟɜɦɚɬɢɱɟɫɤɢɟ Рис. 27. Классификация муфт по виду используемой энергии Муфты классифицируются также по конструкции (рис. 28). ɦɭɮɬɵ Ȼɍ ɋɬɚɰɢɨɧɚɪɧɵɟ Ƚɥɭɯɢɟ ɋɰɟɩɧɵɟ ɉɨɞɜɢɠɧɵɟ Ɂɭɛɱɚɬɵɟ ȼɬɭɥɨɱɧɵɟ Ɏɥɚɧɰɟɜɵɟ ɍɩɪɭɝɢɟ Ɋɟɡɢɧɨɜɵɟ Ʉɭɥɚɱɤɨɜɵɟ ɗɥɟɤɬɪɨɦɚɝɧɢɬɧɵɟ Ɏɪɢɤɰɢɨɧɧɵɟ ɐɢɥɢɧɞɪɢɱɟɫɤɢɟ Ⱦɢɫɤɨɜɵɟ Ƚɢɞɪɨɞɢɧɚɦɢɱɟɫɤɢɟ Рис. 28. Классификация муфт по конструкции Стационарные муфты предназначены для постоянного соединения валов. Сцепные муфты обеспечивают возможность соединения и разъе динения валов и поэтому являются исполнительными механизмами системы управления агрегатами буровой установки. Стационарная глухая втулочная муфта представляет собой жесткое соединение валов цилиндрической втулкой (рис. 29, а), а в стационар8 ной глухой фланцевой муфте соединение валов производится через фланцы с помощью шпилек (рис. 29, б). При использовании стационарных глухих муфт требуется тщатель ная центровка соединяемых валов, в противном случае наблюдается интенсивная вибрация оборудования. Значительно меньшие требования по центровке соединяемых ва лов предъявляются при использовании стационарных подвижных муфт. 64 1 1 Рис. 29. Глухие муфты: а – втулочная; б – фланцевая; 1 – втулка (фланец); 2 – вал; 3 – шпонка 2 2 3 3 ɚ ɛ Стационарные подвижные муфты представлены упругими муфтами и стационарной разновидностью подвижной зубчатой муфты, которая изображена на рис. 30. Рис. 30. Стационарная подвижная зубчатая муфта: 1, 6 – зубчатые втулки; 2, 5 – зубчатые обоймы; 3 – пробка; 4 – уплотняющая прокладка; 7 – уплотняющие манжеты Зубчатая муфта может быть и сцепной. В коробках перемены пере дач современных буровых установок используют переключательную сцепную зубчатую муфту, которая применяется для соединения и разъе динения сдвоенных валов. В этом случае она состоит из двух полумуфт с внутренним зубчатым зацеплением, соединенных с внешними вала ми, и шестерни с внешним зацеплением, которая может перемещаться по шлицевому участку центрального вала, соединяя тот или иной внешний вал с центральным валом. Упругие муфты представлены резиновыми муфтами двух разновид ностей – с резиновой пластиной, которую называют пальцевой (рис. 31, а), резиновым валиком (рис. 31, б) и гидродинамической муф той, схема которой представлена на рис. 32. Состав муфты: насосное колесо 2; турбина 1; герметичный корпус; предохранительная пробка. Упругие муфты выполняют также функцию предохранительных муфт. В упругих резиновых муфтах, при заклинивании ведомого вала, срабатывает фрикцион и в дальнейшем разрушаются резиновые эл ементы, в результате чего приводной и ведомый валы разъединяются. В гидродинамической муфте в этом случае растет температура гидра влической жидкости и при достижении 90 С выплавляется пробка из легкоплавкого металла в днище корпуса. Гидравлическая жидкость вы текает в поддон и валы разъединяются. 65 ɚ ɛ Рис. 31. Резиновые муфты: а – с резиновой пластиной (пальцевая); б – с резиновым валиком; 19 – конуса; 20 – стопор; 21 – маховик; 22 – полумуфта ведущая; 23 – резиновый валик; 24 – кольцо пружинное; 25 – полумуфта ведомая; 26 – винт; 27 – фланец Рис. 32. Гидродинамическая муфта Сцепные муфты представлены кулачковыми, зубчатыми (принцип действия которых рассмотрен выше), фрикционными и электромаг нитными муфтами. Кулачковая муфта состоит из двух фланцевых полумуфт со сцепны ми кулачками на внешних поверхностях фланцев. Одна полумуфта глу хо посажена на соединяемый вал на шпонке, а вторая может переме щаться на шлицевом конце второго вала с помощью ручного или пнев матического привода. Такая муфта с ручным приводом рычажного ти па приведена на рис. 33. Имеется также переключательная кулачковая муф та, принцип действия которой аналогичен принципу действия зубчатой переключательной муфты. У такой муфты имеются две кулачковые полумуфты, соединен Рис. 33. Кулачковая муфта вспомогательного тормоза буровой лебедки: 1, 2 – полумуфты; 3 – шлицевой вал; 4 – рычажная система включения муфты 66 ные глухо с внешними валами сдвоенного вала, и кулачковый диск, ко торый может перемещаться по шлицевому участку центрального вала. Особенностью кулачковых и зубчатых сцепных муфт является невоз можность соединения и разъединения валов на ходу. Это можно делать только при полной остановке валов. Наиболее широкое распространение в буровых установках эксплу атационного и глубокого разведочного бурения получили фрикционные сцепные муфты. Такие муфты позволяют соединять валы, как при оста новках, так и на ходу. Соединение валов во фрикционных муфтах обес печивается силами трения сцепления фрикционных элементов муфт. Эти муфты являются основными исполнительными механизмами пневматической системы управления буровыми установками, так как в качестве привода сцепления в них используются пневматические каме ры в виде резинотканевых баллонов. Подача воздуха в баллон муфты производится через полый вал с помощью вертлюжка. Существуют две разновидности фрикционных муфт – радиальные (или цилиндриче ские) и осевые (или дисковые). Цилиндрические муфты для буровых установок эксплуатационного и разведочного бурения выпускают со следующими аббревиатурами: ШПМ (шиннопневматическая муфта); МП (муфта пневматическая); МШ (муфта шинная). На рис. 34, а приведен общий вид такой муфты, а на рис. 34, б – разрез полумуфты. ɚ ɛ Рис. 34. Цилиндрическая фрикционная сцепная муфта: а – общий вид муфты; б – разрез внешней полумуфты; 1 – обод; 2 – резиновый баллон; 3 – фрикционная накладка Момент, передаваемый цилиндрическими муфтами, растет с уве личением диаметров полумуфт. Ограничения по передаваемому мо менту у этих муфт связаны с ростом их габаритных размеров. 67 При необходимости передачи больших моментов через соединяе мые валы применяют дисковые фрикционные муфты. На рис. 35 приве ден разрез двухдисковой фрикционной пневмокамерной муфты (а) и ее полумуфты (б). Рис. 35. Двухдисковая ɚ ɛ фрикционная муфта: а – общий вид: 1 – корпус; 2 – пружины отжимные; 3 – диски с фрикционными накладками; 4, 5 – промежуточный и нажимной диски; 6 – диск теплоизолирующий; 7 – подвод воздуха; 8 – диск камеры; 9 – пневмокамера; А – каналы охлаждения; б – полумуфта: 1 – обод; 2 – резиновый баллон; 3 – фрикционная накладка В дисковых муфтах рост передаваемого момента связан с увеличе нием числа рабочих фрикционных дисков, что в меньшей степени ска зывается на габаритах муфты. Однако компактность этой муфты при водит к ухудшению ее естественного охлаждения. Поэтому в такой муфте предусмотрено непрерывное охлаждение в сцепленном состоя нии воздухом из пневмосистемы буровой установки. Повышенный расход воздуха в такой муфте является ее недостатком. Сцепные электромагнитные муфты, также как и фрикционные, по зволяют соединять валы как при остановках, так и на ходу. Имеются две разновидности этих муфт, которые отличаются только рабочей средой, в которой находятся полумуфты. Если рабочей средой является немаг нитный диэлектрик (воздух, трансформаторное масло), то такую муф ту называют электромагнитной. Если рабочая среда – тонкая взвесь ферромагнитного порошка (порошковое железо) в масле, то муфта на зывается электромагнитной ферропорошковой. На рис. 36 приведен разрез электромагнитной ферропорошковой муфты. Принцип действия этих муфт одинаков. Сцепление полумуфт про исходит за счет возникновения магнитного поля на одной из полумуфт, которая называется индуктором, при пропускании через расположен ную на ней обмотку возбуждения постоянного тока. Магнитное поле индуктора взаимодействует с магнитомягким материалом второй полу муфты, сцепляя их. Для увеличения передаваемого электромагнитной муфтой момента повышают магнитную проницаемость рабочей среды, что приводит к усилению сцепления полумуфт. 68 Рис. 36. Электромагнитная ферропорошковая муфта: 1 – корпус; 2 – вал ведомый; 3 – токосъёмник; 4 – индуктор; 5 – ведущая полумуфта; 6 – кожух; 7 – пробка для заполнения муфты ферропорошком; 8 – катушка возбуждения 4.2. СпускоAподъемный комплекс буровой установки 4.2.1. Общие сведения Спуско8подъемный комплекс (СПК) буровой установки (рис. 37) предназначен для осуществления спускоподъемных операций (СПО) с бурильными, обсадными трубами, буровым инструментом и произ водства вспомогательных операций в скважине, а также для подачи бу рильной колонны с породоразрушающим инструментом на забой в процессе бурения. ɋɩɭɫɤɨ-ɩɨɞɴɟɦɧɵɣ ɤɨɦɩɥɟɤɫ Ɉɫɧɨɜɧɨɟ ɨɛɨɪɭɞɨɜɚɧɢɟ Ɍɚɥɟɜɚɹ ɫɢɫɬɟɦɚ ȼɫɩɨɦɨɝɚɬɟɥɶɧɨɟ ɨɛɨɪɭɞɨɜɚɧɢɟ ɒɬɨɪɩɵ ɢ ɢ ɷɥɟɜɚɬɨɪ Ʌɟɛɟɞɤɚ Ɋɭɱɧɵɟ ɤɥɢɧɶɹ ɜ ɪɨɬɨɪɟ Ʉɪɨɧɛɥɨɤ Ɋɟɝɭɥɹɬɨɪ ɩɨɞɚɱɢ ɞɨɥɨɬɚ Ɍɚɥɟɜɵɣ ɛɥɨɤ Ʉɪɸɤ Ɇɟɯɚɧɢɡɦ ɤɪɟɩɥɟɧɢɹ ɧɟɩɨɞɜɢɠɧɨɣ ɜɟɬɜɢ ɬɚɥɟɜɨɝɨ ɤɚɧɚɬɚ Ɇɚɲɢɧɧɵɟ ɤɥɸɱɢ Ɉɛɨɪɭɞɨɜɚɧɢɟ ɞɥɹ ɦɟɯɚɧɢɡɚɰɢɢ ɋɉɈ Ʉɪɸɤɨɛɥɨɤ Ɍɚɥɟɜɵɣ ɤɚɧɚɬ ɉɧɟɜɦɚɬɢɱɟɫɤɢɟ ɤɥɢɧɶɹ ɜ ɪɨɬɨɪɟ ɋɬɚɰɢɨɧɚɪɧɵɣ ɛɭɪɨɜɨɣ ɤɥɸɱ ɉɨɞɜɟɫɧɨɣ ɛɭɪɨɜɨɣ ɤɥɸɱ Ⱥɜɬɨɦɚɬɢɤɚ ɫɩɭɫɤɨ-ɩɨɞɴɟɦɚ (Ⱥɋɉ) Ʉɨɦɩɥɟɤɫ ɦɟɯɚɧɢɡɦɨɜ ɫɩɭɫɤɨ-ɩɨɞɴɟɦɚ (ɄɆɋɉ) Рис. 37. Блок8схема спуско8подъемного комплекса буровой установки 69 Спускоподъемный комплекс буровой установки состоит из ле бедки с элементами силового привода, талевой системы, оборудования и инструмента для механизации и автоматизации спускоподъемных операций. В свою очередь, талевая система состоит из кронблока, талевого блока, крюка (или крюкоблока), каната и т. д. (см. выше структуру СПК). В оборудование для механизации и автоматизации СПО входят механизмы, инструменты и приспособления для выполнения спуска и подъема бурильной колонны и спуска обсадной колонны: элеваторы, клиновые захваты, ключи и др. (см. структуру СПК). Объем спускоподъемных операций – это суммарная длина труб, спускаемых в скважину и поднимаемых из нее за все рейсы, выполнен ные в процессе бурения скважины до конечной глубины: L = Lсп + Lп, где L – объем спускоподъемных операций, м; Lсп – длина спускаемых труб за все рейсы, м; Ln – длина поднимаемых труб за все рейсы, м. На рис. 38 изображен график рейсов СПО. Ƚɪɚɮɢɤ ɪɟɣɫɨɜ Ƚɥɭɛɢɧɚ ɡɚɛɨɹ ɫɤɜɚɠɢɧɵ, ɦ 0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 Ʉ h2 Ɏɚɤɬɢɱɟɫɤɚɹ ɤɪɢɜɚɹ ɩɪɨɯɨɞɤɢ Ʉɪɢɜɚɹ ɩɪɨɯɨɞɤɢ (ɬɟɨɪɟɬɢɱ.) h6 Li, ɦ Рис. 38. График рейсов СПО В общем виде, длина труб, спускаемых или поднимаемых за все рейсы, ê L = Lñï = Lï = L1 + L2 + L3 + ...Lê = ∑ L i, i =1 где Li – i8я глубина забоя скважины по порядковым номерам рейсов, м; i – номер рейса; к – номер конечного рейса; Lк – конечная глубина скважины, м. 70 Текущие глубины скважины зависят от проходки на долото Li – Li–1 = hi, где Li – длина скважины в iм рейсе, м; Li–1 – длина скважины в предыдущем рейсе, м. Проходка на долото hi и число рейсов к, определяющие объем спу скоподъемных операций, зависят от глубины скважины, буримости горных пород, стойкости долот, режимов бурения и т. д. Продолжительность спускоподъемных операций (Тспо) исчисляет ся от начала подъема бурильной колонны до окончания ее спуска за все рейсы, выполняемые в процессе бурения скважины, и входит в произ водительное время бурения. Время на наращивание бурильной колон ны, смену долота и забойного двигателя, спуск обсадной колонны учи тывается отдельно и в продолжительность спускоподъемных операций не включается. Продолжительность спускоподъемных операций зави сит от мощности и скоростей лебедки, а также уровня механизации. При ручной расстановке свечей продолжительность СПО может быть вычислена по формуле: Тспо = tп + tcп + tпэ + tспэ + tмрс + tмрп, где tп и tcп – машинное время, соответственно, подъема и спуска буриль ных труб; tпэ и tспэ – машинное время, соответственно, подъема и спуска ненагруженного элеватора; tмрп и tмрс – время машинноручных опера ций при подъеме и, соответственно, спуске бурильных труб. При ступенчатом изменении скоростей лебедки машинное время на подъем бурильных труб (ч) рассчитывается следующим образом: ε k Li tï = ∑ , ÷, 3600 i −1 vi где ε – коэффициент, учитывающий высоту приподъема колонны труб (ε = 1,02); Li – текущая длина труб, поднимаемых на первой и после дующих скоростях лебедки, м; vi – текущие средние установившиеся скорости подъема труб, м/с. Машинное время спуска бурильных труб рассчитывается по формуле: tñï = εL , ÷, 3600vñð.ñï где Lc – длина бурильных труб, спускаемых в скважину за время буре ния до конечной глубины, м; vср.сп – средняя скорость спуска бурильной колонны, м/с. 71 Из технологии спускоподъемных операций в бурении известно, что суммарная длина подъемов ненагруженного элеватора равна длине труб, спускаемых в скважину, а суммарная длина спусков ненагружен ного элеватора – длине труб, поднимаемых из скважины, т. е. Lïý = Lcïý = L, где Lпэ и Lспэ – суммарная длина спусков и подъемов ненагруженного элеватора; L – длина труб, поднимаемых и спускаемых за период буре ния скважины. Машинное время спусков ненагруженного элеватора вычисляется по формуле: tñïý = εL , ÷, 3600vñý где vсэ – максимальная скорость спуска ненагруженного элеватора при установившемся движении, м/с. Машинное время подъема ненагруженного элеватора за период бурения скважины вычисляются по формуле: tïý = εL , ÷, 3600 vný где vпэ – максимальная скорость подъема ненагруженного элеватора при установившемся движении, м/с. Продолжительность машинноручных операций при подъеме, включающих в себя установку бурильной колонны на клинья или эле ватор, отвинчивание свечи, отвод ее от устья и установку на подсвеч ник, рассчитывается по формуле: ′ tìðï = tìðï L , ÷, 3600lñâ где tмрп – время машинноручных операций при подъемах бурильной ко лонны за весь период бурения скважины, ч; t'мрп – нормативное время ма шинноручных операций при подъеме одной свечи, с; lcв – длина свечи, м. Продолжительность машинноручных операций при спуске бу рильной колонны, включающих в себя операции, отмеченные выше, но в обратном порядке (см. tмрп), вычисляется по формуле: ′ tìðñ = tìðñ L , ÷, 3600lñâ где tмрc – время машинноручных операций при спуске бурильной колон ны за весь период бурения скважины, ч; t'мрс – нормативное время ма шинноручных операций при спуске одной свечи, с; lcв – длина свечи, м. 72 При использовании комплекса АСП продолжительность спуско подъемных операций сокращается за счет совмещения машинных и машинноручных операций. При спускоподъемных операциях происходит изменение скоро сти движения крюка от 0 до максимума и наоборот. Изменение скоро сти за время подъема и спуска одной свечи графически изображается тахограммой. Рассмотрим типовые тахограммы с целью уяснения структуры ки нематики спускоподъемного комплекса. Двухпериодная (схематизированная) тахограмма спуска (рис. 39) Скорость спуска изменяется по двухпериодной тахограмме при небольших нагрузках и достаточном запасе торможения. Q ɫ max Q, ɦ/ɫ I II tɫɩ t, ɫ Рис. 39 I период – разгон лебедки. Время разгона лебедки зависит: 1) от веса спускаемой колонны; 2) момента инерции узлов и деталей подъемного механизма, вращаю щихся при спуске. II период – торможение лебедки. Время торможения и остановки зависит от тормозного пути, необходи мого для обеспечения безопасной и своевременной остановки спускаемой колонны труб. Трехпериодная (схематизированная) тахограмма спуска (рис. 40) Трехпериодная тахограмма характерна для спуска тяжелых колонн труб с использованием вспомогательного тормоза. Q ɫ max Q, ɦ/ɫ II I tɫɩ I период – разгон лебедки. II период – установившийся спуск – при равенстве движуще гося и тормозного момента и по стоянной скорости спуска до на чала торможения. III период – торможение и оста новка. III t, ɫ Рис. 40 73 Qɫɪ.ɭ Q ɫɪ Тахограмма подъема (схематизированная) (рис. 41) Как правило, трехпериодная. I период – разгон барабана ле бедки – ускоренное движение Q, ɦ/ɫ крюка от нуля до начальной установившейся скорости (за висит от привода лебедки и на выков бурильщика). II период – относительно уста II новившаяся скорость подъема I III (вал двигателя и барабан лебед tɩ t, ɫ ки вращаются с постоянной ча Рис. 41 стотой). III период – торможение. При этом скорость подъема колонны труб на i8й передаче, vni = π Di näâ , 60 Z òð m где Di – переменный диаметр навивки каната на барабан, лебедки; nдв – частота оборотов двигателя; Zтр – передаточное число трансмиссии ле бедки; m – кратность оснастки талевой системы; vср.у – средняя устано вившаяся скорость подъема труб; рассчитывается по среднему диамет ру навивки каната на барабан лебедки. 4.2.2. Талевая система Талевая система – это часть спускоподъемного комплекса, пред назначенная для подъема и спуска бурильной колонны при проведении спускоподъемных операций, поддержания на весу бурильной колон ны при бурении, спуске обсадной колонны и выполнении других работ в скважине. Талевая система состоит из неподвижной группы шкивов – крон блока, установленного в верхней части буровой вышки на подкрон блочной раме, и подвижной группы шкивов – талевого блока с крю ком. Талевый блок и кронблок соединены между собой стальным тро сом – талевым канатом, один конец которого крепится к барабану ле бедки (подвижный, ходовой, тяговый, ведущая ветвь полиспастной си стемы), а второй конец через специальное устройство – к основанию вышки (неподвижный). 74 Крепление неподвижного конца каната к основанию буровой вы шки с помощью специального устройства обусловлено необходимо стью уравновесить горизонтальную составляющую усилия в ведущей ветви, установки на нем датчика измерительной аппаратуры, предназ наченной для контроля нагрузки на крюке, а также осуществления пе репуска талевого каната для уменьшения его износа. При такой систе ме число шкивов кронблока всегда на один больше, чем в талевом бло ке, а количество ветвей в оснастке – четное, т. е. имеет место формула: Z êá = Z òá + 1, где Zкб и Zтб – число шкивов, соответственно, кронблока и талевого блока. Число шкивов блоков, их размеры и количество ветвей каната в та левой системе определяются грузоподъемностью на крюке, тяговым усилием лебедки, количеством слоев навивки каната на барабан лебед ки, размерами, прочностью и скоростью навивки на барабан лебедки талевого каната, а также его типом и стоимостью. К талевому блоку 2 (рис. 42) присоединяется крюк 3, на котором на штропах подвешивается элеватор для труб или вертлюг. n1 n9=0 n7 n5 n3 1 ȣ1 P1 ȣ2 ȣ3 ȣ4 ȣ5 ȣ6 ȣ7 ȣ8 P2 P3 P4 P5 P6 P7 P8 n2 n4 n6 n8 2 ȣɧ=0 Pɧ Ɋɜ 5 4 3 Pɤ Рис. 42. Кинематическая схема талевой системы: 1 – кронблок; 2 – талевый блок; 3 – крюк; 4 – буровая лебедка; 5 – механизм крепления неподвижного конца талевого каната В настоящее время талевый блок и подъемный крюк во многих случаях объединяют в один механизм – крюкоблок. Нагрузку на талевый блок определяют по следующим формулам: 75 • при статическом нагружении PòáI = Pê + Gê , где Рк – наибольшая нагрузка от веса колонны труб; Gк – вес крюка и элеватора со штропами; • при динамическом нагружении ⎛ ε PòáII = ( Ðê + Gê ) ⎜1+ ê ⎝ g ⎞ ⎟, ⎠ где εк – ускорение крюка при подъеме; g – ускорение свободного падения. Полиспастная система служит для увеличения его подъемной силы за счет снижения скорости движения крюка в сравнении со скоростью движения ведущей ветви талевого каната, наматываемой на барабан ле бедки. Чем больше число струн каната и шкивов участвует в работе, тем медленнее будет подниматься талевый блок с крюком. Суммарные усилия в струнах талевого каната (Рт) в состоянии по коя и движения неодинаковые: • при статическом нагружении Р тI = Р тбI + Gтс, где Gтс – общий вес подвижной части талевой системы, равный Gтс = Gтб + Gтк; Gтб – вес талевого блока; Gтк – вес 2/3 длины каната талевой оснаст ки при нижнем положении крюка; • при динамическом нагружении ⎛ ε PòII = PòáII + Gòñ ⎜1+ ê ⎝ g ⎞ ⎟. ⎠ Вне зависимости от вида нагружения имеет место выражение Pт = P1 + P2 +...+ Pn, где P1, P2,..., Pn – усилия в несущих струнах полиспаста (см. схему). При статическом нагружении P1 = P2 = ...= Pn = Pв = Pн, тогда усилие в любой струне можно вычислить по формуле Pñ = Pò , èòñ где итс – число струн каната между талевым блоком и кронблоком, т. е. кратность полиспаста. 76 Усилие в струнах талевой оснастки при подъеме не превышает 10 % наибольшего веса бурильной колонны, в то время как при спусках и резком торможении может превышать этот вес в 1,5 раза. При движении подвижной части талевой системы вследствие тре ния о шкивы и изгиба каната по шкиву нагрузка на струны каната нео динаковая. Натяжение рабочих струн оснастки при подъеме: Р1п = Рвпηш, Р2п = Р1пηш..., Ріп = Ріп–1ηш, где Рвп – натяжение в ведущей ветви талевого каната; ηш – КПД шкива (ηш = 0,96...0,97 для расчетов). КПД всей талевой системы зависит от числа шкивов, диаметра ка ната, степени изношенности шкивов и каната, нагрузки на крюке и др. и может быть найден по формуле: è ηø (1−η ø ) òñ η òñ = . èòñ (1−ηø ) Для практических работ ηтс = 1 – 0,02uтс. В период установившегося движения подвижной части талевой системы при подъеме натяжение можно вычислить: • для ведущей струны каната Pâï = • Ðê max +Gòñ ; èòñηòñ для неподвижной струны каната Рнп = Рвпηтс, где Рк max – максимальная нагрузка на крюке при подъеме. В период установившегося движения при спуске натяжение веду щей струны талевого каната вычисляется так: Ðâóñ = ( Ðêä max +Gòñ )ηòñ , èòñ где Ркд max – максимальная нагрузка на крюке при спуске. Скорость движения ведущей струны талевого каната при подъеме по условиям намотки на барабан лебедки не должна превышать 20 м/с, т. е. vв = vкитс ≤ 20 м/с, где vк – скорость подъема крюка. 77 Средняя частота вращения барабана лебедки рассчитывается по формуле: náñð = 60vâñð π Dñð , îá/ìèí, где Dср – средний диаметр навивки каната, м. Dñð = D0 + Dl , 2 где D0 – минимальный диаметр навивки каната, м; Dl – наибольший диаметр навивки каната, м. D0 = Dá + d ê где Dб – диаметр барабана лебедки, м; dк – диаметр каната, м; Dl = Dá + α (2 Z − 1)d ê , где α – коэффициент уменьшения диаметра навивки за счет смятия и укладки каната (α = 0,93...0,95); Z – число слоев навивки каната. Мощность на крюке при установившемся режиме подъема буриль ной колонны определяется по формуле: N êï = Ðê v , где Рк – нагрузка на крюке в установившемся режиме подъема, Н; ν – скорость подъема крюка за этот период, м/с. Максимальная мощность на крюке при подъеме N êï max = Pê max vê max , где Рк max – максимальная нагрузка на крюке при подъеме, Н; νк max – максимальная скорость подъема крюка, м/с. Мощность на ведущей струне талевого каната при установившем ся режиме подъема бурильной колонны определяется по формуле: N âï = N êï èëè N âï = Pâï vâï , η òñ где Рвп – натяжение ведущей ветви в установившийся период подъема, Н; vвп – средняя скорость ведущей ветви талевого каната в этот период, м/с. Практической эксплуатацией талевых систем установлено, что це лесообразнее уменьшать число шкивов, увеличивать их диаметр и при менять прочные канаты б\льшего диаметра с тем, чтобы уменьшить чи 78 сло слоев навивки каната на барабан лебедки, так как многослойность навивки сильно разрушает канат. Для этого также применяют большие соотношения между диаметром шкива и каната (до 42 d) и более же сткие, но износостойкие канаты с металлическим сердечником, обес печивающим меньшее поперечное смятие каната. 4.2.2.1. Элементы талевой системы Кронблок Кронблок – неподвижная часть талевой системы. Предназначен для удержания на весу подвижной части талевой системы. Кронблок является одним из основных узлов полиспастного механиз ма талевой системы. Кронблок представляет собой сварную раму из мощ ного двутавра, на которой смонтированы опоры и оси со шкивами для та левого каната. Для вышек мачтового типа обычно рама кронблока служит связью в верхней части мачт и входит в комплект вышки. В буровых уста новках для эксплуатационного и глубокого разведочного бурения приме няют кронблоки трех конструктивных исполнений (рис. 43): одноосные 1, двухосные с соосными осями 2 и трехосные с одной несоосной осью 3. 1 2 3 Рис. 43. Конструктивные исполнения кронблоков Одноосные кронблоки используют на легких мобильных буровых установках, а трехосные с несоосной осью – в буровых установках с ав томатизированной расстановкой свечей, с помощью комплекса АСП (КМСП). Основные параметры кронблоков: • максимальная нагрузка; • число канатных шкивов; • диаметр талевого каната для оснастки; • диаметр шкива – наружный и по дну канавки. ОАО «Уралмаш» выпускает следующие двухосные кронблоки для бу ровых установок с ручной расстановкой свечей: УКБ6250; УКБ6270; УКБ6250; УКБ7400; УКБ7500. Для комплектации буровых установок с АСП ОАО «Уралмаш» вы пускает трехосные кронблоки: УКБА6250; УКБА6400; УКБА7500; УКБА7600. 79 Аббревиатуры этих кронблоков расшифровываются следующим образом (УКБ6250): • У – кронблок производства ОАО «Уралмаш»; • КБ – кронблок; • 6 – число шкивов; • 250 – максимальная нагрузка на кронблок в тоннах. Кронблоки производства ООО «Волгоградский завод буровой тех ники» не имеют специального шифра, а обозначаются по шифру буро вой установки, например кронблок БУ 2000/140МДЭП1. Состав: рама или опорные балки; разъемные опоры; оси; подшип ники качения – роликовые или конические; шкивы; откидные защит ные кожуха на шарнирах. На рис. 44 приведен внешний вид трех основных конструктивных разновидностей кронблоков. a ɛ ɜ Рис. 44. Внешний вид кронблоков: а – одноосного; б – двухосного; в – трехосного При монтаже вышек башенного типа с использованием специаль ных подъемников (Кершенбаума) методом «сверху вниз» вначале мон тируется верхняя секция вышки с укрепленной на ней подкронблочной рамой, козлами с монтажным блоком (или без них), ограждением пло щадки, а затем устанавливается кронблок и закрепляется на подкрон блочной раме. В буровых установках, имеющих Аобразные вышки, кронблок монтируют после сборки мачт вышки в горизонтальном положении, поскольку подкронблочная рама является связующим звеном верхней части мачт. Перед монтажом кронблока должны быть проверены: • легкость вращения шкивов; • легкость откидывания кожухов и отсутствия их погнутости; 80 • надежность крепления всех соединений, особенно держателей вспомогательных блоков; • наличия шплинтов, контргаек, винтов; • наличия смазки во всех подшипниках. Во время эксплуатации кронблоков необходимо контролировать работу подшипников. Шкивы должны вращаться свободно, без заеда ния и шума в подшипниках. Нагрев подшипников выше 70 С недопу стим. Если подшипники нагреваются, надо промыть их ручным насо сом бензином или керосином, затем минеральным маслом, нагретым до 60...80 С, после чего смазать свежей смазкой. Необходимо следить за износом ручьев шкивов. Шкивы, располо женные ближе к концу каната, идущего к лебедке, несут б\льшую на грузку, поэтому износ ручьев шкивов неравномерен. При обнаружении этого явления следует повернуть секцию на 180 (в случае применения параллельной оснастки) или поменять местами секции шкивов. Для этого опускают талевый блок, снимают канат со шкивов кронблока, из меняют положение осей со шкивами и вновь производят оснастку. Необходимо проверять крепление кронблока к вышке и осей кронбло ка в подшипниках, следить, чтобы реборды шкивов не задевали за за щитные кожухи. Талевый канат В бурильных установках для эксплуатационного и глубокого разве дочного бурения используют талевые канаты типа ЛКРО конструкции 6×31 (1+6+6/6+12) с металлическим сердечником конструкции 7×7 (м. с.) или органическим сердечником (о. с.). Здесь первая цифра ука зывает количество прядей, вторая цифра после знака «×» количество проволок в пряди. Цифры в скобках соответствуют количеству прово лок по слоям пряди: 1 – одна центральная проволока; 6 – число прово лок одинакового диаметра в первом внутреннем слое; 6/6 – во втором внутреннем слое 6 проволок одного диаметра и 6 проволок другого диа метра (всего 12 проволок); 12 – число проволок во внешнем слое пряди. Для повышения износостойкости пряди канатов плетут с линей ным касанием проволок (ЛК). Плетение с точечным касанием прово лок в канатах для эксплуатационного и глубокого разведочного буре ния не применяют. Такое плетение используют в недорогих канатах, используемых для оснастки талевых систем агрегатов для подземного и капитального ремонта скважин. Различный характер плетения прядей каната представлен на рис. 45. 81 Рис. 45. Пряди каната: а – с линейным касанием проволок; б, в – с точечным касанием проволок; 1 – сердечник; 2 – внутренние слои; внешний слой Во внешнем и первом внутреннем слоях пряди проволоки в преде лах слоя одинакового диаметра (О), а во втором внутреннем слое раз ного (Р), что обеспечивает увеличение прочности каната на разрыв за счет роста коэффициента заполнения. По механическим свойствам проволоки канаты подразделяются на канаты марки В – высокого качества и канаты марки 1 – нормаль ного качества. По точности изготовления канаты выпускают повышен ной точности изготовления (Т) и нормальной точности. Свивку прядей в канат выполняют в основном по часовой стрелке (правая свивка). Иногда применяют плетение прядей против часовой стрелки (левая свивка). Направление свивки проволок в пряди противоположно напра влению свивки прядей в канат, что обеспечивает минимальные свивоч ные напряжения. Такую свивку называют крестовой (рис. 46). ɚ ɛ Рис. 46. Крестовая свивка каната: а – правая крестовая; б – левая крестовая Шестипрядный канат 6×31+1 м. с.; 6×31 = 186 проволок с металлическим сердечником конструкции 7×7 = 49 прово лок (прядь каната 1+6+6.6+12; прядь сердечника 1+6). Шестипрядный канат 6×31+1 о. с.; 6×31 = 186 прово лок с органическим сердечником (прядь каната 1+6+6.6+12). 82 Примеры условных обозначений: Канат МС32ВТ1570 (ГОСТ 16853–88). Канат с металлическим сердечником, диаметром 32 мм, марки В, правой крестовой свивки, повышенной точности изготовления Т, маркировочной группы по вре менному сопротивлению разрыву 1570 Н/мм2 (160 кгс/мм2). Канат МС321Л1570 (ГОСТ 16853–88). То же, марки 1, левой крестовой свивки, нормальной точности изготовления. Канат ОС32ВТ1770 (ГОСТ 16853–88). Канат с органическим сердечником, диаметром 32 мм, марки В, правой крестовой свивки, повышенной точности изготовления Т, маркировочной группы по вре менному сопротивлению разрыву 1770 Н/мм2 (180 кгс/мм2). Канат ОС321Л1770 (ГОСТ 16853–88). То же, марки 1, левой крестовой свивки, нормальной точности изготовления. Номинальные диаметры и длины талевых канатов приведены в табл. 8. Таблица 8 Номинальные размеры талевых канатов Диаметр каната, мм 25,0 28,0 32,0 35,0 38,0 Номинальная длина каната, м, не менее нормального укороченного 1000 450 1200 570 1500 850 1500 850 1500 850 Указания по эксплуатации Диаметр используемого каната должен соответствовать типораз меру талевой системы, на которой он будет эксплуатироваться. Не допускается работа каната без успокоителястабилизатора и за грязнение частей каната буровым раствором и абразивами. За состоянием каната должен быть установлен контроль. Запреща ется использование канатов, если установлено, что: • одна из прядей оборвана, вдавлена или на канате имеется рассло ение проволок в одной или нескольких прядях; • выдавлен сердечник каната или пряди; • на канате имеется деформация в виде волнистости, корзинообраз ности, местного увеличения или уменьшения диаметра каната; 83 • число оборванных проволок на шаге свивки каната диаметром до 20 мм составляет более 5 %, а на канате диаметром свыше 20 мм – более 10 %; • на канате имеется скрутка, перегиб, залом; • в результате поверхностного износа, коррозии диаметр каната уменьшился на 7 % и более; • при уменьшении диаметра наружных проволок каната в результа те износа, коррозии – на 40 % и более; • на нем имеются следы пребывания в условиях высокой температу ры (цвета побежалости, окалины) или короткого электрического замыкания (оплавление от электрической дуги). Канат отрабатывается периодически с перепуском в процессе про водки скважины с помощью механизма крепления неподвижной ветви талевого каната. При монтаже и перепусках канатов с металлическим сердечником не допускается отделение прядей каната от сердечника. Сердечник с од ной обвитой прядью используют для заплетения петли на конце каната. Резку каната следует проводить с помощью специальных приспо соблений механическими методами. Для резки каната не допускается применение электросварки. Талевый блок – подвижная часть талевой системы. В самостоятель ном виде используют для удержания на весу крюка в БУ с ручной рас становкой свечей и автоматического элеватора в БУ с автоматикой спу скоподъема (АСП) или с комплексом механизмов спускоподъема (КМСП). По конструкции различают одноосные и двухосные талевые блоки. Двухосные талевые блоки имеют две разнесенные соосные оси, что позволяет свободно пропускать между ними бурильные свечи. Та левые блоки отличаются также по способу соединения с крюком: • для подвижного соединения с крюком; • для жесткого соединения с крюком; • универсальные – для жесткого и подвижного соединения с крю ком. Для комплектации буровых установок с ручной расстановкой све чей ОАО «Уралмаш» производит универсальные одноосные талевые блоки: УТБ5250, УТБ5225 и УТБ6320. Для комплектации буровых установок с АСП (КМСП) ОАО «Урал маш» выпускает двухосные талевые блоки: УТБА5200; УТБА5320; УТБА6400; УТБА6500. 84 Аббревиатуры этих талевых блоков расшифровываются следую щим образом (УТБА6400): • У – кронблок производства ОАО «Уралмаш»; • ТБ – талевый блок; • А – для комплексов АСП, КМСП; • 6 – число шкивов; • 250 – максимальная нагрузка на кронблок в тоннах. Основные параметры талевых блоков: максимальная нагрузка; чи сло канатных шкивов; диаметр талевого каната для оснастки; наруж ный диаметр шкива. ООО «Волгоградский завод буровой техники» выпускает универ сальные одноосные талевые блоки и для подвижного соединения с крюком. На рис. 47 приведен для примера сборочный чертеж универсаль ного талевого блока УТБ6320 производства ОАО «Уралмаш». На рис. 48 внешний вид талевого блока БУ75 БРЭ производства ВЗБТ и на рис. 49 – внешний вид двухосного талевого блока УТБА5250 про изводства ОАО «Уралмаш». Рис. 47. Талевый блок УТБ868320 (слева): 1 – щека; 2 – шкив; 3 – ось; 4 – подшипник; 5 – втулка; 6 – кожух боковой; 7 – кожух нижний; 8 – ось; 9 – наголовник Требования к талевым блокам во время эксплуатации аналогичны требованиям, предъявляемым к кронблокам, то есть свободное враще ние шкивов без заеданий, шумов и нагрева подшипников свыше 70 С. 85 Рис. 48. Талевый блок БУ875 БРЭ (Б875): 1 – серьга; 2 – палец крепления серьги; 3 – щека; 4 – маслёнки; 5 – ось; 6 – подшипник; 7 – шкивы; 8 – траверса; 9 – кожух; 10 – кронштейн для подвески серьги Рис. 49. Талевый блок УТБА858200: 1 – направляющий патрубок; 2 – амортизатор; 3 – щека; 4 – блок; 5 – ось левой установки блоков; 6 – обтекатель левый; 7 – скоба подсветки; 8 – палец; 9 – стакан; 10 – опора стакана – упорный шарикоподшипник; 11 – траверса; 12 – обтекатель правый; 13 – ось траверсы; 14 – кожух нижний; 15 – кожух боковой; 16 – рама 86 Крюки буровые Предназначены для удержания вертлюга с бурильной колонной при бурении или элеватора при спускоподъемных операциях с буриль ной и обсадной колоннами. По способу изготовления крюки подразделяются на три вида: 1) кованые; 2) составные пластинчатые; 3) литые из стали. ОАО «Уралмаш» выпускает как самостоятельное изделие трехро гие крюки УК225 и УК320. ООО «Волгоградский завод буровой техники» выпускает в виде са мостоятельного изделия трехрогие крюки для подвижного соединения с талевым блоком на серьге. Специальной аббревиатуры крюки этого предприятия не имеют. Их обозначают шифром буровой установки, для которой они предназ начены или шифром сборочного чертежа. Основные параметры буровых крюков: допускаемая нагрузка; ди аметр зева центрального и боковых рогов; подъемная сила пружины. На рис. 50 изображен крюк БУ75 БРЭ (Б75) производства ВЗБТ. Рис. 50. Крюк БУ875 БРЭ (Б875): 1 – защёлка; 2 – скоба боковых рогов; 3 – крюк трёхрогий; 4 – палец подвески крюка; 5 – стакан; 6 – устройство стопорное; 7 – пружина; 8 – маслёнка; 9 – палец; 10 – штроп; 11 – гайка ствола; 12 – ствол; 13 – крышка 87 Крюкоблоки Крюки, жестко или шарнирно соединенные с талевым блоком, на зывают крюкоблоками. ОАО «Уралмаш» выпускает крюкоблоки: УТБК5225, УТБК5320, УТБК6320, УТБК6450. Аббревиатура этих крюков расшифровывается следующим обра зом (УТБК5225): • У – производство ОАО «Уралмаш»; • ТБК – талевый блоккрюк; • 5 – число шкивов талевого блока; • 225 – максимальная нагрузка на крюке в тоннах. ООО «Волгоградский завод буровой техники» выпускает крюко блоки СБ11Б (4 шкива, 160 тонн), Б31.11 (4 шкива, 175 тонн). Основные параметры: максимальная нагрузка на крюке; число ка натных шкивов; диаметр каната для оснастки талевого блока; размеры зева основного и боковых рогов; диаметр шкива. На рис. 51 показано устройство крюков УТБК. Рис. 51. Крюкоблок УТБК: 1 – корпус; 2 – скоба; 3 – кронштейн; 4 – крюк; 5 – подушка; 6 – защёлка; 7 – стопор; 8 – замок; 9 – пружина; 10 – палец; 11 – подшипник опорный; 12 – ствол; 13 – гайка ствола; 14 – щека; 15 – шкив канатный; 16 – ось; 17 – траверса; 18 – кожух 88 При эксплуатации крюков и крюкоблоков необходимо системати чески, не реже одного раза в месяц, проверять зазор между стопорной планкой и гайкой ствола. Стопорная планка болтами крепится к торцу ствола, которые, в свою очередь, должны быть надежно затянуты и пре дохранены от отвинчивания проволокой. Указанный зазор должен быть не менее 3–4 мм. В начале каждой вахты следует осмотреть рога крюка, штропы и т. д. При наличии видимых трещин в грузонесущих деталях крюка эк сплуатация его запрещается. Каждые 6 месяцев крюки должны прове ряться на наличие в грузонесущих деталях скрытых усталостных тре щин ультразвуковыми или радиационными дефектоскопами. Необходимо следить за креплением крышки крюка к стакану, посколь ку нарушение крепления приводит к падению крышки и тяжелым травмам. Механизм крепления неподвижной ветви каната Предназначен для крепления неподвижной ветви, перепуска отра ботанной части талевого каната и установки датчика веса. Этот механизм состоит из консольного рычага, способного вращаться на оси корпуса (рис. 52), барабана, который, в свою очередь, может вращаться на оси консольного рычага. В процессе работы талевой системы барабан, на ко тором навиты 4 витка талевого каната, стопорится пальцем. При перепу ске каната снимается зажим, стопорный палец извлекается и канат пере тягивается с барабана, расположенного на основании вышечнолебедоч ного блока, на лебедку. Между консольным рычагом и корпусом меха низма может устанавливаться датчик веса или жесткая перемычка. Рис. 52. Механизм крепления неподвижной ветви талевого каната: 1 – корпус; 2 – датчик веса (тяга); 3 – зажим; 4 – талевый канат; 5 – консольный рычаг; 6 – барабан; 7, 9 – ось; 8, 10 – роликоподшипник; 11 – стопорный палец; 12 – предохранительная планка 89 Механизм крепления неподвижной ветви талевого каната имеет следующие эксплуатационные параметры: диаметр талевого каната; максимально допустимое натяжение каната; число витков на барабане (4); нагрузка на датчик веса. Оснастка талевой системы В отечественных буровых установках эксплуатационного и глубо кого разведочного бурения, в зависимости от требуемых характеристик СПК, применяют следующие оснастки талевой системы: 3×4; 4×5; 5×6; 6×7. В зарубежных буровых установках в оснастке используют большее число шкивов, вплоть до 11×12. Существует несколько различных оснасток талевой системы, отли чающихся порядком оснащения шкивов талевого блока и кронблока, из которых широко используется крестовая оснастка (рис. 53). При такой оснастке оси кронблока и талевого блока располагаются во взаимно перпендикулярных плоскостях, а ведущая ветвь талевого каната сходит со шкива кронблока, расположенного в плоскости симметрии барабана лебедки. Это обеспечивает максимальный стабилизирующий момент на талевом блоке. Параллельная оснастка может применяться в мобильных БУ и буровых установках, оснащенных системой верхнего привода. Рис. 53. Варианты крестовой оснастки талевой системы: слева – для БУ с ручной расстановкой свечей; справа – для БУ с АСП (КМСП) Перед оснасткой талевой системы проверяют крепление кронбло ка к подкронблочной раме, талевый блок укладывают в центре основа ния вышки с таким расчетом, чтобы шкивы его свободно вращались. 