Оборудование циркуляционной системы буровой установки

ЛЕКЦИЯ 8 ОБОРУДОВАНИЕ ЦИРКУЛЯЦИОННОЙ СИСТЕМЫ БУРОВОЙ УСТАНОВКИ БУРОВЫЕ НАСОСЫ Общее устройство буровых насосов Буровой насос состоит из приводного и гидравлического блоков, смонтированных на сварной раме. Приводная часть состоит из трансмиссионного вала, коренного вала и шатунного механизма, установленных на станине. Станина представляет собой массивный металлический короб, в расточках которого монтируются подшипники валов. Для удобства монтажа внутренних узлов и деталей станина имеет крышку. Гидравлические блоки буровых насосов состоят из корпусных и сменных деталей. К корпусным относятся гидрокоробки и их крышки, приемный и нагнетательный коллекторы, к сменным – цилиндровые втулки и поршни, седло и тарель клапана, уплотнения подвижных и неподвижных деталей. Гидравлические части оборудованы пневматическими компенсаторами на входе и выходе, а также насосы снабжаются системой смазки трущихся частей. Технические характеристики насосов приведены в таблицах 1.1, 1.2. Возможно различное исполнение насосов с правым (левым) расположением шкива, компенсатора, фланца нагнетательной линии и звездочкой для цепного привода вместо клиноременного. Рисунок 1.1 – Приводной двухцилиндровый поршневой насос двойного действия: 1 – поршень, 2 – цилиндровая втулка; 3 – лобовая крышка; 4 – проставка; 5 – клапаны; 6 – уплотнение цилиндра; 7 – пневмокомпенсатор; 8шток; 9 – сальниковое уплотнение; 10 – станина; 11- трансмиссионный вал; 12 – коренной вал; 14 – кривошипно-шатунный механизм; 15- крейцкопф; 16 – направляющие станины; 17 - контршток Рисунок 1.2 – Трехпоршневой насос одностороннего действия мощностью 600 кВт:1 – компенсатор; 2 – выходной коллектор; 3 – гидравлическая коробка; 4 – компенсатор всасывающий; 5 – коллектор входной; 6,7 – клапаны всасывающий и нагнетательный; 8 – насос смазочный; 9 – поршень со штоком; 10 – ползун; 11 – вал коренной с шатунами; 12 – станина; 13 – трансмиссионный вал Таблица 1.1 Параметры буровых насосов завода "Уралмаш" Показатели Насосы Мощность насоса, кВт Число цилиндров Максимальное число ходов порошня в минуту Максимальная частота вращения входного вала, об/мин Длина хода поршня, мм Максимальное давление на выходе, МПа Максимальная идеальная подача, л/с Размер клапана по стандарту АНИ Тип зубчатой передачи Передаточное число редуктора Гидравлический блок Условный проход, мм: входного коллектора выходного коллектора УНБ-600А УНБТ=950А, УНБТ-1180А1 УНБТ-750 600 2 65 320 950/1180 3 125 556 750 3 160 687 400 25 290 32 250 35 51,9 №9 46 №7 50,7 №7 Косозубая 4,92 Литой Шевронная 4,448 Кованый Шевронная 4,307 Кованый 275 109 250 100 250 100 Продолжение таблицы 1.1 Габаритные размеры базовой модели, длина мм: 5100 высота 1877 ширина 2626 Показатели 5390 2204 2757 5030 2057 2530 Таблица 1.2 Параметры буровых насосов завода ВЗБТ Насос НБТ-475 НБТ-600-1 НБТ-235 Мощность, кВт 475 600 235 Число цилиндров 3 3 3 Номинальное число ходов поршня в 145 145 160 минуту Частота вращения входного вала, об/мин 457 453 1454 Длина хода поршня, мм 250 250 160 Максимальное давление на выходе, МПа 25 25 25,40 Максимальная идеальная подача, л/с 45,65 45,6 26,74 Диаметр клапана, мм 156 156 120 Тип зубчатой передачи Косозубая Передаточное число редуктора 3,152 3,125 9,09 Гидравлический блок Кованый Условный проход, мм: выходного коллектора 95 60 входного коллектора 205 156 Габаритные размеры базовой модели, мм: длина 4560 2000 высота 1768 1290 ширина 2 180 1667 Масса базовой модели, кг 14500 3883 Диаметр шкива, мм 1120 Компенсатор на выходе Сферический Ширина насоса со шкивом, мм 2605 Масса насоса со шкивом и компенсатором, 16520 4271 кг Примечание. Параметры базовой модели даны без шкива и компенсатора. 2 КОНСТРУКЦИИ ДВУХПОРШНЕВЫХ БУРОВЫХ НАСОСОВ ДВУСТОРОННЕГО ДЕЙСТВИЯ Двухцилиндровый насос состоит из приводной (справа) и гидравлической (слева) частей, смонтированных на общей раме-салазках. Гидравлическая часть насоса размещена в двух гидравлических коробках, присоединенных к станине и к раме насоса. В каждой из гидрокоробок смонтированы вставные детали: поршень 1, цилиндровая втулка 2, клапан 5, шток 8 и др. Цилиндровая втулка закрепляется в гидрокоробке лобовой крышкой 3 и проставкой 4 цилиндрической или конической формы, называемой стаканом (коронкой). Уплотнение цилиндровой втулки 6 в гидрокоробке (зарубашечное) осуществляется эластичными кольцами. Поршень насоса - цельный, резино-металлический, сопряженный со штоком своей внутренней конической поверхностью и жестко скрепленный с ним с помощью гайки. Торцовое отверстие гидрокоробки в месте выхода штока (рисунок 1.1) уплотняется сальником 9. Клапаны насоса — тарельчатые, конические, поджимаемые пружиной. Тарелка направляется по двум цилиндрическим поверхностям (отверстиям в седле и крышке). Седло запрессовано в коническом отверстии гидрокоробки. Уплотнение между седлом и тарелкой достигается самоуплотняющейся манжетой. Всасывающие и нагнетательные клапаны насоса одинаковы и взаимозаменяемы. Все уплотнительные детали насоса выполняются из резины, пластмассы или другого эластичного материала. В связи с непрерывным изменением мгновенной подачи жидкости и необходимостью обеспечить равномерное течение ее в трубопроводе, в насосе используются компенсаторы 7, устанавливаемые на коллекторах. Необходимой принадлежностью насоса является предохранительный клапан, устанавливаемый в непосредственной близости от нагнетательного патрубка. Приводной механизм насоса расположен в станине 10. Станина имеет верхнюю и несколько боковых крышек, предназначенных для проведения осмотра механизма и упрощения его ремонта. Приводной механизм включает: ведущий (трансмиссионный) 11 и ведомый (коренной) 12 валы, встроенный понижающий редуктор 13, кривошипно-шатунные механизмы 14 и другие детали. Ведущий вал насоса приводится в действие с помощью трансмиссионной передачи (ременной или цепной). Он работает в подшипниках и передает с помощью зубчатой передачи крутящий момент коренному валу. Коренной вал вращается в подшипниках, приводя в движение кривошипношатунный механизм. Контршток 17, соединенный с крейцкопфом (ползуном) 15, совершает возвратно-поступательное движение в направляющих 16 станины. В месте выхода из станины он уплотняется сальником. Смазка зубчатой передачи осуществляется разбрызгиванием жидким маслом. Встречаются конструкции в которых подшипники смазываются консистентной смазкой, а иногда подшипники, крейцкопфы и зубчатая передача смазываются маслом под давлением. В гидравлических коробках двухпоршневых насосов нагнетательные клапаны располагают или прямо над цилиндром, или с небольшим смещением наружу от его оси. Всасывающие клапаны располагают снизу с внешней стороны цилиндров. Внешнее расположение всасывающих клапанов несколько удлиняет каналы для подвода жидкости, но они удобнее в эксплуатации. Иногда всасывающий и нагнетательный клапаны располагают на одной оси, подобное расположение затрудняет доступ к нижнему клапану. Форму рабочих камер делают такой, чтобы было обеспечено удаление воздуха или газов, скапливающихся в цилиндре. Подвод жидкости к седлу клапана делают плавным и равномерным для того, чтобы не создавать отжима тарелки в одну из сторон. В частях гидрокоробки, соединяющихся со станиной, предусматриваются отверстия для шпилек. В отверстиях для клапанных крышек многих конструкций выполняется ленточная резьба. Рисунок 2.1 – Гидравлическая часть двухпоршневого насоса двухстороннего действия с разносным расположением клапанов: 1 – гидравлическая коробка; 2 – кольцо крышки клапана; 3, 4 – уплотнения втулки и крышки цилиндра; 5 – крышка цилиндра; 6, 13 – всасывающий и нагнетательный клапаны; 7 – входной коллектор; 8 - поршень; 9 – втулка цилиндра; 10 – шток; 11 – уплотнитель штока; 12 – крышка клапана Крышки гидравлической коробки, перекрывающие в ней отверстия - также разнообразны по конструкции. Основные к ним требования — прочность, надежность крепления, простота и быстрота разборки, небольшая масса. Крышки изготавливают стальными, литыми или кованными. На рисунке 2.2 показаны некоторые наиболее распространенные конструкции крышек. Быстросъемность узла обычно достигается при использовании втулки с трапецеидальной или упорной резьбой (рисунок 2.2, а, в). Винтовая втулка 1 заворачивается в корпус 2 ломом, вставляемым в ее отверстия. Резьба иногда выполняется в привертных фланцах (рисунок 2.2, б, в), что упрощает изготовление гидравлической коробки и предохраняет ее от порчи при изготовлении и в эксплуатации. В некоторых конструкциях насосов резьба выполняется не на втулке, а непосредственно на крышке (рисунок 2.2, б), которая не вставляется в корпус гидрокоробки, а завинчивается в него. Это отрицательно сказывается на работоспособности прокладки и увеличивает вес детали. Некоторые крышки имеют специальные фланцевые соединения (рисунок 2.2, г) с фигурными отверстиями, позволяющими снять крышку после поворота ее вокруг оси на некоторый угол. Уплотнение зазора между гидравлической коробкой и крышкой осуществляется с помощью плоских прокладок или самоуплотняющихся манжет С-образного или круглого сечения. Рисунок 2.2 – Крышки гидравлической коробки: а – закрепленная втулкой, ввернутой в корпус; б – ввернутая на резьбе во фланец и уплотненная плоской прокладкой; в – с втулкой, ввернутой на резьбе с уплотнительным кольцом круглого сечения; г – с фланцевым быстроразборным соединением Цилиндровые втулки неподвижно устанавливаются в расточках гидрокоробки. Буровые насосы с нерегулируемым приводом и работающие в агрессивной среде имеют комплект сменных втулок, которые можно заменять по мере их износа и при необходимости изменения подачи агрегата (для меньшей подачи требуется втулка с меньшим внутренним диаметром). Изготавливают цилиндровые втулки из высокоуглеродистой и легированной сталей, из чугунов, реже из бронзы и керамики. Внутренняя поверхность втулки может упрочняться закалкой с нагревом токами высокой частоты, борированием, хромированием и другими методами. Цилиндровые втулки могут иметь гладкую наружную поверхность либо поверхность с кольцевым буртиком. В зависимости от этого они имеют различные способы крепления и уплотнения в гидрокоробке. В качестве примера на рисунке 2.3 изображено два варианта конструктивного выполнения узла крепления и уплотнения цилиндровой втулки, используемые в буровых насосах. На рисунке 2.3 цилиндровая втулка 11 имеет гладкую поверхность и закреплена в расточке гидрокоробки с помощью распорных стаканов 12 и 7. Стаканы снабжены окнами для прохода перекачиваемой жидкости. В наружный торец стакана 7 упирается крышка 4, которая крепится к гидрокоробке с помощью шпилек 2. Для уплотнения цилиндровой втулки в канавку гидрокоробки устанавливают манжеты 10. Манжеты 6 служат для уплотнения крышки 4. Уплотнения затягиваются с помощью грундбуксы 5 и дистанционной втулки 8 и регулируются болтами 3. Рисунок 2.3 – Узел крепления и уплотнения цилиндровой втулки В насосах двухстороннего действия уплотнения втулки располагают с двух сторон. Поршни. Неразборный поршень бурового насоса двухстороннего действия (рисунок 2.4, а) состоит из стального сердечника и привулканизированных к нему с двух сторон резиновых манжет 2 с губами самоуплотняющейся конструкции. Манжеты разделены между собой буртом стального сердечника, воспринимающего действие давления и сил трения со стороны резины. Наружный диаметр губы манжеты делается несколько большим (на 3-4 мм), чем диаметр отверстия цилиндровой втулки. Благодаря этому создается предварительный прижим губы к втулке, необходимый для правильного действия самоуплотняющейся манжеты. На рисунке 2.4, б показан разборный поршень со сменными самоуплотняющимися манжетами. Они состоят из двух или трех прочно привулканизированных или склеенных между собой частей: уплотняющей, изготовленной из полиуретана или маслостойкой синтетической резины и основы — резиноткани или пластмассы. Их преимуществом является возможность смены манжет без снятия сердечника со штока. Рисунок 2.4 – Поршни насосов: 1 – ступица (сердечник); 2 – манжета поршня; 3 – кольцо манжеты; 4 – шайба; 7 – контрольная проточка Шток. Шток поршневого насоса служит для передачи усилия от крейцкопфа к поршню и представляет собой металлическую деталь цилиндрической формы. В буровых насосах высокого давления применяют составные штоки (рисунок 1.1).