Посмотрите также другие разделы нашего сайта!!!

Литература
много книг по нефти и газу

Программы нефтегазового комплекса

Медиафайлы про нефть

Анекдоты про нефтяников

Знакомства для буровиков

Всё про нефть и газ / Литература(каталог книг)

ВНИМАНИЕ

В текстах книг представленных на сайте в интернет формате очень много ошибок, не читаются рисунки, графики разбиты, это связанно с некачественной перекодировкой конвекторов из PDF формата и HTML.

Если Вам необходимы качественный текст с рисунками и графиками - то скачиваите книги с нашего сайта в формате PDF.

ссылка для скачивания книги или главы в формате PDF находится внизу страницы.

анекдоты

программы

истории

2ТЕХНИКА БУРЕНИЯ НЕФТЯНЫХ И ГАЗОВЫХ ЧАСТЬ СКВАЖИН

14

ГЛАВА БУРОВЫЕ УСТАНОВКИ

Буровая установка - это комплекс буровых машин, механизмов и оборудования, смонтированный на точке бурения и обеспечивающий с помощью бурового инструмента самостоятельное выполнение технологических операций. Современные буровые установки включают в себя следующие составные части:

буровое оборудование (талевый механизм, насосы, лебедка, вертлюг, ротор, привод, топливомаслоустановка, дизель-электрические станции, пневмосистема);

буровые сооружения (вышка, основания, сборно-разборные каркасно-панельные укрытия);

оборудование для механизации трудоемких работ (регулятор подачи долота, механизмы для автоматизации спускоподъемных операций, пневматический клиновой захват для труб, автоматический буровой ключ, вспомогательная лебедка, пневмораскрепитель, краны для ремонтных работ, пульт контроля процессов бурения, посты управления);

оборудование для приготовления, очистки и регенерации промывочного раствора (блок приготовления, вибросита, песко- и глиноотделители, подпорные насосы, емкости для химических реагентов, воды и промывочного раствора);

манифольд (нагнетательная линия в блочном исполнении, дроссельно-запорные устройства, буровой рукав);

устройства для обогрева блоков буровой установки (теплогенераторы, отопительные радиаторы и коммуникации для разводки теплоносителя).

14.1. ТРЕБОВАНИЯ, ПРЕДЪЯВЛЯЕМЫЕ К БУРОВЫМ УСТАНОВКАМ

Требования, предъявляемые к буровым установкам, определяются условиями бурения. Из факторов, определяющих условия бурения, в

445

первую очередь следует учитывать: природно-климатические и геологические; отдаленность от ремонтных баз и источников энергии; частоту перемещения на новые точки бурения; загазованность окружающей среды, загрязненность рабочих мест буровым промывочным раствором; необходимость обеспечения бесперебойного процесса бурения для устранения возможных осложнений в стволе скважины; высокую абразивность и коррозионную активность бурового промывочного раствора; стесненность рабочих мест и др.

Требования к буровым установкам разделяются на технические, эксплуатационные, технологические, экономические, социальные и специальные.

Технические требования заключаются в том, чтобы конструкция буровой установки отвечала новейшим достижениям науки и техники, а ее параметры соответствовали мировым стандартам. Машины и оборудование имели бы высокий коэффициент полезного действия (КПД), достаточную прочность, надежность и долговечность.

Эксплуатационные требования состоят в том, что в процессе эксплуатации работоспособность буровой установки будет поддерживаться проведением технического обслуживания и ремонтов. С этой целью необходимо обеспечить высокую ремонтопригодность буровой установки, т.е. доступность ее агрегатов для технического обслуживания и ремонта, возможность контроля технического состояния и замены быстроизнашивающихся узлов и деталей.

Технологические требования связаны с материальными и трудовыми затратами на изготовление буровых установок. К ним относятся:

простота конструкции машин, достигаемая максимальным упрощением их структурной схемы;

простота форм деталей, рациональный выбор материала и способа получения заготовок с целью экономии материала;

оптимальные точность изготовления и шероховатость поверхности, уменьшение размеров обрабатываемых поверхностей;

правильный выбор допусков и посадок, обеспечивающий взаимодействие деталей, взаимозаменяемость, соблюдение их размера для устранения подгоночных работ при сборке;

максимальное использование стандартных и унифицированных узлов и деталей;

уменьшение номенклатуры режущего и крепежного инструментов, используемых при механической обработке и сборке.

Экономические требования связаны с необходимостью обеспечения минимальных производственных и эксплуатационных расходов, определяющих эффективность буровой установки. В сфере производства экономические требования удовлетворяются технологичностью конструкций, позволяющей при заданном объеме выпуска и конкретных производственных возможностях изготовить машину при наибольшей производительности труда и наименьшей себестоимости. Важное экономическое требование – экономия металла и других материалов путем снижения материалоемкости машин и оборудования. К эксплуатационным экономическим показателям относятся производительность механического бурения и спускоподъемных операций, время, затрачиваемое на подготовительно-заключительные, вспомогательные и ремонтные работы.

К социальным требованиям относятся безопасность работы, легкость

446

управления и обеспечение нормальных условий труда для обслуживающего персонала Социальные требования должны рассматриваться как обязательные вследствие того, что условия работы буровиков относятся к тяжелым и опасным.

Специальные требования связаны с условиями работы буровых установок. Компоновочные схемы и расположение машин и всей установки выбираются с учетом удобств управления и обслуживания, а также ограничений в занимаемой площади, что особенно важно для работы в море и на пересеченной местности. Масса буровых машин должна соответствовать грузоподъемности промысловых кранов и транспортных средств. Буровая установка должна разбираться на транспортабельные и легко демонтируемые узлы. Электрооборудование должно иметь взрывобезопасное исполнение.

14.2. КЛАССИФИКАЦИЯ

И ХАРАКТЕРИСТИКИ УСТАНОВОК

В 1959 г. была принята отраслевая нормаль Н900-59, регламентирующая основные характеристики буровых установок для эксплуатационного и глубокого разведочного бурения. В ней предусматривалось пять классов буровых установок, различающихся по грузоподъемности (50, 75, 125, 200 и 300 т). Ее заменила нормаль Н900-66 с изменениями и дополнениями. На основе этой нормали был разработан и действовал ГОСТ 16293-70, взамен которого ввели ГОСТ 16293-82.

Из параметров, включаемых в стандарты буровых установок, выделяется главный параметр, наиболее полно характеризующий эксплуатационные возможности буровой установки. В период действия нормалей Н900-59 и Н900-66 в качестве главного параметра принималась номинальная грузоподъемность, значение которой приводилось в шифре буровой установки (например, БУ80БрД или Уралмаш 125БД).

В ГОСТ 16293-70 были представлены девять классов буровых установок, различающихся по максимальной нагрузке на крюке, допускаемой в процессе проходки и крепления скважины, и по условной глубине бурения скважины, определяемой исходя из массы 1 м бурильной колонны, равной 30 кг. После введения ГОСТ 16293-70 в шифр буровой установки вместо номинальной грузоподъемности была внесена условная глубина бурения (например, БУ2500ДГУ или БУ3000БД).

В ГОСТ 16293-82 включено 11 классов буровых установок, главными параметрами которых являются допускаемая нагрузка на крюке и условный диапазон глубин бурения (табл. 14.1). Соответственно в шифре новых буровых установок указывают условную глубину бурения и допускаемую нагрузку на крюке (например, БУ1600/100ЭУ). К важным отличительным признакам, указываемым в шифре буровой установки, относятся тип силового привода (Д - дизельный, ДГ - дизель-гидравлический, ДЭР - дизель-электрический регулируемый, Э - электрический на переменном токе, ЭП - электрический на постоянном токе и др.) и монтажеспособность буровой установки (У-универсальная монтажеспособность).

Основные параметры комплектных буровых установок для эксплуатационного и глубокого

Класс буро

Параметр

1
2
3
4
5

Допускаемая нагрузка на
800
1000
1250
1600
2000

крюке, кН

Условный диапазон буре-
600– 1250
1000– 1600
1250–2000
1600–2500
2000– 3200

ния, м

Наибольшая оснастка та-
4x5
4x5
4x5
4x5
5x6

левой системы

Диаметр талевого каната,
22; 25
22; 25
22; 25; 28
25; 28
28; 32

мм

Скорость подъема крюка
0,1– 0,2
0,1– 0,2
0,1– 0,2
0,1– 0,2
0,1– 0,2

при расхаживании обсад-

ных колонн и ликвидации

аварий, м/с

Скорость установившего-
1,5
1,5
1,5
1,5
1,5

ся движения при подъеме

незагруженного элевато-

ра, м/с, не менее

Мощность на приводном
200– 240
240– 300
300– 440
440– 550
550–670

(входном) валу подъемно-

го агрегата, кВт

Проходной диаметр стола
460; 560
460; 560
520,7; 560
560
560

ротора, мм

Мощность на приводном
180
180
180–370
370
370

валу ротора, кВт, не более

Допускаемая статическая
2000
2000
3200
3200
3200

нагрузка на стол ротора,

кН

Момент, передаваемый
30
30
50
50
50

столом ротора, кН?м, не

более

Число основных буровых
1
1
2
2
2

насосов, не менее

Мощность привода буро-
300; 375
300; 375
475
475; 600; 750
475; 600; 750

вого насоса, кВт

Наибольшее давление на
20; 21
20
21; 25
25; 32
25; 32

выходе насоса (в мани-

фольде), МПа

Номинальная длина све-
18
18
18; 25; 27
18; 25; 27
25; 27; 36

чи, м

Высота основания
3
4
4,4; 5,5
4,4; 5,5
5,0; 5,5

14.3. КОМПЛЕКТНЫЕ БУРОВЫЕ УСТАНОВКИ ДЛЯ ЭКСПЛУАТАЦИОННОГО И ГЛУБОКОГО РАЗВЕДОЧНОГО БУРЕНИЯ

Выпускаемые буровые установки периодически обновляются более производительными и надежными моделями, отвечающими возрастающим требованиям бурения и новейшим достижениям науки и техники. Повышение производительности и надежности буровых установок - предпосылка успешного выполнения непрерывно возрастающих объемов бурения. Во многих случаях смена выпускаемых моделей происходит в связи с изменением параметров буровых установок.

В комплектные буровые установки входят буровое оборудование и сооружения, оборудование системы циркуляции промывочного раствора, комплекс механизмов АСП для автоматизации спускоподъемных операции, регулятор подачи долота и др.

448

Т а б л и ц а 14.1

разведочного бурения нефтяных и газовых скважин

вой установки

6
7
8
9
10
11

2500
3200
4000
5000
6300
8000

2500– 4000
3200– 5000
4000– 6500
5000– 8000
6500– 10 000
8000– 12 500

5x6
6x7
6x7
7x8
7x8
7x8

28; 32
32; 35
32; 35
35; 38
38; 42
42; 44

0,1– 0,2
0,1– 0,2
0,1– 0,2
0,1– 0,2
0,1– 0,2
0,1– 0,2

1,5
1,5
1,5
1,4
1,4
1,4

670–900
900– 1100
1100– 1475
1475–2200
2200– 2950
2500– 2950

560
700
700
950
950
1260

370
370
440
500
540
540

3200
4000
4000
5000
6300
8000

50
80
80
80
120
-

2
2
2
2
2
3

475; 600; 750
600; 750; 950
600; 750; 950
950; 1180
1180
1180; 1840

25; 32; 35
25; 32
25; 32; 35
32; 40
40
40; 105

25; 27; 36
25; 27; 36
25; 27; 36
25; 27; 36
25; 27; 36
27; 36

5,0; 6,0
6,0
6,7; 8,0
6,9; 8,0
7,5; 8,0
8,5

Широко распространены буровые установки на базе комплектов основного бурового оборудования Уралмаш. Для морских буровых установок Уралмашзавод выпускает буровое оборудование ПБУ 6000/60ПЭМ и ППБУ 6000/200ППЭМ. На предприятиях бурения эксплуатируются снятые с производства буровые установки БУ80БрД, БУ80БрЭ, Уралмаш 3000ЭУК, Урал-маш 3000ЭУ, Уралмаш 4000Э-1, Уралмаш 4000Д-1, Уралмаш 6500Э, Уралмаш 6500ДГ, а также отдельные опытные модели.

Буровые установки БУ2500ДГУ и БУ2500ЭУ разработаны взамен буровых установок БУ80БрД и БУ80БрЭ-1. Основное и вспомогательное оборудование этих установок монтируется на отдельных блоках, транспортируемых гусеничными тяжеловозами.

На вышечном блоке размещаются вышка, буровая лебедка с коробкой перемены передач, ротор, трансмиссии лебедки и ротора, вспомогательный привод, ключ АКБ-3М2, вспомогательная лебедка, консольно-поворотный кран, пульт бурильщика и некоторое другое оборудование. Основание этого блока представляет собой металлическую платформу с опорами. Лебедка со вспомогательным тормозом и рамой образует лебедочную секцию вы-

449

шечного блока. Коробка перемены передач, трансмиссия лебедки и вспомогательный привод с рамой входят в приводную секцию вышечного блока. Приводной блок БУ2500ДГУ состоит из трех секций: дизельной, трансмиссионной и воздухосборников. В дизельной секции установлены три силовых агрегата, мощность которых через карданные валы передается цепному суммирующему редуктору. В трансмиссионной секции установлены цепной суммирующий редуктор и две компрессорные станции. Цепной редуктор позволяет передавать мощность силовых агрегатов буровой лебедке, насосам, ротору и одной компрессорной станции (вторая компрессорная станция имеет индивидуальный электрический привод). В секции воздухосборников располагаются два воздухосборника, агрегат подогрева воздуха АПВ 200/140, фильтр-влагоотделитель и маслоотделитель.

Насосный блок состоит из двух насосных секций с пультом управления насосами, необходимыми коммуникациями и компрессором высокого давления для зарядки пневмокомпенсаторов. Каждая насосная секция включает раму, трехпоршневойнасосодностороннего действия НБТ-600 и привод.

Дизель-генераторный блок состоит из основания с укрытием, двух дизель-электрических агрегатов, станций управления, сливных баков и аккумуляторных батарей.

Приемные мостки для укладки и подачи на буровую площадку бурильных и обсадных труб, а также других механизмов и инструмента состоят из стеллажей, горизонтальных и наклонных трапов.

Секционная конструкция позволяет при необходимости транспортировать буровую установку более мелкими частями, состоящими из отдельных секций рассмотренных блоков.

Установка БУ3000БД с пятидизельным приводом применяется для бурения эксплуатационных и разведочных скважин в неэлектрифицирован-ных районах. Она комплектуется на заводе-изготовителе комплексом механизмов АСП для автоматизации спускоподъемных операций, вышкой, основанием и каркасом укрытий.

БУ3000БЭ1 – модификация БУ3000БД. Благодаря электрическому приводу эта установка имеет более простую кинематическую схему и большую производительность (планируемая проходка в год соответственно 5700 и 3540 м).

БУ3000ЭУК поставляется с буровыми сооружениями, обеспечивающими универсальный монтаж и транспортировку (крупными и мелкими блоками, а также поагрегатно). Она предназначена для кустового бурения скважин в условиях Западной Сибири. БУ3000ЭУК-1 – модификация БУ3000ЭУК и отличается от нее эшелонным расположением блоков, позволяющим значительно увеличить число разбуриваемых скважин в одном кусте (БУ3000ЭУК позволяет пробурить 16 скважин в кусте). Модернизированная буровая установка БУ3000ЭУК-1М имеет допускаемую нагрузку на крюке 2000 кН против 1700 кН в установках БУ3000ЭУК.

В БУ3000ДГУ используются дизель-гидравлические силовые агрегаты СА-10 с дизелем 6ЧН21/21 мощностью 475 кВт вместо дизелей В2-450. В лебедках БУ3000ЭУ используется электромагнитный вспомогательный тормоз вместо гидродинамического. Двухпоршневые насосы двустороннего действия У8-6МА2 заменены более эффективными трехпоршневыми одностороннего действия УНБТ-950. Установки БУ3000ДГУ и БУ3000ЭУ в отличие от БУ3000БД и БУ3000БЭ поставляются с основаниями для универсального монтажа и транспортировки.

450

БУ4000ГУ-Т предназначена для экспорта в страны с тропическим климатом. Конструктивное исполнение и состав поставки учитывают требования заказчиков. Параметры ее соответствуют мировым стандартам.

БУ4000Д-1 и БУ4000Э-1 отличаются от комплексов Уралмаш 3ДЦ-76 и Уралмаш 4Э-76 тем, что буровое оборудование поставляется заводом-изготовителем вместе с буровыми сооружениями, комплексом механизмов АСП, регулятором подачи долота, краном для обслуживания мостков, талевым механизмом с оснасткой 5?6 или 6?7 в зависимости от пожелания потребителя.

БУ5000ДГУ и БУ5000ЭУ снабжены комплексом механизмов АСП, регулятором подачи долота, насосами УНБ-600 и буровыми сооружениями для универсального монтажа и транспортировки. Установка БУ5000ДГУ имеет дизель-гидравлический привод на базе силовых агрегатов СА-10.

БУ6500Э иБУ6500ДГ, заменившие Уралмаш 200Д-IV и Уралмаш 200Э-IV, оснащены комплексом АСП, насосами У8-7МА-2, дизель-гидравлическим приводом от агрегатов 1АДГ-1000, современным электрооборудованием и буровыми сооружениями для мелкоблочного монтажа.

Комплект бурового оборудования Уралмаш 6000ПЭМ предназначен для плавучих самоподъемных буровых установок типа Уралмаш 6000/60 ПБУ, используемых для бурения скважин при глубине моря 60 м. Комплект оснащен регулируемым электрическим приводом лебедки, насосов и ротора, комплексом АСП, благодаря которому степень механизации спуско-подъемных операций достигает 75 %.

Комплект бурового оборудования Уралмаш 6000/200ППЭМ предназначен для плавучих полупогружных буровых установок.

Буровая установка состоит из комплекса сооружений и механизмов для удержания на весу бурильной колонны, ее подачи, спуска, подъема и наращивания, комплекса оборудования для обеспечения циркуляции бурового раствора в скважине, его очистки от выбуренной породы и газа, восстановления его свойств, а также оборудования для вращения бурильной колонны.

Оборудование для герметизации устья скважины состоит из глухих и проходных плашечных превенторов, универсальных и вращающихся пре-венторов и системы их управления.

Независимо от способа вращательного бурения для выполнения всех операций основная схема буровой установки и состав ее оборудования почти во всех случаях одинаковые и различаются только параметрами и конструкцией.

На рис. 14.1 показан общий вид, а на рис. 14.2 приведена функциональная схема буровой установки для глубокого вращательного бурения с промывкой скважины буровым промывочным раствором.

Буровая установка состоит из вышки, поддерживающей на весу бурильную колонну, силового привода, оборудования для вращения и подачи бурового долота, насосного комплекса для прокачивания бурового раствора, устройств для его приготовления и очистки от выбуренной породы и газа и восстановления качества, комплекса оборудования для спуска и подъема колонн для смены изношенного долота, оборудования для герметизации устья скважины, контрольно-измерительных приборов и других устройств. В комплект буровой установки также входят основания, на которых монтируют, а иногда и перевозят оборудование, мостки, лестницы, емкости для топлива, раствора, воды, химических реагентов и порошкообразных материалов.

451

компоновка буровой

Рис. 14.2. Функциональная схема буровой установки:

1 – переводник и центратор; 2, 3 – переводники ведущей трубы и вертлюга; 4 – крюк; 5 – ведущая ветвь каната; 6, 7, 9 – трансмиссии лебедки и ротора; 8 – линия высокого давления; 10 – зажимы ротора

Максимальная скорость бурения скважины достигается, когда характеристики применяемого оборудования наиболее полно удовлетворяют требованиям режимов бурения. Физико-механические свойства горных пород, определяющие их буримость, изменяются в широких пределах, поэтому буровая установка должна позволять изменять в достаточно широком диапазоне параметры режимов бурения. К факторам, определяющим режим бурения, можно отнести соответствие типа и размеров долота условиям бурения, осевую нагрузку на него, частоту его вращения, количество и качество прокачиваемой жидкости или газа, время работы долота на забое.

Время работы долота на забое зависит от типа и конструкции долота, качества его изготовления, свойств разбуриваемых пород и режима эксплуатации долота Средняя продолжительность пребывания долота на забое (в ч): для шарошечных долот при турбинном бурении в твердых породах 1,5-3, в мягких - 5-15, при роторном бурении в твердых породах 20-100, в мягких - 80-250, для режущих и истирающих долот при турбинном бурении 10-30, при роторном - 30-60, для алмазных долот в твердых породах 10-20 ч, в средних и мягких породах до 200. Все механизмы и агрегаты буровой установки должны обеспечивать бесперебойную работу в течение указанного времени.

Эти данные ориентировочные. По мере применения долот новых типов и улучшения режимов бурения время пребывания долот на забое может увеличиваться.

Для наращивания бурильной колонны процесс бурения останавливают через каждые 6, 9 или 12 м углубления скважины. Время, затрачиваемое на наращивание, составляет 3-10 мин.

Весь цикл работы буровой установки или рейс одного долота приведен на диаграмме (рис. 14.3). Как видно из диаграммы, рейс состоит из

453

Рис. 14.3. Диаграмма одного цикла (рейса долота) буровой установки:

С – спуск колонны; Пр – проходка; Ц – циркуляция и промывка скважины; П – подъем колонны; Д – смена долота; Б – бурение; Н – наращивание; t – время; Pк? , Pк??, Pк??? – нагрузка соответственно на крюке в начале, конце рейса и при бурении; Pд – нагрузка на долото; n – номер рейса; Hд – нагружение долота; Qт – вес талевой системы

спуска С колонны с циклическим увеличением нагрузки на крюк Pк до наибольшей для данной глубины скважины, нескольких периодов бурения Б, наращивания Н и подъема П колонны для смены долота Д с циклическим уменьшением нагрузки на крюк по мере извлечения каждой свечи. Скорость спуска бурильной колонны лимитируется технологическими условиями, состоянием ствола скважины и составляет 1-2 м/с в необсажен-ном и до 3 м/с в обсаженном стволе.

При подходе к забою скважины спуск бурильной колонны замедляют, чтобы не заклинить новое долото, так как изношенное предыдущее долото по мере износа уменьшает диаметр и форму скважины. На некотором расстоянии от забоя долото останавливают и скважину промывают, после чего начинают вращать долото, осторожно подводят его к забою и производят проработку при иной части ствола с небольшой нагрузкой. После этого нагрузку на долото быстро и плавно увеличивают, доводя в минимально возможное время до максимальной, установленной для данных условий бурения. Затем нагрузку регулируют в зависимости от характера проходимых пород. Скорость бурения может меняться от 0,1 до 60 м/ч и даже более.

После углубления скважины на всю длину ведущей трубы бурение приостанавливают, колонну приподнимают и скважину промывают для того, чтобы поднять выбуренную породу в затрубном пространстве на высоту, исключающую возможность оседания выбуренной породы на забой во время наращивания. Промывка необходима также для выравнивания параметров раствора в затрубном пространстве и внутри колонны труб.

После промывки скважины колонну поднимают на длину ведущей трубы, устанавливают на клиньях или элеваторе на столе ротора, отсоединяют

454

ведущую трубу с вертлюгом от колонны и устанавливают ее в шурф, находящийся вблизи устья скважины. Затем колонну наращивают на одну заранее подготовленную трубу. После наращивания колонну приподнимают, освобождают в роторе, опускают на длину добавленной трубы, вновь устанавливают на роторе и соединяют ведущую трубу с бурильной колонной. Затем промывают скважину, спускают колонну до забоя и снова продолжают бурение.

Число наращиваний колонны в процессе каждого рейса (долбления) определяется проходкой на долото и длиной добавляемой трубы, а время долбления - скоростью углубления и проходкой на долото, которые зависят от конструкции и качества изготовления долота, соответствия его типа проходимым породам, а также от режима бурения, глубины скважины, физико-механических свойств буримых пород и свойств бурового раствора, квалификации буровой бригады и др. Однако во всех случаях по мере увеличения глубины скважины показатели работы долот ухудшаются. После срабатывания долота поднимают бурильную колонну для его замены. Скорость движения колонны при подъеме зависит от мощности подъемной системы и в среднем составляет около 1 м/с и меняется в пределах 0,4-1,8 м/с в зависимости от веса и длины колонны.

14.4. ВЫБОР ВИДА И ОСНОВНЫХ ПАРАМЕТРОВ БУРОВОЙ УСТАНОВКИ

ФАКТОРЫ, ВЛИЯЮЩИЕ НА ВЫБОР УСТАНОВКИ

Естественно, что для бурения разнообразных разведочных, эксплуатационных, вертикальных или наклонных скважин различной глубины на суше, с поверхности воды и в других условиях не может существовать один класс и вид буровой установки, хотя во всех случаях установка выполняет почти одинаковые функции. В то же время не представляется возможным для разных условий бурения создавать специальную установку, поэтому буровые установки должны обладать определенной универсальностью или допускать быструю модификацию и быть приспособленными для конкретных условий бурения.

Буровую установку выбирают с учетом следующих факторов:

назначение установки и условия бурения - бурение на суше (равнина, горы, леса), в болотах, на море и пр.; климат, температура окружающего воздуха и ее колебания, сила ветра и пр.;

цель бурения - разведочное или эксплуатационное;

тип и параметры скважины - вертикальная или наклонная; глубина бурения и конструкция скважины;

технология и методы бурения (ротором или забойными двигателями), требуемая гидравлическая мощность на забое, типы и свойства бурового промывочного раствора (жидкость, пена или газ), характер основы раствора (вода или нефть), метод спуска и подъема колонн и др.;

геологические условия бурения - характер буримых пород, возможные осложнения, аномальность давлений, изменение температур по глубине, степень агрессивности подземных вод и т.д.

Выяснив и проанализировав все эти факторы, намечают вид установ-

455

ки. Рассмотрим метод выбора так называемых классических буровых установок для бурения на суше для равнинных местностей средней полосы, представляющих в настоящее время наиболее крупную группу установок.

ВЫБОР ПАРАМЕТРОВ БУРОВОЙ УСТАНОВКИ

Буровая установка должна обеспечивать наибольшую производительность и эффективность. Единицей продукции буровой установки является скважина или каждый пробуренный метр, а мерой производительности и эффективности установки - стоимость скважины или 1 м бурения в заданных условиях.

Очевидно, что мелкую скважину можно пробурить установкой, предназначенной для бурения более глубоких скважин, например, установкой для скважины глубиной 6000-7000 м можно пробурить скважину глубиной 2550 м, но заранее известно, что это неэкономично, а пробурить скважину глубиной 6000-7000 м установкой, предназначенной для бурения скважин глубиной 2500 м, естественно, невозможно. Во многих случаях пределы экономической целесообразности применения той или иной установки теоретически найти довольно трудно без соответствующего анализа ее параметров (характеристик и данных эксплуатации).

Буровые установки характеризуются глубиной бурения, мощностью привода подъемного и насосного комплексов, максимально допустимой нагрузкой на подъемный комплекс и оборудование для вращения бурильной колонны, диаметром ствола скважины и применяемых бурильных труб, подачей и давлением насосов, мобильностью буровой установки, видом применяемой энергии для привода.

Буровые установки подразделяют на две категории: для бурения глубоких эксплуатационных и разведочных скважин; для бурения неглубоких структурных и поисковых скважин.

Установки первой категории отличаются от установок второй категории большей возможной глубиной бурения скважины, большим диаметром бурения и более тяжелыми бурильными трубами. Естественно, что мощность и максимально допустимая нагрузка на эти установки значительно выше, больше и их масса.

Буровые установки первой категории (см. рис. 14.1) менее мобильны; обычно их перевозят с одной точки бурения на другую по частям (блоками) в зависимости от дорожных условий и транспортных средств. Установки второй категории более мобильны; обычно все оборудование монтируют на одном шасси автомашины, трактора или прицепа.

Каждая категория буровых установок имеет несколько классов, которые обеспечивают наибольшую эффективность бурения скважин определенной глубины и конструкции.

Поскольку каждой буровой установкой при определенной мощности ее двигателей, максимально допустимой нагрузке на крюке можно пробурить скважины различной глубины и конструкции в зависимости от диаметра и массы применяемых бурильных и обсадных труб, то для сравнительной оценки мощности и класса буровой установки для глубокого бурения принимают глубину в метрах скважины конечного диаметра 215 мм, которая может быть достигнута при использовании бурильной колонны с бурильными трубами диаметром 114 мм и массой 1 м труб 30 кг. При рабо-

456

те с бурильными трубами других диаметров и массы предельная глубина бурения этой же буровой установкой может значительно отличаться от ее номинальной глубины.

14.5. ВЫБОР СХЕМЫ И КОМПОНОВКИ ОБОРУДОВАНИЯ БУРОВОЙ УСТАНОВКИ

К основным факторам, определяющим выбор схемы и компоновки относятся:

наилучшее выполнение основных функций, требуемых процессом проводки скважины при наиболее простой кинематической схеме установки;

быстрота и легкость монтажа и демонтажа и перевозки оборудования;

стабильность конструкции и параметров установки после многократных перемещений с одной точки бурения на другую;

надежность сохранения соосности валов после многократныхперевозок;

наименьшая общая металлоемкость конструкции;

доступность для монтажа и обслуживания агрегатов и управляющих органов установки;

возможность установки всего комплекта свечей бурильных и утяжеленных труб колонны на проектную глубину скважины обсадных труб с 10%-ным запасом на одну из колонн;

достаточная высота оснований для обеспечения возможности размещения противовыбросового и другого оборудования и использования имеющихся транспортных средств для перевозки;

наилучшее обеспечение требований техники безопасности ведения работ при наибольшем удобстве.

Компоновку следует начинать с решения главных вопросов - выбора рациональной схемы расположения оборудования, кинематической и силовой схемы буровой установки.

Основное правило компоновки - параллельный анализ нескольких вариантов и выбор наилучшего.

При компоновке надо определять целесообразность максимального использования унифицированных агрегатов и деталей, а также учитывать основные факторы, определяющие работоспособность и эффективность буровой установки. Часто важность отдельных факторов зависит от применяемых методов монтажа, демонтажа и перевозки оборудования.

При разработке компоновок сложных комплексов весьма эффективно использование макетов оборудования. Это позволяет проверить расположение оборудования, доступность, условия монтажа и транспортировки. Анализу подвергают варианты компоновок оборудования в плане и в вертикальной плоскости, после чего выполняют компоновку разрабатываемого варианта сначала в плане, а затем в вертикальной плоскости.

Исходной точкой для компоновки в плане буровой установки является центр устья скважины 0 (рис. 14.4), с которым должен совпадать центр отверстия ротора, определяющий положение лебедки. Лебедку располагают против приемных мостков и ворот в буровую, чтобы при помощи лебедки можно было заводить в буровую трубы и другое оборудование. Ось I-I главного барабана лебедки удалена на расстояние A от оси скважины II-II,

457

Рис. 14.4. Схема компоновки в плане бурового оборудования:

1 – ротор; 2 – лебедка; 3 – магазин для установки свечей (подсвечник); 4 – приемные мостки труб; 5 – стеллаж для труб; 6 – коробка передач; 7 – трансмиссия; 8 – двигатели; 9 – буровые насосы; 10 – ворота; 0 – центр скважины

чтобы обеспечить необходимое для работы операторов расстояние A между диаметром Dp ротора 1 и лебедкой 2. Лебедку следует располагать так, чтобы середина барабана лебедки (ось III-III) проходила также через ось скважины I.

Если главная лебедка расположена ниже уровня пола буровой, то расстояние A выбирают так, чтобы ведущая ветвь каната подходила к кронб-локу, не цепляя вышку, и оператору был обеспечен обзор барабана при наматывании на него каната

Остальное оборудование может располагаться относительно лебедки различным образом в зависимости от назначения буровой установки и ее класса. На рис. 14.4 приведена классическая схема линейного расположения коробки передач, трансмиссий, двигателей и насосов за лебедкой. Преимущество такой компоновки – компактность размещения оборудования, позволяющая применять более легкие основания и цепные передачи в трансмиссии. При цепных трансмиссиях валы всех агрегатов должны быть параллельны и вращаться в одном направлении, что особенно удобно, когда для привода используют двигатели внутреннего сгорания с односторонним вращением.

При компоновке оборудования с боковым расположением двигателей и карданными валами в трансмиссиях все оборудование должно быть расположено почти на одном уровне, так как карданные валы не допускают больших углов наклона. Подобная схема вполне приемлема для легких самоходных буровых установок, не требующих оснований большой высоты. Для буровых установок глубокого бурения при большой высоте оснований (4-10 м) располагать лебедку и силовой привод на одном уровне можно только в морских и других установках, не требующих демонтажа и монтажа при бурении новой скважины. Для наземных буровых установок, перевозимых блоками, подобная схема неудачна, так как требует подъема тяжелого оборудования (массой 20-30 т) на большую высоту. Из-за сложности монтажа эти установки малоэффективны, так как время монтажа иногда больше времени бурения скважины. В таких установках буровую лебедку можно располагать только на уровне земли, ниже пола буровой. На

458

полу буровой размещают ротор с приводом и вспомогательную лебедку, которая должна в этом случае иметь индивидуальный привод. В приведенной схеме ротор и лебедка снабжены отдельными коробками передач, что усложняет конструкцию.

Компоновки в плане буровых установок выполняют весьма разнообразно.

Перед выбором той или иной схемы компоновки необходимо рассмотреть все факторы и принять вариант, обеспечивающий наибольший технико-экономический эффект в заданных условиях.

Рабочее место представляет собой первичное звено установки, где находят отражения основные элементы производственного процесса и проявляются эффективность и качество труда

Рациональное расположение рабочего места и органов машины, на которые воздействует оператор, способствует достижению наиболее высокой производительности и созданию благоприятных психофизиологических условий труда.

В связи с тем, что при бурении скважины по существу один оператор (бурильщик) управляет всеми многочисленными функциями агрегатов и органов установки, а буровая бригада выполняет все необходимые операции, при проектировании буровой установки надо обратить особое внимание на организацию рабочего места и компоновку оборудования на нем.

Прежде всего, необходимо выполнить анализ состава операций, очередности их выполнения, возможного совмещения по времени, распределения функций между членами буровой бригады. Каждый член бригады может работать поочередно в различных местах в зависимости от вида проводимых работ на буровой установке: на площадке вокруг ротора; приемных мостиках; балконе вышки; в насосном и силовом отделениях; в зоне приготовления и очистки бурового раствора. Следует иметь в виду, что буровая бригада может работать на буровых установках различного класса и назначения, поэтому необходимо проанализировать типовую организацию рабочего места на уже существующих установках.

Процесс проводки скважины включает много разнообразных операций, большая часть которых повторяется при бурении каждой скважины в строго определенной последовательности, а часть операций (работы по предупреждению поглощений, газопроявлений, обвалов, ликвидации аварий и др.) проводят не всегда

Значительная часть операций, выполняемых буровой бригадой, требует использования различных приспособлений и механизмов, применяемых периодически. Многие из этих механизмов должны постоянно находиться на рабочем месте, что ухудшает условия работы операторов, поэтому в буровой установке следует предусматривать рациональную планировку оборудования на рабочем месте с таким расчетом, чтобы механизмы, не используемые в данной операции, не мешали ее выполнению.

В установке требуется предусмотреть оснащение рабочих мест основным и вспомогательным оборудованием, приспособлениями, механизмами, планировку рабочего места; необходимые условия труда на рабочем месте, способы и средства связи между рабочими местами.

Общую компоновку оборудования буровой установки осуществляют после выбора схем расположения основных агрегатов в плане и вертикальной плоскости. На этой стадии окончательно уточняют расположение оборудования с учетом всех факторов, а не только выполняемых функций.

459

В ряде случаев, казалось бы, такие второстепенные факторы, как, например, климатические условия или характер местности, не могут играть решающую роль, однако на выбор схемы компоновки эти факторы иногда оказывают большое влияние. Для бурения в обычных условиях на суше скважин глубиной до 2500 м мачта и подъемное оборудование монтируют на основании, прочно зафиксированном на точке бурения. Трансмиссии, коробка передач и приводные электродвигатели расположены по одной линии за лебедкой на уровне пола буровой. Высота основания привода большая (около 3 м), что несколько усложняет монтаж, демонтаж и конструкцию оснований, однако для бурения подобных скважин это может быть приемлемо, масса отдельных блоков не превышает 30 т и монтажно-демонтажные работы можно вести при помощи нефтепромысловых грузоподъемных средств. Насосный комплекс, приемные мостки и оборудование системы очистки и приготовления бурового раствора расположены компактно – так, чтобы площадь, занимаемая установкой, была минимальной (это очень важно при бурении скважин в районах использования земель в сельскохозяйственных целях). В то же время для бурения, например, в районах Восточной Сибири, в заболоченных местностях, где залежи нефти и газа находятся в малонаселенных районах, такое решение компоновки оказывается малоэффективным. Практика показала, что в таких условиях более производительно кустовое бурение, для которого необходима другая модификация установки.

В буровой установке того же класса в исполнении для кустового бурения скважин в районах нефтепромыслов Тюмени в условиях болот и тайги основание вышечного блока монтируют на платформе, оборудованной тележками; на тележках установка перемещается от одной точки бурения к другой по рельсам на расстояние 5–8 м. Такой установкой разбуривают куст наклонных скважин (8–16 скважин), после чего установку разбирают и перевозят для бурения следующего куста скважин. Силовой привод лебедки расположен не на уровне пола буровой, а внизу на подвижной платформе. На полу буровой установлена вспомогательная лебедка. Насосный комплекс находится на расстоянии 50 м от устья наиболее удаленной от него скважины. Напорная и сливная линии должны быть выполнены разборными и смонтированы на мостках, чтобы была возможность перемещать блок (вышка с основанием) от одной скважины к другой, не передвигая насосный комплекс во время бурения всех скважин куста. Для защиты персонала от непогоды и холода рядом с буровой должны быть расположены жилые помещения, связанные с буровой переходными мостиками.

Такое конструктивное решение весьма эффективно для районов с заболоченной местностью. Конструкция не только упрощает монтаж-демонтаж и перевозку буровой установки, но и сокращает объем строительства дорог. Годовой объем бурения кустовой установкой может быть в 2–4 раза больше объема бурения обычной установкой в этих условиях.

14.6. ТРЕБОВАНИЯ К КИНЕМАТИЧЕСКОЙ СХЕМЕ БУРОВОЙ УСТАНОВКИ

Кинематическая схема должна наиболее полно удовлетворять всем требованиям бурения. В каждой буровой установке требуется предусмотреть основные кинематические цепи: подъемного механизма, привода

460

ротора и насосов для прокачки бурового раствора и вспомогательные цепи. В совокупности эти цепи образуют кинематическую схему всей установки.

Для облегчения физического труда рабочих и сокращения времени проводки скважин необходимо рассматривать техническую и экономическую целесообразность степени механизации.

Надежность работы отдельных агрегатов и элементов буровой установки следует оценивать с точки зрения не только возможности отказов, но и наличия дублирующих цепей, обеспечивающих бесперебойную работу.

Кинематические цепи привода подъемного механизма, ротора и буровых насосов должны иметь высокий КПД, так как на их привод тратятся значительные мощности.

Кинематическая схема должна обеспечивать возможность наиболее простого и многократного монтажа и демонтажа механизмов буровой установки на отдельные транспортабельные блоки и затраты минимального времени на эти операции без нарушения кинематических связей.

Рассмотрим основные факторы, определяющие кинематическую схему буровой установки. Сравнивая кинематические схемы различных буровых установок, даже близких по размерам, можно заметить, что их кинематические цепи, абсолютно одинаковые по назначению, часто существенно отличаются по структуре, так как задача преобразования движения может быть решена, как правило, различными способами. При этом число возможных решений тем меньше, чем большему числу условий должна удовлетворять кинематическая цепь, преобразующая движение.

Для правильного выбора структуры кинематической цепи и составляющих ее звеньев необходимо прежде всего иметь полное и точное представление о назначении этой цепи, а также движениях, которые должно совершать ее конечное ведомое звено во время работы. Требуется знать границы возможного и целесообразного использования различных механизмов, применяемых в современном машиностроении: верхний и нижний пределы передаточного отношения, закономерность его изменений, возможности реверсирования, потери энергии, сопутствующие преобразованию движения.

Иначе говоря, чтобы построить кинематическую схему буровой установки, нужно располагать, с одной стороны, характеристиками движений начального (ведущего) и конечного (ведомого) звеньев каждой цепи, а с другой – кинематическими и эксплуатационным характеристиками различного рода механизмов, используемых в современных машинах.

14.7. БУРОВЫЕ УСТАНОВКИ ПРОИЗВОДСТВА ОАО «УРАЛМАШЗАВОД»

ОАО «Уралмашзавод» выпускает комплектные буровые установки (БУ) и наборы бурового оборудования (НБО) для бурения нефтяных и газовых скважин глубиной 2500–8000 м с дизельным (Д) и дизель-гидравлическим (ДГ) приводами, электрическим приводом переменного тока (Э) и регулируемым (тиристорным) электроприводом постоянного тока (ЭР) с питанием от промышленных сетей, а также от автономных дизель-электрических станций (ДЕ).