90 При оснастке мачтовых вышек в горизонтальном положении тале вый блок укладывают спереди основания вышки на горизонтальную часть приемного мостка. С кронблока и талевого блока снимают предох ранительные щитки. Бухту с канатом, которым производится оснастка, устанавливают спереди основания со стороны приемного мостка на спе циальное приспособление, обеспечивающее свободное вращение бухты для размотки каната. Конец каната заправляют в механизм для крепле ния неподвижной ветви талевого каната и после этого производят ос настку шкивов согласно выбранной схеме. Ходовая (ведущая) ветвь та левого каната поднимается до кронблока при оснастке с помощью лего сти. Для обеспечения работы по оснастке можно использовать пенько вый канат или канат меньшего диаметра, который крепится к талевому канату. После оснастки всех шкивов конец ведущей ветви закрепляют в специальном зажиме на барабане лебедки, а неподвижную ветвь каната крепят в специальном механизме. Длина свободного конца неподвиж ной ветви каната выбирается с таким расчетом, чтобы при опущенном на пол буровой талевом блоке на барабане лебедки оставалась 8–10 витков. Длина каната для оснастки талевой системы зависит от высоты вышки и схемы оснастки. Минимальная длина каната определяется по формуле: L = Hu òñ + lïâ + líâ + lá + lø , где H – высота вышки от пола буровой до оси кронблока, м; итс – число рабочих струн талевой системы; lпв – длина подвижной ветви каната, м; lнв – длина неподвижной ветви каната, м; lб – длина навитого на бара бан лебедки каната при опущенном на пол буровой талевом блоке, м; lш – длина каната на шкивах талевого блока и кронблока, м. Величина lб определяется по формуле: lá = (8...10)π D, где D – диаметр барабана лебедки, м. Величина lш определяется по формуле: lш = 1,57kd, где k – число шкивов кронблока и талевого блока; d – диаметр шкивов по канавкам, м. При 45метровой вышке и оснастке 4×5 или 5×6 длина каната обычно принимается, соответственно, 450 или 570 м, а при 53метро вой вышке и оснастке 5×6 или 6×7 – соответственно, 750 или 850 м. 91 4.2.3. Буровые лебедки Буровая лебедка предназначена для производства СПО при смене инструмента, спуске обсадных колонн, удержания инструмента на весу, ручного и автоматического регулирования подачи долота при бурении. В настоящее время существуют две основные конструктивные раз8 новидности буровых лебедок: • классические буровые лебедки с главным рабочим двухленточно колодочным тормозом; • буровые лебедки с электродинамическим тормозом (ЭТ) и глав ным рабочим дисковым тормозом с пневмоприводом. Классические лебедки бывают одно и трехвальными. В трехваль ных лебедках один вал – катушечный, на котором располагается безо пасная катушка, используемая в качестве вспомогательной лебедки для затаскивания грузов на роторную площадку. Два остальных вала – по дъемный и трансмиссионный. У одновальной лебедки имеется только подъемный вал. Имеются также две разновидности буровых лебедок с электроди намическим тормозом, отличающиеся числом двигателей индивиду ального привода, – одно и двухдвигательные. Основные эксплуатационные параметры буровых лебедок: расчет ная мощность на входном валу; максимальное натяжение ходовой ве тви талевого каната; диаметр барабана и диаметр каната для оснастки талевой системы. ОАО «Уралмаш» в настоящее время выпускает буровые лебедки: • классические – ЛБУ1200; ЛБУ1200К; ЛБУ22720; ЛБУ371100; ЛБУ371100Д1; ЛБУ1200Д1; ЛБУ1200Д2; ЛБУ2000ПМ; ЛБУ3000ПМ1 (расшифровка аббревиатур: ЛБУ – лебедка буро вая производства ОАО «Уралмаш»; 37 – максимальное натяжение каната в тоннах; 1100 – расчетная мощность привода в кВт; Д – привод дизельный; П – привод электрический постоянного тока; К – для кустовых БУ; М – модернизированная; 1 – модификация); • серии ЭТ – ЛБУ600ЭТЗП; ЛБУ600ЭТЗ; ЛБУ670ЭТЗ; ЛБУ 900ЭТЗ; ЛБУ1100ЭТ3; ЛБУ1500ЭТЗ (расшифровка аббре виатур: ЛБУ – лебедка буровая производства ОАО «Уралмаш»; 600 – расчетная мощность на входе в лебедку, кВт; ЭТ – электродинами ческий тормоз; З – зубчатые передачи; П – для передвижной БУ). Промежуточное положение между классическими лебедками и ле бедками серии ЭТ занимает экспериментальная лебедка ЛБУ750Э СНГ производства ОАО «Уралмаш» с коробкой перемены передач с 92 зубчатыми передачами, имеющая в качестве рабочих тормозов элек тродинамический тормоз на главном приводном двигателе постоянно го тока и ленточноколодочный тормоз классической буровой лебедки, который в лебедках серии ЭТ заменен на дисковый. Этой лебедкой укомплектована буровая установка БУ 3900/225 ЭКБМ, разработан ная по техническому заданию ОАО «Сургутнефтегаз», поэтому в ее аб бревиатуре имеются буквы СНГ. ООО «ВЗБТ» производит классические лебедки: Б1.02.30.000 (560 кВт, 245 кН); Б7.02.00.000 (360 кВт, 141,6 кН); Б12.02.02.000 (717 кВт, 240 кН); Б48.02.02.000 (963 кВт, 263 кН), с диаметром бараба на 550 мм. На рис. 54 представлена кинематическая схема подъемного агрега та на базе классической одновальной лебедки ЛБУ371100Д1, кото рым комплектуется буровая установка БУ 6500/450 ДГ. Рис. 54. Кинематическая схема подъемного агрегата с лебедкой ЛБУ83781100Д81: 1 – подъемный вал (барабан); 2 – муфта шинно8пневматическая МШ 1070x200; 3 – привод командоаппарата и датчика подачи; 4 – тормоз электромагнитный ТЭИ800860; 5 – цепная трансмиссия быстрой скорости; 6 – цепная трансмиссия тихой скорости; 7 – регулятор подачи долота (РПДЭ); 8 – коробка перемены передач; 9 – редуктор (Ц2Н84508508328У2); 10 – тормоз колодочный ТКГ8400У2; 11 – электродвигатель 4ПФ82Б250 Этот подъемный агрегат состоит из двух блоков – одновальной буровой лебедки и коробки перемены передач (КПП), которые транс 93 портируются отдельно, а при монтаже соединяются в один агрегат. Цепные трансмиссии передач привода подъемного вала лебедки от КПП «тихой» (6) и «быстрой» (5) скоростей закрыты кожухами. Они включаются оперативными пневматическими фрикционными муфта ми с пульта управления. «Тихие» скорости, как правило, применяются при подъеме колонн большого веса и во время выполнения технологи ческих операций, таких как расхаживание, ликвидация осложнений и аварий в скважине. Кроме того, изменение частоты вращения подъем ного вала можно произвести в КПП с помощью кулачковой переклю чательной муфты. Конструкция таких лебедок имеет ряд преимуществ: • двухагрегатное исполнение обеспечивает удобство транспорти ровки; • кинематика дает возможность при СПО без переключения скоро стей в коробке поднимать ненагруженный элеватор на высшей скорости, а всю бурильную колонну – на первой, пользуясь толь ко включением и отключением оперативных шиннопневматиче ских муфт. Устройство трехвальной классической буровой лебедки можно рассмотреть на примере лебедки ЛБУ1200 (рис. 55), которой уком плектованы буровые установки БУ3Д86. У этой лебедки для передачи мощности на барабан и катушечный вал применен зубчатый редуктор, который приводит в действие и тран смиссию ротора. Передача мощности с редуктора на лебедку осущест вляется двумя карданными валами. Переключение скоростей и включение прямого и обратного хода расположены непосредственно в коробке скоростей. Для обеспечения оперативного управления скоростью подъема и спуска крюка, так же, как и в одновальной лебедке, используют две фрикционные пневмати ческие муфты. Муфтой 7 включают «тихую» скорость – одну из четы рех заранее установленных в КПП, а муфтой 15 – прямой или обрат ный ход с «быстрой» скоростью. Первые четыре «тихие» скорости от коробки скоростей привода передаются через карданный вал 8, валшестерню z = 27, зубчатое ко лесо z = 93 редуктора лебедки и спаренные шиннопневматические муфты 7 на барабан лебедки 12. Через карданный вал 6, трансмиссию 5, звездочки цепной передачи z = 25 и z = 28 и шиннопневматическую муфту 15 на барабан лебедки 12 передается «быстрая» скорость 5 или обратный ход. Цепной передачей 4 звездочками z = 19 и z = 35 переда 94 ется постоянное вращение катушечному валу 3, на котором установле на фрикционная катушка 1, имеющая планетарную передачу 2. Рис. 55. Кинематическая схема лебедки ЛБУ81200: 1 – фрикционная катушка; 2 – планетарная зубчатая передача; 3 – катушечный вал; 4 – цепная передача; 5 – трансмиссионный вал; 6, 8 – карданные валы; 7 – ШПМ тихой скорости; 9 – трансмиссионный вал ротора; 10 – ШПМ трансмиссии ротора; 11 – стол ротора; 12 – барабан лебедки; 13 – переключательная кулачковая муфта; 14 – вспомогательный гидравлический тормоз; 15 – ШПМ быстрой скорости; 16 – цепная передача на регулятор подачи долота От приводного вала через шестерни (z = 27 и z = 44) редуктора ле бедки мощность передается на трансмиссию ротора 9. С трансмиссии мощность через сдвоенную шиннопневматическую муфту 10, звездоч ки (z = 45 и z = 21) цепной передачи и коническую зубчатую передачу ротора (z = 18 и z = 58) передается на стол ротора 11. На валу барабана установлены на подшипниках цепное колесо 16 для подключения регу лятора подачи долота на забой и двусторонняя кулачковая муфта 13. Муфта 13 во время спускоподъемных операций соединяет вал бараба на с гидравлическим тормозом 14, а во время бурения – с цепным ко 95 лесом механизма автоматической подачи долота на забой. При необхо димости муфта может быть зафиксирована в нейтральном положении. Включением муфты 10 на ротор передают четыре «тихие» скорости. Пе реключение скоростей сосредоточено непосредственно в коробке ско ростей, а включение шиннопневматических муфт, кулачковой муфты и фрикционной катушки – на пульте бурильщика. Тормозная система классических буровых лебедок представлена глав ным рабочим ленточноколодочным тормозом и вспомогательным ре гулирующим тормозом, в качестве которого используют электромаг нитные или гидродинамические тормоза. Ленточно0колодочный тормоз На рис. 56 представлена принципиальная схема ленточноколо дочного тормоза классической буровой лебедки. Две тормозные ленты 7, оборудованные тормозными колодками из ретинакса 2, охватывают тормозные шкивы барабана лебедки. Одним неподвижным концом ленты тягами 8 крепятся к балансиру 9, установленному на стойке 10, закрепленной на раме лебедки перед барабаном, а другим (подвижным) концом – через систему рычагов к тормозному валу 3. Рис. 56. Схема ленточно8 колодочного тормоза: 1 – рычаг тормозной; 2 – колодки тормозные; 3 – вал тормозной; 4 – пневмоцилиндр; 5 – шток; 6 – вал коленчатый; 7 – ленты тормозные; 8 – тяга; 9 – балансир; 10 – стойка Для увеличения усилия торможения, создаваемого бурильщиком, к тормозному валу крепится пневматический цилиндр 4. При повороте тормозного рычага поворачивается регулировочный винт крана маши ниста системы Казанцева и воздух из крана под давлением, пропорцио нальным углу поворота рычага, поступает в пневмоцилиндр. Поршень пневмоцилиндра передвигается и через шток 5, присоединенный к ко 96 ленчатому валу 6 тормоза, поворачивает последний, прижимая ленты с колодками к тормозным шкивам лебедки. В некоторых лебедках (на пример, ЛБУ 1200К) усилие торможения увеличивают с помощью си стемы рычагов и секторной зубчатой передачи. Если необходимо остановить барабан или уменьшить его частоту вращения, бурильщик рукой нажимает тормозной рычаг 1 по напра влению к полу буровой. При этом подвижные концы лент, закреплен ные на шейках тормозного вала 3 системой рычагов, натягиваются и колодки, прикрепленные на их внутренних поверхностях, охватывают шкивы барабана и затормаживают его. Так как торможение осуществляется за счет трения колодок по по верхности тормозного шкива, то выделятся большое количество тепло ты, колодки и тормозные шкивы изнашиваются и нагреваются до 800 С и более. Поэтому к этим деталям лебедки предъявляются повышенные требования. Тормозные шкивы изготавливают из высоколегированных термообработанных сталей. Во избежание аварий необходимо тщатель но следить за сработкой тормозных шкивов: при появлении на поверх ности трещин длиной более 50 мм и шириной 0,2...0,5 мм шкивы следу ет менять. Заваривать трещины на поверхности шкивов не допускается! Тормозные ленты изготавливают из широкополосовой стали, а ко лодки укрепляют на быстросменных устройствах. Колодки, изгото вленные из ретинакса, обладают высоким коэффициентом трения (μ = 0,35...0,65 по стали) и малым износом. Колодки из этого материа ла наиболее широко распространены. Для крепления их к тормозным лентам концы металлических пластин, запрессованных в материал ко лодки, загибают на наружную поверхность ленты. Колодки прикрепля ют к лентам либо медными или алюминиевыми заклепками, либо бол тами. Головки болтов заглубляют в колодки. Таким образом, болты не соприкасаются с наружной поверхностью тормозных шкивов. Вспомогательные регулирующие тормоза В качестве регулирующих тормозных устройств широко распро странены гидродинамические и электромагнитные тормоза с замкну той системой водяного охлаждения. Они присоединяются к подъем ным валам лебедок при помощи сцепных кулачковых или шинно пневматических муфт. Для подключения электромагнитных тормозов могут применяться стационарные подвижные муфты. Регулирующие тормоза предназначены для облегчения труда бу рильщика, так как с увеличением глубины скважины и веса бурильных труб во время СПО необходимо прикладывать большие усилия к лен 97 точноколодочному тормозу. Регулирующие тормоза автоматические ограничивают и регулируют скорость спуска бурильных или обсадных труб. При этом часть выделяющейся энергии превращается в тепло. Гидродинамический тормоз На рис. 57 представлена гидрокинематическая схема гидродина мического тормоза. Рис. 57. Схема гидродинамического тормоза: 1 – статор тормоза; 2 – ребра статора; 3 – ротор тормоза; 4 – вал подъемный; 5 – муфта кулачковая или ШПМ; 6 – ребра ротора; 7 – холодильник; 8 – кран Статор гидротормоза 1 установлен неподвижно на раме лебедки. Внутри статора имеются ребра 2, направленные против вращения рото ра 3 при спуске инструмента. Ротор установлен на валу тормоза на шпонке. Вал тормоза соединяется с подъемным валом лебедки при по мощи кулачковой или шиннопневматической муфты. Холодильник предназначен для регулирования уровня жидкости в тормозе и ее ох лаждения. Холодильник имеет несколько кранов, которыми регулиру ется уровень жидкости в системе. Изменением уровня жидкости меня ют развиваемый тормозной момент. При спуске колонны труб внутри тормоза между статором и рото ром создается поперечная циркуляция жидкости. Часть мощности, раз виваемой на барабане лебедки, поглощается гидравлическим тормозом на создание и разрушение струи поперечной циркуляции внутри поло сти тормоза лопатками ротора. При этом вода нагревается. 98 При длительном спуске тяжелой колонны и высокой температуре окружающего воздуха холодильник может не создать необходимых условий теплоотдачи и температура воды в системе будет недопустимо повышаться. А если вода в гидротормозе нагревается до 100, то обра зующийся пар вытеснит воду из рабочего пространства и тормозной момент резко упадет. Чтобы избежать перегрева воды, в тормозе пре дусмотрена вторая циркуляционная система с подпиткой холодной во дой через вентиль. При этом излишки воды из холодильника будут сли ваться по сливной трубе. Гидродинамические тормоза изготавливают одно и двухрядными. Они имеют ряд недостатков, основные из которых: 1) резкое снижение тормозного момента при снижении скорости вращения ротора; 2) невозможность регулирования тормозного момента на ходу. Электромагнитные тормоза Электромагнитные вспомогательные регулирующие тормоза представлены электромагнитным и электромагнитным ферропорош ковым тормозами, которые отличаются только рабочей средой в зазоре между статором и ротором. Электромагнитный тормоз Электромагнитный тормоз (ЭМТ) представляет собой электриче скую машину, работающую в режиме динамического торможения. В комплект электротормозной установки входят: • генератор постоянного тока; • станция управления; • тормозные сопротивления; • командоконтроллер; • кнопки управления. На рис. 58 представлен разрез электромагнитного тормоза, состоя щий из легкого Тобразного ротора 3, вращающегося в двух статорах 1 с обмотками возбуждения. Тормозной момент регулируется управлением плотности магнит ного потока путем изменения постоянного тока в обмотках возбужде ния. Схемы управления позволяют получать различные тормозные ре жимы, например максимальный момент при больших или малых ча стотах вращения. Возникающее тепло хорошо отводится водой, заполняющей всю полость статора и омывающей ротор. Вода в полость поступает по тру 99 бопроводу А, Б и возвращается в систему охлаждения через сливной потрубок В. Ɋɢɫ. 50. ɗɥɟɤɬɪɨɦɚɝɧɢɬɧɵɣ ɪɟɝɭɥɢɪɭɸɳɢɣ ɬɨɪɦɨɡ: 1 - ɦɚɝɧɢɬɧɵɣ ɫɬɚɬɨɪ; 2 - ɤɨɪɩɭɫ; 3- ɪɨɬɨɪ; 4- ɨɛɦɨɬɤɚ Рис. 58. Электромагнитный регулирующий тормоз: 1 – магнитный статор; 2 – корпус; 3 – ротор; 4 – обмотка Эти тормоза имеют ротор с небольшим моментом инерции, не требующим его отключения от вала лебедки при подъеме ненагружен ного элеватора. Поэтому для соединения ротора электродинамическо го тормоза с валом лебедки обычно применяют стационарные подвиж ные зубчатые муфты. Электромагнитный ферропорошковый тормоз Электромагнитные ферропорошковые тормоза (ТЭП) отличаются от электромагнитных тем, что у них зазор между цилиндрическими по верхностями электромагнита и ротора заполняется ферропорошком с размерами частиц 40...200 мкм. Ферромагнитный порошок способствует повышению магнитной проницаемости зазора между ротором и статором, в результате чего создается большая сила торможения, почти не зависящая от частоты вращения, а лишь от тока возбуждения в катушке статора, и может плавно меняться от нуля до максимума. На рис. 59 представлен регулирующий электромагнитный ферро порошковый тормоз ТЭП. У такого тормоза барабан лебедки может тормозиться до полной его остановки за счет значительного тормозного момента. Это является преимуществом порошкового тормоза ТЭП, которое позволило ООО «ВЗБТ» использовать такой тормоз на некоторых буровых установках в качестве исполнительного механизма регулятора подачи долота. В тор мозах ЭМТ добиться полной остановки барабана лебедки не удается. 100 • • Недостатки электромагнитных ферропорошковых тормозов: износ, пригорание порошка и необходимость его уплотнения спе циальными магнитными сальниками; отвод тепла в этих тормозах осуществляется охлаждающей водой, циркулирующей по специальным каналам, поверхность которых недостаточна для полного теплоотвода, что может привести к пе регреву. Рис. 59. Регулирующий электромагнитный порошковый тормоз: 1 – вал; 2 – боковая крышка; 3 – магнитные уплотнения; 4 – каналы охлаждения; 5 – статор; 6 – пробка; 7 – обмотка электромагнита; 8 – ротор Буровые лебедки с электродинамическим тормозом имеют два рабо чих тормоза – дисковый и электродинамический, а также стояночный тормоз со специальным стопорным устройством. Функцию электроди намического тормоза выполняет электродвигатель постоянного тока индивидуального привода лебедки. Эти лебедки не оснащаются вспо могательными регулирующими тормозами, так как функцию такого тормоза выполняет электродинамический тормоз. На рис. 60 приведена кинематическая схема однодвигательной бу8 ровой лебедки ЛБУ1100ЭТ3 с электродинамическим тормозом. В этой лебедке вращение от встроенного двигателя постоянного тока подается через кулачковую муфту на ведущий вал двухскоростной коробки перемены передач с зубчатыми передачами, расположенной на раме лебедки. Вращение с шестерен ведущего вала передается на два зубчатых колеса, свободно вращающихся на подшипниках качения на промежуточном валу КПП. Жесткое соединение одной или другой ше 101 стерни с промежуточным валом производится дистанционно переклю чательной зубчатой муфтой с приводом от пневмоцилиндра двойного действия, расположенного в КПП. Далее вращение с промежуточного вала передается на подъемный вал. Переключением зубчатой муфты достигают изменения передаточного отношения КПП и частоты вра щения подъемного вала. Рабочее торможение осуществляется двигате лем привода лебедки и пневмомеханическим дисковым тормозом с двумя пневмоцилиндрами двойного действия. Аварийное торможение производится нормально замкнутым пневмомеханическим дисковым тормозом с пневмоцилиндрами одностороннего действия, в которых при рабочем режиме лебедки пружины отжаты постоянной подачей воздуха. Для удержания подъемного вала в неподвижном состоянии установлено стопорное устройство, предназначенное для использова ния при длительных стоянках, ремонтных работах. Лебедка оборудова на регулятором подачи долота с приводом от отдельного двигателя по стоянного тока. Автоматическая регулировка подачи долота этой ле бедкой может производиться и от основного двигателя. Рис. 60. Кинематическая схема лебедки ЛБУ81100ЭТ8З с электродинамическим тормозом 102 Для очень тяжелых буровых установок с условной глубиной буре ния 8000 метров и более, имеющих регулируемый привод постоянного тока, разработана двухдвигательная буровая лебедка с электродинамиче ским торможением, которая выполняет функции суммирующей тран смиссии для двух силовых двигателей постоянного тока (рис. 61). Рис. 61. Кинематическая схема двухдвигательной лебедки серии ЭТ: 1 – приводной электродвигатель постоянного тока; 2 – подъемный вал; 3 – регулятор подачи долота Необходимость в такой конструкции лебедки возникла изза от сутствия электродвигателей постоянного тока мощностью 1500 кВт и более. В этой лебедке частоты вращения подъемного вала переключа ются оперативными пневматическими фрикционными муфтами. Та кие же муфты использованы в этой лебедке для подключения одного или двух двигателей непосредственно на подъемный вал лебедки. В ре жиме непосредственного подключения двигателей на подъемный вал на максимальной скорости производятся спускоподъемные операции. Внешний вид классической буровой лебедки и лебедки с электро динамическим тормозом приведен на рис. 62. ɚ ɛ Рис. 62. Внешний вид буровых лебедок: а – классической производства ООО «ВЗБТ»; б – серии ЭТ ЛБУ811008ЭТ8З производства ОАО «Уралмаш» 103 Монтаж буровых лебедок Лебедки монтируются на основаниях вышечнолебедочного блока на уровне пола буровой (БУ3Д) или ниже его (БУ 3200/200 ЭУК и др.). Верхнее и нижнее расположение лебедки зависит от конструкции ос нований. Лебедку устанавливают строго по заданным в чертежах координа там, при этом основная база – центр подвышечного основания, являю щийся центром ротора, продольная ось буровой установки, а также продольные и поперечные оси барабана лебедки. Для буровых устано вок с цепным приводом ротора от лебедок место установки лебедки определяют по расстоянию от центра ротора до средней плоскости между зубьями цепного колеса приводного вала. У большинства рото ров это расстояние равно 1370 мм. Лебедку устанавливают так, чтобы цепное колесо, передающее вращение ротору, находилось в той же пло скости, что и цепное колесо на приводном валу ротора. Если ротор еще не установлен, определяют центр скважины по пе ресечению диагоналей вышки или по пересечению продольной и попе речной оси вышки и от него на поперечной оси отмеряют расстояние до средней плоскости цепного колеса лебедки, передающей вращение ротору. Расстояние от центра скважины по продольной оси до подъем ного вала лебедки определяется размерами цепной передачи. В случае монтажа лебедки после монтажа ротора место ее установ ки определяют по цепным колесам ротора и лебедки и центрируют при помощи шнура. Горизонтальность лебедки проверяют по уровню с точ ностью 0,5–0,8 мм на 1 м. На буровых установках с индивидуальным приводом ротора место монтажа лебедок определяют по продольной оси буровой с таким расчетом, чтобы она находилась на середине бара бана лебедки. После монтажа лебедки и ротора на цепные колеса надевается цепь и передача огораживается защитным кожухом. Кожух крепят к полу буровой так, чтобы его можно было снять в случае ремонта цепи или при смене цепных колес. При карданной передаче от лебедки на ротор нужна менее точная центровка лебедки относительно ротора. Коробки передач одновальных лебедок монтируют после установ ки и крепления лебедок. Центрируют коробки по цепным колесам пе редач при помощи шнура. Вспомогательные регулирующие тормоза и холодильники монти руют после проверки и крепления лебедки к основанию. Соосность по 104 дъемного вала лебедки с гидротормозом или электромагнитным тормо зом проверяют по торцовому и радиальному биению установленных на валах муфт, которое не должно превышать 0,5–0,8 мм. Холодильник соединяют шлангами с гидротормозом и водопроводом. Эксплуатация буровых лебедок Хотя лебедки и рассчитаны на длительную работу в тяжелых усло виях, нормальная безаварийная и безопасная эксплуатация их возмож на только при условии регулярного и тщательного ухода. Одним из условий безопасной работы является содержание лебедки всегда в ис правном состоянии, своевременное выявление и устранение всех де фектов. Не допускается смазка и ремонт ее во время работы. Все наружные вращающиеся и движущиеся части лебедки должны быть ограждены прочными стальными кожухами. Перед пуском лебедки необходимо проверить: 1. Правильность сборки и установки. Лебедка должна быть закрепле на на фундаменте болтами. Валы ее должны быть горизонтальны, а оси параллельны между собой, цепные колеса (пара) установле ны строго в одной плоскости. 2. Регулировку ленточного тормоза. Следует добиться равномерного прилегания лент к тормозным шкивам и расположения конца тор мозной ручки при полном торможении на расстоянии 0,8–0,9 м от пола буровой. При расторможенном состоянии ленты не должны прикасаться к поверхности тормозных шкивов. 3. Состояние подшипников. Подшипники должны быть промыты и заполнены свежей консистентной смазкой. 4. Зазоры между фрикционными накладками и барабанами ШПМ. При отсутствии воздуха в баллоне ШПМ этот зазор должен быть равномерным по всей окружности и не менее 2–3 мм. 5. Герметичность системы воздухопровода и пусковых устройств. Пропуски воздуха устранить. 6. Работоспособность и надежность противозатаскивателя талевого блока и других блокировок лебедки. 7. Установку гидродинамического или электромагнитного тормоза и механизмов их включения и выключения. 8. Закрепление талевого каната на барабан лебедки и его неподвиж ного конца. 9. Наличие на лебедке предохранительных кожухов и качество их крепления. 10. Работу лебедки и ее отдельных узлов без нагрузки. 105 После пуска лебедки в эксплуатацию при приеме и сдаче вахт необхо димо производить ее внешний осмотр, а также опробование ее отдельных узлов. Обнаруженные неисправности немедленно должны устраняться, а в вахтовом журнале следует сделать соответствующую запись. При эксплуатации лебедки необходимо выполнение следующих требований: • проверять состояние тормозных шкивов ленточных тормозов и ба рабанов шиннопневматических муфт; • следить за состоянием тормозных колодок ленточных тормозов и накладок ШПМ. Запрещается работа с изношенными до металли ческих колодок фрикционными накладками и тормозными колод ками до болтов; • предупреждать попадание масла и воды на рабочую поверхность тормозных шкивов и барабанов муфт; • проверять и регулярно крепить болтовые соединения; • проверять состояние смазки цепных передач и в соответствии с инструкцией осуществлять их смазку; • следить за подшипниками: все подшипники должны работать бес шумно и плавно, температура нагрева их не должна превышать 70 С; • наблюдать за работой ленточного тормоза и по мере необходимо сти регулировать его. Когда ход рукоятки при торможении дости гает 60 (от верхнего положения), это означает, что колодки изно сились и требуется подтяжка лент; • регулярно осматривать и проверять натяжение и провисание цепей; • проверять исправность фрикционной катушки и периодически регулировать ее; • проверять пневматическую систему управления лебедки и устра нять обнаруженные недостатки; • каждой вахте следить за исправностью противозатаскивателя и других блокировок лебедки. Правильная эксплуатация лебедки и выполнение всех требований инструкции повышают долговечность лебедки и обеспечивают ее вы сокую производительность. Регуляторы подачи долота на забой Для эффективного разрушения проходимых в процессе бурения горных пород необходимо, чтобы на породоразрушающем инструмен те поддерживалась определенная нагрузка. Поэтому по мере разруше ния породы долото необходимо подавать на забой, причем подавать его необходимо со скоростью, соответствующей темпу разрушения поро 106 ды. Если темп разрушения превышает скорость подачи долота, то оно не догружается и процесс бурения протекает не достаточно эффектив но. Если же подача опережает скорость разрушения горных пород, то долото перегружается, что может привести к его поломке и оставлению шарошек на забое. Наиболее простое решение этого вопроса – подача долота ручным способом путем растормаживания тормозным рычагом ленточного тормоза буровой лебедки. Равномерность работы такой по дачи долота всецело зависит от искусства бурильщика. Для обеспече ния контроля нагрузки на долото применяются различные индикаторы веса. Однако даже опытный бурильщик при помощи индикатора веса не сможет в течение продолжительного времени следить за равномер ностью подачи долота на забой, так как эта работа требует от него боль шого физического напряжения и внимания. Поэтому весьма целесообразно применение устройств, механизи рующих и автоматизирующих подачу инструмента с целью обеспече ния более эффективного процесса разрушения пород. Многократные попытки создать автоматическое устройство для по дачи долота на забой, которое бы без участия бурильщика изменяло на грузку на долото и скорость его подачи в зависимости от проходимых по род, успеха не имели. Причина – воздействие множества факторов на про цесс бурения, которые не может учитывать автомат подачи долота. Авто матов подачи долота в настоящее время не выпускают, так как не удалось обеспечить автоматический контроль и управление процессом бурения для достижения оптимального режима разрушения горных пород. В настоящее время применяют только регуляторы подачи долота (РПД), которые облегчают труд бурильщика. Режим нагрузки на долото и скорость подачи устанавливает бурильщик, а регулятор поддерживает заданные скорость подачи или нагрузку на долото. Кроме того, электри ческие регуляторы подачи долота, кинематически связанные с бараба ном лебедки, используют в качестве аварийного привода для подъема бу рильной колонны, а также для создания нагрузки на талевую систему при испытании вышки статическим нагружением. Некоторые буровые установки оснащают только аварийным электрическим приводом. Регуляторы подачи могут быть фрикционными, гидравлическими и электрическими. У фрикционных регуляторов изменение скорости подачи долота на за бой производится за счет изменения тормозного момента регулятора. При уменьшении тормозного момента долото подается на забой быстрее. В этих механизмах при установившемся процессе бурения может сохра 107 няться постоянная нагрузка на забой. В качестве примера такого регуля тора можно привести РПД буровой установки БУ 2900/175 ДЭП11 про изводства ООО «ВЗБТ», у которого в качестве фрикционного механизма использован электромагнитный ферропорошковый тормоз ТЭП45. В гидравлических регуляторах подачи, установленных между бу рильной колонной и крюком, под действием перемещающейся колон ны масло перекачивается из одной части цилиндра в другую через спе циальный дроссель. Скорость подачи долота на забой зависит от скоро сти движения масла в системе, а последняя зависит от сопротивления потока, регулируемого дросселем. Таким образом, гидравлические ме ханизмы подачи – это механизмы, настроенные не на постоянную на грузку, а на постоянную скорость подачи. При увеличении скорости подачи усилие на крюке возрастает, что приводит к снижению осевой нагрузки на долото. В твердых породах, когда механическая скорость проходки невелика, усилие на крюке падает и растет нагрузка на доло то, что способствует разрушению проходимых пород. У электрических регуляторов подачи осевая нагрузка на инструмент регулируется током электродвигателя постоянного тока. Наиболее распространенный регулятор подачи долота с электро приводом – РПДЭ3 – представлен на рис. 63. Рис. 63. Регулятор подачи долота РПДЭ83: 1 – редуктор; 2 – тормоз ленточно8колодочный; 3 – муфта (эластичная) приводного вала; 4 – электродвигатель постоянного тока; 5 – вентилятор (для охлаждения ЭД); 6 – муфта зубчатая тихоходного вала; 7 – звездочка цепной передачи; 8 – рама 108 Регулятор РПДЭ3 обеспечивает режим поддержания постоянной нагрузки на породоразрушающий инструмент и режим ручного упра вления, создающий постоянную заданную скорость подачи или подъе ма, используемые при проработках ствола или аварийном подъеме. В комплект регулятора входят: • станция управления; • дизельгенератор для питания электродвигателя регулятора; • пульт управления регулятором; • электрический датчик для измерения нагрузки на долото. Принцип работы регулятора подачи долота следующий: осевая на грузка на долото измеряется с помощью электрического датчика, уста новленного на неподвижной ветви талевого каната, и передается на пульт управления, где сравнивается с величиной нагрузки на долото, за данной бурильщиком. Разность электрических сигналов между нагруз кой на долото и заданной бурильщиком на пульте поступает на усилите ли в станции управления. Усиленные электрические сигналы действуют на обмотку возбуждения генератора постоянного тока, питающего дви гатель постоянного тока регулятора подачи долота, редуктор которого цепной передачей связан с подъемным валом буровой лебедки. Монтируют регулятор подачи долота при помощи крана на основа нии лебедочного блока и центрируют его по звездочке лебедки. Раму ре гулятора крепят к основанию болтами. Между рамами регулятора и ле бедки устанавливают винтовые распорки. На звездочки лебедки и регуля тора надевают втулочнороликовую цепь и регулируют ее натяжение та ким образом, чтобы стрела провисания цепи была в пределах 30–40 мм. 4.2.4. Вспомогательное оборудование спускоAподъемного комплекса Штропы Штропы предназначены для под вешивания элеватора на крюке или крюкоблоке. Существуют два конструктивных исполнения штропов – одно и двух петлевые (рис. 64). Основные параметры: допуска емая нагрузка на пару; длина L; ради усы верхнего и нижнего изгиба. Рис. 64. Конструкция штропов: cлева – однопетлевые; cправа – двухпетлевые 109 Элеваторы Элеваторы предназначены для захвата и удержания бурильных и обсадных труб в процессе выполнения СПО. Для захвата и подвешивания труб в практике бурения используют два способа: 1) за уступ замка или муфты; 2) за тело трубы (обжатие). Каждый способ реализован в элеваторах различного конструктив ного исполнения: • корпусных; • створчатых; • автоматических. По способу изготовления элеваторы подразделяют на два типа: 1) кованый; 2) литой. Основные параметры элеваторов: грузоподъемность; условный диаметр захватываемых труб. ОАО «Уралмаш» производит корпусные элеваторы для бурильных труб кованые типа КМ (∅ 60–377), ЭК (∅ 60–426), литые ЭТАД (∅ 48–127). Производится также литой створчатый полуавтоматиче ский элеватор ЭАЛ (∅ 118–172). Для комплексов АСП (КМСП) произ водятся автоматические элеваторы ЭА (∅ 89–146). Для захвата и удержания при спуске обсадных труб ОАО «Урал маш» производит корпусные кованые элеваторы ЭО, ЭКО и литые ЭН. Конструкция всех корпусных элеваторов идентична (рис. 65). Фикса торы 4 предохраняют от выпадения штропов при посадке элеватора, а за щелка 2 на створке, которую открывают и закрывают с помощью рукоят ки 3, исключает самопроизвольное сползание элеватора с тела трубы. Рис. 65. Корпусный элеватор КМ: 1 – корпус; 2 – защёлка; 3 – рукоятка; 4 – фиксаторы; 5 – створка 110 Створчатый элеватор ЭАЛ состоит из двух створок 1 и 2 (рис. 66), замкового устройства, осей шарнира 8 и 9 и пружины 10. Замковое устройство размещено на левой створке элеватора и состоит из защел ки 3, оси 4, пружин 5 и 13, замка 11 и оси 12. Правая створка на перед ней части имеет бурт полукруглой формы, который в момент закрытия входит в паз левой створки и тыльной частью упирается в защелку. Бла годаря двум пружинам 5 и 13 защелка все время находится в прижатом к левой створке положении. Ось 9, соединяющая обе створки, наклоне на к вертикальной оси под углом 10, что исключает самопроизвольное открытие элеватора под нагрузкой. Назначение наклонной оси еще и в том, что после открытия элеватора под действием пружины, поворачи ваясь на штропах, она отталкивается от трубы. Такие элеваторы ис пользуются только при СПО с клиновым захватом. Посадка элеватора на ротор не допускается. Рис. 66. Створчатый элеватор ЭАЛ: 1, 2 – створки; 3 – защёлка; 4, 12 – оси; 5, 10, 13 – пружины; 6 – палец; 7 – предохранители; 8, 9 – оси шарнира; 11 – замок Автоматический элеватор состоит из силовой группы деталей, воспринимающих нагрузки от веса бурильного инструмента, и группы деталей рычажного механизма, служащего для автоматического захвата и освобождения бурильной колонны. На рис. 67 приведен сборочный чертеж современного автоматического элеватора ЭА320. Основными деталями силовой группы автоматического элеватора являются: кольцевая траверса 4 и два штропа 5. Штропы присоединя ются к проушинам траверсы с помощью двух осей 6. На штропах элева тор подвешивается на проушины двухосного талевого блока, предназ наченного для работы в составе комплекса АСП (КМСП). В нижней части траверсы на упорном шарикоподшипнике 3 установлен стакан 2, к которому пальцами 7 крепится пара быстросъемных скоб 8 со стопо рами 19, 20. На эти скобы подвешиваются обычные штропы для подве 111 ски к автоматическому элеватору вертлюга или обычных элеваторов. К группе силовых деталей относится также комплект клиньев 1. Рис. 67. Автоматический элеватор ЭА8320: 1 – клинья; 2 – стакан; 3 – подшипник упорный; 4 – траверса; 5 – штропы; 6 – оси; 7 – пальцы; 8 – скоба; 9 – корпус; 10, 11 – звенья; 12 – рычаги средние; 13, 14 – каретки; 15 – пружина; 16 – копир; 17 – рычаги верхние; 18 – пневмоцилиндры силовые; 19, 20 – стопоры; 21, 22 – ролики Рычажная система автоматического элеватора выполнена в виде самостоятельной сборочной единицы и состоит из корпуса 9, звеньев 10, 11, средних рычагов 12, кареток 13 и 14, пружины 15, копира 16, ры чагов 17 и трех силовых пневматических цилиндров 18. Автоматический элеватор заводится на бурильную трубу сверху и подвешивает ее на клиньях в соответствии с программой работы ком плекса АСП (КМСП). Ручные клинья Ручные клинья предназначены для захвата и удержания в роторе колонны труб при спуске и подъеме из скважины. Относятся к устрой ствам для удержания труб на столе ротора, в качестве которых исполь зуют ручные клинья и клинья с пневмоприводом, подкладные вилки и элеваторы, спайдеры. Для удержания колонны труб используют две па ры ручных клиньев вместе с роторными вкладышами. Производят клинья КБ24, К5, КБ26, которые рассчитаны на различные диаметры труб (∅114–168) и разные допустимые нагрузки (100–110 МН). 