На концевых участках выполняется наружная резьба, с помощью которой шток одной своей стороной жестко соединяется с контрштоком (крейцкопфом), а другой с гайкой поршня. Часть штока, соединенную с ползуном, называют контрштоком или штоком ползуна, а часть, соединенную с поршнем — штоком поршня. Штоки насосов двухстороннего действия должны иметь более твердую поверхность для уменьшения износа и большую прочность сердцевины по сравнению со штоками насосов одностороннего действия. Уплотнения штока. Уплотнения штока служат для предотвращения утечки жидкости из гидрокоробки в месте выхода штока наружу. Распространены конструкции уплотнений штока - сальниковые, основу которых составляют эластичные кольца-манжеты. Различают уплотнения нажимные и самоуплотняющиеся. Нажимные уплотнения затягивают осевым усилием для создания давления жидкости. Кольца набивки нажимного уплотнения могут быть разрезанными и неразрезанными; последние менее удобны при смене. Затягивать сальник можно при помощи гайки и нажимной втулки (рисунок 2.5). В самоуплотняющихся уплотнениях используются упругие самоуплотняющиеся манжеты, обладающие способностью компенсировать свой износ и износ штока. В связи с этим требуются меньшие усилия для поджатия по сравнению с нажимными уплотнениями и поэтому их можно использовать в насосах, рассчитанных на большее давление. Для предупреждения просачивания жидкости или воздуха через уплотнение и для уменьшения износа штока к сальниковой коробке присоединяется трубка 5, подводящая к нему воду или масло под давлением. Вода подается либо из водопроводной сети, либо от специального насоса. Сальники с самоуплотняющимися манжетами выполняются различных конструкций. На рисунке 2.5 а, б, в изображены соответственно многоманжетное уплотнение без металлического кольца, одноманжетное уплотнение и многоманжетное уплотнение с металлическим кольцом, повышающим упругость уплотнения. На рисунке 2.5 г, д представлен сальник-втулка, имеющий зигзагообразный разъем с разъемным металлическим нажимным кольцом. Рисунок 2.5 – Уплотнения штока насоса двойного действия: 1 – многоманжетное; б одноманжетное; в - многоманжетное с компенсационным кольцом; г,д – одноманжетное резинометаллическое;; 1 – корпус сальника; 2 – кольцо; 3 – манжета; 4 - грундбукса нажимная; 5 – маслопровод; 6 – гайка нажимная; 7 шток Клапаны. Клапаны буровых насосов бывают, как правило, тарельчатыми с различными формами посадочных поверхностей седла и тарели, различным расположением уплотнительного элемента (на тарелке или седле) и различной конструкцией направляющих (стержневой или перьевой). . Основные составляющие клапана (рисунок 2.6) – седло 1, тарелка 2, образующие вместе с пружиной 4, крышкой 10 и упорным винтом 11 клапанную коробку. Во внутренней расточке седла установлена крестовина 7 с резиновой втулкой 8 для нижнего направляющего штока тарелки. Крестовина не воспринимает осевой нагрузки от тарелки и удерживается в седле пружинным кольцом 6. Седло снабжено внутренним конусом для посадки тарелки. Уплотнение клапана обеспечивается резиновой манжетой 3, манжета выступает относительно внутреннего посадочного конуса седла, для улучшения герметизация клапана, смягчению ударов при его работе. Металлическая обойма 12 предохраняет манжету от развала. Клапанное отверстие гидрокоробки закрывается крышкой 10, снабженной ручкой, крышка герметизируется манжетой 7, установленной в расточке гидрокоробки. Уплотнение затягивается упорным винтом 11, навернутым на фланец 13 гидрокоробки. Герметичность уплотнения контролируется по появлению утечек через контрольное отверстие а в гидрокоробке. В случае повреждения резьбы фланец заменяют новым. Винт 11 снабжен упорной резьбой крупного шага, обычно применяемой при больших односторонних осевых нагрузках. Рисунок 2.6 - Конструкция клапана: 1-седло; 2-тарель со штоком; 3-уплотнение тарели; 4-пружина; 5,8-втулки направляющие, нижняя и верхняя; 6-фиксатор; 7крестовина направляющая; 9-уплотнение седла Дно крышки имеет прилив, в расточке которого установлена резиновая втулка 5 для верхнего направляющего штока тарелки. Витая пружина 4, установленная между крышкой и тарелкой, обеспечивает нормально закрытое положение клапана и своевременную посадку тарелки при работе насоса. Начальная (установочная) нагрузка пружины примерно в 10 раз превышает вес тарелки клапана. Размещение уплотняющего кольца клапана на седле уменьшает массу рассматриваемой конструкции и улучшает ее динамические качества. Однако практика эксплуатации показала, что клапан с уплотнением на седле менее долговечен, чем клапан с уплотнением на тарели. Станины имеют коробчатое строение и изготовляются литыми из чугуна, либо сварными из стальных листов или литых блоков. Камера станины сообщается с атмосферой через сапун. В задней части станины расположена масляная ванна, в передней сальники контрштоков, предохраняющие приводной механизм от попадания извне глинистого раствора и воды и от вытекания масла из станины наружу, в боковых стенках - гнезда для размещения в них подшипников трансмиссионного и коренного валов. Гнезда закрываются крышками с уплотнениями. Приводной механизм. Схема трансмиссионной части насоса может быть различна. На рисунке 2.7 представлены типовые схемы устройства приводного механизма буровых насосов. Механизм имеет два вала (трансмиссионный и коренной), встроенную зубчатую (червячную) передачу, кривошипно-шатунные группы, подшипники и другие детали. Ведущий (трансмиссионный) вал механизма, установленный на двух (рисунок 2.7 б, в, г) или четырех опорах (рисунок 2.7 а) приводится во вращение внешней понижающей передачей — клиноременной, цепной или зубчатой. Ведомый (коренной) вал большинства насосов является двухопорным. Зубчатые колеса устанавливаются в центральной части механизма. Коренные валы приводных механизмов, приведены на рисунке 2.7 б. Первый из них — пальцевый, второй - эксцентриковый. Оба вала имеют меньшую ширину по сравнению с кривошипным валом (рисунок 2.7 а). Эксцентриковый вал (рисунок 2.10 в) сложнее в изготовлении, но позволяет сократить ширину приводной части насоса и снизить его вес. Пальцевый вал (рисунок 2.7 б) проще в механической обработке, но менее прочный. Мотылевая головка шатуна и его подшипник имеют меньшие размеры и вес в конструкции с кривошипным и пальцевым валами. Конструкция эксцентрикового вала предусматривает использование подшипников большого диаметра (рисунок 2.7 в). Зубчатые передачи. В приводном механизме для понижения числа оборотов применяют одноступенчатые зубчатые передачи. Зубчатые колеса, устанавливаемые на коренном и трансмиссионном валах, выполняются косозубыми или шевронными. Предпочтение отдается шевронной передаче. Валы насосов. Трансмиссионный и коренной валы изготовляют цельными и составными. Трансмиссионные валы работают в подшипниках качения. На одном или обоих концах вала предусматриваются участки для посадки шкива клиноременной передачи или звездочки цепной передачи. На кривошипном валу имеются зубчатое колесо и два кривошипа, удерживаемые от проворота шпонками. Ступица кривошипа разрезана и стянута болтом. Эксцентриковый вал имеет эксцентрики большого диаметра, у которых -оси отверстия и наружной поверхности смещены. В большинстве конструкций эксцентрики и вал выполняются за одно целое, литыми, коваными или сварными. Коленчатые валы в крупных насосах применяются весьма редко. Рисунок 2.7 – Схемы трансиссионных частей буровых насосов: а – с четырехопорным трансмиссионным и двухопорным коренным (кривошипным) валами; б – с двухопорным трансмиссионным и коренным (пальцевыми) валами; в – с двухопорными валами и эксцентриками;;1 – коренной вал; 2 – кривошипы или эксцентрики; 3 – трансиссионный вал; 4 – зубчатая передача; 5 – шкив приводной; 6 – подшипник шатуна Коренные валы работают в подшипниках качения. В конструкциях с кривошипным валом подшипники устанавливаются в средней части по боковым сторонам зубчатого колеса. В эксцентриковых валах подшипники располагаются по краям. В опорах валов находят применение преимущественно роликовые конические подшипники. Шкивы обычно изготовляют из чугуна и имеют 8-20 канавок для клиновых ремней узкого или нормального профиля. Они крепятся на валу на конусной или цилиндрической посадке и шпонке; для облегчения демонтажа шкива ступица его выполняется разрезной со стяжными болтами. Шатуны. Шатуны (рисунок 1.1) выполняют цельными, литыми или кованными. В мотылевой головке шатуна применяют иногда подшипники скольжения, чаще роликовые конические подшипники, обеспечивающие возможность регулировки. В малой головке шатуна устанавливают подшипники скольжения. Крейцкопфы. Крейцкопфы изготавливают литыми, чугунными или стальными. К корпусу крейцкопфа крепятся накладки, которые скользят по сменным направляющим станины (рисунок 1.1). В насосах небольшой мощности крейцкопф иногда выполняется без сменных накладок. Поверхности трения для повышения их износостойкости подвергают поверхностной закалке. Концевые участки пальца крейцкопфа для облегчения разборки выполняют коническими. В торцовую часть крейцкопфа на цилиндрической или конической резьбе вворачивается контршток (шток), фиксируемый штифтом или контргайкой. Смазка трущихся деталей приводной части осуществляется жидким маслом, разбрызгиваемым зубчатым колесом. Иногда подшипники коренных и трансмиссионных валов смазывают консистентным маслом, поступающим из ручным масленок. Подшипники малой головки шатуна v смазывают жидким маслом, стекающим из надкрейцкопфной камеры через отверстие в головке шатуна.[4] . 3 КОНСТРУКЦИИ БУРОВЫХ ТРЕХПОРШНЕВЫХ НАСОСОВ ОДНОСТОРОННЕГО ДЕЙСТВИЯ Устройство гидравлической части насоса показано на рисунке 3.1. Три одинаковые клапанные коробки соединяются между собой всасывающим 1 и нагнетательным 7 коллекторами, образуя гидравлический блок.[2] Всасывающий коллектор 1 крепится через уплотнения 2 к клапанным коробкам двенадцатью болтами. В конусные гнезда каждой клапанной коробки 4 устанавливаются две клапанные группы одинаковой конструкции—всасывающая и нагнетательная. Всасывающая клапанная группа запирается через крышку гидрозажимом 10. Поджатие цилиндровой втулки 14 к клапанной коробке 4 осуществляется через уплотнение 2 втулкой 13 с помощью хомута 3. Хомут стягивается болтом 8 и гайкой. Гидравлическая часть НБТ- 600отличается от УНБТ-950 и УНБТ-1600 расположением клапанов. У менее мощных насосов всасывающий клапан расположен ближе к поршню, чем нагнетательный. Клапан бурового насоса УНБТ-1600 имеет отличия от других клапанов конструкцией нижнего хвостовика. Он обладает большим диаметром и большей площадью контакта с седлом, что снижает напряжения в зоне контакта. Клапаны насосов УНБТ-950 и УНБТ-1600 имеет дополнительную защиту клапанной пружины от абразивного износа, который возникает при прохождении бурового раствора с высокой скоростью через седло клапана. Верхние хвостовики клапанов насосов УНБТ-950 и УНБТ-1600 (рисунок 3.2.) центрируются резиновыми втулками 1 и 15 соответственно, которые подвержены износу по внутреннему диаметру. При увеличении внутреннего диаметра втулки более чем на 2 мм ее необходимо заменить. При каждой замене седла клапана рекомендуется заменять и втулку, центрирующую верхний хвостовик клапана. Поршень насоса НБТ-475 и НБТ-600 имеет отличия в части манжетного уплотнения по сравнению с более мощной серией. Поршень насоса УНБТ-1600 и УНБТ-950 имеет возможность замены манжетного уплотнения по мере выхода оного из строя. Это обеспечивается цилиндрической поверхностью контакта поршня и манжетного уплотнения. У насосов НБТ-475 и НБТ-600 контакт поршня с манжетой происходит по ступенчатой поверхности, что предотвращает замену деятелей при износе по отдельности. Рисунок 3.1. Гидравлическая часть (НБТ-475, НБТ-600): 1-коллектор всасывания; 2-уплотнения; 3-хомут; 4-коробка клапанная; 5-пробка контрольная;6-клапанная группа; 7-коллектор нагнетательный; 8-болт; 9коронка крышки; 10 -гидрозажим; 11-поршень; 12-стакан; 13-втулка;14-втулка цилиндровая; 15-шток;16-пробка Рисунок 3.2. Гидравлическая часть (УНБТ-950): 1- пневмокомпенсатор; 2гидравлическая коробка; 3-клапан; 4-поршень; 5-система подачи СОЖ. Рисунок 3.3. Гидравлическая часть (УНБТ-1600): 1,8-коробка гидравлическая; 2крышка клапана; 3-шток поршня; 4-клапан;5-поршень;6- втулка цилиндровая; 7винт. Рисунок 3.4 Клапан бурового насоса (НБТ-600): I-седло клапана; 2-пружина; 3клапан. Рисунок 3.5. Клапанная группа насосов (УНБТ-950): 1 - втулка; 2 - клапан; 3 кожух; 4 -пружина; 5 - гайка; 6 - уплотнение; 7 – седло Рисунок 3.6. Поршень насоса (НБТ-475, НБТ-600): 1- манжета; 2 – шайба. Рисунок 3.7 Цилиндропоршневая группа насоса (УНБТ-950): 1 - втулка цилиндровая; 2 - шток поршня; 3 - кожух; 4 - гайка крепления поршня; 5 -шайба; 6 - сердечник;7 - манжета поршня Рисунок 3.8Поршень насоса со штоком (УНБТ-1600): 1- шплинт; 2 , 3 - гайка; 4 шайба; 5 - манжета; 6 – поршень; 9 – кольцо; 10 – шток; 11 – кожух. Таблица 3.1. Особенности расположения всасывающих и нагнетательных клапанов в гидравлических коробках насосов насос конструкция поршня Ближний к поршню клапан НБТ-475 монолитный всасывающий НБТ-600 монолитный всасывающий УНБТ-950 сборный нагнетательный УНБТ-1600 сборный нагнетательный Приводная часть (рисунок 3.9) предназначена для преобразования энергии вращательного движения трансмиссионного вала в энергию возвратнопоступательного движений поршней гидравлической части насоса.