К преимуществам установок относятся:

высокая приводная мощность исполнительных механизмов;

461

Таблица 14.2

Технические характеристики буровых установок Уралмашзавода

Тип буровой установки

Показатели

Допускаемая нагрузка на
2000
2000
2000
3200
3200
4000
4500
5000
2000
2250
2250
3200
3260

крюке, кН

Условная глубина буре-
3200
3200
3200
5000
5000
6500
5000
8000
3200
3600
3600
5000
5000

ния, м

Скорость подъема крюка
0,2±0,05
0,1–
0,2
0,2
0,1–0,2
0,1– 0,2
0,2
0,2
0,2
0,19
0,18
0,16
0,16

при расхаживании колон-

0,2

ны, м/с

Скорость подъема элева-
1,5
1,5
1,5
1,82
1,6
1,6
1,5
1,6
1,5
1,58
1,5
1,43
1,43

тора (без нагрузки), м/с,

не менее

Расчетная мощность на
670
670
670
1100
1100
1475
1100
2200
670
710
700
690
690

входном валу подъемного

агрегата, кВт

Диаметр отверстия в столе
700
700
700
700
700
700
700
950
700
700
700
700
700

ротора, мм

Расчетная мощность при-
370
370
280
370
370
440
440
500
370
370
370
218
218

вода ротора, кВт, не более

Мощность бурового насо-
950
950
950
950
950 1180
950
1180
1180
600
600
600
600
600

са, кВт




|

Вид привода
Э
ЭР
ДГ
ДГ
ЭР
ЭР
ЭР
ЭР ДЕ
Э
Д
Э
Д
Д

Площадь подсвечников
4000
4000
4000
6000
6000
8000
5500
8200
4000
–
–
4000
4000

при размещении свечей

диаметром 114 мм, м2

Высота основания (отмет-
7,2
6,0
7,2
6,0
8,0
8,0
6,2
9,4
8,0
8
8
10
7,2
–
–
6,5
6,5/8,0

ка пола буровой), м

Просвет для установки
5,7
4,7
5,7
4,7
6,7
6,7
5,0
7,4
6,7
6,7
6,7
8,5
5,7
–
–
5,2
5,2/6,7

стволовой части превен-

торов, м

Комплектность буровых установок и наборов бурового оборудования

Таблица 14.3

Механизмы и агрегаты
БУ3200/200ЭУК-2М2,
БУ3200/200ЭУК-2М2У,
БУ3200/200ЭУК-2МЯ
БУ3200/200ЭУК-ЗМА
БУ3200/200ДГУ-1М, БУ3200/200ДГУ- 1У, БУ3200/200ДГУ-1Т
БУ3200/200ЭУ-1М, БУ3200/200ЭУ- 1У
НБО-1К
БУ5000/3200ЭУК-Я

Лебедка буровая
ЛБУ22-720
ЛБУ22-670
ЛБУ22-720
ЛБУ22-720
ЛБУ22-720
ЛБУ37-1100

Насос буровой
УНБТ-950А
УНБТ-950А
УНБТ-950А
УНБТ-950А
УНБТ-600А
УНБТ-950А

Ротор
Р-700
Р-700
Р-700
Р-700
Р-700
Р-700

Комплекс меха-
—
АСП-ЗМ1
АСП-ЗМ1
АСП-ЗМ1
—
—

низмов АСП

Кронблок
УКБ-6-250
УКБ-6-250
УКБА-6-250
УКБА-6-250
УКБ-6-250
УКБ-6-400

Талевый блок
—
УТБА-5-200
УТБА-5-200
УТБА-5-200
—
—

Крюкоблок
УТБК-5-225
—
—
—
УТБК-5-225
УТБК-5-320

Вертлюг
УБ-250МА
УБ-250МА
УБ-250МА
УБ-250МА
УБ-250МА
УБ-320МА

Вышка
БМР-45х200У
БМА-45х200-1
БМА-45х200-1
БМА-45х200-1
БМР-45х200У
БМР-45х320

Привод основ-
Лебедки и ротора:
Лебедки, ротора и
Лебедки, ротора и
Лебедки и ротора: электродвигатель
Лебедки, ротора и

ных механизмов
электродвигатель
буровых насосов:
буровых насосов:
АКБ-13-62-8-УХЛ2; буровых насосов:
насосов: индивиду-

АКБ-13-62-8-УХЛ2;
электродвигатели
групповой от трех
электродвигатель АКСБ-15-54-6-УХЛ2
альных от электро-

буровых насосов:
4ПС450-1000-
силовых агрегатов


двигателя 4ПС450-

электродвигатель
УХЛ2
типа СА-10


1000-УХЛ2

АКСБ-15-54-6-УХЛ2

Циркуляционная
ЦС3200ЭУК-2М-У1
ЦС3200-У1
ЦС3200-01-У1
ЦС3200ЭУК-
—

система
/200ДГУ-1Т.

ЦС3000ДГУ-1Т*

2M-VI

? Для БУ3200

Пр о до лжение т абл. 14.3

Механизмы и агрегаты
БУ5000/320ДГУ-1Т, БУ5000/320ДГУ-1
БУ5000/320ЭР-0
БУ5000/320ЭР, ByUN О С320ДЕ
БУ5000/450ЭР-Т
БУ6500/400ЭР
БУ8000/500ЭР
ByUN О С500ДЕ

Лебедка буровая
ЛБУ37-1100Д
ЛБУ37-1100
ЛБУ37-1100
ЛБУ42-1100Т
ЛБУ2000ПМ
ЛБУ3000М1
ЛБУ3000М1

Насос буровой
УНБТ-950А
УНБТ-950А
УНБТ-950А
УНБТ-1180А1
УНБТ-950А
УНБТ-1180А1
УНБТ-1180А1

Ротор
Р-700
Р-700
Р-700
Р-700
Р-700
Р-950
Р-700

Комплекс меха-
АСП-ЗМ4
АСП-ЗМ4
АСП-ЗМ4
—
АСП-ЗМ5
АСП-ЗМ6
АСП-ЗМ6

низмов АСП

Кронблок
УКБА-6-400
УКБА-6-400
УКБА-6-400
УКБА-7-500
УКБА-7-500
УКБА-7-600
УКБА-7-600

Талевый блок
УТБА-5-320
У ГБА-5-320
У ГБА-5-320
—
УТБА-6-400
УТБА-6-500
У'ГБА-6-500

Крюкоблок
—
—
—
УТБК-6-450
—
—
—

Вертлюг
УБ-320МА
УБ-320МА
УБ-320МА
УБ-450МА
УБ-450МА
УБ-320МА УБ-450МА
УБ-450МА

Вышка
БМА-45х320
БМА-45х320
БМА-45х320
БУ-54х450
БУ-45х400
БУ-45х500А
БУ-45х500А

Пр о до лжение т а б л . 14.3

Механизмы и агрегаты
БУ5000/320ДГУ-1Т, БУ5000/320ДГУ-1
БУ5000/320ЭР-0
БУ5000/320ЭР, БУUN O C320ДЕ
БУ5000/450ЭР-Т
БУ6500/400ЭР
БУ8000/500ЭР
БУUN O C500ДЕ

Привод основных механизмов
Циркуляционная система
Лебедки, ротора и буровых насосов: групповой от четырех силовых агрегатов типа СА-10
ЦС5000ДГУ-1Т, ЦС5000ДГУ-1
Буровой лебедки: электродвигатель 4ПС-450-1000-УХЛ2; буровых насосов: электродвигатель 4ПС-450-1000-УХЛ2
ЦС5000ЭУ ЦС5000ЭР-VI
Лебедки, ротора и насосов: индивидуальных от электродвигателей 4ПС450-1000-УХЛ2
ЦС5000, 450ЭР-Т
Лебедки: электродвигатель ДПЗ 99/85-6КМ2; ротора и буровых насосов: электродвигатели 4ПС-450-1000-УХЛ2 ЦС6500ЭР
Лебедки: электродвигатели ДПЗ 99/85-6КМ2; ротора и буровых насосов: электродвигатели 4ПС-450-1000-УХЛ2
ЦС8000ЭР Комплекс оборудования зарубежных фирм

Пр о до лжение т а б л . 14.3

Механизмы и агрегаты
НБО-Э
НБО-Д
БОЗД86-1
БОЗД86-2

Лебедка буровая
ЛБУ-1200
ЛБУ-1200
ЛБУ-1200Д-I
ЛБУ-1200Д-II

Насос буровой
УНБ-600А
УНБ-600А
УНБ-600А
УНБ-600А

Ротор
Р-700
Р-700
Р-700
Р-700

Комплекс механизмов АСП
–
–
–
–

Кронблок
УКБ-6-270
УКБ-6-270
УКБ-7-400
УКБ-7-400

Талевый блок
УТБ-5-225
УТБ-5-225
УТБ-6-320
УТБ-6-320

Крюкоблок
УТБК-5-225
УТБК-5-225
УТБК-6-320
УТБК-6-320

Вертлюг
УВ-250МА
УВ-250МА
УВ-320МА
УВ-320МА

Вышка
–
–
–
ВМР-45х320-I

Привод основных механиз-
Лебедки и ротора: элек-
Лебедки, ротора и одного бурового насоса: групповой от 3 дизель В2500ТКС4

мов
тродвигатель АКБ-13-62-8-УХЛ2; буровых насосов: электродвигатель СДБМ99/46-8-УХЛ2
Второго бурового насоса: групповой от 2 дизелей В2500ТКС4

Циркуляционная система
–
1 - 1

Примечания. 1. Циркуляционная система может поставляться в любой комплектации, включая оборудование зарубежных фирм. 2. До-

пускается любая комплектация оборудования по требованию заказчика.

широкая гамма приводных систем с различными характеристиками (регулируемыми и нерегулируемыми);

высокая долговечность оборудования, обусловленная оптимальными параметрами механизмов, применением высокопрочных сталей с большим запасом прочности, гарантированным качеством изготовления и контроля комплектующего оборудования;

наличие регуляторов, обеспечивающих автоматическую (заданную оператором) подачу и режимы нагружения инструмента на забой;

высокая степень механизации буровых работ, в том числе спускоподъ-емных операций (СПО) за счет использования механизмов АСП, обеспечивающих сокращение времени их выполнения на 40 % (по желанию заказчика возможна поставка установок с ручной расстановкой свечей);

возможность выбора оптимальных режимов бурения благодаря наличию приводных систем и регуляторов подачи долота;

легкость управления и удобство в эксплуатации;

комплектация укрытиями в холодном или утепленном исполнении с системами обогрева рабочих помещений;

возможность кустового бурения скважин в грунтах с низкой несущей способностью (специальное исполнение установок).

Высокие эксплуатационные качества буровых установок подтверждаются многолетней практикой их использования в различных природно-климатических условиях – от Крайнего Севера до тропиков.

Установки обладают универсальными монтажно-транспортными качествами и в зависимости от класса и назначения перевозятся крупными блоками на специальных транспортных средствах (тяжеловозах), секциями (модулями) на трейлерах и поагрегатно транспортом общего назначения. Для установок кустового исполнения (К), предназначенных для бурения скважин на грунтах с низкой несущей способностью, предусмотрена возможность перемещения оборудования в пределах куста блоками с помощью специальных устройств, входящих в комплект поставки.

В табл. 14.2 даны технические характеристики буровых установок и наборов бурового оборудования, в табл. 14.3 указаны основные комплектующие механизмы и агрегаты.

В буровых установках с дизель-электрическим приводом БУUNОС500ДЕ и БУUNОС320ДЕ в качестве источника энергии используются дизель-электрические станции фирмы «Caterpillar», а для очистки бурового раствора – оборудование зарубежных фирм.

14.8. БУРОВЫЕ УСТАНОВКИ ПРОИЗВОДСТВА

ОАО «ВОЛГОГРАДСКИЙ ЗАВОД БУРОВОЙ ТЕХНИКИ»

Волгоградский завод буровой техники (ВЗБТ) производит комплектные буровые установки для бурения нефтяных и газовых скважин глубиной 1000–3500 м с дизельным (Д) и дизель-гидравлическим (ДГ) приводами, электрическим приводом переменного тока (Э) и регулируемым (тиристорным) электроприводом постоянного тока (ЭП) с питанием от промышленных сетей, а также от автономных дизель-электрических станций (ДЭП).

Отличительные особенности установок:

высокая приводная мощность исполнительных механизмов;

465

Технические характеристики буровых установок ВЗБТ

Таблица 14.4

БУ2900/

175ЭП-М,

Показатели
БУ1600/
БУ1600/
БУ2500/
БУ2900/
БУ2900/
БУ2900/
БУ2900/
БУ200/

100ДГУ
100ЭУ
160ДГУМ1
175ДЭЛ-2,
175ЭПК
175ЭПКМ1
200ЭПК
125ДММ

БУ2900/

175ДЭП-3*

Допускаемая нагрузка на
1000
1000
160
1750
1750
1750
2000
1250

крюке, кН

Условная глубина буре-
1600
1600
2500
2900
2900
2900
2900
2000

ния, м

Скорость подъема крюка
0,1– 0,2
0,22
0,1– 0,2
0,1– 0,2
0,1– 0,2
0,1– 0,2
0,1– 0,2
0,1– 0,2

при расхаживании ко-

лонны, м/с

Скорость подъема элева-
1,7
1,7
1,95
1,54
1,54
1,66
1,66
1,5

тора (без нагрузки), м/с,

не менее

Расчетная мощность на
300
300
550
550
550
550
550
300

входном валу подъемного

агрегата, кВт

Диаметр отверстия в сто-
560
560
560
560
560
560
560
560

ле ротора, мм

Расчетная мощность при-
180
180
180
180
180
180
180
180

вода ротора, кВт

Мощность бурового на-
475
475 (600)**
600
600
600
600
600
600

соса, кВт

Вид привода
ДГ
Э
ДГ
ЭП; ДЭП
ЭП
ЭП
ЭП
Д

Площадь подсвечников
2000
2000
3500
3500
3500
3500
3500
2000

для размещения свечей

диаметром 114 мм, м2

Высота основания (от-
5,0
5,0 (8)
5,5
6,1
7,75
6
8
6,4

метка пола буровой), м

Просвет для установки
3,86
3,86 (6,86)
4,1
4,7
6,4
4,7
6,64
5,05

стволовой части превен-

торов, м

Масса установки, т
372
343 (375)
359
308 (ЭП);
528
468
706,5
330

495 (ДЭП) уляционной системой безамбарного бурения на базе импортного оборудования и центрифугой.

БУ2900/175ДЭП-3 о
снащена цирк

?? По заказу потребителей.

??? Синхронный или асинхронный (А
ВК) привод.

Механизмы и агрегаты буровых установок

Таблица 14.5

БУ2900/

175ЭП-М, БУ2900/

Механизмы и
БУ1600/
БУ1600/
БУ2500/
175ДЭЛ-2, БУ2900/
БУ2900/
БУ2900/
БУ200/

агрегаты
100ДГУ
100ЭУ
160ДГУМ1
175ЭПБМ1
200ЭПК
125ДММ

175ЭПК

Лебедка бу-
Б7.02.00.000
Б7.02.00.000
С6.02/ЛБ-750
Б 1.02.030.000
Б12.02.02.000
Б12.02.02.000-01
М12.02.02.000

ровая

Насос буро-
НБТ-475
НБТ-475 (НБТ-600-
НБТ-600-1
НБТ-600-1
НБТ-600-1
НБТ-600-1
НБТ-600-1

вой

1)

Ротор
Б1.17.03.000
Б1.17.03.000
Б1.17.03.000
Б1.17.03.000
Б1.17.03.000
Б1.17.03.000
Б1.17.03.000

Кронблок
Б4.10.00.000
Б4.10.00.000
Сб. 10А/БУ2500ЭУ
Б4.10.00.000
Б4.10.00.000
Б38.10.00.000
МП.01.10.000

Крюкоблок
—
—
Сб. 11Б/БУ2500ЭУ
Б31.11.00.000
Б31.11.00.000
Б38.10.00.000
МП.14.10.000

Крюк
Б4.34.00.000
Б4.34.00.000
—
—
—
—
—

Талевый
Б4.15.00.000
Б4.15.00.000
—
—
—
—
—

блок

Вертлюг
Б1.56.00.000
Б1.56.00.000
Б1.56.00.000
Б1.56.00.000
Б1.56.00.000
Б1.56.00.000
Б1.56.00.000

Вышка буро-
Б4.01.00.000
Б4.01.00.000
С6.01/БУ2500ЭУ
Б1.01.00.000(ЭП)
Б12.01.00.000
Б12.01.00.000-01
М12.01.00.000

вая



Б11.01.00.000(ДЭП)
Б11.01.00.000-
0ЦЭПК)

Привод ос-
Лебедки, ротора и
Лебедки и рото-
Лебедки, ротора
Лебедки: электро-
Лебедки: электродвигатель
Лебедки и

новных ме-
насосов: дизель-
ра: электродвига-
и насосов: ди-
двигатель
МПЭ500-500-УХЛЗ
ротора: двига-

ханизмов
гидравлические аг-
телъ 4АОКБ-450Х-
зелъгидравличе-
МПЭ500-500-
Насоса: электродвигатель
телъ

регаты Сб.325/САТ-
6УХЛ2
ские агрегаты
УХЛЗ
П245048-УХЛЗ

ЯМ38401.10

450
Привод насосов:
С6.325/САТ-450
Насоса: электро-
Ротора: электродвигатель
(шасси)

электродвигатель

двигатель
Д-816

Насосов: ди-

АКСБ-15-44-6-

П245048-УХЛЗ


зелъ 6V396TC4

6УХЛ2 (СДБО-

Ротора: электро-

99/49-8У2)

двигатель Д-816

широкая гамма приводных систем с различными характеристиками;

высокая долговечность оборудования, обусловленная оптимальными параметрами механизмов, применением высокопрочных сталей с большим запасом прочности, гарантированным качеством изготовления и контроля комплектующего оборудования;

возможность выбора оптимальных режимов бурения благодаря наличию приводных систем и регуляторов подачи долота;

легкость в управлении и удобство в эксплуатации;

комплектация укрытиями в холодном или утепленном исполнении с системами обогрева рабочих помещений;

возможность кустового бурения скважин в грунтах с низкой несущей способностью (установки кустового исполнения).

Указанные качества буровых установок подтверждаются многолетней практикой их эксплуатации в различных регионах – от Крайнего Севера до тропиков.

В зависимости от класса и назначения установки перевозятся крупными блоками на специальных транспортных средствах (тяжеловозах), секциями или модулями на трейлерах соответствующей грузоподъемности, поагрегатно транспортом общего назначения. Установки кустового исполнения (К) перемещаются в пределах куста блоками с помощью специальных устройств, входящих в комплект поставки. Буровая установка БУ2900/175ЭПБМ1 спроектирована в блочно-модульном варианте.

В табл. 14.4 приведены параметры буровых установок, а в табл. 14.5. – основные комплектующие механизмы и агрегаты (для базовых моделей). В зависимости от пожелания заказчика возможны варианты.

15

ГЛАВА СПУСКОПОДЪЕМНЫЙ КОМПЛЕКС

15.1. ПРОЦЕСС ПОДЪЕМА И СПУСКА КОЛОНН. ФУНКЦИИ КОМПЛЕКСА

Спускоподъемным комплексом буровой установки называется совокупность узлов, механизмов и приспособлений, служащих для спуска, подъема и удержания на весу бурильных и обсадных колонн и обеспечения технологических и аварийных операций.

В процессе проводки скважины спускоподъемный комплекс выполняет следующие функции: спуск и подъем (СПО) бурильных колонн для смены изношенного долота, когда нагрузка на систему не превышает веса колонны в воздухе; дополнительные технологические и аварийные работы, когда нагрузки на систему превышают вес бурильной колонны в воздухе. К дополнительным и аварийным работам относятся: приподъем и спуск бурильной колонны в процессе бурения при одновременном ее вращении и промывке скважины (расширение): спуск обсадных колонн; подъем обсадных колонн для освобождения элеватора или клиньев после наращивания очередной трубы или в связи с осложнениями; ликвидация прихватови аварии бу-

468

рильных и обсадных колонн; спуск и подъем бурильных колонн в искривленных и наклонных скважинах.

Первая категория операций (СПО) является наиболее продолжительной, циклической с переменными динамическими нагрузками, определяющими долговечность элементов спускоподъемного комплекса.

Вторая категория операций вызывает более высокие, кратковременные нагрузки в элементах комплекса, носящие случайный характер. Так как закономерность действия этих нагрузок не установлена, то за максимальную нагрузку принимают усилие на крюке, которое не должно превосходить в процессе всего цикла бурения скважины разрывной прочности применяемых бурильных труб или 0,8 наибольшей страгивающей нагрузки спускаемых обсадных труб.

Оборудование подъемного комплекса работает в режиме повторно-кратковременных меняющихся по величине нагрузок. Процесс подъема из скважины колонны, скомпонованной из отдельных секций (свечей), состоит из циклов nп, содержащих повторяющиеся в строго определенной последовательности операции (рис. 15, a): захват колонны элеватором; подъем всей колонны на длину свечи при нагрузке на крюк, равной весу поднимаемой колонны в растворе и силам сопротивления при ее движении в скважине; установку колонны на стол ротора; освобождение от растягивающей нагрузки поднятой на поверхность свечи; раскрепление ключами, отвинчивание от колонны поднятой свечи и установку ее внутри буровой в специальном магазине или укладку на мостки около буровой; спуск нена-груженного крюка и элеватора для захвата колонны, подвешенной на роторе; захват и подъем колонны на длину следующей свечи и т.д. При спуске колонны (рис.15.1, a) эти операции выполняют в обратной последовательности, но с другими продолжительностью и нагрузками.

Продолжительность подъема и спуска каждой свечи складывается из машинного и машинно-ручного времени.

Машинное время подъема и спуска каждой свечи зависит от степени

Рис. 15.1. Диаграмма цикла нагружения подъемный системы:

а, б – соответственно подъем и спуск колонны на длину одной свечи; N – мощность на барабане лебедки; t – время; tэ – установка или снятие с колонны элеватора; tп.э, tп – подъем элеватора, колонны; tу – захват и установка свечи; tк, tо, tсв и tкр – раскрепление, отвинчивание, свинчивание и крепление свечи; tп.к – приподъем колонны; tс, tс.э – спуск колонны, элеватора; А – подъем последующих свечей

469

Рис. 15.2. Конструктивная схема подъемного комплекса:

1 - крюк; 2 - талевый блок; 3 -

вижного конца каната; А и Б -kедущая и сьНск епо вГнИнижньГ ветви

совершенства конструкции подъемного комплекса, его мощности, скоростей подъема и т.д.; время, затрачиваемое на машинно-ручные операции, зависит от размера и веса свечей, степени механизации этого процесса, квалификации бригады и т.д. Из диаграмм цикла подъема и спуска свечи (см. рис. 15.1) видно соотношение машинного и машинно-ручного времени при этих операциях.

Общее время, затрачиваемое на подъем и спуск бурильной колонны подразделяется на время, затрачиваемое на подъем колонны, спуск нена-груженного элеватора для захвата очередной свечи, спуск колонны и подъем ненагруженного элеватора для захвата очередной спускаемой свечи, находящейся в магазине (или время на подъем элеватора с одной трубой, захватываемой с мостков).

Число рейсов подъемного комплекса во время проводки скважины зависит от ее глубины, поскольку оно является функцией проходки на долото, зависящей от конструкции скважин и долот, буримости пород, способа и уровня техники бурения, качества долота и др.

Обычно для бурения глубоких скважин расходуют от нескольких долот в мягких породах до нескольких десятков, а иногда и сотен долот в твердых породах.

470

По мере углубления скважины в процессе бурения длину бурильной колонны периодически увеличивают, при этом возрастает и вес колонны, а следовательно, и нагрузка на подъемный комплекс. Нагрузка на подъемный комплекс при подъеме уменьшается по мере извлечения колонны из скважины, а при спуске, наоборот, увеличивается.

Число циклов изменения нагрузок на талевую систему для каждого рейса равно числу свечей в колонне.

Для выполнения перечисленных функций можно применять различные подъемные системы: механические полиспасты, рычажные или зубчатые, гидравлические и др. Однако до настоящего времени конструкторам не удалось создать подъемную систему для буровой установки, конкурентоспособную с полиспастной (рис. 15.2).

Для каждого назначения, нагрузки и условий бурения конструктор должен найти наивыгоднейшее число ветвей в системе (в настоящее время применяют от 2 до 14 ветвей), а также наиболее целесообразную точку крепления неподвижного («мертвого») конца каната, так как от этого зависят передаточное отношение и нагрузка в подъемной системе.

15.2. КИНЕМАТИЧЕСКАЯ СХЕМА КОМПЛЕКСА ДЛЯ СПО

Кинематическая схема комплекса СПО приведена на рис. 15.3.

Во время подъема и спуска колонн скорость движения всех элементов подъемной установки непостоянна вследствие неравномерности вращения двигателя, изменения радиуса навивки каната на барабан, непостоянства КПД механизма и сопротивления движению колонны в скважине Кинетические соотношения и параметры системы можно найти из следующих выражений.

Средняя частота вращения (об/мин) барабана лебедки при подъеме

n б i = n ll

д/ Lf. дб,

где nд – номинальная частота вращения вала двигателя, об/мин; uдб – общее передаточное отношение от вала двигателя до барабана лебедки,

uдб = u 1u2u3... un;

u1, u2, …, un – передаточные отношения промежуточных передач от вала двигателя до барабана лебедки.

Скорость навивки (м/с) каната на каждом из рядов барабана uвi = = 7гDinбi/60, где Di – диаметр навивки каната в каждом ряду, м.

Минимальный диаметр навивки каната D0 = Dб + d, где Dб – диаметр бочки барабана; d – диаметр каната.

Наибольший диаметр навивки каната

De = Dб + a(z – 1)d, (15.1)

где z – число слоев навивки каната; а – коэффициент уменьшения диаметра навивки за счет смятия и укладки каната, а = 0,93-0,95.

Канат на барабан можно навивать в несколько слоев или по винтовой линии с противоположным направлением спиралей в смежных рядах или с параллельной укладкой витков. Лучшей в отношении уменьшения износа каната является параллельная укладка, при этом коэффициент а имеет наименьшее значение.

471

Рис. 15.3. Кинематическая схема подъемного комплекса:

1 – двигатель; 2 – трансмиссия с коробкой передач; 3 – лебедка; 4 – кронблок; 5 – талевый блок; 6 – крюк

Средний диаметр навивки каната Dср = (D0 + De)/2.

(15.2)

Зная частоту вращения барабана лебедки и его размеры, определяют наибольшие [см. формулы (15.1), (15.2)], наименьшие и средние скорости талевого каната и крюка без учета разгона и торможения.

Средняя скорость (м/с) ведущей ветви талевого каната

vв. ср = ?Dсрnбi/60. (15.3)

Средняя скорость крюка (м/с) без учета разгона и торможения

•ч

к.ср

vв.ср/uт,

(15.4)

где uт – кратность полиспаста или число рабочих ветвей в талевой оснастке.

Скорости движения каната (см. рис. 15.3): v

Vв; V2 = V1

2vк = v3;

v4

v3

2v = v

4vк …, где v1 > v2 = v3 > v4 = … ; скорость неподвиж-

ной ветки каната vм = 0.

Частоты вращения шкивов блоков (об/мин):

60v

711УТ

60(vв

лД

60v2 60(ув-2ук)

Л3 = — =--------... ;

щ > л2 > п3 > л4 > ... > лл = 0.

_

472

где Dш – диаметр шкива блока, м; vв, v1, v2, …, vм – скорости движения каната, м/с; щ, п2, …, п – частоты вращения шкивов, об/мин.

Из этих соотношений видно, что наибольшая скорость движения каната в талевой системе всегда у ведущей ветви, а с наибольшей частотой вращается шкив, через который проходит эта ветвь. Наибольшая скорость движения каната должна быть vв < 20 м/с, так как при больших скоростях не происходит равномерной укладки каната на барабан лебедки.

Для определения максимальных нагрузок для расчетов элементов подъемного комплекса на прочность необходимо располагать данными о динамических нагрузках и времени их действия. Рассмотрим процесс движения талевой системы при СПО для определения действительной скорости крюка.

Подъем крюка при помощи лебедки под нагрузкой происходит при извлечении колонны из скважины, а без нагрузки – при ее опускании. Спуск крюка под нагрузкой производится при опускании колонны в скважину, а без нагрузки – при подъеме колонны.

Действительная средняя скорость (м/с) подъема или спуска крюка с учетом разгона и торможения

^к.ср.п=, (15.5)

h + 2 + г3

где h – длина хода крюка, м, при расчетах можно принимать h = el; 1 – длина свечи; е = 1,01-1,02 – коэффициент превышения хода крюка над длиной свечи.

Каждый цикл подъема или спуска свечи может состоять из двух или трех периодов: периода разгона U, в течение которого крюк увеличивает скорость движения; периода установившейся скорости движения t2; периода замедления движения t3 до полной остановки. В некоторых случаях период установившегося движения может отсутствовать.

Действительная средняя скорость крюка при подъеме зависит от длины каната, наматываемого на первый и последний ряды барабана, и от интенсивности разгона. Действительная средняя скорость может на 3 – 8 % отличаться от скорости, определенной по среднему ряду навивки каната; при практических расчетах этой ошибкой можно пренебречь.

Время разгона крюка при подъеме (с):

t1п =h®бlл /Mб;

здесь 1б – момент инерции подъемного вала, приведенных к нему инерционных моментов всех вращающихся частей трансмиссии и движущейся бурильной колонны, Н-м-с2; соб – угловая скорость барабана, с-1; ул – коэффициент, зависящий от соотношения частот вращения ведомых частей главного фрикциона лебедки в конце периодов разгона и установившегося движения (для буровых лебедок можно принимать ул = 1,85); Мб – крутящий момент на барабане от нагрузки на крюке, Н-м;

'2п = 'п — Мп _ '3п ,

tп – время подъема колонны на длину свечи.

Средняя скорость подъема меньше скорости, обеспечиваемой при полной (номинальной) частоте вращения двигателя, из-за невозможности мгновенного пуска и торможения лебедки.

473

Среднее машинное время подъема колонны на длину свечи

упср =-------= Хп---------, (15.6)

*к.ср.п *к max п

где Ук.ср.п и vк max п – скорости крюка средняя и максимальная при подъеме колонны, м/с; Хп – коэффициент заполнения тахограммы при подъеме.

Коэффициент заполнения тахограммы при подъеме можно определить по формуле

X = 1 + с^к.ср, (15.7)

h

где с – коэффициент, зависящий от типа привода лебедки, с2/м (для электрического, дизель-электрического, газотурбоэлектрического привода с = = 2,4; для дизельного с гидротрансформатором и газотурбинного приводов с = 3,6; для дизель-механического и дизельного привода с гидромуфтой с = 4,8).

15.3. ТАЛЕВАЯ СИСТЕМА

Талевая система буровых установок служит для преобразования вращательного движения барабана лебедки в поступательное перемещение крюка, для уменьшения силы натяжения конца каната, навиваемого на барабан лебедки.

Талевая система состоит из неподвижного кронблока, подвижного талевого блока, гибкой связи (талевого каната, соединяющего неподвижный и подвижный блоки), бурового крюка и штропов, на которые подвешивают колонну бурильных или обсадных труб, устройства для крепления неподвижного конца талевого каната, допускающего перепуск каната.

К талевым системам буровых установок предъявляют следующие общие требования: эксплуатационная надежность, так как выход из строя элементов талевой системы ведет к серьезным авариям; удобство и безопасность обслуживания – все движущиеся элементы должны быть защищены кожухами и иметь обтекаемые формы, исключающие возможность задевания за вышку; долговечность; возможность осуществления быстрого монтажа и демонтажа, смены каната при переоснастках; взаимозаменяемость однотипных механизмов и элементов между собой; удобство для погрузки всех механизмов талевой системы на транспортные средства и возможность многократных перемещений их волоком на небольшие расстояния в пределах промыслов.

В буровых установках для бурения скважин глубиной 1200–3000 м следует применять талевые системы с числом шкивов в талевом блоке и кронблоке 2x3 и 3x4; в установках для глубин 3000–7000 м число шкивов следует выбирать от 3x4 до 6x7.

Неподвижный конец каната укрепляют к основанию буровой через специальные устройства.

Число и размеры блоков, а также число ветвей каната в талевой системе определяются допустимой нагрузкой на крюке, тяговым усилием лебедки, размерами, прочностью и типом талевого каната. Эти показатели должны быть увязаны между собой.

474

В одном случае при бурении скважин одинаковой глубины в различных условиях на крюк действуют одинаковые нагрузки, но число СПО в этих условиях бурения может отличаться от числа СПО при бурении в других условиях в несколько раз. Если число СПО небольшое, то решающим фактором является прочность талевой системы, а при большом числе СПО – абразивный и усталостный износ каната и других элементов. В одном случае можно выбрать систему с большим числом шкивов и ветвей каната, но с небольшим его диаметром, в другом – канатов большого диаметра с высоким сопротивлением абразивному и усталостному износу, но при меньшем числе шкивов в системе. Чтобы правильно решить эту задачу, прежде всего надо знать условия применения системы и свойства канатов и элементов системы; это необходимо для выбора наиболее эффективного решения из всего многообразия возможных. В талевых системах буровых установок следует применять стальные канаты диаметром от 20 до 42 мм. Талевые системы характеризуются максимальной допускаемой нагрузкой, числом рабочих ветвей и диаметром каната.

Практикой эксплуатации установлено, что целесообразнее уменьшать число шкивов, увеличивать их диаметр, применять более прочные канаты большего диаметра.

Число шкивов кронблока всегда должно быть на единицу больше, чем в талевом блоке, а число ветвей в оснастке – четное: zкб = zтб + 1, uт = = 2 zтб, здесь zтб и zкб – число шкивов талевого блока и кронблока.

Скорость ведущей ветки каната vв по условиям намотки на барабан лебедки не должна превышать 20 м/с, т.е. vв = vкuт ? 20 м/с, где vк – скорость крюка, м/с.

В то же время натяжение ведущей ветви должно быть

Pв =P ?R ,

тmax д

uтSв

где Pт max – максимальная нагрузка на крюк, Н; Rд – действительная разрывная прочность каната, Н; uт – число ветвей в оснастке или передаточное отношение талевой системы; Sв – коэффициент запаса прочности каната (для буровых установок должен быть не менее 2 по отношению к максимальной нагрузке и не менее 3 по отношению к весу бурильной колонны номинальной длины).

Число слоев навивки каната на барабане лебедки следует выбирать наименьшим, равным 2–3.

Практика последних лет свидетельствует о целесообразности применения больших соотношений между диаметром шкива и каната (Dш/d до 48) и применение при этом более жестких, но износостойких канатов типа ТЛК-О с линейным контактом проволок в пряди и металлическим сердечником, предохраняющим канат от раздавливания и потери формы поперечного сечения.

Талевая система работает в условиях переменных циклических нагрузок, особенно во время СПО, и в условиях вибрационных нагрузок в процессе бурения. Вибрации колонны передаются талевой системе и вызывают не только ее колебания, но часто и вышки. В процессе бурения наблюдались случаи, когда вибрационные нагрузки приводили к обрывам талевых канатов вследствие усталостных разрушений в местах перегиба неподвижного конца на первом шкиве кронблока, т.е. в месте, практически не подверженном истиранию.

475

15.4. ВЫБОР СТАЛЬНЫХ КАНАТОВ ДЛЯ ТАЛЕВЫХ СИСТЕМ

КОНСТРУКЦИИ КАНАТОВ

В талевых системах буровых установок применяют стальные канаты только круглого сечения. Срок службы канатов в одних условиях исчисляется всего несколькими днями, а в других – неделями или месяцами, поэтому вопросы выбора и расчета канатов для обеспечения необходимой их долговечности при различных условиях имеют первостепенноезначение. В буровых установках можно применять весьма ограниченное число типов только круглых шестипрядных канатов тросовой конструкции, т.е. двойной свивки с сердечником. Однако такие канаты изготовляют самых различных конструкций, поэтому выбор их также довольно сложен. Эти канаты по конструкции разделяют на три группы: одинарной, двойной и тройной свивки. Канат одинарной свивки является элементом каната двойной свивки и в этом случае называется прядью, а канат двойной свивки является элементом каната тройной свивки и называется стренгой. Тросовой конструкцией называется канат, состоящий из одного слоя прядей; эти канаты преимущественно и применяют в талевых системах.

476

Рис. 15.6. Конструкции талевых канатов

В прядях группа проволок располагается по спирали вокруг сердечника в несколько концентрических слоев. Пряди каната изготовляют трех типов: с односторонним направлением, одинаковым углом свивки и линейным касанием проволок в слоях – тип ЛК (рис. 15.4, a); с одинаковым шагом свивки во всех слоях (рис. 15.4, a); комбинированные с разным направлением свивки по слоям (рис. 15.4, a). Во втором и третьем случаях проволоки в слоях перекрещиваются и происходит их точечное касание (тип ТК).

Пряди изготавливают из разного числа (1 + 6 + 12 + 18=37) проволок одной толщины ?, в слоях, свитых вокруг одной центральной проволоки сердечника – тип ТК (рис. 15.5, a); с одинаковым числом (1 + 9 + 9 = = 19) проволок разной толщины ?1 и ?2 в каждом слое – тип ЛК (рис. 15.5, a); с промежуточным слоем для лучшего заполнения сечения, состоящим из проволок двух толщин 1 + (6 + 6) + 12 = 25 (рис. 15.5, a); с внешним слоем из проволок различной толщины 1 + (6 + 6) + 12 = 25 (рис. 15.5, a).

В стальных канатах двойной свивки группа прядей располагается по спирали вокруг органического или металлического сердечника. Для тяжело нагруженных талевых систем лучше выбирать канаты с металлическим

477

сердечником, состоящим из семи прядей по семь проволок в каждой. Талевые канаты этого типа обеспечивают необходимую гибкость и имеют высокую поперечную жесткость.

Для талевых систем, предназначенных для бурения неглубоких скважин с небольшим числом СПО, следует выбирать канаты более простых конструкций, простой свивки с органическим сердечником. Для талевых систем для бурения глубоких скважин с большим числом СПО нужно выбирать канаты с высокой разрывной прочностью, хорошей гибкостью и сопротивлением истиранию внешних проволок, хорошо сохраняющих форму поперечного сечения, благодаря чему обрывы проволок в этих канатах менее вероятны. Этим условиям отвечают канаты с металлическим сердечником, у которых наружный слой прядей свит из проволок большой толщины, а внутренние слои – из тонких проволок.

На рис. 15.6 показаны канаты, применяемые в талевых системах: с простой конструкцией прядей 1, с точечным касанием проволок и органическим сердечником 2 (тип ТК-О 6?1 + 18 = 114, рис. 15.6, a); с линейным касанием проволок в прядях 1 и органическим сердечником 2 (тип ЛК-О 6?1 + 9 + 9 = 114, рис. 15.6, a); то же, но с металлическим сердечником 3 (тип 7?7 = 49) и свивкой прядей 1 из проволок различной толщины (тип ЛК 6?26 = 156 + 1 м.с., рис. 15.6, a); с прядями 1 из проволок разной толщины в промежуточном слое (тип ЛК-РО 6?1 + 6 + (6 + 6) + 12 = = 186, рис. 15.6, a) с металлическим сердечником 4, более жестких конструкций и большей прочности применяют для спуска тяжелых обсадных колонн, когда требуется высокая прочность каната, а гибкость и износ не играют большой роли.

В табл. 15.1 приведены данные стальных канатов, применяемых в талевых системах.

Таблица 15.1

Характеристики талевых стальных канатов

Разрывное усилие каната в
Толщина про-

Диаметр кана-
Площадь сече-
Удельная мас-
целом, кН, при временном
волок внешне-

та, мм
ния, мм2
са, кг/м
сопротивлении проволоки
го слоя, мм

18,0 МПа
20,0 МПа

Канаты типа ЛК-О 6?1 + 9 + 9 = 114; 6?1 + 6 + 9 = 96;

ЛК-РО 6x1 + 6 + 6 + 6 + 12 = 186

22,0
204
1,9
320
340
1,0

25,0
300
2,66
460*
517
1,6

28,0
376
3,38
576*
618
1,8

32,0
470
4,15
719*
742
2,0

35,0
564
5,05
863*
906
2,2

38,0
672
5,98
1029*
1100
2,4

41,3
712
6,6
1120
1200
2,6

44,5
–
8,2
1200
1350
2,8

Канаты типа ЛК-М 6?1 + 9 + 9 = 114 и 6?1 + 6 + 9 + 9 = 15
0

22,0
219
2,04
330
360
1,0

25,5
304
2,83
470**
495
1,1

28,5
367
3,40
550
600
1,2

32,0
437
4,05
660
710
1,3

35,0
543
5,05
820
870
2,2

38,0
671
6,25
1010
1030
2,4

41,3
763
7,1
1150
1180
2,8

44,5
–
8,4
1350
1380
2,8

? Для кан
ата по ГОСТ 16853–71 с металлическим сердечником.

?? Данные, рекомендуемые ведущими зарубежными фирмами для тяжел
о нагруженных

талевых систем.