112 На рис. 68 показано устройство одной пары клиньев буровых КБ. Рис. 68. Клинья буровые КБ: 1, 2 – клинья; 3 – пластина упорная; 4 – болт; 5 – набор плашек; 6 – пружина; 7 – палец упорный; 8 – палец; 9 – крышка упорная; 10 – ручка Пневматические клинья Пневматические клиновые захваты относятся к оборудованию для механизации СПО и предназначены для захвата и удержания в роторе колонны труб при спуске и подъеме из скважины с применением ди станционно управляемого пневмопривода. Основные эксплуатационные параметры (даны ниже в скобках): допускаемая осевая нагрузка; условный диаметр захватываемых труб – минимальный и максимальный; диаметр отверстия в столе ротора для установки. Кроме того, для пневматических клиновых захватов ПКРБО к основным эксплуатационным параметрам относится также максимальный крутящий момент. В настоящее время выпускаются пневматические клиновые захва ты: ПКР560М (3200 кН, ∅48–203, Р560, Р700 с промежуточной встав кой), ПКРО560М (2000 кН, ∅140–340, Р560, Р700 с промежуточной вставкой), ПКРБО560 (3200 кН, ∅60–340, Р560, 80 кН·м), ПКРБО700 (4000 кН, ∅60–508, Р700, 80 кН·м), ПКРБО950 (6300 кН, ∅48–508, Р950, 80 кН·м), ПКРБО1250 (8000 кН, ∅48–508, Р1250, 80 кН·м). Пневматические клиновые захваты ПКРБО, в отличие от ПКР и ПКРО, имеют встраиваемый роликовый зажим, который позволяет пе редавать вращение от ротора бурильной колонне при роторном буре нии и воспринимать реактивный момент на колонне при бурении за бойными двигателями. Расшифровка аббревиатур: ПКР – пневматические клинья в рото ре; Б – для бурильных труб; О – для обсадных труб; 560 – диаметр сто ла ротора для установки клиньев; М – модернизированные. 113 На рис. 69 приведен разрез пневматического клинового захвата ПКР, установленного в стол ротора. Рис. 69. Пневматические клинья ПКР: 1 – державка; 2 – клинья; 3 – рычаги; 4 – вкладыши конические; 5 – корпус; 6 – стойки; 7 – кольцевая рама; 8 – ролики; 9 – плашки; 10 – рычаг; 11 – пневмоцилиндр; 12 – станина ротора Корпус 5 клиньев в сборе со стойками 6 и кольцевой рамой 7 с по мощью легости вставляют в ротор и производят обвязку механической части. У пульта бурильщика устанавливается педальный кран управле ния пневмоцилиндром 11 и производят обвязку с пневмосистемой бу ровой установки. При этом пневмопроводы прокладывают под полом буровой в безопасных местах. В корпус клиньев устанавливают вклады ши. Корпус 5 и конические вкладыши 4 фиксируются замками. Вкла дыши и стойки 6 смазываются. Нажатием на педаль крана управления воздух подается в пневмоцилиндр 11, стойки 6 поднимаются в верхнее крайнее положение, на них устанавливаются клинья 2 и крепятся к ры чагам 10. После этого делается пробный подъем и опускание клиньев. Клинья должны подниматься на такую высоту, чтобы они раскрыва лись и через них мог свободно пройти замок свечи. Обычно эта величи на составляет 0,2...0,35 м в зависимости от угла конусности (7...12). Обычный стандарт этого угла составляет 928'. По окончании спускоподъемных операций в ПКР и ПКРО кли нья убирают, стойки опускают в крайнее нижнее положение и вместо клиньев устанавливают в ротор зажимы ведущей трубы, а в ПКРБО клинья приподнимают для установки роликового направляющего за жима. 114 Машинные ключи для бурильных труб Машинные ключи предназначены для раскрепления и докрепле ния бурильных труб в период спускоподъемных операций и закрепле ния обсадных труб, спускаемых в скважину. Эти ключи подвешивают ся на специальных канатах внутри буровой вышки на высоте 1,4...1,6 м от пола в горизонтальном положении. К другому концу каната, прохо дящему через блок, укрепленный на вышке, крепятся противовесы для свободного перемещения ключей в вертикальной плоскости. Противо весы, как правило, размещают за пределами укрытия вышечнолебе дочного блока. На роторной площадке друг против друга подвешиваются два клю ча. При помощи ключа, находящегося слева (если смотреть на лебедку с приемных мостков), задерживаются трубы от проворачивания. К кон цу рычага ключа крепится канат, второй конец которого крепится к ферме или стойке буровой вышки. Этот ключ, установленный и закры тый на замковой муфте нижней трубы, отводится в крайнее положение. Другой ключ располагается на ниппельной части замка отвинчиваемой верхней трубы. К его концу крепится канат от пневмораскрепителя. Перед раскреплением замка этот канат рычагом ключа натягивается. Поворот ключа с помощью пневмораскрепителя составляет 60...70. На рис. 70 представлен универсальный машинный ключ УМК1 четы рехзвенной конструкции. Рис. 70. Универсальный машинный ключ: 1 – челюсть; 2 – защелка; 3 – пружина; 4 – челюсть; 5 – палец; 6 – корпус; 7 – рычаг; 8 – челюсть; 9 – подвеска Ключ захватывает бурильные трубы и замки всех размеров от 108 до 212 мм, что достигается заменой челюсти 1. В комплекте с ключом поставляются две такие челюсти: одна – для труб диаметрами 108...178 мм, другая – для труб диаметрами 140...212 мм. 115 Под действием пружин 3, смонтированных на корпусе челюсти 4, при установке ключа на трубу или замок свечи запорное устройство ав томатически срабатывает. Для надежного закрепления ключа на трубе и возможности раскрепления или докрепления замка свечи в пазы челю сти 8 вставлено по три стальных плашкисухаря с насечкой. В каждом пазе корпуса 6 ключа находится по два таких сухаря. Аналогично устроен более современный машинный ключ для бу рильных и обсадных труб КМБ, в котором, для облегчения наведения на бурильный замок, к рычагу ключа приварена ручка. Ключ КМБ, в от личие от ключа УМК1, в сборе имеет три челюсти и две сменные челю сти в комплекте поставки, что обеспечивает работу с трубами, замками и муфтами, имеющими условные диаметры в интервале от 90 до 299 мм. Стационарные автоматические буровые ключи Эти ключи имеют отличия в конструкции, которые можно класси фицировать по следующим признакам: 1. По расположению относительно центра скважины: • oтводные, когда вращатель и трубозажимное устройство переме щаются к центру скважины и обратно и они выполнены разрезны ми (АКБ3М2; АКБ3М2.Э2; АКБ4; КБСП); • постоянно находящиеся на центре скважины, при этом вращатель и трубозажимное устройство замкнутые. Блок ключа перемещает ся по направляющим по вертикали, в зависимости от высоты разъема бурильной колонны (КБГ2). 2. По способу свинчивания (развинчивания) резьбовых соединений: • инерционного типа, когда вращатель разгоняется вхолостую, на капливая энергию в маховике, и затем производится свинчивание (развинчивание) соединения (АКБ3М); • безынерционного типа. В этом случае, вращатель и трубозажим ное устройство сразу зажимаются на замке, включается высокомо ментная передача редуктора ключа, происходит страгивание резь бового соединения и затем редуктор переключается на вторую ско рость быстрого вращения (АКБ3М2.Э2; АКБ4; КБСП; КБГ2). Ключ буровой автоматический стационарный АКБ0ЗМ2 Ключ АКБ3М2 предназначен для механизации процессов свин чивания и развинчивания бурильных и обсадных труб диаметром 108...216 мм при спускоподъемных операциях. В качестве привода ключа используется пневмодвигатель с рабочим давлением 0,7...1 МПа. Ключ устанавливают между лебедкой и ротором на основание вышеч нолебедочного блока, к которому он крепится болтами. 116 Ключ состоит из следующих основных частей (рис. 71): блока клю ча 1, каретки с пневматическими цилиндрами 3, колонны 4, пульта управления 5. Рис. 71. Автоматический стационарный буровой ключ АКБ83М2: 1– блок ключа; 2 – пневмодвигатель; 3 – каретка с пневмоцилиндром; 4 – колонна; 5 – пульт управления; 6 – ротор; 7 – труба; 8 – трубозажимное устройство Блок ключа – основной механизм, непосредственно свинчиваю щий и развинчивающий трубы. Он вместе с кареткой смонтирован на неподвижной колонне 4, установленной у ротора 6, и представляет со бой корпус, на котором установлены трубозажимное устройство 8, по низительный редуктор и пневмодвигатель 2 с маховиком. Внизу блока имеются направляющие полозья, на которых он перемещается при по мощи двух пневмоцилиндров 3 двойного действия, надвигаясь на трубу 7, установленную в роторе 6, или отодвигаясь от нее после ее развинчи вания. Детально устройство блока ключа иллюстрирует рис. 72. После установки поднятой колонны бурильных труб на клинья в роторе блок ключа с помощью пневмоцилиндров перемещается в сто рону оси скважины и заходит на замковое соединение свинченных труб. Вырез в передней части трубозажимного устройства и корпуса ключа облегчает заход блока ключа на замок. Верхнее и нижнее прис пособления трубозажимного устройства зажимают одновременно верх нюю и нижнюю части замка. При этом верхнее приспособление, зажав 117 ниппельную часть замка, передает вращение от пневмодвигателя клю ча на свечу, а нижнее приспособление, находящееся на муфте замка, воспринимает реактивный момент и удерживает нижнюю трубу от по ворота. Ниже приведен рис. 73, иллюстрирующий положение челюстей трубозажимного устройства ключа АКБ. Рис. 72. Блок ключа: 1 – цилиндр зажима нижних челюстей; 2 – пневматический двигатель ДРУ813У; 3 – пневматическая масленка; 4 – редуктор ключа; 5 – маховик; 6 – конический подпорный ролик; 7 – фиксатор верхней челюсти; 8 – болт для удержания верхних челюстей; 9 – челюсть; 10 – накладка; 11 – верхнее трубозажимное устройство; 12 – пружинный амортизатор; 13 – нижнее трубозажимное устройство; 14 – болт для удержания нижних челюстей; 15 – цилиндр для зажима верхних челюстей; 16 – цилиндр включения стопора; 17 – упор; 18 – фиксатор нижних челюстей В челюстедержатель 2 вставлены два вкладыша 4 со спиральной поверхностью с углом спирали 11 в верхней челюсти ключа и с углом спирали 7 при свинчивании и 9 – при развинчивании в нижней челю сти ключа. 118 ɭ ɪ Рис. 73. Положение челюстей трубозажимного устройства: 1 – корпус; 2 – челюстедержатель; 3 – упор; 4 – вкладыш; 5 – челюсть; 6 – труба; а – положение челюстей при подводе или отводе ключа; челюсти развернуты; б – положение челюстей при заводе трубы до упора; челюсти разворачиваются и свободно охватывают трубу; в – положение челюстей при повороте челюстедержателя на некоторый угол; зажим трубы На рис. 74 показано устройство пневмодвигателя ключа и колонны с кареткой. Рис. 74. Колонна, каретка и пневмодвигатель ключа Пневмодвигатель состоит из пяти пневмоцилиндров односторон него действия, связанных между собой кривошипношатунным меха низмом, которые последовательно подключаются к пневмосистеме бу ровой установки и затем соединяются с атмосферой с помощью золот никового устройства. Пуск двигателя производится подачей на него 119 воздуха с пульта управления. В связи с интенсивной работой, пневмо цилиндры постоянно смазываются автоматической масленкой. Каретка свободно вращается в верхней части колонны, и ее поло жение при работе фиксируется. Каретка с блоком ключа может переме щаться вдоль колонны по высоте. Нижней частью колонны ключ же стко крепится к основанию буровой. Ключ буровой автоматический стационарный АКБ0ЗМЭ2 На базе бурового ключа АКБЗМ2 разработан и серийно выпуска ется ключ АКБЗМ2.Э2 с двухскоростным электроприводом вращате ля. Электродвигатель ключа выполнен во взрывобезопасном исполне нии. Область применения ключа АКБЗМ2.Э2 и диапазон свинчива нияразвинчивания соединений аналогичны ключу АКБЗМ2. Применение ключа АКБЗМ2.Э2 позволяет: • значительно сократить расход сжатого воздуха на буровых уста новках; • повысить производительность буровых установок за счет сокраще ния расходов на ремонт и обогрев (в зимний период) пневматиче ских устройств. Ключ буровой автоматический стационарный АКБ04 Назначение и основной состав (блок ключа, колонна с кареткой) этого ключа аналогичен ключу АКБ3М2. Внешний вид ключа в транс портном положении представлен на рис. 75. Рис. 75. Автоматический буровой стационарный ключ АКБ84 120 Ключ буровой автоматический двухскоростной АКБ4 безынер ционного типа имеет следующие преимущества, в сравнении с серий ным ключом АКБЗМ2: • дополнительная двухскоростная коробка передач обеспечивает более высокий крутящий момент (70 против 30 кНм); • момент создается статическим, а не ударным действием; • ключ оснащен системой контроля крутящего момента и автомати ческой остановки двигателя при достижении заданной величины момента. Конструкция опоры ключа АКБ4 практически повторяет кон струкцию опоры ключа АКБЗМ2. Ключ монтируется на любой стацио нарной буровой установке в соответствии с монтажной схемой бурово го ключа АКБЗМ2. Ключ буровой автоматический стационарный пневмоприводной КБС0П Ключ предназначен для механизации и частичной автоматизации свинчиванияразвинчивания бурильных, утяжеленных бурильных, об садных и насоснокомпрессорных труб в составе буровых установок. По своим возможностям этот ключ аналогичен ключу АКБ4. Внеш ний вид ключа КБСП представлен на рис. 76. Рис. 76. Внешний вид бурового автоматического стационарного пневмоприводного ключа КБС8П В сравнении с ключом АКБ3М2, ключ КБСП имеет следующие преимущества: • более высокий крутящий момент (70 против 35 кНм); • момент создается статическим, а не ударным действием, что пре дохраняет ключ от «саморазрушения»; • дополнительная двухскоростная плавающая коробка передач имеет манометр и устройство, обеспечивающее автоматическую остановку двигателя при достижении заданной величины крутящего момента; 121 • • усилены опоры разрезной шестерни, за счет введения осевой опо ры скольжения и увеличения количества роликов радиальной опо ры; применение новой тормозной системы позволило исключить самозаклинивание на трубе и снизить распорные усилия на корпус верхнего трубозажимного устройства. Ключ буровой автоматический стационарный с гидроприводом КБГ02 Ключ КБГ2 предназначен для механизации свинчиванияразвин чивания бурильных, утяжеленных бурильных, обсадных, насосноком прессорных труб, долот с контролем и автоматическим ограничением крутящего момента, а также для механизации наращивания бурильной колонны в составе комплексов АСП (КМСП). Внешний вид ключа КБГ2 приведен на рис. 77. Рис. 77. Ключ буровой автоматический стационарный с гидроприводом Ключ КБГ2 состоит: • из механизма позиционирования, закрепленного на основании бу ровой, и смонтированных на нем вращателя и стопорного ключа; • пульта управления; • установки силовой гидравлической. Вращатель – механизм, выполняющий операции свинчивания развинчивания посредством передачи крутящего момента на замок. За щита резьбовых соединений от перегрузок обеспечена установкой дат чика момента. Стопорный ключ служит для удержания колонны от поворота, для компенсации осевой нагрузки на резьбу от веса труб. Вращатель со стопорным ключом может плавно подниматься, опускаться и удерживаться на любом уровне механизма позициониро 122 вания, а также отводиться в сторону от центра скважины. Максималь ный угол поворота ключа вокруг механизма позиционирования – 120. В опору ключа встроен пневмокомпенсатор, который предохраняет ключ от случайных ударов элеватором или талевым блоком. С пульта осуществляется дистанционное управление всеми меха низмами ключа. В составе силовой установки (гидростанции): бак с гидравличе ской жидкостью; поршневой насос с электроприводом; элементы кон троля и регулирования параметров. Кроме машинных и стационарных автоматических буровых ключей широкое распространение получили подвесные буровые ключи, которые используют для свинчивания и раз винчивания бурильных, обсадных и насоснокомпрессорных труб. Эти ключи подвешивают с противовесом на вспомогательном ролике, зак репленном на буровой вышке. Существуют следующие конструктивные разновидности подвес ных буровых ключей, отличающиеся типом привода: • пневматические; • гидравлические. Наибольшее распространение в отечественном бурении получил пневматический буровой ключ ПБК4. Ключ ПБК4 предназначен для свинчивания, докрепления и развинчивания соединений бурильных, обсадных труб в процессе спускоподъемных операций. Чаще его ис пользуют для свинчивания обсадных труб c условными диаметрами от 114 до 425 мм. Этот ключ изображен на рис. 78. Рис. 78. Подвесной буровой ключ с пневмоприводом ПБК84 123 Комплекс механизмов АСП (КМСП) Применение комплекса механизмов АСП (КМСП) значительно облегчает труд рабочих при спускоподъемных операциях в процессе бурения скважин и ускоряет эти работы. Комплекс механизмов обеспечивает: • совмещение во времени спуска и подъема колонны бурильных труб и ненагруженного элеватора с операциями свинчивания и развинчивания свечей, установку их на подсвечник и вынос к цен тру скважины; • механизацию свинчивания и развинчивания замковых соедине ний свечей; • автоматизацию захвата и освобождения колонны бурильных труб элеватором; • механизацию установки свечей на подсвечник и выноса их к цен тру скважины; • механизацию смазки резьбы замковых соединений свечей; • механизацию закрепления колонны бурильных труб в роторе. Для совмещения операций при подъеме и спуске колонн применя ется специальная талевая система, состоящая из двухосного талевого блока, автоматического элеватора и приспособления для захвата верт люга. Талевый блок (ТБ) отличается от обычного тем, что две секции шкивов раздвинуты относительно вертикальной оси, что позволяет спу скать и поднимать его по свече во время свинчивания или развинчива ния замкового соединения ключом КБГ2. Такая конструкция талевой системы позволяет совмещать во времени операции подъема или спуска нагруженного или ненагруженного талевого блока с операциями свин чивания или развинчивания свечи, установки ее на подсвечник или пе реноса с подсвечника к центру скважины. Выигрыш во времени, затра чиваемом на СПО, при бурении глубоких скважин доходит до 40 %. В составе комплекса АСП (КМСП) имеются следующие механизмы: • элеватор автоматический (ЭА); • подвеска вертлюга; • механизм расстановки свечей (МРС); • механизм захвата свечи (МЗС); • механизм подъема свечи (МПС); • кронштейн поворотный (КП); • магазины и подсвечники; • центратор подвижный (ЦП); • пост управления (ПУ). 124 Часть механизмов была уже рассмотрена выше, поэтому приведем описание лишь некоторых механизмов. Подвеска вертлюга Предназначена для подвешивания вертлюга к автоматическому элеватору при бурении. Устройство подвески приведено на рис. 79. Рис. 79. Подвеска вертлюга: 1 – петлевые штропы; 2 – серьга; 3 – скоба; 4 – ограничительные кронштейны; 5 – штроп вертлюга 1 Механизм расстановки свечей Состоит из рамы, прикрепленной к вышке на высоте около 20 м, и тележки, которая может передвигаться в горизонтальном направлении вдоль рамы. Тележка имеет выдвижную стрелу со скобой, охватываю щую хвостовую часть механизма захвата свечи, подвешенного к канату, который огибает верхний шкив кронблока и соединен с механизмом подъема свечи. Привод тележки и выдвижной стрелы осуществляется двумя элек тродвигателями мощностью по 3,5 кВт, которые питаются электро энергией через станцию управления. Механизм захвата свечи Применяется для захвата и удержания свечи во время ее подъема и переноса от центра скважины на подсвечник и обратно. Этот механизм представляет собой корпус в виде скобы с наклонными по отношению 125 к вертикальной оси внутренними стенками. В корпусе помещены два клина, захватывающие свечу за гладкую поверхность трубы. МЗС сое динен канатом с МПС и шарнирно присоединяется к концу выдвиж ной стрелы МРС. Механизм подъема свечи Предназначен для спускаподъема подвижных частей МЗС. Со стоит из сдвоенного пневмоцилиндра, вертикально закрепленного на основании вышки. К подвижному штоку цилиндра прикрепляется ка нат, который проходит через вспомогательный обводной шкив на кронштейне рамы кронблока и присоединяется к механизму захвата свечи. Нижний шток крепится к кронштейну крепежной стойки. Ци линдры работают раздельно. При подъеме свечи оба цилидра переме щаются относительно неподвижного штока при подаче воздуха в по лость нижнего пневмоцилиндра, при этом происходит захват и припо дъем свечи. В этом положении блок цилиндров фиксируется защелкой. Затем подается воздух в полость верхнего пневмоцилиндра, подвиж ный шток перемещается и происходит дальнейший подъем захвачен ной свечи из ЭА и талевого блока. Кронштейн поворотный Обеспечивает нормальную работу кинематики МЗС при заполне нии крайних секций магазина. Устанавливается на буровых установках, у которых количество секций в магазине превышает 8. КП устанавли вается на подкронблочной раме и состоит из поворотной колонны и стрелы с обводными шкивами для проводки подъемного каната. Магазины и подсвечники Предназначены для складирования отвернутых свечей в верти кальном положении. Магазин – сварная металлоконструкция, выпол ненная в форме гребенки. Подсвечник – металлоконструкция, пло щадь которой разграничена на секции перегородками для направления движения низа свечи. Центратор подвижный Предназначен для поддержания верхнего конца свечи при завин чивании и отвинчивании ее, удержания талевого блока от раскачива ния при выполнении спускоподъемных операций комплексом меха низмов АСП. Устройство центратора представлено на рис. 80. 126 ЦП состоит из собственно центратора и направляющих канатов, закрепленных на специальной упругой подвеске. Центратор служит для поддержания свечи в вертикальном положении, а направляющие канаты – для направления движения центратора и удержания его в го ризонтальном положении. Проем в корпусе ЦП закрывается подпружиненными кулачками. Открывание кулачков осуществляется наголовником МЗС при выносе свечи с центра скважины, при заносе свеча сама утапливает кулачки. Рис. 80. Подвижный центратор: 1 – корпус; 2 и 3 – кулачки; 4 – кронштейны; 5 – воронка; 6 – резиновые кольца; 7 – конусные опоры Центратор, как и магазины для установки верхних концов свечей в системах АСП (КМСП), монтируют на буровой на уровне балкона вер хового. Пост управления Обеспечивает полуавтоматическое управление механизмами ком плекса АСП (КМСП). Устанавливается на площадке, закрепленной за подсвечником. ПУ содержит два командоаппарата управления приво дами перемещения тележки и стрелы МРС. Золотниковый кран упра вляет цилиндрами МПС. На кронштейне ПУ установлено зеркало для наблюдения за положением МЗС относительно секций магазина. На панели ПУ имеются лампочки сигнализации системы блокировки «та левый блок – стрела», точной остановки тележки МРС напротив задан ной секции магазина, а также сигнал «захват разрешен». 127 Схема работы комплекса механизмов типа АСП (КМСП). Последо вательность выполнения СПО и положение механизмов АСП (КМСП) при этом показаны на рис. 81. Подъем бурильной колонны 1. Талевый блок (ТБ) находится в нижнем положении. Клинья ПКР опущены и удерживают колонну бурильных труб. Буровой ключ отведен от колонны. МРС переносит свечу с центра скважины на подсвечник. 2. Талевый блок поднимает колонну бурильных труб. Клинья ПКР подняты. Буровой ключ отведен. МРС продолжает переносить свечу с центра скважины на подсвечник. 3. Талевый блок, продолжая подъем, сталкивается с центратором и поднимает его. Буровой ключ отведен. Клинья ПКР подняты. МРС устанавливает свечу на подсвечник. МПС опускает МЗС со свечой, МЗС освобождает свечу. Рис. 81. Схема работы комплекса механизмов АСП (КМСП) 4. Талевый блок находится в нижнем положении. Клинья ПКР опуще ны и удерживают колонну бурильных труб. Буровой ключ отведен от колонны. МРС переносит свечу с центра скважины на подсвечник. 128 5. 6. 7. 8. 9. 1. 2. 3. 4. 5. 6. ТБ поднимает колонну бурильных труб. Клинья ПКР подняты. Буровой ключ отведен. МРС продолжает переносить свечу с цен тра скважины на подсвечник. ТБ, продолжая подъем, сталкивается с центратором и поднимает его. Буровой ключ отведен. Клинья ПКР подняты. МРС устана вливает свечу на подсвечник. МПС опускает МЗС со свечой. МЗС освобождает свечу. ТБ поднял колонну на величину свечи. Клинья ПКР опущены и удерживают колонну. Буровой ключ подводится к колонне. МРС перемещает порожний МЗС в исходное положение. Центратор на ходится в верхнем положении, на ТБ. ТБ опускается по бурильной колонне. Клинья ПКР опущены. Бу ровой ключ отвинчивает свечу. МРС перемещает МЗС к центру скважины. Центратор опускается в исходное положение, центри руя свечу. МЗС подводится к отвинченной свече. ТБ находится в нижнем по ложении. Клинья ПКР опущены. Буровой ключ отведен. МЗС подведен к свече. МПС поднимает МЗС со свечой. МРС выводит свечу из ТБ и центратора и переносит ее на подсвечник. Спуск бурильной колонны: Талевый блок с элеватором автоматическим (ЭА) находятся в ни жнем положении. Клинья ПКР опущены и удерживают колонну. Буровой ключ отведен. МРС устанавливает свечу на центр скважи ны. МПС опускает свечу в центре скважины. Порожние ТБ и ЭА поднимаются по свече. Клинья ПКР опущены. Буровой ключ свинчивает свечу с бурильной колонной. Верхний конец свечи удерживается ЦП. МРС перемещает МЗС за следую щей свечой. ТБ поднят на величину свечи. ЭА подхватывает колонну под верх ний буртик. Буровой ключ заканчивает свинчивание. МЗС захва тывает свечу. МРС продолжает перенос свечи с подсвечника к центру скважи ны. Буровой ключ отводится от бурильной колонны. ТБ и ЭА при поднимают бурильную колонну. ТБ и ЭА олускают бурильную колонну. ЦП движется вместе с ТБ, а затем садится на конусные опоры направляющих канатов. ТБ и ЭА опустил бурильную колонну на величину наращенной свечи. Клинья ПКР опущены. Буровой ключ отведен. МРС пере мещает МЗС со свечой к центру скважины. 129 4.3. Комплекс для вращения бурильной колонны Комплекс для вращения бурильной колонны включает в себя сле дующее оборудование: 1. Вращатель – ротор, обеспечивающий вращение и передачу крутя щего момента бурильной колонне, поступательно перемещаю щейся с вертлюгом вдоль вертикальной оси. 2. Вертлюг – устройство для подвески свободно вращающейся бу рильной колонны и ввода внутрь нее нагнетаемого под давлением бурового раствора. В установках эксплуатационного и глубокого разведочного буре ния ротор и вертлюг представляют собой отдельные, хотя и кинемати чески связанные ведущей трубой, устройства, каждое из которых вы полняет определенные функции. 3. Верхний привод (силовой вертлюг) – система, выполняющая функции вращателя и устройства ввода бурового раствора в подве шенную бурильную колонну. 4.3.1. Роторы Назначение и конструкции роторов Роторы выполняют следующие функции: • вращают бурильную колонну с частотой 30...350 об/мин в процес се бурения или воспринимают реактивный крутящий момент ко лонны, создаваемый забойным двигателем; • удерживают на весу колонну бурильных и обсадных труб во время проведения спускоподъемных операций; • вращают бурильную колонну при «проработке» ствола скважины и во время проведения других технологических операций в скважине. Роторы классифицируются по диаметру проходного отверстия и статической нагрузке на стол ротора. ГОСТ 16293–82 предусматривает шесть классов роторов с диаметрами проходных отверстий 460, 520, 560, 700, 950, 1260 мм и допустимыми статическими нагрузками 2; 3,2; 4; 5; 6,3; 8 Мн. За рубежом для глубокого бурения применяют до семи классов роторов с диаметрами проходных отверстий от 250 до 1420 мм, рассчитанных на статическую нагрузку от 0,7 до 8 Мн. Основные эксплуатационные параметры роторов: диаметр отвер стия в столе; допускаемая статическая нагрузка; максимальная частота вращения; максимальный момент на столе. В настоящее время для комплектации буровых установок эксплуа тационного и глубокого разведочного бурения российскими предприя тиями выпускаются следующие типы роторов: 130 • • роторы производства ОАО «Уралмаш»: Р700; Р950; Р1260; роторы производства ООО «ВЗБТ»: Р460БС; Р560; Р700В. В аббревиатуре роторов первая буква Р – ротор, затем следует ди аметр проходного отверстия в столе в миллиметрах. Для идентифика ции своих роторов Р700 ООО «ВЗБТ» ввел в аббревиатуру букву В. Бу квы БС в аббревиатуре роторов ООО «ВЗБТ» означают, что этот ротор предназначен для комплектации стационарных буровых установок. Существует множество схем роторов, отличающихся расположе нием венцового зубчатого колеса, главных и вспомогательных опор, их видом, стопорным устройством и т. д. Рассмотрим наиболее распро страненное в установках для эксплуатационного и глубокого разведоч ного бурения конструктивное решение ротора с консольным располо жением конического зубчатого колеса и верхним расположением глав ной опоры, представленное на рис. 82. Рис. 82. Схема ротора: 1 – корпус; 2 – опора вспомогательная; 3 – опора основная; 4 – колесо коническое; 5 – стол; 6 – зажимы внутренней трубы; 7 – вкладыши; 8 – ограждение; 9 – стопор; 10 – вал ведущий; 11 – подшипник; 12 – цепное колесо Корпус 1 (станина) является основным элементом ротора и пред ставляет собой отливку из стали. Внутри корпуса смонтированы почти все узлы и детали, за исключением ограждения 4 (крышки) и цепной звездочки 12. Внутренняя часть корпуса 1 является также масляной ванной (уровень А) для конической пары 4 и упорнорадиальных ша рикоподшипниковых опор 2, 3 стола 5 ротора. Стол 5 ротора – это основная вращающаяся его часть, приводящая во вращение ведущую трубу при помощи разъемных вкладышей 7 и за жимов 6 и соединенную с ней спущенную в скважину бурильную ко лонну. 131 Стол 5 ротора монтируется на двух упорнорадиальных шарико подшипниковых опорах: главной 3 и вспомогательной 2. Главная опора 3 воспринимает осевые статические нагрузки от веса колонны, спу щенной в скважину, и действующие динамические нагрузки: радиаль ную – от передаваемого крутящего момента; осевые – от трения веду щей трубы о вкладыши при подаче колонны труб, а также от веса стола ротора. Вспомогательная опора 2 стола 5 служит для восприятия радиаль ных нагрузок от зубчатой передачи и от осевых ударов при бурении или подъеме колонны. Для предупреждения возможности проникновения бурового ра створа в корпус 1 и разбрызгивания из него смазки при вращении сто ла, корпус 1 и стол 5 ротора имеют кольцевые проточки, которые обра зуют лабиринтное уплотнение. Цепное колесо 12 соединяется цепной передачей со звездочкой ле бедки. В некоторых конструкциях буровых установок ведущий вал ро тора соединен с приводом карданным валом. Тогда вместо цепной звез дочки на валу ротора монтируется муфта кардека. Рис. 83. Устройство ротора производства ОАО «Уралмаш»: 1 – станина; 2 – стол; 3 – зубчатый венец; 4, 5 – подшипники; 6 – приводной вал; 7 – верхняя крышка; 8 – нижняя крышка; 9 – крышка; 10 – кольцо регулировочное; 11 – шестерня; 12 – подшипники; 13 – стакан; 14, 15 – защитные фланцы; 16 – уплотнение севанитовое; 17, 18 – втулки; 19, 20 – уплотнительное кольцо резиновое; 21 – фланец; 22 – крышка; 23 – пробка коническая; 24 – прокладки; 25, 26 – уплотнительный шнур резиновый; 28 – шпильки; 27, 29 – гайки 132 Разъемные вкладыши 7, состоящие из двух половин, закрывают проходное отверстие ротора. Во вкладыши вставляют клинья для СПО, а при бурении – квадратные зажимы 6 ведущей трубы. Если ротор ос нащен пневматическими клиньями ПКРБО, то квадратные зажимы не требуются, а их функцию выполняет специальный роликовый зажим, встроенный в ПКРБО. Для фиксирования стола ротора имеются стопорное устройство 9, утопленное относительно стола для удобства работы, с помощью кото рого можно застопорить или освободить стол ротора. Разрез по оси приводного вала современного ротора производства ОАО «Уралмаш» приведен на рис. 83. В этом роторе узел приводного вала с конической шестерней раз мещен на роликоподшипниках в быстросъемном стакане, что позволя ет легко извлекать его для осмотра и текущего ремонта. Ротор обеспе чен также простым стопорным устройством (рис. 84), размещенным в станине, которое позволяет стопорить стол в 24 положениях через каж дые 15. Для этого по внешнему периметру ротора имеются 24 паза. Рис. 84. Стопорное устройство: 1 – корпус; 2 – крепёжные болты; 3 – шпонка с выступом (стопор); 4 – ось вращения шпонки (болт); 5 – пружина; 6, 8 – элементы ручки стопора; 7 – крепёжные болты ручки Монтаж и эксплуатация роторов Надежная работа ротора во многом зависит от правильности его монтажа и эксплуатации. Обычно ротор устанавливают в специальных пазах основания вышечнолебедочного блока или на специальных подроторных балках. Горизонтальность стола следует выверять по уров ню. Центр проходного отверстия должен строго совпадать с геометри ческой осью скважины. 133 При монтаже ротора, с приводом от лебедки с помощью цепной передачи, необходимо обращать внимание на то, чтобы ведущее коле со на валу лебедки и ведомое колесо цепной передачи на ведущем валу ротора находились в одной плоскости без перекоса. Допустимо парал лельное смещение цепных колес не более 0,5 мм на 1 м длины межцен трового расстояния. При монтаже и демонтаже ротора необходимо соблюдать меры предосторожности: поднимать и перемещать ротор необходимо в гори зонтальном положении, захватывая его в трех точках за рамы корпуса, во избежание переворачивания, что может привести к травмированию рабочих. После монтажа ротора необходимо проверить наличие и качество смазки в его корпусе. Масло в картер (корпус) ротора заливают через отверстие, закрываемое пробкой. В пробку вставляют щуп, с помощью которого определяют уровень масла в корпусе. Затем следует вручную провернуть стол ротора на несколько оборотов. Стол должен провора чиваться усилием одного рабочего: если стол свободно вращается (без заеданий), то его надо проверить на холостое вращение от силового привода в течение 15–20 мин, наблюдая за плавностью работы и темпе ратурой. В первые 2–3 дня эксплуатации нового ротора необходимо осо бенно тщательно следить за температурой и уровнем смазки. Качество смазки надо проверять в течение всего времени эксплуатации ротора. Повышение температуры корпуса ротора выше 80 С недопустимо. Менять масло и промывать ротор следует в соответствии с завод ской инструкцией. Если в масляной ванне будет обнаружен буровой раствор или грязь, то корпус ротора должен быть освобожден от масла и грязи и промыт, после чего заливают свежее масло и возобновляют работу. Уход за ротором в процессе эксплуатации заключается в следую щем: • систематическая обмывка ротора снаружи и удаление раствора и грязи; • проверка состояния стопорного механизма; • осмотр вкладышей и зажимов ведущей трубы; • проверка легкости вращения стола; • крепление болтов и подтяжка гаек; • смазка цепи трансмиссии и проверка состояния ограждения; • проверка уровня и качества масла в корпусе. 134 4.3.2. Вертлюги Назначение и конструкции вертлюгов Вертлюг предназначен для подвешивания и перемещения по вер тикали свободно вращающейся бурильной колонны и ввода в нее под давлением бурового раствора и других технологических жидкостей че рез буровой рукав от неподвижного стояка. Вертлюг состоит из корпуса с подвеской, воспринимающей на грузки от веса бурильной колонны и передающей их на крюк подъем ной системы. В корпусе вертлюга монтируется опора (пята – подшип ник качения), обеспечивающая свободное вращение ствола вертлюга с подвешенной бурильной колонны, а также уплотнительное устройство высокого давления, обеспечивающее ввод бурового раствора внутрь вращающейся бурильной колонны. Вертлюги в отечественной и зарубежной практике бурения клас сифицируют по допустимой нагрузке на ствол и глубине бурения. Для всего диапазона статических нагрузок и глубин бурения, в соответ ствии с ГОСТ 17293–71, обычно применяют 8 классов вертлюгов по следующему ряду нагрузок: 0,6; 1,0; 1,6; 2,5; 3,2; 4,0; 6,3; 8,0 МН для глубин бурения 600...12 500 м. Уменьшение числа классов вертлюгов в ряду, по сравнению с чи слом классов буровых установок, объясняется тем, что в процессе буре ния вертлюг можно легко сменить и часто при бурении глубоких сква жин применяют вертлюги двухтрех классов. В начале цикла бурения применяют вертлюг, рассчитанный на меньшую нагрузку, а по достиже нии определенной глубины скважины, когда вес бурильной колонны увеличится, используют вертлюг, рассчитанный на большую нагрузку. Конструкции вертлюгов должны удовлетворять следующим требо ваниям: • нагруженные детали должны иметь прочность, исключающую воз можность разрушения или пластических деформаций при дей ствии максимальной нагрузки; • вертлюг должен безотказно работать в процессе бурения скважи ны; • уплотнения зазоров между вращающимся стволом и неподвиж ным подводом должны исключать утечки бурового раствора; • должна быть обеспечена герметичность зазоров между корпусом и вращающимся стволом вертлюга с целью предотвращения утечек масла из корпуса и загрязнения его в процессе работы, транспор тировок и хранения. 135 Основные эксплуатационные параметры вертлюгов: допускаемая статическая нагрузка; динамическая нагрузка при частоте вращения ствола 100 об/мин; максимальное число оборотов; максимальное да вление в стволе. В настоящее время российские предприятия производят вертлюги следующих типов: • вертлюги производства ОАО «Уралмаш»: УВ250МА, УВ320МА, УВ450МА; • вертлюги производства ООО «ВЗБТ»: М 10.56.00.000 (125 кН); Б1.56.00.000 (200 кН), ВВ250. Вертлюги производства ОАО «Уралмаш» имеют специальную аб бревиатуру: буква У указывает на изготовителя ОАО «Уралмаш», вторая буква В обозначает вертлюг, цифры – допускаемую статическую на грузку в тоннах, М – модернизированный, А – повышенного качества изготовления. ООО «ВЗБТ» специальную аббревиатуру применили только для вертлюга ВВ250, в которой первая буква В указывает на из готовителя ООО «ВЗБТ». На остальные вертлюги вместо аббревиатур они приводят шифр сборочного чертежа. Существует множество конструктивных решений вертлюгов, от личающихся формой и расположением опор, формой корпуса и т. д. Принципиальная схема наиболее распространенного вертлюга для глу бокого бурения скважин представлена на рис. 85. Рис. 85. Принципиальная схема вертлюга: 1 – ствол полый; 2, 8 – сальники (манжетный и самоуплотняющийся); 3, 15 – крышки корпуса (верхняя и нижняя); 4, 7 – подшипники радиальные (верхний и нижний); 5, 6 – подшипники упорные (главный и вспомогательный); 9 – напорная труба (грязевая); 10 – уплотнение быстросменное (корпус напорного сальника); 11 – сальник напорный; 12 – штроп; 13 – отвод; 14 – рукав буровой (быстроразъемное соединение); 15 – ось; 16 – корпус 136 Здесь основная вращающаяся деталь – полый ствол 1, восприни мающий вес бурильной колонны. Он смонтирован в корпусе 17 на ра диальных 4 и 7 и упорных (опорных) 5 и 6 подшипниках качения, снаб жен фланцем, передающим вес колонны через главную опору 5 на кор пус 17. Корпус подвешивают к крюку на штропе 12. Опоры ствола фик сируют его положение в корпусе, препятствуют осевым, вертикальным и радиальным перемещениям и обеспечивают устойчивое положение и легкость вращения. Вес части корпуса вертлюга с буровым рукавом, осевые толчки и удары колонны снизу вверх воспринимаются вспомогательной опорой 6. Ствол вертлюга – ведомый элемент системы. При принятом в буре нии нормальном направлении вращения бурильной колонны (по часо вой стрелке, если смотреть сверху на ротор) ствол и все детали, связан ные с ним, во избежание самоотвинчивания имеют левые резьбы. Штроп 12 крепится к корпусу 17 на осях 16, смонтированных в приливах корпуса, которые имеют форму карманов и ограничивают угол поворота штропа до 40° для установки его в положение, удобное для захвата крюком, когда вертлюг с ведущей трубой находится в шурфе. Напорный сальник 11 во время роторного бурения эксплуатирует ся в тяжелых условиях, срок его службы 50–100 часов, что во много раз меньше, чем остальных деталей вертлюга, поэтому он выполняется бы стросменным. В вертлюгах есть элементы для заливки, спуска масла и контроля его уровня, а также сапун для уравновешивания с атмосферным давле нием паров внутри корпуса, создающихся при нагреве в процессе рабо ты. Это устройство не пропускает масло при транспортировке вертлю га в горизонтальном положении. Каждый вертлюг имеет стандартную левую коническую замковую резьбу для присоединения к ведущей трубе двухтрех размеров. Корпус вертлюга выполнен обтекаемой формы для того, чтобы он не цеплялся за детали вышки при перемещениях. Вертлюги приспособлены к транспортировке любыми транспортными средствами без упаковки. Сборочный чертеж современного вертлюга УВ250МА производ ства ОАО «Уралмаш» приведен на рис. 86. 