[3] . Крышка насоса и станина соединяются между собой, закрепляются и фиксируются от продольного смещения втулками 16 (рисунок 3.9), при этом с плоскостей разъема станины и крышки убрать смазку и вытереть «насухо». Корпус приводной части выполнен разъемным и состоит из станины 7 (рисунок 3.10) и несущей крышки 1 (рисунок 3.9), обработанных совместно. Взаимное положение крышки и станции зафиксировано специальными втулками 16, которые при снятии крышки со станины необходимо предварительно извлекать из крышки и устанавливать при установке крышки на станину с помощью болта и подкладок. Рисунок 3.9. Приводная часть: (НБТ-475): 1,6-крышки; 2-накладка станины; 3ползун; 4-шатун; 5-шток ползуна; 16-втулка Рисунок 3.10. Приводная часть: (НБТ-475): 7-станина; 8-подшипник; 9-цанка; 10-болт; 11-стакан; 12-вал трансмиссионный; 13-венец зубчатый; 14-стакан; 15вал с шатунами Приводная часть (рисунок 3.10) состоит из трансмиссионного вала 12 и вала с шатунами 15. На опорах вала расположены сферические роликоподшипники, смонтированные в стаканах 11 и 14 (рис. 1.15.). Опоры монтируются после установки эксцентрикового вала в станину.[3] Рисунок 3.11.Вал трансмиссионный: (НБТ-475): 1—крышка; 2-подшипник; 3-стакан; 4-вал; 5-шестерня; 6-шпонка; Трансмиссионный вал установлен в крышке корпуса на сферических роликоподшипниках. Подшипники заключены в стаканы 3 и закрываются снаружи крышками 1 (рисунок 3.11). На выступающих за подшипниковые опоры конических хвостовиках закреплены шпонки 6. На них монтируется шкив клиноременной или звездочка цепной передач. Противоположный хвостовик вала закрывается защитным колпаком. На валу через шпоночное соединение запрессована шестерня 5.[3] Рисунок 3.12.Вал трансмиссионный: (УНБТ-1600) 1 - втулка; 2 – подшипник; 3 – вал; 4 - кольцо; 5 -манжета; 6 – крышка; 7 втулка; 8 - прокладка; 9 - кольцо; 10 – шестерня; 11 - шпонка; 12, 13 - стаканы; 14 – шпонка; 15 - винт. Трансмиссионный вал насоса УНБТ-1600 (рисунок 3.12.) представляет собой вал 3 с установленной на нем шестерней 10, которая передаёт крутящий момент благодаря наличию шпонки 11. Вал 3 установлен на двухрядных сферических подшипниках 2, установленных в стаканы 12,13. Вал 3, шестерня 10 и подшипники 2 являются плавающими в стаканах 12,13 и фиксируются колесом коренного вала за счет шевронной передачи. Стаканы 12, 13 в корпусе фиксируются крышками 6. На концах вала 3 установлены шпонки 14, которые передают крутящий момент от шкива или звёздочки цепной передачи. В корпусе насоса установлен эксцентриковый вал 2 (рисунок 3.13) с шатунами 5 и ползунами 6.Между двумя эксцентриками вала на ступице по прессовой посадке закреплен зубчатый венец 1, который входит в зацепление с шестерней трансмиссионного вала. Три эксцентрика, расположенные под углом 120° с эксцентриситетом относительно общей оси вала, обеспечивают равномерную последовательность и заданную длину ходов поршней насоса. На эксцентриках вала через цилиндрические роликоподшипники с помощью нажимных шайб 4 (рисунок 3.13) планок 3 установлены шатуны 5 с ползунами 6.[2]. Рисунок 3.13. Вал с шатунами: (НБТ-475): 1-венец зубчатый; 2-вал эксцентриковый; 3-планка; 4-шайба нажимная; 5-шатун; 6-ползун Кривошипно-ползунный механизм УНБТ-1600 (рисунок 3.14) установлен на двухрядных сферических подшипниках 1 на две опоры Д и В. Опора В является фиксирующей, так как стакан 15 зафиксирован в этой опоре дюбелем 12 от горизонтального перемещения, а подшипник 1 зажат в стакане 15 крышками Подшипник 1 на опоре Д является плавающим. Стакан зафиксирован дюбелем 12 в опоре Д только от проворота. На эксцентриковом валу 3 установлено зубчатое колесо 4, которое через призонные болты 5 передаёт крутящий момент валу. Кроме этого, на эксцентриковом валу установлены три роликовых подшипника 6, являющихся опорами больших головок шатунов, зафиксированные на валу и шатунах планками 17. Средний подшипник 6 зафиксирован на валу полукольцами 16. Малые головки шатунов 14 установлены в ползунах 10. Два роликовых подшипника 3 (рисунок 3.15) малой головки шатуна установлены на пальце 5, который фиксируется планкой 6 в корпусе ползуна 4, перемещающийся по направляющим 1,11. Соосно оси ползуна 10 установлен шток 18 ползуна, закреплённый на торце ползуна 10 фланцем 11 при помощи болтов 19. .Малая головка каждого шатуна 1 (рисунок 3.14) соединена с ползуном 2 с помощью пальца 3, двух радиальных роликоподшипников 4, закрепленных на пальце и в расточке головки шатуна стопорными пружинными пальцами 5 и 6. Палец с каждой стороны соединен с ползуном с помощью разрезных цанг 7. Цилиндрические отверстия в ползуне для сопряжения его с цангами выполнены так, что позволяют, удалив ту или иную цангу, демонтировать палец вместе с внутренними обоймами подшипников в любую сторону. Рисунок 3.14. Вал с шатунами: (УНБТ-1600) Это создает определенные удобства для монтажа среднего ползуна в условиях эксплуатации, если в этом появится необходимость. Ползун имеет закаленные и шлифованные поверхности для сопряжения с накладками станины и крышки насоса. На этих поверхностях выполнены продольные и поперечные канавки специального профиля для создания условий смазки во время работы. Для хорошей прирабатываемости с ползунами трущиеся поверхности накладок изготовлены из бронзы. Рисунок 3.15. Узел ползуна: (НБТ-475): 1-малая головка шатуна; 2-ползун; 3палец; 4-роликоподшипник; 5-кольцо; 6-кольцо; 7-цанга; 8-болт Сборка приводной части осуществляется в следующей последовательности: 1) собрать крышку корпуса насоса с трансмиссионным валом и накладками; 2) установить и закрепить в станину накладки, затем заранее собранный эксцентриковый вал с шатунами и ползунами. На опоры вала через боковые отверстия станины с помощью цанг 9 крепятся стаканы 11 и 14.[3] В насосах УНБТ-950 и УНБТ-1600 применяется сдвоенная шевронная передача. В менее мощных насосах применяется обычная цилиндрическая косозубая передача. Введение шевронной передачи позволяет полностью избавиться от осевой силы, возникающей при косозубом зацеплении. 4 ПНЕВМОКОМПЕНСАТОРЫ И ПРЕДОХРАНИТЕЛЬНЫЕ КЛАПАНЫ БУРОВЫХ НАСОСОВ 4.1. Пневмокомпенсаторы всасывающей линии Пневмокомпенсатор (рисунок 4.1) предназначен для выравнивания скорости потока промывочной жидкости во всасывающем трубопроводе и снижения динамических нагрузок на рабочее колесо подпорного насоса. Наличие пневмокомпенсатора улучшает всасывающую характеристику насоса. Пневмокомпенсатор состоит из корпуса 1, полусферы 2, диафрагмы 3, запорного устройства 4 и манометра 5. Полость «а» предназначена для заполнения сжатым воздухом, а в полости «б» во время работы насоса находится промывочная жидкость; полости «а» и «б» разделяются диафрагмой 3.[2] Рисунок 4.1. Пневмокомпенсатор ПК-20/4: (НБТ-475, НБТ-600) 1-корпус; 2-полусфера; 3-диафрагма; 4-запорное устройство; 5-манометр; 6вентильневмокомпенсатор ПК-20/4 имеет следующую техническую характеристику: Начальный объем газовой полости, дм3 Давление предварительного сжатия воздуха в полости, «а» Таблица 4.1. 20 Половина давления, развиваемого подпорным насосом, на линии всасывания Условное давление трубопровода 0,6 (6) Ру, МПа (атм.) Условный проход, Ду, мм 200 Масса, кг 120 Во время работы насоса вентиль 6 и пробка запорного устройства 4 должны быть закрыты. Утечка воздуха недопустима. 4.2 Пневмокомпенсаторы нагнетательной линии Пневмокомпенсатор ПК-40/250 (рис.1.26) диафрагменного типа предназначен для выравнивания подачи и давления нагнетания промывочной жидкости. Таблица 4.2. Характеристика техническая пневмокомпенсатора Начальный объем газовой полости, дм 40 Рекомендуемый газ азот или воздух Наибольшее рабочее давление, МПа (кгс/см ) 25(250) Таблица 4.3. Величина начального давления газа и промывочной жидкости на выходе из насоса Рабочее давление газа МПа Рабочее давление жидкости Р, МПа (кгс/см2) кпг/см2) до 10 (100) от 0,4 до 0,6 Р св. 10 до 15 (св. 100 до 150) (60) " 15 " 25 (" 150 " 250) (90) Пневмокомпенсатор состоит из корпуса 9, седла 1, крышки 7, диафрагмы 3 со стабилизатором 2 и шайбой 8. На крышке 7 под защитным колпаком установлены пробойник 6, вентиль 4 и манометр 5. При заполнении газовой полости азотом (или воздухом) диафрагма 3 принимает форму внутренней поверхности корпуса 9. Конус диафрагмы перекрывает проходное отверстие седла 1. Для предотвращения выдавливания конуса диафрагмы в проходное отверстие седла в ее центральной части завулканизирован металлический сердечник, к которому крепится фасонной шайбой 8 и болтом стабилизатор 2. Манометр 5 предназначен только для контроля давления при заполнении компенсатора газом и для кратковременной проверки наличия и величины давления газа в компенсаторе при неработающем насосе. Во всех остальных случаях, во избежание утечек газа и порчи диафрагмы игольчатый вентиль 4 должен быть закрыт. Во время работы насоса промывочная жидкость при давлениях выше давления газа в полости компенсатора, проходя через отверстие седла 1, поднимает диафрагму, сжимая газ до тех пор пока давление газа и перекачиваемой насосом жидкости не выровняются. [2] В периоды времени, когда мгновенная подача жидкости насосом превышает среднюю, часть жидкости поступает в компенсатор, дополнительно сжимая газ, а когда мгновенная подача меньше средней, то происходит возмещение недостатка подачи за счет увеличения объема газа компенсатора. Поэтому диафрагма во время работы насоса все время совершает колебательное движение. Надежность и долговечность работы диафрагмы 3 в значительной степени определяются точностью соблюдения рекомендаций по заполнению сжатым воздухом газовых полостей пневмокомпенсаторов. Рисунок 4.2. Пневмокомпенсатор ПК-40/250: I-седло; 2-стабилизатор; 3-диафрагма; 4-вентиль; 5-манометр; 6-пробойник; 7крышка; 8-шайба; 9-корпус 4.3. Предохранительные клапаны Предохранительный клапан КП-250 (рисунок 4.3.) предназначен для защиты гидравлической и механической частей насоса и привода от действия перегрузок. Клапан состоит из следующих основных частей: корпуса 4, переходника 1, штока 3 с поршнем 2, демпфера 5 и кожуха 7. Шток упирается в нож 8, который удерживается в статическом положении стержнем 9. Стержень проходит через отверстие в ноже и корпусе 4. Семь отверстий в ноже соответствуют различным давлениям, при которых происходит срабатывание клапана. Рабочие давления, которым соответствуют отверстия в ноже, указаны в табл. 6, установленной на клапане. При подъеме давления в напорном трубопроводе, выше указанного в табл. 5, стержень 9 срезается, шток с поршнем движется к демпферу 5, отбрасывая нож 8. Для контроля работоспособности необходимо изъять стержень 9 из предохранительного клапана и запустить буровой насос в работу.