478

ПРОЧНОСТЬ КАНАТОВ

Условной прочностью Rc называется суммарное разрывное усилие всех проволок в канате. При расчетах, если суммарное разрывное усилие неизвестно, его определяют по номинальному временному сопротивлению проволоки по формуле

Rc = ?вF,

где Rc – в Н; F – суммарная площадь сечения всех проволок, м2; ?в – временное сопротивление проволоки, Па.

Разрывным усилием каната в целом Rд называется усилие, при котором происходит разрушение каната. Это действительная прочность каната в целом. Разрывное усилие каната в целом всегда меньше суммарной прочности составляющих его проволок.

ДОЛГОВЕЧНОСТЬ КАНАТОВ

Под действием циклических нагрузок и перегибов на шкивах и барабане лебедки канат быстро разрушается и изнашивается.

Практикой установлено, что канаты считаются непригодными для дальнейшей эксплуатации при наличии определенного количества оборванных проволок на длине одного шага свивки. При дальнейшем использовании такого каната число обрывов быстро увеличивается, и через сравнительно небольшой срок канат полностью разрушается, что может привести к аварии.

Долговечность талевых канатов ограничивается числом разрушенных обрывов проволок или износом их по диаметру вследствие трения. Проволоки разрушаются в результате действия переменных напряжений растяжения, изгиба и кручения, возникающих от перегибов каната при наматывании и сматывании каната с барабана и движения его по блокам талевой системы; защемления каната между витками на барабане лебедки или в канавке шкива при ее несоответствии диаметру каната из-за износа канавки; повышения хрупкости проволок из-за перегрева от трения и последующего резкого охлаждения. Эти факторы оценивают по числу оборванных проволок на длине шага пряди каната.

Износ проволок каната происходит вследствие трения о канавки шкивов, барабана о витки каната (и наоборот) при движении или деформации растяжения каната, в этом случае изнашиваются проволоки наружного слоя; износа проволок внутри прядей вследствие трения прядей одна о другую и проволок между собой при изгибе. Этот износ можно оценить по уменьшению диаметра каната, который не должен превышать 10 %.

Срок службы проволочного каната определяется следующими факторами: качеством изготовления каната; соответствием конструкции и размеров каната заданным нагрузкам и условиям работы на буровой установке; диаметрами шкивов, барабана лебедки и размерами их канавок; числом слоев навивки на барабан; направлением перегибов при прохождении через шкивы; правильной оснасткой и эксплуатацией каната; качеством смазки каната. По ряду практических и экспериментальных данных уста-

479

новлена зависимость влияния различных конструкционных факторов на срок службы каната.

С увеличением отношения диаметра шкива к диаметру каната и уменьшением напряжения возрастает долговечность каната. Существует оптимальное соотношение между отношением Dш/d и толщиной проволоки ?, при которой для заданных условий эксплуатации долговечность каната максимальна.

В канатах с линейным касанием проволок в прядях при соблюдении определенных соотношений напряжений и отношения Dш/d более простые конструкции типа ЛК-РО 6?25 долговечнее более сложных по конструкции канатов типа ЛК-РО 6?37, имеющих большую гибкость. Это объясняется тем, что в последнем случае вследствие перекрещивания проволок в смежных слоях возникают дополнительные напряжения в точках их пересечения и происходит более быстрое истирание и обрыв тонких проволок.

Размеры профиля канавки, материал барабана и шкивов, удельное давление между канатом и канавкой оказывают большое влияние на работоспособность каната, поэтому профиль канавки должен точно соответствовать диаметру каната.

Талевые канаты не требуют дополнительной смазки при эксплуатации, так как закладываемой в канат смазки при его изготовлении достаточно на весь непродолжительный срок его службы. Применение специальных смазок с содержанием молибдена значительно увеличивает долговечность талевых канатов.

Согласно правилам Госгортехнадзора талевые канаты считают непригодными к дальнейшей эксплуатации в следующих случаях: при обрыве одной пряди каната; числе оборванных проволок более 10 % всего числа проволок в канате на шаге свивки каната диаметром свыше 20 мм; вдавливании одной из прядей вследствие разрыва сердечника каната; втягивании или сплющивании каната при его наименьшем диаметре менее 75 % первоначального; износе или коррозии 40 % и более (по отношению к первоначальному диаметру проволоки).

РАСЧЕТ КАНАТОВ ТАЛЕВЫХ СИСТЕМ

Канаты талевых систем рассчитывают на прочность по наибольшей действующей нагрузке и на долговечность по работе, выполненной канатом при СПО и бурении.

Расчет на прочность. Вследствие сложного напряженного состояния проволок в канате, расположенных под различными углами к оси, возникают силы давления, создающие трение между проволоками, и дополнительные касательные усилия, усложняющие напряженное состояние каната. Решить задачу по определению истинных напряжений, действующих в поперечном сечении каната, до настоящего времени не удавалось.

Правила Госгортехнадзора регламентируют расчет канатов по допускаемому усилию:

Pдоп = Rд/Sв,

где Rд – разрывное усилие каната в целом, Н; Sв – коэффициент статического запаса прочности каната, зависящий от типа машины, характера ее

480

работы и диаметра шкивов (для талевых систем буровых установок принимают значения Sв = 2-ь5 при отношении Dш/d > 30; значения Sв < 2 при статическом нагружении не допускаются; при динамических нагрузках при СПО Sв > 3).

Исследования канатов показали, что при разрыве каната, движущегося на шкивах, фактическое или динамическое разрушающее усилие значительно ниже разрушающей нагрузки каната в целом при статическом нагружении. Возникающие радиальные сжимающие усилия и трение между проволоками и прядями при статическом нагружении приближают канат к монолитному телу, и он разрушается как одно целое. Несколько иначе происходит разрушение каната при прохождении по шкивам под нагрузкой.

Поперечное сечение каната деформируется, силы сцепления между отдельными проволоками уменьшаются, и каждая проволока и прядь начинает работать отдельно, что снижает прочность каната.

Расчет работоспособности канатов. Точных методов расчета срока службы канатов нет. В практике используют метод оценки срока их службы по количеству работы, совершенной канатом в процессе СПО и бурения. Этот метод следует использовать при выборе канатов талевых систем и для составления программы его эксплуатации. Метод позволяет производить сравнительную оценку работы каната или подсчитывать его работу в сходных условиях эксплуатации и корректировать составленную программу отработки в соответствии с фактическим износом каната.

Суммарную работу As, совершаемую канатом талевой системы за время бурения скважины, сравнивают с его работоспособностью Aк; затем составляют программу перепуска и отрезания кусков каната талевой системы или находят его длину, необходимую для бурения скважины.

Общая работоспособность каната Aк – это сумма трех величин: запаса работоспособности – ресурса каната до первого отреза Aк1, запаса работоспособности каната при следующем его отрезании Aк2 и запаса работоспособности каната, оставшегося на талевой системе после того, как резервная длина каната уже использована:

A к = A1 + A к2 + A к3.

Работа каната до первого отрезания, Дж,

Aк1 = A0l0k c kтkш

где A0 – базовый или номинальный ресурс работоспособности 1 м каната, Дж; l0 – длина отрезаемой части каната, м; k c, kт и kш – коэффициенты.

Ниже приведены значения ресурсов работоспособности талевых канатов A0 при коэффициенте запаса прочности Sв = 5 и отношении Dш/8 = = 600 (по данным зарубежных фирм) в зависимости от диаметра каната d.

d, мм................ 25,5 28,5 32 35 38

A 0, МДж/м..... 620– 650 750– 770 960 150 1350

Значение l0 выбирают на основании опыта эксплуатации в зависимости от условий бурения, конструкции каната и талевой системы. Величину l0 можно также определить ориентировочно из соотношения l0 = (0,6-0,7)A, где A – расстояние от кронблока до пола буровой, т.е. l0 – длина, примерно равная длине одной ветви каната талевой системы. Длина отрезаемой

481

части каната не должна быть больше длины каната на первом слое барабана лебедки.

Корректирующий коэффициент kc учитывает фактический статический коэффициент запаса прочности Sв в зависимости от веса бурильной колонны.

Коэффициент kт учитывает число спуск-подъемов и зависит от бури-мости породы.

Порода ......................... Легкобуримая Средней Труднобуримая Очень

буримости труднобуримая

Коэффициент kт ........ 1 0,9 0,8 0,7

Коэффициент kш учитывает отношение диаметра шкива Dш к толщине ? проволоки наружного слоя каната.

Dш/? .............................. 500 600 700

kш ................................... 0,7 1,0 1,2

Работу, выполняемую талевой системой при операциях спуска и подъема бурильной колонны, принимают при расчетах в предположении, что нагрузка на крюк при спуске равна нагрузке при подъеме.

Работа при спуске и подъеме ненагруженного элеватора, Дж,

Aэ = 2Gт.сhNк.х,

где Gт.с – вес подвижной части талевой системы, Н; h – длина хода крюка, м; Nк.х = Nут + Nб.к = 2z?/l – число циклов нагружений при подъеме ненагруженного элеватора; z? – общая длина поднимаемых труб и УБТ.

Работу (Дж) при спуске УБТ при бурении на глубину, равную длине УБТ, приближенно определяют по формуле

Aут = (Gт.с + Sубт Gсу) hNут,

где Sубт – число спускаемых свечей УБТ; Gсу – вес свечи УБТ, Н; Nут – число циклов спусков и подъемов тяжелого низа, равно Sубт.

При бурении в мягких породах величиной Aут можно пренебречь ввиду ее малости.

Работа, выполняемая при спуске и подъеме бурильной колонны, Дж,

Aбк = [(Gт.с + Gут) Nбк + Gст(N1 + 2N2 + 3N3 + … + Ni)]h,

где Nбк – число циклов при спуске и подъеме бурильной колонны; Gст – вес свечи бурильных труб, Н; N1, N2, …, Ni – наработка на одной ступени, т.е. число циклов нагружений при колонне с одной, двумя, тремя свечами и т.д.

При известных общем весе бурильной колонны Gбк Gут, равном Pкс, и весе бурильных труб Gбт можно определить приближенно работу при СПО:

Aбк = (Gт.с + Gут + Gбт/2) hNбк.

15.5. КРОНБЛОКИ И ТАЛЕВЫЕ БЛОКИ

Кронблок и талевый блок служат для размещения неподвижной и подвижной групп свободно вращающихся шкивов, по которым проходит канат талевой системы, Кронблок и талевый блок представляют собой конструкцию, в которой группа свободно вращающихся шкивов смонтирована

482

на подшипниках на оси, укрепленной в корпусе. По числу осей и их креплению кронблоки и талевые блоки бывают двух видов – одноосные и многоосные. В одноосных конструкциях все блоки размещают на одной или нескольких подвижных соосных осях, а подшипники монтируют в ступицах шкивов; в многоосных конструкциях оси выполняют несоосными и вращающимися вместе со шкивами в подшипниках, укрепленных в корпусах на раме.

На рис. 15.7, а, в и г приведены схемы одноосных, а на рис. 15.7, б — многоосных кронблоков и талевых блоков. Предпочтительны одноосные конструкции, имеющие меньшие массу и габариты.

Одноосные кронблоки и талевые блоки по конструкции осей и опор выполняются трехопорными (см. рис. 15.7, а), двухопорными (см. рис. 15.7, е) и многоопорными (см. рис. 15.7, г).

Оси кронблока и талевого блока представляют собой нагруженную балку. Поэтому выбор того или иного конструктивного решения зависит от возможности обеспечить требуемую прочность оси и долговечность под-

Рис. 15.7. Конструктивные схемы кронблоков:

a – одноосная с промежуточной опорой оси; a – многоосная; a – одноосная с двумя внешними опорами; г – одноосная многоопорная; 1 – опора оси; 2 – шкив; 3 – ось; 4, 5 – подшипники шкива и оси

483

шипников. В двухопорных конструкциях диаметр оси должен быть значительно больше, чем в многоопорных. В многоопорных одноосных конструкциях диаметр оси может быть наименьшим, однако технологически сложно обеспечить равномерное распределение нагрузки по опорам при неразрезанной оси. Вариант трехопорной конструкции является промежуточным между рассмотренными двумя.

Меньшие размеры и массу имеют одноосные кронблоки без промежуточной опоры оси. Они монтируются на сварной стальной раме, на которой укреплена ось с пятью шкивами на роликоподшипниках. Кронблок рассчитан на максимальную нагрузку 1,4 МН, и такое конструктивное решение обеспечивает прочность, жесткость и удобство обслуживания.

Кронблок с одной осью и двумя опорами монтируют на раме сварной конструкции, изготовленной из двух продольных и двух поперечных (двутавровых) балок. Кронблок (рис. 15.8) опирается на подкронблочные балки вышки концами крайних продольных балок. К середине продольных балок приварены на прокладках разъемные корпусы опор, на которых укреплена секция со шкивами. Секция включает ось, на которой смонтированы шкивы, каждый на двух роликоподшипниках. Ось от проворачивания в опорах застопорена ригелями. К нижней полке одной из балок может быть прикреплен держателем вспомогательный блок на нагрузки до 0,03 МН для подъема различных деталей в буровой. Для защиты вращающихся шкивов и предохранения от соскакивания каната секция блоков закрыта кожухом, укрепленным на шарнирах.

Многоосные кронблоки выполняют одноярусными (оси находятся на одном уровне) и многоярусными (с разными уровнями расположения осей).

Талевый блок представляет собой стальной сборный корпус из литых

или сварных стальных элементов, в котором на осях и подшипниках смонтированы шкивы. Талевый блок должен иметь минимальные габариты, особенно по ширине, так как он движется внутри вышки в пространстве между пальцами магазинов с бурильными свечами, чтобы обеспечить безопасное расстояние между блоком и элементами вышки.

Рис. 15.8. Кронблок пятишкивный с одной осью:

1 – ось шкивов; 2 – пресс-масленка; 3 – гайка; 4, 12 – опоры; 5 – ось; 6, 7 – распорные

кольца; 9 – пружинное кольцо; 10 – шкив; 11 – кожух; 13 – стопорный штифт; 14 – рама

484

Талевые блоки бывают двух видов: односекционные (все шкивы смонтированы на одной оси, укрепленной в боковых щеках) и двухсекционные (две секции шкивов смонтированы в корпусе отдельно, а между осями оставлено пространство для пропуска свечи). Двухсекционные талевые блоки применяют в системах автоматизированного спуска и подъема свечей.

На рис. 15.9 показан шестишкивный талевый блок для максимальной нагрузки 5,0 МН. Буровой крюк следует подвешивать к талевому блоку на его нижнюю серьгу или присоединять на стержнях к его корпусу. Верхняя траверса талевого блока должна иметь отверстия для подвески его при монтаже. Сверху и с боков талевый блок закрыт кожухами с пазами для прохода каната. Для придания жесткости кожуху на лепестках, образованных прорезями, приваривают ребра жесткости или штампуют выступы. Для обеспечения равномерной затяжки щек на оси и в торце верхней траверсы устанавливают регулировочные прокладки.

В системах для механизации спускоподъемных операций применяют двухсекционные талевые блоки, между секциями которых устанавливают трубы с направляющими раструбами для пропуска свечи.

Секции шкивов талевых блоков и кронблоков выполняют однотипной конструкции, представляющей собой ось, на которой на подшипниках качения смонтированы шкивы.

Секции шкивов кронблоков отличаются от секций талевых блоков только конструкцией концов оси и ее креплением, а также числом шкивов.

Для обеспечения взаимозаменяемости шкивы, подшипники, секции кронблоков и талевых блоков, выпускаемые одним заводом, выполняют одинаковыми.

Основными требованиями, которым должны удовлетворять эти механизмы, являются надежность и наименьшие размеры по длине оси для обеспечения необходимого минимального пространства в вышке для прохода талевого блока; кроме того, чем меньше длина оси, тем меньше напряжения изгиба в ней при прочих равных условиях.

Каждый шкив должен быть так смонтирован на подшипниках, чтобы он мог свободно вращаться независимо от частоты вращения соседних шкивов; в то же время он не должен смещаться по оси под действием осевых сил от трения каната о его реборду.

Талевые системы работают в довольно напряженных условиях, поэтому к точности изготовления и качеству материалов предъявляют повышенные требования. Боковое биение шкива допускается не более 1 мм, а радиальное – не более 0,5 мм на диаметре

Рис. 15.9. Талевый блок шестишкивный: 1 – серьга; 2 – подвеска; 3 – корпус; 4 – кожух; 5 – ось шкивов; 6 – роликоподшипники; 7 – шкив; 8 – крышка

485

1000 мм. Отклонение оси профиля канавки допускается не более 1,5 мм, а разностенность реборд – не более 2 мм. Приемку следует осуществлять в соответствии с требованиями правил для грузоподъемных машин.

Корпус блока изготовляют сварным из углеродистой конструкционной стали, шкивы – литыми из легированных сталей типа 40ГЛ, 50ГЛ, 30ХНЛ или сварными из углеродистых и легированных сталей, с закалкой канавок до твердости HRC 30–40 и шероховатостью Rz = 25 мкм.

Оси должны быть кованые, термические обработанные, из легированной стали марки 40ХН и др.

15.6. БУРОВЫЕ КРЮКИ И КРЮКОБЛОКИ

Буровой крюк предназначен для подвешивания бурильных колонн в процессе бурения, спуска и подъема бурильных труб и спуска обсадных колонн. В процессе этих технологических операций при проводке скважин он выполняет еще и другие функции:

удерживает подвешенный на штропе вертикально перемещающийся вертлюг с вращающейся бурильной колонной;

воспринимает крутящий момент, возникающий на опоре вертлюга, при вращении бурильной колонны ротором;

обеспечивает автоматический захват за штроп вертлюга с ведущей трубой, находящейся в шурфе при переходе от операций спуска к бурению, или, наоборот, освобождение штропа вертлюга с ведущей трубой, установленных в шурфе при переходе от операций бурения к подъему;

надежно удерживает в зеве крюка штроп вертлюга при внезапных остановках в скважине спускаемой колонны;

надежно удерживает на штропах элеватор с бурильной или обсадной колонной в процессе их спуска или подъема;

легкое поворачивание крюка и манипулирование им в процессе захватывания и освобождения свечей;

автоматически поднимает отвинченную от колонны свечу (при операциях ее подъема) на высоту, несколько большую длины замковой резьбы;

автоматически устанавливает ненагруженный элеватор в заданной позиции для захвата очередной свечи из-за пальца вышки.

Наиболее сложные функции крюк выполняет при работе с бурильными колоннами, и это определяет его конструкцию. Буровой крюк выполнен из двух частей: трех рогов, захватывающих штропы элеватора и вертлюга, и корпуса крюка, в котором размещены его механизмы. Центральный рог крюка служит для захвата штропа вертлюга, два боковых – для штропов элеватора. Это позволяет быстро снимать и надевать на крюк вертлюг при переходе от бурения к операциям по спуску и подъему, причем штропы элеватора остаются висеть на крюке, что облегчает работу обслуживающего персонала. В корпусе крюка размещаются упорный подшипник, ствол, пружина, амортизатор и другие устройства.

Подшипник служит для обеспечения поворота крюка при захвате свечей или элеватора во время СПО. Пружина необходима для автоматического извлечения ниппеля из муфты замка свечи при ее отвинчивании. Ход крюка s должен быть несколько больше длины резьбы замка (от 130 до 230 мм), а усилие пружины – больше веса свечи (в разжатом состоянии от 13 до 30 кН, а в сжатом – от 25 до 50 кН).

486

Гидравлический амортизатор необходим для того, чтобы исключать подскок свечи и порчу ее резьбы после развинчивания. Крюк также следует снабжать позиционером, устанавливающим ненагруженный захватывающий рог в положение, удобное для работы верхнего рабочего при захвате или освобождении элеватора от очередной свечи при СПО.

Буровые крюки классифицируют по максимально допустимой нагрузке и конструктивному исполнению – трех- и двурогие. Двурогие крюки при-

Рис. 15.10. Литой крюк с гидроамортизатором и позиционером:

1 – захват; 2 – защелка главного рога; 3 – ствол; 4 – гайка; 5 – позиционер; 6, 9 – стопоры; 7 – корпус; 8 – подшипник упорный; 10 – диск; 11 – крышка; 12 – поршень гидроамортизатора; 13, 16 – стаканы; 14, 15 – пружины; 17 – серьга; 18, 19 – оси; 20 – пробка; 21 – крышка

487

меняют только для спуска обсадных колонн; для бурильных колонн используют трехрогие крюки, которые должны быть надежны, легки и удобны в эксплуатации.

Буровые крюки по конструктивному оформлению выполняют двух видов: с захватывающей трехрогой частью, жестко соединенной со стволом, или с захватывающей частью, укрепленной к стволу шарнирно при помощи пальца (рис. 15.10). Каждая из этих конструкций имеет свои преимущества и недостатки, и выбор того или иного решения зависит от технологических возможностей завода-изготовителя.

Шарнирное укрепление захватывающей части позволяет сменять ее без демонтажа ствола и корпуса крюка, однако при высоком качестве изготовления это преимущество не играет большой роли. Крюки, у которых ствол и захватывающая часть составляют как бы одно целое, имеют значительно меньшую высоту, что позволяет применять их с вышками меньшей высоты.

Однорогие крюки используют в передвижных буровых установках небольшой мощности, когда масса крюка и штропов не имеет большого зна-

чения.

По способу изготовления крюки подразделяются на кованые, составные пластинчатые и литые из стали. Буровые крюки из стального литья применяют для максимальных нагрузок 1,2–1,4 МН; для больших нагрузок используют составные пластинчатые крюки.

На рис. 15.10, приведена удачная конструкция трехрогого литого крюка для максимальной нагрузки 1,4 МН с шарнирной подвеской грузозахва-

Рис. 15.11. Крюкоблоки буровых установок с пластинчатым (а) и литым (б) крюками

488

тывающего рога. Крюк имеет защелку главного захвата большой длины с легкоуправляемым автоматически закрывающимся запорным устройством; защелка центрального рога может быть открыта только оператором.

Крюки можно соединять с талевым блоком шарнирно при помощи серьги, шарнирной промежуточной подвески или штропа.

В настоящее время буровые установки на максимальные нагрузки до 3,2 МН оборудуют крюкоблоками, а для больших нагрузок – крюками, шарнирно соединяемыми с талевым блоком.

Крюкоблоки выполняют двух видов: с шарнирным соединением крюка с талевым блоком и с жестким соединением крюка и его захватывающей части с талевым блоком (рис. 15.11). Последнее конструктивное решение позволяет получить крюкоблок меньшей общей высоты по сравнению с вариантом шарнирного крепления крюка с талевым блоком.

Требования к материалам деталей крюков, являющихся весьма ответственным элементом подъемного комплекса, очень высок, так как их поломка почти всегда связана с тяжелыми авариями на буровой.

Тело крюка и другие грузонесущие детали изготовляют из среднеугле-родистых слаболегированных сталей, не обладающих хрупкостью и менее склонных к развитию усталостных трещин.

В табл. 15.2–15.4 приведены основные параметры элементов талевого механизма.

Трехрогие крюки выполняют литыми или составными, так как штамповка трехрогого крюка весьма сложная. Литые крюки изготовляют из легированного стального литья 30ХМЛ со следующими механическими свойствами: предел текучести ?т = 550 МПа, временное сопротивление ?в = = 700 МПа, ударная вязкость aн = 40 Дж/см2.

Штропы изготовляют из стали 30ХГСА (ГОСТ 4543–74) или 35ХНМ (ГОСТ 1050–74), корпусы крюков – из литых сталей 30Л, 35Л (ГОСТ 97– 75).

Т а б л и ц а 15.2

Техническая характеристика кронблоков для установок ОАО «Уралмашзавод»

Показатель
Буровые установки с ручной расстановкой свечей

УКБ-6-250
УКБ-6-270
(ЗД86-1)
(ЗД86-2)
УКБ-7-500

Схема кронблока
Б
Б
Е
Е
А

Максимальная на-
2500
2700
4000
4000
5000

грузка, кН

Число канатных
6
6
7
7
7+ 2

шкивов

Диаметр каната, мм
28
32
32
32
35

Наружный диаметр
1000
1120
1120
1120
1400

шкива, мм

Диаметр шкива по
90
1000
1010
1010
1285

дну канавки, мм

Диаметр оси, мм
220
220
260
260
280

Подшипник шкива
97744ЛМ,
42244, роли-
7097152М к
онический
7097556М

конический
ковый ци-
двухрядный
260x400x104
конический

двухрядный
линдриче-


двухрядный

220x340x100
ский 220x400x65


280x420x110

Габариты, мм:

длина
3180
2320
2220
3230
6815

ширина
2606
1440
1460
3190
2440

высота
1335
1322
1590
2440
2200

Масса, кг
3885
3430
3560
6400
9515

489

П р о до л ж ен ие т а б л. 15.2

Показатель
Буровые установки с ручной расстановкой свечей

УКБА-6-250
УКБА-6-400
УКБА-7-500
УКБА-7-600
УКБА-7-(UNOC500)600

Схема кронблока
В
В
А
Д
А

Максимальная на-
2500
4000
5000
6000
6000

грузка, кН

Число канатных
6
6
7+ 2
7
7+ 2

шкивов

Диаметр каната, мм
28
35
35
38
38

Наружный диаметр
1000
1400
1400
1500
1500

шкива, мм

Диаметр шкива по
900
1285
1285
1365
1375

дну канавки, мм

Диаметр оси, мм
220
280
280
380
280

Подшипник шкива
97744ЛМ,
7097156М, конический
1097976К,
7097156М,

конический
двухрядный
конический
конический

двухрядный
280x420x110
двухрядный,
двухрядный,

220x340x100

380x520x150
280x420x110

Габариты, мм:

длина
4390
4390
6750
5090
6920

ширина
2820
3190
3130
2250
3250

высота
1810
2200
2192
2240
2360

Масса, кг
5170
8040
9925
11 683
11 855

Т а б л и ц а 15.3 Техническая характеристика крюкоблоков для установок ОАО «Уралмашзавод»

Показатель
Крюкоблок

УТБК-5-225
УТБК-6-320

(НБО-Д,
(3Д86-1,
УТБК-6-450
УТБК-5-225
УТБК-5-320

НБО-Э)
3Д86-2)

Максимальная на-
2250
3200
4500
2250
3200

грузка на крюке,

кН

Число канатных
5
6
6
5
5

шкивов

Диаметр каната, мм
32
32
35
28
35

Наружный диаметр
1120
1120
1400
1000
1400

шкива, мм

Диаметр шкива по
1000
1010
1285
900
1285

дну канавки, мм

Диаметр оси шки-
220
260
280
220
280

ва, мм

Исполнение крюка
Пластин
чатый
Литой
Пластинчатый
Литой

Ход пружины крю-
145
200
200
145
200

ка, мм

Подшипник шкива
42244,
7097152М,
7097156М,
97744ЛМ,
7097156М,

роликовый
конический
конический
конический
конический

двухрядный,
двухрядный,
двухрядный,
двухрядный,
двухрядный,

220x440x65
260x400x104
280x420x110
220x340x100
220x340x100

Масса, кг
6100
7520
8500
5320
7970

Размеры (см. рис.

15.11), мм:

H1
670
710
843
610
850

н2
1320
1780
875
1260
875

Н3
1430
1260
1612
1430
1612

Н0
3280
3540
3507
3190
3507

Н
3950
4250
4350
3800
4090

В
1170
1160
1450
1060
1450

S1
320
300
700
320
700

в2
630
630
960
630
960

A
1125
1174
860
1010
860

A1
665
665
520
665
520

490

П р о до л ж ен ие т а б л. 15.3

Показатель
Крюкоблок

УТБК-5-225
УТБК-6-320

(НБО-Д,
(3Д86-1,
УТБК-6-450
УТБК-5-225
УТБК-5-320

НБО-Э)
3Д86-2)

D
220
220
200
220
200

C1
210
210
210
210
210

C2
150
150
150
150
150

d
150
120
120
150
120

Т а б л и ц а 15.4 Техническая характеристика талевых блоков для работы с АСП

Показатель
Талевый блок





УТБКА-6-500

УТБК-5-200
УТБК-5-320
УТБКА-6-400
УТБКА-6-500
(БУUNOC 500ДЕ)

Максимальная на-
2000
3200
4000
5000
5000

грузка на крюке,

кН

Число канатных
5
5
6
6
6

шкивов

Диаметр каната, мм
28
35
35
38
38

Число осей для ус-
2
2
2
2
2

тановки шкивов

Наружный диаметр
1000
1400
1400
1500
1500

шкива, мм

Диаметр шкива по
900
1285
1285
1365
1375

дну канавки, мм

Диаметр оси шки-
220
280
280
380
280

ва, мм

Подшипник шкива:

тип
КД97744ЛМ
КД7097156М
КД1097976К
КД7097156М

размеры
220x340x100
280x420x110
380x520x150
280x420x110

Габариты, мм:

высота
2215
2705
2735
2845
2845

ширина
1318
1485
1430
1710
1570

Масса, кг
4250
6850
7720
10 580
7420

В пластинчатых крюках пластины среднего рога толщиной до 30 мм выполняют из легированной конструкционной крюковой стали со следующими механическими свойствами: предел текучести ?т ? 700 МПа, временное сопротивление ?в ? 900 МПа, ударная вязкость aн ? 60Дж/см2, твердость НВ 203–321. Пластины соединяют между собой заклепками. Подушку изготовляют из стального литья 35ХН (ГОСТ 4543–71) или др. Оси для подвешивания штропов элеватора выполняют из стали 38Х2Н2МА или 40ХН (ГОСТ 4543–71).

15.7. ТАЛЕВЫЕ МЕХАНИЗМЫ

БУРОВЫХ УСТАНОВОК ОАО «УРАЛМАШЗАВОД»

Элементы талевого механизма (кронблоки, талевые блоки, крюки) имеют оптимальные соотношения диаметров канатного шкива и талевого каната. Канавки канатных шкивов обработаны ТВЧ. Оси шкивов и крюки выполнены из легированной стали высокой прочности. В качестве опор шкивов использованы подшипники с высокой долговечностью.

Крюки литой конструкции позволяют выполнить крюкоблоки мень-

491

ших габаритов по радиусу вращения и встроить удлиненную литую защелку для автоматического захвата штропов вертлюга. Небольшие габариты по радиусу вращения, наличие гидроамортизатора и ориентира обеспечивают удобство работы при расстановке свечей.

В зависимости от требований заказчика талевые механизмы поставляются в двух модификациях: для ручной расстановки свечей и для использования в комплекте с механизмами типа АСП, включая автоматический элеватор.

15.8. ТАЛЕВЫЕ МЕХАНИЗМЫ БУРОВЫХ УСТАНОВОК ВЗБТ

Элементы талевого механизма (кронблок, талевый блок, крюк) буровых установок ВЗБТ имеют следующие особенности:

приняты оптимальные соотношения диаметров канатного шкива и талевого каната, гарантирующие высокую долговечность талевого каната;

канавки канатных шкивов кронблока и талевого блока обработаны ТВЧ;

оси шкивов выполнены из легированной стали высокой прочности и износостойкости;

литая конструкция крюка, изготовленная из стали, высокой прочности, обеспечивает минимальную массу и удобство работы верхового рабочего;

благодаря специальному механизму можно быстро провести перепуск талевого каната, что значительно увеличивает его долговечность.

В табл. 15.5, 15.6 приведены основные параметры элементов талевого механизма.

Т а б л и ц а 15.5

Техническая характеристика кронблоков для установок ВЗБТ

Кронблок

Показатель

Сб.10А/БУ2500ЭУ
Б4.10.00.000
Б1.10.00.000
Б38.10.00.000
М11.01.10.000

Схема кронбло-
a
a
в
в
г

ка Допускаемая
1750
1000
1750
2000
1000

нагрузка, кН

Число канатных
5+1
5
5+1
5+1
5

шкивов

Диаметр каната,
28
25
28
32
25

мм

Наружный диа-
1000
900
1000
1000
760

метр шкива, мм

Диаметр шкива
90
800
900
900
660

по дну канавки,

мм

Диаметр оси
170
170
170
170
170

шкива, мм

Габаритные раз-

меры, мм:

длина
2680
910
2120
816
1500

ширина
1046
950
910
10001- Для секции
1000

высота
1400
950
1080
1080]
1000

Масса, кг 2260 1100
1470
2263
1180

Примечание. Подшипники шкива –
цилиндричес
кий роликоподш
ипник 42234

(ГОСТ 8328-75), 170x310x52.

492

Таблица 15.6

Техническая характеристика крюкоблоков для установок ВЗБТ

Показатель
Крюкоблок

Сб. 11Б/БУ2500ЭУ,

Б31.11.00.000
МИ.14.00.000

Б38.11.00.000)

Допускаемая нагрузка на крюке, кН
1750(2000)
1000

Число канатных шкивов
4
4

Диаметр каната, мм
28(32)
32

Число осей для установки шкивов
1
1

Наружный диаметр шкива, мм
1000
760

Диаметр шкива по дну канавки, мм
900
660

Диаметр оси шкива, мм
170
170

Исполнение крюка
Литой

Ход пружины крюка, мм
140
140

Габаритные размеры, мм:

длина
3264
2750

ширина
660
800

высота
1050
650

Масса, кг
3790
3000

Размеры, мм:

Hi
675
420

H2 + H3
2264
2013

H0
2589
2328

H
3260
2750

B
1050
800

Bi
380
420

B2
660
660

A
652
650

A1
385
385

D
170
170

Зi
210
210

З2
150
150

d
110
110

П р и м е ч а н и е. Подшипники: шки
вов – 42234 (ГОСТ 8328–75), 170?310?52; крюка –

опорный 8308, 40?75?26 и опорный 889736
, 180x300x95.

Характеристика талевого блока и крюка для БУ1600/100ДГУ и БУ1600/100ЭУ

Талевый блок Б4.15.00.000

Допускаемая нагрузка на крюке, кН ......................................................................................

Число канатных шкивов ............................................................................................................

Диаметр шкива, мм:

наружный ..................................................................................................................................

по дну канавки .........................................................................................................................

Диаметр каната, мм ....................................................................................................................

Число осей для установки шкивов Диаметр оси шкива, мм

Габариты, мм:

длина ..........................................................................................................................................

ширина

высота ........................................................................................................................................

Масса, кг .......................................................................................................................................

Крюк с подвеской Б4.34.00.000

Допускаемая нагрузка на крюке, кН ......................................................................................

Исполнение крюка ......................................................................................................................

Размер зева крюка под штроп вертлюга, мм .........................................................................

Размер зева боковых рогов, мм ................................................................................................

Усилие пружины крюка, кН:

в начале рабочего хода ...........................................................................................................

при выбранном ходе ...............................................................................................................

Ход пружины крюка, мм ...........................................................................................................

Высота, мм ....................................................................................................................................

Ширина по боковым рогам, мм ................................................................................................

Масса, кг .......................................................................................................................................

1000 4

900

800

25

1

170

940 746 1583 2412

1000 Литой 170 85

19,1

43,0

140

2115

520

790

493

15.9. БУРОВЫЕ ВЫШКИ

Буровая вышка представляет собой металлическое сооружение над устьем скважины, предназначенное для установки талевого механизма, устройств для механизации спускоподъемных операций и размещения бурильных свечей. От технического совершенства буровой вышки существенно зависят монтажеспособность и транспортабельность буровой установки, а также эффективность и безопасность бурения. Отказы буровой вышки могут вызвать тяжелые последствия, поэтому надежность и прочность – первостепенные требования, предъявляемые к буровым вышкам. Эти качества должны сочетаться с технологичностью и легкостью вышек, способствующих повышению экономичности и ускорению вышкомонтажных работ.

Согласно требованиям безопасности конструкция и крепление вышки к основанию или фундаменту должны обеспечить надежность и безопасность ее эксплуатации при отсутствии оттяжек. В конструкции вышки должны быть предусмотрены кронблочная, верхняя рабочая и переходные площадки с маршевыми лестницами и стремянками от пола буровой до кронблока.

Верхняя площадка должна быть оборудована передвижной люлькой для рабочего, занятого установкой бурильных свечей при спускоподъемных операциях. Козлы для замены кронблока и монтажный ролик на верхнем основании вышки рассчитываются на подъем полуторакратной массы кронблока. Геометрические формы буровых вышек и отдельных ее элементов должны обладать минимальными аэродинамическими сопротивлениями с целью снижения ветровых нагрузок.

Буровые вышки подразделяются на башенные и мачтовые. В зависимости от способа спускоподъемных операций различают буровые вышки c устройствами для ручной и механизированной расстановки свечей.

Башенные вышки изготовляются с гибкой (рис. 15.12, a) и жесткой (рис. 15.12, a) решетками. Известны конструкции башенных вышек, ноги которых изготовлены из сварных четырехгранных ферм (рис. 15.12, в) либо из труб большого диаметра (рис. 15.12, г). Вышки этих типов называют пилонными. Независимо от конструктивной схемы башенные вышки характеризуются высокой жесткостью и сопротивляемостью кручению под действием момента сил, создаваемого натяжением неподвижной и ходовой струн талевого каната. Однако вследствие большого числа болтовых соединений сборка башенных вышек сопряжена с большой трудоемкостью. Отсутствие связей между ногами пилонных вышек способствует повышению их монтажеспособности и улучшает обзор вышки со стороны мостков.

Мачтовые вышки (рис. 15.12, д) имеют A-образную форму и благодаря сварной конструкции секций ног обладают высокой монтажеспособностью. Ноги вышки имеют треугольное 1 и 2, четырехугольное 3 либо кольцевое 4 сечение. При одинаковых размере A и площади поперечных сечений наибольшим сопротивлением изгибу и кручению обладают вышки, имеющие четырехугольное сечение ног. Это обусловлено тем, что моменты инерции сечений 1, 2, 3 относительно оси изменяются пропорционально отношениям 1:1,35:1,50. Вышки с четырехугольным сечением ног наиболее материа-лоемкие. Вышки с кольцевым сечением ног изготовляются из труб большого диаметра, что приводит к их утяжелению. Жесткость и монтажеспособ-494

Рис. 15.12. Конструктивные схемы буровых вышек

ность хорошо сочетаются в буровых вышках с открытой передней гранью, имеющих четыре (рис. 15.12, a) либо две опоры (рис. 15.12, ж) и П-образную форму поперечного сечения.

Буровые вышки изготовляют из труб, уголков, швеллеров и круглого проката. Для несущих элементов предпочтительнее применять трубчатые профили, которые по сравнению с другими видами профилей обладают более высоким радиусом инерции и придают вышке благоприятные аэродинамические свойства, способствующие снижению ветровых нагрузок на вышку.

Башенная вышка (рис. 15.13) представляет собой четырехгранную усеченную пирамиду, состоящую из четырех наклонно расположенных ног 6, связанных между собой поясами 8 и гибкими диагональными тягами 7.

В рассматриваемой конструкции ноги и пояса вышки изготовлены из труб, а диагональные тяги – из круглого стального проката. На наголовнике вышки устанавливаются цельносварная подкронблочная рама, козлы 1 и подкронблочная площадка 2. Козлы снабжены блоком, используемым при монтаже вышки, замене кронблока и подъеме других тяжестей. Балконы 4 и 5 предназначены для работы второго помощника бурильщика (верхового) при ручной расстановке бурильных свечей длиной 36 и 27 м.

Каждый балкон состоит из четырех площадок 10, каркаса укрытий и оборудован пальцами 12 с шарнирной головкой для установки свечей и люлькой 11 для верхового, размещенной относительно оси скважины на расстоянии, достаточном для прохода талевого блока. На высоте около 15 м находится площадка для обслуживания стояка манифольда буровых насосов и бурового рукава.

Согласно требованиям безопасности, ширина площадок буровой вышки должна быть не менее 750 мм. Площадки имеют металлический настил из просечно-вытяжного листа (чтобы предотвратить скольжение), перила высотой не менее 1200 мм с продольными планками и прилегающий к настилу борт высотой 150 мм. Вышка снабжена маршевыми металлическими лестницами 3 шириной не менее 650 мм с переходными площадками и ограждениями в виде перил высотой не менее 1000 мм. На двух противо-

495

Рис. 15.13. Башенная вышка

положных гранях имеются ворота 9 для затаскивания необходимого оборудования.

Ноги вышки собираются из стоек, которые стыкуются болтовыми фланцами, приваренными к их торцам. Для удобства сборки и центрирования торцы стоек снабжены конусными направляющими. Нижние стойки ног имеют опорные плиты и кронштейны для домкратов, используемых при центрировании вышки. Известны другие способы соединения стоек ног вышки (фланцевое соединение на полухомутах и откидных болтах, соеди-

496

нения «торец в торец», стяжными болтами и др.). В соединениях без фланцев в результате деформации контактирующих поверхностей при перебазированиях и разборках вышки происходит ослабление посадок в стыках.

Пояса и диагональные тяги болтами соединяются с приваренными к ногам вышки косынками 13. Стойки ног и пояса вышки изготовляют из труб, диагональные тяги – из круглого проката. В другой модификации, отличающейся жесткой комбинированной крестовой решеткой, ноги вышки изготовляют из двух крестообразно расположенных угольников, а пояса и раскосы – из угольников меньшего размера.

В пилонной вышке аналогичной высоты и грузоподъемности стойки ног изготовляют из труб большого диаметра и соединяются посредством литых стальных фланцев, приваренных к торцам стоек. Верхние концы ног пилонной вышки шарнирно соединяются с подкронблочной рамой. Взаимное положение ног и жесткость вышки обеспечиваются диагональными винтовыми стяжками, соединяющими верхние стойки ног, и горизонтальными винтовыми тягами, расположенными в средней и нижней частях вышки. Опоры ног пилонной вышки выполнены в виде конуса с проушиной, закрепляемой в специальной стойке на фундаменте. Башенные вышки монтируются преимущественно сверху вниз посредством специальных вышечных подъемников.