137 Рис. 86. Вертлюг УВ8250МА: 1 – переводник с левой резьбой; 2 – ствол; 3 – корпус; 4 – верхняя крышка; 5 – штроп; 6 – отвод; 7 – гайка быстросъемного уплотнения; 8 – манжетное уплотнение; 9, 14 – радиальные подшипники; 10 – стакан; 11 – вспомогательный упорный подшипник; 12 – пальцы; 13 – основной упорный подшипник; 15 – нижняя крышка Эксплуатация вертлюгов Вертлюг является весьма ответственным элементом буровой уста новки и от правильной эксплуатации во многом зависит безотказность и долговечность его работы. Перед пуском вертлюга в эксплуатацию должно быть проверено: • крепление отвода к крышке, крышки и сальника к корпусу верт люга; • состояние переводника и ствола: при обнаружении повреждений резьбы или трещин вертлюг к эксплуатации не допускается; • легкость вращения ствола, который должен вращаться от усилия, приложенного одним рабочим к ключу с плечом 1 м; • уровень и качество масла в корпусе: если уровень ниже отметки, необходимо добавить масло в соответствии с инструкцией, а низ кокачественное – заменить; 138 • состояние штропов путем внешнего осмотра, а также его вращение на пальцах и наличие смазки на пальцах. Новый вертлюг должен быть предварительно обкатан при неболь шой нагрузке в течение 1–1,5 ч. При обкатке нагрузку следует повы шать постепенно, пока оператор не убедится, что вертлюг работает ис правно. Вертлюг, который уже использовали, перед началом эксплуата ции должен быть тщательно промыт и заправлен свежим маслом. В период эксплуатации необходимо периодически проверять: • состояние масла в корпусе: если загрязнено, то его необходимо слить, промыть корпус керосином, затем чистым веретенным ма слом при температуре 80–100 С, после чего залить свежее масло; • состояние нижнего сальника: при утечке масла необходимо сменить манжеты сальника, а полость зашприцевать консистентной смазкой; • температуру корпуса вертлюга при работе (на ощупь при спуске вертлюга): нагрев свыше 70 С не допускается; • состояние напорного сальника: при пропусках бурового раствора зашприцевать сальник консистентной смазкой, а в случае непре кращающейся утечки сменить сальник; • утечки раствора через резьбовое соединение переводника со ство лом: при пропусках раствора вертлюг надо заменить; • утечки раствора через прокладку между напорной трубой и отво дом: если обнаружится течь, следует подтянуть гайки или сменить прокладку; следует проверить износ отвода: при большом износе отвод сменить; • состояние затяжки гаек и исправность всех деталей; • не реже 1 раза в год производить дефектоскопию (ультразвуковую или радиационную) грузонесущих деталей. Смазка всех элементов вертлюга, а также добавка и смена масла в ванне корпуса должна производиться в соответствии с указаниями, приведенными в карте смазки. 4.3.3. Системы верхнего привода (силовой вертлюг) Система верхнего привода (СВП) обеспечивает выполнение сле дующих технологических операций: • вращение бурильной колонны при бурении, проработке и расши рении ствола скважины; • свинчивание, докрепление бурильных труб; • проведение спускоподъемных операций с бурильными трубами, в том числе наращивание бурильной колонны свечами и однотруб ками; 139 • • проведение операций по спуску обсадных колонн; проворачивание бурильной колонны при бурении забойным дви гателем; • промывку скважин и проворачивание бурильной колонны при СПО; • расхаживание бурильных колонн и промывку скважины при лик видации аварий и осложнений. Применение СВП рационально при бурении наклоннонапра вленных, горизонтальных и разветвленных скважин, при бурении глу боких скважин, бурении в сложных горногеологических условиях. Основные эксплуатационные параметры верхнего привода: мак симально допускаемая нагрузка; максимальное давление прокачивае мой жидкости (бурового раствора); максимальный крутящий момент на стволе; диапазон регулирования частоты вращения ствола, мощ ность привода. В качестве двигателя в верхнем приводе используют электрические двигатели постоянного тока, гидравлические или ди зельные двигатели. Развитие системы верхнего привода до последнего времени было связано с производственной деятельностью зарубежных компаний, та ких как «Varco BI», «Tesco», «Bowen» и др. В настоящее время в России также разработаны и выпускаются си стемы верхнего привода для бурения глубоких скважин: • системы верхнего привода ОАО «Уралмаш» СВП320 и СВП500; • система верхнего привода ООО «ВЗБТ» ИВПГ200. Существует большое количество конструктивных решений систе мы верхнего привода, которые могут быть сведены к трем принципи альным схемам, представленным на рис. 87. Схема 1 представляет собой вертлюг со встроенным редуктором, с двумя приводными двигателями для обеспечения вращения и симме тричного распределения нагрузки. Вертлюг через подвеску передает вес от бурильной колонны на крюк талевой системы. Направляющие слу жат для восприятия реактивного момента и перемещения вертлюга вверх и вниз. Область применения – бурение глубоких скважин и про ведение текущего и капитального ремонта. Схема 2 представляет собой вертлюг с удлиненным шпинделем, на который жестко посажена шестерня редуктора. Входной вал редуктора приводится во вращение расположенным на нем двигателем. Усилие от веса колонны труб воспринимается шпинделем и передается на корпус вертлюга. При этом редуктор разгружен о восприятия осевой нагрузки. 140 Такая схема верхнего привода применяется при проведении капиталь ного ремонта скважин на установках малой грузоподъемности. Рис. 87. Схема компоновок верхнего привода: 1 – шпиндель; 2 – вращатель; 3 – направляющие; 4 – ниппель; 5 – зажимное устройство; 7 – тяга, 6 – элеватор; 8 – бурильная труба; 9 – вертлюг; 10 – редуктор; 11 – вращатель (стандартный); 12 – вертлюжная головка; 13 – патрон; 14 – трубный зажим Схема 3 представляет собой соединение стандартного вертлюга и стандартного вращателя с приводным двигателем. Здесь вращатель раз гружен от воздействия осевой нагрузки, воспринимает только соб ственный вес. Применяется в установках капитального ремонта сред ней и большой грузоподъемности. Функции, выполняемые верхним приводом при использовании схем, представленных на рис. 87, сведены в табл. 9. 141 Таблица 9 Выполняемые функции при различных компоновках верхнего привода 4.4. НасосноAциркуляционный комплекс буровой установки 4.4.1. Общие сведения Насосноциркуляционный комплекс буровых установок включает в себя наземные устройства и сооружения, обеспечивающие промывку скважин путем многократной принудительной циркуляции бурового раствора по замкнутому кругу: насос – забой скважины – насос. Много кратная замкнутая циркуляция дает значительную экономическую вы году благодаря сокращению расхода химических компонентов и других ценных материалов, входящих в состав буровых растворов. Важно так же отметить, что замкнутая циркуляция предотвращает загрязнение окружающей среды стоками бурового раствора, содержащего химиче ски агрессивные и токсичные компоненты. Насосноциркуляционный комплекс буровых установок состоит из взаимосвязанных устройств и сооружений, предназначенных для выполнения следующих основных функций: приготовления буровых растворов, очистки бурового раствора от выбуренной породы и других 142 вредных примесей, прокачивания и оперативного регулирования фи зикохимических свойств бурового раствора. В состав насосноцирку ляционного комплекса входят также всасывающие и напорные линии насосов, емкости для хранения раствора и необходимых для его приго товления материалов, желоба, отстойники, контрольноизмеритель ные приборы и др. Оборудование насосноциркуляционного комплек са монтируют отдельными блоками, которые могут комплектоваться уже на заводеизготовителе. Блочный принцип изготовления обеспе чивает компактность циркуляционной системы и упрощает ее монтаж и техническое обслуживание. Важнейшие требования, предъявляемые к насосноциркуляцион ному комплексу буровых установок, – качественное приготовление, контроль, поддержание необходимых для данных геологотехнических условий состава, физикохимических свойств и расхода бурового ра створа. При выполнении этих требований достигаются высокие скоро сти бурения и в значительной мере предотвращаются многие аварии и осложнения в скважине. Производительность установок для приготовления бурового ра створа определяется из условий, обеспечивающих своевременное по полнение запасов бурового раствора: Q = V + Vп, где Q – производительность установок для приготовления бурового ра створа, м3/ч; V – объем выбуренной породы за 1 ч, м3; Vп – потери буро вого раствора за 1 ч в результате поглощений в скважине и утечек при очистке бурового раствора от выбуренной породы, м3. Примерный объем Vр бурового раствора, необходимый для про водки скважины: Vр = Vскв + V 'п, где Vскв – наибольший объем скважины, м3; V 'п – потери бурового ра створа при проводке скважины, м3. Потери V 'п возрастают с увеличени ем объема выбуренной породы и утечек бурового раствора при его очистке, при наличии поглощений и фильтрации в горную породу. На забое и в открытом стволе скважины буровой раствор загрязня ется обломками выбуренной породы, глинистыми и твердыми частица ми. Чрезмерное содержание в нем твердых и грубых глинистых частиц приводит к снижению скоростей бурения. Установлено, что при увели чении содержания твердой фазы в растворе на 1 % показатели работы долот снижаются на 7...10 %. Вследствие абразивного действия твердых 143 частиц ускоряется износ и соответственно возрастает расход узлов и де талей насосов, вертлюгов и забойных двигателей. В результате этого увеличиваются трудовые и материальные затраты на ремонтные рабо ты, что отрицательно влияет на техникоэкономические показатели бу рения. Поэтому очистные устройства должны обеспечить тщательное удаление выбуренной породы и других загрязнений, содержащихся в буровом растворе. Опыт показывает, что для поддержания оптимально го состава бурового раствора в нем не должны содержаться частицы вы буренной породы, песка и ила размером 5 мкм и более. Пропускная способность очистных устройств должна быть не меньше наибольшей подачи насосов. Насосноциркуляционный комплекс имеет следующий состав: • желобная система; • блок очистки и дегазации бурового раствора; • система шламоудаления; • блок хранения растворов; • блок приготовления бурового раствора; • манифольд; • насосный блок. В качестве примера на рис. 88 приведен вариант структурной схе мы современного насосноциркуляционного комплекса для безамбар ного бурения. Буровой раствор из скважины поступает на первую сту пень очистки – вибросито ВС1, на котором отделяется шлам с размера ми частиц более 160 мкм, и направляется в шнековый конвейер КШ для удаления за пределы укрытия циркуляционной системы и после дующего вывоза в хранилище отходов. Очищенный буровой раствор сливается в промежуточный отсек емкости очистки ЕО. При необходи мости раствор, очищенный на вибросите, подвергают здесь дегазации вакуумным дегазатором ДГ. Раствор из промежуточного отсека емкости очистки ЕО шламовым центробежным насосом Н1 подается на вторую ступень очистки – пескоотделитель, где удаляется шлам размером бо лее 60...80 мкм. Очищенный буровой раствор сливается в емкость очистки ЕО, а шлам поступает на вибросито ВС2 с тонкой сеткой, где от него отделяются остатки бурового раствора. На вибросито ВС2 по ступает шлам размером более 30...50 мкм с третьей ступени очистки – илоотделителя ИО. С вибросита ВС2 буровой раствор сливается в ем кость очистки ЕО, шлам подается на шнековый конвейер КШ, а затем на вывоз и утилизацию. На илоотделитель ИО буровой раствор подает ся шламовым насосом Н2 из емкости очистки ЕО. Очищенный здесь 144 Рис. 88. Насосно8циркуляционный комплекс для безамбарного бурения глубоких скважин: ЕО – ёмкость очистки; ПРЕ – промежуточные ёмкости; ЕП – ёмкость приготовления бурового раствора; ЕД – ёмкость доливная; ВС1, ВС2 – вибросито; ПО – пескоотделитель; ИО – илоотделитель; ЦФ – центрифуга; ДГ – дегазатор; КШ – конвейер шнековый; УС – смесительное устройство; Н1, Н2 – насос шламовый; НВ – насос винтовой; НП1, НП2 – насос подпорный; НБ1, НБ2 – насос буровой; МФ – манифольд буровой раствор сливается в промежуточную емкость ПРЕ. На эту ем кость замкнута четвертая ступень очистки – декантаторная центрифу га ЦФ, которая производит доочистку бурового раствора, удаляя из не 145 го шлам с размером частиц более 5 мкм. Буровой раствор из промежу точной емкости ПРЕ подается на центрифугу винтовым насосом НВ, очищенный раствор сливается обратно в емкость ПРЕ, а шлам посту пает на шнековый конвейер КШ для удаления на утилизацию. Очи щенный на четырех ступенях очистки буровой раствор из емкости ПРЕ подается подпорными шламовыми насосами НП1 и НП2 на всасываю щие коллекторы буровых насосов НБ1 и НБ2, а затем через манифольд МФ в бурильную колонну. Для долива скважины при подъеме буриль ной колонны в составе насосноциркуляционного комплекса имеется емкость ЕД, которая пополняется буровым раствором со второй ступе ни очистки шламовым насосом Н2. Приготовление раствора произво дят в блоке приготовления раствора, представленном емкостью ЕП, в которой установлены лопастной перемешиватель и гидромешалки, а также гидровакуумным смесителем УС, применяемым для быстрого приготовления бурового раствора и введения химических реагентов. Рассмотрим теперь основное оборудование насосноциркуля ционного комплекса. 4.4.2. Циркуляционная система Циркуляционная система, входящая в состав насосноциркуля ционного комплекса, предназначена для очистки, дегазации, пригото вления и хранения бурового раствора. Она может быть поставлена заво домизготовителем буровой установки как комплектное изделие или комплектоваться сервисной буровой компанией из отдельных узлов и агрегатов. Основные функции циркуляционной системы: • очистка бурового раствора от выбуренной породы; • хранение запаса бурового раствора; • приготовление бурового раствора с требуемыми свойствами; • дегазация бурового раствора (при необходимости); • химическая обработка бурового раствора; • долив раствора в скважину; • удаление шлама. Циркуляционные системы классифицируются по классам буро вых установок, для которых они предназначены. Циркуляционные системы различаются также по способу компо новки на крупноблочные, блочномодульные и блочные. Основные эксплуатационные параметры циркуляционных систем: • полезный объем емкостей; 146 • • • • производительность блока очистки; минимальный размер удаляемых частиц; производительность блока приготовления; суммарная мощность вспомогательного привода. Циркуляционная система начинается с желобной системы. Желобная система состоит из сливной воронки и собственно же лоба и предназначена для подачи бурового раствора с выбуренной поро дой самотеком из скважины в блок очистки. Иногда она применяется для грубой очистки бурового раствора от крупного шлама. Сливная воронка предназначена для соединения стволовой части противовыбросового оборудования, а при его отсутствии – колонной головки или фланца, с желобом. В циркуляционных системах заводской готовности используют разъемную сливную воронку, сборочный чертеж, которой представлен на рис. 89. Рис. 89. Воронка сливная разъёмная Воронка состоит из патрубка с фланцами, разрезанного вдоль об разующей пополам. На одной половине патрубка выполнен боковой отвод. Половинки патрубка соединяют между собой с помощью полу хомутов. Имеется набор половинок с боковым отводом, расположен ным на разных расстояниях от фланцев, что дает возможность, в ком бинации с фланцевыми катушками разной длины, соединить скважину с желобом на требуемой высоте. 147 На разукомплектованных буровых установках со значительным сроком службы часто изготавливают неразъемную сливную воронку, используя выбракованные обсадные трубы. Желоб состоит из двух частей – наклонной и практически горизон тальной. Наклонная часть желоба необходима для разгона бурового ра створа, что особенно важно в зимнее время для исключения обмерза ния желоба. Суммарный уклон желоба в сторону приемных отсеков ви бросит должен находиться в пределах 1:100–1:150. Желоб может быть выполнен открытым или закрытым. Открытый желоб имеет прямо угольное или полукруглое сечение и изготовливается из дерева или ме талла. Металлический открытый желоб, чаще всего, представляет со бой половину разрезанной в продольном направлении трубы. С целью грубой очистки бурового раствора от выбуренной породы в открытом желобе могут устанавливаться небольшие перегородки или выполнять ся уступы, которые задерживают крупный шлам. Для выгрузки этого шлама в желобе предусматривают специальные лючки или клапаны. Закрытый желоб круглого сечения выполняют с быстросъемными теле скопическими вставками, которые дают возможность при необходимо сти произвести его очистку, облегчают монтаж и исключают опасные деформации желоба при колебаниях температуры. Горизонтальную часть желоба соединяют с приемными отсеками вибросит, а наклон ную – со сливной воронкой. Во избежание передачи вибрации от осно вания вибросита через желоб на сливную воронку и соединение жело ба со сливной воронкой делают гибким. Буровой раствор из желобной системы поступает в блок очистки и дегазации. Блок очистки и дегазации предназначен для очистки и дега зации бурового раствора от выбуренной породы, выгрузки шлама в транспортные средства, бункера или амбаршламонакопитель. Блоки очистки и дегазации классифицируют по количеству ис пользуемых ступеней очистки: • одноступенчатый; • двухступенчатый; • трехступенчатый; • четырехступенчатый. В ранних буровых установках функции блока очистки выполняли желобная система и амбар (отстойники бурового раствора). В настоя щее время наиболее часто применяют четырехступенчатую очистку бу рового раствора с удалением шлама в амбар или безамбарный способ бурения, при котором шлам из блока очистки выгружают в специаль 148 ные автомобили и вывозят в шламохранилище, откуда его подают на переработку или захоронение. В состав четырехступенчатого блока очистки и дегазации входит следующее оборудование: • первая ступень очистки – вибросита и дегазатор; • вторая ступень очистки – гидроциклоныпескотделители; • третья ступень очистки – батарея гидроциклоновилоотделителей; • четвертая ступень очистки – декантаторная центрифуга. При безамбарном бурении четырехступенчатый блок очистки до полняется блоками химического или физического усиления центрифуг, которые обеспечивают коагуляцию и флокуляцию коллоидных частиц твердой фазы бурового раствора. В результате такого воздействия на бу ровой раствор, центрифугой можно удалять укрупненные частицы гли ны, полностью отделяя твердую фазу бурового раствора для ее после дующей утилизации. Кроме того, в состав блока очистки при безамбар ном бурении также часто вводят осушающее вибросито для удаления остатков бурового раствора из шлама с гидроциклонов. Гидроциклоны с осушающим виброситом могут быть заменены специальным обору дованием заводской готовности – ситогидроциклонной установкой. Вибросито первой ступени очистки представляет собой механиче ское устройство с электроприводом, предназначенное для отделения шлама, размером частиц более 160 мкм, путем фильтрации раствора че рез вибрирующие сетки. Основные эксплуатационные параметры вибросит – пропускная способность, наименьший размер удаляемых частиц шлама и степень очистки. Существует два принципиально отличающихся конструктивных решения возбуждения колебаний фильтрующей сетки, которые пред ставлены на рис. 90. На рис. 90, а представлен вариант возбуждения колебаний колен чатым (эксцентриковым) валом, к мотылевым шейкам которого присо единена колеблющаяся рама с сеткой. В инерционном вибраторе (рис. 90, а) колебания рамы с сеткой возбуждает закрепленный на раме вращающийся маховик, центр тяжести которого смещен относительно оси вращения. Существует два конструктивных варианта вибросита с инерционным вибратором. В одном варианте приводной двигатель размещается на основании вибросита, а вращение на маховик переда ется клиноременной передачей, а во втором варианте двигатель (или двигатели) с маховиком, который называют моторвибратором, разме щают на колеблющейся раме. 149 Рис. 90. Принципиальные схемы вибросит: а – эксцентриковый вибратор; б – инерционный вибратор На рис. 91 приведена типовая схема вибросита с инерционным ви братором, а на рис. 92 изображено современное вибросито СВЛ1 с двумя моторвибраторами. Рис. 91. Схема вибросита: 1 – основание; 2 – приёмный отсек (приёмник); 3 – вибратор; 4 – сетка; 5 – рама вибрирующая; 6 – амортизаторы; 7 – поддон Рис. 92. Вибросито СВЛ81 150 Эксплуатационные параметры вибросит в значительной степени зависят от типа и рабочего состояния вибрирующей сетки. В настоящее время для очистки бурового раствора отечественной промышленностью изготавливают кассеты с однослойными сетками с размером ячейки 0,16×0,16; 0,2×0,2; 0,4×0,4; 0,55×0,55; 0,7×2,3; 0,9×0,9; 1×2,3; 1×5; 1,6×1,6; 2×2 и 4×4. Для очистки бурового раствора использу ются сетки с переплетениями из нержавеющих проволок четырех ти пов: квадратным, прямоугольным, диагональным и двойным голланд ским. Наиболее часто используется квадратное переплетение. Все сет ки для очистки бурового раствора изготавливают, как правило, в виде кассет с боковым обрамлением. Такая конструкция позволяет осущест влять равномерное поперечное натяжение сетки при установке ее на вибросите. Кроме того, изготавливаются кассеты с одно, двух и трех слойными сетками с ячейками квадратного сечения различного разме ра. В некоторых виброситах предыдущего поколения применялась ру лонная сетка, которую закрепляли на двух барабанах и по мере износа перепускали. Размеры ячеек ситовых кассет выбираются в зависимости от пода чи насоса и механической скорости бурения по специальным номо граммам. При эксплуатации следует контролировать состояние натяжения сеток, так как это существенный технологический фактор, влияющий на эффективность работы вибросита. Важную роль играет чистота се ток. Когда сетка забивается шламом, ее необходимо промыть струей воды. Если очистка сетки не дает существенного результата, то ее сле дует снять и очистить проволочной щеткой с обратной стороны. Во время технологических перерывов сетку рекомендуется промывать и закрывать предохранительной крышкой от случайного механического повреждения. Засорить сетку могут ангидрит, гипс, нефтепродукты, смазки и соль. В таких случаях рекомендуется промывание пресной водой, 10%м раствором уксусной или соляной кислоты. Продукты нефти уда ляют керосином или дизельным топливом. Постоянное поддержание вибросита в рабочем состоянии вызвано необходимостью эффектив ной очистки бурового раствора от шлама. На долю вибросит приходит ся большая часть очистки бурового раствора от шлама, поэтому имен но им следует уделять наибольшее внимание. Суммарная пропускная способность вибросит должна быть на 25 % больше максимальной подачи буровых насосов. Не рекомендует 151 ся применение режима эксплуатации вибросита с перегрузкой более чем на 35 % его максимальной пропускной способности, вследствие то го, что это существенно сокращает срок его службы. Вибросито устанавливается в блоке очистки и дегазации в соответ ствии со схемами обвязки с устьем скважины. Высота установки вибро сита определяется высотой вышечнолебедочного блока и требуемыми уклонами желоба от сливной воронки до приемного отсека вибросита. Для обслуживания сита вокруг него сооружают площадку и переходы к желобной системе. Дегазатор предназначен для очистки бурового раствора от газа. Попадающий из проницаемых пластов в поток циркулирующего буро вого раствора газ приводит к изменению технологических свойств бу рового раствора, что приводит к снижению эффективности процесса бурения, возникновению газонефтепроявлений, опасности взрыва или отравления ядовитыми газами. Для дегазации бурового раствора применяют вакуумные дегазато8 ры со струйным водокольцевым вакуумным насосом. Принцип дей ствия этих дегазаторов состоит в периодическом всасывании порции бурового раствора в дегазационную камеру, находящуюся под ваку умом, в которой газ отделяется и направляется в камеру смешивания водоструйного вакуумного насоса. Из камеры смешивания смесь воды и газа подается в газосепаратор, где газ отделяется и сбрасывается на утилизацию, а вода сливается в резервуар, из которого центробежным насосом снова нагнетается в водоструйный насос. В настоящее время на буровых установках эксплуатационного и глу бокого разведочного бурения используют два вакуумных дегазатора, ма ло отличающихся друг от друга ДВС III и «Каскад40» («Каскад40М»). Вакуумный дегазатор «Каскад840» представляет собой двухкамер ный аппарат циклического действия, оснащенный водокольцевым ва куумным насосом типа ВВН2 с приводом от электродвигателя, систе мой всасывающих и сливных клапанов и золотниковым устройством для его управления. Остаточное содержание газа в очищенном буровом растворе составляет не более 2 %. На рис. 93 приведена пневмогидравлическая схема дегазатора «Ка скад40». После включения центробежного насоса, вода из резервуара дегазатора под давлением две атмосферы подается на водоструйный вакуумный насос 1, который представляет собой жидкостногазовый эжектор, работающий на воде. Насос выкачивает воздух из вакуумного ресивера 2 и дегазационной камеры 5, смешивая его с потоком воды и 152 направляя в газосепаратор, откуда вода сливается обратно в резервуар, а воздух стравливается в атмосферу. Рис. 93. Пневмогидравлическая схема дегазатора «Каскад840»: 1 – вакуумный насос; 2 – ресивер; 3, 19, 20 – клапаны; 4 – клапан8разрядник; 5 – камера; 6 – разгрузочная камера; 7 – трубопровод; 8 – шибер; 9 – пластины; 10 – поддон; 11, 12 – клапаны сливные; 13 – регулятор; 14 – рычаг; 15 – золотник; 16 – мембрана; 17 – шток; 18 – пружина; 21, 22 – седла В вакуумном ресивере, со стороны струйного насоса, установлен обратный клапан 3, который исключает разгерметизацию вакуумных резервуаров при выключении подачи воды на струйный насос. После достижения требуемого разряжения открывается шибер 8 на трубопро воде 7 и в дегазационную камеру 5 поступает порция бурового раство ра, которая под вакуумом выделяет растворенный газ. Этот газ через ресивер попадает в струйный насос, где смешивается с водой. Смесь поступает в газосепаратор, в котором газ отделяется и подается на ути лизацию. Для повышения эффективности дегазации в камере 5 устано влены пластины 9, на которые разливается поступившая порция буро вого раствора. По мере залива в дегазационную камеру бурового ра створа увеличивается давление на переливной клапан, он открывается и буровой раствор переливается в разгрузочную камеру 6, которая в этот момент через клапанразрядник 4 соединена с вакуумом. При этом сливной клапан 12 закрыт. Когда буровой раствор в разгрузочной каме ре поднимется до определенного уровня, поплавковый регулятор 13 153 воздействует на золотник 15, который через клапанразрядник соеди няет разгрузочную камеру 6 с атмосферой. Переливной клапан 11 сра зу закрывается, что исключает разгерметизацию вакуумных камер, а сливной клапан 12 открывается и дегазированный буровой раствор сливается в емкость очистки. Далее цикл повторяется. Монтируется дегазатор, в сборе, в непосредственной близости от емкости очистки. Дегазатор является сложным техническим устрой ством и при его монтаже и эксплуатации должны быть соблюдены все требования заводаизготовителя. Гидроциклоны применяют во второй (пескоотделители) и третьей (илоотделители) ступенях очистки. Они имеют один принцип работы, являясь инерционногравитационными разделителями суспензий на жидкую и твердую фазы. Пескоотделители и илоотделители отличают ся геометрическими размерами, производительностью и минималь ным размером удаляемых частиц. Пескоотделитель удаляет шлам с раз мерами частиц более 60–80 мкм. Илоотделитель настроен на удаление шлама с размерами частиц более 30–50 мкм. Отношение производи тельности одного гидроциклона пескоотделителя к производительно сти одного гидроциклона илоотделителя составляет (6...8):1. На рис. 94 приведена принципиальная схема гидроциклона. Принцип действия гидроциклона за ключается в следующем. Поступивший после вибросита буровой раствор подается центро бежным шламовым насосом по тангенциаль ному патрубку 5 в цилиндрическую часть 1 гидроциклона. Под действием центробежных и гравитационных сил более тяжелые части цы шлама отбрасываются к периферии, по конусу 3 гидроциклона опускаются вниз и сливаются наружу через регулируемое отвер стие 4. Очищенный от крупных частиц ра створ собирается в центральной части гидро циклона и выходит через патрубок 2. Рис. 94. Схема гидроциклона: 1 – цилиндрическая часть; 2 – патрубок; 3 – конус; 4 – сменная насадка; 5 – тангенциальный патрубок 154 У гидроциклонов нижнее (песковое) отверстие является каналом разгрузки от шлама. Режим работы гидроциклонов регулируется изме нением размера пескового отверстия путем смены песковых насадок для сбрасывания песка или ила. Увеличение диаметра песковых нас адок снижает эффективность работы циклона и увеличивает потери ра створа со шламом. Правильно отрегулированный и настроенный гидроциклон имеет наилучшие характеристики только в том случае, если выход шлама про исходит в виде зонтика, а не в виде шнура. При правильной работе ци клона допустимы потери раствора до 5 %. Основной контролируемой характеристикой гидроциклонов является плотность выходящей внизу массы пульпы. Она должна быть на 300–420 кг/м3 выше плотности очи щенного раствора. Монтируют гидроциклоны на емкости очистки. Для сбора шлама они оборудуются приемными лотками. Шлам выгружается либо в ам бар, либо, если предусмотрено безамбарное бурение, подается на осу шающее вибросито. На рис. 95 а, б приведен внешний вид современного пескотделите ля и илоотделителя. ɚ ɛ Рис. 95. Гидроциклоны: а – пескоотделитель ГЦК8360; б – илоотделитель ИГ845М При безамбарном бурении вместо отдельно монтируемых гидро циклонов и осушающего вибросита может применяться ситогидроци клонная установка, которая является сборкой гидроциклонов и вибро сита заводской готовности. Кроме осушки шлама с гидроциклонов эта установка может применяться для извлечения утяжелителя из этого шлама. На рис. 96 приведен внешний вид такой установки. 155 Рис. 96. Ситогидроциклонная установка Основным оборудованием четвертой ступени очистки бурового раствора является декантаторная центрифуга, которая предназначена для тонкой очистки бурового раствора от шлама с размерами частиц более 5 мкм, для извлечения утяжелителя и, при использовании блоков химического или физического усиления центрифуг, для отделения жидкой фазы бурового раствора от глинистых частиц. К основным эксплуатационным параметрам центрифуг относятся максимальная производительность и минимальный размер удаляемых частиц шлама. Принципиальная схема декантаторной центрифуги приведена на рис. 97. Рис. 97. Декантаторная центрифуга 156 Основной деталью центрифуги является вращающийся в горизон тальном положении барабан, выполненный в виде сопряжения цилин дра с усеченным конусом. Внутри барабана расположен шнек, кото рый, в свою очередь, может вращаться относительно барабана с не большими зазорами относительно его внутренней поверхности. Внутри шнека имеется канал для подачи бурового раствора на барабан в райо не сопряжения его цилиндрической и конической частей. При враще нии барабана частицы шлама из бурового раствора, за счет центробеж ных сил, прижимаются к его внутренней поверхности. Скорость вра щения барабана и шнека в центрифуге поддерживается разной, а на правление вращения шнека относительно барабана таково, что винт шнека перемещает частицы шлама в коническую часть барабана, где есть отверстия для выгрузки шлама в приемный бункер. Очищенный от шлама буровой раствор, который остается на некотором удалении от внутренней поверхности барабана, декантируется (сливается через край) через сливные отверстия на торце его цилиндрической части. В декантаторных центрифугах применяются следующие способы создания относительного вращения шнека и барабана: • подтормаживание шнека относительно вращающегося от привод ного электродвигателя барабана; • раздельный привод на шнек и барабан от двух электродвигателей; • вращение шнека и барабана от одного электродвигателя через раз даточную коробку. Регулирование частоты вращения барабана и шнека может быть ступенчатым и бесступенчатым. На рис. 98 изображен общий вид декантаторной центрифуги ОАО «Компомаш» (г. Омск), которая имеет раздельный привод на шнек и барабан и бесступенчатое регулирование частоты вращения. Рис. 98. Центрифуга ОАО «Компомаш»: 1 – шнек; 2 – ротор; 3 – кожух; 4 – двигатель привода шнека; 5 – основной приводной двигатель; 6 – рама 157 В декантаторной центрифуге имеется возможность регулировать размер удаляемых частиц шлама не только частотой вращения бараба на, но и изменением положения края сливных отверстий. Для этого у сливных отверстий установлены регулировочные планки, которые можно перемещать в радиальном направлении и фиксировать в требу емом положении. При необходимости отделения жидкой фазы от глинистых частиц бурового раствора применяют блоки химического или физического уси ления центрифуг. При использовании этих блоков буровой раствор перед подачей на центрифугу подвергают коагуляции и флокуляции, что позво ляет добиться на центрифуге полного обезвоживания бурового раствора. Центрифуги монтируют обычно на промежуточной емкости блока хранения, расположенной между емкостью очистки и всасывающими линиями буровых насосов. Очищенный на центрифуге буровой ра створ сливается в эту емкость самотеком. Для подачи бурового раство ра на очистку, как правило, применяют винтовые насосы, так как эти насосы наилучшим образом сочетаются по производительности с де кантаторными центрифугами. Приготовление бурового раствора, регулирование его свойств пу тем введения различных добавок производится в блоке приготовления бурового раствора. Блок приготовления бурового раствора используют в следующих случаях: • для создания необходимого запаса бурового раствора до начала бу рения; • пополнения убыли бурового раствора в результате его поглощения в скважине; • введения в буровой раствор химических реагентов и утяжелителей. Для комплектации блока приготовления бурового раствора может применяться следующее оборудование: • лопастные мешалки; • гидромешалки; • гидровакуумные смесители; • фрезерноструйные мельницы. Имеются два различных конструктивных решения лопастных ме шалок, с горизонтальным и вертикальным расположением валов с ло пастями. Лопастные мешалки отличаются также числом валов. Чаще используют двухвальные мешалки. Наибольшее распространение по лучила двухвальная мешалка с горизонтальным расположением валов, ко торая изображена на рис. 99. 