[3] Рисунок 4.3. Клапан предохранительный КП-250: 1-переходник; 2-поршень; 3-шток; 4-корпус; 5-демпфер; 6-табличка; 7-кожух; 8нож; 9-стержень Наличие потока бурового раствора из выкидной линии КП-250 при давлении в линии манифольда не более 0,5 МПа свидетельствует о работоспособности клапана. При отсутствии потока бурового раствора из выкидной линии КП-250 необходимо остановить насос, осмотреть клапан, при необходимости разобрать и устранить неисправность, повторить проверку работоспособности. Периодичность контроля работоспособности клапана определяется эксплуатирующей организацией, но реже одного раза в сутки и после каждой длительной остановки насоса. Давление рабочее, МПа (кгс/см ) Таблица 4.4. Давление срабатывания МПа (кгс/см ) 11,3 (113) 12,6 (126) 14,3 (143) 11,7-12,4 (117-124) 13,0-13,8 (130-138) 14,8-15,7 (148-157) Продолжение таблицы 4.4 16,2 (162) 18,7 (187) 21,6 (216) 25,4 (254) 16,8-17,8 (168-178) 19,2-20,4 (192-204) 22,4-23,8 (224-238) 26,3-27,9 (263-279) 5 СИСТЕМА ОХЛАЖДЕНИЯ И СМАЗКИ 5.1 Система охлаждения и смазки цилиндро-поршневой пары Система охлаждения и смазки цилиндро-поршневой пары (рис.1.30) предназначена для подачи смазочно-охлаждающей жидкости под давлением в зону трения поршня с цилиндровой втулкой с целью создания нормального режима работы цилиндро-поршневой пары. Система охлаждения и смазки цилиндро-поршневой пары включает в себя: бак 4 для смазочно-охлаждающей жидкости, электронасос 6 центробежного типа, коллектор 2 с тремя гибкими шлангами 3. Внутри бака имеется защитная сетка и подогреватель смазочно-охлаждающей жидкости при работе в холодное время года. Емкость бака 160 дм. Включение и выключение электронасоса 6 должно быть сблокировано с включением силовых агрегатов в приводе бурового насоса.[3] Рисунок 5.1. Система охлаждения и смазки цилиндро-поршневой пары: (НБТ475): 1-вентиль; 2-коллектор; 3-шланг;4-бак; 5-сетка защитная; 6-электронасос Работа системы охлаждения втулок происходит следующим образом: с включением силовых агрегатов в приводе включается электронасос 6 и смазочно-охлаждающая жидкость подается в общую магистраль коллектора 2; далее из общей магистрали смазочно-охлаждающая жидкость через шланги 3 поступает в зону трения ЦПП, а затем самотеком сливается в бак. В зимнее время года, в целях исключения замерзания смазочно-охлаждающей жидкости, необходимо к подогревателю подключить горячую воду или пар. Места подключения представляют собой, два свободных штуцера с резьбой М27.[7] В качестве смазочно-охлаждающей жидкости рекомендуется применять смесь из десяти частей дизельного топлива (ГОСТ 305-73) и одной части масла индустриального И-50А ГОСТ 20799-75. Техническую воду применять не рекомендуется, так как она обладает низкими смазочными свойствами. 5.2 Система смазки механической части Система предназначена для смазки всех механических частей насоса, подвергающихся трению, и выполнена таким образом, что все узлы трения (подшипники шатунов, валов, ползуны с накладками) смазываются самотеком. Залитое в корпус масло индустриальное И-50А ГОСТ 20799-75 забрасывается колесом в маслосборник 6, от него по трубопроводам 3, 4, 7, 8 распределяется по всем точкам трения и затем сливается в картер корпуса. Для нормальной работы системы смазки необходимо осматривать и очищать от грязи маслосборник не реже одного раза в неделю. Заменять масло рекомендуется не реже одного раза в два месяца. Слив отработанного масла осуществляется через кран 1, который расположен в нижней задней части корпуса. Заливку масла рекомендуется производить через один из наклонных люков, расположенных в передней части крышки насоса. Объем масла, 3 заливаемого в картер корпуса, равен 200 дм и контролируется при помощи масломера. Внутри масляной ванны имеется подогреватель. В зимнее время года в целях исключения загустевания масла необходимо к подогревателю подключить горячую воду или пар. Места подключения представляют собой два штуцера с резьбой М27. В летнее время при высоких температурах окружающего воздуха и нагреве насоса к змеевику подключить холодную воду.[2] Очистка буровых растворов осуществляется путем последовательного удаления крупных и мелких частиц выбуренной породы и других примесей, содержащихся в поступающем из скважины буровом растворе. Для полной очистки буровых растворов циркуляционные системы оборудуются комплексом очистных устройств (рис.1). Первичная очистка проводится вибрационными ситами, посредством которых удаляются крупные частицы (размером более 75 мкм). Мелкие частицы вредных примесей удаляются посредством пескоотделителя (40 мкм), илоотделителя (25 мкм) и центрифуги (5 мкм), используемых на последующих ступенях очистки. Рис.1.Четырехступенчатая схема очистки бурового раствора: ЕО- емкость очистки; ПРЕ – промежуточные емкости; ЕП – емкость приготовления бурового раствора; ЕД – доливная емкость; ВС1, ВС2 – видросита; ППО – пескоотделитель; ИО – илоотделитель; ЦФ- центрифуга; ДГ – дегазатор; КШ – контейнер шнековый; УС – смесительное устройство; Н1,Н2 – агрегат электронасосный шламовый; НП НП2 – насос подпорный; НВ – насос винтовой; НБ1, НБ2 – насос буровой; МФ – манифольд 1. Вибросита На вибрационных ситах частицы выбуренной породы просеиваются через сито под действием вибраций, которые создаются эксцентриковым (рис. 1.1, а) либо инерционным (рис. 1.1,6) вибратором. Привод вибратора состоит из электродвигателя и клиноременной передачи. В последние годы преимущественно распространены инерционные вибраторы, позволяющие сравнительно просто регулировать амплитуду колебаний путем изменения положения дебалансов 1 (рис. 1.2 ,б). Частицы бурового раствора, превышающие размеры ячеек сетки вибросита, оседают на ней и по транспортному желобу сбрасываются в отвал (шламовый амбар). Очищенный раствор, пройдя через ячейки сетки, поступает в приемные емкости циркуляционной системы. Основными частями вибросита являются основание 1, приемник 2 с распределителем потока, виброрама 5 с сеткой 4, вибратор 3, амортизаторы 6, поддон 7 для сбора очищенного раствора (рис.1.1). Вибрирующая рама может располагаться как горизонтально, так и под углом к горизонту, а ее движение может быть линейным, круговым, эллипсообразным и комбинированным. Рис.1.1 Схема вибросита: 1-основание; 2 – приемник; 3 – вибратор; 4- сетка; 5 – вибрирующая рама; 6 – амортизаторы; 7 – поддон. По числу вибрирующих рам различают одинарные, сдвоенные и строенные вибросита с одно-, двух- и трехъярусными горизонтально либо наклонно расположенными ситами (рис. 1.1, в). Вибрирующие рамы комплектуются индивидуальными вибраторами и выравнивателями для равномерного распределения раствора по ширине сита. В многоярусных виброситах буровой раствор из скважины поступает на верхнее сито с более крупными ячейками, а затем на нижние с меньшими ячейками. В результате возрастает производительность на единицу поверхности сита и одновременно уменьшается его износ. Рис. 1.2. Конструктивные схемы вибросит Дня буровых растворов высокой вязкости эффективность очистки возрастает с увеличением амплитуды вибраций и угла наклона сита. Многоярусные вибросита снабжаются устройством для независимой регулировки угла наклона сит. Для смягчения ударов и защиты от больших нагрузок виброрама подвешивается к опорной раме на спиральных пружинах либо резиновых амортизаторах. Колебание виброрамы происходит по замкнутой круговой либо эллиптической траектории. Предпочтительно встречное движение виброрамы и бурового раствора, способствующее самоочистке сита. Для восстановления пропускной способности вибросита застрявшие частицы удаляются путем периодической промывки сетки водой либо продувкой сжатым воздухом. Пропускная способность и глубина очистки бурового раствора зависят от световой поверхности и размера ячеек сетки. Наибольшую световую поверхность имеют плетеные сетки из стальные проволок либо капроновых нитей. Долговечность сетки зависит от износостойкости и коррозионно-усталостной прочности используемых проволок и нитей, а также от равномерности натяжения сетки в вибрирующей раме. С увеличением толщины проволок возрастают их прочность и износостойкость. Однако при этом уменьшается световая поверхность сетки и соответственно пропускная способность вибросита. В виброситах применяются сетки, у которых размеры ячеек в свету составляют: 0,16x0,16; 0,2x0,2; 0,25x0,25; 0,4x0,4; 0,9x0,9 мм. В ряде стран сортамент сеток устанавливается по числу отверстий, приходящихся на единицу длины либо площади сетки. При выборе размера ячеек сетки учитывают необходимую степень очистки, пропускную способность вибросита и плотность бурового раствора. К вибрирующей раме сетка крепится при помощи кассеты либо двух барабанов, расположенных по концам рамы. На один из барабанов сетка наматывается с запасом длины, используемым для перепуска поврежденных при эксплуатации участков рабочей поверхности сетки. Кассетное крепление обеспечивает равномерное натяжение сетки в продольном и поперечном направлениях. Волнистость рабочей поверхности сетки и неплотное его примыкание к вибрирующей раме приводят к преждевременным повреждениям. Вибросита лучших образцов позволяют полностью очистить буровые растворы от частиц размером более 0,125 мм и удалить при этом до 50 %, выбуренной породы. 1.1 Вибросито СВ 11 Таблица 1.1 - Технические характеристики сита вибрационного СВ11 Максимальная пропускная способность при очистке бурового раствора водяной 0,06 основе плотностью 1,2x103 кг/м3, м3/с Рабочая поверхность сетки, м2 1,65 Амплитуда колебаний, мм 2,5-3,0 -1 Частота колебаний, с 20,7 Масса изделия, кг, не более 850 Вибросито (рис. 1.3) включает в себя основание, на котором на четырех опорных пружинах установлена виброрама, бак приемный, привод, состоящий из электродвигателя и клиноременной передачи, ограждение, кассету с мелкоячеистой сеткой. Основание сита представляет собой сварную конструкцию из двух полозьев, соединенных поддоном с вырезом, на которых приварены опоры, служащие посадочными местами под пружинные амортизаторы. Рама вибрирующая состоит из основания, ситовой кассеты и двух боковин, скрепленных между собой стяжками и корпусом вибратора. И корпусе вибратора размещен вал, на котором установлены грузы, обеспечивающие колебания вибрирующей рамы. На основании установлен электродвигатель, обеспечивающий вращение вибратора; передача от электродвигателя к вибратору осуществляется двумя клиновыми ремнями. Рис. 1.3. Сито вибрационное СВ 11 1 - основание; 2 - пружина; 3 - рама вибрирующая; 4 - бак приемный; 5 - привод; 6 - ограждение; 7 - кассета с мелкоячеистой сеткой. Раствор через приемный бак подается на ситовую кассету. Проходя через сетку, раствор очищается и через вырез в поддоне сливается в резервуар, а частицы шлама транспортируются по ситовой поверхности и сбрасываются на наклонный трап и далее в амбар, благодаря вибрации рамы. Над виброситом предусматривается установка гидроциклонного пескоотделителя ГЦК-360. Для уменьшения потерь бурового раствора со шламом пескоотделитель устанавливается над отдельной мелкоячеистой кассетой вибратора. При этом жидкая фаза шлама после гидроциклона проходит через сетку и возвращается в резервуар, а шлам сбрасывается также в амбар. При установке сита вибрационного в модуль необходимо проверить горизонтальность по уровню; отклонение от горизонтальности — не более 5 мм. 1.2. Вибросито ВС-1 Таблица 1.2 - Технические характеристики вибросита ВС-1 Максимальная пропускная способность при установленных кассетах с сетками № 0,38 016-01 при бурении на воде, м3/с Рабочая поверхность сетки, м2 2,52 Минимальный размер удаляемых частиц, 0,16 мм Максимальная амплитуда колебаний 3,9 вибрирующей рамы, мм Частота колебаний вибрирующей рамы, Гц 17,3+0,5 (об/мин.) (1040+30) Масса вибросита, кг 2162 Вибросито (рис. 1.4) состоит из станины, предназначенной для крепления к основанию блока и служащей сборником и распределителем очищенного раствора. В полозьях станины установлена приемная емкость. В верхней части приемной емкости смонтированы распределители потока, обеспечивающие равномерную . подачу раствора на сетки кассет. Рис. 1.4. Сито вибрационное ВС-1 1 - станина; 2 - основание сетки; 3 - емкость приемная; 4 - распорка; 5 - боковина; 6 - кассета; 7 - рама привода; 8 - рама вибрирующая; 9- пружина опорная; 10 - тумба; 11- лист; 12 - заслонка; 13 - поддон; 14 - полозья; 15 поперечина; 16 - патрубок входной; 17 - шибер; 18 - распределитель; 19 рычаг; 20 - цепь; 21 - пост кнопочный; 22 - кабель. Распределители могут фиксироваться под любым углом к направлению потока. При необходимости подачи раствора, минуя кассеты, в приемной емкости имеется клиновая заслонка. С обеих сторон станины имеются отверстия, закрываемые заслонками, позволяющие производить выпуск очищенного раствора. На станине приварены четыре тумбы для установки вибрирующей рамы. Вибрирующая рама устанавливается на четыре витые цилиндрические пружины. Рама вибрирующая состоит из основания, сетки и двух боковин, скрепленных между собой болтами. Боковины также скреплены распоркой, рамой привода и корпусом вибратора. В корпусе вибратора размещен вал, на обоих концах которого установлены дисбалансы, обеспечивающие необходимую амплитуду колебаний. На раме привода установлен электродвигатель, обеспечивающий необходимую частоту колебаний, а с противоположного края рамы привода расположены грузы, уравновешивающие электродвигатель. Передача вращения от электродвигателя к вибратору осуществляется двумя клиновыми ремнями. При монтаже проверяют горизонтальность расположения станины. Соединяют патрубок приемной емкости с трубой, идущей от устья скважины. 