Мачтовая А-образная вышка (рис. 15.14) состоит из двух ног, несущих основную нагрузку, и подкосов 5, удерживающих вышку в рабочем положении. В зависимости от высоты вышки каждая из труб 2 либо профильного проката, либо цилиндрическая. Секции стыкуются посредством фланцевых соединений. Для ускорения сборки вместо фланцевых соединений применяются полухомуты. Верхние секции имеют проушины для соединения с подкронблочной рамой, на которой установлены козлы и площадка 1 для обслуживания и ремонта кронблока.

В зависимости от схемы подъема и конструкции вышки подкосы 5 располагаются со стороны мостков либо на противоположной стороне и посредством проушин соединяются с ногами вышки. Ноги 4 вышки шар-нирно соединяются с опорой, центрирующей вышку относительно оси ротора. Балкон 3 для второго помощника бурильщика и магазин для свечей крепятся к ногам вышки кронштейнами.

Стояк манифольда буровых насосов располагается внутри ноги вышки. Для обслуживания и смены бурового рукава внутри ноги вышки имеется небольшая площадка. Маршевые лестницы 6 монтируются на гранях одной из ног вышки и доходят до балкона. Внутри ноги вышки устанавливаются лестницы туннельного типа.

А-образную и другие мачтовые вышки собирают в горизонтальном положении на специально подготовленной площадке, достаточной для расположения собранной вышки и необходимого для ее монтажа оборудования. В вертикальное положение вышку поднимают при помощи стрелы и блоков, оснащенных канатом, ходовой конец которого крепится к барабану буровой лебедки, либо трактора-подъемника. В буровых установках универсальной монтажеспособности для подъема вышки используется специальный механизм подъема, представляющий собой достаточно жесткую П-образную раму с двумя подкосами и полиспастом. С помощью буровой лебедки, приводимой от регулятора подачи долота, и полиспаста механизма подъема вышка устанавливается в рабочее положение и крепится к подкосам, придающим вышке устойчивость при эксплуатации.

497

Рис. 15.14. Мачтовая А-образная вышка

При подъеме из скважины бурильные свечи нижним концом устанавливают на подсвечник. Верхний конец свечей заводят в так называемый магазин, и они упираются в палец. Межу пальцем и люлькой имеется просвет для свободного прохода труб наибольшего диаметра. Пальцы изготовляют из толстостенных труб, они имеют шарнирную головку, которая поворачивается при случайных ударах талевого блока, благодаря чему предотвращается поломка пальца.

Мачтовые буровые вышки для буровых установок ОАО «Уралмашза-вод» изготовляются следующих типов: А-образные (ВМ), П-образные (ВМП) и четырехопорные (ВУ).

498

Т а б л и ц а 15.7

Техническая характеристика мачтовых вышек

П-обпазные

А-образные вышки

вышки

Показатель

ВМА-45х200
ВМР-45х200У
Гл4 4 5 5Хх3 3 2 2°0
ВМП-45х320

Допускаемая на-
2000
2000
3200
3200

грузка на крюке, кН

Рабочая высота
45
45
45
45

(расстояние от ро-

тора до подкрон-

блочной рамы), м

Нагрузка на крюке
2400
2400
3840
3840

при испытании, кН

Расстояние между
10,3
10,3
10,3
-

ногами, м

База нижняя (рас-
—
—
—
2,6x10,3

стояние между ося-

ми опорных шарни-

ров), м

Длина свечи, м
25-27
25-27
25-27
25-27

Диаметр и толщина
140x8
140x8
140x14
—

трубы, мм

Профиль уголка
—
—
—
200x200x17

Соединение секций
Пальцевое
Фланцевое

между собой

Длина секций, м
И 940
И 940
И 940
И 900-12 750

Габариты сечения
1640x2440
1640x2440
1640x2440
1800x3000

ноги, м

Размеры, мм:

н
44 800
44 800
44 800
44 800

Hi
6200
7200
8200
8200

н2
3550
4750
5300
2400

Н3
4600
4600
4600
4100

Н4
16 750
17250
17 750
17 350

A
10 300
10 300
10 300
10 300

A1
—
—
—
2600

в
620
650
630
250

Si
9 880
9 635
4 450
5 250

Масса, кг:

секции (макси-
3795
3483
4475
7010

мальная)

вышки
36 290
30 766
41 050
69 450

Система подъема
Буровой лебедкой с помощью
специального при
=пособления

вышки

Т а б л и ц а 15.8 Параметры четырехопорных мачтовых вышек

Показатели
ВУ-45х400А, ВУ-45х450
ВУ-45х500

Допускаемая нагрузка на
4000/4500
5000

крюке, кН

Рабочая высота (расстояние
45
45

от ротора до подкронблочной

рамы), м

Нагрузка на крюке при испы-
4800/5400
6000

тании, кН

Расстояние между ногами, м
11x8
11x8

Длина свечи, м
25-27
25-27

Применяемый профиль угол-

ка:
верхней части
250x250x16
250x250x16

нижней части
160x160x14
160x160x14

Число секций
12
12

499

П р о до л ж ен и е т а б л. 15.

Показатели
ВУ-45х400А, ВУ-45х450 ВУ-45х500

Соединение секций между
Фланцевое на болтах

собой


Длина секций, м
12 865-9 925
12 865-9 925

Размеры сечения ног вышки,
1840x2340
1840x2340

мм

Размеры, мм:

н
44 800
44 800

H1
8 200
10 200

н2
8 300
10 300

н3
5 000
5 000

н4
20 000
20 000

н5
1600
1900

Н6
4136
4950

A
8000
8000

В
11 000
11 000

Масса, кг:

секции (максимальная)
6400
6400

вышки
63 000
63 000

Система подъема вышки
Буровой лебедкой с помощью полиспаста

Рис. 15.15. Буровые вышки мачтового типа: a - А-образные; a - П-образные

500

Т а б л и ц а 15.9

Техническая характеристика буровых вышек ВЗБТ

Б1.01.00.000,

Показатель
Б4.01.00.000
Сб.01/БУ2500ЭУ
Б11.01.00.000, Б11.01.00.000-01
Б12.01.00.000
Б12.01.00.000-01

Буровые установки, в которых
БУ1600/100ДГУ,
БУ2900/175ДГУМ1
БУ2900/175ЭП-М,
БУ2900/175ЭПБМ1
БУ2900/200ЭПК

использованы буровые вышки
БУ1600/100ЭУ

БУ2900/175ДЭП-1, БУ2900/175ЭК

Допускаемая нагрузка на крю-
1000
1750
1750
1750
2000

ке, кН

Нагрузка на крюке при испы-
1200
2100
2100
2100
2400

тании, кН

Рабочая высота (расстояние от
38,8
42,1
40,8
41,6
41,6

стола ротора до подкронблоч-

ной рамы), м

Длина свечи, м
25-27
25-27
25-27
25-27
25-27

Расстояние между ногами, м
7,5
9,0
7,5
6,5
6,5

Сечение ноги вышки
Трехгранное
Четырехгранное
Трехгранное
Четырехгранное

Число секций
8
8



Диаметр и толщина трубы, мм
140x6
140x6
140x12
140x12 | 140x12

Соединение секций между со-
Фланцево-хомутовое
Секций –
фланцевое, наголовник – на осях

бой





Габариты сечения ноги, мм
1640x1640x1620
1640x2140
1640x1640x1620
1682x2183 | 1682x2183

Наличие маршевых лестниц
–
Имеются
–
Имеются

Размеры, мм:

н
38 800
42 400
40 800
41 640
41 640

H1
5300(8300)
5800
5800
6000
8000

н2
3300(6300)
3300
3300
2800
4800

Н3
3300
4100
3370
4823
4823

Н4
12 800(15 800)
11 800
15 800
13 900
15 900

H5
3030(6030)
2600
3030
9055
11 055

A
7500
900
7500
6500
6500

в
5855
2865
5800
3300
3300

Масса, кг:

секции (наибольшая)
1544
2520
1980
4527
4527

вышки (без механизма
15 200
33 300
18 500- 18 700
31 520
31 520

подъема)

вышки (с механизмом
21 800
42 700
26 300-26 600
33 872
33 881

подъема)

Полезная площадь магазинов, м2
Система подъема вышки
3,23
4,38
4,28
4,66
4,66

От буровой лебедк
и через систему специального полиспаста

 Рис. 15.17. Буровые вышки ВЗБТ:

a - Б4.01.00.000; a - Сб.01/2500ЭУ; в - типа Б1, Б11, Б12

502

Рис. 15.16. Четырехопорная мачтовая вышка

А-образные вышки применяются в буровых установках классов 3200/200 и 5000/320, П-образные – в буровых установках класса 5000/320.

Четырехопорные мачтовые вышки используются в буровых установках классов 6500/400 и 8000/500. Обладая жесткостью башенных, вышки этого типа сохранили монтажные качества мачтовых вышек. Оригинальная схема подъема предусматривает использование в качестве устройства для подъема вышки буровой площадки. Вышки такого типа обеспечивают одновременное размещение двух комплектов свечей: для работы с механизированной их расстановкой с одной стороны и для работы с ручной расстановкой – с другой.

Подъем и опускание вышек осуществляются буровой лебедкой с помощью специальных устройств.

Внутри одной ноги вышки имеются лестницы тоннельного типа до подкронблочной площадки, внутри второй ноги – лестницы маршевого типа с переходными площадками (до платформы верхового рабочего).

В табл. 15.7 и 15.8 приведены основные параметры, на рис. 15.15 и 15.16 – конструкции вышек ОАО «Уралмаш», а в табл. 15.9 и на рис. 15.17 – вышек ВЗБТ.

15.10. БУРОВЫЕ ЛЕБЕДКИ

ФУНКЦИОНАЛЬНЫЕ ТРЕБОВАНИЯ К БУРОВЫМ ЛЕБЕДКАМ

Буровые лебедки выполняют следующие функции: натяжение и наматывание на барабан ведущей ветви каната талевой системы при подъеме и торможении, а также сматывание каната при спуске и наращивании бурильных и обсадных колонн и ненагруженного крюка с элеватором. Лебедки также натягивают вспомогательные канаты при свинчивании и развинчивании колонн (при отсутствии специальных ключей), подъеме и спуске грунтоносок и подъеме различных грузов, оборудования и вышек в процессе монтажа и демонтажа установок.

Лебедки могут быть также предназначены для передачи вращения ротору и подачи бурильной колонны во время бурения.

Спуск и подъем бурильных колонн производят много раз, все операции повторяются систематически в строго определенной последовательности, а нагрузки на лебедку при этом носят циклический характер. При подъеме крюка мощность подводится к лебедке от двигателей, а при спуске, наоборот, тормозные устройства должны преобразовывать всю освободившуюся энергию в теплоту. Для лучшего использования мощности во время подъема крюка с переменной по величине нагрузкой приводные трансмиссии лебедки или ее привод должны быть многоскоростными.

Лебедка должна оперативно переключаться с больших скоростей подъема на малые скорости и обратно, обеспечивать плавное включение с минимальной затратой времени на эти операции. В случаях прихватов и затяжек колонн сила тяги при подъеме должна быть быстро увеличена. Переключение скоростей для подъема колонн различного веса осуществляется периодически.

Канат на барабан лебедки при спуске и подъеме в зависимости от нагрузки, скорости крюка и числа ветвей в талевой оснастке должен навиваться и свиваться с различными скоростями. Скорость наматывания каната на барабан при подъеме колонн наибольшего веса должны быть в пределах 3–5 м/с, а при подъеме ненагруженного элеватора – в пределах 12–20 м/с. Более высокие скорости ухудшают условия намотки каната на барабан и не дают существенного выигрыша во времени при подъеме. Наибольшая скорость разматывания каната при спуске бурильных колонн не должна превышать 30 м/с.

В процессе бурения с помощью лебедки осуществляют спуск (подача) бурильной колонны со скоростью, составляющей десятитысячные или сотые доли метра в секунду, и подъем для разгрузки долот со скоростью до 1 м/с.

В процессе подъема колонн канат навивается на барабан лебедки с натяжением от действия веса колонны, а свивается при спуске ненагружен-ного элеватора под небольшим натяжением. В процессе спуска колонн, наоборот, канат навивается при небольшом натяжении и большой скорости во время подъема ненагруженного элеватора, а свивается при натяжении от веса всей колонны.

В связи с этим необходимо обеспечить упорядоченную укладку каната на барабан при его намотке во избежание врезания ведущей ветви между рыхлоуложенными витками каната нижележащих слоев.

Для выполнения перечисленных функций буровая лебедка должна быть снабжена следующими органами и устройствами:

504

станиной-рамой, на которой монтируются все механизмы лебедки;

барабаном для навивки талевого каната;

механическим ленточным тормозом (основной – стопорный) для замедления движения и остановки крюка в любом месте по высоте вышки (при отсутствии в конструкции лебедки специальных устройств для регулирования скорости подачи колонны во время бурения эти функции должны осуществляться также ленточным тормозом);

тормозом замедления (вспомогательным) для регулирования скорости спуска колонн и рассеивания части энергии, выделяющейся при этом;

оперативными фрикционными муфтами включения высоких и низких частот вращения барабана лебедки (называемых «тихой» и «быстрой»);

трансмиссией, осуществляющей передачу мощности и вращения барабану лебедки при подъеме;

катушечным валом, оборудованным катушками для выполнения с их помощью вспомогательных работ (свинчивание и развинчивание труб, подъем грузов и т.д.);

вспомогательным барабаном, который смонтирован на катушечном валу и служит для намотки каната при тартальных работах по извлечению грунтоносок и др.;

пультом для управления лебедкой и всеми агрегатами буровой установки;

щитом приборов для контроля работы лебедки и других органов установки;

промежуточным валом для передачи вращения ротору при цепных трансмиссиях.

Лебедка представляет собой отдельный агрегат с жестким металлическим корпусом, смонтированным на раме-салазках для обеспечения быстрого монтажа, демонтажа и транспортировки.

Вал с главным барабаном, передачами и муфтами включения смонтирован в корпусе, обеспечивающем необходимую герметичность, прочность и жесткость конструкции и предохраняющем от попадания грязи в трансмиссии и подшипники.

Механический (главный) тормоз обеспечивает прогрессивно увеличивающееся и плавное торможение барабана. В соответствии с требованиями техники безопасности тормоз монтируется непосредственно на барабане; его ленты должны плотно охватывать тормозные шкивы при торможении и обеспечивать свободное вращение барабана при спуске и хороший отвод теплоты, выделяющейся при торможении. Лебедку снабжают вспомогательным тормозом для обеспечения регулирования момента торможения и поглощения части энергии, выделяющейся при спуске колонн. Вспомогательный тормоз должен осуществлять торможение барабана только при спуске колонн, а при подъеме, при вращении барабана в обратном направлении, торможение должно быть исключено.

Кинематическую связь между валами буровых лебедок лучше осуществлять цепными передачами и только в легких самоходных установках – зубчатыми передачами.

Пульт управления и щиты приборов следует располагать так, чтобы бурильщик мог удобно и просто управлять лебедкой и всем оборудованием буровой установки и, не меняя своей позиции, иметь хороший обзор рабочей площадки и оборудования в процессе работы.

Конструкция лебедки должна позволять выполнять непосредственно

505

на буровой с минимальными затратами времени мелкие ремонтные работы (смену тормозных колодок, смену талевого каната, цепей и др.). Лебедки должны обеспечивать надежную и бесперебойную работу на буровой в течение всего периода проводки скважины. До поступления в ремонт лебедка должна наработать не менее 3000 ч.

В зависимости от комплекса выполняемых работ лебедки могут быть универсальными, предназначенными для всех работ, связанных со спуском, подъемом и подачей колонн в процессе проводки скважины, и специализированными, выполняющими часть функций (только подъем и спуск колонн). В последнем случае свинчивание, развинчивание, подъем и спуск небольших грузов, грунтоносок и другие работы выполняют с помощью другой вспомогательной лебедки. Первый вид буровых лебедок применяют при их установке на уровне пола буровой, второй вид – при установке их ниже пола буровой. В последнем случае должно быть предусмотрено дистанционное механическое и пневматическое управление, причем лебедку не оборудуют катушечным валом для вспомогательных работ, так как эти работы должна выполнять вспомогательная лебедка, устанавливаемая на уровне пола буровой. Вспомогательную лебедку оборудуют катушками, барабаном для навивки вспомогательного или тартального каната и другими устройствами, а ротор приводится либо через вспомогательную лебедку, либо от индивидуальных двигателей.

Буровые лебедки классифицируют по величине тягового усилия на ведущей ветви каната, мощности, передаваемой на барабанный вал, мощности тормозов, числу барабанов и валов. Кинематические схемы и конструктивное оформление лебедок могут быть весьма разнообразными.

КИНЕМАТИЧЕСКИЕ СХЕМЫ, УСТРОЙСТВО И ТЕХНИЧЕСКАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА ЛЕБЕДОК

Кинематические схемы буровых лебедок с помощью условных обозначений демонстрируют совокупность, связи и соединения их кинематических элементов. На рис. 15.18 приведена кинематическая схема одно-вальной буровой лебедки III с коробкой перемены передач II, регулятором подачи долота I и трансмиссией IV ротора. Рассматриваемая схема используется в лебедке ЛБУ-1100М1 и является характерной для современных отечественных и зарубежных буровых лебедок. Подъемный вал 25 лебедки приводится цепными передачами 3 и 26 от приводного вала 4 и промежуточного вала 24 коробки перемены передач II, трансмиссионный вал 21 которой соединяется с приводом муфтой 22 и передает три прямые скорости (цепные передачи 12, 16, 17) и одну обратную (зубчатая передача 20, 23).

Цепная передача 3 (81/21) включается шинно-пневматическими муфтами 2 и 9 под давлением воздуха, поступающего через вертлюжки на торцах соединяемых валов. Посредством этой передачи подъемному валу лебедки сообщаются «тихие» скорости I, II, III в зависимости от частоты вращения вала 24 коробки перемены передачи, переключаемой кулачковыми муфтами 18, 19, 13, 14 и 15. Цепная передача 26 (40/39) включается шинно-пневматической муфтой 27 через вертлюжок на правом торце подъемного вала. При этом скорости вращения IV, V, VI («быстрые») вала 24 передаются подъемному валу.

Лебедка имеет две обратные скорости, передаваемые подъемному валу

506

Рис. 15.18. Кинематическая схема одновальной буровой лебедки ЛБУ-1100М1

цепными передачами 3 и 26 зубчатым зацеплением 20, 23 коробки перемены передач. Торможение лебедки осуществляется электромагнитным тормозом 29, соединяющимся с подъемным валом кулачковой муфтой 28. Ротор 32 приводится от подъемного вала лебедки цепной передачей 30, включаемой шинно-пневматической муфтой 31. Частота вращения подъемного вала контролируется тахогенератором 1.

В рассматриваемой лебедке подача долота осуществляется автоматически посредством регулятора подачи долота 1, присоединяемого в процессе бурения скважины к подъемному валу лебедки шинно-пневматической муфтой 5 и цепной передачей 3. Регулятор подачи долота, состоящий из электродвигателя 8, муфты 7 и редуктора 6, используется также для подъема колонны труб в случае отказа основного привода. Клиноременная передача 10 служит для вращения масляного насоса. Пневматический тормоз 11 фиксирует положение вала, необходимое для включения кулачковых муфт и зубчатой передачи.

Кинематическая схема двухвальной буровой лебедки показана на рис. 15.19. Эта схема используется в лебедках, приводимых от коробки перемены передач, передающей вращение трансмиссионному валу 5 посредством одной цепной передачи 4 вместо двух передач, принятых в ранее рассмотренной схеме одновальной лебедки. От трансмиссионного вала цепными передачами 3 «тихой» скорости (69/29) и 8 «быстрой» скорости (36/37), ко-

507

Рис. 15.19. Кинематическая схема двухвальной буровой лебедки

торые включаются шинно-пневматическими муфтами 2 и 7, вращение передается подъемному валу 13 лебедки.

Число скоростей трансмиссионного вала 5 равно числу скоростей коробки перемены передач. На подъемном валу число скоростей удваивается благодаря передачам 3 и 8. Скорость спуска ограничивается гидродинамическим тормозом 10, соединяющимся с подъемным валом кулачковой муфты 9. В отличие от схемы, представленной, на рис.15.18, ротор приводится не от подъемного вала, а от трансмиссионного. Для этого используются передачи 12 и 15, включаемые шинно-пневматической муфтой 11.

Число скоростей ротора в рассматриваемой схеме равно числу скоростей коробки перемены передач. Цепная передача 6 соединяет регулятор подачи долота с трансмиссионным валом 5, от которого вращение передается подъемному валу лебедки цепной передачей 16, включаемой кулачковой муфтой 14. Такую схему имеют шестискоростные лебедки, приводимые от дизелей и электродвигателей переменного тока через трехскоростную коробку перемены передач. Привод тахогенератора 1 – от цепи.

508

В случае привода от электродвигателей постоянного тока кинематическая схема буровой лебедки упрощается. В отличие от рассмотренной лебедка не имеет коробки перемены передач и подъемный вал посредством эластичных и шинно-пневматических муфт соединяется с двумя противоположно расположенными двигателями. Трансмиссионный вал лебедки служит для передачи вращения подъемному валу при выходе из строя одного из двигателей. Благодаря почти трехкратному снижению частоты вращения мощность одного двигателя оказывается достаточной для выполнения спускоподъемных операций. В процессе бурения трансмиссионный вал используется для передачи вращения от регулятора подачи долота барабану лебедки. Торможение лебедки при спуске колонны труб осуществляется электродвигателями, переходящими на работу в режиме генераторов, и обычным ленточным тормозом.

Трехвальная лебедка (рис. 15.20) состоит из валов: подъемного 15, трансмиссионного 5, катушечного 3 и дополнительного 9 для привода ротора. Лебедка приводится от зубчатой коробки перемены передач с выходными ведущими и ведомыми валами. Ведущий вал коробки перемены пе-

Рис. 15.20. Кинематическая схема трехвальной буровой лебедки У2-5-5

509

редач соединяется с карданным валом 6, с трансмиссионным валом 5 и посредством цепной передачи (28/25), включаемой шинно-пневматической муфтой 16, передает подъемному валу «быструю» скорость.

Ведомый вал коробки перемены передач имеет четыре скорости. Посредством карданного вала 8 ведомый вал коробки передач соединяется с зубчатым редуктором, у которого также два выходных вала. Один из них соединяется с подъемным валом лебедки шинно-пневматической муфтой 7, а второй – с валом 9 привода ротора 11. Таким образом, лебедка имеет пять скоростей (четыре «тихие» и одна независимая «быстрая»), а ротор – четыре частоты вращения.

Катушечный вал 3 приводится цепной передачей 4, ведущее колесо z = 19 которой на подъемном валу 15 сблокировано со свободно посаженным цепным колесом z = 28 «быстрой» скорости. Таким образом, катушечный ван 3 находится в постоянном зацеплении с быстроходным валом коробки передач. На консоли катушечного вала установлена фрикционная катушка 1 с планетарной зубчатой передачей 2, используемая для вспомогательных работ на буровой.

Привод ротора осуществляется цепной передачей (21/45), включаемой шинно-пневматической муфтой 10. Гидродинамический тормоз 12 и цепное колесо 14 регулятора подачи долота присоединяются к подъемному валу лебедки двусторонней кулачковой муфтой 13.

На рис. 15.21 показан вид сверху буровой лебедки ЛБУ-1100, основные конструктивные элементы которой повторяются в других моделях современных отечественных и зарубежных лебедок для эксплуатационного и глубокого разведочного бурения. Лебедка монтируется на сварной металлической раме 4, приспособленной для ее перевозки и перемещения подъемным краном при монтажно-демонтажных работах. К раме приварены корпуса масляных вал 3 и 10 цепных передач, соединяющих лебедку с коробкой перемены передач. В отцентрированных отверстиях корпусов масляных ван установлен подъемный вал с барабаном 7 буровой лебедки.

В корпусе 10 размещается вторая цепная передача, используемая для привода вала 11 трансмиссии ротора. Вал трансмиссии ротора на сферических роликоподшипниках устанавливается в дополнительной расточке корпуса 10 и выносной опоре 12, закрепленной на раме лебедки. Масляные ванны, закрытые крышками и промежуточными кожухами 15 и 19, соединяются с коробкой перемены передач. Наружные фланцы масляных ванн закрываются кожухами 16 и 18. На раме со стороны пульта 2 бурильщика смонтированы стойка 8 балансира, тормозной вал 17 и вал 5 рукоятки управления ленточным тормозом. Электромагнитный тормоз 14 крепится к раме соосно с подъемным валом и соединяется с ним кулачковой муфтой 13. На раме установлены два тахогенератора 9 и 20.

Тахогенератор 9 предназначен для контроля частоты вращения стола ротора и соединяется цепной передачей с валом 11 трансмиссии ротора. Тахогенератор 20 соединяется с валом электромагнитного тормоза и предназначен для контроля скорости спуска колонн труб при автоматическом режиме работы электротормоза. На стойке 1 установлен командоаппарат комплекса АСП для блокировки перемещений механизма захвата свечи и талевого блока. Привод командоаппарата осуществляется от цепной звездочки на подъемном валу лебедки.

К раме крепится воздухопровод 6 системы пневматического управления лебедкой. Для безопасной работы и защиты от загрязнения подвижные

510

Рис. 15.21. Буровая лебедка ЛБУ-1100

части лебедки закрыты металлическими кожухами с дверцами для доступа к ее отдельным деталям и узлам.

Подъемный вал (рис. 15.22) – основа буровой лебедки. Между коренными подшипниками 15 подъемного вала 19 напрессованы ступицы дисков барабана 18. В правом более доступном для работы диске имеется внутренний прилив (сечения A–A и N–N) для крепления талевого каната планкой 32 и болтами 33. В буровых лебедках канат крепится с внутренней либо с наружной стороны диска. Узел крепления должен быть надежным и удобным в работе. Наружное расположение узла крепления более доступно и удобно для быстрого крепления и освобождения каната. Недостаток наружного крепления – повреждение витков каната в результате трения с верхней кромкой углубления для заделки каната.

Наиболее распространены простые в изготовлении барабаны с гладкой наружной поверхностью. Для улучшения намотки барабан лебедки снабжается съемными накладками, имеющими параллельные и переходные спиральные канавки для укладки витков каната. Симметричное расположение параллельных и спиральных участков канавки на длине отдельных витков способствует снижению инерционных нагрузок от дисбаланса, создаваемого в результате одностороннего увеличения радиуса навивки в местах перехода смежных слоев каната.

К дискам барабана крепятся тормозные шкивы 16 (см. рис. 15.26). В рассматриваемой конструкции тормозные шкивы снабжены кольцевой рубашкой для охлаждающей воды. Вода в тормозных шкивах циркулирует по замкнутому циклу. Для этого через устройство 8 на торце вала и трубку, установленную внутри вала, по трубкам 20 вода поступает в правый, а затем в левый шкив, из которого по кольцевому пространству между отверстием вала и подводящей трубкой отводится в приемный бак для последующего использования. Пробки 17 в тормозных шкивах служат для слива воды во избежание ее замерзания при длительных остановках лебедки.

Коренные роликовые радиально-сферические подшипники 15 подъемного вала, установленные в расточках корпуса масляной ванны, смазываются густой смазкой через тавотницы 34. Внутренние обоймы роликоподшипников фиксируются на валу распорными втулками, а наружные – торцовыми крышками корпуса подшипника. Для компенсации температурных удлинений вала между корпусом 35 и наружной обоймой 36 одного из подшипников имеется необходимый зазор (узел I на рис. 15.22). Радиальные и торцовые лабиринтные уплотнения в крышках служат для удержания смазки в подшипниках.

Цепное колесо 1 тихоходной передачи и шкив шинно-пневматической муфты 12, имеют общую станину 2, посаженную на вал на свободно вращающихся роликовых радиально-сферических подшипниках, подобных подшипнику 21. На валу внутренние обоймы подшипников фиксируются втулками. Наружная обойма правого подшипника в расточке ступицы фиксируется от осевых перемещений пружинным кольцом и крышкой. Левый подшипник в ступице устанавливается свободно. Обод 10 шинно-пневматической муфты 12 крепится планшайбой 5 к ступице 6, напрессованной на вал.

Воздух для включения шинно-пневматической муфты 12 поступает через вертлюжок 7, воздухопровод 4 и клапан-разрядник 11. При отказе муфты и в случае недостаточного давления воздуха для соединения муфты используются аварийные болты 9, которые ввинчиваются в приливы план-512

Рис. 15.22. Подъемный вал в сборе

шайбы и входят в пазы шкива. По правилам безопасности установка аварийных болтов 9 обязательна при использовании буровой лебедки для подъема вышки. Разъемное соединение цепного колеса 1, шкивов 14, 24 и планшайб 5, 26 со ступицами позволяет ремонтировать муфты и заменять цепное колесо без съема напрессованных на вал ступиц.

Кожух 13 предохраняет шкив 14 от попадания масла. Подшипники ступицы 2 смазываются с помощью масленки 3 с трубкой, ввинченной в ступицу. Аналогично на другом конце подъемного вала установлены шин-но-пневматическая муфта 25 и цепные колеса 22 «быстрой» скорости лебедки и 23 трансмиссии ротора. Воздух к шинно-пневматической муфте 25 поступает через вал электромагнитного тормоза, вертлюжок 28, отверстие в вале 19, воздухопровод 30 и клапан-разрядник 31 .

Кулачковые полумуфты 27 и 29 используются для соединения подъемного вала с валом электромагнитного тормоза. Для устранения биения при вращении крупные детали подъемного вала и вал в сборе подвергаются балансировке. Все болтовые соединения лебедки зафиксированы от самопроизвольного отвинчивания

Вал 9 привода ротора устанавливается на двух роликовых радиально-сферических подшипниках (рис. 15.23). Левый подшипник устанавливается в корпусе масляной ванны. Корпус правого подшипника крепится к раме буровой лебедки. Подшипники закрыты фланцевыми крышками, снабженными лабиринтным уплотнением. Ведущее двухрядное цепное колесо 3 вращается от подъемного вала и установлено на ступице 11, закрепленной на валу шпонкой. Ведомое цепное колесо z = 27 выполнено в виде шкива-звездочки 4, свободно вращающейся относительно вала на роликоподшипниках 10.

Планшайба 7 шинно-пневматической муфты 6 с помощью шпонки жестко закреплена на валу 9. Воздух в муфты подводится через вертлюжок 2 и отверстия в вале. В аварийных случаях для соединения муфты могут быть использованы болты 8. На вертлюжке 12 имеется цепная звездочка для привода тахогенератора, контролирующего частоту вращения стола ротора. Противоположная консоль вала 9 может быть использована для соединения с двигателем. Подшипники смазываются через тавотницы 2 и 5.

Буровые лебедки конструкции Уралмашзавода, имеющие различные приводные системы, характеризуются высокой приводной мощностью, оптимальными соотношениями диаметра бочки барабана и талевого каната, оборудованы надежными тормозными системами и регуляторами подачи долота на забой, а также механизмами для правильной укладки талевого каната на барабане.

Шифр лебедок следует читать так: ЛБУ22-720 – лебедка буровая Уралмашзавода, натяжение ходового конца талевого каната 22 тс (220 кН), расчетная мощность на входном валу лебедки 720 кВт. В некоторых шифрах указывается только расчетная мощность (например, ЛБУ3000).

Шифр вспомогательного тормоза: ТЭИ-710-45 – тормоз электрический индукционный, 710 –расстояние от основания лебедки до оси (мм), 45 – максимальный тормозной момент (кН?м); УТГ-1450 – уралмашев-ский тормоз гидродинамический, активный (максимальный) диаметр – 1450 мм.

В табл.15.10 приведены технические характеристики буровых лебедок Уралмашзавода, а в табл. 15.11 – лебедок ВЗБТ.

514

Рис. 15.23. Вал привода ротора в сборе

Техническая характеристика лебедок ОАО «Уралмашзавод»

Т а б л и ц а 15.10

Буровые лебедки



Показатель

ЛБУ22-720
ЛБУ22-670
ЛБУ37-1100
ЛБУ2000ПС
ЛБУ3000М1
ЛБУ-1200
ЛБУ-1200(Д-1)
ЛБУ-1200(Д-2)

Максимальное усилие
220
220
370
365
460
273
289
289

в канате, кН

Расчетная мощность
720
670
1100
1475
2200
710
690
690

на входном валу, кВт

Диаметр талевого ка-
28
28
35
35
38
32
32
32

ната, мм

Диаметр бочки бара-
650
500
685
835
935
800
800
800

бана, мм

Диаметр бочки бара-
840
1180
1373
1445
1540
1030
1030
1030

бана, мм

Число скоростей ле-
4
2
4
2
2
5/4
5/4
5/4

бедки (с учетом ко-

робки скоростей)/на

ротор

Длина тормозных
1180
90
1270
1450
1600
1450
1450
1450

шайб, мм

Ширина тормозной
230
230
230
230
260
230
230
230

колодки, мм

Тип вспомогательного
ТЭИ-710-45
ТЭИ-800-60
Основной электродвигатель

УТГ-1450

тормоза






Габариты, мм:

длина
6854
7866
8333
8430*
8725**
7250
7407
7430

ширина
3208*
3100
3230*
3480**
3464**
3545
2776
2903

высота
2695
2207
2208
2540**
2560**
2865
2420
2420

Масса, кг
31 490
34 000
39 050
39 330**
49 200**
26 320
23 875
24 450

? Транспортный р
азмер.



?? Параметры приведены без основного электродвигателя.

Техническая характеристика буровых лебедок ОАО «Волгоградский завод буровой техники»

Т а б л и ц а 15.11

Буровая лебедка

Показатель

Б7.02.00.000
Сб.02/ЛБ-750
Б 1.02.30.000
Б12.02.02.000
Б12.02.02.000-01
М1 2.02.02.000

Буровые установки, в
БУ1600/100ДГУ
БУ2900/17ДГУМ1
БУ2900/175ЭП-М,
БУ2900/175ЭПБМ1
БУ2900/200ЭПК
БУ1600/100ДММ

которых применены
БУ1600/100ЭУ

БУ2900/175ДЭП-2,

буровые лебедки


БУ2900/175ЭПК

Расчетная мощности
300
550
550
550
550
300

на входном валу подъ-

емного агрегата, кВт

Максимальное усилие
145
225
225
225
250
145

в канате, кН

Диаметр каната, мм
25
28
28
28
32
25

Диаметр бочки бара-
550
700
550
560
560
550

бана, мм

Длина бочки барабана,
800
1200
1200
1071
1071
640

мм
Число скоростей (с

учетом трансмиссии):

прямых
4/2
4
2
2
2
3

обратных
4/-
–
2
2
2
1

Число скоростей на
4/2
4
–
–
–
3/1

ротор

Диаметр тормозных
1180
1180
1180
1180
1180
1180

шайб, мм

Ширина тормозной
230
230
230
230
230
230

колодки, мм

Тип вспомогательного
Гидромат Ф1000

ТЭП-45-У1

Гидромат Ф1000

тормоза

Мощность вспомога-
22

37

22

тельного привода, кВт

Габариты, мм:

длина
4570
4620
4980
12 000*
12 000*
–

ширина
3175
2040
3190
3230
3230
–

высота
2187
1895
2130
3150
3150
–

Масса, кг
12 000
12 200
21 000
20 940
20 940

? С приводом.



 ВЫБОР ОСНОВНЫХ ПАРАМЕТРОВ ЛЕБЕДКИ

Основными параметрами буровых лебедок считают мощность, скорости подъема, тяговое усилие, длину и диаметр барабана лебедки. От правильного выбора указанных параметров зависят производительность, экономичность, габариты и масса лебедки, которые существенно влияют на эффективность бурения, транспортабельность и монтажеспособность всей буровой установки.

Мощность лебедки определяется полезной мощностью на ее барабане, которая должна быть достаточной для выполнения спускоподъемных операций и аварийных работ при бурении и креплении скважин заданной конструкции. При недостаточной мощности возрастает продолжительность спускоподъемных операций, чрезмерная мощность недоиспользуется вследствие ограниченных скоростей подъема и приводит к неоправданным материальным и эксплуатационным расходам. В результате накопленного опыта установлено, что оптимальная мощность буровой лебедки определяется из условий подъема наиболее тяжелой бурильной колонны для заданной глубины бурения с расчетной скоростью 0,4-0,5 м/с:

Nб =(Gбк +Gт)vрr|т.с (15.8)

где Nб - мощность на барабане лебедки, кВт; Сбк - вес бурильной колонны, кН; Gт – вес подвижных частей талевого механизма, кН; vр – расчетная скорость подъема крюка, м/с; r|т. с – КПД талевого механизма.

Мощность лебедки уточняется после выбора двигателей и силовых передач ее привода:

Nб =Мдв11тр,

где Nдв – мощность, получаемая от вала двигателя, кВт; r|тр – КПД трансмиссии (от вала двигателя до барабана лебедки.

В практических расчетах удобно пользоваться удельной мощностью буровой лебедки, приходящейся на 1 кН поднимаемого груза либо на 1 м глубины бурения (табл. 15.12).

Продолжительность спускоподъемных операций в бурении и топливно-энергетические затраты, связанные с их выполнением, зависят от скорости и числа ступеней передач лебедки. Максимальная и минимальная скорости выбираются с учетом требований, обусловленных технологией бурения, работой каната и безопасностью подъема.

Максимальная скорость подъема ограничивается безопасностью управления процессом подъема и предельной скоростью ходовой струны, при которой обеспечивается нормальная навивка каната на барабан лебедки. Для предотвращения затаскивания талевого блока под кронблок из-за ограниченного тормозного пути скорость подъема крюка, согласно требованиям безопасности, не должна превышать 2 м/с. Нормальная навивка каната на барабан лебедки, как показывает опыт, обеспечивается при скорости ходовой струны каната не более 20 м/с. При дальнейшем повышении скорости для нормальной навивки каната необходимо увеличить диаметр барабана, что нежелательно, так как пропорционально возрастают крутящие и изгибающие моменты в деталях и узлах лебедки.

518

Т а б л и ц а 15.12

Удельная мощность на приводном валу лебедки (с учетом потерь на трение в талевом механизме и собственно в лебедке)

Класс буровой установки
Нагрузка на
крюке ?max,
кН
Глубина бурения Lк, м
Мощность на
приводном
валу лебедки
Nб, кВт
Удельная мощность на приводном валу лебедки, кВт

на 1 кН поднимаемого груза Nу?д
на 1 м глубины скважины Nуд

1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11
800 1000 1250 1600 2000 2500 3200 4000 5000 6300 8000
1250 1600 2000 2500 3200 4000 5000 6500 8000 10 000 12 500
240 300 440 550 610 900 1100 1475 2200 2950 2950
0,30 0,30 0,35 0,34 0,34 0,36 0,34 0,37 0,44 0,47 0,37
0,19 0,19 0,22 0,22 0,21 0,22 0,22 0,23 0,27 0,29 0,24

Учитывая известную зависимость скорости ходовой струны от скорости подъема крюка

лт = лт i

согласно рассмотренным требованиям, максимальную скорость подъема выбирают из следующих условий:

для талевых механизмов с кратностью оснастки /тс < 10 (vкр)max = = 2 м/с;

для талевых механизмов с кратностью оснастки /тс > 10 (vкр)max = = 20//тс м/с.

Минимальная скорость подъема – резервная и используется для технологических целей: при расхаживании колонн бурильных и обсадных труб; при ликвидации осложнений и аварий, связанных с затяжкой и прихватом бурильных труб; при подъеме колонны труб через закрытые пре-венторы; при подъеме колонны труб в случае отказа одного из двигателей привода лебедки. Величина минимальной скорости подъема принимается в установленных практикой бурения пределах:

(^кр)min = 0,1-0,2 м/с.

Отношение предельных скоростей определяет диапазон регулирования скоростей подъема лебедки

7? = (\т )/(\т )

V КТЗ ITlcLX КТЗГГПП*

Число ступеней передач (скоростей) зависит от типа привода буровой лебедки. При использовании электродвигателей постоянного тока – бесступенчатое изменение скоростей подъема в заданном диапазоне регулирования. В зависимости от нагрузки Gt по условию полного использования выходной мощности iVдв двигателя промежуточные скорости подъема

V; = iVдв r\/(Gt + Gт),

где ? – КПД подъемного механизма от двигателя до крюка; Gт вого механизма.

вес тале-

519

В настоящее время в приводе буровых лебедок преимущественно используются дизели и электродвигатели переменного тока, обладающие жесткой характеристикой. В этих случаях число ступеней механических передач буровой лебедки назначается из условия достаточно полного использования мощности двигателей. Степень использования мощности характеризуется отношением мощности, необходимой для подъема груза, к установленной мощности двигателей. В связи со ступенчатым изменением веса поднимаемой колонны труб степень использования мощности зависит от числа ступеней передач лебедки.