158 Рис. 99. Мешалка двухвальная горизонтальная МГ284Х Эта мешалка заводской готовности состоит из емкости овального сечения, закрепленной на раме, внутри которой вращаются навстречу друг другу два вала с лопастями. Валы выводятся через уплотнения в торцах емкости и крепятся на подшипниках качения и разъемных опо рах к раме. На концах валов со стороны привода установлена зубчатая пара, через которую вращение от ведущего вала передается на ведомый. На ведущем валу закреплен также ведомый шкив клиноременной пере дачи, на который вращение передается через клиновидные ремни от ведущего шкива на приводном асинхронном двигателе. Вся трансмис сия мешалки закрыта защитным кожухом. В дно емкости вварен слив ной патрубок, на который устанавливают пробковый или шаровый сливной кран. На загрузочном отверстии сверху емкости устанавлива ют предохранительную решетку. При эксплуатации этой мешалки сле дует контролировать состояние уплотнений валов, подшипников каче ния и качество их смазки. Монтируется двухвальная мешалка с горизонтальным расположе нием валов на одной из промежуточных емкостей блока хранения. Слив приготовленного бурового раствора в промежуточную емкость производится самотеком после открытия сливного крана. Лопастная мешалка с вертикальным расположением валов выполне на в виде прямоугольной емкости с установленными на ней лопастны ми перемешивателями бурового раствора. Обычно используют два пе ремешивателя, но их количество определяется требуемой производи тельностью мешалки. Ёмкость такой мешалки имеет сверху металличе ский настил с загрузочным люком, закрытым решеткой. Настил емко сти мешалки обычно находится на одном уровне с настилами емкости очистки и промежуточных емкостей блока хранения. Дно емкости на ходится несколько выше уровня бурового раствора в емкостях блока хранения, что позволяет сливать в них приготовленный раствор через отвод у днища, открывая сливной пробковый или шаровый кран. Ло8 159 пастные перемешиватели мешалки анало гичны тем, которые устанавливают на всех емкостях блока хранения и состоят из пово ротного зубчатого редуктора с приводным электродвигателем переменного тока и вер тикального вала с лопастями (рис. 100). При эксплуатации такой мешалки сле дует контролировать состояние смазки по воротных редукторов перемешивателя. Гидромешалки, применяемые в буре нии, используют два способа перемешива ния бурового раствора – гидромониторный Рис. 100. Перемешиватель и струйновихревой. В первом случае на ем кости, в качестве которой может быть ис лопастной ЦС383000 пользована промежуточная емкость блока ЭУК803.15 хранения, устанавливают гидравлические перемешиватели, использующие гидромониторный эффект (рис. 101). Эти перемешиватели имеют гидромониторную насадку, управляемую с помощью ручки, и устройство фиксации направления струи. Число пе ремешивателей в такой гидромешалке определяется размером исполь зуемых емкостей. Обычно перемешиватель устанавливают на каждый угол прямоугольной емкости. Над емкостью монтируют трубопровод с отводами для монтажа перемешивателей. Трубопровод обвязывают с манифольдом буровых или шламовых насосов, которые используют для создания циркуляции жидкости в мешалке. Рис. 101. Перемешиватель гидравлический 4УПГ Струйновихревая мешалка состоит из емкости со спущенными в нее самовращающимися перемешивателями ПГС струйновихревого типа, конструкция которых представлена на рис. 102. Раствор, посредством бурового или центробежного шламового на соса, подается в приемный патрубок 1 и оттуда поступает в ствол 2, вра щающийся на шарикоподшипниках замкового типа. Между приемным 160 патрубком и стволом установлены уплотне ния, предотвращающие утечку и попадание раствора в подшипники. На конце ствола при помощи накидной гайки 3 устанавлива ется конически сходящаяся насадка 4 для повышения скорости, дальности действия струи раствора, выбрасываемого из ствола. Реактивный момент от пары сил, возника ющих при истечении раствора из насадок 4, приводит во вращение крестовину, в резуль тате чего вокруг перемешивателя образуется вихрь. Совместное действие струй и вихря обеспечивает перемешивание и размывание сгустков твердой фазы по всему объему бу Рис. 102. Перемешиватель гидравлический рового раствора. самовращающийся: При эксплуатации этих перемешивате 1 – приёмный патрубок; лей особое внимание должно уделяться 2 – ствол; 3 – накидная гайка; уплотнению, защищающему шарикопод 4 – коническая насадка; 5 – крестовина; 6 – колонки шипники ствола, а также состоянию самих подшипников. У гидромешалки такой конструкции в качестве рабочей емкости может использоваться одна из промежуточных емкостей блока хране ния или специальная небольшая емкость, дно которой располагают выше уровня бурового раствора в промежуточных емкостях блока хра нения и оборудуют патрубком со сливным краном. Гидровакуумный смеситель предназначен для наработки бурового раствора из порошковых материалов, для ввода в буровой раствор по рошкообразных реагентов или утяжелителя. Смеситель состоит (рис. 103) из загрузочного бункера для подачи порошковых материалов, собственно гидровакуумного смесителя (эжектора), трубопровода с за движкой для подачи жидкости затворения в струйную насадку. Всасы вающая камера эжектора имеет отвод для подключения устройства пневмозагрузки порошка. Гидровакуумный смеситель эксплуатируется в паре с буровым или центробежным шламовым насосом. Он является струйным аппаратом, работающим за счет энергии струи жидкости за творения. Насос нагнетает жидкость затворения в сопло со сменными насадками. На выходе из сопла, в камере всасывания, высокоскорост ная струя жидкости формирует конус, за которым возникает разряже ние, и в эту область камеры всасывания втягивается порошок из бунке 161 ра или устройства пневмозагрузки. Порошок вместе с жидкостью по падает в камеру смешивания аппа рата, где формируется двухфазный турбулентный поток, обеспечиваю щий интенсивное перемешивание компонентов. Монтируют гидровакуумный смеситель на раме, размещенной на основании циркуляционной систе мы. Входную задвижку смесителя обвязывают с манифольдом буро вых насосов или с напорной линией Рис. 103. Гидровакуумный смеситель центробежного шламового насоса, а сливной патрубок – с приемной емкостью, в качестве которой может использоваться промежуточная емкость блока хранения. Если исполь зуется отдельная емкость для сбора приготовленного раствора, то рядом устанавливают горизонтальный шламовый насос для перекачки раство ра в промежуточную емкость. Для обслуживания бункера вокруг него сооружают площадку, к которой прикрепляют наклонный трап. При монтаже гидровакуумного смесителя следует помнить, что струйный аппарат при нормальной работе развивает на выходе камеры смешива ния давление значительно ниже давления на входе в сопло. Поэтому, если возникает необходимость поднимать приготовленный раствор на большую высоту, следует использовать для подачи жидкости затворения насос, развивающий высокое давление, например буровой, и устана вливать насадку с минимальным диаметром проходного отверстия. Фрезерно8струйную мельницу применяют для быстрого приготовле ния бурового раствора из комовых и порошковых материалов. В отли чие от лопастных мешалок она имеет высокую производительность и может нарабатывать раствор непрерывно, с одновременной загрузкой ее исходными компонентами. На рис. 104 приведена схема фрезерно струйной мельницы ФСМ7. Она состоит из корпуса 1, смонтированного на раме, и вращающе гося от электродвигателя ротора 3 со сменными лопастями 4, который является основным рабочим органом мельницы. В верхней части кор пус имеет загрузочный бункер 9 с двумя щелевыми насадками 8, к ко торым присоединяют трубопровод для подачи в мельницу воды или ра створа. В корпусе мельницы установлен отражательный щиток 7, слу 162 жащий для предотвращения выброса раствора в бункер. В нижней ча сти корпуса установлена сменная диспергирующая рифленая плита 2, прилегающая с небольшим зазором к ротору, которая способствует из мельчению твердых компонентов раствора. На одном уровне с ротором расположен сливной лоток 5 и решетка 6 для фильтрации готового ра створа. К боковой стенке загрузочного бункера шарнирно присоедине на предохранительная плита 10, предназначенная для предотвращения поломок ротора при попадании в мельницу камней и металлических предметов. Сближение плиты с ротором регулируется упорной штан гой 12 и втулкой 14, жестко связанных между собой предохранитель ным сменным штифтом 13. При попадании между ротором и плитой твердых предметов срезается предохранительный штифт. Плита враща ется на шарнире, отходит к задней стенке корпуса мельницы, а посто ронние предметы проваливаются в ловушку 15, закрытую снизу откид ной крышкой 16 с резиновым уплотнением. Открывается крышка за твором 11. Рис. 104. Фрезерно8струйная мельница: 1 – корпус; 2 – плита рифлёная сменная; 3 – ротор; 4 – лопасти сменные; 5 – сливной лоток; 6 – решётка; 7 – отражательный щиток; 8 – щелевые насадки; 9 – бункер; 10 – предохранительная плита; 11 – затвор; 12 – упорная штанга; 13 – предохранительный штифт; 14 – втулка; 15 – ловушка для посторонних предметов; 16 – откидная крышка Для приготовления раствора в мельницу подается вода и глина. Го товый раствор сливают в приемную емкость, в качестве которой ис пользуют или специальную емкость, или одну из промежуточных емко стей блока хранения. В случае использования специальной емкости, готовый раствор перекачивают шламовым насосом в промежуточную емкость блока хранения. 163 Для изменения параметров циркулирующего раствора он подается в приемную емкость, а из емкости насосом обратно в мельницу, в кото рую одновременно загружают химические реагенты, глину или утяже лители. Обработанный в мельнице раствор сливают в емкость, а при его доведении до необходимых параметров открывают вторую задвиж ку на выкидной линии насоса, и раствор направляется в промежуточ ную емкость блока хранения. Фрезерноструйные мельницы обычно применяют при бурении скважин в осложненных условиях при прохождении зон поглощений, где требуется приготовление или обработка большого объема раствора. На рис. 105 приведена фотография фрезерноструйной мельницы ФСМ7 со стороны ловушки для посторонних предметов. Монтируют фрезерноструйную мельницу обычно на перекрытии при емной емкости. У емкости устанавли вают центробежный шламовый насос, всасывающая линия которого обвязы Рис. 105. Фрезерно8струйная вается с емкостью, а нагнетательная – с мельница ФСМ87 мельницей и приемной емкостью блока хранения. Блок хранения растворов в составе циркуляционной системы пред ставляет собой емкости различных конструкций и назначения, кото рые обеспечивают работу остальных блоков циркуляционной системы, хранят запас технической воды и бурового раствора. В составе этого блока емкость очистки, промежуточные емкости различного назначе ния, доливная емкость, которую используют для долива скважины во время подъема бурильной колонны, водяная емкость с запасом техни ческой воды. Емкости обвязаны центробежными шламовыми насоса ми, переливными трубопроводами и различными задвижками, что по зволяет выполнять различные технологические операции в циркуля ционной системе. Емкости закрывают сверху настилом и снабжают люками для обслуживания, лестницами, донными клапанами для сли ва остатков бурового раствра или промывочной жидкости. Иногда они имеют люки в боковых стенках для ручной зачистки. Емкости снабжа ются механическими и гидравлическими перемешивающими устрой ствами (рис. 100–102), препятствующими осаждению твердой фазы из буровых растворов. 164 Монтируют емкости на металлических основаниях циркуляцион ной системы, за исключением емкости долива, которую монтируют обычно на уровне роторной площадки вышечнолебедочного блока. Монтаж емкостей производят до монтажа укрытия циркуляционной системы. Система шламоудаления предназначена для сбора шлама после очистного оборудования, его транспортирования и удаления за пределы буровой установки в процессе бурения. Система шламоудаления включа ет в себя один или несколько шнековых транспортеров с приводом и до полнительными устройствами. Привод конвейера может обеспечивать его работу с разной скоростью выгрузки в зависимости от количества по ступающего шлама. Выгрузка шлама может осуществляться в шламовый амбар, промежуточный бункер или в кузов автомобиля для вывоза в ме ста утилизации. На рис. 106 приведен вариант шнекового транспортера. Рис. 106. Транспортер шнековый для системы шламоудаления буровой установки: 1 – корпус передний; 2 – корпус задний; 3 – шнек; 4 – привод; 5 – опора промежуточная; 6 – опора концевая; 7 – крышка; 8 – окно разгрузочное Транспортер шнековый состоит из двух корпусов (переднего 1 и заднего 2), соединенных болтами, шнека 3 и привода 4. Между жело бом и стенками корпуса выполнена утеплительная полость, в которую в зимний период эксплуатации подается пар. На конце желоба имеется разгрузочное окно 8. В желобе на трех промежуточных опорах 5 установлен шнек, со стоящий из двух средних и двух концевых шнеков. Сверху транспортер закрыт крышками 7. Привод транспортера состоит из электродвигателя, ременной передачи, червячного редуктора, карданной муфты и конце вых опор 6 шнека. Вращающиеся детали привода защищены кожухами. Кроме описанных основных блоков, в состав циркуляционной си стемы входят: системы освещения, отопления, приточной и вытяжной вентиляции, приборы контроля, входящие в систему контроля параме тров бурения буровой установки, а также система трубопроводов и за порной арматуры. 165 Во всех циркуляционных системах для перекачивания бурового раствора применяются шламовые центробежные электронасосные аг регаты горизонтального или вертикального типа. Мощность привода насосов выбирается в зависимости от плотности раствора от 30 до 75 кВт. Производительность насосов не менее 150 м3/ч. В блоках приго товления раствора устанавливаются насосы с приводным электродви гателем мощностью до 90 кВт и расходом 250 м3/ч. Оборудование, ис пользуемое в циркуляционных системах для очистки и приготовления буровых растворов, относится к отрасли химического машиностроения и изготавливается на специализированных предприятиях. На рис. 107, в качестве примера, приведено изображение полно комплектной циркуляционной системы СЦ11 производства ООО «ВЗБТ» с четырехступенчатой очисткой бурового раствора. Рис. 107. Циркуляционная система СЦ811: 1 – центрифуга типа ОГШ – 1 шт.; 2 – вибросито ЛВС81М – 3 шт.; 3 – гидроциклон ГЦ8360 – 2 шт.; 4 – илоотделитель ИГ8Т845М – 1 шт.; 5 – насос 6Ш882 – 4 шт.; 6 – насос НП812,5 (не показан) – 1 шт.; 7 – система смыва сеток (не показана) – 1 шт.; 8 – шиберы поворотные с условным проходом: Ду 150, Ду 250, Ду 300 (не показаны); 9 – дегазатор «Каскад 40.02» с емкостью – 1 шт.; 10 – конвейер винтовой КВ8Т 300 – 2 шт.; 11 – перемешиватель ПБР8Т , 5–6 шт.; 12 – блок приготовления химреагентов V = 5 м3 – 1 шт.; 13 – блок обработки хим.реагентов V = 30 м3 – 1 шт.; 14 – приемная емкость V = 40 м3 – 1 шт.; 15 – накопительная емкость V = 40 м3 – 3 шт.; 16 – емкость для хранения воды V = 40 м3 – 1 шт. 166 4.4.3. Насосный блок Главным оборудованием насосного блока являются буровые насо сы, от надежной работы которых в значительной степени зависит без аварийная проводка скважины. Буровые насосы предназначены для нагнетания в скважину промы вочной жидкости с целью: очистки забоя и ствола от выбуренной поро ды (шлама) и выноса ее на дневную поверхность; охлаждения и смазки долота; создания гидромониторного эффекта при бурении струйными долотами; приведения в действие забойных гидравлических двигателей. Исходя из назначения и условий эксплуатации, к буровым насо сам предъявляют следующие основные требования: • подача насоса должна быть регулируемой в пределах, обеспечи вающих эффективную промывку скважины; • мощность насоса и количество насосов должно быть достаточным для промывки скважины и работы забойных гидравлических дви гателей; • скорость движения промывочной жидкости на выходе из насоса должна быть равномерной для устранения инерционных нагрузок и пульсаций давления, вызывающих осложнения в бурении, до полнительные энергетические затраты и усталостные разрушения; • насосы должны быть приспособлены для работы с абразиво и ма слосодержащими коррозионноактивными промывочными ра створами различной плотности; • узлы и детали, контактирующие с промывочным раствором, дол жны обладать достаточной долговечностью и быть приспособлен ными к удобной и быстрой замене при выходе из строя; • крупногабаритные узлы и детали должны быть снабжены устрой ствами для надежного захвата и перемещения при ремонте и тех ническом обслуживании; • узлы и детали приводной части должны быть защищены от промы вочного раствора и доступны для осмотра и технического обслу живания; • насосы должны быть приспособлены к транспортировке в собран ном виде на далекие и близкие расстояния и перемещению воло ком в пределах буровой; • конструкция насосов должна допускать правое и левое расположе ние приводных двигателей; • надежность и долговечность насосов должны сочетаться с их эко номичностью и безопасностью эксплуатации. 167 В отечественных буровых установках для эксплуатационного и глубокого разведочного бурения в настоящее время применяют в ос новном двух и трехпоршневые насосы с горизонтальным расположе нием цилиндропоршневых пар. Двухпоршневые насосы выполнены с двухсторонним действием поршней. В таких насосах жидкость переме щается в поршневой и штоковой полостях цилиндровой втулки. За один двойной ход поршня совершаются два цикла всасывания и нагне тания. Эти насосы имеют частоту двойных ходов поршня в минуту 35...90, длину хода – до 0,5 м. Трехпоршневые насосы (триплексы) имеют одностороннее (прямое) действие поршней, при котором жидкость на гнетается только в поршневой полости цилиндровой втулки и за один двойной ход совершается один цикл всасывания и нагнетания. Частота двойных ходов поршня в минуту у этих насосов находится в пределах 35...180, а длина хода доходит до 0,3 м. В поршневых насосах поршни и цилиндровые втулки сменные, что позволяет в определенных пределах менять их подачу. Поршневые насосы относятся к насосам объемного вытеснения. Все поршневые буровые насосы образуют семейство машин узко специализированного назначения с параметрами, ограниченными рамками требований технологии бурения нефтяных и газовых сква жин. Наиболее полно этим требованиям отвечают трехпоршневые на сосы одностороннего действия. На некоторых буровых установках иностранного производства в качестве буровых насосов используют многоплунжерные насосы, работа которых аналогична работе поршневых насосов одностороннего дей ствия. В этих насосах поршень с самоуплотняющейся манжетой заме нен на гладкий цилиндрический плунжер, который уплотняется саль ником, расположенным в цилиндровой втулке. Плунжерный насос, как и поршневой насос, относится к насосам объемного вытеснения. Попытки использования многоплунжерных насосов в качестве буро вых предпринимались и предпринимаются также отечественными про изводителями бурового оборудования, однако эти насосы имеют один существенный недостаток – высокие эксплуатационные затраты. К основным эксплуатационным параметрам буровых насосов от носятся: • мощность привода насоса; • число цилиндров или плунжеров; • номинальная частота двойных ходов поршня или плунжера; • максимальная подача; 168 • • максимально развиваемое давление; длина хода поршня. В настоящее время поршневые буровые насосы на территории России выпускают два предприятия: ОАО «Уралмаш» и ООО «ВЗБТ». ОАО «Уралмаш» производит насосы: УНБ600А (600 кВт, 2, 65 ход/мин, 54 л/сек, 25 МПа); УНБТ600 (600 кВт, 3, 160 ход/мин, 50, 9 л/сек, 35 МПа); УНБТ950 (950 кВт, 3, 125 ход/мин, 46 л/сек, 32 МПа); УНБТ1180 (1180 кВт, 3, 125 ход/мин, 46 л/сек, 32 МПа); УНБТ1500 (1500 кВт, 3, 100 ход/мин, 50, 26 л/сек, 53 МПа). ООО «ВЗБТ» выпускает насосы: НБ375 (375 кВт, 2, 90 ход/мин, 35 л/сек, 20 МПа); НБТ235 (235 кВт, 3, 50...200 ход/мин, 32 л/сек, 40 МПа); НБТ6002 (600 кВт, 3, 70...145 ход/мин, 45 л/сек, 25 МПа); НБТ950 (950 кВт, 3, 125 ход/мин, 46 л/сек, 32 МПа). Расшифровка аббревиатур поршневых насосов: НБ – насос буро вой; У – производство ОАО «Уралмаш»; Т – трехпоршневой односто роннего действия (триплекс); А – повышенного качества исполнения; 600 – мощность привода, кВт; 2 – вторая модификация. Единственный в России плунжерный буровой насос с горизонталь ным расположением трех плунжеров – СИН61 – в настоящее время производится на ООО «Синергия». Этот насос имеет технические ха рактеристики, близкие насосу НБТ600, но имеет меньший (в 6 раз) вес. На рис. 98 приведены принципиальные схемы поршневых насосов одно и двухстороннего действия и плунжерных насосов. Теоретическая подача Qтеор (в м3/сек) поршневых буровых насосов одностороннего действия и, с некоторым приближением, плунжерных насосов равна: Qтеор = kSnπD 2/240, где D – внутренний диаметр цилиндровой втулки, м; S – ход поршня или плунжера, м; n – число двойных ходов поршня в минуту; k – число поршней или плунжеров. Теоретическая подача Qтеор (в м3/сек) поршневых насосов двухсто роннего действия равна: Qтеор = kSnπD2/240 + kSnπ(D2 – d 2)/240, где D – внутренний диаметр цилиндровой втулки, м; d – диаметр што ка поршня, м; S – ход поршня или плунжера, м; n – число двойных хо дов поршня в минуту; k – число поршней. 169 Рис. 108. Принципиальные схемы буровых насосов: а – поршневой одностороннего действия; б – плунжерный; в – поршневой двустороннего действия; 1 – всасывающий коллектор; 2 – впускной клапан; 3 – клапанная коробка; 4 – выпускной клапан; 5 – напорный коллектор; 6 – поршень; 7 – плунжер; 8 – шток; 9 – крейцкопф (ползун); 10 – кривошипно8шатунный механизм Устройство поршневых буровых насосов Все буровые насосы состоят из двух основных функционально связанных составных частей – гидравлической и механической, смон тированных на общей раме. На рис. 109 показано устройство наиболее распространенного совре менного трехпоршневого насоса одностороннего действия УНБТ950А. Гидравлическая часть поршневого бурового насоса включает: • гидравлический блок (клапанная коробка) с размещенными по парно впускными и выпускными клапанами; • цилиндропоршневую группу; • блок охлаждения цилиндропоршневой группы; • пневмокомпенсатор; • предохранительный клапан. Гидравлический блок имеет два исполнения: прямоточное и Lоб разное. В прямоточном исполнении клапаны расположены друг над 170 другом, а при Lобразном – впускной клапан сдвинут вперед вдоль оси цилиндропоршневой пары. Прямоточное исполнение позволяет про ектировать насосы на более высокие давления. Например, насосы УНБТ600 и УНБТ1500 производства ОАО «Уралмаш» имеют прямо точный гидравлический блок и максимальное давление 35 и 53 МПа. В гидравлическом блоке используются самодействующие пружинные клапаны тарельчатой конструкции. Впускные и выпускные клапаны взаимозаменяемы. Устройство клапана показано на рис. 110. Рис. 109. Буровой насос УНБТ8950А: 1 – цилиндрово8поршневая группа; 2 – клапан; 3 – блок гидравлический; 4 – пневмокомпенсатор; 5 – система СОЖ; 6 – кран консольно8поворотный; 7 – корпус; 8 – трансмиссионный вал; 9 – редуктор; 10 – механизм кривошипно8ползунный; 11 – система смазки; 12 – рама Рис. 110. Устройство клапана буровых насосов ОАО «Уралмаш»: 1 – втулка; 2 – клапан; 3 – кожух; 4 – пружина; 5 – гайка; 6 – уплотнение; 7 – седло 171 Оси цилиндропоршневой пары параллельны и располагаются в горизонтальной плоскости по одну сторону от привода насоса. Устрой ство цилиндропоршневой пары представлено на рис. 101. Рис. 111. Устройство цилиндропоршневой пары насоса: 1 – втулка цилиндровая; 2 – шток поршня; 3 – кожух; 4 – гайка крепления поршня; 5 – шайба; 6 – сердечник; 7 – манжета поршня Для автоматического отключения привода насоса при превыше нии предельного давления, на выходном коллекторе насоса смонтиро ван предохранительный клапан. Существуют предохранительные кла паны мембранного, гвоздевого и пружинного типов. Клапаны со среза емой мембраной или гвоздем являются нерегулируемыми. Более совер шенным является клапан пружинного типа с регулировочным устрой ством, которым оснащают современные буровые насосы производства ОАО «Уралмаш». Устройство предохранительного клапана такой кон струкции изображено на рис. 112. Рис. 112. Устройство предохранительного клапана: 1 – отвод; 2 – поршень; 3 – корпус; 4 – шток; 5 – механизм установки предельного давления; 6 – пружина; 7 – кривошип; 8 – винт упорный; 9 – винт регулировочный; 10 – рычаг принудительный; 11 – патрубок входной; 12 – фланец накидной; 13 – втулка 172 Механическая часть бурового насоса включает: редуктор, корпус с узлами системы смазки, блок распределения, кривошипноползунный механизм, трансмиссионный вал и приводной шкив. Кривошипно ползунный механизм имеет в своем составе эксцентриковый (криво шипный) вал, на мотылевых шейках которого (расположены через 120° вокруг оси вращения), закреплены на подшипниках качения шатуны. Шатуны передают поступательное движение на ползуны (крейцкоп фы). К ползунам жестко крепятся надставки штоков. Трансмиссион ный вал передает вращение на эксцентриковый вал посредством зубча той шевронной передачи. Консольноповоротный кран, установлен ный на корпусе насоса, служит для механизации ремонтных работ. Принцип работы насоса поясняется гидрокинематической прин ципиальной схемой, представленной на рис. 113. Рис. 113. Принципиальная схема бурового насоса УНБТ8950: 1, 18, 19 – пневмокомпенсатор; 2 – гидравлический блок; 3 – входной коллектор; 4, 10, 16 – цилиндр; 5, 9, 14 – поршень; 6, 11, 15 – всасывающий клапан; 8 – предохранительный клапан; 13 – входной коллектор; 20 – блок охлаждения ЦПГ; 21 – шкив; 22, 27, 28 – шатунный М29 – трансмиссионный вал; механизм; 23 – зубчатая пара; 24 – станина; 25 – кривошипный вал; 26 – кривошип; 29 – трансмиссионный вал; 30 – манометр; 31 – шестеренчатый насос 173 Трансмиссионный вал 29 через приводной шкив 21 получает вра щение от привода и через зубчатую пару 23 передает крутящий момент кривошипному валу 25. Шатунными механизмами 22, 27 и 28 враща тельное движение эксцентрикового вала преобразуется в возвратнопо ступательное движение ползунов и поршней 5, 9 и 14 гидроблока 2. Поршни, перемещаясь в цилиндрах 4, 10 и 16, совершают поочередно всасывание и нагнетание бурового раствора. При такте всасывания входные клапаны 6, 11 и 15 открыты, а выходные клапаны 7, 12 и 17 закрыты. При такте нагнетания выходные клапаны открыты, а входные закрыты. Потоки раствора из цилиндров суммируются в напорном коллекторе 13. Для сглаживания пульсаций бурового раствора на насо се установлены пневмокомпенсаторы, на входном коллекторе 1, 19 и на выходном 18. Подача смазки на поверхности трения производится принудитель но от шестеренчатого насоса 31, а зубчатая передача и шатунные под шипники смазываются окунанием. Кроме этого, опорные подшипни ки кривошипноползунного механизма и трансмиссионного вала име ют дублирующую систему смазки, осуществляемую самотеком из нако пительных лотков. Шестеренчатый насос с приводом от зубчатого ко леса 23 расположен в картере. Распределение смазки по точкам произ водится гидроаппаратурой блока распределения, там же располагаются контрольноизмерительные приборы 30. С включением в работу буро вого насоса автоматически включается система смазки и блок охлажде ния 20 цилиндропоршневых групп. При превышении предельного давления срабатывает предохрани тельный клапан 8 и давление снижается до безопасного уровня, одно временно происходит отключение привода насоса. Блок охлаждения цилиндропоршневых групп обеспечивает им пульсную подачу смазочноохлаждающей жидкости в зону трения пары втулка – поршень через кожух 3 штока (рис. 111) для отвода тепла, уме ньшения коэффициента трения скольжения, очистки зеркала скольже ния втулки от абразивных частиц, содержащихся в буровом растворе, и образования гидрозатвора, предотвращающего попадание воздуха в цилиндры. Буровые насосы УНБ600, УНБТ950, УНБТ1180, НБТ235, НБ375, НБТ600 и НБТ950 могут работать в режиме самовсасывания, а также принудительного подпора на входе. Однако работа насоса в ре жиме самовсасывания может быть обеспечена только при достаточном кавитационном запасе, то есть потери давления на всасывающих ли 174 ниях насосов не должны приводить к разрежению в приемном коллек торе, вызывающему образование в буровом растворе газовых пузырей. Для обеспечения устойчивой бескавитационной работы насоса необхо димо в каждом конкретном случае установки насосов производить ги дравлический расчет входного трубопровода. При недостаточном кави тационном запасе возникают явно выраженные гидравлические удары в цилиндрах, которые исключают безаварийную работу насосов. Для работы насоса в режиме самовсасывания при его монтаже необходимо также обеспечить возможно более низкое положение вса сывающих клапанов относительно уровня бурового раствора в емко стях, так как в этом случае можно получить коэффициент подачи насо сов (отношение реальной подачи к теоретической), близкий к 1. Буровые насосы УНБТ600 и УНБТ1500 рассчитаны на работу только в режиме принудительного подпора на входе. Режим работы бу рового насоса с принудительным подпором на входе осуществляется с созданием давления на входе не менее 0,2 МПа, при помощи центро бежных (подпорных) насосов. Для обеспечения устойчивой работы подпорных насосов их следует монтировать ниже уровня бурового ра створа в емкостях. Внешний вид буровых насосов (поршневого и плун жерного) приведен на рис. 114, 115. Рис. 114. Трехпоршневой буровой насос УНБТ8950А 175 Рис. 115. Буровой насосный агрегат (насос + приводной электродвигатель постоянного тока) с трёхплужерным насосом СИН86 Напорная линия буровых насосов или манифольд предназначена для транспортирования бурового раствора от насоса до вертлюга. Имеет в своем составе напорные трубопроводы, задвижки и контрольные мано метры. На рис. 116 изображен манифольд современных установок ку стового бурения. Рис. 116. Манифольд установок кустового бурения: 1 – пол буровой; 2 – нагнетательный трубопровод; 3 – буровой насос; 4 – емкости ЦС; 5 – скважина 176 Напорный трубопровод состоит из горизонтальной части, стояка, который смонтирован внутри мачты мачтовой вышки или вдоль пане ли башенной вышки, и гибкого напорного бурового рукава, соединяе мого с отводом вертлюга. При монтаже манифольда используют трубы заводского изготовления или отработанные бурильные трубы. Соеди нение труб выполняют на сварке, с уплотнением на фланцах или на бы строразъемных соединениях. На некоторых буровых установках в ма нифольд устанавливают специальные линейные телескопические и угловые шаровые компенсаторы, которые обеспечивают температур ные и монтажные компенсации размеров. Если такие компенсаторы не используются, то необходимо при монтаже обеспечить возможность свободного перемещения трубопроводов при колебаниях их температу ры. На стояке, на уровне глаз, установлен манометр, который соединен со стояком через поршневой средоразделитель. Для измерения расхода бурового раствора и давления в манифольде монтируют также датчики компьютеризированных систем контроля технологических параме тров. Буровые гибкие рукава предназначены для подвода от стояка к вертлюгу промывочной жидкости. В буровых установках для бурения глубоких скважин применяют оплеточные буровые рукава (рис. 117) внутренним диаметром от 38 до 76 мм, рассчитанные на динамическое давление до 40 МПа. Буровые рукава этого типа изготовляют из нес кольких слоев резины, спиральной оплетки из стальной проволоки, тросов, корда и металлической оплетки. Рис. 117. Буровой рукав с фланцем: 1 – фланец; 2 – труба; 3 – втулка; 4 – резина; 5 – бреккер; 6 – оплетка спиральная из стальной проволоки; 7 – корд; 8 – металлическая плетенка 177 При монтаже буровой рукав страхуется тросом от падения, на слу чай порыва или разъединения. На выходе насосов установлены отсекающие ручные задвижки или, на некоторых новейших буровых установках, запорнораспреде лительное устройство. Запорнораспеделительное устройство предста вляет собой клапанный распределитель, который позволяет произво дить оперативное включение в работу одного или двух буровых насосов и их отключение. В запорнораспределительном устройстве использу ется клапанная группа с бурового насоса. Ручные задвижки установле ны также на стояке и горизонтальном участке манифольда. Могут быть смонтированы отводы и дополнительные задвижки в соответствии со схемой обвязки буровых насосов, блоков приготовления и хранения растворов. В манифольде наиболее часто применяют так называемые бугельные задвижки. От запорнораспределительного устройства или отсекающих задвижек сделаны отводы на предохранительный клапан и пневмоуправляемую пусковую задвижку, называемую дроссельноза порным устройством (ДЗУ), которую используют для пуска буровых насосов и плавного увеличения подачи промывочной жидкости в сква жину. Разрез ДЗУ показан на рис. 118. Манифольд имеет также приспособление для продувки воздухом. После монтажа он подвергается опрессовке буровыми насосами на да вление в 1,5 раза больше максимального рабочего. По результатам ис пытаний составляется акт. Всасывающие линии буровых насо8 сов выполнены, как правило, из сталь ных труб обыкновенного качества ди аметром 350–400 мм или выбракован ных обсадных труб соответствующего диаметра. Диаметр труб соответствует или больше диаметра приемного кол лектора буровых насосов. На всасы вающих линиях устанавливают пово ротные шиберные задвижки. Рис. 118. Дроссельно8запорное устройство: 1 – штуцер для подвода сжатого воздуха; 2 – пневматический цилиндр с поршнем; 3 – выкид для раствора; 4 – шаровой клапан 178 4.5. Противовыбросовый комплекс буровой установки В любой скважине возможен выброс, по этой причине на устье сква жины обязательно устанавливают противовыбросовое оборудование. Выброс из скважины можно определить как неконтролируемый приток на дневную поверхность находящегося под давлением пласто вого флюида. Выбросы не происходят неожиданно, а развиваются по степенно, когда гидростатическое давление бурового раствора падает ниже давления пластовых жидкостей. Пластовая жидкость поступает в ствол скважины, и начинается проявление. Если последнее не было за фиксировано, не были приняты меры по его ликвидации и скважина «заработала» с неконтролируемой интенсивностью, то такой процесс приводит к выбросу, а затем и к открытому фонтану. Для предотвращения развития проявления в выброс и открытый фонтан на буровой установке монтируется комплекс специального обору дования для предотвращения выбросов. Такой комплекс называют проти вовыбросовым. Этот комплекс состоит из устьевого герметизирующего оборудования, его обвязки и системы управления. Обычно все оборудова ние этого комплекса называют противовыбросовым (ПВО). В более узком смысле противовыбросовым оборудованием называют комплект устьево го герметизирующего оборудования. Выбор противовыбросового обору дования осуществляется в зависимости от конкретных горногеологиче ских условий для выполнения следующих технологический операций: • герметизации устья скважины при спущенных бурильных трубах и без них; • вымыва флюида из скважины по принятой технологии; • подвески колонны бурильных труб на плашках нижнего превенто ра после его закрытия; • срезания бурильной колонны; • контроля за состоянием скважины во время глушения; • расхаживания бурильной колонны для предотвращения ее прихвата; • спуска и подъема части или всей бурильной колонны при герме тично закрытом устье. 4.5.1. Состав и основные требования к монтажу противовыбросового оборудования Существует большое разнообразие конструкций скважин и усло вий бурения, поэтому для обеспечения надежности охраны окружаю щей среды и недр Земли схемы противовыбросового оборудования устья скважин стандартизованы. 179 ГОСТ 13862–90 предусматривает десять типовых схем обвязки ус тья скважин противовыбросовым оборудованием, из которых две пер вых схемы относятся к подземному ремонту скважин на суше. В зависимости от ожидаемого дебита, пластового давления в сква жине, содержания сероводорода в пластовом флюиде при бурении на суше правилами безопасности в нефтяной и газовой промышленности рекомендуются следующие четыре типовые схемы противовыбросово го оборудования: • схема 3 – с плашечным и универсальным превенторами, двумя ли ниями манифольда и одной крестовиной, с ручным управлением дросселями (рис. 119); • схема 5 – трехпревенторная (один превентор универсальный) с двумя линиями манифольда и одной крестовиной, с ручным управлением дросселями (рис. 120); • схема 6 – трехпревенторная (один превентор универсальный) с двумя линиями манифольда, одной крестовиной и комбинирован ной системой управления дросселями – ручной и гидравлической (рис. 121); Рис. 119. Третья схема противовыбросового оборудования: 1 – плашечный превентор; 2 – задвижка с гидравлическим управлением; 3 – устьевая крестовина; 4 – манометр с запорным и разрядным устройствами; 5 – дроссель, регулируемый с ручным управлением; 6 – гаситель потока; 7 – блок дросселирования; 8 – линия дросселирования; 9 – колонная головка; 10 – линия глушения; 11 – линия на насосный агрегат или прямой сброс; 12 – вспомогательный пульт гидроуправления; 13 – станция гидропровода; 14 – кольцевой превентор; 15 – линия к сепаратору; 16 – линия на буровые насосы; 17 – обратный клапан; 18 – блок глушения; 19 – задвижка с ручным управлением 180 • схема 10 – четырехпревенторная (рис. 122 – один превентор уни версальный, три плашечных превентора, в том числе один пла шечный со срезающими плашками) с двумя крестовинами, че тырьмя линиями манифольда и комбинированной системой упра вления тремя дросселями. Рис. 120. Пятая схема противовыбросового оборудования: 1 – вспомогательный пульт; 2 – станция гидропривода; 3 – кольцевой превентор; 4 – плашечный превентор; 5 – манометр с запорным и разрядным устройствами и разделите8 лем сред; 6 – дроссель регулируемый с ручным управлением; 7 – задвижка с ручным упра8 влением; 8 – гаситель потока; 9 – сепаратор; 10 – задвижка с гидравлическим управле8 нием; 11 – устьевая крестовина; 12 – обратный клапан Третью схему рекомендуется применять при вскрытии нефте и водонасыщенных пластов с аномально низким пластовым давлением. Пятую схему применяют при вскрытии нефтяных и водяных пла стов с нормальным давлением. Эта схема, в соответствии с геологиче скими условиями, является основной при бурении скважин на терри тории Западной Сибири. Шестую схему используют при вскрытии газовых, нефтяных и во дяных пластов с аномально высоким давлением при ожидаемом избы точном давлении на устье скважины ниже 35 МПа и объемном содер жании сероводорода до 6 %. Десятая схема должна быть использована в следующих случаях: • при вскрытии пластов с аномально высоким давлением и объем ным содержанием сероводорода более 6 %, а также с наличием се роводорода до 6 % и избыточным давлением на устье более 35 МПа; 181 Рис. 121. Шестая схема противовыбросового оборудования: 1 – плашечный превентор; 2 – задвижка с гидравлическим управлением; 3 – устьевая крестовина; 4 – манометр с запорным и разрядным устройствами и разделителем сред; 5 – кольцевой превентор; 6 – дроссель регулируемый с ручным управлением; 7 – задвижка с ручным управлением; 8 – гаситель потока; 9 – вспомогательный пульт; 10 – станция гидропривода; 11 – обратный клапан; 12 – регулируемый дроссель с гидравлическим управлением; 13 – пульт управления гидроприводным дросселем Рис. 122. Десятая схема противовыбросового оборудования: 1 – плашечный превентор; 2 – задвижка с гидравлическим управлением; 3 – устьевая крестовина; 4 – манометр с запорным и разрядным устройствами и разделителем сред; 5 – кольцевой превентор; 6 – дроссель регулируемый с ручным управлением; 7 – задвижка с ручным управлением; 8, 14 – гаситель потока; 9 – вспомогательный пульт; 10 – станция гидропривода; 11 – обратный клапан; 12 – регулируемый дроссель с гидравлическим управлением; 13 – пульт управления гидроприводным дросселем 182 • при использовании технологии спуска и подъема труб при избы точном давлении на загерметизированном устье. Кроме того, десятую схему ПВО правила безопасности предписы вают использовать при бурении всех морских скважин. ПВО может не использоваться, когда вскрываемый скважиной разрез изучен и не имеет коллекторов. Краткая техническая характери стика противовыбросового оборудования, поставляемого заводами России, приведена в табл. 10. Таблица 10 Основные параметры ПВО Условное обозначение противовыбросового оборудования, по ГОСТ 13862–90, состоит из слова «оборудование», шифра, построен ного по приведенной ниже схеме, и наименования нормативнотехни ческого документа на поставку или стандарта: • номер схемы, следующий за сокращением ОП; • условный диаметр прохода ОП, мм; • условный диаметр прохода манифольда, мм; • рабочее давление, МПа; • тип исполнения изделия по коррозионной стойкости – в зависи мости от скважинной среды; 183 • обозначение модификации, модернизации (при необходимости). Пример условного обозначения ОП по схеме 6 на рабочее давле ние 35 МПа с условным диаметром прохода превенторного блока 280 мм и манифольдом с условным диаметром прохода 80 мм: оборудо вание ОП6280/80х35 ГОСТ 13862–90. То же для ОП по схеме 10 на ра бочее давление 70 МПа с условным диаметром прохода превенторного блока 280 мм, превентором с перерезывающими плашками и мани фольдом с условным диаметром прохода 80 мм: оборудование ОП10с280/80х70 ГОСТ 13862–90. Устьевая или стволовая часть ПВО устанавливается на кондуктор и промежуточную колонну, при бурении ниже которых возможны газонеф теводопроявления, а также на эксплуатационную колонну при проведе нии в ней работ со вскрытым пластом. Оно может герметизировать сква жину как при наличии в ней бурильных труб, так и при их отсутствии. Устьевое противовыбросовое оборудование состоит из следующих основных узлов: колонного фланца или колонной головки; крестови ны; превенторов; надпревенторной катушки; станции гидроуправле ния превенторами и задвижками, состоящей из основного и вспомога тельного пультов и ручных приводов. На проявляющую скважину воздействуют через манифольд – обвяз ку устьевого ПВО. Манифольд в составе ПВО предназначен для органи зации циркуляции бурового раствора с регулируемым противодавлени ем на пласт при вымыве поступившего в скважину пластового флюида во время глушения скважины утяжеленным буровым раствором, для глушения скважины созданием давления в ней с помощью насосных аг регатов и сброса поступившего пластового флюида на утилизацию. Манифольд состоит из коренных задвижек с ручным или ручным и гидравлическим управлением, линий дросселирования и глушения, которые соединяются со стволовой частью оборудования для гермети зации устья скважины, и представляет собой систему трубопроводов и арматуры (задвижки и регулируемые дроссели с ручным и гидравличе ским управлением, манометры и др.). При необходимости в состав ма нифольда может включаться сепаратор высокого давления и траппно факельная установка. Линия глушения соединяется с буровыми насосами и служит для за качки в скважину утяжеленного раствора по межтрубному простран ству. При необходимости линия глушения используется для слива гази рованного бурового раствора в камерудегазатор циркуляционной си стемы буровой установки. 