1.3. Сито вибрационное с линейными колебаниями Таблица 1.3. Максимальная пропускная способность при бурении на 0,045 воде на сетке с размерами ячейки 0,16x0,16 мм, м3/с Рабочая поверхность, м2 2,6 Минимальный размер удаляемых частиц для сетки с 0,16 размерами ячейки 0,16x0,16 мм, мм Максимальная амплитуда колебаний рамы 2 2 вибрирующей, мм Частота колебаний рамы вибрирующей, Гц 24,5+0,5 Масса, кг, не более 2000 Вибросито СВ1Л (рис. 1.5) состоит из станины, рамы вибрирующей, вибратора линейных колебаний. Станина предназначена для крепления вибросита на блоке и служит в качестве сборника и распределителя раствора. Станина состоит из полозьев, соединенных между собой двумя трубами, и поддона. На полозьях установлена приемная емкость, в которую вварен приемный патрубок с фланцем. Приемная емкость оснащена полкой, предназначенной для равномерного распределения раствора на поверхности ситовой кассеты. В приемной емкости установлен шибер, степень открытия которого регулируется вручную рычагом и фиксируется цепью. С обеих сторон станины имеются отверстия, закрываемые заслонками, для выпуска очищенного раствора. Для предотвращения разбрызгивания раствора приварены ограждения. На станине с помощью четырех витых цилиндрических пружин установлена рама вибрирующая. Две пружины, расположенные вблизи приемной емкости, установлены на неподвижные опоры. Другие две пружины установлены на подвижные опоры. Подвижные опоры установлены на направляющих рамы вибрирующей для вертикального перемещения и регулирования угла наклона сеток. Вертикальное перемещение осуществляется посредством винта подъемного. После установки опоры на заданную высоту, она фиксируется с помощью болтов на направляющих. Рама вибрирующая состоит из основания сетки и двух боковин, скрепленных между собой. Необходимая жесткость рамы обеспечивается распоркой и корпусом вибратора. Рама вибрирующая имеет продольные и поперечные ребра, которые оснащены накладками из пористой резины. Ребра служат опорой для устанавливаемых на виброраме верхней и нижней ситовых кассет. Каждая кассета закреплена на виброраме с помощью двух прижимов и болтов с гайками. Рис. 1.5. Сито вибрационное СВ1Л 1 - станина; 2 - рама вибрирующая; 3 - вибратор; 4 - полозья; 5 - трубы строповочные; 6 - поддон; 7 - приемная емкость; 8 - патрубок; 9 - полка; 10 - шибер; 11 - рычаг; 12 - цепь; 13 - заслонка; 14 - ограждение; 15 отверстие; 16 - пружина; 17 — опора неподвижная; 18 - опора подвижная; 19 -направляющие; 20 - винт; 21 - болт; 22 - основание сетки; 23 боковины; 24 - распорка; 25 - корпус вибратора; 26, 27 - ребра; 28, 29 ребра. Вибратор линейных колебаний (рис. 1.6) включает в себя корпус вибратора, представляющий собой трубу, которая устанавливается на боковинах виброрамы с помощью болтов; две оси с дисбалансами; два двигателя. Оси установлены в корпусах. Дисбалансы закрыты кожухом и размещены на осях на подшипниках. Корпуса и подмоторная плита приварены к корпусу вибратора с помощью фланцев и косынок. Дисбаланс состоит из двух сегментов, скрепленных между собой болтами. При вывинченных болтах сегменты могут сдвигаться относительно друг друга, при этом изменяется величина эксцентриситета массы дисбаланса относительно оси вращения. Валы двигателей соединены с дисбалансами посредством лепестковых муфт. Лепестковая муфта включает полумуфту, установленную на валу двигателя, а также лепестки. Вибратор линейных колебаний установлен на виброраме так, что угол между поверхностью кассет и осью симметрии вибратора равен 45°. Валы двигателей должны вращаться в противоположные стороны. Рис. 1.6 Установка вибраторов 1,5- корпус; 2— ось; 3 - дисбалансы; 4 - двигатели; 6 - кожух; 7 подшипники; 8 - плита; 9 - фланец; 10 - косынка; 11, 14 -болт; 12 полумуфта; 13 - лепестки. При установке вибросита на емкость следует проверить горизонтальность. Отклонение от горизонтальности не более 5 мм на длину полозьев. Установку уровня производят по станине. Соединяют приемный патрубок вибросита с трубой, идущей от устья скважины, подводят воду для мытья сеток, проверяют вращение дисбалансов вибратора, которые должны вращаться от руки свободно, без заеданий. Техническое обслуживание заключается в следующем: - проверить крепление кожуха ограждения дисбалансов и плавность их вращения; - смазывать подшипники вибратора 1 раз в месяц; - при нарушении работы вибратора следует л_его разобрать для устранения неисправности. Разборка вибратора производится в следующем порядке: - отсоединить кабель от двигателей; - снять кожух; - демонтировать электродвигатель, вывинтить болты и снять крышки с дисбалансов; - снять с осей дисбалансы; - демонтировать подшипники из корпуса; - при порывах сетки, когда более 10% шлама уходит в очищенный раствор, необходимо заменить кассеты. 1.4. Вибросито СВС-2 Сдвоенное вибрационное сито СВС-2 (рис. 1.7) состоит из двух секций, установленных на общей раме 2. Каждая секция имеет самостоятельную вибрирующую часть 4 с индивидуальным электродвигателем 3 и сетку 5. Ванна I для очищенного раствора общая для обеих секций. Вибрирующая часть установлена на рессорах, которые крепятся к неподвижной ванне болтами. На наружном конце эксцентрикового вала вибратора посажен шкив, который получает вращение, через клиновой ремень 5 от ступенчатого шкива 6 электродвигателя. Четырем ступеням шкива соответствуют четыре скорости вращения вибратора. Вибрирующая рама I представляет собой сварную конструкцию, установленную на рессорах 4. На раму натянута сетка 8. Между сеткой и рамой в качестве амортизаторов проложены защитные полосы 7, крепящиеся к раме винтами. Сито имеет приемный желоб 7, разветвляющийся на обе секции. Каждое разветвление имеет заслонку 6 для отключения секции. Промывочный раствор может попасть в ванну вибросита, минуя очистку ситом. Для этой цели предусмотрен люк с крышкой 8. Шиберы 9 служат для равномерного распределения раствора по ширине сеток. Для очистки сеток от налипшего шлама и глины, сито снабжено промывочным устройством, состоящим из трубопровода 2, вентиля 3, рукава 4 и сопла 5. Трубопровод 2 подсоединяется к водопроводу. Последующая более, тонкая очистка буровых растворов осуществляется гидромеханическим способом. Для этого в песко- и илоотделителях применяются конические гидроциклоны. Рис. 1.67. Сдвоенное вибросито СВС-2 2. Гидроциклоны Гидроциклоны по принципу действия представляют собой инерционно-гравитационные отделители грубодисперсного шлама от бурового раствора. Для удаления из раствора песка с размером частиц более 0,074 м'м применяют гидроциклоны диаметром 150 мм и более, которые называются пескоотделителями, а для выделения ила с размером частиц менее 0,074 мм — гидроциклоны диаметром 50—100 мм— илоотделители. Для очистки растворов от мелкодисперсных частиц диаметром менее 0,03 мм используют центрифуги различных конструкций. В гидроциклон 1 (рис. 2.1) буровой раствор подается под давлением по питающей насадке 4. Благодаря тангенциальному расположению питающей насадки и высокоскоростному истечению буровой раствор интенсивно вращается относительно оси гидроциклона. Наиболее крупные и тяжелые частицы, содержащиеся в буровом растворе, отбрасываются центробежными силами во внешний ноток раствора, Рис. ХУ.6. образующийся в пристенной зоне конуса 2. Опускаясь по винтообразной траектории до вершины конуса, частицы удаляются через шламовую насадку 3 в находящийся под гидроциклоном шламосборник. Рис.2.1. Конструктивная схема гидроциклона Мелкие частицы, обладающие недостаточной для преодоления сопротивления среды центробежной силой, оказываются во внутреннем восходящем потоке, создаваемом в результате образования вдоль оси гидроциклона воздушно-жидкостного столба пониженного давления. Восходящий поток очищенного бурового раствора направляется к сливному насадку и по патрубку 5 поступает в приемную емкость циркуляционной системы. На эффективность очистки существенно влияет соотношение диаметров сливной и шламовой насадок, а также давление на входе в гидроциклон. Оптимальное соотношение диаметров сливной и шламовой насадок выбирается в зависимости от физико-механических свойств бурового раствора и удаляемых частиц. Давление на входе в гидроциклон зависит от подачи шламовых насосов, нагнетающих буровой раствор в песко- и илоотделитель, и диаметра питающей насадки. Давление на входе в гидроциклон должно быть в пределах 0,4—0,5 МПа. При этом обеспечиваются необходимая степень очистки и минимальные потери бурового раствора, возникающие в результате его утечки через шламовую насадку гидроциклона. Требования, предъявляемые к тонкости очистки буровых растворов, ограничивают диаметр и соответственно пропускную способность гидроциклонов. Поэтому в песко- и илоотделителях устанавливают несколько параллельно действующих гидроциклонов. 