15.11. ТОРМОЗНЫЕ СИСТЕМЫ БУРОВЫХ ЛЕБЕДОК

Тормозные системы буровых лебедок предназначены для следующего: удерживания в подвешенном состоянии бурильной колонны; поглощения мощности при спуске колонны на длину одной свечи с наибольшей допустимой скоростью и полного торможения в конце спуска; плавной подачи бурильной колонны по мере углубления скважины при бурении.

При спуске бурильной колонны развивается большая мощность и поглощение ее механическими тормозами ограничивается предельно допустимыми температурами, возникающими на поверхностях трения, и возможностью отвода выделяемой теплоты этими тормозами. Предельная температура фрикционных поверхностей обычно ограничивается 500 °С. При более высоких температурах резко ухудшаются фрикционные качества тормозных колодок. Спуск тяжелых колонн с большой скоростью и резким торможением приводит к тому, что мгновенная температура на поверхностях трения достигает 1000 °С.

В буровых лебедках предусмотрено два вида тормозов: главный тормоз (останова), вспомогательный тормоз, регулирующий скорость спуска и поглощающий часть выделяющейся при этом энергии, и специальный механизм для регулирования скорости подачи долота при бурении.

Главные тормоза останова – ленточного типа; тормозные шкивы расположены непосредственно на барабане лебедки на двух его концах, что обусловлено требованиями техники безопасности работы при бурении. В буровых лебедках вспомогательные тормоза, замедляющие скорость спуска, могут быть как гидравлические, так и электродинамические.

Главные тормоза в ряде случаев выполняют функции устройства для подачи долота. Эти устройства могут иметь разнообразные конструкции, как воздействующие на основную тормозную систему, так и представляющие собой отдельные механизмы. Следует, однако, учитывать, что главные тормоза рассчитывают на торможение крюка, двигающегося со скоростью 1–3 м/с и развивающего при спуске мощность до 10 000 кВт, в то время как при подаче бурильной колонны скорости спуска ничтожны (до 0,03 м/с), а мощность составляет 5–30 кВт. Естественно, что один и тот же механизм тормоза не может полностью удовлетворить всем требованиям в столь широком диапазоне мощностей, так как коэффициенты трения при низких скоростях нестабильны; поэтому для бурения в тяжелых условиях целесообразно использовать лебедки с устройствами, способными осуществлять тонкое регулирование скорости спуска и подачи при проходке.

В качестве главных тормозов буровых лебедок используют ленточные тормоза.

520

Тормоза буровых лебедок развивают большую мгновенную мощность, в результате чего выделяется большое количество теплоты и быстро нагреваются поверхности трения. В связи с этим хороший отвод выделяющейся теплоты при торможении – одно из важнейших качеств тормоза лебедки. Поэтому системы охлаждения должны быть спроектированы с учетом условий бурения и нагруженности тормозов с охлаждением водой или воздухом.

ЛЕНТОЧНЫЕ ТОРМОЗА

На рис. 15.24 приведена схема типового ленточного тормоза из двух тормозных лент, охватывающих тормозные шкивы барабана лебедки. Шкивы расположены с двух сторон барабана, тормозные ленты соединены одним концом с балансиром, который служит для равномерного распределения тормозного усилия между обеими лентами; другой конец лент соединен с коленчатым валом. На коленчатом валу слева находится рукоятка управления, а справа – рычаг, соединенный с пневматическим цилиндром, который увеличивает тормозное усилие.

Неподвижные концы лент закреплены на балансире, а подвижные,

Рис. 15.24. Типовой ленточный тормоз буровой лебедки:

1 - рукоятка тормоза; 2 - рычаг; 3 - тормозная колодка; 4 - фиксатор рычага; 5 - опора кривошипного вала тормоза; 6 - рычаги; 7 - кривошипный вал; 8 - пневмоцилиндр; 9 - пружинный шарнир крепления ленты; 10 - опора балансира; 11 - балансир; 12 - контргайка; 13 - тяга; 14 - поддерживающий ролик; 15 - тормозная лента

521

прикрепленные к шейкам коленчатого вала, при повороте его перемещаются, охватывают шкивы и прижимают колодки, осуществляя тем самым торможение. Управление тормозом осуществляют тормозной рукояткой, связанной с подвижными концами лент системой рычагов и кривошипным валом.

Кривошипный вал поворачивают либо рычагом управления, либо поршнем пневматического цилиндра. Для управления пневматическим торможением поворачивают рукоятку, которая должна находиться на тормозном рычаге.

Тормозной рычаг должен иметь угол поворота не более 90°, так как при длине рычага 1,0–1,2 м рабочий не может перемещать его на большой угол. Преимущество ленточных тормозов – простота их конструкции и прогрессивное увеличение тормозного момента по мере поворота рычага. На рис. 15.25 приведена зависимость мощности торможения от угла поворота ф рычага и перемещения As подвижных концов ленты. Конец тормозного рычага, согласно правилам Госгортехнадзора, при полном торможении должен находиться на расстоянии не менее 0,8–0,9 м от пола буровой, уменьшение хода рычага достигается регулировкой зазора между тормозными колодками лент и поверхностью шкивов. Рычаг должен перемещаться только в вертикальной плоскости.

Тормозные рычаги снабжены запирающимися устройствами (защелками), позволяющими оставлять тормоз надежно заторможенным, исключающим проскальзывание барабана и самопроизвольное опускание бурильной колонны.

Тормозной шкив представляет собой стальной литой цилиндрический обод шириной b = 0,15-0,3 м и диаметром Дт до 1,6 м с ребордой, при помощи которой он крепится к барабану лебедки. Эта же реборда служит для увеличения жесткости шкива. Сам шкив изнашивается быстрее, чем барабан, и должен быть сменным.

По конструктивному оформлению шкивы тормозов могут иметь весьма разнообразные исполнения. В большинстве случаев они литые. Конструкции с ребрами для воздушного охлаждения, отлитыми за одно целое со шкивом, можно использовать в условиях эксплуатации на севере. Шкивы с вставным литым алюминиевым ребристым барабаном для охлаждения широкого распространения не получили из-за сложности изготовления. Конструкции с камерами охлаждения можно успешно использовать в лебедках,

применяемых в районах с умеренным и жарким климатом при бурении с небольшим числом СПО.

Толщину шкивов 5 рассчитывают с учетом износа Д, допускаемого в пределах 0,4–0,5 его толщины. Ширина b должна быть на 5 – 10 мм больше ширины тормозных колодок.

Рис. 15.25. Зависимость мощности N торможения ленточного тормоза и перемещения As подвижного конца ленты от углового перемещения ср рычага:

А, Б - точки соответственно вертикального и горизонтального положения рычага

522

Ленту тормоза выполняют из стальной полосы шириной 0,15–0,3 м, толщиной 3 – 6 мм, облицованной с внутренней части тормозными колодками из фрикционного материала; колодки крепят к ленте болтами с потайными головками или стальными лепестками арматуры колодки. К обоим концам полосы приклепывают проушины для валиков, соединяющих ленту с балансиром и коленчатым валом.

Тормозные колодки изготавливают стандартных размеров из различных фрикционных материалов: тканые, из прессованного асбестового волокна с металлической сеткой или специальных пластмасс и других фрикционных материалов. Материал для изготовления тормозных колодок должен обладать высоким коэффициентом трения (0,4–0,5), большой прочностью, теплостойкостью, обеспечивать небольшой износ колодок и тормозного шкива и хороший отвод теплоты.

Тормозные колодки могут быть следующих типов: твердые прессованные и мягкие тканевые. Имеется также много различных промежуточных типов прессованно-тканевых колодок. Чем больше твердость колодок, тем меньше их износ, но тем быстрее изнашиваются тормозные шкивы. Мягкие тканевые колодки изнашиваются быстрее, но при этом износ тормозных шкивов меньше. Коэффициент трения мягких колодок обычно выше, чем твердых. Для лебедок глубокого бурения лучшими являются прессованные колодки средней твердости.

Для колодок применяют асбестокаучуковые материалы 6КХ-1 и рети-накс ФК-24А, в котором связкой служат фенолоформальдегидные смолы. Колодки из ретинакса можно применять при удельном давлении 5 – 6 МПа и скорости торможения 50 – 60 м/с. Теплостойкость поверхности этого материала до 1000 °С, по объему 400–600 °С. Твердость ретинакса НВ составляет 33, плотность р = 2-103 кг/м3.

Балансиры служат для создания равномерного распределения тормозного усилия между двумя лентами и обеспечения одновременности их работы. Без балансирующих устройств тормоза приходилось бы часто регулировать, однако и это не обеспечивало бы их равномерную нагрузку и происходил бы повышенный износ тормозных колодок. В буровых лебедках балансиры обязательны.

Балансир представляет собой простую конструкцию в виде стальной литой или сварной балки, прикрепленной к раме осью; на концах балансира смонтированы регулировочные болты, к которым крепятся тормозные ленты. Литые балансиры следует изготовлять из углеродистой стали.

Механизмы управления тормозами различных конструкций: с непосредственным или дистанционным управлением, с жесткими механическими связями. Наиболее просты и надежны рычажные механизмы: с рычагом, воздействующим непосредственно на коленчатый вал, с которым соединены тормозные ленты; с рычагом, воздействующим на систему промежуточных рычагов; с рычагом, воздействующим на системы с зубчатыми секторами с переменным передаточным отношением; с рычагом, воздействующим на эксцентрик, который приводит в движение систему рычагов, связанных с тормозными лентами, и др.

Во всех этих системах различными конструктивными средствами обеспечивают в начале торможения при небольшом повороте тормозного рычага большее перемещение тормозных лент и меньший выигрыш в силе торможения, а в конце торможения, наоборот, больший выигрыш в силе при меньшем перемещении лент.

523

Расчет главного тормоза. Рассмотрим усилия, действующие при торможении. В скважину спускают колонны разного веса с различными скоростями. Скорости спуска ограничиваются вспомогательным и главным тормозами. Торможение при остановке осуществляет только главный тормоз, который поглощает в этот момент всю энергию движущейся колонны и связанных с ней частей.

Усилие на крюке и в ведущей ветви каната при остановке зависит от времени и пути торможения, а также от возникающих при этом динамических сил. Так как время торможения ничем не ограничивается и зависит только от оператора, то во избежание возникновения чрезмерных динамических нагрузок, которые могут привести к обрыву каната, тормозное усилие F на ободе тормозов должно всегда создавать усилие на барабане меньше разрывного усилия каната в целом Rд, т.е. должно соблюдаться условие

7FD D D

R > т = z(F + F)т = kтzF т,

д D. ст д ^ ст ^

где Rд – в Н; z = 2 число тормозных лент; Дт – диаметр тормозного шкива, м; Dt – эффективный диаметр барабана, м; Fст – сила трения на ободе тормозного шкива при неподвижной колонне, Н; Fд – динамическая сила, Н; кт – коэффициент запаса торможения (правилами Госгортехнадзора установлен в пределах 1,5–2 при наибольшей нагрузке на крюке);

F ртДлт

ст

uD

Рт – суммарная статическая нагрузка на ветви талевого каната; r|т. с – КПД талевой системы и барабана при спуске; ит – число рабочих ветвей полиспаста.

Динамическая сила Fд, которая поглощает освобождающуюся во время торможения кинетическую энергию спускаемой колонны со скоростью vк.с, рассчитывается по формуле

р _ ^т Цт ^к.с Лт.с _|_ \ ' г ю Лт.с

д " 2Ф06г L, 2ф0 ,

2

где д – ускорение силы тяжести, м/с2; у1/" ^т.с – сумма инерционных

2Ф

сил барабана лебедки и связанных с ним движущихся элементов, Н; со

-1

угловая скорость барабана, с– ; / – момент инерции вращающихся частей, Н-м с2; ф0 = hк Щ Dт/Dt – путь торможения на ободе тормозного шкива, м; Лк = vк.с tт/2 = Vк.с/3 – путь крюка при торможении, м.

Для приближенных расчетов может быть принят прямолинейный закон изменения скорости при торможении; тогда время торможения, с,

где 10 – приведенный к валу барабана момент инерции вращающихся частей и движущейся колонны, Н-м-с2, I0 = Z / + mкvк2.с/co2; Мизб – избыточный момент тормоза, Н-м; шк – масса колонны и движущихся в ней частей, кг.

524

В буровых лебедках, рассчитанных на канаты определенного диаметра, нельзя произвольно применять канат меньшего или большего диаметра. В первом случае канат может быть оборван при резком торможении даже при правильном выборе диаметра по статической нагрузке. Во втором случае увеличится путь торможения из-за недостаточного тормозного момента, хотя прочность каната также соответствует расчетной нагрузке.

Значения коэффициента трения / тормозных накладок и шкива для различных пар трения приведены ниже.

Сталь – чугун всухую....................................................................................... 0,25 – 0,45 (до 0,5)

Сталь или чугун – феррадо или райбест всухую........................................ 0,35 – 0,45

Чугун – феррадо при обильной смазке........................................................ 0,08 – 0,1

Сталь – ретинакс ФК-24А всухую................................................................. 0,35 – 0,65

Сталь – ретинакс ФК-24А при обильной смазке........................................ 0,09 – 0,1

Чугун – порошковые металлические колодки всухую............................... 0,35 – 0,55

Тормоза буровых лебедок следует рассчитывать так, чтобы путь, проходимый крюком при торможении во время спуска, не превышал значения Лк, определяемого по зависимости Лк = vк.с/3, где vк.с – скорость спуска крюка, м/с.

Силы, действующие в рычажном механизме тормоза. В ленточных тормозах буровых лебедок набегающие концы ленты необходимо укреплять неподвижно к балансиру лебедки, а подвижные – к кривошипу, на который действует только меньшая сила натяжения ленты, создающая момент на тормозной рукоятке Мр и момент на рычаге пневмоцилиндра Мц, (Н-м); Мр + Мц = 2 Sсб r cos у, где г « 0,04-0,06 м – радиус кривошипа от неподвижного шарнира до точки крепления к подвижному концу ленты, м; у – угол поворота рычага; Sсб – натяжение сбегающей ветви талевого каната.

Подвижный конец ленты в момент полного торможения должен быть расположен под углом к оси кривошипа, близким к 90°. Этот тормозной момент уравновешивается моментами Мр и Мц, создаваемыми соответственно тормозной рукояткой и пневмоцилиндром; Мст < Мр + Мц.

Усилие на тормозной рукоятке при Мц = 0

Р = 2rSсбsinxV

р 7 О ,

г| У cos [3

где / – длина тормозного рычага, м (для ручного тормоза обычно / = = 1,2-1,6 м); г\ = 0,9-0,95 – КПД рычажной системы; р – угол между сбегающим концом ленты и осью кривошипа; \\i – угол между осью рычага и лентой (меняется от 80° перед началом торможения до 10–15° в конце торможения).

При ручном торможении длительное усилие рабочего на тормозной рукоятке должно быть до 250 Н. Максимальный момент, который должна развивать пневматическая система торможения, Мц > 0,8 Мст.

При спуске бурильной колонны в процессе проводки скважин выделяется значительное количество энергии, которая должна поглощаться тормозной системой буровой лебедки. При торможении эта энергия превращается в теплоту, которая вызывает сильный нагрев и приводит к быстрому изнашиванию тормозных колодок и шкивов. Одновременно с повышением температуры тормозных шкивов и колодок уменьшается коэффициент трения, что заставляет бурильщика увеличивать усилие на тормозной рукоятке и тем самым увеличивать давление на колодки, что ускоряет их износ.

525

При эксплуатации буровых лебедок без регулирующего тормоза тормозные колодки иногда срабатываются в течение одного-двух спусков бурильной колонны.

В процессе спуска происходит постоянное чередование периодов торможения и спусков колонны, периодов подъема ненагруженного элеватора и периодов пауз, причем вес спускаемой колонны за цикл увеличивается на вес одной свечи.

Главные тормоза рассчитывают по количеству выделяемой теплоты, за которое принимают количество теплоты, выделяемой в конце спуска на длину свечи колонны наибольшего веса. Меньший вес бурильной колонны в предыдущие моменты спуска в расчете не учитываются.

В буровых лебедках, рассчитанных на большие нагрузки и предназначенных для бурения глубоких скважин, целесообразно применять охлаждение тормозных шкивов.

ГИДРОДИНАМИЧЕСКИЕ ТОРМОЗА

Гидродинамические тормоза буровых лебедок, используемые для ограничения скорости спуска бурильных и обсадных труб в скважину, представляют собой лопаточное гидравлическое устройство, состоящее из вращающегося ротора и неподвижного статора, рабочая полость которых заполнена жидкостью. При вращении радиальные лопатки ротора отбрасывают жидкость от центра к периферии и направляют ее на лопатки статора. Пройдя по межлопаточным каналам статора, жидкость вновь попадает на лопатки ротора и таким образом устанавливается замкнутая циркуляция жидкости между ротором и статором.

Силы гидравлических сопротивлений, обусловленные трением жидкости в межлопаточных каналах и потерей напора на удары в вихревых зонах между лопатками ротора и статора, создают тормозной момент, противодействующий вращению ротора, значение которого зависит от диаметра и частоты вращения ротора и регулируется уровнем наполнения гидродинамического тормоза рабочей жидкостью. Механические потери, вызываемые трением в опорах и уплотнениях вала ротора, не оказывают существенного влияния на величину тормозного момента. Механическая энергия, поглощаемая в процессе торможения, превращается в теплоту и вызывает нагрев рабочей жидкости и деталей гидродинамического тормоза.

Допустимая температура нагрева зависит от физических свойств рабочей жидкости. При использовании воды температура нагрева не должна превышать 90 °С.

Ротор гидродинамического тормоза (рис. 15.26) состоит из вала 8 и отлитого из чугуна двухлопастного насосного колеса 5 с радиальными плоскими лопатками, наклоненными под углом 45° в сторону их рабочего вращения, совпадающего с направлением вращения барабана лебедки при спуске. Толщина лопаток определяется из требований литейного производства и в зависимости от диаметра ротора составляет 12–25 мм. Число лопаток принимается равным 20–28. Дальнейшее увеличение числа лопаток существенно не влияет на значение тормозного момента и приводит к неоправданному увеличению массы гидродинамического тормоза.

Для предохранения от проворачивания под действием крутящих моментов, передаваемых ротором, насосное колесо соединяется с валом ротора прессовой посадкой и шпонкой.

526

Рис. 15.26. Гидродинамический однороторный тормоз буровой лебедки

Статор 6 состоит из двух симметричных частей, образующих корпус гидродинамического тормоза со стойками 1 для крепления к раме буровой лебедки. Обе части статора отливают из чугуна. Они имеют радиальные лопатки, наклоненные в сторону, противоположную наклону лопаток насосного колеса. Вал 8 на роликоподшипниках 3, 9 и фланцевых стаканах 4 и 7 устанавливается в сквозных расточках статоров. Соосность отверстий обеспечивается центрирующим буртиком в соединении статоров. Стыкуемые плоскости статоров уплотняются паронитовой либо картонной прокладкой 13, затягиваемой крепежными болтами 12.

В рассматриваемой конструкции вал ротора устанавливается на роликовом радиальном и радиально-сферическом двухрядном подшипниках в отличие от более распространенных конструкций, в которых оба подшипника роликовые радиальные. Осевое положение вала фиксируется ради-ально-сферическим подшипником, наружное кольцо которого затягивается торцовой крышкой с регулировочной прокладкой, а внутреннее – закрепительной втулкой 2. Свобода противоположного конца вала обеспечивается перемещением роликов по беговой дорожке внутренней обоймы подшипника.

Осевые зазоры между ротором и статором составляют 4–4,5 мм и регулируются набором металлических прокладок, установленных между фланцевыми стаканами и наружными торцами отверстий статоров. Подшипники вала смазываются консистентной смазкой, набиваемой ручным шприцем через масленки. Для предупреждения утечек масла фланцевые стаканы и крышка снабжены щелевыми (жировыми) канавками. Выводной конец вала используется для сцепной муфты, соединяющей гидродинамический тормоз с подъемным валом буровой лебедки. Для уплотнения вращающегося вала применяются сальниковые и торцовые уплотнения.

Сальниковые уплотнения благодаря простоте и дешевизне более широко распространены и состоят из плетеной асбестопроволочной набивки A, промежуточной распорной втулки, грундбуксы и нажимных болтов с контргайками. Износ сальникового уплотнения контролируется по утечке рабочей жидкости через каналы 10. При чрезмерной утечке сальники равномерно подтягиваются нажимными болтами. Нельзя допускать перетяжки сальника, так как это приводит к перегреву и преждевременному выводу сальника из строя.

Для повышения долговечности сальники вала ротора регулярно смазываются графитовой смазкой, подаваемой через масленки. Смазка снижает коэффициент трения, и в результате этого уменьшаются нагрев и износ сальника. Сальниковую набивку осматривают и заменяют после снятия фланцевых стаканов. Для ускорения этих операций используются два болта, вставляемые в резьбовые отверстия фланца стакана. При ввинчивании болтов фланцевый стакан вместе с подшипником и крышкой снимают с вала ротора. Известны конструкции гидродинамических тормозов, в которых подшипники вала установлены на выносных опорах. В результате этого улучшается доступ для осмотра и замены сальниковых набивок, а подшипники вала полностью изолируются от рабочей жидкости. Недостаток этих конструкций – увеличение длины вала, вследствие чего для установки тормоза требуется соответствующее удлинение рамы лебедки.

В качестве рабочей жидкости обычно используют воду, поступающую из холодильника через патрубки 11 в кольцевые камеры статора. По радиальным и тангенциальным каналам A в теле и лопатках статоров вода на-

528

правляется в межлопаточные полости A тормоза. Тангенциально направленный поток способствует самовсасыванию, и поэтому поступающая из холодильника вода интенсивно перемешивается с горячей водой в полости тормоза, нагреваемой в результате торможения. Для увеличения проточных сечений тормоза часть лопаток ротора укорочена.

Из гидротормоза вода отводится в холодильник через верхний патрубок. Необходимый для этого напор создается углублениями на наружной цилиндрической поверхности ротора либо сужением радиального зазора между ротором и статором у верхнего патрубка, что достигается смещением фланцевых стаканов подшипников ротора относительно оси статора. После охлаждения жидкость самотеком переливается из холодильника в гидротормоз. Создаваемый тормозной момент зависит от уровня воды в холодильнике, устанавливаемого с помощью ступенчатых и бесступенчатых регуляторов.

Гидродинамический тормоз используется при спуске бурильных труб, когда вес колонны превышает 100–200 кН. При подъеме труб и спуске незагруженного элеватора гидродинамический тормоз необходимо отключать, так как его действие в этом процессе отрицательное. При подъемных операциях работа гидродинамического тормоза вызывает излишние затраты мощности и износ уплотнений и подшипников вала ротора, что сокращает срок службы тормоза. При спуске незагруженного элеватора скорость спуска уменьшается и в результате этого возрастает общая продолжительность спускоподъемных операций.

Для сокращения времени, затрачиваемого на частые включения и отключения, подъемный вал лебедки соединяется с валом гидродинамического тормоза посредством сцепных муфт. Наиболее эффективна фрикционная муфта, позволяющая оперативно соединять тормоз с лебедкой при спусках бурильных свечей.

Рассмотрим основы расчета и внешние характеристики гидродинамических тормозов (табл. 15.13).

Таблица 15.13

Техническая характеристика гидродинамических тормозов

Показатель
УТГ-1000
УТГ-1450
ТГ-1-1200
ШТГ-1-1200

Активный диаметр ротора, м
1000
1450
1200
1200

Число роторов
2
1
1
1

Максимальная частота вра-
500
400
400
400

щения ротора, об/мин

Тормозной момент, кН?м:

при 250 об/мин
20
110
45
45

максимально допустимый
50
170
50
50

Масса тормоза, кг
3306
5200
3600
2730

Габариты тормоза, мм:

высота
1590
1870
1750
1810

ширина
–
1680
1610
1575

длина
1435
1533
1090
1138

Регулирование наполнением
Ступе
нчатое
Бесступ
енчатое

Полезный объем регулятора
0,4
0,8
0,52
0,5

уровня воды, м3

Масса регулятора, кг
245
426
328
215

Габариты регулятора, мм:

высота
1950
2466
1925
1750

ширина
478
1094
950
910

длина
–
1062
1400
1075

П р и м еч а н и е. Обозна
чения: УТГ –
гидродинамический тормоз
Уралмашзавода:

ТГ – гидродинамический торм
оз ВЗБТ; ШТГ
– гидродинамический тормоз з
авода им. лейт.

Шмидта.

529

Гидродинамические тормоза характеризуются внутренним и внешними показателями. К внутренним показателям относятся расход и напор рабочей жидкости, циркулирующей в межлопаточной полости гидродинамического тормоза. Гидравлическая мощность, тормозной момент и угловая скорость – внешние показатели гидродинамического тормоза.

Гидравлическая мощность тормоза (в Вт)

N = pgQH,

где 2 – плотность рабочей жидкости, кг/м3; д – ускорение силы тяжести, м/с ; Q – расход рабочей жидкости, равный объему рабочей жидкости, протекающему через лопастную систему в единицу времени, м3/с; Н – напор рабочей жидкости, м.

Тормозной момент, создаваемый гидродинамическим тормозом (в Н-м)

Мт = рдН/ю,

где со – угловая скорость, с-1.

Для практических расчетов и изучения внешней характеристики гидродинамических тормозов пользуются формулами тормозного момента, известными из теории лопастных гидромашин:

Мт = Гм p(D5 - d5)co2;

Мт = Kp(D5 - d5)co2,

где Хм и 100 Х'м – коэффициент гидравлического момента; D – наружный диаметр образующегося при вращении ротора кольца жидкости, принимаемый равным диаметру ротора, м; d – внутренний диаметр кольца жидкости, зависящий от уровня наполнения тормоза, м; п – частота вращения ротора, об/мин.

Коэффициент гидравлического момента X определяется экспериментально и является безразмерной величиной, зависящей от формы рабочей полости, геометрических параметров и числа лопаток гидродинамического тормоза. С увеличением X возрастает тормозной момент гидродинамического тормоза при одинаковых диаметре и частоте вращения его ротора.

Коэффициенты гидравлического момента рассматриваемых тормозов при полном наполнении приведены ниже.

УТГ-1000.................................. 0,32

УТГ-1450.................................. 0,27

ТГ-1200.................................... 0,29

ШТГ-1 -1200............................. 0,29

Как видим, тормозной момент изменяется в зависимости от внутреннего диаметра водяного кольца и частоты вращения ротора. При полном наполнении величина а снижается до минимума и тормозной момент достигает наибольших значений. По мере опорожнения гидродинамического тормоза внутренний диаметр водяного кольца увеличивается, что приводит к снижению тормозного момента. Общий недостаток гидродинамических тормозов – уменьшение тормозного момента с понижением частоты вращения ротора. При неподвижном роторе (п = 0) тормозной момент равен нулю. Из этого следует, что гидродинамический тормоз не способен затормозить лебедку до полной ее остановки.

Внешней характеристикой гидродинамического тормоза называют зависимость тормозного момента от частоты вращения ротора при постоян-

530

ном уровне наполнения. Внешняя характеристика тормоза графически изображается квадратичной параболой, проходящей через начало координат.

Гидродинамические тормоза рассчитываются по различным методикам. Наиболее простой и доступный расчет – методом подобия, обеспечивающим достаточно точное совпадение расчетных и фактических характеристик. При расчетах по методу подобия ориентируются на испытанные конструкции гидродинамических тормозов с известными значениями коэффициента X. В качестве характерного размера гидродинамического тормоза выбирают диаметр ротора. При полном наполнении тормозной момент с достаточной точностью определяется формулой

Iт = К р D5 n2.

В случае изменения диаметра ротора тормозной момент подобного тормоза

M' = M(D'/D)5,

где I' и D – тормозной момент и диаметр нового тормоза; I и D – тормозной момент и диаметр прототипа.

При изменении плотности рабочей жидкости тормозной момент можно рассчитывать, пользуясь уравнением подобия

M' = M р'/р,

где р' – измененная плотность рабочей жидкости.

При использовании гидродинамического тормоза со ступенчатым регулятором уровня скорость спуска по мере увеличения веса колонны труб снижается по непрерывно-ступенчатой кривой. Для более полного использования ленточных тормозов необходимо увеличить число переливных клапанов на холодильнике. Бесступенчатые холодильники обеспечивают плавное изменение скорости спуска, и благодаря этому при заданном запасе торможения продолжительность пуска колонны труб сокращается до минимума.

ЭЛЕКТРОМАГНИТНЫЕ ТОРМОЗА

Электромагнитные тормоза, применяемые в буровых лебедках, делятся на индукционные и порошковые.

Электромагнитный тормоз с водяным охлаждением модели ЭМТ-4500-У1 (в дальнейшем именуемый тормоз) предназначен для интенсивного торможения при спуске бурильного инструмента и колонны обсадных труб. Тормоз установлен на раме буровой лебедки и рассчитан для работы в районах умеренного климата при температуре воздуха от +40 до –40 °С и относительной влажности 80 % при 20 °С, во взрывобезопасной среде, не содержащей агрессивных газов и паров, разрушающих металл и изоляцию. Техническая характеристика

Номинальный тормозной момент (при i = 225-^500 об/мин), кН-м...................... 45,0

Максимальный кратковременный (до 10 с) тормозной момент, кН-м................... 57,0 – 60,0

Номинальный ток возбуждения, А............................................................................... 135

Максимальный кратковременный (не более 10 с) за один цикл ток возбуждения, А.................................................................................................................................. 180

531

Номинальное напряжение возбуждения, В ................................................................. 120

Частота вращения, об/мин ............................................................................................. 500

Направление вращения ................................................................................................... Произвольное

Маховой момент якоря без воды, кН?м2 ...................................................................... 14,4

Масса тормоза, кг ............................................................................................................ 6300

Исполнение ........................................................................................................................ Брызгозащи-щенное

Тормоз (рис. 15.27) состоит из следующих основных узлов: статора 1, якоря 2, подшипниковых щитов 3, 4, водораспределительной коробки 5. Статор выполнен из пяти колец, каждое из которых имеет по 30 когтеоб-разных полюсов. Кольца изготовлены двух видов: с Т-образным (три кольца) и Г-образным (два кольца) полюсами и скреплены так, что полюсы одного кольца входят в паз другого. Между кольцами в специальных пазах размещены катушки возбуждения 6, выводные концы которых подсоединены к клеммной колодке. Для стока конденсата в нижней части статора под катушками возбуждения предусмотрены дренажные отверстия 8 с пробкой 7. В полости цилиндра выполнены два отверстия – входное 10 и выходное 11.

Якорь представляет собой сварную конструкцию, в которой два цилиндра концентрично сварены между собой и с помощью щитов приварены к ступице, размещенной на валу. Полость между цилиндрами по окружности разделена на четыре отсека. В каждом отсеке на внутреннем ци-

Рис. 15.27. Электромагнитный тормоз ЭМТ-4500-У1

532

линдре имеется по два отверстия – входное и выходное. Со стороны водораспределительной коробки вал имеет концентрично расположенные входные, центральный сквозной – выходной каналы. В центральный канал встроена труба 9, через которую подается воздух в шинно-пневматическую муфту. Полость, образованная трубой и каналом вала, служит для прохождения охлаждающей воды. Каналы вала соединены с отверстием якоря шланговыми соединениями. На вал якоря насажены два роликоподшипника, с помощью которых якорь опирается на подшипниковые щиты. Подшипниковые щиты сварные. На щите 3 имеется плата для установки тахо-генератора.

Водораспределительная коробка представляет собой цилиндрическую камеру, разделенную внутри на два отсека – входной и выходной. Принцип тормоза основан на том, что при подаче постоянного напряжения на катушки возбуждения появляется магнитный поток статора. Последний благодаря многополюсному исполнению статора индуктирует в массиве вращающего якоря вихревые токи.

Взаимодействие вихревых токов якоря с магнитным потоком создает тормозной момент. Путем регулирования тока возбуждения можно плавно изменять величину тормозного момента, при этом вся энергия торможения превращается в тепло, которое уносится охлаждающей водой.

Порошковые тормоза отличаются от индукционных тем, что воздушный зазор между станиной и якорем заполнен ферромагнитным порошком, повышающим магнитную проницаемость зазора и в результате этого величину создаваемого тормозного момента. Кроме того, посредством порошка образуется механическая связь между станиной и якорем тормоза и благодаря этому частота вращения не влияет на величину тормозного момента.

Механические характеристики электромагнитных тормозов выражают зависимость тормозного момента от частоты вращения при заданном токе возбуждения.

При i = 0 тормозные моменты индукционного и гидродинамического тормозов равны нулю. Поэтому в отличие от порошкового тормоза они не могут быть использованы для полной остановки и удержания груза на весу.

С увеличением частоты вращения тормозной момент индукционного тормоза возрастает быстрее, чем гидродинамического.

Таблица 15.14

Техническая характеристика индукционных и порошковых тормозов

Показатель
ЭМТ-4500
ЭМТ-7500
ЭМТ-10 000
ТЭП-4500
ТЭП-4500

Тормозной момент,

кН?м:

номинальный
45
75
100
45
75

пусковой
60
95
120
60
80

остаточный
–
–
–
0,45
–

Номинальная частота
500
500
200
500
500

вращения, об/мин

Напряжение возбужде-
120
120
127
127
127

ния, В

Мощность возбуждения,
10,2
17,0
29,0
3,0
3,5

кВт

Сопротивление обмотки
0,695
3,05
–
18,2
9,0

возбуждения, Ом

Ток возбуждения номи-
135
72
–
10
12,0

нальный, А

Масса, кг
5300
9100
8600
4200
6500

533

У гидродинамического тормоза момент может изменяться за счет уровня наполнения жидкостью, у электромагнитных это достигается за счет изменения тока возбуждения. При отсутствии тока в обмотке возбуждения тормозной момент равен нулю. С увеличением тока в обмотке возбуждения пропорционально возрастает момент. Указанная особенность электромагнитных тормозов облегчает их управление и создает возможность автоматизации процесса спуска инструмента.

Техническая характеристика индукционных (ЭМТ) и порошковых (ТЭП) тормозов отечественных лебедок приведена в табл. 15.14.

Тормозной момент электромагнитных тормозов выбирается согласно следующим условиям:

для индукционных тормозов Мт > Мст;

для порошковых тормозов Мт > Мст + Мин, где Мт – номинальный тормозной момент выбираемого тормоза; Мст – статический момент вращения от веса наиболее тяжелой колонны труб; Мин – вращающий момент от действия инерционных сил при наибольшей массе колонны труб и угловом замедлении е.

15.12. ОБЪЕМ СПУСКОПОДЪЕМНЫХ ОПЕРАЦИЙ

Продолжительность и число циклов нагружения подъемного механизма буровой установки зависят от объема спускоподъемных операций, который определяется суммарной длиной труб, спускаемых в скважину и поднимаемых из нее за все рейсы, выполняемые в процессе бурения до конечной глубины:

где sспо – объем спускоподъемных операций, м; sсп и sп – длина труб, спускаемых и поднимаемых за все рейсы.

В каждом рейсе, связанном со сменой долота, из скважины поднимают и спускают в нее одинаковое количество труб, длина которых равна текущей глубине забоя скважины. Длина труб, спускаемых или поднимаемых за все рейсы

s = sсп = sп = L1 + L2 + … + Lz + … + Lк = 'кjLz,

где L1, L2, …, Lz – текущие глубины забоя скважины по порядковым номерам рейсов; Lк – конечная глубина скважины; zк – номер конечного рейса.

Текущая глубина скважины зависит от проходки на долото:

h = Т – Т

IlZ LZ LZ–1,

где hz – проходка на долото в z-м рейсе; Iz-1, Lz – глубина скважины соответственно при (z – 1)-м и z-м рейсах.

Проходка на долото и число рейсов, определяющие объем спускоподъемных операций, зависят от глубины скважины и физико-механических свойств разбуриваемых пород, стойкости используемых долот, эффективности режимов бурения и других факторов, обусловленных технологией и техникой бурения. На рис. 15.28 приведен график, на оси абсцисс которого

534

Рис. 15.28. График рейсов и кривая проходки

откладываются порядковые номера рейсов, а на оси ординат – значения глубины забоя скважины. Линия, соединяющая координаты полученных точек, называется кривой проходки. Фактическая кривая проходки /, построенная по промысловым данным, представляет собой ломаную линию.

В теоретических расчетах пользуются корреляционными зависимостями, полученными путем подбора эмпирических формул. В результате рассмотрения статистических данных, полученных при бурении глубоких скважин в различных геологических районах, установлено, что кривые проходки с достаточной точностью описываются формулой

U = Az™,

где А и ш – опытные коэффициенты.

Значения опытных коэффициентов выбирают из условия равенства сумм глубин забоя скважины за все рейсы по фактической / и теоретической 2 кривым проходки (см. рис. 15.28).

Коэффициенты А и ш имеют значения: А > 1; 0 <ш< 1. При ш = 1 кривая проходки выражается линейной зависимостью, а объем спуско-подъемных операций минимален. Уменьшение коэффициента ш указывает на возрастание объема спускоподъемных операций.

Пользуясь приведенной выше формулой и опытными значениями коэффициентов А и ш, можно определить:

ожидаемый объем спускоподъемных операций при бурении скважины заданной глубины

sспо = 2s = 2Lк zк(m + 1);

проходку на долото за z-й рейс hz = Lz – Lz-1 = Az"1 – A(z – 1)ш = A[z™ – (z – 1)™];

число рейсов за период бурения скважины до конечной глубины

zк = (Lк/A)1/m;

среднюю проходку на долото

Лср = Lк/zк = A1/m/L(1кm)/m.

535

15.13. КИНЕМАТИКА ПОДЪЕМНОГО МЕХАНИЗМА

Задача кинематики состоит в определении скоростей и ускорений подъемного механизма. Заданными величинами являются высота подъема, оснастка и размеры звеньев подъемного механизма, частота вращения и характеристика используемого двигателя.

При спускоподъемных операциях высота подъема h несколько превышает длину бурильной свечи l (здесь h ? 1,02l). Это обусловлено возможностью установки бурильной колонны на клинья либо элеватор. При спуске бурильная колонна приподнимается для освобождения клиньев либо элеватора, поэтому перемещения при спусках и подъемах бурильных свечей примерно одинаковые.

Изменения скорости за время подъема и спуска одной свечи изображаются тахограммой. Для подъемных механизмов характерна трехпериод-ная тахограмма подъема, имеющая трапецеидальную форму (рис. 15.29). В первый период происходит разгон барабана лебедки, чему соответствует ускоренное движение крюка со скоростью, возрастающей от нуля до начальной установившейся vн.у. Характер изменения скорости крюка в период разгона зависит от привода лебедки и навыков управляющего ею бурильщика. Режим разгона буровой лебедки существенно не влияет на продолжительность подъема. Однако для снижения динамических нагрузок ускорение при разгоне должно быть минимальным. При линейном нарастании скорости, как показано на рис. 15.29, имеем

a1 = dv|dt = tg ? = const; vн.у = a1t1; h1 = vн.у t1 ускорение крюка при разгоне, м/с2;

a1t12/2,

где a1 – скорости;

н.у

? – угол наклона кривой начальная установившаяся скорость крюка, м/с; h1 – путь

крюка в период разгона, м; t1 – продолжительность разгона, с.

Второй период соответствует установившемуся движению крюка, при котором двигатель и барабан лебедки вращаются с постоянной частотой. Скорость подъема и период установившегося движения

vу = ? Dz nдв/60 iтр iт.с,

где Dz – диаметр навивки каната на барабан лебедки, м; iт

передаточ-

ное число трансмиссии лебедки; ханизма.

'т

кратность оснастки подъемного ме-

Рис. 15.29. Тахограмма подъема

_

536

Вследствие изменения диаметра навивки при переходе каната на каждый последующий слой на тахограмме скорость подъема в период установившегося движения изображается ступенчатой прямой линией. В кинематических расчетах пользуются средней установившейся скоростью подъема

ус.у = (Vн.у + Ук.у)/2,

где vк.у – конечная установившаяся скорость подъема крюка, определяемая по диаметру последнего (конечного) слоя навивки каната.

Средняя установившаяся скорость подъема рассчитывается также по среднему диаметру навивки каната на барабан лебедки

vс.у = п Dср лдв/60 /тр /т.с.

Исходя из средней установившейся скорости, для второго периода подъема

а2 = 0; vс.у = const; h2 = vс.у h,

где а2 – ускорение крюка, м/с2; t2 – продолжительность установившегося движения, с; h2 – путь крюка за период установившегося движения, м.

В третий период происходит торможение буровой лебедки, при котором конечная установившаяся скорость подъема снижается до нуля. При линейном изменении скорости торможения

а3 = const; vк.у = а3?3; Л3 = vк.у k/2 = a3t3/2,

где а3 – замедление крюка при торможении, м/с2; vк.у – скорость крюка в начале торможения, м/с; t3 – продолжительность торможения, с; Л3 – путь крюка в период торможения, м. Продолжительность подъема

t = t1 + t2 + t3.

Для расчета продолжительности подъема на заданную высоту пользуются средней скоростью подъема, учитывающей изменение скорости крюка в период разгона и торможения лебедки:

t = h/vср.