184 Линия дросселирования служит для слива бурового раствора и отбора флюидов из скважины с противодавлением на пласт, а также для закачки в скважину жидкости с помощью цементировочных агрегатов. В схеме на рис. 122, применяемой при бурении скважин с повышенной опасностью нефтегазопроявлений, верхняя линия дросселирования служит резервной. Сепаратор высокого давления предназначен для отделения газа и нефти от бурового раствора при вымыве пластового флюида. Траппно8факельная установка предназначена для сбора и утилиза ции через сжигание горючего пластового флюида, поступившего в скважину при проявлении. Оперативное дистанционное гидравлическое управление устьевым герметизирующим оборудованием, а также элементами манифольда предназначено для управления герметизацией скважины и созданием противодавления на пласт. Оно состоит из труб и узлов обвязки и двух пультов гидроуправления. После монтажа манифольда установку обвя зывают трубами и узлами системы гидравлического управления, а так же монтируют основные и вспомогательные пульты гидроуправления. Основной пульт управления располагается на расстоянии не менее 10 м от устья скважины в удобном и безопасном месте. Вспомогатель ный пульт монтируют непосредственно возле пульта бурильщика. Он включается в режим оперативной готовности перед вскрытием продук тивных или газонефтеводопроявляющих пластов. Штурвалы для ручной фиксации плашек превенторов устанавливают ся в легкодоступном месте. Карданные валы плашечных превенторов ори ентируют при установке в направлении места установки ручного привода. К противовыбросовому оборудованию относятся также элементы компоновки бурильной колонны, исключающие поступление пласто вого флюида при проявлении через бурильную колонну, – обратные клапаны и шаровые краны, устанавливаемые перед вскрытием продук тивного пласта. По требованиям правил безопасности в нефтяной и га зовой промышленности при вскрытии нефтяных и газовых пластов с нормальным давлением на буровой должно быть 2 крана – один рабо чий, устанавливаемый между ведущей трубой и предохранительным переводником, другой – резервный. В случае вскрытия нефтегазовых пластов с АВПД, содержащих сероводород, на буровой должно быть 3 шаровых крана: два – рабочих и один – резервный. Один кран уста навливают между вертлюгом и ведущей трубой, а другой – между веду щей трубой и предохранительным переводником. Помимо шаровых кранов на буровой необходимо иметь два обратных клапана. Первый клапан является рабочим, второй – резервным. 185 4.5.2. Устьевая часть противовыбросового оборудования В состав устьевой части противовыбросового оборудования, кото рую устанавливают на колонную головку или колонный фланец кон дуктора (промежуточной колоны), входит следующее оборудование: • нижняя фланцевая катушка (при необходимости); • крестовина (одна или две, в зависимости от использованной схемы ПВО); • превенторы (плашечные и универсальный), количество которых определяется выбранной схемой ПВО; • межпревенторная фланцевая катушка (при необходимости); • верхняя фланцевая катушка (при необходимости). Над устьевой частью ПВО монтируют сливную воронку, которую обвязывают с желобом циркуляционной системы. Технические и эксплуатационные параметры превенторов и пре венторных установок, которые производятся на территории России, приведены в табл. 11. Сюда входят: плашечные превенторы ППГ, сдво енные плашечные превенторы ППГ2; универсальные кольцевые пре венторы ПУГ, ПУ, ПК; универсальные сферические превенторы ПУС, ВУГП; вращающиеся превенторы кольцевые ПВ и сферические ВУГП, ПВУ, а также превенторные установки ОП5. 180 35 70 ППГ230х35 230 35 50 ППГ230х70 230 70 105 ППГ280х35 280 35 70 ППГ280х70 280 70 105 186 высота ППГ180х35 42, 48, 60; 63; 73; 89; 102; 114; 127 60; 63,5; 73; 89; 102, 114 73; 89; 102; 114; 127; 146; 168 73; 89; 102; 114; 127; 146 102; 114; 127; 146; 168;178; 194 102; 114; 127; 146; 168;178 ширина 21 42 Габаритные размеры, мм длина 180 Плашки сменные под трубы, мм, диаметром пробное ППГ180х21 рабочее Диаметр проходного отверстия, мм ППГ Давле ние, МПа Шифр превентора Тип превентора Таблица 11 Технические и эксплуатационные параметры превенторов и превенторных установок для бурения скважин, выпускаемых в России – – 355 – – 385 2700 – 540 2700 – 550 3100 3100 560 – 580 35 70 ППГ350х70 350 70 105 ППГ425х21 425 21 42 ППГ425х35 425 35 70 ППГ ПУГ ПУГ156х21 ПУГ180х21 21 35 21 35 21 35 70 21 35 70 105 21 35 70 105 21 35 21 21 230 230 230 350 42 70 42 70 42 70 105 42 70 105 157 42 70 105 157 42 70 42 42 35 70 105 35 156 180 21 42 21 42 высота 350 114; 127; 146; 168; 178; 194; 197; 203; 219; 245; 273 114; 127; 146; 168; 178; 194; 197; 203; 219; 245 114; 127; 146; 168; 178; 194; 197; 203; 219; 245; 273, 299 114; 127; 146; 168; 178; 194; 197; 203; 219; 245; 273 42, 48, 60, 73, 89, 102, 114 ширина пробное ППГ350х35 ППГ2180x21 ППГ2180х35 ППГ2180х70 ППГ2180х105 ППГ2230х21 ППГ2230х35 ППГ2230х70 ППГ2280х21 ППГ2280х35 ППГ2 ППГ2280х70 ППГ2280х105 ППГ2350х21 ППГ2350х35 ППГ2350х70 ППГ2350х105 ППГ2425х21 ППГ2425х35 ППГ2476х21 ППГ2540х21 ПУ1230х35 ПУ1230х7 ПУ1 ПУ1230х105 ПУ1350х35 Плашки сменные под трубы, мм, диаметром Габаритные размеры, мм длина Давле ние, МПа рабочее Диаметр проходного отверстия, мм Шифр превентора Тип превентора Продолжение табл. 11 3200 – 600 3200 – 640 3600 – 580 3600 – 600 2068 669 540 48, 60, 73, 89,102,114, 2204 732 600 127, 140, 146, 168 64 105 155 64 73, 89, 102, 114, 127, 140, 146, 168, 178, 194, 219, 245 – – – 114, 127, 140, 146, 168, 178, 194, 219, 245, 273 – – – 140, 146, 168, 178, 194, 219 – – – 168, 178, ..., 377 – – – 178, 194,...,426 0; 33; 60; 63,5; 73; 89; 950 – 1110 114; 127; 141; 146; 168; 1330 – 1482 178; 194 197; 203; 219; 1550 – 1520 245; 273 1330 – 1480 0; 60; 63,5; 73; 89; 114; – – – 127 0; 60; 63,5; 73; 89; – – – 114; 127; 141; 146 187 ПК180х35 ПК230х35 ПК230х35/70 ПК280х35 ПК ПК280х70 ПК350х35 ПК350х35/70 ПК425х21 ПК425х35 ПУС230х35 ПУС ПУС350х35 ПВ ПВ280х14 ПВУ180х35 ПВУ230х35 ВУГП140х14 ВУГП140х21 ВУГП140х35 ВУГП156х14 ВУГП156х21 ВУГП156х35 ВУГП180х21 ВУГП ВУГП180х35 ВУГП230х21 ВУГП230х35 ВУГП280х21 ВУГП280х35 ВУГП350х21 ВУГП350х35 ОП5180/80х35 ОП5230/80х35 ПВУ ОП5230/80х70 ОП5 ОП5280/80х35 ОП5280/80х70 ОП5350/80х35 ОП5350/80х70 ОП5425/80х21 ОП5425/80х35 180 35 70 0...146 230 35 70 0...194 230 35/70 105 0...194 280 35 70 0...245 280 70 105 0...245 350 35 70 0...324 350 35/70 105 0...324 425 21 42 0...407 425 35 70 0...407 230 35 70 0...194 350 35 70 0...324 114; 127; квадрат 112, 14 280 21 Вращ. 7 140; шестиг. 108, 133,4 180 35 70 70 0...176 0...226 230 35 140 14 28 0...137 140 21 42 140 35 70 156 14 28 0...152 156 21 42 156 35 70 180 21 42 0...176 180 35 70 230 21 42 0...226 230 35 70 280 21 42 0...276 280 35 70 350 21 42 0...346 350 35 70 180 35 52,5 42, 48, 60, 73, 89, 102, 114 230 35 52,5 73; 89; 102; 114; 127; 146; 168 230 70 105 102; 114; 127; 146; 168;178; 194 280 35 52,5 114; 127; 146; 168 280 70 105 178; 194; 197; 203 350 35 52,5 219; 245; 273 350 70 105 114; 127; 146; 168 425 21 42 178; 194; 197; 203 425 35 52,5 219; 245; 273, 299 188 – – – – – – – – – 1060 1170 – – – – – – – – – – – – – – – – – 2000 2762 высота ширина Плашки сменные под трубы, мм, диаметром Габаритные размеры, мм длина пробное Давление, МПа рабочее Диаметр проходного отверстия, мм Шифр превентора Тип превен тора Окончание табл. 11 – – – – – – – – – – – – – – – – – – – 935 – 1105 – – – – – – – – – – – – – – – – – – – – – – – – – – – – – – – – – – – 2425 – 2525 2607 – 3242 3700 3044 3112 3200 3524 3600 – – – – – – 2910 3298 3131 3790 3185 3480 Превенторы и превенторные сборки, в исполнении для холодно го климата, обогреваются в зимнее время с помощью пара или встроен ной системой электрического обогрева. При необходимости превенто ры производят в коррозионностойком исполнении. Кроме перечи сленных в табл. 10 превенторов и превенторных установок российско го производства, буровые компании используют также ПВО, произве денное в Украине, Азербайджане и дальнем зарубежье. 4.5.2.1. Устройство и принцип действия плашечного превентора Плашечные превенторы предназначены для герметизации устья скважины с целью предупреждения выброса или открытого фонтани рования, как при наличии бурильной или обсадной колонны в скважи не, так и без нее. Превенторы выпускаются со сменными трубными плашками под бурильные и обсадные трубы условным диаметром от 73 до 426 мм и глухими плашками для полного закрытия скважины при отсутствии в ней колонны. Для бурения на суше применяют однокор пусные одинарные и сдвоенные плашечные превенторы с двойной си стемой перемещения плашек: гидравлической и механической. Один из вариантов исполнения одинарного превентора типа ППГ (рис. 123) состоит из корпуса 1, внутри которого перемещаются плашки, и крыш ки 4 с гидроцилиндрами 5. Корпус 1 представляет собой стальную от ливку коробчатого сечения, имеющую проходное вертикальное отвер стие и сквозную горизонтальную прямоугольную полость, в которой размещаются плашки. Перекрывающие устье скважины плашки ком плектуются под определенный размер трубы. При отсутствии в скважи не бурильных труб устье перекрывается глухими плашками. Трубные плашки предназначены для перекрытия пространства во круг бурильных труб, НКТ и обсадных труб определенного размера. Плашки превентора состоят из корпуса 13, сменных вкладышей 12 и резинового уплотнения 11. Плашку в собранном виде насаживают на Гобразный выступ штока 7 и вставляют в корпус превентора. Полость корпуса с обеих сторон закрывается откидными крышками гидроци линдров 4, шарнирноподвешенными на корпусе. Крышка к корпусу крепится шпильками и гайками 2, 3. Такая конструкция крышек позво ляет удобно и быстро заменять плашки, не демонтируя превентор с ус тья, даже при наличии колонны в скважине. Специальные треугольные выступы на вкладышах плашек обеспе чивают принудительное центрирование труб при закрытом превенторе. Каждая плашка перемещается поршнем 6 гидравлического цилин дра 5. Масло от коллектора 10 по стальным трубкам 8, 9 и через пово 189 ротное ниппельное соединение под давлением поступает в гидроци линдры. Рис. 123. Устройство плашечного превентора ППГ: 1 – корпус; 2 – шпилька; 3 – гайка; 4 – крышка; 5 – гидроцилиндр; 6 – поршень; 7 – шток; 8, 9 – стальные трубки обвязки гидроцилиндров с поворотным ниппельным устрой8 ством; 10 – коллектор; 11 – уплотнение плашки; 12 – вкладыш плашки; 13 – корпус плашки; 14 – шлицевой вал Полость плашек превентора в зимнее время (при температуре ми нус 5 С и ниже) обогревается паром, подаваемым в паропроводы. Пор шень со штоком, крышка и цилиндры уплотняются при помощи рези новых колец. Конструкция плашек предусматривает их быструю смену, позволя ет выдерживать давление в стволе скважины и обеспечивает необходи мое уплотнение при падении давления в системе гидравлического управления. Перемещение плашек вручную осуществляется вращени ем штурвала. Открывать превентор вручную нельзя, т. к. винтовое сое динение имеет одностороннее действие. Чтобы открыть превентор, закрытый вручную, необходимо полностью отвинтить втулку, вращая ее шлицевым валом 14 до упора, а затем с помощью гидропривода от крыть превентор. Плашечные превенторы позволяют расхаживать бурильную колон ну на длину трубы между высадками или замковыми соединениями. 190 В превенторных установках, собранных по схеме № 5, предусма тривается один рабочий превентор с трубными плашками, а другой ре зервный с глухими плашками. Глухие плашки аналогичны трубным плашкам, за исключением уплотняющих элементов: резиновые встав ки не имеют вырезов. Они предназначены для перекрытия ствола, ког да в нем отсутствуют бурильные и обсадные трубы. Резервный превентор с глухими плашками устанавливается ниже рабочего превентора с трубными плашками, что позволяет производить в безопасных условиях ремонт рабочего превентора и замену плашек. Срезающие плашки представляют собой один из видов глухих пла шек, которые могут срезать трубу и перекрыть открытый ствол. Имеется также вариант исполнения плашечного превентора (рис. 124), в котором крышки 3 с гидроцилиндрами отводятся от кор пуса 1 плашечного превентора на цилиндрических направляющих 2 вручную или с помощью гидропривода. Рис. 124. Вариант крепления крышек плашечного превентора ППГ2 4.5.2.2. Устройство и принцип действия универсального превентора Универсальный превентор предназначен для повышения надеж ности герметизации устья скважины. Его основной рабочий элемент – мощное кольцевое упругое уплотнение, которое при открытом положе нии превентора позволяет пропускать колонну бурильных труб, а при закрытом положении сжимается в радиальном направлении, вслед ствие чего резиновое уплотнение обжимает трубу (ведущую трубу, за мок) и герметизирует кольцевое пространство между бурильной и об садной колоннами. Эластичность резинового уплотнения позволяет закрывать превентор на трубах различного диаметра, на замках, УБТ и 191 полностью перекрывать проходное отверстие. Применение универ сальных превенторов дает возможность вращать и расхаживать колон ну при герметизированном кольцевом зазоре. Кольцевое уплотнение сжимается под воздействием гидравличе ского усилия на уплотняющий элемент через специальный кольцевой плунжер (поршень). Существуют два способа обжатия кольцевого уплотнения универсального превентора вокруг элементов бурильной колонны: 1) путем сжимающего радиального воздействия конической части самого поршня; 2) за счет радиального сжимающего усилия со стороны сферической поверхности крышки превентора (при осевом усилии поршня на кольцевой уплотнительный элемент). Эти способы реализуются в двух типах универсальных превенторов: ПУГ, ПУ, ПК (рис. 125, а) и ПУС (рис. 125, б). Рис. 125. Универсальные превенторы: 1 – крышка; 2, 4, 7, 9 – уплотнительные манжеты между элементами превентора; 3 – кольцевой резиновый уплотнитель; 5 – корпус; 6 – плунжер (поршень); 8 – втулка Корпус 5 и крышка 1 представляют собой стальные цилиндриче ские отливки, соединенные при помощи прямоугольной резьбы на шпильках с гайками или болтах. Уплотнитель 3 – массивное резиновое кольцо, армированное металлическими вставками двутаврового сече ния, которые придают уплотнителю значительную жесткость. Плунжер (поршень) 6 ступенчатой формы с центральным цилиндрическим или конусным отверстием. Плунжер (поршень), корпус и крышка образуют в превенторе две гидравлические камеры, изолированные манжетами 4, 7, 9. Эти камеры через отверстия в корпусе соединены с установкой гидравлического 192 управления. Нижняя (запорная) камера предназначена для закрытия превентора, а верхняя (распорная) – для его открытия. При нагнетании масла под давлением в запорную камеру плунжер движется вверх и обжимает уплотнитель либо непосредственно кони ческой поверхностью (рис. 125, а), либо путем преобразования осевого усилия поршня на уплотнитель в радиальное сжимающее усилие со стороны сферической поверхности крышки превентора (рис. 125, б). При этом герметизируется любая часть колонны, оказавшаяся в зоне уплотнителя, или перекрывается вся скважина при отсутствии в ней колонны труб. При нагнетании масла в распорную камеру закрытого превентора плунжер из верхнего положения перемещается вниз, вытесняя жид кость из запорной камеры в сливную линию гидравлического управле ния. Уплотнитель при этом разжимается и принимает первоначальную форму. Кольцевой уплотнитель позволяет: • протаскивать колонны общей длиной до 2000 м с замками или муфтами с конусными фасками под углом 18; • расхаживать и проворачивать колонну; • многократно открывать и закрывать превентор. Конструкция превентора допускает замену уплотнителя без его де монтажа. Время закрытия универсального превентора гидроприво дом – 10 секунд. При работе превентора в зимнее время (при температуре окружа ющей среды ниже 0 С) его корпус обогревают паром. Для этого в кор пусе выполнены специальные каналы. 4.5.2.3. Устройство и принцип действия вращающегося превентора Вращающиеся гидравлические превенторы являются частью про тивовыбросового оборудования нефтяных и газовых скважин и пред назначены для герметизации устья при длительном вращении, расха живании и протаскивании колонны бурильных труб с замковыми сое динениями, а также ведущих труб различного сечения. Эти превенторы расширяют технологические возможности при бурении и капитальном ремонте скважин, давая возможность вскрытия продуктивных пластов на равновесии и депрессии с использованием аэрированных жидкостей и пенных систем. Использование вращающегося превентора позволяет повысить безопасность проведения буровых работ, улучшить систему защиты окружающей среды. Вращающийся превентор ПВ, разрез ко торого представлен на рис. 126, представляет собой герметичное сопря 193 жение двух основных элементов – вращающегося на радиальном роли коподшипнике 4 ствола 5 и верхней, быстросъемной, части корпуса 3. К нижнему срезу ствола крепится резиновый уплотнительный элемент 6, который самоуплотняется при возникновении избыточного давле ния на устье, исключая неконтролируемый выброс жидкости из сква жины. Нижняя часть корпуса 1 имеет отвод для организации циркуля ции бурового раствора. Верхняя часть корпуса 3 соединяется с нижней частью 1 байонетным соединением 2. ɉ Рис. 126. Вращающийся превентор ПВ: 1 – корпус; 2 – гайка байонетная; 3 – корпус; 4 – роликоподшипник; 5 – ствол; 6 – элемент уплотнительный; 7 – уплотнение шевронное; 8 – крышка; 9 – фланец; 10 – вкладыш; 11 – насос; 12 – привод Рис. 127. Превентор вращающийся универсальный: 1 – нижний корпус; 2 – верхний корпус; 3 – уплотнительный элемент; 4 – внутренний корпус; 5 – упорный подшипник; 6 – поршень; 7, 8 – гидравлические каналы; 9 – гильза; 10 – радиально8упорный подшипник; 11 – крепёж; 12 – устройство парообогрева 194 Превентор вращающийся универсальный ПВУ и аналогичный ему по конструкции ВУГП (рис. 127) включает нижний корпус 1, верхний корпус 2, уплотнительный элемент 3, внутренний корпус 4, устано вленный в верхнем корпусе 2, упорный подшипник 5, поршень 6, ги дравлические каналы 7 и 8, гильзу 9, радиальноупорный подшипник 10, крепежные элементы (шпильки с гайками) 11 и устройство паро обогрева 12. Для закрытия превентора подается рабочая жидкость под давлением через гидравлический канал 7 в полость под поршнем 6, поршень, двигаясь вверх, перемещает уплотнительный элемент 3, ко торый обжимает трубу и обеспечивает герметичность устья скважины. Для открытия превентора рабочая жидкость подается через гидравли ческий канал 8 в полость над поршнем. Поршень, двигаясь вниз вместе с уплотнительным элементом 3, освобождает трубу и разгерметизирует скважину. 4.5.3. Манифольд в составе противовыбросового оборудования Отечественная промышленность выпускает, в соответствии с ГОСТ 13862–90, манифольды в составе ПВО, имеющие различную комплектацию и схемные решения блоков дросселирования и глуше ния, в зависимости от схемы ПВО, с разными диаметрами трубопрово дов высокого давления и трубопроводов низкого давления линий сбро са пластового флюида на факелы. Установлена следующая система обозначения манифольдов: М – манифольд; П – противовыбросовый; Б – буровой; 3–10 – номер схе мы по ГОСТ 13862–90; 80 – условный диаметр трубопроводов, запор ной и регулирующей арматуры, мм; 35 – рабочее давление, МПа; К2 – тип коррозионностойкого исполнения (в обычном исполнении не указывается). Манифольды рассчитывают на рабочее давление 21, 35, 70 МПа. В зависимости от конструкций задвижек они бывают двух типов: МП – с клиновыми задвижками; МПП – с прямоточными задвижками. На скважинах, где ожидаемое давление на устье превышает 70 МПа, устанавливается заводской блок с тремя регулируемыми дросселями: два – с дистанционным гидравлическим и один – с ручным управлени ем. Во всех остальных случаях устанавливают не менее двух регулируе мых дросселей, один из которых может иметь дистанционное гидра влическое управление. Технические характеристики манифольдов, серийно выпускаемых отечественными заводами, приведены в табл. 12. 195 Таблица 12 Технические характеристики манифольдов Показатели Условный диаметр, мм Давление, МПа: • рабочее • пробное Скважинная среда Максимальная температура скважинной среды, С° Тип запорного устройства МПБ5 80х35 Типоразмер манифольда МПБ6 МПБ7 МПБ7 МПБ5 80х35 80х35 80х70 80х70 80 80 80 80 35 70 35 70 35 70 70 105 100 100 МПБ6 80х70 80 80 70 70 105 105 Газ, газоконденсат Нефть, газ, газоконденсат, пластовая с содержанием HaS вода, буровой раствор, буровой шлам до 6 %, механиче и их смеси ские примеси 100 до 90 Прямоточные шиберные задвижки 31/16’’ 10М ЗМ80х35 ЗМ80х35 ЗМ80х35 ЗМ80х70 с гидроприводом ЗМ80Гх35 ЗМ80Гх35 ЗМ80Гх35 ЗМ80Гх70 31/16’’ 10М ручная Типы регулирую щих устройств (дросселей): ДР80х35 ДР80х35 ДР80х35 ДР80х70 31/16’’10М 31/16’’10М • с ручным управлением; – – ДРГ80х35 РГ80х70 – 31/16’’10М • с гидроуправ лением (с пульта ПДР 1 или ПДР 2) Масса (без сепа 8628 9003 9650 14250 ратора), кг Заводизготови Воронежский меха ОАО «ВЗБТ» тель нический завод Манометры, устанавливаемые на блоках дросселирования и глу шения, должны иметь верхний предел измерений, на 30 % превышаю щий давление совместной опрессовки обсадной колонны и противовы бросового оборудования. После монтажа линии манифольдов превенторы подвергают гидроиспытаниям под давлением, в 1,5 раза превышающим рабочее. 196 Установка сепаратора высокого давления в обвязку манифольда противовыбросового оборудования проводится в зависимости от кон кретных условий и решается руководством предприятия при утвержде нии схемы обвязки и установки ПВО. Манифольды устанавливают на рамахсалазках с телескопическими стойками, позволяющими регули ровать высоту их расположения в пределах 0,65–1,25 м в зависимости от положения колонной головки на устье скважины. Высота располо жения головки изменяется после спуска и цементирования каждой об садной колонны. Высота разъемного желоба зависит от расстояния между фланцевой катушкой и ротором буровой установки. Трубопро воды высокого и низкого давления надежно закрепляют на специаль ных опорах. Линии сбросов на факелы должны быть направлены в сто рону от производственных и бытовых сооружений с уклоном от устья скважины. Длина линий должна быть: • для нефтяных скважин с газовым фактором 200 м3/т – не менее 30 м; • нефтяных скважин с газовым фактором более 200 м3/т для газовых и разведочных скважин – не менее 100 м. Линии и установленные на них задвижки должны иметь внутрен ний диаметр, одинаковый с внутренним диаметром отводов крестови ны. После блока задвижек допускается увеличение их диаметра не бо лее чем на 30 мм. Расстояние от концов выкидного манифольда до всех коммуника ций и сооружений, не относящихся к объектам буровой установки, должно быть не менее 100 м для всех категорий скважин. 4.5.4. Схема управления оборудованием для герметизации устья скважины Противовыбросовое оборудование управляется механической, ги дравлической и электрической системами управления. Исполнительными органами в ПВО являются гидравлические ци линдры или механические устройства, развивающие большие усилия, которые необходимы для перемещения рабочих органов превенторов – плашек или манжет для герметизации пространства между трубами и скважиной или всей скважины, а также открытия и закрытия задвижек на линиях манифольда. Для этих устройств необходимо быстро подво дить значительную мощность, поэтому гидравлическое управление с давлением жидкости от 10 до 21 МПа, поступающей от гидропневмати ческих аккумуляторов, получило наибольшее распространение. 197 Элементы электрической системы управления применяют только для включения или выключения электрического оборудования системы гидравлического управления ПВО. Пульты управления предназначены для оперативного дистан ционного управления превенторами и коренными гидрозадвижками манифольда для ПВО, используемого в бурении, выполнены с гидра влическим и ручным механическим управлением. Гидравлическое ди станционное управление осуществляется с основного пульта гидро управления и пульта бурильщика, а механическое ручное управление плашечными превенторами – штурвалами, расположенными на уров не 1,5 м от поверхности земли и удаленными на расстояние 10–15 м от устья. Схема управления оборудованием ОП5 для герметизации устья скважины 7 приведена на рис. 128. Оборудование представлено уни версальным 2 и двумя плашечными превенторами 3, а также системой их обвязки. Рис. 128. Схема управления ПВО: 1 – вспомогательный пульт гидроуправления (пульт бурильщика); 2 – универсальный превентор; 3 – плашечные превенторы; 4 – штурвалы управления; 5 – блок дросселирования; 6 – основной пульт гидроуправления; 7 – колонная головка; 8 – блок глушения Управление плашечными превенторами может осуществляться с ручного привода двумя штурвалами механического управления 4 на каждый превентор. Штурвалы управления выводятся на дощатый щит или металлическую будку. На щите делается надпись водостойкой кра ской: направление вращения, число оборотов штурвала для открытия и закрытия плашек, диаметр плашек. Делается метка, совмещение кото рой с меткой на штурвале соответствует закрытию превентора при по следнем обороте штурвала. 198 Ручной привод применяется для закрытия плашечных превенто ров при отсутствии электроэнергии и разряженном аккумуляторе, а также для фиксации закрытого положения плашек. Ручной привод рас считан на закрывание превентора при давлении в скважине не более 20 МПа. Открыть превенторы ручным приводом невозможно, так как вин ты привода имеют одностороннее действие. Дистанционное гидроуправление плашечными и универсальными превенторами, а также гидрозадвижками на линиях дросселирования и глушения производится с пульта бурильщика 1 и с основного пульта 6. Линии дросселирования и глушения перекрывают дублирующими за движками с ручным управлением, либо в конструкции гидрозадвижек предусматривают их ручное закрытие и открытие. 4.5.4.1. Гидравлическое управление Гидравлическое управление предназначено для оперативного ди станционного управления превенторами и задвижками манифольда. Каждая установка гидравлического управления имеет основной и вспомогательный пульты управления, насосноаккумуляторную уста новку и соединительные трубопроводы. Пульты управления закрывают каждый превентор через систему трубопроводов и распределительные клапаны дистанционного управления. Вспомогательный пульт распо лагается непосредственно у пульта бурильщика на роторной площадке, а основной пульт выполнен в виде защищенного модуля и располагает ся на расстоянии 8–10 м от устья скважины. Основной пульт совмещен с насосноаккумуляторной установкой, которая имеет в своем составе один или два пневмогидроаккумулятора. В качестве основных насосов в этих установках используют шестеренчатые, поршневые и плунжер ные насосы. Насосноаккумуляторные установки оснащают также вспомогательными насосами с ручным или пневматическим приводом. Рабочее давление отечественных станций гидроуправления варьирует от 10 до 25 МПа. Технические характеристики производимых в настоящее время в России станций гидроуправления приведены в табл. 13. В настоящее время наиболее широко применяют установки гидра влического управления ГУП14 производства ООО «ВЗБТ», которые заменили производившиеся на этом предприятии станции гидроупра вления ГУП100Бр1 и ГУП100Бр2. Установки ГУП14 рассчитаны на рабочее давление противовыбросового оборудования 35 и 50 МПа 199 при давлении рабочей жидкости в системе 14 МПа, что обеспечивает большее быстродействие превенторами, в сравнении со станциями ГУП100Бр, которые имеют рабочее давление в гидросистеме 10 МПа. Таблица 13 Технические характеристики станций гидроуправления Показатели Рабочее давление жидкоc ти в пневмогидроаккуму ляторах, МПа Количество точек управле ния, шт Вместимость масляного бака, л Давление зарядки азотом пневмогидроаккумулято ров, МТТа Объем жидкости в пневмо гидроаккумуляторах при номинальном рабочем да влении, л Тип основного насоса Типоразмер станции гидроуправления ГУП14 СУ21625 СУ21875 14 25 25 25 25 6 8 8 8 8 402 1500 1500 1400 1400 7,5 10 10 10 10 212 340 470 755 750 аксиально поршневой СУ211375 СУ251250ОПЮс плунжерный Тип привода вспомогатель ручной пневматический ного насоса Количество регулирующих 1 2 2 2 клапанов, шт Мощность электропривода 11 34 34 34 основного насоса, кВт Производительность ос 17,1 и 50,0 НД НД НД новного насоса, л/мин Габаритные размеры (дли на, ширина, высота), мм: основного пульта и насо 2090×1490×1770 4500×2100×2700 4500×2100×2700 4500×2100×2700 сной аккумуляторной станции 440×1030×1883 760×410×200 760×410×200 760×410×200 вспомогательного пульта Масса, кг: основного пульта и насо сной аккумуляторной 1530 5450 6000 7500 станции вспомогательного пульта 194 25 30 30 комплекта трубопроводов НД 3500 3500 3500 длиной 30 м 200 2 17 НД 4650×2100×2660 570×180×730 5700 27,5 3132 Система гидравлического управления ГУП14 рассчитана на ди станционное управление тремя плашечными превенторами: одним уни версальным и двумя гидрозадвижками. Управление осуществляется с двух взаимно сблокированных пультов: основного и вспомогательного. Основной пульт (рис. 129) предназначен для управления превенто рами и задвижками с безопасного места вне буровой. Электродвигатель привода насоса имеет автоматическое управление от электроконтакт ного манометра 3, электросистема которого регулируется на давление 14 МПа для включения и отключения электродвигателя. Для визуаль ного контроля давления служат манометры 4, 6, 7. Рис. 129. Общий вид станции гидроуправления ГУП814 с основным пультом: а – вид спереди; б – вид сбоку; 1 – корпус; 2 – панель приборов; 3, 4, 6, 7 – манометры; 5 – клапан редукционный; 8–13; 17–19 – рукоятки управления; 14 – электрооборудование; 15 – вентиль; 16, 21 – блок кранов; 20 – выключатель; 22 – вентиль; 23 – звонок громкого боя; 24 – бак масляный; 25 – заливная горловина; 26 – щуп; 27 – клапан предохранительный; 28 – обратный клапан; 29 – электродвигатель; 30 – насос аксиально8поршневой; 31 – насос ручной; 32 – пневмогидроаккумулятор С основного пульта можно открывать и закрывать плашечные и универсальный превенторы и гидрозадвижки. Для этого рукоятку упра вления на основном пульте необходимо перевести в положение «Пульт основной». Вспомогательный пульт предназначен для управления превентор ной установкой непосредственно с рабочего места бурильщика. Для закрытия и открытия любого превентора и гидрозадвижек со вспомога тельного пульта необходимо рукоятку управления на основном пульте перевести в положение «Пульт вспомогательный». 201 Гидропневматический аккумулятор на пульте служит для обеспе чения системы управления превенторами необходимым запасом энер гии и быстрого приведения их в действие (5–10 сек). Поэтому в акку мулятор подается масло под давлением до 14 МПа при помощи акси альнопоршневого насоса 30, а при отключении электроэнергии – руч ным насосом 31. Внутри шарового сосуда аккумулятора размещается диафрагма, отделяющая рабочую жидкость (масло) от газа (азота), служащего пневматической пружиной для поддержания необходимого давления для приведения в действие превенторов. При поступлении жидкости в аккумуляторы азотный газ занимает меньший объем, что, в свою оче редь, увеличивает его давление. Высокое давление газа способствует быстрому выпуску жидкости, в результате чего достигается эффектив ное закрытие превентора. Аккумулятор на выходе снабжен клапаном, который закрывается, когда давление жидкости уменьшается до неко торого предела. Пневмогидравлическая схема станции гидроуправления ГУП14 приведена на рис. 130. Масло от основного пульта поступает в нагнетательную линию ре гулирующего клапана и одного из распределителей. Распределители, управляющие плашечными превенторами и задвижкой манифольда, подают масло в блокировочные цилиндры соответствующих распреде лителей на основном пульте, благодаря чему превенторы закрываются и задвижки открываются. Распределитель, управляющий универсальным превентором, пи тается через регулирующий клапан, поэтому в этот превентор масло подается под давлением от 0 до 14 МПа, в зависимости от настройки клапана. Величина давления отмечается на манометре. В случае возрастания давления в запорной камере универсального превентора (при расхаживании бурильной колонны или ее протаскива нии) выше отрегулированного на клапане, избыточное количество масла через фильтр попадает в распределитель, далее в регулирующий клапан, а затем сбрасывается на слив. В процессе слива нагнетательная линия гидроуправления автоматически отсекается. При падении да вления в запорной камере универсального превентора, ниже отрегули рованного на клапане, недостающее количество масла поступает от ги дроуправления через регулирующий клапан и распределитель. 202 Рис. 130. Пневмогидравлическая схема управления задвижками и превенторами станции ГУП814: 1, 2 – гидроклапаны предохранительные; 3 – пневмогидроаккумулятор; 4, 31 – вентили; 5 – штуцер; 6, 8, 18, 19, 20 – манометры; 7 – электроконтактный манометр; 9, 10, 12, 17, 25 – блок кранов; 11, 13 – цилиндры; 14, 16 – превенторы; 15 – задвижка; 21, 22 – клапаны редукционные; 23, 30 – фильтры; 24 – клапан обратный; 26, 29 – насосы; 27, 28 – краны запорные 4.5.5. Монтаж противовыбросового оборудования Монтаж ПВО производят в соответствии со схемой, утвержденной руководством бурового предприятия, согласованной с территориальным органом Росгортехнадзора России, противофонтанной службой и заказ чиком. Перед монтажем ПВО производят центрирование вышки. Устье скважины оборудуется твердым настилом. После этого монтируют ство ловую часть ПВО, прошедшую очередную опрессовку водой на рабочее давление, указанное в паспорте, с использованием технических средств буровой установки. К превенторам подсоединяют паропроводы с таким наклоном, чтобы через них можно было обеспечить слив конденсата. После монтажа стволовой части ПВО приступают к монтажу пуль тов гидроуправления. Основной пульт монтируют на расстоянии не ме 203 нее 10 м от устья скважины в удобном и безопасном месте. Вспомога тельный пульт – непосредственно возле пульта бурильщика. Этот пульт подключается в режиме оперативной готовности перед вскрытием про дуктивных и газонефтеводопроявляющих пластов. Будка основного пульта превентора должна быть изготовлена из листовой стали толщи ной не менее 5 мм с жестким каркасом и в зимнее время должна обо греваться. Все соединительные трубопроводы и штуцера гидроуправле ния ПВО перед монтажом должны быть прочищены и продуты сжатым воздухом. Монтаж системы управления необходимо вести в соответ ствии с гидравлической схемой и маркировкой концов маслопроводов на пультах и превенторах. Затем на специальных платформах или санных основаниях монти руются блоки дросселирования и глушения. Линии дросселирования и глушения и установленные на блоках задвижки должны иметь внутрен ний диаметр, одинаковый с внутренним диаметром отводов крестови ны. Манометры, устанавливаемые на блоках дросселирования и глуше ния, должны иметь верхний предел диапазона измерений, на 30 % пре вышающий давление совместной опрессовки обсадной колонны и противовыбросового оборудования. Последними монтируют выкидные линии манифольда. Расстоя ние от концов выкидного манифольда до всех коммуникаций и соору жений, не относящихся к объектам буровой установки, должно быть не менее 100 м для всех категорий скважин. Для скважин, сооружаемых с насыпного основания и ограниченных площадок, длина линий от бло ков глушения и дросселирования должна устанавливаться буровой компанией по согласованию с заказчиком, территориальными органа ми Росгортехнадзора России и противофонтанной службой. Допуска ется направлять линии сброса в одну сторону с использованием узлов и деталей, имеющих паспорта установленного образца. Рабочее давление блока превенторов и манифольда должно быть не менее давления опрессовки колонны на герметичность, рассчиты ваемого на каждом этапе бурения скважины, исходя из условия полной замены в скважине бурового раствора пластовым флюидом и гермети зации устья при открытом фонтанировании. В дополнение к ПВО, смонтированному на устье скважины, на мостках буровой установки необходимо иметь специальную опрессо ванную бурильную трубу с переводником и шаровым краном. Буриль ная труба, переводник и шаровой кран должны быть окрашены в крас ный цвет. При вскрытии коллекторов, насыщенных нефтью и газом, на 204 буровой необходимо иметь два шаровых крана. Один устанавливается между рабочей трубой и ее предохранительным переводником, второй является запасным. При вскрытии газовых пластов с АВПД на буровой должно быть три крана. Один шаровой кран устанавливается между ра бочей трубой и вертлюгом, второй – между рабочей трубой и ее предох ранительным переводником, третий является запасным. Все шаровые краны должны находиться в открытом состоянии. Помимо шаровых кранов, на буровой необходимо иметь два обратных клапана с приспо соблением для установки их в открытом положении, один из которых является рабочим, а второй – резервным. Все шаровые краны и аварий ные обратные клапаны должны быть не реже одного раза в год опрес сованы на рабочее давление, указанное в паспорте. 