2.1. Пескоотделители В циркуляционных системах буровых установок применяется гидроциклонный шламоотделитель 1ПГК, ПГ-50, называемый пескоотделителем (рис. 2.2а). Он представляет собой батарею из четырех параллельно включенных гидроциклонов / с внутренним диаметром 150 мм, установленных на раме 3, выполненной в виде лотка с наклонным дном и люком. Во внутренней полости рамы закреплен вертикальный шламовый насос ВШН-150 4, нагнетательный патрубок которого соединен с подающей трубой 2. Внутренняя полость рамы (резервуар) разделена перегородкой на два отсека. Один отсек со шламовым насосом соединен с желобной системой, а на втором отсеке имеется шибер для удаления через люк шлама. Гидроциклон (рис. 2.2, б) состоит из цилиндрического стального корпуса 1 с тангенциальным патрубком, к которому крепится резиновое' сопло 5 и подсоединяется подающая труба. Внутри корпуса вставлен и закреплен цельнолитой полый резиновый конус 3, к нижней части которого присоединена сменная песковая насадка 4. Рис.2.2. Гидроциклонный пескоотделитель В верхней крышке корпуса на фланце установлена сливная насадка 2 с патрубком для присоединения отводов в коллектор, по которому выходит очищенный раствор. Принцип работы гидроциклона следующий: буровой раствор подается насосом по тангенциальному патрубку в гидроциклон. Под влиянием центробежных сил более тяжелые частицы отбрасываются к периферия корпуса гидроциклона, по конусу опускаются вниз и через насадку сливаются наружу. Чистый буровой раствор концентрируется в центральной части гидроциклона и через патрубок в верхней части сливается в емкость циркуляционной системы. Для повышения частоты вращения раствора в гидроциклоне сопло тангенциального патрубка сужено. Пропускная способность гидроциклонного пескоотделителяПГ-50 до 45 л/с при рабочем давлении перед гидроциклоном 0,2—0,3 МПа. Пескоотделители ПГ-50 (рис. 2.3) состоят из четырех гидроциклонов диаметром 150 мм, расположенных в один ряд. Пескоотделители ГКЦ-360М (рис.2.4.) состоят из корпуса, входного патрубка, сливной насадки, отвода, обоймы с регулирующими насадками. Цилиндрическая и коническая рабочие поверхности футерованы карбитом кремния, причем коническая часть выполнена с переменным углом кривизны. Подача бурового раствора в гидроциклон осуществляется насосом под давлением до 0,5 МПа. Регулирующие насадки предназначены для изменения диаметра пескового отверстия, которое осуществляется установкой соответствующей насадки по оси гидроциклона. Рис.2.3. Пескоотделитель ПГ-50 Дополнительная регулировка осуществляется за счет смещения насадок относительно оси гидроциклона, в результате чего верхний торец насадки перекрывает песковое отверстие, уменьшая тем самым его проходное сечение. Гидроциклоны обычно устанавливают над виброситом, где предусматривают специальную сетку для сокращения потерь жидкой фазы. Сетка должна иметь ячейки меньше минимальных размеров частиц очищаемых гидроциклоном. Раствор, поступающий в гидроциклон, должен быть предварительно очищен от частиц размером более 0,9 мм. Рис.2.4 Гидроциклон ГКЦ-360М 1 - корпус; 2 - патрубок входной; 3 - насадка сливная; 4 - отвод; 5 крышка; 6 - обойма; 7 - кассета насадок. Основные технические характеристики ГКЦ-360М Внутренний диаметр гидроциклона, мм 360 3 Пропускная способность при давлении 0,25 МПа, м /с 0,045 Наименьший размер частиц плотностью 2,6-10 кг/м3, удаляемых на 95% и более, мм 0,02 при работе на буровом растворе тестовые жидкости 0,02 Масса, кг 345 2.2. Илоотделители Илоотделители составляют третью ступень очистки буровых растворов. Они состоят из 12—16 гидроциклонов диаметром 75 или 100 мм с общим вводом бурового раствора, смонтированных на раме с поддоном для сбрасываемого ила, и шламового насоса ВШН-150. В илоотделителях ИГ-45 (рис. 2.5) используются шестнадцать гидроциклонов диаметром 75 мм, расположенных в два ряда. Гидроциклоны, используемые в ПГ-50 и ИГ-45, в основном различаются размерами одноименных деталей. Корпус гидроциклонов имеет разъемную конструкцию и состоит из силуминовых литых цилиндра, конуса и обоймы для шламовой насадки. Для предохранения от износа и коррозии внутренние поверхности корпуса, контактирующие с буровым раствором, покрывают резиновым чехлом. Насадки изготовляют из износостойких сталей и сплавов. Рис.2.5. Илоотделитель ИГ-45 1 - сливной коллектор; 2 - гидроциклоны; 3 - рама; 4 - шламосборник; 5 общий коллектор; 6 - отвод; 7 - труба для выгрузки шлама. В состав илоотделителя ИГ45М (рис. 2.5) входят следующие основные узлы и детали: гидроциклон, блок коллекторов, манометр, хомут, шламо-сборник с патрубком и отводом, клапан, тяга, плечо, гнездо, шток и диафрагма. Принцип действия гидроциклона также основан на использовании центробежной силы для отделения твердых частиц. Режим работы гидроциклона регулируется изменением размера пескового отверстия. Изменение размера пескового отверстия обеспечивается деформацией диафрагмы в результате поворота гайки. Клапанно-рычажная система во взаимодействии с питающим коллектором и шламосборником предназначена для исключения потерь раствора при остановках илоотделителя. Принцип действия клапанно-рычажной системы основан на использовании давления в питающем коллекторе. Таблица 2.5 - Технические характеристики ИГ45М Пропускная способность, м3/с Наименьший размер частиц плотностью 2,6-103 кг/м3, удаляемых на 95% и более, мм при работе на буровом растворе плотностью 1,1103…1,2103 кг/м3 тестовые жидкости (вода - 98%, тонко дисперсный кварцевый песок — 2 %) Диапазон регулирования диаметра пескового отверстия Диаметр гидроциклона (Д - условный), мм Рабочее давление перед гидроциклоном, МПа Количество гидроциклонов, шт. 0,045…0,0003 0,05 0,02 20…12 150…1,25 0,3…0,05 6 При работающем илоотделителе давление в питающем коллекторе, деформируя диафрагму, перемещает клапан в верхнее положение, обеспечивая тем самым свободное истечение пульпы из шламосборника через открытый патрубок. При остановке илоотделителя давление внутри питающего коллектора исчезнет, клапан под действием собственного веса опустится и перекроет патрубок шламосборника. Раствор, находящийся внутри гидроциклонов и блока коллекторов, сливается в шламосборник, наполняет его и через отвод направляется в циркуляцию для повторного использования. Соединение гидроциклонов с блоком коллекторов осуществляется с помощью хомутов, что дает возможность быстрой замены гидроциклонов. В случае необходимости один гидроциклон можно снять, а на его место следует установить заглушку. При монтаже пескоотделитель и илоотделитель устанавливают на блоке очистки или на промежуточном блоке циркуляционной системы и крепят блокам болтами. 2.3 Ситогидроциклонные сепараторы В последние десятилетия для очистки растворов применяют ситогидроциклонные сепараторы. В ситогидроциклонном сепараторе СГС 65/300 в качестве шламоотделителя используют пескоотделитель ПГ 60/300, а в СГС 45/150 – четыре гидроциклона илоотделителя ИГ45М. Рис.2.6 Сито-гидроциклонный сепаратор СГС 45/150: 1 – выкидной коллектор,, 2 – приемный коллектор; 3 – гидроциклон; 4 – лоток для шлама;; 5- осушающее вибросито;; 6 – рама; 7 – вибратор. 3. Центрифуги Центрифуги предназначены для извлечения тонкодисперсных частиц утяжелителя из буровых растворов. Основная рабочая часть центрифуги — барабан (ротор) с дырчатыми фильтрующими стенками, вращающийся в неподвижном кожухе. Разделение твердых частичек в центрифуге происходит под действием центробежных сил. Крупные частицы выбрасываются через отверстия в стенке барабана и накапливаются в кольцевом пространстве между кожухом и барабаном. Очищенный раствор поступает в сливную горловину, расположенную под барабаном центрифуги. Возможности разделения увеличиваются с повышением частоты вращения барабана центрифуги. Центрифуга ГШ-502К - горизонтальная, непрерывного действия, со шнековой выгрузкой осадка. Она предназначена для разделения путем отстойного центрифугирования суспензий высокой и средней дисперсности с тяжелой твердой фазой. В центрифуге могут обрабатываться суспензии с содержанием твердой фазы в пределах 1:41:10 при температуре до 80°С. Центрифуга ОГШ-502К (рис. 3.1) состоит из станины с виброизоляцией 8, ротора 1, шнека 2, редуктора 7, коренных опор ротора 3,4, кожуха 5 и питающей трубы 6. Основным узлом центрифуги является ротор цилиндрической формы, расположенный горизонтально. Опорами ротора служат подшипники качения, корпуса которых укреплены в станине. С торцов ротор закрыт цапфами-крышками. Вращение ротора осуществляется от электродвигателя через муфту с помощью клиноременной передачи. Внутри ротора соосно расположен шнек, предназначенный для транспортирования выпадающего осадка к выгрузочным окнам ротора. Вращение шнеку сообщается ротором через специальный планетарный редуктор. Шнек вращается в ту же сторону, что и ротор, но с меньшей скоростью. Разность в скорости вращения шнека и ротора необходима для принудительного перемещения осадка вдоль внутренней поверхности ротора. Через правые полые цапфы проходит питающая труба, по которой проводится суспензия во внутреннюю полость барабана шнека. Из последней суспензия через отверстие в обечайке шнека поступает в ротор. Под действием центробежных сил в суспензии происходит отделение твердой фазы от жидкой. Рис.3.1 Центрифуга ОГШ-502 К Твердая фаза выпадает на стенки ротора и транспортируется шнеком к выгрузочным окнам, расположенным у меньшего диаметра ротора. В конце пути движения осадка к выгрузочным окнам, в зоне обезвоживания, происходит отжим влаги из осадка. Отжатая твердая фаза через выгрузочные окна ротора выбрасывается в приемный отсек кожуха и под действием собственного веса падает вниз. Осветленная жидкая фаза (фугат) движется к большому диаметру ротора и через сливные окна левой цапфы выбрасывается в приемный отсек кожуха центрифуги. Процесс отделения твердой фазы от жидкой, выгрузка осадка и слив фугата происходят непрерывно. Техническая характеристика центрифуги ОГШ-502К Наибольший рабочий диаметр ротора, мм 500 Отношение рабочей длины ротора к его рабочему диаметру 1,86 Частота вращения ротора, об/мин 2300, 2650 Фактор разделения при указанных частотах вращения 1480, 1960 Относительная частота вращения шнека, об/мин 15,5:17,9 Мощность электродвигателя, кВт 1460 Габариты центрифуги с электродвигателем длинахширинахвысота 2585x2200x1080 4. Дегазаторы Для удаления из раствора газа применяют вакуумные дегазаторы Дегазатор ДВС-П (рис. 4.1) состоит из горизонтальной цилиндрической приемной камеры 1, разделенной на две одинаковые по длине части, водокольцевого вакуумного насоса, клапана-разрядника 6 с клапанами и мембранами, приемных 10 и выкидных 11 патрубков с клапанами. Каждая часть цилиндрической камеры имеет вертикальные дегазационные камеры 4, внутри которых установлены специальные конусы и тарелки, где 'происходит дегазация раствора в вакуумной среде во время всасывания его через приемные патрубки и клапаны. Цилиндрическая горизонтальная камера смонтирована на емкости 12, которая разделена на две части — приемную и выкидную. Обе части емкости соединены специальным окном с заслонкой для перепуска части раствора из выкидной в приемную с целью предотвращения оголения приемных патрубков при настройке дегазатора на большую производительность, чем подача буровых насосов. Приемные патрубки опущены в приемную часть емкости и имеют на концах резиновые мембраны и приемные клапаны 9, управляемые подпружиненным золотниковым механизмом 8. Переключается золотник под влиянием образующегося в патрубке вакуума, воздействующего на резиновую мембрану, которая соединена со штоком золотника. Регулированием затяжки пружины золотникового механизма можно менять момент открытия приемных клапанов и тем самым изменять режим дегазации по вакууму. Рис. 4.1. Схема дегазатора ДВС-II Клапан закрывается автоматически, что предохраняет от опорожнения всасывающую трубу в момент слива дегазированного раствора из камеры в емкость. В выкидную емкость опущены сливные патрубки цилиндрических камер, которые имеют клапаны со свободной подвеской, открывающиеся и закрывающиеся автоматически в зависимости от направления потока жидкости. Дегазационные камеры включаются на вакуум периодически при помощи клапана-разрядника 5, управляемого однопозиционными поплавковыми регуляторами 3 уровня жидкости в камерах, которые приводят в действие золотники 2. Переключается клапан-разрядник в момент заполнения сборника жидкости (камеры) буровым раствором до определенного уровня. Вся система управления дегазатором питается от вакуумного насоса через вакуумный ресивер 7,. который укреплен на газоотводящей трубе, соединяющей насос с клапаном-разрядником. Дегазатор работает следующим образом. При запуске насоса шток клапана-разрядника находится в одном из крайних положений. В этом случае одна из дегазационных камер подключена к вакуумному насосу, а вторая сообщена с атмосферой. В первой камере создается вакуум, клапан сливного патрубка под действием атмосферного давления закрывается, а всасывающий клапан закрывается штоком мембраны под действием вакуума в камере. В момент достижения в камере дегазатора вакуума, заданного режимом дегазации, мембрана золотникового механизма преодолевает сопротивление пружины и перемещается в другое крайнее положение, увлекая за собой шток золотника и соединяя мембранную полость всасывающего клапана с вакуумным ресивером. При этом мембрана перемещается вверх, а всасывающий клапан под действием давления жидкости открывается, и жидкость начинает поступать в сборник дегазационной камеры. После заполнения сборника жидкостью до определенного уровня смонтированный в сборнике поплавок