Средняя скорость на тахограмме подъема определяется из следующего равенства:

^ср t = vс.у(t + t2)/2,

откуда

f + f2 f + f-(f1+f3) f1_f1+f3

Последняя формула показывает, что средняя скорость крюка меньше средней установившейся скорости подъема. На рис. 15.29 средняя скорость крюка выражается высотой прямоугольной тахограммы, площадь которой равна площади действительной трапецеидальной тахограммы, имеющей общее с ней основание. Прямоугольная тахограмма является расчетной и на практике неосуществима, так как при этом ускорение и замедление достигают бесконечности: а = tg 90° = оо.

Отношение средней установившейся скорости к средней скорости крюка называют коэффициентом заполнения тахограммы: X = vс.у/vср > 1.

537

Пользуясь коэффициентом X, продолжительность подъема на заданную высоту можно определять по формуле

t = \л / \т = \л \ / v

Коэффициент заполнения тахограммы зависит от типа привода подъемного механизма, скорости и высоты подъема крюка. Согласно опытным данным Уралмашзавода, указанная зависимость описывается формулой

2

h

В зависимости от типа используемого привода с = 2,4 – для электрического, дизель-электрического и газотурбоэлектрического; с = 3,6 – для дизель-гидравлического и газотурбинного; с = 4,8 – для дизель-механического.

Средняя скорость спуска

Vср.сп = Уmax сп/Хсп,

где Vmax сп – максимальная скорость, достигаемая за период спуска; Хсп – коэффициент заполнения тахограммы при спуске.

В практических расчетах согласно рекомендациям Уралмашзавода максимальная скорость спуска принимается в зависимости от длины свечи /.

/, м................. 18 24 27 36

Vmaх, м/с ....... 2,5 2,9 3,1 3,6

Коэффициенты заполнения тахограммы: Хсп = 2 – при свободном спуске; Хсп = 1,5 – при использовании вспомогательного тормоза.

15.14. ДИНАМИКА ПОДЪЕМНОГО МЕХАНИЗМА

Динамические нагрузки в подъемном механизме буровых установок возникают при спускоподъемных операциях вследствие действия ускорения или замедления, а также упругих колебаний, создаваемых во время переходных процессов. Источники динамических нагрузок – толчки и удары, возникающие при подхвате колонны труб и переходах талевого каната на последующий слой навивки, а также из-за зазоров и монтажных смещений в сочленениях узлов и деталей подъемного механизма и его привода.

На динамику спускоподъемных операций значительно влияет состояние ствола скважины. Всевозможные уступы и каверны препятствуют равномерному движению колонны труб в скважине, поэтому в подъемном механизме возникают динамические нагрузки случайного характера. Систематическими являются динамические нагрузки, возникающие в период разгона и торможения лебедки. При прочих одинаковых условиях уровень динамических нагрузок, возникающих в процессе подъема, зависит от пусковых свойств двигателей и упругости системы, включающей силовые передачи, лебедку, талевый канат, вышку и колонну поднимаемых труб.

При спуске динамические нагрузки зависят от снижения скорости, регулируемой вспомогательным и основным тормозами лебедки, а также от упругости талевого каната, вышки и колонны спускаемых труб. Различие в

538

Таблица 15.15

Нагрузка на крюке, кН
Скорость подъема крюка, м/с
Коэффициент динамичности Kд

150– 250
250– 700
700– 1200
1200– 1800
1800– 2000
1,32 1,12– 0,99 0,58– 0,56 0,40– 0,38 0,17– 0,16
2,00– 1,88 1,88– 1,43 1,43– 1,22 1,22– 1,05 1,05– 1,03

источниках и характере переходных процессов, распределении масс и упругости включаемых систем обусловливает количественные и качественные отличия динамических процессов, наблюдаемых в подъемном механизме буровых установок при подъеме и спуске колонны труб.

Опытный коэффициент динамичности учитывает динамические нагрузки в подземном механизме буровых установок

Kд = (?ст + ?д)/?ст,

где ?ст – статическая нагрузка от собственного веса колонны труб и подвижной части талевого механизма; ?д – динамическая нагрузка.

В результате экспериментальных исследований установлено, что коэффициент динамичности для отдельных звеньев и деталей подъемного механизма буровых установок изменяется от 1,02 до 2 в зависимости от скорости подъема, определяемой мощностью привода буровой лебедки и массой поднимаемой колонны. По мере увеличения массы колонны труб скорость подъема уменьшается и при этом снижается коэффициент динамичности.

Динамические нагрузки в звеньях подъемного механизма достигают наибольших значений в период подхвата колонны труб с ротора при подъеме и в начале торможения лебедки при спуске. В табл. 15.15 приведены коэффициенты динамичности для неподвижной ветви талевого каната, полученные по результатам инструментальных измерений на буровой установке Уралмаш.

16 ОБОРУДОВАНИЕ СИСТЕМЫ ГЛАВА ПРОМЫВКИ СКВАЖИН

16.1. БУРОВЫЕ НАСОСЫ

В системе промывки скважин буровые насосы предназначены для следующего: нагнетания в скважину промывочной жидкости с целью очистки забоя и ствола от выбуренной породы (шлама) и выноса ее на дневную поверхность; охлаждения и смазки долота; создания гидромониторного эффекта при бурении долотами с насадками; приведения в действие забойных гидравлических двигателей.

К буровым насосам предъявляют следующие основные требования: подача бурового промывочного раствора должна быть регулируемой в пределах, обеспечивающих эффективную промывку скважины;

539

мощность насоса должна быть достаточной для промывки скважины и привода забойных гидравлических двигателей;

скорость промывочной жидкости на выходе из насоса должна быть равномерной для устранения инерционных нагрузок и пульсаций давления, вызывающих осложнения в бурении, дополнительные энергетические затраты и усталостные разрушения;

насосы должны быть приспособлены для работы с абразиво- и масло-содержащими коррозионно-активными промывочными растворами различной плотности;

узлы и детали, контактирующие с промывочным раствором, должны обладать достаточной долговечностью и быть приспособленными к удобной и быстрой замене при выходе из строя;

крупногабаритные узлы и детали должны быть снабжены устройствами для надежного захвата и перемещения при ремонте и техническом обслуживании;

узлы и детали приводной части должны быть защищены от промывочного раствора и доступны для осмотра и технического обслуживания;

насосы должны быть приспособлены к транспортировке в собранном виде на далекие и близкие расстояния и к перемещению волоком в пределах буровой;

конструкция насосов должна допускать правое и левое расположение двигателей насосного агрегата;

надежность и долговечность насосов должны сочетаться с их экономичностью и безопасностью эксплуатации.

Технические условия на изготовление буровых насосов регламентируются ГОСТом.

С ростом глубины бурения значительно увеличиваются и мощности буровых насосов. Освоены и намечаются к производству новые модели буровых насосов, отвечающие возросшим требованиям бурения. Буровые насосы непрерывно совершенствуются: повышаются надежность и долговечность, снижается масса и сокращаются материальные и трудовые затраты на их изготовление, эксплуатацию и ремонт. Это обусловило широкую номенклатуру моделей и модификаций буровых насосов, используемых в отечественной и зарубежной практике бурения эксплуатационных и разведочных скважин.

Рабочие органы буровых насосов преимущественно выполняются в виде поршней. Наиболее распространены двухпоршневые насосы двустороннего действия, на смену которым в последние годы приходят трех-поршневые насосы одностороннего действия. В насосах двустороннего действия жидкость перемещается в поршневой и штоковой полостях и за один двойной ход поршня совершаются два цикла всасывания и нагнетания. При одностороннем действии жидкость перемещается в поршневой полости рабочей камеры и за один двойной ход совершается один цикл всасывания и нагнетания.

В буровых насосах используются самодействующие пружинные клапаны тарельчатой конструкции. Всасывающие и нагнетательные клапаны взаимозаменяемы. Оси поршней параллельны и располагаются в горизонтальной плоскости по одну сторону от привода насоса. Ведущее звено буровых насосов, сообщающее движение поршням, выполняется в виде вращающегося эксцентрикового, кривошипного, пальцевого либо коленчатого вала.

540

Ведущий вал приводится от трансмиссионного вала насоса посредством цилиндрической зубчатой пары. Промывочная жидкость перемещается по одноступенчатой и однопоточной схеме, через общую приемную линию и один отвод. Подача насоса изменяется с помощью сменных цилиндровых втулок либо изменением числа ходов насоса. Пульсации давления, вызываемые неравномерной скоростью поршней, снижаются до практически приемлемого уровня при помощи пневматических компенсаторов. В буровых насосных агрегатах используются преимущественно электродвигатели и дизели, вращение которых передается трансмиссионному валу насоса клиноременной либо цепной передачей.

ДВУХЦИЛИНДРОВЫЕ ПОРШНЕВЫЕ БУРОВЫЕ НАСОСЫ

Кинематическая схема бурового насоса двухстороннего действия приведена на рис. 16.1, а компоновка узлов – на рис 16.2. Эти буровые насосы горизонтальные, поршневые, двухцилиндровые, двойного действия, состоят из гидравлической и приводной частей, смонтированных на общей раме. Гидравлическая часть насоса У8-6М состоит из следующих основных узлов: двух литых стальных гидравлических коробок, соединенных между собой снизу приемной коробкой, а сверху корпусом блока пневматических компенсаторов. Приемная коробка насоса соединяет всасываемую трубу со всасывающими клапанами (рис. 16.3). Внутри гидравлических коробок устанавливают сменные цилиндровые втулки (рис. 16.4, 16.5), внутренний диаметр которых выбирают в зависимости от требуемого давления и подачи насоса. Наружные размеры всех втулок одинаковы.

Рис. 16.1. Кинематическая схема бурового насоса двухстороннего действия: 1 - приводной шкив двигателя; 2 - клино-ременная передача; 3 - трансмиссионный вал; 4 - эксцентрик; 5 - зубчатая передача; 6 - ползун; 7 - всасывающий компенсатор; 8 - нагнетательный клапан; 9 - поршень; 10 - гидравлическая коробка; 11 - всасывающий клапан; 12 - компенсатор нагнетательного трубопровода

541

Рис. 16.2. Буровой насос двухстороннего действия:

1 - поршень; 2 - цилиндровая втулка; 3 - крышка цилиндра; 4 - упорный стакан; 5 - нагнетательный клапан; 6 - корпус клапанной коробки; 7 - надставка штока; 8 - шток; 9 - сальниковое уплотнение штока; 10 - корпус насоса; 11 - трансмиссионный вал; 12 - коренной вал; 13 – ведомая головка шатуна; 14 - шатун; 15 - ползун; 16 - направляющие ползуна

Рис. 16.3. Клапан насоса в сборе:

1 - втулка; 2 - пружина; 3 - тарелка

клапана; 4 - седло в сборе

С целью повышения сроков службы втулок внутренняя поверхность их подвергается термической обработке. Цилиндровые втулки насоса уплотняются путем установки между буртиком цилиндровой втулки 1 и стаканом 4 двух комбинированных уплотнений 2, разделенных стальным кольцом 3 (см. рис. 16.5). Кольцо имеет по наружному и внутреннему диаметрам проточки с отверстиями. В случае износа уплотнения через специальное отверстие в гидравлической коробке раствор должен вытекать наружу, что и явится сигналом о неисправности уплотнения цилиндровой втулки. Цилиндровые втулки закрепляются с помощью стакана 5 и крышки 7 подтягиванием гаек 8. Цилиндровая крышка 7 уплотняется при помощи самоуплотняющихся манжет 6 и 9. Подтяжка уплотнения 2 цилиндровой втулки производится с помощью болта 10.

В цилиндровых втулках перемещаются поршни (рис. 16.6). Поршень состоит из сердечника с конической расточкой и привулканизированных к нему двух резиновых манжет. Поршень 13 насажен на конический хвостовик штока 14 и крепится к нему с помощью гайки 12 и контргайки 11 (см. рис. 16.5). Шток (рис. 16.7) соединен с надставкой штока (рис. 16.8), резь-

Рис. 16.4. Цилиндровая втулка насоса У8-6М

543

5 4

7 6

Рис. 16.5. Уплотнение цилиндровых втулок насоса У8-6М

Рис. 16.6. Поршень насоса: 1 - сердечник; 2 - уплотнение

Рис. 16.7. Шток поршня насоса

544

Рис. 16.8. Шток ползуна насоса

бовой конец которой ввинчен в корпус ползуна. При вращении эксцентрикового вала насоса через шатуны, ползуны и штоки поршни получают возвратно-поступательное движение. Для увеличения износостойкости штоков их рабочая поверхность закаливается. Уплотнение (рис. 16.9) состоит из корпуса 4, направляющей втулки 6, упорного резинового кольца 3, четырех уплотнительных резиновых колец 5, упорного кольца 1 и второй направляющей втулки 2. Направляющие втулки и упорное кольцо изготовляют из

Рис. 16.9. Уплотнение штока насоса

545

капролита. Упорное кольцо поджимается при помощи прижимной втулки 7 через фланец 9. Подтяжка уплотнения производится при неработающем насосе с помощью гаек 10 и шпилек 8. Для увеличения долговечности уплотнения штоки смазываются и охлаждаются жидким маслом. Масло подается на штоки насосом.

Привод насоса осуществляется от трансмиссионного вала. Соединение гидравлической коробки с корпусом герметизируется самоуплотняющейся манжетой и резиновым кольцом. Для того чтобы предотвратить попадание бурового раствора в приводную часть насоса, создано специальное уплот-нительное устройство. Глинистый раствор может быть внесен в приводную часть надставкой штока, поэтому имеется уплотнение сальникового типа. Манжеты обжимают надставку штока и не дают возможности вносить буровой раствор в приводную часть.

Приводная часть насоса состоит из узлов коренного вала (рис. 16.10) трансмиссионного вала (рис. 16.11) и ползуна (рис. 16.12), установленных в

Рис. 16.10. Узел коренного вала

546

Рис. 16.11. Трансмиссионный вал

литой чугунной станине. Коренной вал (см. рис. 6.10) выполнен в виде сварно-литой конструкции и состоит из двух эксцентриков 2, зубчатого венца 1 и вала 3. Зубчатый венец 1 напрессован на эксцентрики 2. Вал установлен на четырех конических подшипниках 4. Подшипники помещены в стаканах 6. Регулировка подшипников производится при помощи прокладок 5. Подшипники смазываются пружинными тавотницами. Эксцентрики коренного вала смещены относительно друг друга на угол 90° и имеют эксцентриситет 200 мм. На эксцентрике 2 посажены по два конических роликоподшипника 7. Эксцентриситет обеспечивает ход поршня 400 мм. Подшипники вала смазываются тем же маслом масляной ванны, находящейся в картере корпуса, что и зубчатое зацепление, с помощью разбрызгивания от зубчатой пары. Трансмиссионный вал приводит во вращение коренной вал при помощи косозубой шестерни 5 (см. рис. 16.11). Шестерня выполнена заодно с валом, который установлен на двухрядных сферических роликовых подшипниках 4, помещенных в стаканах 3. С помощью резинового кольца 2 уплотняется крышка стакана подшипников. Специальное уплотнение 6 предотвращает вытекание смазки из подшипников. Консистентная смазка подается в подшипники пружинными тавотницами 1. Плавающий подшипник имеет тепловой зазор для расширения. Оба конца трансмиссионного вала сделаны одинаковыми, что позволяет монтировать насос с пра-

547

3 4 Рис. 16.12. Ползун

вым и левым расположением привода. Свободный конец вала защищается кожухом. Шкив крепится на конце вала шпонками и двумя стяжными болтами. На рис. 16.12 показан поперечный разрез ползуна по кольцу шатуна. Ведущие головки шатунов установлены на конических роликоподшипниках, которые, в свою очередь, насажены на эксцентрики. Малые головки шатунов 3 соединены с ползуном 1 при помощи цилиндрических пальцев 2 и подшипников скольжения 5. Подшипники 5 смазываются через отверстия в малой головке шатуна. К этим отверстиям из масляной камеры подводится масло. Масляная камера крепится к корпусу станины над ползуном. Корпус ползуна 1 изготовляют из стали марки 35Л. Сменной деталью ползуна является чугунная накладка 4. Направляющие накладки корпуса ползуна смазываются маслом, которое подается самотеком из камеры. Масло в эту камеру попадает путем разбрызгивания от зубчатой передачи. Осмотр зубчатого зацепления и заливка масла в ванну производятся через специальный лоток. Для контроля уровня масла имеется маслоуказатель, для слива масла предусмотрены специальные резьбовые отверстия диаметром 75 мм.

Для подогрева масла в зимнее время в ванну станины может быть вмонтирован подогреватель. Станина насоса крепится к его раме восемью болтами. Для удобства транспортировки рама насоса выполнена в виде салазок.

Блок пневмокомпенсатора насоса (рис. 16.13) предназначен для снижения величины колебаний давления в напорном трубопроводе. Он состоит из корпуса 5, на котором установлены три воздушных колпака 3 с разделителем. Объем воздушной части каждого колпака 17 дм3. Воздушные

548

А-А

Рис. 16.13. Блок пневмокомпенсатора насоса

колпаки имеют приспособление 2 для контроля давления газа в колпаках и предохранительный клапан 4. Воздушный колпак состоит из перфорированной трубы и резинового баллона. Корпус колпака опирается на фланец перфорированной трубы и крепится шпильками к фланцу корпуса блока пневмокомпенсатора. В результате затяжки гаек обжимается фланец резинового баллона и тем самым герметизируется полость между баллонами и колпаком. Для выпуска сжатого воздуха или газа в верхней части колпака имеются пробки 13. Каждый корпус колпака имеет вентиль 1, к которому подсоединяется приспособление для контроля давления газа в газовой полости колпаков. При помощи этого же приспособления колпаки заполняются газом. Колпачок 6 снимают и на резьбовой конец патрубка навинчивают накидную гайку шланга высокого давления 7, второй конец которого присоединяют к баллону со сжатым газом. До заполнения газом пневмо-компенсатора отвинчивают пробку 13 и заливают в газовую полость колпа-

549

ков по 100–150 см3 воды. Наличие воды обеспечивает более надежную герметизацию в тазовой полости колпаков.

К корпусу блока пневмокомпенсатора крепится предохранительный клапан, проходное отверстие в котором закрыто мембраной 8. Мембрана изготовляется из латуни марки Л62М. Толщина ее равна 0,8–0,1 мм. На мембрану 8 опирается сменное кольцо 9, которое прижимается к ней при помощи трубы 10 и гайки 12. Герметичность соединения мембраны с фланцем осуществляется с помощью резинового кольца 11.

Завод-изготовитель поставляет комплект сменных колец 9, которые отличаются размерами внутреннего диаметра. Каждой сменной цилиндровой втулке, а следовательно, и рабочему давлению соответствует определенное сменное кольцо 9. Кольца маркированы. Маркировка указывает рабочее давление. С повышением давления бурового промывочного раствора сверх допустимого мембрана 8 срезается по контуру внутреннего диаметра кольца, при этом раствор сливается при помощи трубы 10 в емкость.

Диафрагменный компенсатор (рис. 16.14), широко используемый в отечественной и зарубежной практике бурения, состоит из толстостенного сферического корпуса 9, крышки 5, штуцера 2 и эластичной диафрагмы 7. Корпус изготовляется из стального литья и после механической обработки имеет гладкую внутреннюю поверхность. Для такелажиро-вания при монтаже и ремонте корпус снабжается проушинами. При одинаковой энергоемкости сферическая форма его по сравнению с цилиндрической придает пневмокомпенсатору компактность, при этом масса его меньше.

Диафрагма 7, отделяющая верхнюю газовую полость от жидкости, поступающей через штуцер, имеет сферическую форму с горловиной, уплотняемой в проточках корпуса и крышки 5. Крышка затягивается шпильками, ввинченными в корпус. Диафрагма изготовляется из прорезиненной ткани и при полной разрядке пневмокомпенсатора плавно прилегает к внутренней его поверхности. Образование складок и деформирование диафрагмы при этом нежелательны вследствие возможной потери эластичности, особенно в условиях низкой температуры.

Отверстие A пневмокомпенсатора перекрывается конусным утолщением диафрагмы. Металлическая шайба 8 и диск 6 из прорезиненной ткани устраняют возможность выдавливания диафрагмы в отверстие штуцера 2 и способствуют плотному прилеганию конуса диафрагмы к штуцеру при вытеснении жидкости из пневмокомпенсатора во время остановок насоса. На крышке установлен угловой вентиль 3 для зарядки пневмокомпен-сатора сжатым газом. Пневмокомпенсаторы заряжаются воздухом, нагнетаемым компрессором высокого давления либо азотом, доставляемым в баллонах.

Давление газа контролируется манометром 4, снабженным вентилем. Манометр включается с помощью вентиля перед пуском насоса для контроля начального давления в пневмокамере. При работе насоса вентиль закрывается, поэтому манометр предохраняется от преждевременных поломок, вызываемых пульсацией давления в пневмокамере. Из насоса жидкость поступает в пневмокомпенсатор через штуцер 2, затягиваемый шпильками 10, которые одновременно служат для крепления пневмокомпенсатора к фланцу 1 нагнетательного коллектора насоса.

550

Рис. 16.14. Сферический компенсатор

Долговечность диафрагмы зависит от объемов газа и жидкости при работе насоса, определяемых отношением начального и рабочего давлений в пневмокомпенсаторе. При сравнительно небольшом начальном давлении плоскость перегиба под действием рабочего давления смещается к верхним сечениям корпуса, имеющим по сравнению со средним сечением меньшую площадь. В результате этого увеличиваются изгиб и амплитуда напряжений

551

в деформированных сечениях диафрагмы, вызывающие снижение срока ее службы. При большом начальном давлении плоскость перегиба смещается вниз и возникает опасность повреждения диафрагмы от ударов о днище корпуса.

ТРЕХЦИЛИНДРОВЫЕ БУРОВЫЕ НАСОСЫ ОДНОСТОРОННЕГО ДЕЙСТВИЯ

3а последние годы при бурении нефтяных и газовых скважин все более широко применяют трехцилиндровые поршневые насосы одностороннего действия, кинематическая схема которых приведена на рис. 16.15. Трехцилиндровые поршневые насосы одностороннего действия по сравнению с двухцилиндровыми насосами двустороннего действия имеют ряд преимуществ. По мере увеличения глубины бурящихся скважин повышается давление нагнетания.

Для бурения скважин глубиной 7–15 тыс. м необходимы буровые насосы сверхвысокого давления, развивающие давление более 30,0 МПа. С ростом давления нагнетания повышается нагрузка на шток, что приводит к увеличению диаметра штока с уменьшением диаметра поршня, при этом снижается объем рабочих камер цилиндров со стороны привода буровых насосов типа «Дуплекс». Последнее увеличивает пульсацию давления.

Трехцилиндровые поршневые насосы одностороннего действия обеспечивают более равномерную подачу. В сочетании с пневмокомпенсатором эти насосы могут обеспечить практически необходимую равномерность подачи и давления в напорном трубопроводе.

Поршневые насосы одностороннего действия характеризуются повышенной частотой и укороченной длиной хода поршней. Вследствие этого

552

Рис. 16.16. Буровой поршневой насос одностороннего действия:

1 - всасывающий коллектор; 2, 4 - всасывающий и нагнетательный клапаны; 3 - крышка клапанной коробки; 5 - нагнетательный коллектор; 6 - цилиндровая втулка; 7 - шток; 8 - быстросъемный хомут; 9 - контршток; 10 - ползун; 11 - шатун; 12 - станина насоса; 13 - трансмиссионный вал; 14 - коренной вал; 15 – компенсатор

уменьшаются их габариты и масса по сравнению с двухпоршневыми насосами двустороннего действия. К другим преимуществам насосов одностороннего действия следует отнести отсутствие уплотнений штока, снижение необходимой степени редукции зубчатой передачи, сокращение числа клапанов насоса и манжет поршня.

Трехпоршневой буровой насос одностороннего действия (рис. 16.16) отличается от двухпоршневого насоса одностороннего действия конструкцией одноименных узлов и деталей.

Трансмиссионный вал 7 (рис. 16.17) устанавливается на спаренных конических подшипниках 6, предназначенных для работы при особо тяжелых нагрузках. Коренной вал состоит из трех литых эксцентриков 2, 10 и 13, которые жестко связаны с прямым валом 5, вращающимся на подшипниках 4, установленных в стакане 3. Равномерное угловое смещение эксцентриков способствует их взаимному уравновешиванию и устраняет вредное влияние дисбаланса на работу коренных подшипников вала.

Рис. 16.17. Трансмиссионная часть трехпоршневого бурового насоса

554

Вращение коренному валу передается цилиндрической зубчатой передачей, состоящей из шестерни 8 и зубчатого венца 11 с косыми либо шевронными зубьями, закрепленного на литом ободе 12. Зубчатая передача смещена относительно продольной оси насоса и располагается между средним 13 и крайним 10 эксцентриками. Мотылевые шейки шатунов 14 соединяются с эксцентриками посредством роликовых подшипников 1, закрепленных кольцевыми секторами 9.

Малая шейка шатуна с валиком ползуна соединяется игольчатым подшипником. Благодаря меньшей длине хода поршня диаметр эксцентриков и длина шатуна насосов одностороннего действия меньше, чем у насосов двустороннего действия. Подвижные детали и узлы приводного блока смазываются с помощью масляного насоса и окунанием в масляную ванну.

Гидрокоробки насосов одностороннего действия различаются взаимным расположением всасывающего 1 и нагнетательного 2 клапанов. Несо-осное расположение клапанов (рис. 16.18, a) обеспечивает удобство смены всасывающего клапана, но при этом увеличивается объем мертвого пространства рабочей камеры насоса, занимаемый жидкостью в конце хода нагнетания. При соосном расположении клапанов (рис. 16.18, a) объем мертвого пространства уменьшается, однако затрудняется смена всасывающего клапана.

Подобно насосам двустороннего действия гидрокоробки крепятся к станине насоса и связаны между собой приемным 6 и нагнетательным 3 коллекторами. Цилиндровые втулки 4 насосов одностороннего действия отличаются меньшей длиной и массой и имеют гладкую наружную поверхность (см. рис. 16.18, a) либо снабжены наружным кольцевым буртиком (см. рис. 16.18, a). Значительная часть цилиндровой втулки выносится из гидрокоробки в сторону приводного блока. В результате этого уменьшаются габариты гидрокоробок и длина штока. Простая конструкция узлов крепления и уплотнения цилиндровых втулок способствует сокращению продолжительности ремонтных работ, связанных с их заменой. Одностороннее действие насоса позволяет упростить конструкцию поршня 5.

ВНИИнефтемашем разработан поршень (рис. 16.19) для насосов одностороннего действия, который состоит из стального сердечника 1, шайбы 3 и привулканизованных к сердечнику наружной уплотняющей манжеты 4 и внутреннего уплотнения 2, герметизирующего неподвижный цилиндрический стык между поршнем и штоком. Поверхность манжеты 4 имеет дугообразные выступы, которые способствуют проникновению смазочно-охлаждающей жидкости в зону контакта манжеты с цилиндровой втулкой при всасывании. Под давлением нагнетания манжета уплотняется и в образовавшихся на ее поверхности впадинах удерживается часть смазки. В результате этого снижается износ поршня и цилиндровой втулки. При остановках выступы на поверхности противодействуют прилипанию манжеты к рабочей поверхности цилиндра, нагреваемой в процессе работы насоса. Шайба 3 сохраняет прочность соединения манжеты с сердечником при нагреве от трения цилиндропоршневой пары.

Данные промысловых наблюдений показывают, что долговечность и ремонтопригодность трехпоршневых буровых насосов выше, чем двух-поршневых.

555

Рис. 16.18. Гидравлическая часть насоса одностороннего действия скими коробками

с различными гидравличе-

БУРОВЫЕ НАСОСЫ ОАО «УРАЛМАШЗАВОД» И ВЗБТ

Завод «Уралмаш» выпускает буровые насосы двух типов: двух-поршневой насос двустороннего действия – дуплекс УНБ-600А и трех-поршневые насосы одностороннего действия – триплексы УНБТ-950А, УНБТ-1180А1 и УНБТ-750. Характеристики этих насосов приведены в табл. 16.1–16.4.

ВЗБТ выпускает трехпоршневые насосы одностороннего действия НБТ-475, НБТ-600-1 и НБТ-235, которые характеризуются оптимальными параметрами и конструкцией кривошипно-шатунного механизма, надежным исполнением механической и гидравлической частей, оборудованы пневматическими компенсаторами на входе и выходе и системой смазки трущихся частей (табл. 16.5, 16.6).

556

Возможно различное исполнение насосов с правым (левым) расположением шкива, компенсатора, фланца нагнетательной линии и звездочкой для цепного привода вместо клиноременного.

Шифр насосов следует читать так: УНБ-600А – уралмашевский насос буровой мощностью 600 кВт; УНБТ-950А – уралмашевский насос буровой трехпоршневой мощностью 950 кВт.

Эти насосы характеризуются оптимальными параметрами кривошипно-шатунного механизма, надежным исполнением гидравлической и механической частей, оборудованы компенсаторами на входе и выходе, системой смазки трудящихся частей, консольно-поворотными кранами для облегчения работ по замене сменных деталей и узлов гидравлической части, а также автоматическими предохранительными клапанами.

557

Рис. 16.19. Поршень трехпоршневого бурового насоса одностороннего действия

Таблица 16.1

Техническая характеристика буровых насосов ОАО «Уралмашзавод»

Показатель
УНБ-600А
УНБТ-950А, УНБТ-1180А1
УНБТ-750

Мощность насоса, кВт
600
950/1180
750

Число цилиндров
2
3
3

Максимальное число ходов поршня в
65
125
160

минуту

Максимальная частота вращения вход-
320
556
687

ного вала, об/мин

Длина хода поршня, мм
400
290
250

Максимальное давление на выходе,
25
32
35

МПа

Максимальная идеальная подача, л/с
51,9
46
50,7

Размер клапана по стандарту АНИ
? 9
? 7
? 7

Тип зубчатой передачи
Косозубая
Шевр
онная

Передаточное число редуктора
4,92
4,448
4,307

Гидравлический блок
Литой
Кова
ный

Диаметр условного прохода, мм:

входного коллектора
275
250
250

выходного коллектора
109
100
100

Габариты базовой модели, мм:

длина
5100
5390
5030

высота
1877
2204
2057

ширина
2626
2757
2530

Масса базовой модели, кг
22 985
22 800/22 810
17 180

Диаметр шкива, мм
1400, 1700, 1800
1000/710
818

Тип пневмокомпенсатора на выходе

Сферический

558

Пр о до лж ение т а б л. 16.1

Показатель
УНБ-600А
УНБТ-950А, УНБТ-1180А1
УНБТ-750

Высота насоса с краном, мм 3976 3620 Ширина насоса со шкивом, мм 3016 3205 Масса насоса с компенсатором, шки- 25 500–26 310 24 468–24 475 вом и краном, кг
П р и м е ч а н и е. Параметры базовой модели приведены без шкива, консольно-поворотного крана.
3684
2961
18 560
компенсатора и

Таблица 16.2

Краткая техническая характеристика буровых насосов УНБТ-950А и УНБТ-1180А1

Диаметр
поршня,
мм
Предельное давление на выходе из насоса, МПа (кгс/см2)
Идеальная подача, л/с, при частоте ходов поршня в минуту

УНБТ-950А
УНБТ-1180А1
125
115
100
85
75
50
25
1

180 170 160 150 140
19,0 (190) 21,0 (210) 24,0 (240) 27,5 (275) 32,0 (320)
23,5 (235) 26,5 (265) 30,0 (300) 32,0 (320) 32,0 (320)
46,0 41,0 36,4 31,9 27,8
42,3 37,7 33,5 29,3 25,5
36,8 32,8 29,12 25,52 22,24
31,3 27,9 34,7 21,7 18,9
27,6 24,6 21,84 19,14 16,68
18,4 16,4 14,56 12,76 11,12
9,2 8,2 7,28 6,38 5,56
0,368 0,328 0,2911 0,255 0,222

Таблица 16.3

Краткая техническая характеристика бурового насоса УНБ-600А

Диаметр
поршня,
мм
Предельное давление
на выходе из насоса,
МПа (кгс/см2)
Идеальная подача, л/с, при частоте ходов поршня в минуту

65
60
50
40
30
20
10
1

200 190 180 170 160 150 140 130
10,0 (100) 11,5 (115) 12,5 (125) 14,5 (145) 16,5 (165) 19,0 (190) 22,5 (225) 25,0 (250)
51,9 45,7 42,0 36,0 31,5 27,5 23,3 19,7
47,9 42,2 38,8 33,2 29,1 25,4 21,5 18,9
39,9 35,2 32,3 27,7 24,2 21,2 17,9 15,2
31,9 27,7 25,8 22,2 18,4 16,9 14,3 12,1
23,9 21,1 19,4 16,6 14,4 12,7 10,7 9,1
16,9 14,1 12,9 11,0 9,7 8,6 7,2 6,1
8,0 7,0 6,5 5,5 4,8 4,3 3,6 3,0
0,798 0,703 0,646 0,554 0,485 0,429 0,358 0,303

Таблица 16.4

Краткая техническая характеристика бурового насоса УНБТ-750

Диаметр
поршня,
мм
Предельное давление
на выходе из насоса,
МПа (кгс/см2)
Идеальная подача, л/с, при частоте ходов поршня в минуту

160
140
125
115
100
75
50
1

180 170 160 150 140 130 120
13.5 (135) 15,2 (152) 17,1 (171)
19.6 (196) 22,4 (224) 26,0 (260) 35,0 (350)
50,7 45,2 40,2 35,2 30,7 26,5 22,0
44,4 39,5 35,1 30,8 25,2 23,2 19,2
39,6 35,3 31,4 27,5 23,7 20,7 17,1
36,5 32,4 28,8 25,3 21,8 19,1 15,7
31,7 28,2 25,1 22,0 19,0 16,6 13,7
23,8 21,2 18,8 16,5 14,2 12,4 10,3
15,85 14,1 12,5 11,0 9,5 8,3 6,85
0,317 0,282 0,251 0,220 0,19 0,166 0,137

559

Таблица 16.5

Техническая характеристика буровых насосов ВЗБТ

Показатель
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,
457


453
1454

об/мин

Длина хода поршня, мм
250


250
160

Максимальное давление на выходе,
25


25
25, 40 кр.

МПа

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

Диаметр условного прохода, мм:

1

выходного коллектора

95

60

входного коллектора

205

156

Габариты базовой модели, мм:

1

длина

4560

2000

высота

1768

1290

ширина

2180

1667

Масса базовой модели, кг

14 500

3883

Диаметр шкива, мм

1120

–

Компенсатор на выходе

Сферический

Ширина насоса со шкивом, мм

2605

–

Масса насоса со шкивом и компенса-

16 520

4271

тором, кг

П р и м е ч а н и е. Параметры базово
й модели даны без шкива и компенсатора.

Таблица 16.6

Краткая техническая характеристика буровых насосов НБТ-475, НБТ-600-1 и НБТ-235

Предельное давление на
Идеальная подача при

Насос
Диаметр поршня, мм
выходе из насоса, МПа
номинальной частоте

(кгс/см )
ходов поршня, л/с

НБТ-600-1
180
11,2 (112)
45,57

170
12,6 (126)
40,55

160
14,2 (142)
35,80

150
16,1 (161)
31,34

140
18,6 (186)
27,14

130
21,7 (217)
23,21

120
25,0 (250)
19,54

НБТ-475
180
9,2 (92)
45,67

170
10,3 (103)
40,66

160
11,6 (116)
35,92

150
13,2 (132)
31,46

140
14,1 (141)
27,28

130
17,7 (176)
23,37

120
20,8 (208)
19,72

110
25,0 (250)
16,33

НБТ-235
160
7,5 (75)
25,74

140
9,8 (98)
19,70

120
13,3 (133)
14,42

100
25,0 (250)
10,05

80
40 (400)
6,43

560

ВЫБОР ОСНОВНЫХ ТЕХНИЧЕСКИХ ПОКАЗАТЕЛЕЙ НАСОСОВ

Подачу, давление и полезную мощность буровых насосов выбирают на основе требований, предъявляемых технологией промывки скважин. Исходной является объемная подача, от которой зависят эффективность роторного бурения и нормальная работа забойных двигателей. Установлено, что для эффективной очистки скважины и выноса шлама, а также нормальной работы забойных гидравлических двигателей скорость восходящего потока бурового раствора (в м/с), как правило, должна соответствовать значениям, приведенным ниже.

Способ бурения.................................... Забойными двигателями Роторный

Интервал бурения:

под кондуктор................................ 0,3 – 0,4 0,2 – 0,3

под промежуточную и эксплуатационную колонну...................... 0,5 – 0,8/0,6–1,0 0,4 – 0,6/0,5 – 0,8

Примечание. В знаменателе приведена скорость при промывке водой.

Дальнейшее увеличение скорости восходящего потока сопровождается неоправданным ростом давления насосов и возможным снижением механической скорости бурения. При опасностях образования сальников и осыпания горных пород скорость восходящего потока в осложненных зонах ствола скважины повышается до 1,2–1,4 м/с.

Подача насоса определяется по выбранной скорости восходящего потока промывочного раствора (в м3/с):

Q = ^з.п Уж; (16.1)

где Fз.п – площадь затрубного пространства, м2; уж – скорость восходящего потока жидкости, м/с; Dд – диаметр долота, м.

Ряд авторов рекомендует определять подачу промывочной жидкости по условию:

Q = дуд Fзаб; (16.2)

^заб = Л Од/4,

где дуд – удельная подача, л/(с-дм2); Fзаб – площадь забоя, дм2.

Удельная подача, характеризующая интенсивность промывки, выбирается согласно опытным данным. Для долот диаметрами 191 мм и 269– 295 мм удельная подача принимается равной соответственно 7–8 и 6,5– 7 л/(с-дм2). Рассматриваемые нормы несколько ниже ранее принятых. Это обусловлено более совершенной конструкцией современных долот. Результаты расчета необходимой подачи по формулам (16.1) и (16.2) в некоторых случаях не совпадают вследствие различных сочетаний возможных размеров труб и долот. Тогда подачу выбирают по большему расчетному значению. При бурении гидравлическими забойными двигателями значение подачи уточняется согласно требованиям и рабочей характеристике используемого турбобура либо объемного винтового двигателя.

Давление на выходе из насоса зависит от потерь давления на преодоление гидравлических сопротивлений в манифольде, бурильной колонне и затрубном кольцевом пространстве, возникающих при промывке скважин.

561

Гидравлические сопротивления подразделяются на линейные, обусловленные силами трения движущихся частиц жидкости, и местные, обусловленные изменениями величины и направления скорости потока. Колонна труб и кольцевое затрубное пространство условно принимаются равнопроход-ными, а гидравлические сопротивления в них относят к линейным. К местным гидравлическим сопротивлениям относят потери давления в замковых соединениях бурильных труб, промывочных отверстиях долота, проточных каналах забойных двигателей.

Полная потеря давления определяется арифметической суммой линейных и местных потерь давления в системе циркуляции промывочной жидкости:

Р = Рм + Рбт + Рубт + Рз + Рд + Рз.д + Рк.п, (16.3)

где р – давление промывочной жидкости на выходе из насоса; рм, рбт, рубт, Рз, рд, Рз.д и ркп – потери давления соответственно в манифольде, бурильных трубах, УБТ, замковых соединениях, долоте, забойном двигателе и кольцевом пространстве.

Разностью статических давлений в практических расчетах пренебрегают из-за незначительной разницы плотностей жидкости в бурильной колонне и затрубном пространстве.

Потери давления на гидравлические сопротивления в трубах принято определять по формуле Дарси – Вейсбаха (в Па):

lv2

р = Хр----, (16.4)

к ] 2d

где X – коэффициент гидравлического сопротивления; р – плотность жидкости, кг/м ; / – длина труб, м; d – внутренний диаметр труб, м; v – средняя скорость течения жидкости, м/с.

Гидравлические сопротивления пропорциональны квадрату средней скорости течения жидкости. Поэтому закон сопротивления, устанавливаемый формулой Дарси – Вейсбаха, принято называть законом квадратичного сопротивления. Средняя скорость жидкости в трубах

v = 4Q/nd2,

где Q – расход жидкости, м3/с.

Полезная мощность, сообщаемая буровыми насосами подаваемой жидкости, выражается обычно в киловаттах и определяется зависимостью

Nп = 10–3 Qp, (16.5)

где Q – подача насоса, м3/с; р – давление насоса, Па.

Мощность, потребляемая насосом, суммируется из полезной мощности и мощности, затрачиваемой на гидравлические, объемные и механические потери в собственно насосе. Отношение полезной мощности к мощности насоса определяет КПД насоса:

r| = Nп/N.

Для дальнейшего анализа рассматриваемую формулу удобно представить в следующем виде:

Г\=пппппп = Т]инг\м, (16.6)

^ ин ^

где г\ – КПД насоса; Nп – полезная мощность насоса; N – мощность на-

562

соса; ЛГин – индикаторная мощность насоса; г|ин – индикаторный КПД насоса; г|м – механический КПД насоса.

Индикаторный КПД насоса учитывает гидравлические и объемные потери в насосе:

Лин =-----------------------=—------------—-----= Лг'По, (16.7)

(р + Ар)(0 + АО) (р + Ар)0 (0 + АО)р

где р – давление на выходе насоса; Q – подача насоса; Ар – потери давления на преодоление гидравлических сопротивлений в насосе; ДО – потери подач из-за утечек в насосе; г|г – гидравлический КПД насоса, равный отношению полезной мощности к мощности, затраченной на преодоление гидравлических сопротивлений в насосе; г|о – объемный КПД насоса, равный отношению полезной мощности насоса к сумме полезной мощности и мощности, потерянной с утечками.