4.5.6. Подготовка к работе превенторной установки Для обеспечения исправной и надежной работы необходимо вы полнять следующие условия: • монтировать оборудование в соответствии с инструкцией завода изготовителя; • проверять монтаж и проводить испытание оборудования на проб ное и рабочее давление; • систематически в процессе проводки скважины обслуживать обо рудование и проводить пробные его испытания в установленные сроки, независимо от того используется оно или нет; • по окончании бурения, если оборудование не будет сейчас же ис пользовано, его необходимо очистить, проверить и законсервиро вать, а в случае неисправности – отремонтировать. Превенторы вместе с крестовинами и коренными задвижками до установки на устье скважины опрессовываются водой на рабочее давле ние, указанное в паспорте, а после ремонта, если выполнялись свароч ные работы и токарная обработка корпуса, – на пробное давление. Превентор со срезающими плашками должен быть опрессован на стенде на рабочее давление при закрытых плашках, а работоспособ ность превентора должна быть проверена путем открытия и закрытия плашек. После монтажа превенторной установки, после и до разбуривания цементного стакана превенторная установка до концевых задвижек ма нифольдов высокого давления должна быть опрессована водой или азотом на давление опрессовки обсадной колонны. Во время опрессов ки необходимо проверить герметичность резиновых колец между што ком и крышкой, для чего отвинтить специальные пробки на крышках. 205 Выкидные линии после концевых задвижек опрессовываются во дой на давление: • 5 МПа – для противовыбросового оборудования, рассчитанного на давление до 21 МПа; • 10 МПа – для противовыбросового оборудования, рассчитанного на давление выше 21 МПа. После монтажа и опрессовки превенторной установки совместно с обсадной колонной, опрессовки цементного кольца дальнейшее буре ние скважины может быть продолжено только с разрешения предста вителя противофонтанной службы. Плашечные превенторы должны периодически проверяться на закрытие и открытие. Периодичность проверки устанавливается буро вым предприятием. У манифольда последовательно проверяют герметичность всех за движек, работу системы гидравлического управления рабочих задвижек. Гидравлическая система управления опрессовывается давлением масла на рабочее давление станции гидроуправления в течение 10 мин. Масляный бак заправляют маслом, соответствующим сезону эк сплуатации, а аккумуляторы – азотом до давления 0,6–0,65 от рабоче го давления в гидросистеме. Проверяют правильность регулировки электроконтактного манометра. Воздушные пробки устраняют в гидра влической системе путем многократного закрытия и открытия превен тора и задвижек всеми распределителями до тех пор, пока время их зак рытия не станет постоянным. После этого аккумуляторы заряжают до рабочего давления гидросистемы. Необходимо произвести проверку исправности всех манометров гидроуправления при рабочем давлении в гидросистеме. Максималь ная разность в показаниях манометров не должна превышать 1 МПа. В случае большой разности в показаниях манометров последние дол жны быть заменены или отогреты. Опрессовкой универсального превентора проверяют открытие закрытие уплотнителя, герметичность уплотнителя и манжет. Перед пуском превенторной установки необходимо проверить за тяжку всех резьбовых соединений, убедиться в том, что при транспор тировке и хранении правильность сборки превенторной установки не была нарушена. Превенторная установка может находиться в двух режимах работы: 1) режиме оперативной готовности, когда имеется угроза выброса; 2) режиме нормальной работы превенторов, когда непосредственная угроза выброса отсутствует. 206 4.5.7. Эксплуатация превенторной установки в режиме оперативной готовности Противовыбросовое оборудование эксплуатируется в режиме опе ративной готовности при прохождении пластов с возможными нефте газовыми проявлениями. При оперативной готовности превенторной установки рукоятки распределителей основного и вспомогательного пульта стоят у превен торов в положении «Открыто», у задвижек – в положении «Закрыто». Вентиль отсечки распределителей от гидроаккумулятора должен быть в положении «Открыто». Рукоятка управления на основном пульте должна быть переведена в положение «Пульт вспомогательный». Вентили на панели приборов открыты. Электропитание включено. В гидросистеме поддерживается рабочее давление. Для закрытия любого из превенторов достаточно рукоятки соот ветствующих распределителей на основном или вспомогательном пульте поставить в положение «Закрыто». Закрывать превентор при зак рытых задвижках не допускается, иначе уплотнительная резина плашек может быть сорвана. Закрытие превентора с трубными плашками допускается только при находящемся в скважине инструменте. Закрывать превентор при незаряженном гидроаккумуляторе непосредственно от насоса нельзя, иначе уплотнительная резина плашек может быть сорвана. Инструмент при закрытии превентора желательно подвешивать на талевой системе. Для создания в линии управления кольцевым превентором опти мального давления, необходимого для обеспечения возможности рас хаживания, проворачивания и протаскивания инструмента при закрытом кольцевом превенторе, следует закрыть кольцевой превентор давлением 14,0 МПа (регулирующий клапан полностью открыт), отвернуть контргайку и вращать маховичок регулирующего винта, по степенно понижая давление в запорной камере кольцевого превентора до появления незначительных пропусков раствора через уплотнитель, и затем повысить давление до исчезновения пропусков. Установленное давление будет оптимальным. Если при понижении давления в запор ной камере до нуля пропуски раствора отсутствуют изза большого да вления в скважине, следует переключить рукоятку распределителя кольцевого превентора в положение «Открыто» и подать масло на от крытие, постепенно увеличивая величину давления масла до появле ния незначительных пропусков раствора через уплотнитель. После соз 207 дания оптимального давления положение регулирующего винта необходимо законтрить контргайкой. Для управления вручную плашечными превенторами и задвижка ми с гидроприводом необходимо предварительно рукоятки распреде лителей поставить: у превенторов в положение «Закрыто», у задвижек в положение «Открыто». Чтобы открыть закрытый вручную превентор, используя систему гидроуправления, необходимо предварительно расфиксировать плаш ки ППГ. При работе ручным приводом во избежание срыва резьбы удары по штурвалам и маховикам не допускаются. Буровой мастер обязан проверять исправность превентора и за движек перед каждым спуском бурильных труб и подъемом инструмен та из скважины. Очередность закрытия превенторов: • при интенсивном переливе бурового раствора и выбросах, перехо дящих в фонтанирование, резком снижении плотности раствора или слабом его переливе закрыть верхний плашечный превентор, а нижний оставить резервным; • при наличии универсального гидравлического превентора (ПУГ) в случае, если бурильный инструмент находится в открытом стволе скважины, закрыть ПУГ, а плашечный превентор оставить резервным; • если в процессе расхаживания инструмента появились пропуски в резиновом элементе ПУГ, то закрыть плашечный превентор; • при длительных остановках закрыть верхний плашечный превен тор, а ПУГ и нижний плашечный превентор оставить резервными. Закрывать превентор необходимо с соблюдением следующих усло вий: • для надежного закрытия превентора подвешенный на талевой си стеме инструмент должен быть отцентрирован; • против плашек превентора должна находиться гладкая бурильная труба, соответствующая размеру плашек; • зажатый превентором инструмент должен быть соединен с мани фольдом буровых насосов ведущей трубой с обратным клапаном или промывочной головкой; • при закрытом превенторе, если давление в скважине возрастает выше давления опрессовки обсадной колонны, скважина должна быть переведена на периодическую разрядку через выкидную ли нию крестовины. 208 После устранения выброса устье скважины с установленными пре венторами, а также все линии обвязки превенторов необходимо опрес совать. 4.5.8. Эксплуатация превенторной установки в режиме нормальной работы При нормальном процессе бурения, когда непосредственная угро за выброса отсутствует, противовыбросовое оборудование должно быть в следующем состоянии: • в летнее время на всех выкидных линиях установлены отсекатели, а в зимнее время выкидные линии продуваются сжатым воздухом; • устьевые, аварийные, рабочие задвижки закрыты; • задвижки на отводе в отбойную камеру дегазации и для подсоеди нения агрегатов закрыты; • дроссели на блоке дросселирования закрыты; • все проходные отверстия превенторов полностью открыты; • вентиль отсечки распределителей от гидроаккумулятора закрыт. Буровой мастер должен в процессе спускоподъемных операций проверять исправность превенторов, задвижек и системы их управле ния, а при бурении и других операциях проверять исправность дей ствия превенторов и задвижек один раз в неделю и результаты провер ки заносить в журнал осмотра оборудования. Все наружные подвижные элементы превенторов смазываются один раз в две недели с одновременным осмотром всех фланцевых и ре зьбовых соединений, проверяются задвижки и другие элементы обвязки. Регулярно, один раз в 2–3 месяца, проверяют состояние резино вых уплотнений и производят замену всех уплотнений при обнаруже нии даже небольших повреждений. Резиновые уплотнения заменяют полностью один раз в 2 года. При замене уплотнительных колец необходимо канавки под них очищать и смазывать густой смазкой. Масло в гидросистеме проверяют не реже, чем один раз в 3 меся ца, на наличие в нем продуктов износа, глинистого раствора и других механических примесей, которые приводят к повышенному износу ме ханизмов гидросистемы и снижению надежности ее работы. Содержа ние примесей в масле допускается не более 0,05 %. При загрязнении ги дросистемы масло сливают, промывают систему бензином, просушива ют и заполняют свежим маслом. Давление азота в гидроаккумуляторе проверяют не реже одного раза в месяц. Для этого необходимо разрядить аккумулятор на бак. При 209 падении давления азота до 0,55 от рабочего давления гидросистемы производят его дозаправку до 0,65 от рабочего давления. Уровень масла в баке и исправность всех манометров проверяется также один раз в месяц. Уровень масла в баке должен быть не ниже ни жней риски масломерного щупа, но и не выше средней. При необходи мости масляный бак дополняется. В процессе эксплуатации все манифольды ежедневно проверяют путем открывания задвижек. Утечки жидкости в манифольде свиде тельствуют о неисправности его уплотнений. Замеченные неисправно сти немедленно устраняют. В зимнее время необходимо следить за состоянием паропровода. При отключении подачи пара на время более получаса производится слив конденсата. Допускается смена плашек превенторов на буровой. Для этого плашки приводят в крайнее открытое положение, развинчивают винты крепления крышки к корпусу и откидывают ее, выдвигают частично плашку из корпуса и снимают ее с выступа штока, заменяют вкладыши и уплотнения. Для смены плашек гидросистему не разбирают. 4.6. Системы управления буровыми установками Система управления предназначена для дистанционного и ручного оперативного управления механизмами и агрегатами буровой установ ки. Системы управления буровыми установками подразделяются по виду используемой в них энергии: • на систему механического управления, которая, в свою очередь, подразделяется на ручное и дистанционное; • систему пневматического управления; • систему электрического управления, которая может быть аналого вой (релейной) или цифровой; • систему гидравлического управления; • комбинированные системы управления, в которых используют комбинацию элементов систем управления по вышеназванным пунктам 1–4. Все современные буровые установки имеют комбинированную си8 стему управления, с преобладанием элементов системы того или иного вида. Как правило, преобладают элементы системы пневматического управления. На новейших буровых установках с индивидуальным элек трическим приводом преобладают элементы системы электрического 210 цифрового управления. На буровых установках для морского бурения преобладают элементы гидравлического управления. На начальном этапе развития нефтегазового дела буровые установки имели чисто ме ханическую систему управления. Система управления буровой установкой, как и любым устрой ством, имеет в своем составе органы управления, в том числе объединен8 ные в пульты управления, цепи управления и исполнительные механизмы. Обязательным условием эффективного управления буровой установ кой является наличие в ней подсистемы контроля парамеров процесса бурения. Органы управления отдельными механизмами и агрегатами устройства составляют низший уровень системы управления. Система управления, в которой эти органы управления не объединены в центры (центр) управления, называется одноуровневой. В случае объединения органов управления в центры (центр) управления, система управления называется двухуровневой. Система управления, в которой созданы центры, в той или иной степени управляющие центрами управления второго уровня, называется трехуровневой и т. д. Центрами управления буровой установки являются пульты управле8 ния блоками бурового оборудования, например пульт бурильщика, пульт управления насосным блоком, пульт управления блоком очистки, пульт управления противовыбросовым оборудованием, пульт управления ста ционарным буровым ключом, пульт управления вспомогательной ле бедкой, пульт управления консольноповоротным краном и др. Система управления называется децентрализованной, если в ней центры управления одного уровня независимы друг от друга. Если же в системе есть центр управления, от которого зависят все центры упра вления низших уровней, или существует один единый центр управле ния органами управления, отдельными механизмами и агрегатами, то система называется централизованной. Если проанализировать системы управления большинства совре менных буровых установок, в соответствии с изложенной схемой, то можно сделать вывод, что они относятся к двухуровневым децентрали зованным системам управления, и лишь система управления новейших буровых установок, имеющих в своем составе цифровую микропроцес сорную систему управления, может быть отнесена к трехуровневой централизованной системе управления. Система механического управления входит в состав комбинирован ной ситемы управления любой буровой установки и является одноуров 211 невой децентрализованной системой управления. Органами управле ния этой системы являются штурвалы, рычаги и педали, исполнитель ными механизмами различные задвижки, некоторые сцепные муфты, в том числе переключательные и прочие устройства. В буровых установ ках с дизельным приводом старшего поколения «Уралмаш 3Д67» при менялось механическое дистанционное управление механизмом подачи топлива в дизельные двигатели. В этой системе вращение штурвала, расположенного на пульте бурильщика, с помощью тросика, протяну того через систему роликов, передавалось на промежуточный вал, от ко торого проворачивались, с помощью трех тросиков, дифференциаль ные механизмы подачи топлива, установленные на трех дизелях. Натя жение тросиков регулировалось. В этой системе дистанционного меха нического управления органом управления является штурвал буриль щика. К элементам цепей управления относятся тросики, промежуточ ный вал и обводные ролики. Исполнительными механизмами в такой разновидности механической системы управления являются дифферен циальные механизмы подачи топлива в дизельные двигатели. Гидравлическое управление используется в составе комбиниро ванной системы управления установок эксплуатационного и глубокого бурения на суше только для управления противовыбросовым оборудо ванием и передвижкой гидротолкателями буровых установок кустового бурения. В комбинированных системах управления морских буровых установок гидравлическое управление является основным. В связи с тем, что в системах управления буровых установок для бурения на суше преобладают элементы систем управления двух ти пов – пневматической и электрической цифровой, рассмотрим по дробнее их состав и требования к эксплуатации в нижеследующих раз делах. 4.6.1. Пневматическая система управления К органам управления пневматической системы относятся двух и четырехклапанные краны, пневматические распределители, золотни ковый педальный кран, электропневматические вентили, краны маши ниста системы Казанцева, тормозной двухсекционный рычажный кран и другие устройства, включающиевыключающие и регулирующие по дачу воздуха на исполнительные механизмы системы пневматического управления. В состав цепей управления входят: воздуховоды, выполняемые из металлических труб и резинотканевых шлангов, вертлюжки, клапаны 212 разрядники, обратные и переключательные клапаны, фильтры. В системе пневмоуправления в качестве исполнительных механиз8 мов используют радиальные и осевые шиннопневматические муфты, рассмотренные в разд. 4.1, и пневмоцилиндры – одностороннего и двухстороннего действия, выполняющие различные функции управле ния агрегатами буровой установки. Особенностью системы пневматического управления является на личие в ней подсистемы воздухоснабжения, которая обеспечивает сжа тым воздухом работу самой системы, пневматических двигателей на ключах с пневмоприводом и подает сжатый воздух на вспомогательные нужды – продувку трубопроводов, розжиг котлов в котельной и пр. Упрощенная схема пневматической системы управления буровой установкой приведена на рис. 131. Рис. 131. Принципиальная схема пневматической системы управления: 1 – компрессор; 2 – клапаны обратные; 3 – пневмоцилиндр одностороннего действия; 4 – конденсатор; 5 – воздухосборник; 6 – манометр; 7 – предохранительный клапан; 8 – вентиль; 9 – осушитель воздуха; 10 – двухклапанный кран; 11 – клапан8разрядник; 12 – вертлюжок; 13 – ШПМ; 14 – фильтр; 15 – кран машиниста системы Казанцева; 16 – рычаг ручного управления тормозом; 17 – переключательный клапан В состав подсистемы воздухоснабжения входят компрессоры – ра бочий и резервный 1, масловлагоотделитель 4, удаляющий масло и часть влаги из воздуха на выходе компрессоров, осушители воздуха 9, уменьшающие парциальное давление паров воды в воздухе до безопас ного уровня, воздухосборники (ресиверы) 5, создающие требуемый за пас сжатого воздуха на периоды его интенсивного потребления, регуля торы и измерители давления – манометры 6, в том числе электрокон тактные, которые включают и выключают привод компрессоров, элек тропневматический вентиль, управляющий работой компрессора с ме 213 ханическим приводом, воздуховоды, обратные клапаны 2, исключаю щие потерю воздуха из пневмосистемы при выключении компрессо ров, и предохранительный клапан 7, настроенный на давление 1,25 от максимального рабочего давления в системе пневмоуправления. Рабо чим давлением в системе пневмоуправления является давление в ин тервале от 0,6 МПа до максимального рабочего давления, которое определяется максимальным рабочим давлением используемого ком прессора и его верхним значением, равным предельному давлению для шиннопневматических муфт – 1 МПа. Нижняя граница в 0,6 МПа также определена с учетом минимально допустимого рабочего давле ния шиннопневматических муфт. Компрессоры, входящие в подсистему воздухоснабжения, в настоя щее время на буровых установках эксплуатационного и глубокого раз ведочного бурения представлены двумя типами – поршневыми двух ступенчатыми и винтовыми компрессорами. В табл. 13 приведены для примера основные технические характеристики некоторых применяв шихся ранее и современных отечественных компрессоров. В настоящее время широко применяют также винтовые компрес соры зарубежного производства. Замена поршневых компрессоров на винтовые на эксплуатируемых в настоящее время буровых установках связана с такими их преимуществами, как высокие надежность и КПД, больший ресурс работы без обслуживания и ремонта работы (2000 ч – у поршневого и 20000–40000 ч – у винтового компрессора), минималь ный унос масла со сжатым воздухом, бесшумность работы и их сервис ное техническое обслуживание предприятиемизготовителем. Поршневые компрессоры могут иметь как электрический, так и механический приводы. Механический привод иногда называют контрприводом. На буровых установках с электрическим и дизель электрическим главным приводом рабочий и резервный компрессоры имеют электрический привод от асинхронного электродвигателя пере менного тока с напряжением питания 380/220 В. На буровых установ ках с главным групповым дизельным приводом рабочий компрессор имеет механический привод от трансмиссионного вала главного при вода через клиноременную передачу. Для подключения и отключения такого компрессора при регулировании давления используется шинно пневматическая муфта, воздух на которую подается через электропнев матический вентиль, управляемый регулятором давления или электро контактным манометром. Чтобы этот компрессор запустить в работу, необходимо предварительно заполнить пневмосистему воздухом. Для 214 этого служит второй компрессор с электроприводом, который выпол няет функцию пускового, а после включения компрессора с механиче ским приводом является резервным. Управление работой компрессора с электрическим приводом осуществляется от электроконтактного ма нометра через электромагнитные пускатели или тиристорные силовые коммутаторы. Исполнение поршневых компрессоров может быть с од норядным вертикальным и двухрядным Vобразным расположением цилиндров. Таблица 14 Технические характеристики отечественных компрессоров для БУ Показатели Производительность, приведённая к условиям всасывания, м3/мин Рабочее давление наибольшее, кгс/см2 Давление нагнетания 1й ступени, кгс/см2 Число цилиндров: • первой ступени • второй ступени Диаметр цилиндров, мм: • первой ступени • второй ступени Число оборотов, об/мин Потребляемая мощность при мак симальном числе оборотов и мак симальном рабочем давлении на гнетания, кВт Охлаждение цилиндров Вес (без масла), кг К5М Типы компрессоров КТ6 4ВУ15/9 ДЭН45ШМ 5 5,3 5 6,5 8,0 8,5 9 10 1...2,4 2...3 2...3 2 2 2 1 2 2 210 125 735 198 155 850 735 34 44 33 45 646 воздушн. 560 820 воздушн. 560 компрессор винтовой На рис. 132, 133 приведены схематичные изображения поршневых компрессорных станций с механическим и электрическим приводами, соответственно. Необходимость в холодильнике в составе компрессорной станции возникает в связи со значительным повышением температуры воздуха после его сжатия на второй ступени до максимального рабочего давле ния. Вертлюжок, установленный на компрессорной станции с механи 215 ческим приводом, обеспечивает подачу воздуха во вращающийся бал лон шиннопневматической муфты. Рис. 132. Компрессорная станция с механическим приводом: 1 – рама; 2 – холодильник; 3 – воздушный фильтр; 4 – компрессор; 5 – маховик; 6 – кожух; 7 – шинно8пневматическая муфта; 8 – клиноремённый шкив; 9 – вертлюжок Рис. 133. Компрессорная станция с электроприводом: 1 – электродвигатель; 2 – рама; 3 – кожух маховика; 4 – муфта; 5 – компрессор; 6 – холодильник Внутреннее устройство поршневого компрессора поясняется на рис. 134. Базовая деталь поршневого компрессора – картер. На нем установлены все остальные узлы компрессора. Картер (литой, чугун ный) имеет с двух сторон люки, необходимые для доступа к нижним го ловкам шатуна. На картере установлен сапун, сообщающий внутрен нюю полость картера с атмосферой. Через сапун заливают масло в ма сляную ванну картера. В расточках торцовых крышек картера на кони ческих роликоподшипниках установлен коленчатый вал, который име ет два колена, расположенные под углом 180. К крайним щекам вала болтами прикреплены противовесы. На одном конце вала расположен шкив для привода вентилятора, а на другом – маховик. На шейке каж дого колена вала установлено по два шатуна: первый шатун соединяет коленчатый вал с поршнем 1й ступени, второй – с поршнем 2й сту пени. 216 Рис. 134. Сборочный чертеж 48поршневого двухступенчатого компрессора: 1 – вентилятор; 2 – картер; 3 – коленчатый вал; 4 – маховик; 5, 6 – крыши торцевые; 7 – шкив клиноременной передачи; 8, 15 – шатуны; 9, 14 – цилиндры 28й и 18й ступени; 10, 13 – поршни 28й и 18й ступени; 11, 12 – клапанные плиты 28й и 18й ступени; 16 – масляный черпак Шатуны – штампованные, двутаврового сечения. Верхняя головка ша туна, соединяющаяся с поршневым пальцем, неразъемная, имеет запрессо ванную бронзовую втулку. Нижняя головка шатуна разъемная, с тонкостен ной баббитовой заливкой. На крышке нижней головки установлен трубча тый черпак, при движении шатуна захватывающий масло из картера и раз брызгивающий его, тем самым осуществляя смазку деталей компрессора. Поршни 1й и 2й ступеней – чугунные, имеют по два уплотни тельных и два маслосъемных чугунных кольца. Пальцы поршней оди наковые, плавающего типа, т. е. они могут поворачиваться как в бобышках поршней, так и во втулках головок шатунов. Пружинные кольца предотвращают перемещение пальцев в осевом направлении. Цилиндры 1й и 2й ступеней – чугунные, отлиты попарно в виде отдельных блоков, имеющих сверху и снизу фланцы. Нижним фланцем блоки крепятся к картеру, к верхнему фланцу присоединяется клапанная головка. Для отвода тепла наружные поверхности блоков имеют ребра. Клапанные плиты 1й и 2й ступени в сборе с клапанами устано влены между цилиндрами и клапанными головками, в которых имеет ся перегородка, образующая всасывающую и нагнетательную полости над клапанами. Клапаны компрессора – беспружинные пластинчатые. Пластинки свободно лежат в прорезях ограничителя, препятствующего смещению пластин в сторону прорези. Во время работы пластинки под давлением воздуха выгибаются по дуге до упоров или, благодаря своим 217 пружинящим свойствам, закрывают каналы в седлах, регулируя тем са мым направление движения воздуха. Очистка всасываемого воздуха осуществляется двумя фильтрами автомобильного типа. Вентилятор приводится во вращение от шкива коленчатого вала при помощи кли новидного ремня и служит для охлаждения трубок промежуточного хо лодильника сжатого воздуха, а также ребристой поверхности цилин дров и клапанных головок. Сжатие воздуха в винтовых компрессорах происходит в камерах, об разущихся между боковыми поверхностями зубов рабочих винтов и кор пусом винтового элемента. Масло в камере сжатия винтового элемента выполняет роль смазки, герметика зазоров между винтами и корпусом, а также охладителя сжимаемого в винтовом элементе воздуха. На рис. 135 приведен разрез широко применяемого высоконадежного винтового компрессорного блока фирмы «Atlas corco», а на рис. 136 изображена принципиальная схема винтового компрессора с ресивером. Рис. 135. Винтовой элемент фирмы «Atlas corco» Рис. 136. Принципи8 альная схема винто8 вого компрессора: 1 – комбинированный охладитель масло8воздух; 2 – клапан минимального давления; 3 – фильтр тонкой очистки; 4 – воздушный фильтр; 5 – впускной клапан с электромагнитным управлением; 6 – винтовой блок; 7 – маслоотделитель; 8 – термостат; 9 – масляный фильтр; 10 – электродвигатель; 11 – ресивер 218 Весьма важным параметром компрессоров, который в значитель ной степени определяет долговечность, надежность и затраты на его эк сплуатацию, является коэффициент полезного действия (КПД). У винто вых компрессоров этот параметр существенно выше, чем у поршневых. Как уже было отмечено, для регулирования давления на выходе компрессора с механическим приводом используется, наряду с элек троконтактным манометром, электропневматический вентиль, кото рый включает и выключает шиннопневматическую муфту в приводе. Рис. 137. Электропневматический вентиль: 1 – возвратная пружина; 2 – клапанная коробка; 3 – выпускной клапан; 4 – электромагнитная катушка; 5 – кожух; 6 – кнопка проверки работоспосбности клапана; 7 – якорь; 8 – клеммы При отсутствии тока через катушку клапан 3 поднят пружиной 1 вверх и воздух поступает в баллон шиннопневматической муфты: ком прессор работает. При подаче напряжения на обмотку катушки 4 якорь 7 втягивается, перемещает клапан вниз, перекрывая подачу воздуха от впускного к выпускному отверстию, и соединяет выпускное отверстие с атмосферой. На выходе поршневых компрессоров может устанавливаться масло8 отделитель. Один из вариантов маслоотделителя (рис. 138) состоит из цилиндрического стакана с внутренней обечайкой в его средней части. На эту обечайку устанавливается фильтрующий патрон с пластмассовы ми гранулами. Сверху в стакан ввинчена крышка с выходным штуце ром. Под фильтрующим патроном, в боковой стенке стакана, имеется входной штуцер. В нижней, конической части стакана ввинчен сливной кран для удаления масла, задержанного фильтрующим патроном. 219 Рис. 138. Маслоотделитель Следующими элемента ми подсистемы воздухоснаб жения являются обратные клапаны, установленные на выходе рабочего и резервно го компрессоров (2 на рис. 131). Эти клапаны отно сятся к элементам цепей управления пневмосистемы и служат для исключения по тери воздуха при выключе нии компрессоров. На рис. 139 показано устройство такого клапана, сра батывающего на запирание при остановке компрессора за счет сжатого воздуха в герметичной камере над клапаном и силы веса клапана. Име ются также варианты клапанов с механической возвратной пружиной. Рис. 139. Обратный клапан: 1 – выпускное отвестие; 2 – клапан; 3 – впускное отверстие; 4 – корпус На входе воздухосборника устанавливают конденсатор (4 на рис. 131), который также относится к подсистеме воздухоснабжения си стемы пневмоуправления буровой установки. Конденсатор предназна чен для тонкой очистки сжатого вохдуха от масла и влаги и являет ся холодильником сжатого возду ха. Разрез простейшего конденса тора приведен на рис. 140. Кон денсатор состоит из корпуса с кон денсирующей перегородкой, на которую падает воздушный поток. Рис. 140. Конденсатор 220 За перегородкой установлен выходной штуцер. Для удаления кон денсата имеется сливное отверстие с краном. Для создания запаса сжатого воздуха на периоды его интесивного потребления, сжатый воздух после удаления масла и осушки поступает в воздухосборник (воздухосборники), который относится к сосудам вы сокого давления 4й группы и рассчитан на предельное давление 1,25 от максимального рабочего давления пневмосистемы (рис. 141). Обще техническое название такого сосуда – ресивер. Воздухосборник подле жит регистрации в органах Ростехнадзора, так как произведение его объема на предельное давление превышает 1 МПа.м3, и должен подвер гаться периодическим гидравлическим испытаниям опрессовкой. На воздухосборнике установлен манометр и предохранительный клапан, настроенный на срабатывание при давлении 1,25 от максимального ра бочего давления, входные и выходные отводы с пробковыми или шаро выми кранами, а в донной его части ставят сливной кран. Для осмотра внутренней поверхности и дефектоскопии воздухосборника на его бо ковой стенке выполнен герметично закрытый люк. Рис. 141. Воздухосборник (ресивер): 1 – сливной кран; 2 – манометр; 3 – предохранительный клапан; 4 – опорные балки; 5 – отводы; 6 – впускной и выпускной вентили; 7 – люк Конструктивная схема предохранительного клапана представлена на рис. 142. В межсезонье, при влажности, близкой к 100 %, степень осушки воздуха в конденсаторе может оказаться недостаточной. В этом случае, в состав подсистемы воздухоснабжения может быть введен адсорбци онный осушитель воздуха (рис. 143). Обычно для этих целей применя ют патроны с силикагелем, которые периодически регенерируются прокаливанием в сушильных шкафах. В качестве сушильного агента может также применяться хлористый кальций. 221 Рис. 142. Предохранительный клапан воздухосборника: 1 – корпус; 2 – нажимной стакан; 3 – пружина; 4 – нажимная пята; 5 – клапан; 6 – седло клапана; 7 – атмосферные отверстия Рис. 143. Адсорбционный осушитель воздуха К элементам цепей управления пневмосистемы относятся верт8 люжки, которые позволяют подводить сжатый воздух к шиннопневма тической муфте, вращающейся вместе с соединяемыми валами. Пода ча воздуха в баллон полумуфты производится через сверления в валу, на котором она установлена. При этом воздуховод, по которому подается воздух во вращающийся вал, должен оставаться неподвижным. Суще ствует два варианта вертлюжка, которые решают указанную задачу, – с сальниковым севанитовым и торцевым уплотнением шпинделя, герме тично соединенного с валом (рис. 144, 145). Корпус вертлюжка остается неподвижным, а шпиндель вращается на шарикоподшипниках вместе с валом, к которому он крепится с ге метичным уплотнением. Севанитовое уплотнение, исключающее утеч ки воздуха между вращающимся шпинделем и неподвижным корпу сом, набивается, как и подшипники, консистентной смазкой через ша риковый клапан («тавотницу»). 222 Рис. 144. Вертлюжок с сальниковым севанитовым уплотнением (манжетный вертлюжок) Рис. 145. Безманжетный вертлюжок с торцевым уплотнением: 1 – шпиндель; 2 – шарикоподшипники; 3 – текстолитовая втулка торцевого уплотнения Вертлюжок с торцевым уплотнением относится к необслуживае мым устройствам и имеет значительный ресурс работы за счет приме нения в торцевом уплотнении (между полированным торцом шпинде ля и уплотняющей прокладкой) неподвижной, медленно изнаши ваемой текстолитовой втулки, прижатой к торцу шпинделя пружиной. В состав цепей управления пневмосистемы входят клапаны8раз8 рядники, которые устанавливают перед вертлюжками для быстрого опо рожнения баллонов шиннопневматических муфт после их выключе ния. Если не устанавливать эти устройства, то опорожнение баллонов муфт будет происходить через атмосферные отверстия управляющих кранов. Воздуховоды, соединяющие краны с муфтами, имеют большую протяженность, что будет вызывать затягивание процесса их выключе ния. Такое затягивание приведет к работе шиннопневматической муфты в этот период на давлении, меньшем минимально допустимого (<0,6 МПа). А это, в свою очередь, сократит срок службы фрикцион ных накладок и баллона муфты, за счет проскальзывания полумуфт. На рис. 146 приведен разрез такого клапана. 223 Рис. 146. Клапан8разрядник: 1, 11 – штуцер; 2 – корпус; 3 – втулка; 4 – гайка; 5, 8, 12 – кольцевая прокладка; 6 – большой клапан; 7 – малый клапан; 9 – кольцо; 10 – крышка; В – атмосферные отверстия При наполнении баллона шиннопневматической муфты воздух поступает в штуцер 11 крышки, проходит через отверстие А большого клапана 6, через продольные пазы на внешней поверхности малого клапана 7 и через отверстие Б в левом торце большого клапана посту пает в штуцер 1 корпуса, соединенный с воздуховодом, ведущим через вертлюжок к муфте. Сжатый воздух мог бы пройти в атмосферные отверстия В, но поскольку сечение отверстия А меньше, чем отверстия Б, и меньше суммарного сечения отверстий В, образуется повышенное давление воздуха справа от клапанов, перебрасывающее их влево. При этом уплотнительное кольцо 5 перекрывает отверстия В, когда необхо димо выключить муфту, при помощи крана соединяют воздуховод, ве дущий к клапануразряднику, с атмосферой. Давление слева от клапа нов становится больше, чем справа. Малый клапан под действием раз ности давлений перебрасывается вправо и перекрывает выход воздуха в отверстие А, вследствие чего вправо перемещается и большой клапан, открывая атмосферные отверстия В, через которые быстро опорожня ется баллон муфты. В составе цепей управления пневмосистемы имеется еще один клапан, который называется переключательным, так как он позволяет подавать воздух на один исполнительный механизм пневмосистемы (пневмоцилиндр одностороннего действия) с двух разных направле ний, как правило, с рабочего и аварийного. На рис. 147 изображен ва риант исполнения такого клапана. Этот клапан используют для упра вления ленточноколодочным тормозом классической буровой лебед ки со стороны рычага тормоза через пневмоусилитель тормоза (кран машиниста системы Казанцева, кинематически связанный с рычагом тормоза, – пневмоцилиндр одностороннего действия, шток которого давит на мотылевую шейку коленчатого вала тормоза) и со стороны 224 противозатаскивателя через двухклапанный кран. Аварийное торможе ние имеет приоритет благодаря большему давлению на шар клапана с этого направления. Рис. 147. Переключательный клапан: 1 – корпус; 2 – шар клапана; 3 – седло; 4 – впускное8выпускное отверстие со стороны крана машиниста; 5 – впускное отверстие со стороны противозатаскивателя; 6 – впускное8выпускное отверстие со стороны пневмоцилиндра одностороннего действия При аварийном торможении лебедки через пневмоцилиндр, для исключения опасного пневмоудара на тормозную систему лебедки, в состав цепи управления на входе в пневмоцилиндр ставят дроссель, обеспечивающий плавное наполнение воздухом рабочей полости пнев моцилиндра. Дроссель представляет из себя шайбу в герметичном кор пусе, разделяющую поток воздуха отверстием расчетного диаметра. Для надежной работы крана машиниста системы Казанцева и тор мозного двухсекционного рычажного крана, имеющих малые проход ные отверстия, требуется тщательная очистка воздуха от твердых ча стиц. Для этой цели в состав цепи управления перед краном машини ста ставят фильтр (рис. 148). Рис. 148. Фильтр: 1 – корпус; 2 – путанка промаслянная полимерной нити; 3 – крышка; 4 – штуцер; 5, 6 – сетка В качестве органов управления в пневмосистеме буровой установки широко используются двух8 и четырехклапанные краны (рис. 149, 150). Двухклапанный кран управляет работой одной шиннопневмати ческой муфты или одного пневмоцилиндра одностороннего действия. При изображенном на рис. 149 положении рукоятки 1 и кулачкового цилиндра 3, воздействующего на клапаны, баллон шиннопневматиче ской муфты соединен с атмосферой через отверстие 6 (выпускной кла пан 5 (справа) открыт), а впускной клапан 4 закрыт. При противопо ложном положении рукоятки атмосферное отверстие 6 закрывается выпускным клапаном 5, а впускным клапаном 4 в баллон муфты пода ется сжатый воздух. 