через рычажную систему перемещает шток золотника поплавкового регулятора и соединяет мембранную полость клапана-разрядника с ресивером. В результате этого клапан-разрядник переключается и соединяет заполненную раствором камеру с атмосферой, а порожнюю — с насосом. В момент соединения заполненной камеры с атмосферой дегазированный раствор из нее поступает через сливной клапан в выкидную емкость, а в другой камере 'происходит дегазация раствора. Монтаж дегазатора в зависимости от типа установки и комплекта циркуляционной системы можно осуществлять по нескольким схемам: дегазатор в сборе с емкостью и вакуумным насосом устанавливают на специальном основании рядом с приемным блоком (приемной емкостью) циркуляционной системы; дегазационные камеры без емкости монтируют на приемной емкости буровых насосов с отдельно установленным вакуумным насосом; дегазационные камеры располагают на двух приемных емкостях (промежуточном и приемном блоке циркуляционной системы) с отдельной или совместной установкой насоса. Наиболее рациональным вариантом является монтаж дегазатора (рис. 4.2.) в сборе на отдельном основании 4 или на промежуточном 'блоке циркуляционной системы. Дегазатор 3 монтируется с таким расчетом, чтобы верхний край емкости дегазатора был выше максимального уровня раствора в емкости 6 циркуляционной системы на 150…200 мм для обеспечения самотека дегазированного раствора в емкость. Сливная труба 5 дегазатора наклонно выводится в емкость под уровень раствора. К приемному отсеку емкости дегазатора подводится желоб 2 от циркуляционной системы / и оборудуется заслонкой для прекращения подачи раствора в дегазатор после его отключения. Для вакуумного насоса. подводят трубу диаметром 25 мм для подачи воды. Газоотводящая труба вакуумного насоса выводится за пределы укрытия. Рис.4.2. Схема монтажа дегазатора Дегазатор бурового раствора «Каскад-40» предназначен для дегазации буровых растворов в процессе ликвидации нефтегазопроявлений при бурении скважин на нефтяных, газовых и газоконденсатных месторождениях. Буровой раствор должен представлять собой суспензию с нейтральной, кислой или щелочной средой, содержащей свободные и растворенные пластовые нетоксичные газы и выбуренную породу. Температура бурового раствора +4 до +80°С, плотность от 0,8 до 2,2 г/см3. Дегазатор бурового раствора (рис. 4.3.) состоит из двух блоков: камеры дегазации бурового раствора и блока вакуум-насоса, соединенных между собой гибкими шлангами. Рис.4.3. Дегазатор «Каскад-40» 1- камера дегазации; 2 - вакуумно-насосный блок; 3,4,5 -шланги; 6 - рама; 7 вакуум-насос; 8 - штуцер; 9 - ресивер; 10 - вакууметр; 11 водоотделитель. Блок вакуум-насоса установлен на раме и состоит из водокольцевого вакуум-насоса со штуцером для подачи воды в насос и ресивера. Ресивер снабжен отсечным клапаном и вакуумметром. На выкидной линии вакуум-насоса установлен водоотделитель, разделяющий отсепарированный газ от рабочей жидкости (воды). Камера дегазации бурового раствора (рис. 4.4.) установлена на раме и состоит из вакуумной камеры, клапана-разрядника, регулятора поплавкового, соединенных между собой трубопроводами. Рис. 4.4. Камера дегазации 1 - рама; 2 - вакуумная камера; 3 - клапан-разрядник; 4 -регулятор; 5 - дегазационная камера; 6 - поддон; 7 - разгрузочная камера; 8, 10 - приемный трубопровод; 9 - пластины; 11 - шибер; 12 - слииной клапан. Вакуумная камера цилиндрической формы состоит из дегазационной камеры, отделенной поддоном от разгрузочной камеры. Внутри дегазационной камеры расположен приемный трубопровод с наклонно срезанным верхом, к которому приварены пластины для пленочного отекания бурового раствора. К трубопроводу присоединен приемный трубопровод бурового раствора с шибером. Разгрузочная камера соединена с дегазационной камерой сливным клапаном Ду-300, такой же клапан имеется в ней для слива бурового раствора. Дегазатор подсоединен к вакуум-насосу через ресивер, в котором постоянно поддерживается вакуум. В ресивере имеется поплавок отсечного клапана, предназначенный для перекрывания отверстия всасывающего патрубка, соединяющего вакуум-насос с ресивером, при случайном попадании бурового раствора в ресивер. Вакуум-насос работает непрерывно и через ресивер поддерживает разряжение в клапанеразряднике, дегазационной и разгрузочной камерах. Поплавковый регулятор имеет рычаг и золотник. Клапанразрядник включает в себя мембрану и шток с пружиной. На штоке установлены клапаны. Когда золотник находится в крайнем левом положении, рабочая полость мембраны сообщена с атмосферой, и клапан прижат пружиной к седлу. В этом случае между клапаном и седлом имеется зазор, и разгрузочная камера соединена с вакуумом ресивера. Когда золотник находится в крайнем правом положении, рабочая полость мембраны сообщена с вакуумом ресивера, клапан выведен из контакта с седлом, а второй клапан прижат к седлу. В этом случае разгрузочная камера соединена с атмосферой. Работает дегазатор следующим образом: газированный буровой раствор сливается из устья скважины в приемный резервуар циркуляционной системы и оттуда за счет вакуума в дегазационной камере всасывается в нее по приемному трубопроводу, опущенному под уровень раствора в приемном резервуаре. Объемная подача раствора в дегазатор регулируется шибером таким образом, чтобы в резервуаре поддерживался, по возможности, постоянный уровень. В дегазационной камере, стекая пленочным потоком по пластинам, буровой раствор дегазируется и собирается над поддоном. Разгрузочная камера через клапан-разрядник попеременно соединяется с вакуумом (ресивером) или атмосферой. Когда разгрузочная камера пуста, поплавок регулятора находится в нижнем положении, а золотник — в крайнем левом положении. При этом разгрузочная камера соединена с вакуумом и в дегазационной и разгрузочной камерах устанавливается одинаковый вакуум. За счет разницы высот буровой раствор, скопившийся над поддоном, открывает сливной клапан и заполняет разгрузочную камеру, при этом за счет вакуума в ней нижний сливной клапан закрыт. При заполнении раствором разгрузочной камеры поплавок регулятора движется вверх. В верхнем его положении он передвигает рычагом золотник в крайнее правое положение. При этом рабочая полость мембраны клапана-разрядника соединяется с вакуумом, и шток под действием разрежения в полости мембраны перемещается, прижимая клапан к седлу и соединяя разгрузочную камеру с атмосферой. Сливной клапан закрывается под действием вакуума в дегазационной камере, а нижний сливной клапан под действием гидростатического столба накопленного бурового раствора открывается, и последний сливается в циркуляционную систему. При ходе вниз (за уровнем сливающегося раствора) поплавковый регулятор своим рычагом переключает золотник в обратную сторону, соединяя рабочую полость мембраны клапанаразрядника с атмосферой. При этом клапан-разрядник соединяет разгрузочную камеру с вакуумом. После выравнивания вакуума в камерах цикл повторяется. Регулятор поплавковый (рис. 4.5) состоит из корпуса, устанавливаемого на разгрузочной камере, оснащенного осью, на которой закреплен рычаг. Ось коромыслом соединена с поплавком, размещенным внутри разгрузочной камеры дегазатора. Рычаг своим свободным концом входит в зацепление с вилкой, установленной на золотнике. Золотник с корпусом по конструкции является трехходовым клапаном, который сообщает его выходной патрубок с вакуумом или атмосферой. Зацепление рычага с вилкой осуществляется посредством пальцев. Рис.4.5. Регулятор поплавковый: 1,8- корпус; 2 - ось; 3 - рычаг; 4 коромысло; 5 - поплавок; 6 - вилка; 7 - золотник; 9 - палец. Работает регулятор следующим образом: когда поплавок находится в крайнем нижнем положении, рычаг нажимает на крайний левый палец и удерживает золотник в положении, когда патрубок, сообщенный с клапаном-разрядником соединен с атмосферой. При всплытии поплавка рычаг движется к крайнему правому пальцу, при этом клапан-разрядник по-прежнему сообщен с атмосферой. Когда поплавок поднимется на достаточную высоту, рычаг коснется пальца и начнет перемещать золотник вправо до тех пор, пока патрубок, соединенный с клапаном-разрядником, не окажется соединенным с ресивером. Опускание поплавка приведет к возвращению золотника в исходное положение и сообщению клапана-разрядника с атмосферой. Поскольку в вилке имеется ряд отверстий для пальцев, то возможно регулирование перемещений золотника путем установки пальцев в соответствующие отверстия. Клапан-разрядник (рис. 4.6.) состоит из корпуса с мембраной. Мембрана установлена на штоке, который оснащен двумя клапанами, установленными так, что при осевом смещении штока они могут прижиматься поочередно к седлам. При этом прижатие клапана к седлу осуществляется пружиной с усилием, развиваемым в рабочей полости мембраны за счет разрежения. Патрубок клапана-разрядника присоединен к ресиверу, а другой патрубок - к разгрузочной камере. Шток выполнен составным из двух частей, соединенных резьбой, с помощью которой может регулироваться расстояние между клапанами. Для монтажа дегазатора на буровой установке необходимо произвести установку камеры дегазации бурового раствора на блоках циркуляционной системы. При этом оптимальной является установка, при которой приемный трубопровод опущен в сливной отсек ЦС под виброситами, а сливной клапан — в приемный отсек шламовых насосов, подающих буровой раствор на гидроциклоны. Приемный трубопровод должен быть всегда погружен в буровой раствор. Для обеспечения достаточного погружения его в раствор допускается наращивать приемный трубопровод патрубком Ду-150 из комплекта принадлежностей. Рис.4.6. Клапан-разрядник: 1 - корпус; 2 - мембрана; 3 - шток; 4,5 клапан; 6,7 - седло; 8 - пружина; 9, 10 - патрубок. Во избежание оголения приемного трубопровода во время работы предусматривают обратный переток части бурового раствора от выкидного клапана к приемному трубопроводу при падении уровня раствора в месте установки приемного трубопровода. Выкидной клапан дегазатора должен быть постоянно погружен в жидкость, в противном случае могут иметь место перебои в работе из-за пропуска воздуха через клапан. Для обеспечения достаточной глубины погружения клапана может использоваться катушка из комплекта принадлежностей; установить блок вакуум-насоса рядом с дегазационным блоком. Допускается установка рядом с блоками циркуляционной системы на удалении от камеры дегазации до 4 м. Следует предусмотреть установки блоков дегазатора на блоках ЦС опорные балки и площадки обслуживания; - соединить блоки дегазатора рукавами; - подвести техническую воду к вакуум-насосу; - подключить блоки к контуру заземления. 