Подставляя значение индикаторного КПД в формулу (16.6), получают

16.2. МАНИФОЛЬД

Манифольдом или линией нагнетания называется участок трубопровода между буровым насосом и вертлюгом, по которому буровой раствор подается в бурильную колонну. Буровые насосы, входящие в комплект циркуляционной системы, имеют индивидуальные всасывающие линии и общий манифольд. Реже, при небольшом удалении от оси скважины, буровые насосы снабжаются индивидуальными манифольдами.

Манифольд (рис. 16.20) состоит из трубной обвязки 6 буровых насосов, трубной обвязки 8 вышечного блока, трубопровода 7, соединяющего обвязки в насосном и вышечном блоках, вспомогательного трубопровода / и пультов управления 4. Трубная обвязка насосов предназначена для подачи бурового раствора по отводам 2 насосов к распределителю с дроссель-но-запорными устройствами 5. Отводы включают набор трубных секций и переходных колен, необходимых для соединения нагнетательного' патрубка насоса с распределителем. На отводах устанавливают задвижки для слива бурового раствора, а также манометры с предохранительным устройством. Задвижки 3 распределителя служат для подачи бурового раствора в скважину либо в перемешивающие и очистные устройства циркуляционной системы.

Трубная обвязка 8 вышечного блока состоит из стояка и распределительно-запорного устройства, позволяющего подавать буровой раствор в вертлюг либо в превентор, а также откачивать его от цементировочного агрегата. Стояк представляет собой набор трубных секций с линзовыми соединениями (рис. 16.21). К стояку крепится изогнутое колено для присоединения бурового рукава, по которому раствор подается в вертлюг.

Для плавного перевода бурового насоса с холостого режима работы на рабочий применяют дроссельно-запорное устройство (рис. 16.22), которое приводится в действие сжатым воздухом, поступающим от компрессорной станции буровой установки. Управление этим устройством осуществляется четырехклапанным краном, установленным на пульте управления.

? = ?г ?о ?м.

563

Трубные секции манифольда соединяются при помощи быстроразъем-ных замковых соединений (рис. 16.23). Между отдельными блоками буровой установки трубы манифольда соединяются монтажными компенсаторами (рис. 16.24), обеспечивающими угловое смещение соединяемых труб на 10° и линейное их смещение до 200 мм. Манифольд крепится к основанию буровой установки и вышке при помощи хомутовых соединений. В технической характеристике манифольдов указаны рабочее пробное давление, диаметр и толщина стенок труб, а также его масса. Манифольды изготовляют с рабочим давлением 20, 25, 32 и 40 МПа в зави-

Рис. 16.21. Линзовые соединения:

1

гайка; 2 - шайба; 3 - фланец; 4

линза; 5 - кожух; 6 - шпилька

564

Рис. 16.22. Дроссельно-запорное устройство: 1 - штуцер для подвода сжатого воздуха; 2 -пневматический цилиндр с поршнем; 3 - выкид для раствора; 4 - шаровой клапан

Рис. 16.23. Быстроразъемное замковое соединение:

1 - полухомут; 2, 4 - патрубки; 3 - армированная манжета; 5 - шпилька; 6 – гайка

симости от класса буровой установки; значения пробного давления составляют соответственно 30, 38, 48 и 60 МПа. Диаметры проходного отверстия труб, используемых в манифольдах, составляют 80, 100 и 125 мм.

Рис. 6.24. Монтажный компенсатор:

1 - седло; 2 - уплотнение; 3 - шар; 4 - кольцо; 5 - коронка; 6 - цилиндр; 7 - втулка; 8 - манжета; 9 - накидной замок

565

16.3. ВЕРТЛЮГ

Вертлюг, являясь верхней опорой для бурового инструмента, предназначен для подвода бурового раствора во вращающуюся бурильную колонну. В процессе бурения вертлюг подвешивается к автоматическому элеватору либо к крюку талевого механизма и посредством гибкого бурового шланга соединяется со стояком напорного трубопровода буровых насосов. При этом ведущая труба бурильной колонны соединяется с помощью резьбы с вращающимся стволом вертлюга, снабженным проходным отверстием для бурового раствора. Во время спускоподъемных операций вертлюг с ведущей трубой и гибким шлангом отводится в шурф и отсоединяется от талевого блока. При бурении забойными двигателями вертлюг используется для периодических проворачиваний бурильной колонны с целью предотвращения прихватов.

В процессе эксплуатации вертлюг испытывает статические осевые нагрузки от действия веса бурильной колонны и динамические нагрузки, создаваемые продольными колебаниями долота и пульсацией промывочной жидкости. Детали вертлюга, контактирующие с раствором, подвергаются абразивному износу. Износостойкость трущихся деталей вертлюга снижается в результате нагрева при трении.

К вертлюгам предъявляются следующие основные требования: поперечные габариты не должны препятствовать его свободному перемещению внутри вышки при наращивании бурильной колонны и спускоподъемных операциях;

быстроизнашиваемые узлы и детали должны быть удобными для быстрой замены в промысловых условиях;

подвод и распределение масла должны обеспечить эффективную смазку и охлаждение трущихся деталей вертлюга;

устройство для соединения с талевым блоком должно быть надежным и удобным для быстрого отвода и выноса вертлюга из шурфа.

ОСНОВНЫЕ ЭЛЕМЕНТЫ КОНСТРУКЦИИ ВЕРТЛЮГА

Вертлюги, применяемые в буровых установках для бурения эксплуатационных и глубоких разведочных скважин, имеют общую конструктивную схему и различаются в основном по допускаемой осевой нагрузке. Конструктивные отличия некоторых узлов и деталей отечественных и зарубежных вертлюгов обусловлены требованиями изготовления и сборки, разрабатываемых с учетом производственных возможностей заводов-изготовителей, а также периодической модернизацией вертлюгов с целью повышения их надежности и долговечности.

На рис. 16.25 показано устройство современных вертлюгов. Корпус 4 вертлюга изготовляется из углеродистой или низколегированной стали и представляет собой полую отливку с наружными боковыми карманами для штропа 12, посредством которого вертлюг подвешивается к крюку талевого механизма. Штроп имеет дугообразную форму и круглое поперечное сечение. Он изготовляется методом свободной ковки из легированных сталей марок 40ХН, 38ХГН, 30ХГСА.

На высаженных концах штропа растачиваются отверстия для пальцев 7, соединяющих штроп с корпусом вертлюга. Пальцы устанавливаются в

566

Рис. 16.25. Вертлюг УВ-250

горизонтальных расточках карманов и корпуса и предохраняются от выпадения и проворотов стопорной планкой 8, которая входит в торцовый паз пальца и приваривается к корпусу вертлюга. При отводе ведущей трубы в шурф штроп вертлюга отклоняется от вертикали и занимает положе-

567

ние, удобное для разъединения и соединения его с крюком талевого механизма.

Угол поворота штропа ограничивается стенками карманов корпуса вертлюга и не превышает 45°. На пальцах штропа выполнены смазочные канавки и отверстия с резьбой для пружинных масленок. Резьба смазочных отверстий используется для завинчивания рым-болтов, с помощью которых проводится распрессовка пальцев вертлюга.

В корпусе вертлюга на упорных и радиальных подшипниках вращается ствол 5 с переводником 1 для соединения вертлюга с ведущей трубой бурильной колонны. Ствол представляет собой стальной цилиндр с центральным проходным отверстием для промывочной жидкости и с наружным фланцем для упорных подшипников. Ствол вращается с частотой бурового ротора и испытывает нагрузки, создаваемые буровым инструментом и промывочной жидкостью, нагнетаемой в скважину. По сравнению с другими несущими узлами и деталями ствол вертлюга наиболее нагружен. Это предъявляет повышенные требования к его прочности. Стволы вертлюгов изготовляют из фасонных поковок, получаемых методом свободной ковки. Благодаря применению таких заготовок снижаются расход материала и затраты на механическую обработку. Для стволов используют стали марок 40Х, 40ХН, 38ХГН, приобретающие в результате ковки более совершенную кристаллическую структуру и повышенные механические свойства.

Осевое положение ствола вертлюга фиксируется упорными подшипниками 6 и 9. Основная опора ствола – подшипник 6, нагружаемый весом ствола и бурового инструмента, когда вертлюг посредством штропа удерживается в подвешенном состоянии. Вспомогательной опорой ствола является подшипник 9, нагружаемый собственным весом корпуса и других нев-ращающихся деталей, когда вертлюг опирается на ствол, а штроп вертлюга находится в свободном состоянии. Это происходит при установке вертлюга с ведущей трубой в шурф и в процессе бурения скважины, когда из-за недостаточного веса бурильной колонны нагрузку на долото дополняют весом вертлюга.

В рассматриваемой конструкции вертлюга в основной опоре ствола установлен упорный подшипник с короткими цилиндрическими роликами. Благодаря укороченной длине снижается скольжение роликов относительно колец при вращении ствола. Это благоприятно влияет на износ и нагрев подшипников. Подшипники с коническими и сферическими роликами обладают большей нагрузочной способностью по сравнению с подшипниками, имеющими короткие цилиндрические ролики. Поэтому в тяжело нагруженных вертлюгах преимущественно применяются упорные подшипники с коническими либо сферическими роликами. Для повышения долговечности в модернизированных вертлюгах ОАО «Уралмашзавод» (УВ-250 МА) используются конические упорные подшипники.

Для центрирования роликов относительно ствола подшипник 6 снабжен внутренним сепаратором. Наружный сепаратор предохраняет ролики от смещения под действием центробежных сил. В менее нагруженной вспомогательной опоре используется шариковый упорный подшипник. Ствол центрируется в корпусе радиальными роликовыми подшипниками 3 и 10. Упорные подшипники центрируются по кольцу, установленному на стволе. Второе кольцо является свободным и благодаря этому самоцентрируется относительно тел качения подшипника.

568

Осевое положение ствола и натяг подшипников 9 и 10 регулируют прокладками между корпусом 4 и крышкой 14 вертлюга. Осевой натяг нижнего радиального подшипника регулируют установочной втулкой, навинченной на ствол вертлюга и предохраняемой от отвинчивания стопорными винтами. Наружное кольцо подшипника удерживается пружинным стопором, установленным в кольцевом пазу корпуса. Для соединения вертлюга с ведущей трубой бурильной колонны используется сменный ниппельный переводник 1, предохраняющий резьбу ствола от износа и механических повреждений.

На стволе вертлюга и верхнем переводнике ведущей трубы выполнена внутренняя резьба, поэтому для их соединения используется переводник ниппельного типа. С целью предотвращения самоотвинчивания при вращении долота на стволе вертлюга, переводниках и верхнем конце ведущей трубы выполнена левая резьба. Нижний переводник ведущей трубы и все другие соединения бурильной колонны имеют правую резьбу, совпадающую с направлением вращения долота.

Корпус вертлюга закрывается верхней 14 и нижней 2 крышками с центральными отверстиями для выводных концов ствола. Крышки крепятся к корпусу болтами. Верхняя крышка снабжена стойками и вторым фланцем, на котором укреплен отвод 11 для соединения вертлюга с буровым шлангом. Из отвода промывочная жидкость поступает в проходное отверстие ствола через промежуточное устройство 13.

Полость между корпусом 4 с крышками 14, 2 и стволом вертлюга 5 заполняется жидким маслом для смазки основного и нижнего радиального подшипников. Стакан 15 ствола образует отдельную масляную ванну для смазки вспомогательного и верхнего радиального подшипников. Масло заливается через отверстие в верхней крышке корпуса. Для слива отработанного масла предусмотрено отверстие в нижней крышке корпуса. Уровень масла проверяется контрольной пробкой, ввинченной в корпус вертлюга. Масляные отверстия закрываются резьбовыми пробками.

Разработаны различные конструкции устройств для соединения отвода со стволом. Быстросъемное соединение отвода со стволом (рис. 16.26) состоит из свободно плавающей напорной трубы 9, манжетных уплотнений 6, 8, 10, 13 для герметизации прокачиваемого бурового раствора и накидных гаек 1 и 3, навинченных на ствол 14 и втулку 5, зажатую крепежными болтами между отводом 4 и фланцем крышки вертлюга. Свободно плавающая напорная труба позволяет обеспечить быструю замену уплотнений и трубы, изнашиваемых абразивными частицами, которые содержатся в буровом растворе. Для этого необходимо отвинтить накидные гайки 1 и 3, извлечь весь узел и заменить его новым либо заблаговременно отремонтированным.

Работоспособность вертлюга зависит от надежности уплотнений, применяемых в его подвижных и неподвижных соединениях. Наиболее ответственными являются уплотнения напорной трубы, которые служат для предотвращения утечки бурового раствора, нагнетаемого под высоким давлением. Для этой цели (см. рис. 16.26) используются самоуплотняющиеся радиальные 8, 10 и торцовые 6, 13 манжеты из синтетических материалов, обладающих достаточной упругостью и износостойкостью. Воротники манжет направлены навстречу действующему давлению и поэтому прижимаются к уплотняемым поверхностям с силой, пропорциональной давлению промывочной жидкости.

569

Рис. 16.26. Быстросъемное соединение отвода и ствола вертлюга

Стыкуемые торцы напорной трубы и отвода уплотняются радиальной 8 и торцовой 6 манжетами, установленными в канавках кольцевой втулки 7. Втулка с манжетами надеты на напорную трубу и плотно прижаты к отводу вертлюга посредством накидкой гайки 3. Противоположный стык между нижним торцом напорной трубы и стволом вертлюга уплотняется четырьмя радиальными манжетами 10, разделенными металлическими кольцами 11, и торцовой манжетой 13. Радиальные манжеты установлены в стакане 2 и затянуты накидной гайкой 1, соединяющей стакан со стволом вертлюга.

Стакан вращается вместе со стволом, и радиальные манжеты скользят относительно напорной трубы, удерживаемой силой трения в верхней манжете 8. Скольжение вызывает износ контактируемых поверхностей, ускоряемый абразивным воздействием бурового раствора. Поэтому нижнее уплотнение напорной трубы в отличие от неподвижного верхнего имеет многорядную конструкцию, благодаря которой повышаются его надежность и долговечность. Стакан снабжен винтовой масленкой для периодической смазки манжет с целью уменьшения износа и нагрева уплотнения в результате трения.

570

Рис. 16.27. Уплотнение масляной ванны

Манжета 10, расположенная над смазочным отверстием в стакане, предотвращает утечку масла при шприцовке и предохраняет его от внешнего загрязнения. Торцовая манжета 13 вращается вместе со стволом вертлюга и кольцом 12 и остается неподвижной относительно стыкуемых поверхностей. Неточности, допущенные при изготовлении и сборке, компенсируются свободно плавающим положением напорной трубы. Напорные трубы изготовляются из низколегированных цементируемых сталей марок 12ХН2А, 20ХНЗА и др. Наружная поверхность напорных труб шлифуется.

Для предотвращения утечки масла из масляной ванны вертлюга в нижней крышке его корпуса установлены две манжеты 4 (рис. 16.27). Манжеты прилегают к втулке 3, служащей для фиксации внутренней обоймы радиального подшипника 1 ствола вертлюга. Воротник манжеты прижимается к втулке с помощью кольцевой цилиндрической пружины, надетой на манжету. Во избежание проворота в крышке и для обеспечения герметичности манжета сажается в расточку крышки с натягом.

В осевом направлении манжета фиксируется шайбой 6, которая крепится к крышке болтами 5. Уплотнительное круглое кольцо 2 предотвращает просачивание масла между стволом вертлюга и втулкой. Для уменьшения трения в местах сопряжения с втулкой манжеты смазываются пластичным маслом через масленку 7. При заметном износе втулка заменяется новой. Аналогичные манжеты установлены между стволом и верхней крышкой корпуса вертлюга.

Плоские стыки между корпусом вертлюга и его крышками уплотняются листовыми прокладками из картона. Прокладка верхней крышки корпуса одновременно используется для регулирования осевого натяга вспомогательного упорного подшипника. Прокладка между крышкой и отводом вертлюга, работающая под давлением бурового раствора, изготовляется из прорезиненной ткани. Прокладки затягиваются болтами, используемыми для крепления стыкуемых деталей вертлюга.

571

Рис. 16.28. Подвеска вертлюга

В талевом механизме буровых установок, оснащенных комплексом АСП, вместо крюка используется автоматический элеватор. Соединение вертлюга с автоматическим элеватором осуществляется посредством устройства (рис. 16.28), состоящего из петлевых штро-пов 2, переходной скобы 3 и траверсы 5. Траверса надевается на штроп 7 вертлюга и соединяется с переходной скобой осью 4, закрепленной гайкой 9 и шплинтом 10. Положение траверсы фиксируется рамками 6, закрепленными на штропе вертлюга хомутами 8.

Вертлюг подвешивается к талевому механизму с помощью штропов 2, соединяющих переходную скобу с автоматическим элеватором 1, установленным на талевом блоке. Для предохранения штропов от выпадения проушины автоматического элеватора и пере-

ходной скобы крепятся болтами. При установке вертлюга в шурф штропы вытаскивают и автоматический элеватор освобождается для выполнения спускоподъемных операций.

ВЫБОР ОСНОВНЫХ ПАРАМЕТРОВ

Параметры вертлюга должны отвечать требованиям бурения и промывки скважин и одновременно соответствовать аналогичным параметрам подъемного механизма и буровых насосов.

Допускаемая статическая нагрузка – постоянная осевая нагрузка, которую может выдержать вертлюг без разрушения при невращающемся стволе. Уровень осевых нагрузок, действующих на ствол вертлюга, зависит от глубины бурения и достигает наибольших значений при подъеме прихваченной бурильной колонны либо при расхаживании обсадной колонны с циркуляцией бурового раствора. При этом в целях безопасности наибольший уровень действующих нагрузок не должен превышать допускаемой нагрузки на крюке, принятой для буровой установки соответствующего класса. Поэтому допускаемая статическая нагрузка вертлюга должна быть не менее допускаемой нагрузки на крюке буровой установки.

572

Динамическая нагрузка установлена исходя из условия обеспечения расчетного ресурса основной опоры вертлюга при вращении с частотой 100 об/мин в течение 3000 ч. Основная опора вертлюга вращается с подвешенной к нему бурильной колонной, масса которой возрастает по мере углубления скважины и зависит от применяемых труб. Согласно этому динамическая нагрузка на вертлюг рассчитывается по наиболее тяжелой бурильной колонне, используемой при бурении скважин заданной глубины. Исходя из общепринятой методики расчета подшипников динамическую нагрузку на вертлюг Gбк, соответствующую весу бурильной колонны при частоте вращения 100 об/мин и ресурсе 3000 ч, определяются по формуле

Gбк = N/1,9,

где N – динамическая нагрузка на подшипник вертлюга, кН.

Таблица 16.7

Техническая характеристика вертлюгов

Показатель
УВ-250МА
УВ-320МА
УВ-450МА

Допускаемая (максимальная) нагруз-
2500
3200
4500

ка, кН

Динамическая нагрузка (при
1450
2000
2600

100 об/мин), кН

Максимальное давление прокачи-
25/32
32/35
40

ваемой жидкости (раствора) в ство-

ле, МПа

Габариты сменной верхней трубы,

мм:

внутренний диаметр
75
75
75

наружный диаметр
90
90
90

высота
220
220
250

Твердость рабочей поверхности
>55
>55
>55

трубы HRC

Размеры штропа, мм:

верхнее сечение H?A
140x150
150x170
170x190

высота
1738
1950
2185

внутренний радиус r
125
125
125

Просвет для подвешивания на крю-
510
540
832

ке A, мм

Диаметр пальца штропа d, мм
115
140
140

Резьба переводника для соединения
З-152Л
З-152Л
З-152Л

с ведущей трубой (левая)

Присоединительная резьба ствола
З-152Л
З-171Л
З-171Л

(левая)

Соединение ствола с буровым рука-
Флан
цевое
Фланцевое

вом


или резьбовое
через переводник
с резьбой
LP4 API std.5В

Основной опорный подшипник
6– 19744XМУ
6– 19752XУ
6– 19760ХУ

Центрирующий подшипник
32140, 32144
32144
2032148М

Габариты, мм:

высота с переводником
2850
3000
3360

ширина по пальцам штропа
1090
1212
1375

Масса, кг
2200
2980
4100

573

Максимальное давление прокачиваемой жидкости определяются исходя из режима промывки скважины. Его значение должно быть не менее наибольшего давления насосов, используемых в буровой установке соответствующего класса.

Диаметр проходного отверстия ствола оказывает двоякое воздействие на работу вертлюга. С его увеличением снижается скорость течения промывочной жидкости, поэтому уменьшаются гидравлические потери и износ внутренней поверхности ствола. Одновременно с диаметром проходного отверстия возрастает наружный диаметр ствола, в результате чего увеличивается скорость скольжения и износ ствола и его уплотнения. Поэтому чрезмерное увеличение проходного отверстия ствола нежелательно. На основе опыта конструирования и эксплуатации вертлюгов диаметр проходного отверстия ствола принимается равным 75 мм. Внутренний диаметр напорной трубы равен диаметру проходного отверстия ствола вертлюга.

Основные параметры вертлюгов ОАО «Уралмашзавод» приведены в табл. 16.7.

17 ПОВЕРХНОСТНАЯ ЦИРКУЛЯЦИОННАЯ

ГЛАВА СИСТЕМА

Циркуляционные системы буровых установок состоят из взаимосвязанных устройств и сооружений, предназначенных для выполнения следующих основных функций: приготовления буровых растворов, очистки бурового раствора от выбуренной породы и других вредных примесей, оперативного регулирования физико-механических свойств бурового раствора. В состав циркуляционной системы входят также всасывающие линии насосов, емкости для хранения раствора и необходимых для его приготовления материалов, желоба, отстойники, контрольно-измерительные приборы и др. Циркуляционные системы монтируются из отдельных блоков, входящих в комплект поставки буровых установок. Блочный принцип изготовления обеспечивает компактность циркуляционной системы и упрощает ее монтаж и техническое обслуживание.

Важнейшие требования, предъявляемые к циркуляционным системам буровых установок, – качественное приготовление, контроль и поддержание необходимых для данных геолого-технических условий состава и физико-механических свойств бурового раствора. При выполнении этих требований достигаются высокие скорости бурения и в значительной мере предотвращаются многие аварии и осложнения в скважине.

Производительность установок для приготовления бурового раствора определяется из условий, обеспечивающих своевременное пополнение запасов бурового раствора:

Q = V + Vп,

где Q – производительность установок для приготовления бурового раствора, м3/ч; V – объем выбуренной породы за 1 ч, м3; Vп – потери бурового раствора за 1 ч в результате поглощений в скважине и утечек при очистке бурового раствора от выбуренной породы, м3.

574

Минимальный объем бурового раствора, необходимый для проводки скважины без учета поглощений и потерь за счет фильтрации, находят по формуле

Vр = Vскв + Vп?,

где Vскв – наибольший объем скважины, м3; Vп? – потери бурового раствора при проводке скважины, м3.

Потери Vп? возрастают с увеличением объема выбуренной породы и утечек бурового раствора при его очистке.

На забое и в открытом стволе скважины буровой раствор загрязняется обломками выбуренной породы, обогащается глинистыми и другими твердыми частицами. Чрезмерное содержание твердой фазы, особенно глинистых частиц, приводит к снижению скоростей бурения. Установлено, что при увеличении содержания твердой фазы в растворе на 1 % показатели работы долот снижаются на 7–10 %.

17.1. ПАРАМЕТРЫ И КОМПЛЕКТНОСТЬ ЦИРКУЛЯЦИОННЫХ СИСТЕМ

В зависимости от класса буровой установки, определяемого ее грузоподъемностью и глубиной скважины, а также от сложности технологического процесса бурения буровые установки комплектуются циркуляционными системами (ЦС), которые включают набор блоков, оснащенных различным оборудованием для приготовления, очистки и регулирования свойств бурового раствора.

Расположение блоков циркуляционной системы определяется размещением основного бурового оборудования.

Схемы циркуляционных систем, выпускаемых ДАООТ «Хадыженский

Рис. 17.1. Схема циркуляционной системы ЦС100Э(01):

1 - трубопровод долива; 2 - растворопровод; 3 - блок очистки; 4 - приемный блок; 5 - шкаф

управления электрооборудованием

575

т

~о—о-

"о—ц-

Рис. 17.2. Схема циркуляционной системы 1ЦСМ2500 ДЭП:

1 - трубопровод долива; 2 - растворопро-вод; 3 - блок очистки; 4 - приемный блок; 5 - укрытие; 6 - блок распределительного устройства; 7 - резервуар химических реагентов; 8 - блок приготовления и обработки бурового раствора; 9 - промежуточный блок

- Буровые насосы

машзавод» для комплектации буровых установок производства АООТ «Волгоградский завод буровой техники», представлены на рис. 17.1–17.3. В табл. 17.1 приведены сведения о комплекте основного оборудования, в табл. 17.2 – параметры циркуляционных систем.

Схемы циркуляционных систем, выпускаемых ДАООТ «Хадыженский машзавод» для комплектации буровых установок производства ОАО «Уралмашзавод», представлены на рис. 17.4–17.6. В табл. 17.3 даны сведения о комплекте основного оборудования, а в табл. 17.4 – параметры циркуляционных систем.

Т а б л и ц а 17.1

Комплектность циркуляционных систем
производства ДАООТ «Хадыженский

машиностроительный
завод»


Оборудование
Циркуляционная система

ЦС100Э(01)
1ЦСМ2500ДЭП
1ЦСМ2500ЭП
ЦС2500ЭПК

БУ1600/100ЭУ
БУ2500/160-ДЭП1
БУ2500/160ЭП
БУ2500/160ЭПК

Блок очистки
1
1
1
1

Комплектующее

оборудование:

вибрационное
–
2
2
2

сито ВС-1

вибрационное
1
–
–
–

сито ВС-11

пескоотделитель
–
–
–
1

ПГ-60/300

пескоотделитель
–
–
–
–

ГЦК-360М

илоотделитель
–
1
1
1

ИГ-45/75

илоотделитель
1
–
–
–

ИГ-45М

ситогидроци-
–
–
–
–

клонный сепара-

тор СГС45/150

576

Рис. 17.3. Схема циркуляционной системы ЦС2500ЭПК:

1 - резервуар химреагентов; 2 - емкость для воды; 3 - емкость полива; 4 - растворопровод; 5 - промежуточные блоки (три комплекта); 6 -

блок очистки; 7 - диспергатор; 8 - гидросмеситель; 9 - подпорные насосы; 10 - шкафы электроуправления; 11 - блок приготовления химреа-

гентов

П р о до л ж ен и е т а б л. 17.1

Оборудование
Циркуляционная система

ЦС100Э(01)
1ЦСМ2500ДЭП
1ЦСМ2500ЭП
ЦС2500ЭПК

БУ1600/100ЭУ
БУ2500/160-ДЭП1
БУ2500/160ЭП
БУ2500/160ЭПК

Комплектующее обо-
-
1
1
-

рудование:

ситогидроци-

клонный сепара-

тор СГС65/300

гидроциклонный
-
1
1
-

глиноотделитель

ГУР-2

Блок приготовления
–
1
1
–

и обработки бурово-

го раствора БПО-6

Промежуточный
–
1
1
3

блок

Приемный блок
1
1
1
–

Блок подпорных на-
2
2
2
2

сосов с насосами

ГрА170/40 или 6Ш8s2

Емкость для приго-
1
–
–
1

товления жидких

химреагентов

Емкость для хране-
–
1
1
1

ния жидких химреа-

гентов

Емкость для воды
–
–
–
1

Блок-модуль хране-
–
–
–
–

ния сыпучих мате-

риалов

Гидравлический пе-
4
6
6
6

ремешиватель

Лопастный переме-
3
5
5
7

шиватель

Электрооборудова-
1
1
1
1

ние

Склад для хранения
–
–
–
–

химических реаген-

тов

Укрытие
1
1
1
-

П р им еч а ние.
Блоки циркуляционной системы ЦС2500ЭПК расположены под об-

щим укрытием.


Т а б л и ц а 17.2

Параметры циркуляционных систем производства ДАООТ «Хадыженский машиностроительный завод»

Параметры
Циркуляционная система

ЦС100Э(01)
1ЦСМ2500ДЭП
1ЦСМ2500ЭП
ЦС2500ЭПК

БУ1600/100ЭУ
БУ2500/160-ДЭП1
БУ2500/160ЭП
БУ2500/160ЭПК

Пропускная способность средств очистки, м/с, не менее: вибросит при очистке бурового раствора на водной основе плотностью 1100– 1200 кг/м3 (кассеты с сеткой с размером ячеек 0,16?0,16 мм)
0,03
0,06
0,06
0,06

578

П р о до л ж ен и е т а б л. 17.2

Параметры
Циркуляционная система

ЦС100Э(01)
1ЦСМ2500ДЭП
1ЦСМ2500ЭП
ЦС2500ЭПК

БУ1600/100ЭУ
БУ2500/160-ДЭП1
БУ2500/160ЭП
БУ2500/160ЭПК

Пропускная способность средств очистки, м/с, не менее: ситогидроци-клонных сепараторов при очистке бурового раствора плотностью до 1600 кг/м3

0,065
0,065

илоотделителя при очистке бурового раствора плотностью 1100–1200 кг/м3 гидроциклонного глиноотделителя при очистке бурового раствора плотностью 2000 кг/м3 пескоотделителя

0,045

0,045

0,0015-0,003

0,045

0,0015-0,003

0,045

0,06

Рис. 17.4. Схема циркуляционной системы ЦС3200ЭУК-2М-У1:

1 - блок очистки; 2 - промежуточный блок; 3 - емкость долива; 4 - гидросмеситель; 5 - рас-творопровод; 6 - блок приготовления химреагентов; 7 - емкость для воды; 8 - резервуары химреагентов; 9 - шкаф управления; 10 - подпорный насос; 11 - диспергатор; 12 - нижний коллектор; 13 - патрубок подсоединения нефтепровода; 14 - кронштейн подвески блока очи-

стки

579

Рис. 17.5. Схема циркуляционных систем ЦС3200-У1 и ЦС3200-01-У1:

трубопровод долива; 3 - растворо-5 - приемный блок; 6 - блок распределительного устройства; 7 - резервуар химреагентов;

8 - блок приготовления и обработки бурового раствора;

9 - промежуточный блок

1 - блок очистки; 2 -провод; 4 - укрытие;

П р о до л ж ен и е т а б л. 17.2

Параметры
Циркуляционная система

ЦС100Э(01)
1ЦСМ2500ДЭП
1ЦСМ2500ЭП
ЦС2500ЭПК

БУ1600/100ЭУ
БУ2500/160-ДЭП1
БУ2500/160ЭП
БУ2500/160ЭПК

Минимальный размер частиц (плотностью 2600 кг/м3), удаляемых из бурового раствора, мм, не более:

гидроциклонами ситогидроци-клонного сепаратора

виброситом сито-гидроциклонного сепаратора илоотделителем пескоотделителем Пропускная способность оборудования для удаления газа, м3/с, не менее Допускаемое остаточное содержание газа в буровом растворе, %, не более Полезный объем резервуаров для хранения жидких химреагентов, м3, не менее Полезный объем резервуаров для хранения бурового раствора, м3, не менее Установленная мощность электрооборудования, кВт, не более

Потребляемая мощность, кВт, не более Масса, кг, не более

9^

Скважина 1 2

5875

Ё^Э

0,074

0,074

0,05

0,100
0,100

0,025
0,025

0,04
0,04

0,074

60

201

131

37 000

90

370

249

71 000

90

370

249

71 000

120

290

175

5480

Буровые насосы

Рис. 17.6. Схема циркуляционной системы ЦС5000ЭР:

1 - растворопровод; 2 - трубопровод долива; 3 - блок очистки; 4 - шкафы электрооборудования; 5, 8 - всасывающие трубопроводы; 6 - подпорный трубопровод; 7 - блок подпорных насосов; 9 - укрытие

2

2

6

6

9

581

Т а б л и ц а 17.3 Комплектность поставки циркуляционных систем буровых установок производства ОАО «Уралмашзавод»

Оборудование
Циркуляционная система

ЦС3200ЭУК-2М-У1
ЦС3200-У1
ЦС3000ДГУ-1Т
ЦС3200-01-У1

БУ3200/200ЭУК-2М2,

БУ3200/200ЭУК-2М2У,
БУ3200/200-ДГУ-1М,
БУ3200/200ДГУ-1Т
БУ3200/200ЭУ-1М,

БУ3200/200ЭУК-2М2Я,
БУ3200/200ДГУ-1У
БУ3200/200ЭУ-1У

БУ3200/200ЭУК-3МА

Блок очистки
1
1
1
1

Комплектующее оборудование:

вибрационное сито ВС-1
2
2
1
2

вибрационное сито ВС-11
–
–
–
–

пескоотделитель ПГ-60/300
–
–
–
–

пескоотделитель ГЦК-360М
2
–
–
–

илоотделитель ИГ-45/75
–
–
1
–

илоотделитель ИГ-45М
1
1
–
1

ситогидроциклонный сепаратор СГС45/150
–
1
–
1

ситогидроциклонный сепаратор СГС65/300
–
–
–
–

гидроциклонный глиноотделитель ГУР-2
–
1
–
1

глиноотделитель на базе центрифуги
–
–
–
–

Блок приготовления и обработки бурового раствора:

БПО-6
–
1
–
1

БПО-7
–
–
–
–

Промежуточный блок
3
2
2
2

Приемный блок
–
1
1
1

Блок подпорных насосов с насосами ГрА170/40 или
1
2
1
2

6Ш8s2

Емкость для приготовления жидких химреагентов
1
–
–
–

Емкость для хранения жидких химреагентов
2
1
1
1

Емкость для воды
1
–
2
–

Блок-модуль хранения сыпучих материалов
–
–
–
–

Гидравлический перемешиватель
6
6
–
6

Лопастный перемешиватель
7
6
–
6

Электрооборудование
1
1
1
1

Склад для хранения химических реагентов
–
–
–
–

Укрытие
Под общим укрытием
1
–
1

Навес
–
–
–
–

Пр о до лж ение т абл. 17.3

Оборудование
Циркуляционная система

ЦС5000ДГУ-1Т
ЦС500ДГУ-1
ЦС5000ЭУ
ЦС5000ЭУ

БУ5000/320ДГУ-1Т
БУ5000/320ДГУ-1
БУ5000/320ЭУ
БУ5000/320ЭР-О

Блок очистки
1
1
1
1

Комплектующее оборудование:

вибрационное сито ВС-1
2
2
2
2

вибрационное сито ВС-11
–
–
–
–

пескоотделитель ПГ-60/300
–
–
–
–

пескоотделитель ГЦК-360М
–
–
–
–

илоотделитель ИГ-45/75
1
1
1
1

илоотделитель ИГ-45М
2
2
2
2

ситогидроциклонный сепаратор СГС45/150
–
–
–
–

ситогидроциклонный сепаратор СГС65/300
–
–
–
–

гидроциклонный глиноотделитель ГУР-2
–
–
–
–

глиноотделитель на базе центрифуги
–
–
–
–

Блок приготовления и обработки бурового раствора:

БПО-6
–
–
–
–

БПО-7
–
–
–
–

Промежуточный блок
6
6
6
6

Приемный блок
1
1
1
1

Блок подпорных насосов с насосами ГрА170/40 или
3
3
3
3

6Ш8s2

Емкость для приготовления жидких химреагентов
1
1
1
1

Емкость для хранения жидких химреагентов
1
1
1
1

Емкость для воды
2
2
2
2

Блок-модуль хранения сыпучих материалов
–
–
–
–

Гидравлический перемешиватель
8
8
8
8

Лопастный перемешиватель
8
8
8
8

Электрооборудование
1
1
1
1

Склад для хранения химреагентов
1
1
1
1

Укрытие
–
1
1
1

Навес
–
–
–
–

Пр о до лж ение т абл. 17.3

Оборудование
Циркуляционная система

ЦС5000ЭР-6
ЦС6500ЭР
ЦС5000.450ЭР-Т
ЦС800ЭР
ЦС3200ЭУК2М-У1

БУ5000/320ЭР, БУUNO320DE
БУ6500/400-ЭР
БУ6500/450ЭР-Т
БУ8000/500-ЭР
НБО-1К

Блок очистки
1
1
1
1
1

Комплектующее оборудование:

вибрационное сито ВС-1
3
2
3
2
2

вибрационное сито ВС-11
–
–
–
–
–

пескоотделитель ПГ-60/300
–
–
1
–
–

пескоотделитель ГЦК-360М
–
–
–
–
2

илоотделитель ИГ-45/75
1
1
1
1
–

илоотделитель ИГ-45М
1
1
–
2
1

ситогидроциклонный сепаратор СГС45/150
1
–
1
–
–

ситогидроциклонный сепаратор СГС65/300
1
–
–
–
–

гидроциклонный глиноотделитель ГУР-2
1
–
–
–
–

глиноотделитель на базе центрифуги
–
–
1
–
–

Блок приготовления и обработки бурового раствора:

БПО-6
–
–
–
–
–

БПО-7
1
1
1
–
–

Промежуточный блок
2
5
5
7
3

Приемный блок
1
–
–
–
–

Блок подпорных насосов с насосами ГрА170/40 или
2
3
3
3
1

6Ш8s2

Емкость для приготовления жидких химреагентов
1
–
1
1
1

Емкость для хранения жидких химреагентов
1
1
1
3
2

Емкость для воды
–
2
3
–
1

Блок-модуль хранения сыпучих материалов
–
1
–
2
–

Гидравлический перемешиватель
12
11
18
14
6

Лопастный перемешиватель
9
13
16
17
7

Электрооборудование
1
1
1
1
1

Склад для хранения химических реагентов
–
1
–
1
–

Укрытие
1
1
1
1
Под общим укрытием

Навес
–
–
–
–
–

Т а б л и ц а 17.4 Техническая характеристика циркуляционных систем буровых установок производства ОАО «Уралмашзавод»

Показатель
Циркуляционная система

ЦС3200ЭУК-2М-У1
ЦС3200-У1
ЦС3200s1Т
ЦС3200-01-У1

БУ3200/200ЭУК-2М2, БУ3200/200ЭУК-2М2У, БУ3200/200ЭУК-2М2Я,
БУ3200/200ЭУК-3МА
БУ3200/200ДГУ-1М, БУ3200/200ДГУ-1У
БУ3200/200ДГУ-1Т
БУ3200/200ДГУ-1М, БУ3200/200ДГУ-1У

Пропускная способность средств очистки,
м3/с, не менее:
вибросит при очистке бурового раствора на водной основе плотностью 1100– 1200 кг/м3 при установленных кассетах с сеткой с размером ячеек 0,16?0,16 мм ситогидроциклонных сепараторов при очистке бурового раствора плотностью до 1600 кг/м3
илоотделителя при очистке бурового раствора плотностью 1100–1200 кг/м3 гидроциклонного глиноотделителя при очистке бурового раствора плотностью 2000 кг/м3 пескоотделителя
Минимальный размер частиц (плотностью
2600 кг/м3) удаляемых из бурового раствора,
мм, не более:
гидроциклонами ситогидроциклонного сепаратора
виброситом ситогидроциклонного сепаратора
илоотделителем пескоотделителем
Пропускная способность оборудования для
удаления газа, м3/с, не менее
Допускаемое остаточное содержание газа в
буровом растворе, %, не более
Полезный объем резервуаров для хранения
жидких химреагентов, м3, не менее
0,076
0,045 0,090
0,05 0,08
18
0,060
0,065
0,045 0,0015-0,003
0,074 0,010 0,025 0,040
2
6
0,038 0,045
0,050 0,045
2
6
0,060
0,065
0,045 0,0015-0,003
0,074 0,010 0,025 0,040
2
6

Пр о до лж ение т абл. 17.4

Показатель
Циркуляционная система

ЦС3200ЭУК-2М-У1
ЦС3200-У1
ЦС3200s1Т
ЦС3200-01-У1

БУ3200/200ЭУК-2М2, БУ3200/200ЭУК-2М2У, БУ3200/200ЭУК-2М2Я,
БУ3200/200ЭУК-3МА
БУ3200/200ДГУ-1М, БУ3200/200ДГУ-1У
БУ3200/200ДГУ-1Т
БУ3200/200ДГУ-1М, БУ3200/200ДГУ-1У

Полезный объем резервуаров для хранения бурового раствора, м3, не менее Установленная мощность электрооборудования, кВт, не более
Потребляемая мощность, кВт, не более Масса, кг, не более Завод-изготовитель
120 120 120 120
290 446 269 446
175 264 156 264 60 000 77 500 55 500 77 500 ДАООТ «Хадыженский машиностроительный завод»