225 Рис. 149. Разрез двухклапанного крана: 1 – рукоятка; 2 – крышка верхняя; 3 – кулачок; 4 – клапан впускной; 5 – клапан выпускной; 6 – атмосферное отверстие; 7 – корпус; 8 – крышка нижняя; 9 – клапанная пружина; 10 – отводящий ниппель; 11 – подводящий ниппель Рис. 150. Четырехклапанный кран: 1 – рукоятка; 2 – крышка верхняя; 3 – кулачковый диск; 4 – выпускной клапан; 5 – выпускное отверстие; 6 – соединительные хода; 7 – корпус; 8 – крышка нижняя; слева – впускной клапан Четырехклапанный кран позволяет управлять двумя шиннопнев матическими муфтами или одним пневмоцилиндром двухстороннего действия. Он имеет три положения, которые задаются кулачковым ди ском 3: 1) первая муфта включена, вторая – выключена; 2) первая муф та выключена, вторая – включена; 3) обе муфты выключены. На рис. 150 справа изображено положение двух выпускных и двух впу 226 скных клапанов при выключении обоих муфт (нейтральное положе ние, при среднем положении рукоятки крана). При переводе рукоятки в одно из крайних положений один впускной клапан открывается, а со ответствущий ему выпускной клапан закрывается, в результате чего од на из муфт включается, а другая остается выключенной. В противопо ложном крайнем положении вторая пара клапанов включает вторую муфту, а первая муфта при этом выключается. На современных буровых установках производства ОАО «Урал маш» вместо двухклапанного крана стали применять пневматический распределитель золотниковый (рис. 151), в котором вместо выпускного клапана используется золотник. На рисунке изображено положение ручки управления, при котором кулачковый вал позволяет золотнику переместиться под действием пружины в верхнее положение. В таком положении впускной клапан запирается пружиной и не пропускает воздух в штуцер (входное отверстие штуцера на рис. 151 закрыто золот ником), через который воздух подается в исполнительный механизм пневмосистемы (шиннопневматическую муфту или пневмоцилиндр одностороннего действия). При этом отверстия в золотнике совмеще ны с атмосферными отверстиями и воздух из исполнительного меха низма пневмосистемы выходит в атмосферу. После перевода ручки управления в противоположное положение кулачковый вал нажимает на золотник, золотник перемещается и закрывает атмосферные отвер стия, а впускной клапан открывается и воздух поступает в исполни тельный механизм системы пневматического управления. Рис. 151. Распределитель золотниковый пневматический типа РПУ: 1 – эксцентрик; 2 – ручка управления; 3 – шток (золотник); 4 – клапан 227 Для плавного регулирования давления воздуха в пневмоцилиндрах одностороннего действия, например в тормозных пневмоцилиндрах, помогающих бурильщику плавно регулировать тормозной момент на барабане лебедки или в пнемоцилиндрах сервомеханизма, плавно регу лирующего подачу топлива в дизельные двигатели главного привода буровой установки, применяют регулирующие краны. К ним относят ся: кран машиниста системы Казанцева и тормозной двухсекционный рычажный кран. Последний кран применяется в составе рабочего тор моза современных буровых лебедок серии ЭТ. Внешний вид и принципиальная схема крана машиниста системы Казанцева приведены на рис. 152. Рис. 152. Кран машиниста системы Казанцева: cлева – внешний вид; cправа – принципиальная схема; 1 – ручка управления с нажимным винтом, 2 – пружина; 3, 6 – управляющая и рабочая мембраны; 4 – толкатель; 5 – клапан управляющий (возбудитель); 7 – толкатель рабочего клапана; 8 – клапан рабочий Кран машиниста системы Казанцева относится к регулирующим кранам мембранного типа. Такие краны имеют две мембраны: одну ра бочую, другую – управляющую. Рабочая мембрана управляет клапа ном, регулирующим подачу сжатого воздуха из магистрали к исполни тельному устройству. Вторая мембрана управляет клапаном (клапана ми), регулирующим подачу и давление воздуха в камере над рабочей 228 мембраной. Разность давлений под и над рабочей камерой определяют степенью открытия рабочего клапана, а тем самым и давлением возду ха, поступающего в исполнительное устройство. Работа крана машиниста системы Казанцева поясняется схемой мембранного крана, приведенной на рис. 152. Камера I постоянно со общена с магистралью воздуха. Управляющий (возбудительный) кла пан регулирует делением потока подачу воздуха под управляющую мембрану, которая, в свою очередь, регулирует давление воздуха в каме ре III над рабочей мембраной. Если давление воздуха в камере II выше, чем в камере IV, то мембрана прогибается, рабочий клапан закрывает атмосферное отверстие и открывает доступ воздуха из камеры I в каме ру IV, откуда он поступает к управляющему устройству. Аналогично работает тормозной двухсекционный рычажный кран, схема которого представлена на рис. 153. Основное отличие это го крана от крана машиниста системы Казанцева в том, что он являет ся регулирующим краном поршневого типа (поршни вместо мембран). Это позволило выполнить его двухсекционным и использовать для соз дания тормозного момента на барабане лебедки путем управления, че рез два пневмоцилиндра одностороннего действия, парой дисковых тормозов. Рис. 153. Кран тормозной двухсекционный рычажный: 1 – рычаг; 2 – упорный винт рычага; 3 – защитный чехол; 4 – ось ролика; 5 – ролик; 6 – толкатель; 7 – корпус рычага; 8 – гайка; 9 – тарелка; 10, 16, 19, 27 – уплотнительные кольца; 11 – шпилька; 12 – пружина следящего поршня; 13, 24 – пружины клапанов; 14, 20 – тарелки пружин; 15 – поршень малый; 17 – клапан; 18 – толкатель; 21 – атмосферный клапан; 22 – упорное кольцо; 23 – корпус атмосферного клапана; 25 – нижний корпус; 26 – пружина малого поршня; 28 – большой поршень; 29 – клапан верхней секции; 30 – следящий поршень; 31 – упругий элемент; 32 – верхний корпус; 33 – опорная плита; I...V – выводы 229 Рассмотрим теперь работу упрощенной схемы пневмоуправления буровой установки, которая приведена выше на рис. 131. Она наиболее близка схемам пневмоуправления БУ «Уралмаш 3Д, 5Д». На схеме изо бражены две компрессорные станции: одна – верхняя, с контрприво дом (механическим приводом), другая – с электрическим приводом. Воздух от компрессора, одного или другого, поступает через обратные клапаны 2, конденсатор 4 на воздухосборники 5. Конденсат паров мас ла и воды, скопившийся в конденсаторе, периодически удаляют через сливной кран. Воздухосборники заполняются до максимального рабо чего давления, что приводит к замыканию электрических контактов регулятора давления (электроконтактного манометра). Максимальное рабочее давление в воздухосборнике может быть проверено по маноме тру и при необходимости подрегулировано винтом в регуляторе давле ния. Регулятор давления через электропневматический вентиль вы ключает компрессор. Если станция с электрическими приводами, от ключение компрессора производит магнитный пускатель. Если по ка койлибо причине отключения не произошло и давление в системе пневмоуправления возрастает, при превышении максимального рабо чего давления на 25 % сработает предохранительный клапан 7 и будет стравливать избыточное давление по мере необходимости. При сниже нии давления в системе пневмоуправления в результате работы ее элементов до 6 атм, регулятор давления снова включит компрессор. В процессе работы системы пневмоуправления в воздухосборниках на капливается конденсат из масла и влаги, который следует периодиче ски удалять через сливной кран 8. Воздух из воздухосборников посту пает на осушитель 9, который может и отключаться, если в нем нет необходимости или для обслуживания. Далее воздух через воздушный фильтр 14 поступает на кран машиниста системы Казанцева 15, кото рый управляется ручкой тормоза 16. Воздух поступает из крана маши ниста под давлением, определяемым положением ручки тормоза, через переключательный клапан 17, к которому с противоположной стороны подсоединен один из двух 2клапанных кранов противозатаскивателя, в пневмоцилиндр 3 тормоза. В случае необходимости ручка тормоза может быть разобщена с краном машиниста системы Казанцева и мож но производить ручное торможение. Вторая цепь пневмоуправления идет на шиннопневматические муфты различных механизмов – ле бедки, ротора и др. Для включения механизма используют двухклапан ный кран 10. Воздух от двухклапанного крана подается через клапан разрядник 11 и вертлюжок 12 на баллон шиннопневматической муф 230 ты 13. Шиннопневматическая муфта соединяет разобщенные валы си лового привода и трансмиссии или трансмиссии и конкретного меха низма (лебедки, ротора и др.). При закрытии крана происходит бы строе стравливание воздуха из шиннопневматической муфты через клапанразрядник и атмосферное отверстие крана. При этом шинно пневматическа муфта выключит соответствующий механизм. Для удобства управления БУ часть органов системы пневмоуправле ния сведены на пульты управления. Главный пульт управления служит для управления работой всех основных механизмов БУ. Он расположен на посту бурильщика около рукоятки тормозной системы лебедки. Вблизи отдельных агрегатов БУ могут располагаться вспомогатель ные пульты пневмоуправления. Например, пульт дизелиста буровой установки БУ 3Д размещен на силовом блоке вблизи дизельных сило вых агрегатов. На нем располагаются органы управления силовым при водом, буровыми насосами и компрессора с механическим приводом. Пульт пневмоуправления автоматического бурового ключа АКБ3М располагается в непосредственной близости от ключа, у глав ного пульта управления буровой установкой. Пульт пневмоуправления буровыми насосами буровых установок кустового бурения расположен в непосредственной близости от насосов. Монтаж пневматической системы управления осуществляется в следующей последовательности. Компрессорные станции и оборудование монтируют одновремен но. Каждая буровая установка комплектуется двумя компрессорными станциями. В буровых установках с дизельным приводом одна компрес сорная станция имеет механический привод, другая (резервная, пуско вая) – механический привод. На буровых установках с электроприводом обе компрессорные станции имеют электрический привод. Место мон тажа компрессорных станций с механическим приводом определяют в зависимости от расположения их привода. Привод компрессоров может осуществляться от суммирующей трансмиссии многодвигательного привода или одного из силовых агрегатов. Монтируют компрессорные станции на металлических основаниях их привода. На шкивы компрес сорной станции и его привода надевают клиновидные ремни, которые натягивают двумя винтами, расположенными на основании. К основа ниям привода компрессорные станции крепят болтами. Клиноремен ную передачу ограждают. Вторую компрессорную станцию с электро приводом можно устанавливать как на одном основании около ком прессора с механическим приводом, так и в другом месте. 231 На буровых установках кустового бурения с эшелонной компонов кой компрессорные станции уже в заводских условиях собирают в са мостоятельный компрессорный блок, который и устанавливается на предусмотренное для него основание. Компрессоры соединяют воздухопроводом из стальных бесшов ных труб. К нагнетательным линиям компрессоров воздухопровод при соединяют при помощи фланцев. Между фланцами помещают парани товые прокладки. Воздухопровод каждого компрессора оборудуют об ратными клапанами. Крышка обратного клапана должна находиться в верхнем положении, иначе на сам клапан будет воздействовать грави тация и это нарушит его нормальную работу. При установке клапана обращают внимание на стрелку, указывающую направление движения воздуха через клапан. Между клапанами на трубопроводе врезают тройник, при помощи которого трубопровод соединяют с воздухосбор ником. Применение резинотканевых шлангов на этом участке не раз решается. Воздухосборники монтируют на специальном основании отдельно от остального оборудования в безопасном месте под укрытием, по воз можности ближе к компрессорам и укрывают от солнечных лучей и ат мосферных осадков. В компрессорном блоке для них предусмотрен специальный отсек. С компрессорами воздухосборник через конденса тор соединяют трубопроводом, который имеет небольшой уклон в сто рону воздухосборника для стока конденсата. Вертлюжки с воздухопро водом или клапаномразрядником соединяются гибкими резиноткане выми шлангами. К вертлюжкам и трубопроводам шланги крепятся стяжными хомутиками. Для облегчения соединения трубы со шлангом внутренняя поверхность его покрывается сухим тальком. Кран машиниста укреплен на специальной стойке, около нижней части рычага ручного управления, тормозом. На стойке кран устано влен горизонтально с таким расчетом, чтобы нажимной стержень кра на и толкатель тормозного рычага лебедки были на одной оси. Воздухо проводы к крану присоединяют при помощи накидных гаек. Для уплотнения под фланцы штуцеров ставятся резиновые прокладки. Кран машиниста обладает высокой чувствительностью, поэтому на воздухопроводе, по которому подводится сжатый воздух из магистрали, перед краном устанавливают воздушный фильтр тонкой очистки. Для воздушных трубопроводов используют стальные трубы, имею щие паспорта или сертификаты. Соединяют воздушные трубопроводы газовой сваркой или на фланцах. В качестве прокладочного материала 232 для фланцевых соединений используют паранит, асбест или другие ма териалы, устойчивые к воздействию тепла, влаги и масла. Большинство трубопроводов системы пневматического управле ния буровых установок помещены на рамах исполнительных механиз мов: силовых агрегатов, буровой лебедки и др. Поэтому монтаж пнев мосистемы в большинстве случаев сводится к соединению трубопрово дов с компрессорными станциями, органами управления и исполни тельными механизмами. Воздушные трубопроводы прокладываются с таким расчетом, чтобы они не мешали обслуживающему персоналу, а устанавливаемая арматура должна быть доступна для удобного и безо пасного обслуживания и ремонта. Не допускается провисание и пере плетение трубопроводов, наличие на них глухих отводов и заглушен ных штуцеров, в которых может скапливаться влага. С кранами упра вления трубопроводы соединяются при помощи резинотканевых шлангов, которые крепятся специальными обжимными хомутиками. В местах прохождения шлангов через вырезы в рамах или около кромок других металлических деталей шланги защищают резиновыми втулками. Все открытые части трубопроводов надежно защищают от поврежде ний. При монтаже и эксплуатации пневмосистемы необходимо соблю дать соответствующие правила техники безопасности, нарушение ко торых может привести к разрушению отдельных элементов пневмоси стемы и вызвать травматизм или аварии на буровой. Рассмотрим теперь особенности эксплуатации системы пневмати8 ческого управления. От состояния узлов системы управления во многом зависит работоспособность и надежность буровой установки, а также безопасность работы обслуживающего персонала. Поэтому в процессе эксплуатации буровой установки необходимо уделять особое внимание уходу за системой управления, заключающемуся в соблюдении предус мотренных основных параметров работы отдельных агрегатов, внима тельном ежедневном наблюдении за состоянием и работой всех элементов системы, своевременном устранении неисправностей и при нятии профилактических мер для их предупреждения, выполнении требований инструкций заводовизготовителей. После монтажа пневматической системы управления выполняют ся следующие работы. 1. Опрессовывают пневматическую систему (воздухосборник, воз духопроводы, краны) воздухом на давление, равное 1,25 рабочего, но не менее чем на 3 кгс/см2 выше рабочего давления. 233 Под опрессовочным давлением система должна находиться в тече ние 5 мин, после чего давление снижается до рабочего, при котором ос матривается система и проверяется герметичность соединений трубо проводов обмыливанием. 2. Проверяют правильность подключения отдельных агрегатов пнев матической системы поочередным включением всех механизмов, при этом обращают внимание на действие всех кранов в каждом положении. Необхо димо также контролировать исправность и нормальное действие предохра нительных клапанов, регулятора давления, вентилей и других узлов. Такая проверка производится обязательно до опробования буро вой установки на ходу. 3. Перед пуском компрессора в работу выполняют следующие работы: а) проверяют центровку соединения компрессора с электродвигателем или клиноременной передачей механического привода; б) контролируют уровень масла в картере компрессора; в) проворачивают компрессор вручную, чтобы убедиться в том, что привод и компрессор вращаются свободно, без заеданий; г) смачивают маслом сетку фильтра компрессора; д) спускают через спускной кран конденсат из холодильника ком прессора. В процессе эксплуатации буровой установки ежедневно осущест вляется уход за элементами пневматической системы. Компрессор. При ежедневном уходе за компрессором выполняют следующие работы: а) проверяют состояние компрессора внешним осмотром с целью выявления и устранения таких неисправностей, как пропуски воз духа в местах соединений, течь масла, нарушения крепления и т. д.; б) следят за состоянием и уровнем масла в картере компрессора, по следний должен находиться между рисками на стержне масломера (щупа); в) не реже одного раза в смену, а при интенсивной работе компрессо ра и влажной погоде чаще сливают конденсат (влагу, масло) из хо лодильника компрессора через краник; г) во время работы компрессора проверяют, нет ли ненормальных шу мов и вибраций, появление которых свидетельствует о неисправно сти компрессора, требует остановки и устранения дефектов; д) очищают компрессор от грязи и масла; е) периодически, в зависимости от загрязнения, очищаются воздуш ные фильтры и холодильники (радиаторы) компрессора. 234 Воздушные фильтры промываются в бензине или дизельном то пливе, просушиваются и слегка смазываются маслом. Холодильники промываются в горячем 10%м растворе каустической соды. В процессе эксплуатации компрессора следят за величиной зазо ров между сопрягаемыми подвижными деталями, так как при увеличе нии зазоров начинается ускоренный износ деталей. Увеличение зазо ров сопровождается появлением стуков, снижением давления масла в компрессоре, а также уменьшением его производительности КПД. Смазка в картере после спуска в работу нового компрессора заме няется через 150–200 ч работы, а в дальнейшем через 750–800 ч. Для смазки компрессора применяется компрессорное масло марки «19 т» (ГОСТ 1861–78). Ежедневно следят за состоянием электропневматического вентиля и регулятора давления (элктроконтактного манометра). Шарнирные соединения регулятора должны двигаться легко и плавно. Шарниры периодически смазывают тонким слоем густой консистентной смазки. Систематически, два раза в месяц, следует осматривать контакты регулятора и при необходимости зачищать их. Воздухосборник. Уход за воздухосборником заключается в содержании его в чистоте, регулярном, не реже одного раза в сутки, сливе конденсата и наблюдении за исправностью предохранительного клапана и манометра. Воздухосборник является сосудом высокого давления, поэтому ос мотр и освидетельствование его должны производиться согласно «пра вилам устройства, установки и освидетельствования сосудов, работаю щих под давлением». На каждом воздухосборнике должна быть таблич ка, на которой указывается номер воздухосборника, дата изготовления, наибольшее рабочее давление, регистрационный номер и сроки сле дующих осмотров и гидравлических испытаний. Воздухосборники ре гистрируются в местной инспекции Ростехнадзора. При каждом монтаже буровой установки проверяют воздухосборник на отсутствие вмятин в стенках, целость окраски и исправность кранов. Краны. В процессе эксплуатации клапанных кранов, золотнико вых пневмораспределителей, крана машиниста системы Казанцева и рычажного тормозного двухсекционного крана следят за их чистотой и состоянием смазки. Особое внимание уделяют чистоте верхней части корпуса крана регулирующих кранов. Следует также оберегать от грязи и воды верхнюю полость двух клапанного крана и золотникового пневмораспределителя, в которую грязь и вода могут попадать через прорезь крышки клапана. 235 При появлении утечки воздуха в местах соединения резиноткане вых шлангов с ниппелями кранов и в других местах необходимо немед ленно устранять неплотности. Разбирать краны на буровой для устра нения неисправности не рекомендуется. Клапанные краны смазываются один раз в месяц густой конси стентной смазкой, а по мере загрязнения смазка заменяется свежей. Краны машиниста на буровой не смазываются. Шинно8пневматические муфты. При эксплуатации шиннопнев матических муфт в первую очередь необходимо следить за правильным воздухоснабжением. Муфты работают надежно при давлении воздуха в магистрали 6,5–10 кгс/см2. Не допускается работа муфт при давлении ниже 6 кгс/см2, перегрузке и других факторах, вызывающих пробуксов ку муфт под нагрузкой. При эксплуатации шиннопневматических муфт необходимо со блюдать следующие правила: 1. Регулярно следить за исправностью и герметичностью воздухо проводов. Не допускать работу муфт при давлении воздуха в маги страли, выше и ниже максимального и минимального рабочего да вления пневматической системы. 2. Периодически проверять температуру муфт, которая должна быть не выше температуры окружающего воздуха. 3. Следить за тем, чтобы на муфты не попадало масло. Боковые по верхности муфт периодически очищать от грязи. 4. Не допускать к дальнейшей работе муфты с поврежденным кордом. 5. Не допускать работу муфт с чрезмерным износом колодок, так как это приводит к снижению коэффициента трения и крутящего мо мента, передаваемого муфтой. Допустимая минимальная толщина колодок для муфт ШПМ500 2 мм и для муфт ШПМ700 и ШПМ1070 – 2,5 мм. 6. Следить за состоянием крепления баллона к ободу и обода к диску. Все болты должны быть затянуты и зашплинтованы. Воздухопроводы. В процессе эксплуатации необходимо постоянно следить за исправностью и герметичностью воздухопроводов и устра нять неисправности. Трубопроводы и, особенно, резинотканевые рука ва должны быть защищены от ударов и истирания. Не допускается попадание на рукава масла и дизельного топлива. Вертлюжки. В процессе эксплуатации необходимо следить за тем, чтобы вертлюжки не перегревались. Температура корпуса вертлюжка не должна превышать 70 С. При чрезмерном нагреве вертлюжка 236 необходимо проверить нет ли заедания в уплотнении или подшипни ках. Для этого необходимо снять кронштейн и провернуть несколько раз корпус от руки. Корпус должен вращаться свободно, без заеданий. При появлении утечки воздуха через тавотницу необходимо проверить исправность уплотнений. Биение корпуса вертлюжка изза неточной центровки с валом не должно превышать 1–1,5 мм, а осевое биение корпуса относительно шпинделя – 0,5–0,6 мм. Фильтры. При каждом монтаже, но не реже одного раза в 3 месяца, следует очищать фильтры. При очистке фильтр разбирается полностью и все его части промываются керосином. Набивка после промывки смачивается маслом. Испорченная, измельченная набивка заменяется новой. При сборке фильтра следят за герметичностью соединения кор пуса с крышкой. 4.6.2. Электрическая система управления Существуют две разновидности электрической системы управле ния – аналоговая или релейная и цифровая. Аналоговая электрическая система управления присутствует в том или ином виде в комбиниро ванной системе управления любой буровой установки, в которой ис пользуется электрооборудование. Цифровая или микропроцессорная электрическая система управления успешно реализуется на буровых установках с индивидуальным электрическим приводом на электро двигателях постоянного тока и буровых установках с частоторегулируе мым электрическим приводом переменного тока. Такую систему упра вления имеют новейшие буровые установки с электроприводом произ водства ОАО «Уралмаш». В составе электрической системы управления в качестве органов упра8 вления применяются различные выключатели и переключатели: кнопоч ные; рычажные; поворотные, резисторные и индуктивные регуляторы, сельсиндатчики, микропроцессорные контроллеры и др. К элементам цепей электрической системы управления относятся: электрические прово да и кабели, резисторы, катушки индуктивности, электрические конден саторы, электронные преобразователи и пр. Исполнительными механизма8 ми электрической системы управления являются различные реле и магнит ные пускатели, тиристорные и транзисторные ключи, которые называют активными клеммниками, электропневматические вентили, силовые электромагниты, сельсинприемники и мн. др. В составе электрической системы управления имеется также под8 система электрического питания, которая выполняется в виде отдель ных блоков. 237 Аналоговая электрическая система управления в комбинированной системе управления любой буровой установки эксплуатационного и глубокого разведочного бурения занимает подчиненное положение. На некоторых буровых установках ООО «ВЗБТ» имеется равноправная комбинация пневматической и аналоговой электрической системы управления, где двух и четырехклапанные краны заменены электро пневматическими вентилями, расположенными в непосредственной близости от исполнительных механизмов системы пневмоуправле ния, – шиннопневматических муфт и пневмоцилиндров, а сами вен тили управляются дистанционно с пультов управления электрически ми выключателями и переключателями. Цифровая электрическая система управления применяется в каче стве основной в составе комбинированной системы управления на но вейших буровых установках ОАО «Уралмаш». Электрическая цифровая система управления буровой установки производства ОАО «Уралмаш» состоит из следующих основных устройств (рис. 154): • шкафа с микропроцессорным контроллером и панелью с актив ными клеммниками микропроцессорного контроллера МПК; • шкафа с активными клеммниками лебедочного блока АКЛ; • шкафа с активными клеммниками насосного блока АКН; • панели с активными клеммниками шкафа управления ШУ1 тири сторного контейнера ШУ1АК; • панели с активными клеммниками шкафа управления ШУ2 тири сторного контейнера ШУ2АК; • пульта бурильщика ПБ с активными клеммниками и панелью опе ратора фирмы «Allen Bradley» типа PV1000 или с панелью типа ТР2710 фирмы «Siemens». Основным органом управления этой системы управления являет ся микропроцессорный контроллер, в котором на микросхемах памяти записаны управляющие программы, запускаемые с пульта бурильщика. Исполнительными механизмами этой системы управления являются активные клеммники – транзисторные или тиристорные электронные ключи. Активные клеммники имеют двухстороннюю связь с микро процессорным контроллером, что позволяет контроллеру отслеживать исполнение запущенной программы и переходить на следующий этап ее выполнения либо останавливать ее выполнение. 238 Рис. 154. Структурная схема электрической цифровой системы управления 4.6.3. Подсистема контроля технологических параметров процесса бурения К системе пневмоуправления БУ, как и к любой другой разновид ности систем управления буровыми установками (механической, элек трической, гидравлической), относится также подсистема контроля технологических параметров процесса бурения. Эта подсистема пред назначена для контроля параметров и исправности действия всей систе мы управления и отдельных агрегатов буровой установки. Без контроля технологических параметров на буровой установке не может быть эф фективной ни одна система управления. В составе подсистемы контро ля – приборы и датчики, использующие различные методы регистрации параметров: механические, пневматические, гидравлические и электри ческие и тепловые. К ним относятся: манометры; термометры; индика торы веса; моментомеры; указатели скорости движения крюка; частот вращения ротора; барабана лебедки; числа ходов насоса; потребляемой мощности; силы тока; напряжения и мн. др. На буровых установках предшествующего поколения эта подсистема сводилась к минимально 239 му набору контрольноизмерительных приборов, позволяющих осу ществлять проводку скважины и контролировать основные технологи ческие параметры: осевую нагрузку на долото и вес на крюке, давление в манифольде, число двойных ходов насоса, параметры бурового ра створа, электрические параметры и некоторые другие параметры, ха рактеризующие состояние буровой установки. Штатным прибором лю бой буровой установки из перечисленного набора является гидравличе8 ский индикатор веса. Современный гидравлический индикатор веса изображен на рис. 155. Он предназначен для измерения и регистрации усилий натяжения неподвижного конца талевого каната. Величина на тяжения талевого каната пропорциональна весу на крюке. Индикатор состоит из (справа налево): трансформатора давления ТД, который пре образует натяжение каната в давление гидравлической жидкости, сам опишущего манометра, показывающего манометра и прессбачка (ги дроцилиндр одностороннего действия с винтовой подачей поршня) для нагнетания гидравлической жидкости при настройке индикатора. Все эти составляющие индикатора веса обвязаны между собой гибким мед ным капилляром. Гидравлическую систему индикатора заполняют по лиметилсилоксановыми жидкостями: ПМС5; ПМС6; ПМС10 (ГОСТ 13032–77) с пренебрежимо малым увеличением вязкости при по нижении температуры до –50 С. Трансформаторы давления выпускают для использования на талевых канатах, диаметром до 38 мм, с величиной натяжения до 320 тонн. В гидросистему гидравлического индикатора ве са включают также сигнализирующий манометр, электрический сигнал с которого поступает на систему блокировки буровой лебедки при пре вышении максимально допустимой нагрузки на крюке. Трансформатор давления устанавливается на неподвижную ветвь талевого каната и пре образует его натяжение в давление гидравлической жидкости, которое измеряется показывающим и пишущим манометрами. Показывающий манометр имеет две стрелки и две шкалы, которые обеспечивают низкую и высокую чувствительность для измерения нагрузки на крюке и выделе ния осевой нагрузки на долото. Для приведения в действие и начальной калибровки индикатора веса используют прессбачок, с помощью кото рого заполняют гидросистему рабочей жидкостью и выставляют началь ное давление гидросистемы. Трансформатор давления выбирают соот ветствующим допускаемой нагрузке буровой установки. На современных буровых установках применяют более информа тивную компьютеризированную подсистему (систему) контроля техно8 логических параметров процесса бурения. Такими системами ОАО «Урал 240 маш» и ООО «ВЗБТ» комплектуют свои новые буровые установки, а бу ровые компании оснащают ими используемый парк буровых устано вок, в том числе и достаточно старых. Рис. 155. Гидравлический индикатор веса ГИВ86М На новых буровых установкой, с условной глубиной бурения 4000 м и более, ОАО «Уралмаш» использует систему КУБ01, разрабо танную томской фирмой «Геофит», а на буровых установках с меньшей глубиной бурения – систему «СГТМикро» производства московской фирмы «СКБОреол». ООО «ВЗБТ» комплектует свои новые буровые установки системой «СГТМикро». Для комплектации действующих буровых установок отечественны ми фирмами предлагаются различные компьютеризированные системы контроля технологических параметров процесса бурения: в Москве – системы «Контур» и «СГТМикро»; в СанктПетербурге – АМТ; в Уфе – «Леуза»; в Томске – «КУБТМ» и др. Все эти системы имеют весьма схо жую структурную схему, которая приведена на рис. 156. Компьютеризированная система контроля параметров бурения позволяет одновременно регистрировать значительной число техноло гических параметров процесса бурения и параметров, характеризую щих состояние оборудования буровой установки. Причем количество регистрируемых параметров может при необходимости увеличиваться. Типовая схема расположения датчиков такой системы на буровой уста новке кустового бурения приведена на рис. 157. В компьютеризированной системе контроля для регистрации веса на крюке на неподвижную ветвь талевого каната устанавливают, наря ду с трансформатором давления гидравлического индикатора веса, 241 электронный датчик веса, у которого вместо трансформатора давления установлен преобразователь натяжения неподвижной ветви каната в деформацию балочки, которая регистрируется с помощью чувствитель ного к деформации тензометрического элемента (рис. 158). Рис. 156. Структурная схема компьютеризированной системы контроля параметров процесса бурения – Одно из возможных мест расположения блока усиления, коммутации и преобразования Рис. 157. Типовая схема расположения датчиков компьютеризированной системы контроля технологических параметров процесса бурения 242 Рис. 158. Функциональная схема датчика веса Первичный преобразователь представляет собой упругий элемент с наклеенными на него тензорезисторами. Преобразователь натяжения каната состоит из балочки 11, на которой установлены опорные роли ки 5 и ложементы каната 6. Канат 12 фиксируется на балке с помощью прижимных планок 7 и гаек 8. Балочку 11 охватывают две планки 4, на которых установлены: первичный преобразователь 10, ложемент кана та, регулировочный винт 1, гайка 3, контргайка 2 и стягивающие болты 9. Принцип работы основан на разложении усилия Fн натяжения кана та в неподвижной ветви талевого каната: P = 2Fнcosα, где P – усилие на преобразователе натяжения каната; α – угол между векторами сил. Деформацию балочки регистрирует наклеенный специальным способом тензометрический измерительный элемент. Он состоит из четырех резисторов, соединенных по мостовой схеме. В одну диагональ моста подается питание от стабилизатора тока, а с другой диагонали моста снимается дифференциальное измеряемое напряжение. Величи на последнего пропорциональна механическому «изгибу» балочки, ко торый, в свою очередь, пропорциональнен весу на крюке буровой уста новки. Измерительная зона преобразователя защищена от механиче ских повреждений герметичным кожухом. Для измерения давления на различных участках манифольда ис пользуют датчики давления в виде манометрических преобразователей давления с поршневыми средоразделителями, отделяющими буровой раствор от гидравлической жидкости в манометре (рис. 159). 243 Рис. 159. Датчик давления с оснасткой Датчик давления 1 включается в стакан 7 линии манифольда через оснастку, которая состоит из тройника 2, переводника 6, заглушек 3 и 4, уплотнительного кольца 5 и средоразделителя 7. Давление промы вочной жидкости через средоразделитель и разделительную жидкость, залитую в оснастку, передается в датчик давления, на мембране которо го производится преобразование измеряемого параметра в электриче ский сигнал с помощью наклеенного тензометрического измеритель ного преобразователя. Измерение расхода бурового раствора на входе в бурильную ко лонну производят с помощью электромагнитных или ультразвуковых датчиков расхода либо по числу двойных ходов буровых насосов. В электромагнитном датчике расхода буровой раствор протекает через участок специально созданного поперечного магнитного поля. В ре зультате этого на двух электродах, расположенных ортогонально как к магнитному полю, так и к потоку бурового раствора, возникает раз ность электрических потенциалов, пропорциональная расходу. Внеш ний вид электромагнитного датчика расхода приведен на рис. 160. Рис.160. Электромагнитный датчик расхода 244 Число двойных ходов бурового насоса фиксируется электромагнит ным счетчиком перемещений. Для этого на штоке насоса закрепляют либо металлический флажок, либо постоянный магнит, который, пере секая катушку датчика, формирует на ней импульсный сигнал. Им пульсный сигнал приводится к необходимому виду в первичном преоб разователе сигнала, а затем подается на счетчик импульсов. Частота следования импульсов равна числу двойных ходов насоса. Аналогич ный датчик может быть использован для контроля частоты вращения стола ротора. Расход бурового раствора на выходе из скважины измерять электро магнитным расходомером в желобной системе нельзя, изза постоянно меняющегося сечения струи. Для оценки расхода на выходе использу ют датчик, реагирующий на уровень и линейную скорость потока буро вого раствора, в качестве которого наиболее часто применяют датчик с резистивным или электромагнитным измерителем угла отклонения ло патки, погруженной в текущий по желобу раствор. Глубину погружения бурильной колонны в скважину и положение та8 левого блока определяют по измерению полного угла поворота барабана лебедки. Для этого используют передачу вращения от барабана лебедки на вал датчика с помощью клинового ремня или датчик устанавливают между шпинделем вертлюжка и одним из валов лебедки. Вращение ва ла датчика контролируется обычно оптическими методами – парой светодиод8фотодиод, расположенной между диском с отверстиями, ко торый кинематически связан с валом лебедки. Уровень раствора в емкостях циркуляционной системы измеряют поплавковыми датчиками и ультразвуковыми уровнемерами. В первом случае (рис. 161) поплавок через штангу соединен с движком перемен ного резистора, который и выдает сигнал, пропорциональный уровню бурового раствора. Рис.161. Поплавковый уровнемер (без штанги с поплавком) 245 Во втором случае уровень определяется по времени прихода отра женного от поверхности бурового раствора импульсного акустического сигнала. Датчики непрерывного контроля плотности бурового раствора име ют тензорезистивные преобразователи натяжения нити, удерживаю щие погруженный в буровой раствор груз. Используется и мембранный тип датчика плотности бурового раствора, у которого тонкая мембрана с нанесенным на нее тензорезистором отделяет буровой раствор от за полненной газом камеры. Деформация мембраны, пропорциональная плотности бурового раствора, меняет измеряемое сопротивление тен зорезисторного преобразователя. Имеется также комбинированный манометрический дифференциальный датчик уровня и плотности бу рового раствора в емкостях (рис. 162). Рис. 162. Дифференциальный датчик уровня и плотности бурового раствора В связи с тем, что с ростом глубины погружения в буровой раствор гидростатическое давление растет, а темп роста давления определяется плотностью раствора, имея два мембранных датчика плотности с фик сированной разностью глубины погружения Δh, по измеренным давле ниям на двух разных глубинах погружения можно вычислить плотность раствора и его уровень в емкостях: ρ = (Р2 – Р1)/(gΔh); h = (P1Δh)/(P2 – P1) + h1, где Р2 – давление на уровне нижнего датчика; Р1 – давление на уровне верхнего датчика; Δh – расстояние между датчиками по вертикали; h1 – расстояние от дна емкости до верхнего датчика по вертикали; g – уско рение свободного падения. Момент на роторе буровых установок измеряют с помощью тензо резистивных датчиков, устанавливаемых на элементах привода ротора. Реактивный момент на роторе при бурении турбобуром измеряется 246 датчиком с тензорезистивным преобразователем, который установлен на специальном стопоре стола ротора. Сигналы, поступающие с первичных преобразователей датчиков, имеют различную форму и уровень, поэтому в блоке усиления коммута8 ции и преобазования они приводится к одному виду. Аналоговые сигна лы поступают после необходимого усиления на аналогоцифровые пре образователи. Импульсные сигналы нормализуются по амплитуде и длительности, что дает возможность передать их для дальнейшей обра ботки на микропроцессорный контроллер системы. Так как количество сигналов, поступающих от датчиков, велико, их обработка может про изводиться последовательным переключением датчиков с помощью коммутирующих устройств. Для управления блоком усиления комму тации и преобразования имеется пульт дистанционного управления, с которого производится включение, выключение и другие операции с ситемой контроля технологических параметров бурения. Микропро цессорный контроллер, входящий в состав блока усиления преобразо вания и коммутации, производит обработку сигналов по программе, записанной в микросхемах памяти, с учетом команд, поступивших с пульта дистационного управления и пульта бурильщика, а далее пере дает их на пульт бурильщика, с которым имеется двухсторонняя связь. Пульт бурильщика отображает параметры, зафиксированные датчика ми и приведенные в блоке усиления, преобразования и коммутации, к требуемой размерности величин, а также дает возможность произвести некоторые операции управления системой контроля, например обну лить вес бурильной колонны, подвешенной на талевой системе буро вой установки, для контроля при бурении осевой нагрузки на долото. Зафиксированные параметры отображаются на электронных табло, расположенных на роторной площадке и в насосном блоке. Кроме то го, эти параметры передаются на рабочее место бурового мастера, кото рое представляет собой персональный компьютер с принтером. На этом компьютере отображаются в реальном времени измеряемые параметры, которые записываются в файлы и распечатываются на принтере. Современные тенденции развития компьтеризированных систем контроля технологических параметров процесса бурения состоят в соз дании программ, выполняющих анализ поступившей информации с целью раннего выявления различных осложнений и аварий, как в сква жине, так и на буровом оборудовании, и выдачи предупреждения о них буровому мастеру. 247