5. Способы транспортирования шлама Отделение шлама из бурового раствора является основной операцией при бурении скважин. Существует множество способов отделения шлама. В начальный период разбуривания месторождений применяется метод отстоя твердой фазы в шламовых амбарах. В этих амбарах после бурения скважин раствор вместе со шламом оставался, и окружающая природа в течение 10-15 лет производила «рекультивацию» амбаров. Это самый дешевый метод, при котором шлам не транспортируется. По мере ужесточения природоохранных законов стала все чаще применяться очистка раствора механизмами, тем самым сокращаются шламовые амбары, и уменьшается урон, наносимый природе. При механической очистке раствора отделяемый шлам необходимо сбрасывать прямо в амбар или транспортировать его туда механизмами. Метод транспортирования шлама «прямо в амбар» имеет ряд существенных недостатков: - механизмы для очистки необходимо устанавливать на большое расстояние от устья скважины в связи с ограничениями, возникающими для расположения амбара; - удлиняются растворопроводы; - при отрицательных температурах требуется большее количество тепла; ухудшается обслуживание механизмов и монтажеспособность установки. Существует способ транспортировки твердых частиц от механизмов очистки с помощью шнека-конвейера, который существенно ликвидирует вышеперечисленные недостатки при транспортировании шлама прямо в амбар. При бурении применяются винтовые конвейеры. Винтовым конвейером (рис. 5.1) или шнеком называются машины непрерывного действия, предназначенные для транспортирования насыпных и тестообразных грузов с помощью винта, вращающегося в желобе. По направлению транспортирования винтовые конвейеры бывают горизонтальные, наклонные (до 15…20%) и реже - вертикальные. К достоинствам винтовых конвейеров относят дешевизну установки, простоту ухода, удобство устройства промежуточной загрузки и разгрузки, отсутствие потерь груза вследствие пыления и раструски. Недостатками винтовых конвейеров являются быстрый износ винта, желоба и подшипников при транспортировании абразивных материалов, высокий расход энергии, необходимость равномерного питания во избежание завала винта грузом. Рабочим органом у винтовых конвейеров служит архимедов винт, расположенный в желобе, вращающийся в подшипниках, расположенных в передней и задней торцевых стенках желоба. В длинных конвейерах применяют также промежуточные опоры с шагом 2,5…3,0 м. Сверху желоб закрывают крышкой на болтах. Насыпной груз загружают в желоб через загрузочный патрубок и разгружают в конце желоба через разгрузочный патрубок. Направление движения груза в желобе зависит от направления спирали (правой или левой) и направления вращения винта. Винтовые конвейеры приводятся в движение от электродвигателя через втулочно-пальцевую муфту, редуктор и зубчатую или перекрестную муфты. Желоб в горизонтальных и наклонных конвейерах применяют полукруглого сечения с вертикальными стенками, оканчивающимися сверху приваренными угольниками для крепления крышки. Желоб изготовляют сварным из листовой стали толщиной 3…6 мм в виде секций длиной 2…4 м, соединяемых болтами, для чего торцы секций окантовывают угольниками. Винты по конструкции бывают сплошными, ленточными, фасонными и лопастными (рис. 5.1). Ими транспортируют грузы следующих видов: - сплошными: хорошо сыпучие грузы (цемент, мел, гипс, зола, сухой песок, гранулированный шлак) при коэффициенте наполнения желоба ε -0,3…0,45 и числе оборотов винта n – 50…120 об/мин; - ленточными: мелкокусковые грузы (гравий, песчаник, известняк, котельный шлак) при ε - 0,25…0,40 и n – 40…100 об/мин.; фасонными: тестообразные материалы (глина, бетон, цементный раствор) и мокрые грузы при ε - 0,15…0,30 и n – 30…60 об/мин.; - лопастные винты применяют в разных смесителях. Вал винта чаще всего изготовляют из цельнотянутой трубы, после расточки в нее вставляют отрезки валов для получения концевых и промежуточных цапф. Для того чтобы облегчить сборку и разборку конвейера, отрезки валов к трубе крепят призонтными болтами или коническими штифтами, работающими на срез. Винтовую поверхность изготовляют из стальной полосы толщиной 2…8 мм прокаткой на конусных вальцах или штамповкой на прессах из заготовок в виде шайб. Секции стыкуют и крепят к трубе электросваркой. В зависимости от крупности транспортируемого материала, зазор между винтом и кожухом берут в пределах 2…10 мм. Опоры у винта выполняют на подшипниках качения или скольжения. Упорный шарикоподшипник устанавливают с одного конца винта, чтобы при осевой загрузке вал испытывал растяжение. В месте установки промежуточных подшипников, которые подвешивают на двух стремянках к крышке, витки винта прерываются. Расстояние между подшипниками берут не более 2…3 м. Рис.5.1. Конвейер винтовой 1 - привод конвейера; 2, 6 - воронка загрузочная; 3 - вал с винтом; 4 - утеплитель; 5 - желоб; 7 - рама. Выпускаются следующие модификации блока очистки: Б01У, Б01Д, Б01ДУ, Б02, Б02Д, Б02ДУ. Блок с индексом «1» монтируют слева от вышки, а с индексом «2» — справа, индекс «у» означает, что в комплекте блока имеется укрытие, а индекс «Д» — дегазатор. Рис.5.2. Конструкции винтов а - сплошной; б - ленточный; в - фасонный; г - лопастной. Монтаж буровых насосов и приводов Буровые насосы и их приводы монтируют в большинстве случаев на металлоконструкциях блоков, иногда на обычном фундаменте. В буровых установках с групповым (дизельным) приводом монтаж насосов начинают после установки и закрепления привода на основании. Местоположение насоса определяют по взаимному расположению шкивов трансмиссии привода и бурового насоса. Центрирование насоса с приводом производят при сочлененных насосом и приводом блоках. В случае отдельного привода (электропривода) центрирование насосов с приводами выполняется постоянно. Работа по центрированию сводится лишь к натяжению ремней в случае их ослабления. На установках типа БУ2500ДГУ, БУ5000ДГУ-1, БУ6500ДГ привод насосов осуществляется карданно-цепными передачами с помощью цепного редуктора через карданные валы и клиноременную передачу. Монтаж буровых насосов с индивидуальным приводом (электрическим) производят независимо от монтажа привода подъемного механизма. Этот монтаж может вестись одновременно с монтажом оборудования на других блоках. Горизонтальность установки насосов на металлические основания проверяют по уровню; отклонение от горизонтали допускается не более 3 мм на 1 м длины рамы насоса. Для привода насосов в основном применяют клинообразные ремни марки Д длиной 10 или 12 м. После центрирования натяжения ремней максимальная величина прогиба должна быть не более 130-140 мм. После монтажа насосов и их приводов приступают к установке и монтажу мелкого оборудования, электроаппаратуры, выполняют обвязку коммуникаций и строят укрытие. По завершении работы по монтажу и строительству проверяют качество работ. Монтаж нагнетательных и всасывающих манифольдов Различают следующие обвязки нагнетательных и всасывающих трубопроводов: двух буровых насосов с отдельным (индивидуальным) приводом для бурения скважин в нормальных технологических условиях; двух буровых насосов с общим (дизельным) приводом для бурения скважин в нормальных технологических условиях; двух буровых насосов с отдельным приводом для бурения разведочных скважин в сложных технологических условиях; двух буровых насосов с общим приводом для бурения разведочных скважин в сложных технологических условиях; трех буровых насосов с отдельным приводом для бурения скважин в нормальных технологических условиях; трех буровых насосов с общим (дизельным) приводом для бурения скважин в нормальных технологических условиях; трех буровых насосов с отдельным приводом для бурения скважин в сложных технологических условиях; трех буровых насосов с общим приводом для бурения скважин в сложных технологических условиях. Схемы обвязки всасывающих трубопроводов изменяются в зависимости от состояния подсобного хозяйства, например, централизованного или нецентрализованного приготовления глинистого раствора, способа сооружения буровой, типа механизмов по изготовлению растворов и т.п. При применении бурового раствора высокой вязкости приемные емкости устанавливают с таким расчетом, чтобы они работали "под залив" при работе буровых насосов. Уровень раствора в приемных емкостях должен быть выше верхних клапанов бурового насоса. Запасные емкости устанавливают на высоте, обеспечивающей поступление раствора в циркуляционную систему самотеком. Нагнетательную линию выполняют с учетом работы одного насоса при отключенном втором и предусматривают минимальное количество запорной арматуры. Во многих случаях манифольд (нагнетательную линию) прокладывают с максимально возможным уклоном в сторону приема, с минимальным числом изгибов и по возможности коротким. На рис. 3.51 приведена схема комплекта бурового оборудования "Уралмаш 4Э-76" для бурения скважин в сложных геолого-технологических условиях. Третий буровой насос используют для подачи воды к глиномешалке или утяжеленного, химически обработанного раствора к запасным емкостям. Каждый из буровых насосов может всасывать раствор из амбара или приемных емкостей. Раствор можно сливать в приемный резервуар или амбар. Для заполнения скважины во время подъема инструмента устанавливают емкости с автоматом долива. В настоящее время применяют нагнетательные манифольды заводского изготовления, все узлы которых собираются из трубных секций, запорной и регулирующей арматуры на разъемных (быстроразъемных) соединениях. На рис. 3.51 приведена схема манифольда для кустового бурения скважин установками БУ3200ЭУК. Схема монтажа манифольда и объем монтажных работ определяются способом сооружения буровой, типом буровой установки и требованиями технологии бурения. При сооружении буровых крупными блоками последовательность первичного монтажа манифольда выполняется в два этапа: монтаж узлов манифольда внутри блоков и соединение постоянно смонтированных внутриблочных секций в межблочные. Монтаж манифольдов начинают с обвязки буровых насосов и монтажа бурового стояка. После окончания монтажа в каждом случае производят опрессовку манифольда полуторакратным рабочим давлением. Монтаж компенсаторов и предохранительных клапанов В настоящее время компенсаторы устанавливают непосредственно на буровом насосе. На каждом буровом насосе имеется кран-укосина или в насосном блоке кран-балка, с помощью которых происходит замена непригодных компенсаторов или их деталей при ремонте. Рис. 3.51. Монтажная схема комплекта бурового оборудования "Уралмаш 4Э-76" для бурения в сложных геологических условиях: 1 - силовой блок; 2 - вышечный блок с оборудованием; 3 - блок двух ситоконвейеров; 4 - блок циркуляционной системы; 5 - блок емкостей для обработки бурового раствора; 6 - приемные емкости; 7 - амбар для хранения бурового раствора; 8 - гидроэлеватор; 9 ~ блок емкостей для хранения бурового раствора; 10 - всасывающий трубопровод; 11 нагнетательный трубопровод; 12 - блок для приготовления химреагентов; 13 - площадка для хранения бурого угля; 14 -блок приготовления н утяжеления бурового раствора; 15 - стеллажи для труб; 16 - приемные мостки; 17 - блок емкостей долива скважины; 18 - обвязка превенторов; 19 - щит управления превенторами; 20 - энергоблок; 21 - буровые насосы; 22 ящики РВНО-6 Рис. 3.52 Схема манифольда для кустового бурения скважин: 1 - секция манифольдного блока; 2 - секция манифольда вышечнолебедочного блока; 3 - межблочные секции; 4 - быстроразъемное соединение; 5 – компенсатор Предохранительные клапаны применяют для предохранения буровых насосов и нагнетательных трубопроводов от воздействия давлений, превышающих величины, которые предусмотрены характеристикой насоса и манифольда. В большинстве случаев применяют клапаны диафрагменного типа. Они бывают двух вариантов: с постоянным проходным калиброванным отверстием и разной толщиной диафрагмы (в зависимости от требуемого давления); с разным проходным калиброванным отверстием в предохранительном кольце (табл. 3.7). В качестве материала диафрагмы применяют латунь марки Л62 толщиной 0,5-0,4 мм. Наружный диаметр диафрагмы 88 ± 0,5 мм. Предохранительный клапан комплектуется набором калиброванных предохранительных колец с разными внутренними проходными отверстиями. Клапан диафрагмального типа (рис. 3.52) состоит из корпуса 4, в расточку которого вставлена диафрагма 9 на резиновую прокладку 11. С другой стороны диафрагмы устанавливается калиброванное кольцо 10, перфорированная втулка 8 и упорный стакан 7. Для уплотнения стакана применены уплотнители 5, а для удобства разборки - скоба 2. Упорный стакан 7 прижимается стаканом на резьбе 3. Упорный стакан имеет продольный паз и ввинченный в корпус дюбель 6, предохраняющий стакан от поворота при креплении предохранительного кольца. При разрыве диафрагмы раствор через отверстие во втулке 8, патрубок 1 и трубопровод, подсоединенный к патрубку, направляется в емкость. Клапаны устанавливаются на нагнетательном блоке бурового насоса. Т а б л и ц а 3.7 Внутренние диаметры колец предохранительного клапана (числитель) при различных рабочих давлениях (МПа) насосов (знаменатель) Диаметр цилиндровой втулки, Тип насоса мм У8-6М2 У8-7М2 УНБ-1250 1 2 3 4 130 24/25 - - 140 27,5/22,3 20,4/32,0 - 150 33,6/19,0 24,7/27,2 24,8/40,0 160 41,0/16,3 29,6/23,4 29,2/25,0 . Продолжение таблицы 3.8 1 2 3 4 170 49,0/14,3 35,2/20,4 34,8/30,5 180 59,0/12,5 41,5/18,0 44,4/26,5 190 67,0/11,1 49,1/15,9 48,7/23,5 200 68,0/10,0 57,7/14,2 57,1/21,0 Рис. 3.53 - Предохранительный клапан диафрагменного типа