Пр о до лж ение т абл. 17.4

Показатель
Циркуляционная система

ЦС5000ДГУ-1Т
ЦС5000ДГУ-1
ЦС5000ЭУ
ЦС5000ЭУ

БУ5000/320ДГУ-1Т
БУ5000/320ДГУ-1
БУ5000/320ЭУ
БУ5000/320ЭР-О

Пропускная способность средств очистки,
м3/с, не менее:
вибросит при очистке бурового раствора на водной основе плотностью 1100– 1200 кг/м3 при установленных кассетах с сеткой с размером ячеек 0,16?0,16 мм ситогидроциклонных сепараторов при очистке бурового раствора плотностью до 1600 кг/м3
илоотделителя при очистке бурового раствора плотностью 1100–1200 кг/м3 гидроциклонного глиноотделителя при очистке бурового раствора плотностью 2000 кг/м3 пескоотделителя
Минимальный размер частиц (плотностью
2600 кг/м3) удаляемых из бурового раствора,
мм, не более:
0,076
0,045 0,090
0,076
0,045 0,090
0,076
0,045 0,090
0,076
0,045 0,090

гидроциклонами ситогидроциклонного се-
-
-
-
-

паратора

виброситом ситогидроциклонного сепара-
–
–
–
–

тора

илоотделителем
0,05
0,05
0,05
0,05

пескоотделителем
0,05
0,05
0,05
0,05

Пропускная способность оборудования для
0,045
0,045
0,045
0,045

удаления газа, м3/с, не менее

Допускаемое остаточное содержание газа в
2
2
2
2

буровом растворе, %, не более

Полезный объем резервуаров для хранения жидких химреагентов, м3, не менее
6
6
6
6

Полезный объем резервуаров для хранения
–
180
180
180

бурового раствора, м3, не менее

Установленная мощность электрооборудова-
302
302
302
302

ния, кВт, не более

Потребляемая мощность, кВт, не более
220
220
220
220

Масса, кг, не более
80 000
80 000
80 000
80 000

Завод-изготовитель
ДАООТ «Хадыженский машиностроительный завод»

Пр о до лж ение т абл. 17.4

Показатель
Циркуляционная система

ЦС500ЭР-6
ЦС6500ЭР
ЦС5000.450ЭР-Т
ЦС800ЭР
ЦС3200ЭУК2М-У1

БУ5000/320ЭР, БУUNOC320DE
БУ6500/400ЭР
БУ6500/450ЭР-Т
БУ8000/500ЭР
НБО-1К

Пропускная способность средств очистки,
м3/с, не менее:
вибросит при очистке бурового раствора на водной основе плотностью 1100– 1200 кг/м3 при установленных кассетах с сеткой с размером ячеек 0,16?0,16 мм ситогидроциклонных сепараторов при очистке бурового раствора плотностью до 1600 кг/м3
илоотделителя при очистке бурового раствора плотностью 1100–1200 кг/м3 гидроциклонного глиноотделителя при очистке бурового раствора плотностью 2000 кг/м3 пескоотделителя
0,076
0,045(0,065)
0,045 0,0015-0,003
0,076
0,045 0,09
0,090
0,045 0,045
0,06
0,076
0,045 0,09
0,076
0,045 0,09

Пр о до лж ение т абл. 17.4

Показатель
Циркуляционная система

ЦС500ЭР-6
ЦС6500ЭР
ЦС5000.450ЭР-Т
ЦС800ЭР
ЦС3200ЭУК2М-У1

БУ5000/320ЭР, БУUNOC320DE
БУ6500/400ЭР
БУ6500/450ЭР-Т
БУ8000/500ЭР
НБО-1К

Минимальный размер частиц (плотностью
2600 кг/м3) удаляемых из бурового раствора,
мм, не более:
гидроциклонами ситогидроциклонного сепаратора
виброситом ситогидроциклонного сепаратора
илоотделителем пескоотделителем
Пропускная способность оборудования для
удаления газа, м3/с, не менее
Допускаемое остаточное содержание газа в
буровом растворе, %, не более
Полезный объем резервуаров для хранения
жидких химреагентов, м3, не менее
Полезный объем резервуаров для хранения
бурового раствора, м3, не менее
Установленная мощность электрооборудования, кВт, не более
Потребляемая мощность, кВт, не более
Масса, кг, не более
Завод-изготовитель
0,074
0,1
0,025 0,05 0,04
2
6
180
326
189 105 600
– 0,05 –
– 0,1 –
0,05 0,025 0,05 0,08 0,07 0,08 0,06 0,04 0,04
2 2 2
6 6 10
240 425 380
302 594 387
183 488 238
136 200 184 000 125 000
ДАООТ «Хадыженский машиностроительный завод»
0,05 0,08
18
120
290
175 60 000

Комплектность циркуляционных систем буровых установок производства АООТ «ВЗБТ»

Т а б л и ц а 17.5

Оборудование
Циркуляционная система

ЦС-БМ2900ДЭП-2
ЦС-БМ2900ДЭП-2
ЦС-М2900ДЭПК

БУ2900/175ЭП-М,
БУ2900/175ДЭП-2,
БУ2900/175ЭПК
БУ2900/175ЭП-М1
БУ2900/200ЭПК

Блок очистки Комплектующее оборудование:
вибрационное сито ВС-1
пескоотделитель ГЦК-360М
илоотделитель ИГ-45М
дегазатор «Каскад-40»? Блоки приготовления и обработки бурового раствора Комплектующее оборудование:
2 2 1 1
2 2 1 1
2 2 1 1

системы приготовления жидких химреагентов из порошкообразных материалов
1
1
1

системы приготовления утяжеленного бурового раство-
1
1
1

Блок хранения бурового раствора (тип I) объемом 46 м3 в
1
1
1

комплекте с подпорным насосом ГрА170/40
Блок хранения бурового раствора (тип II) объемом 46 м3
1(2)
1(2
1(2)

без подпорного насоса
Блок хранения бурового раствора (тип III) объемом 46 м3 в
1
1
1

комплекте с подпорным насосом ГрА170/40
Емкость объемом 3,2 м3 для хранения жидких химреагентов
Перемешиватели:
лопастный
гидравлический Емкость объемом 50 м3 для хранения воды Емкость объемом 10 м3 для долива скважины
2
7(9) 7(9)
1
1
2
7(9) 7(9)
1
1
2
7(9) 7(9)
1
1

Емкость для сбора технологических сточных вод Блок-модуль хранения сыпучих материалов в таре?? Насос ВШН-150 для циркуляции бурового раствора при за-буривании скважины
Тамбуры для укрытия вне блоков затворов и других распределительных устройств трубопроводов??? Приборы контроля уровня и плотности бурового раствора в приемной емкости
2 1
1 1
1 1
1

Пр о до лж ение т абл. 17.5

Оборудование
Циркуляционная система

ЦС-БМ1600ДГУ
ЦС-БМ1600ДММ
ЦС-БМ2000
ЦС-БМ290ДГУ

БУ1600/100ДГУ, БУ1600/100ЭУ
БУ1600/100ДММ
БР125
БУ2900/175ДГУМ1

Блок очистки

Комплектующее оборудование:

вибрационное сито ВС-1
2
2
1
2

пескоотделитель ГЦК-360М
2
2
–
2

илоотделитель ИГ-45М
1
1
1
1

дегазатор «Каскад-40»?
1
1
1
1

Блоки приготовления и обработки бурового раствора

Комплектующее оборудование:

системы приготовления жидких химреагентов из по-
1
1
–
1

рошкообразных материалов

системы приготовления утяжеленного бурового раство-
1
1
–
1

Блок хранения бурового раствора (тип I) объемом 46 м3 в
1
1
1
1

комплекте с подпорным насосом ГрА170/40

Блок хранения бурового раствора (тип II) объемом 46 м3 без
–
–
–
1

подпорного насоса

Блок хранения бурового раствора (тип III) объемом 46 м3 в
1
1
1
1

комплекте с подпорным насосом ГрА170/40

Емкость объемом 3,2 м3 для хранения жидких химреагентов
2
2
2
2

Перемешиватели:

лопастный
5
5
4
7

гидравлический
5
5
4
7

Емкость объемом 50 м3 для хранения воды
1
1
–
1

Емкость объемом 10 м3 для долива скважины
1
1
–
1

Емкость для сбора технологических сточных вод Блок-модуль хранения сыпучих материалов в таре??
–
–
–
–

–
–
–
–

Насос ВШН-150 для циркуляции бурового раствора при за-
–
–
–
–

буривании скважины

Тамбуры для укрытия вне блоков затворов и других распределительных устройств трубопроводов???
–
1
–
1

Приборы контроля уровня и плотности бурового раствора в
1
1
–
1

приемной емкости

? Поставляется по отдельному заказу.

?? Может быть увеличен за счет поставки одного компл
екта блока хранения
II типа.

??? Блоки с крышами с мягкими и легкосъемными укрытиями (для южных районов страны). Любое оборудование,
указанное в табли-

це, может быть поставлено по отдельному заказу в необходи
мом количестве.

Т а б л и ц а 17.6 Техническая характеристика циркуляционных систем буровых установок производства АООТ «ВЗБТ»

Показатель
Циркуляционная система

ЦС-БМ2900ДЭП-2
ЦС-БМ2900ДЭП-2
ЦС-БМ2900ДЭПК

БУ2900/175ЭП-М,
БУ2900/175ДЭП-2,
БУ2900/175ЭПК
БУ2900/175ЭП-М1
БУ2900/200ЭПК

Пропускная способность средств очистки, м3/с, не
менее:
вибросит при очистке бурового раствора на водной основе плотностью 1100–1200 кг/м3 при установленных кассетах с сеткой с размером ячеек: 0,4?0,4 мм 0,16?0,16 мм пескоотделителей ГЦК-360М при очистке бурового раствора плотностью 1100–1200 кг/м3 илоотделителя ИГ-45М при очистке бурового раствора плотностью 1100–1200 кг/м3
Минимальный размер частиц (плотностью 2600
кг/м3), удаляемых из бурового раствора, мм, не более: виброситами ВС-11 пескоотделителем ГЦК-360М илоотделителем
Пропускная способность оборудования для удаления
газа?, м3/с, не менее
Допускаемое остаточное содержание газа в буровом
растворе, %, не более
Установленная мощность электрооборудования, кВт,
не более
Масса, кг, не более
0,12 0,06 0,09
0,045
0,16 0,09 0,05 0,04
2,0
390
175
0,12 0,06 0,09
0,045
0,16 0,09 0,05 0,04
2,0
390
160
0,12 0,06 0,09
0,045
0,16 0,09 0,05 0,04
2,0
405
175

Пр о до лж ение т абл. 17.6

Показатель
Циркуляционная система

ЦС-БМ1600ДГУ
ЦС-БМ1600ДММ
ЦС-БМ2000
ЦС-БМ290ДГУ

БУ1600/100ДГУ, БУ1600/100ЭУ
БУ1600/100ДММ
БР125
БУ2900/175ДГУМ1

Пропускная способность средств очистки, м3/с, не

менее:

вибросит при очистке бурового раствора на вод-

ной основе плотностью 1100–1200 кг/м3 при ус-

тановленных кассетах с сеткой с размером ячеек

0,4x0,4 мм
0,12
0,12
0,06
0,12

0,16x0,16 мм
0,06
0,06
0,03
0,06

пескоотделителей ГЦК-360М при очистке бурово-
0,09
0,09
–
0,09

го раствора плотностью 1100–1200 кг/м3

илоотделителя ИГ-45М при очистке бурового рас-
0,045
0,045
0,045
0,045

твора плотностью 1100–1200 кг/м3

Минимальный размер частиц (плотностью

2600 кг/м3), удаляемых из бурового раствора, мм, не

более:

виброситами ВС-11
0,16
0,16
0,16
0,16

пескоотделителем ГЦК-360М
0,09
0,09
–
0,09

илоотделителем
0,05
0,05
0,05
0,05

Пропускная способность оборудования для удаления
0,04
0,04
0,04
0,04

газа?, м3/с, не менее

Допускаемое остаточное содержание газа в буровом
2,0
2,0
2,0
2,0

растворе, %, не более

Установленная мощность электрооборудования, кВт,
350
300
250
390

не более

Масса, кг, не более
120
100
70
150

?Поставляется по отдельному заказу.

 В последние годы АООТ «Волгоградский завод буровой техники» разработал и освоил выпуск циркуляционных систем, предназначенных для комплектации буровых установок собственного производства (табл. 17.5, 17.6). Эти системы выпускаются в виде блок-модулей полной заводской готовности, что обеспечивает их быстрый монтаж и демонтаж.

17.2. БЛОКИ ЦИРКУЛЯЦИОННЫХ СИСТЕМ

БЛОКИ ЦИРКУЛЯЦИОННЫХ СИСТЕМ ПРОИЗВОДСТВА ДАООТ «ХАДЫЖЕНСКИЙ МАШИНОСТРОИТЕЛЬНЫЙ ЗАВОД» И ОАО НПО «БУРЕНИЕ»

Блоки очистки для циркуляционных систем предназначены для ведения буровых работ по малоотходной, или безамбарной, технологии и входят в состав циркуляционных систем буровых установок всех классов. Они обеспечивают очистку буровых растворов от шлама с размером частиц более 5 мкм, обработку на центрифуге сливов песко- и илоотделителя с выделением шлама пониженной влажности, регенерацию барита, его многократное использование при бурении и выведение из бурового раствора избытка коллоидной фазы, а также регенерацию барита после завершения бурения скважины, переработку избытков бурового раствора с его разделением на оборотную воду и шлам пониженной влажности, дегазацию буровых растворов.

При использовании полнокомплектных блоков очистки в 2–3 раза сокращается объем отходов бурения, на 40–60 % уменьшается расход барита и химреагентов. В процессе бурения из блока выходит шлам пониженной влажности, пригодный для перевозки в контейнерах или бортовых транспортных средствах. Такой шлам легко поддается обезвреживанию по известным технологиям при минимуме затрат.

В зависимости от класса буровой установки блок очистки комплектуется: линейным виброситом СВ1Л-1 – 3 шт.; пескоотделителем типа ГЦ-360М – 1 шт., илоотделителем типа ИГ-45/75 – 1 шт.; ситогидроци-клонным сепаратором СГС 65/300 – 1 шт.; глиноотделителем на базе центрифуги полной комплектности (два насоса, перемешиватель, приемное устройство, рама) – 1 компл.; блоком флокуляции (по спецзаказу) – 1 компл.; шламовыми насосами типа ГрА170/40 – 1–3 шт.; дегазатором «Каскад-40» – 1 компл.

Пропускная способность блока очистки соответствует классу применяемой буровой установки и в зависимости от набора технических средств может изменяться от 25 до 90 л/с.

Комплект оборудования размещается на одной или двух емкостях в соответствии с условиями бурения и классом буровой установки.

Гидравлическая схема блока очистки позволяет использовать очистные механизмы в зависимости от условий бурения, вести обработку бурового раствора.

По спецзаказу блок очистки может быть укомплектован расчетной технологией регламентирования компонентного состава и управления свойствами буровых растворов или компьютерной программой для этих целей. Технология позволяет вести оперативное управление процессом приготовления и обработки бурового раствора при наименьших затратах времени и материалов. Схема блока очистки приведена на рис. 17.7.

593

Рис. 17.7. Схема блока очистки:

1 - укрытие; 2 - вибросито СВ1Л; 3 - вентилятор; 4 - илоотделитель ИГ45/75; 5 - центрифуга; 6 - электронасосный агрегат; 7 - калорифер; 8 - ситогидроциклонный сепаратор на базе вибросита СВ1Л и пескоотделителя ГЦ-360М; 9 - емкость; 10 - дегазатор «Каскад-40»; 11 - блок химической обработки; 12 - смеситель

Блок приготовления буровых растворов и спецжидкостей БПР-1 (рис. 17.8) предназначен для приготовления буровых растворов, химических реагентов и различных технологических жидкостей при строительстве и капитальном ремонте скважин. Применяется в составе циркуляционных систем буровых установок всех классов, а также с установками для капитального ремонта скважин и другими техническими средствами.

Техническая характеристика БПР-1

Объемная производительность приготовления химреагентов, технологических жидкостей и буровых растворов, м3/ч ............................................ 10–15

Полезный объем резервуара, м3 ........................................................................ 10

Пределы изменения плотности буровых растворов и спецжидкостей,

г/см3 ......................................................................................................................... 0,8–2,2

Мощность установленного оборудования, кВт ............................................... 37,5

Габариты, мм ......................................................................................................... 5000?2650?3000

Масса, кг ................................................................................................................. 3000

К преимуществам использования блока относятся сокращение времени приготовления растворов, возможность одновременного смешивания и диспергирования (эмульгирования) компонентов раствора за один цикл циркуляции жидкости, исключение потерь материалов, экологичность про-

594

Рис. 17.8. Схема блока приготовления буровых растворов и спецжидкостей БПР-1: 1 - воронка смесителя переносная; 2 - щит электрооборудования; 3 - электронасосный агрегат; 4 - вакуумный гидравлический смеситель; 5 - шаровый циклонный диспергатор; 6 - механический перемешиватель; 7 - диспергатор; 8 - резервуар; 9 – рама

цесса приготовления химреагентов, буровых растворов и спецжидкостей, механизация и безопасность работ, простота обслуживания и эксплуатации, возможность организовать оборотное водоснабжение на буровой.

Блок приготовления буровых растворов и спецжидкостей БПР-2 предназначен для приготовления буровых растворов, химических реагентов и различных технологических жидкостей при строительстве и капитальном ремонте скважин. Применяется в составе циркуляционных систем буровых установок всех классов, а также с установками для капитального ремонта скважин и другими техническими средствами. Общий вид блока показан на рис. 17.9.

Рис. 17.9. Схема блока приготовления буровых растворов и спецжидкостей БПР-2: 1 - резервуар химреагентов; 2 - механический премешиватель; 3 - шкаф электроуправления; 4 - гидравлический смеситель; 5 - коллектор; 6 - электронасосный агрегат; 7 - шаровый дис-пергатор; 8 - гидравлический смеситель; 9 - основной резервуар; 10 - механический переме-шиватель; 11 - гидравлический диспергатор ДГ-2; 12 - переносная смесительная воронка

595

Техническая характеристика БПР-2

Объемная производительность приготовления химреагентов, технологических жидкостей и буровых растворов, м3/ч ............................................ 10/15

Полезный объем резервуара, м3 ........................................................................ 10

Пределы изменения плотности буровых растворов и спецжидкостей,

г/см3 ......................................................................................................................... 0,8–2,2

Мощность установленного оборудования, кВт ............................................... 45

Габариты, мм ......................................................................................................... 5880?2600?2590

Масса, кг ................................................................................................................. 6000

Блок обеспечивает сокращение времени приготовления растворов, возможность одновременного смешивания и диспергирования (эмульгирования) компонентов раствора за один цикл циркуляции жидкости, исключение потерь материалов, экологичность процесса приготовления химреагентов, буровых растворов и спецжидкостей, механизацию и безопасность работ, простоту обслуживания и эксплуатации, позволяет организовать оборотное водоснабжение на буровой.

Блок обезвоживания буровых растворов предназначен для удаления избытка бурового раствора из циркуляции, ликвидации его после окончания бурения скважины, а также для обезвоживания слива из центрифуги при регенерации барита из бурового раствора.

Блок состоит из манифольда, двух емкостей объемом 3 м3 каждая для приготовления растворов коагулянта и флокулянта. Емкости оснащены механическими перемешивателями с червячным редуктором и двумя насосами для подачи растворов в манифольд. Манифольд обвязан также с насосами для подачи воды и бурового раствора. Смесь бурового раствора, воды, коагулянта и флокулянта подается на осадительную шнековую центрифугу, где разделяется на твердую фазу и воду, пригодную после обработки для использования в системе водоснабжения буровой или слива на местность. Промежуточных блок предназначен для хранения необходимого объема бурового раствора. На емкостях блока установлены по два механических и гидравлических перемешивателя. Последние подсоединены к вспомогательному напорному трубопроводу. Приемный блок по конструкции аналогичен промежуточным блокам.

Изготовители: ОАО НПО «Бурение», ДАООТ «Хадыженский машза-вод».

Блок-модуль хранения сыпучих материалов (рис. 17.10) предназначен для приема, хранения, контролируемой выдачи сыпучих материалов, приготовления и утяжеления бурового раствора. Позволяет производить загрузку бункеров сыпучими материалами (глинопорошок, барит, цемент, химреагенты и пр.) непосредственно из цементовозов, а также с помощью имеющегося в комплекте пневмопогрузчика – из мешков и контейнеров. Измеритель усилия и указатель уровня обеспечивают контроль загрузки, хранения и выдачи сыпучих материалов.

Блок-модуль применяется в составе циркуляционной системы буровых установок при бурении нефтяных игазовых скважин глубиной более 5000 м.

Техническая характеристика

Число бункеров хранения .............................................................................................................. 2

Объем бункера хранения, м3 ......................................................................................................... 42

Объем пневмопогрузчика, м3 ........................................................................................................ 2,9

Максимальная подача сыпучих материалов в гидросмеситель, т/ч:

барита ............................................................................................................................................ 30

бентонита ...................................................................................................................................... 5

химреагентов ................................................................................................................................ 2

Объемная производительность при приготовлении и утяжелении раствора, м3/ч ........... 90

596

Рис. 17.10. Схема блок-модуля хранения сыпучих материалов:

1 - гидросмеситель; 2 - разгрузитель; 3 - шлюзовой питатель; 4 - предохранительный клапан; 5 - бункер хранения; 6 - пневмоперегрузчик; 7 - измеритель усилия; 8 - шламовый затвор с электродвигателем; 9 - указатель уровня; 10 - сигнальная сирена

По требованию заказчика возможна поставка от 2 до 5 бункеров.

Изготовитель: ДАООТ «Туймазинский завод «Химмаш».

Блоки приготовления раствора (БПР-40, БПР-70) предназначены для приготовления, утяжеления и хранения порошкообразных материалов при бурении нефтяных и газовых скважин. Также могут быть использованы для приготовления жидких химических реагентов из различных порошкообразных материалов.

В настоящее время изготавливаются два типа конструкций блоков с объемом сосудов 40 и 70 м3. Оба типа блоков по конструкции аналогичны, за исключением объемов сосудов и основания блоков.

В качестве примера на рис. 17.11 показан блок БПР-70. Он состоит из фильтров 1, двух цилиндрических емкостей (силосов) 2, аэрирующих устройств 3, разгрузочных устройств 4, основания 5 и ограждения 6. В комплект блока входит также выносной гидросмеситель 7. Каждый силос имеет коническое днище с аэрирующими устройствами, к которым поступает сжатый воздух от компрессора буровой.

Гидросмеситель монтируется на одной из емкостей циркуляционной системы на расстоянии не более 8–10 м от разгрузочного устройства силоса, с которым он соединяется рукавом. Силосы загружают из автоцементовозов через шланг и загрузочную трубу с быстроразъемным соединением. Подача порошка из силоса в гидросмеситель производится за счет вакуума, создаваемого жидкостью при поступлении ее в камеру гидросмесителя. Точность порционной подачи порошка из силоса в гидросмеситель обеспечивается гидравлическим измерителем усилия ГИУ-1.

597

7пй\ ЩЩ^дщК^^^Ж__Лз^лшСп

Рис. 17.11. Блок приготовления БПР-70:

1 - фильтр; 2 - цилиндрическая емкость; 3 — аэрирующее устройство; 4 - разгрузочное устройство; 5 - осно-

ограждение;

гидросмеситель

7

Техническая характеристика

Объем силосов, м3 ................................................................................................. 70

Производительность при приготовлении глинистой суспензии или

утяжелителя, м3/ч .................................................................................................. 60

Максимальная подача порошка в гидросмеситель, т/ч, не более ................ 15

Число силосов ........................................................................................................ 2

Габариты, мм .......................................................................................................... 6050?3680?9340

Масса, кг ................................................................................................................. 9115

Комплект поставки включает силосы в сборе, эжекторный смеситель, технологическую обвязку, запасные насадки для гидросмесителя.

Изготовители: БПР-70 – ДАООТ «Туймазинский завод «Химмаш», БПР-40 – ДАООТ «Хадыженский машзавод».

БЛОКИ ЦИРКУЛЯЦИОННЫХ СИСТЕМ ПРОИЗВОДСТВА АООТ «ВОЛГОГРАДСКИЙ ЗАВОД БУРОВОЙ ТЕХНИКИ»

Циркуляционные системы производства АООТ «Волгоградский завод буровой техники» (рис. 17.12–17.15) скомпонованы в виде цельнометаллических блок-модулей (для северных регионов) или таких же блок-модулей с быстроразборной съемной крышей и мягким укрытием (для южных регионов). Межблочные соединения блоков – быстро-разъемные.

Блок-модули снабжены: системой освещения; застекленными окнами; системой приточно-вытяжной вентиляции; люками для очистки емкостей; желобной системой для перетока бурового раствора по емкостям; донными клапанами для слива отработанного бурового раствора; пароподогревателями в донной части емкостей, паровыми калориферами для обогрева помещений ЦС; консольно-поворотными балками с талями для вывода из помещения ЦС комплектующего оборудования для ремонта; паровыми и водяными линиями для обмыва, очистки оборудования; кольцевой системой растворопровода, позволяющей осуществлять перекачку бурового раствора из любой емкости и подачу во всасывающую линию буровых насосов.

Эти блоки являются основой для компоновки ЦС, однако АООТ «Волгоградский завод буровой техники» по требованию заказчика может исключить отдельные виды комплектующего оборудования, заменить аналогами отечественного или зарубежного производства, дополнить необходимыми системами.

Рис. 17.12. Блок приготовления и обработки бурового раствора:

1 - крыша; 2 - кран-балка; 3 - консольно-поворотная балка; 4 - таль ручная; 5 - диспергатор; 6, 13 - лопастные перемешиватели; 7 - клапан сливной; 8 - гидравлический перемешиватель; 9 - желоб; 10 - лестница с площадкой; 11 - отопительный агрегат; 12 - затвор; 14 - электронасосный агрегат; 15 - узел приготовления химреагентов; 16 - резервуар химреагентов; 17 -воронка гидросмесителя; 18 - укрытие с рамой; 19 - коллектор; 20 - деаэратор; 21 - гидравлический смеситель; 22 - соединительный рукав; 23, 25 - поворотный затвор дисковый; 24 -электронасосный агрегат; 26 - манометр с разделителем; 27 - соединительная муфта; 28 - воронка гидросмесителя

Рис. 17.13. Блок очистки (тип 2):

1 - илоотделитель ИГ-45М; 2 - кран-балка и ручная таль; 3 - крыша; 4 - манометр с разделителем; 5 - поворотный дисковый затвор; 6 - соединительная муфта; 7 - дверной блок; 8, 9 -шиберы; 10 - емкость; 11 - укрытие с рамой; 12 - поплавковое устройство регулятора уровня раствора; 13 - сливной бак; 14, 15, 17 - насос вертикальный шламовый ВШН-150; 16 - отопительный агрегат; 18 - вентиляционный люк; 19 - блок вакуум-насоса дегазатора «Каскад-40»; 20 - окно; 21 - камера дегазации дегазатора «Каскад-40»; 22 - дефлектор с заслонкой

Рис. 17.14. Блок хранения (тип 1):

1 - кран-балка; 2 - балка; 3 - крыша; 4 - лестница; 5, 8 - лопастный перемешиватель; 6 - гидравлический перемешиватель; 7 - резервуар химреагентов; 9 - желоб; 10 - отопительный аг-

11, 17, 18 - поворотный дисковый затвор; 12 - сливной люк; 13

регат;

сливной клапан; 15 - желоб; 16

рытие с рамой; 21 - ручная таль

растворопровод;

- емкость;

19 - электронасосный агрегат ГрА170/40; 20

14 -ук-

17.3. ПЕРЕМЕШИВАТЕЛИ

Для равномерного распределения компонентов по всему объему бурового раствора применяют перемешивающие устройства. Отечественная промышленность выпускает гидравлические и механические переме-шиватели.

Гидравлический перемешиватель ПГ (рис. 17.16) – двухшарнирный и состоит из приемного патрубка 1, корпуса 3, монитора 4 и насадок 5. Он присоединяется к трубопроводу, по которому поступает буровой раствор, с помощью фланца. Монитор фиксируют в заданном положении с помощью пальцев. Угольник монитора 6 и приемный патрубок с резиновыми уплотнениями на концах 2 и 7 вставлены в корпус перемешивателя и двумя рядами шариков зафиксированы от перемещения в осевом направлении, в результате чего монитор свободно вращается вокруг двух взаимно перпендикулярных осей корпуса.

Механический перемешиватель ПМ (рис. 17.17) также предназначен для перемешивания бурового раствора в емкостях ЦС. Он состоит из лопастного 1 и промежуточного 2 валов, рамы 3, мотор-редуктора 4 и крыльчатки 5. Лопастный вал выполнен в виде трубы, к верхней части которой приварен фланец, а к нижней – присоединена втулка с шестью лопастями. Нижняя часть промежуточного вала соединена с лопастным валом при помощи фланца, а верхняя часть – с мотор-редуктором при помощи муфты.

602

Рис. 17.15. Блок хранения (тип 2):

1 - крыша; 2 - лестница; 3 - площадка; 4, 17 - лопастные перемешиватели; 5 – гидравлический перемешиватель; 6 – отсек; 7 – клапан; 8, 11 – растворопровод; 9 - емкость; 10, 12 -поворотный затвор с ручным приводом; 13 - укрытие с рамой; 14 - отопительный агрегат; 15 -соединительная муфта растворопровода; 16 – отсек

В настоящее время налажено серийное производство наиболее совершенных механических перемешивателей ПЛ1 и ПЛ2 (рис. 17.18).

Главным преимуществом их является то, что они оснащены комбинированным турбинно-пропеллерным перемешивающим органом, позволяющим значительно повысить эффективность перемешивания буровых растворов. Кроме того, их конструкция упрощена, а вместо дефицитного мотор-редуктора МПО2-15В-5,5/45,5 используются редукторы массового производства.

Механический перемешиватель с комбинированным перемешивающим органом создает в буровом растворе перекрестные потоки сразу в нескольких плоскостях, в результате чего обеспечивается интенсивное перемешивание бурового раствора, предупреждается выпадение утяжелителя на дно емкостей и исключаются застойные зоны в буровом растворе. Техническая характеристика перемешивателей

Тип перемешивателя ......................................................

Мощность привода, кВт ................................................

Частота вращения крыльчатки, об/с ..........................

Диаметр крыльчатки, мм ...............................................

Вид мешалки ....................................................................

Число лопастей .

ПЛ1

5,5 2,2 700

ПЛ2 3,0 0,75 1240

Турбинно-пропеллерная 3x4 6x6

Габариты, мм ................................................................... 700?1320?2700

1240x1320x2700

603

Рис. 17.16. Гидравлический перемешиватель Рис. 17.17. Механический перемешиватель

Технология приготовления бурового раствора из порошкообразных материалов представляет собой ряд последовательных операций, включающих расчет компонентного состава, подготовку материала к выгрузке из бункеров БПР и транспортирование его в зону смешения, дозированное введение материала в дисперсионную среду, диспергирование компонентов и гомогенизацию готового раствора.

Дальнейшее совершенствование приготовления эмульсионных и суспензионных систем идет по пути интенсификации взаимодействия компонентов. Для этой цели в последние годы разработаны и начали успешно применяться диспергаторы ДГ-2 и ДШ-100.

Диспергатор ДГ-2 предназначен для диспергирования твердой и эмуль-

604

Рис. 17.18. Механический перемешиватель с турбинно-пропеллерной мешалкой: 1 - мотор-редуктор; 2 - основание; 3 - вал; 4 – мешалка

гирования жидкой фаз буровых растворов и других жидкостей специального назначения при их приготовлении и применяется при строительстве и капитальном ремонте скважин в нефтяной и газовой промышленности, а также в других отраслях при работе с насосами высокого давления. При его использовании обеспечивается сокращение расхода материалов и ускорение приготовления и утяжеления буровых растворов (рис. 17.19).

Техническая характеристика ДГ-2

Принцип измельчения компонентов раствора ................................. Гидравлический «струя

в струю»

Рабочее давление на входе в диспергатор, МПа .............................. 10–14

Пропускная способность, м3/ч ............................................................ 40–100

Габариты, мм ........................................................................................... 1190?750?280

Масса, кг .................................................................................................. 190

605

Рис. 17.19. Гидравлический диспергатор типа «струя в струю» ДГ-2: 1 - корпус; 2, 5 - патрубки; 3 - коллектор; 4 - входной патрубок; 6 - сопло; 7 -насадка

Рис. 17.20. Циклонный шаровой диспергатор ДШ-100:

1 - крышка; 2 - внутренняя камера; 3 - патрубок; 4 - клапан; 5 - запорное устройство; 6

наружная камера; 7 - щелевидное сопло; 8 - мелющие тела; 9 – фильтр

Диспергатор ДШ-100 предназначен для диспергирования твердой и эмульгирования жидкой фаз буровых растворов и различных технологических жидкостей при их приготовлении. Применяется при строительстве и капитальном ремонте скважин в нефтяной и газовой промышленности и строительной индустрии при работе с насосами низкого давления (рис. 17.20).

Техническая характеристика ДШ-100

Принцип измельчения компонентов раствора ................................. Гидромеханический

Рабочее давление на входе в диспергатор, МПа .............................. 0,3–0,4

Пропускная способность, м3/ч ............................................................ 80–100

Габариты, мм ........................................................................................... 600?250?400

Масса, кг .................................................................................................. 50

Преимущества этих диспергаторов состоят в следующем: низкая энергоемкость процесса диспергирования, безопасность работ, сокращение расхода материалов, простота обслуживания и эксплуатации, что подтверждено успешной эксплуатацией в управлениях буровых работ и тампонаж-ных конторах объединения «Грознефть», «Коминефть», «Киргизнефть» и др.

17.4. ОБОРУДОВАНИЕ ДЛЯ ОЧИСТКИ БУРОВОГО РАСТВОРА ОТ ШЛАМА

В связи с тем, что поступающие в буровой раствор частицы выбуренной породы оказывают вредное влияние на его основные технологические свойства, а следовательно, на технико-экономические показатели бурения, очистке буровых растворов от вредных примесей уделяют особое внимание.

Для очистки бурового раствора от шлама используется комплекс различных механических устройств: вибрационные сита, гидроциклонные шламоотделители (песко- и илоотделители), сепараторы, центрифуги. Кроме того, в наиболее неблагоприятных условиях перед очисткой от шлама буровой раствор обрабатывают реагентами-флокулянтами, которые позволяют повысить эффективность работы очистных устройств.

На средства грубой очистки, т.е. вибросита, приходится большая часть очистки бурового раствора от шлама, поэтому именно им следует уделять особое внимание. Для утяжеленных буровых растворов это, в сущности, единственный высокоэффективный аппарат. В практике отечественного бурения широко используются одноярусные сдвоенные вибросита СВ-2 и СВ-2Б, а также одноярусные двухсеточные вибросита ВС-1.

Вибрационное сдвоенное вибросито СВ-2 (рис. 17.21) предназначено для очистки бурового раствора от шлама при бурении глубоких скважин в любых типах пород. Оно состоит из рамы 1, распределительного желоба 2, двух электродвигателей 3, ограждения 4, вибрирующей рамы 5, амортизаторов 6 и барабанов для натяжения сетки 7. Боковые стенки, приваренные к полозьям опорной рамы, образуют ванну, в которую поступает очищенный буровой раствор. На опорной раме установлены распределительный желоб и две вибрирующие рамы. Распределительный желоб устроен таким образом, что обеспечивает прием бурового раствора с трех сторон и подачу его на сетку вибрирующей рамы через два сливных лотка. Выравниватели сливных лотков обеспечивают равномерное распределение раствора по

607

Рис. 17.21. Вибрационное сито СВ-2

ширине сетки. Выравниватели могут полностью перекрыть сливные лотки желоба.

В центре распределительного желоба выполнено окно, с помощью которого желоб соединяется с ванной вибросита. Поэтому при закрытых выравнивателями лотках и поднятом вверх угловом шибере раствор будет поступать непосредственно в ванну, минуя сетку. Окно перекрывается угловым шибером.

Колебательные движения сеткам сообщают вибраторы, приводимые в движение двумя электродвигателями. Каждая вибрирующая рама опирается на четыре резиновых амортизатора и имеет вибратор с эксцентриковым валом. На концах вибрирующей рамы установлены два барабана с храповыми механизмами. Между барабанами натягивается рабочая часть сетки, и ее запасная часть, которая в 2 раза больше рабочей, наматывается на верхний барабан вибрирующей рамы. По мере износа сетки перематывают на нижний барабан до полного износа по всей длине.

Вибросито СВ-2 в состоянии пропустить до 60 л/с бурового раствора при сетке с размером ячейки 1?5 мм. Длина рабочей части сетки 1,2 м, ширина 0,9 м. Общая длина устанавливаемой на вибросито сетки 4,5 м. Сетка колеблется с частотой 1600 или 2000 колебаний в 1 мин. Наклон сетки к горизонту 12–18 °С. Масса вибросита 1380 кг.

Вибрационное сито СВ-2Б представляет собой модернизированный вариант сита СВ-2. Оно рассчитано для установки непосредственно над емкостью ЦС и поэтому не имеет ванны для приема очищенного раствора. Кроме того, к корпусной стенке распределительной коробки приварены патрубки диаметрами 325 и 60 мм. К 325-мм патрубку присоединяют рас-творопровод, идущий от устья скважины; 60-мм патрубок с фланцем через

608

задвижку соединяется с вспомогательным нагнетательным трубопроводом блока очистки.

Конструкция вибрирующих рам, барабанов с сеткой и приводов вибраторов аналогична конструкции этих узлов на сите типа СВ-2. Технологические характеристики этих вибросит одинаковые.

Вибрационное сито ВС-1 значительно сложнее описанных выше, но более эффективно, особенно при очистке утяжеленных буровых растворов. Оно состоит (рис. 17.22) из станины 1 для крепления вибросита на блоке очистки ЦС (станина является также сборником и распределителем очищенного раствора) и вибрирующей рамы 2, предназначенной для непосредственной очистки бурового раствора путем процеживания его через сменные вибрирующие сетки и сброса шлама в отвал.

Станина представляет собой пространственную конструкцию, выполненную из профильного проката. Полозья-сани соединены между собой двумя трубами 3 и листом-поддоном. На полозьях устанавливается приемная емкость 4 для поступающего из скважины бурового раствора. В верхней части приемной емкости смонтированы поворотные распределители потока 5, с помощью которых обеспечивается равномерная подача раствора на сетку. Распределители могут фиксироваться под любым углом к потоку. Если необходимо подавать раствор, минуя сетку, приемная емкость имеет клиновой шибер 6, степень открытия которого регулируется вручную и фиксируется цепью. По бокам полозьев-саней выполнены отверстия, позволяющие выпускать очищенный раствор. Отверстия закрываются плоскими шиберами 7.

На полозьях установлены четыре тумбы 8 для монтажа вибрирующей рамы. Связь между станиной и вибрирующей рамой осуществляется при помощи четырех витых цилиндрических пружин 9.

Под козырьком приемной емкости расположена ручная станция для периодической смазки подшипников вибратора.

Вибрирующая рама по конструкции представляет собой закрепленное между боковинами основание для крепления сетки. Кроме основания сетки боковины скрепляются стяжной трубой, корпусом вибратора и рамой привода. В корпусе вибратора 10 размещен вал, на обоих концах которого установлены дисбалансы, создающие необходимую амплитуду колебаний. На

Рис. 17.22. Вибрационное сито ВС-1

609

раме привода размещен электродвигатель 11, обеспечивающий нужную частоту колебаний, а на противоположном конце расположены грузы, уравновешивающие привод. Передача движения от двигателя к вибратору осуществляется двумя клиновыми ремнями.

Вибросито ВС-1 оснащается двумя заделанными в кассеты сетками. Используются сетки с размерами ячейки 0,16?0,16; 0,2?0,2; 0,25?0,25; 0,4?0,4 и 0,9?0,9 мм. Первая сетка устанавливается горизонтально, а вторая – с наклоном около 5° к горизонту. Поперечное натяжение каждой сетки осуществляется подпружиненными болтами с усилием до 50 кН. Траектория колебаний сеток эллиптическая. Наибольшая двойная амплитуда 8 мм, частота колебаний 1130 и 1040 в 1 мин. Рабочая поверхность сетки 2,7 м2.

Вибросито ВС-1 способно пропустить через сетку с ячейкой 0,16? ?0,16 мм 40 л/с воды и не менее 10 л/с бурового раствора. При использовании сетки 0,9?0,9 мм пропускная способность вибросита превышает 100 л/с. Масса вибросита 1800 кг, длина 3 м, ширина 1,85 м, высота 1,64 м.

В зарубежной практике механическим средствам грубой очистки уделяют большое внимание. Несколько фирм США выпускают вибросита самых разнообразных конструкций: одинарные, сдвоенные и строенные, одно-, двух- и трехъярусные комбинированные, двухступенчатые и т.д.

Гидроциклон – один из наиболее сложных аппаратов, используемых для очистки флюидов от механических примесей. Его технологические характеристики меняются при изменении любого геометрического размера.

Технологические показатели работы циклона при разделении суспензии на жидкую и твердую фазы ухудшаются при уменьшении напора подающего насоса, увеличении вязкости или плотности подаваемой жидкости, повышении концентрации твердых частиц в суспензии, понижении плотности твердой фазы, уменьшении размера отделяемых частиц, резком отличии формы частиц от сферической, сокращении размера отверстия песковой насадки.

Гидроциклонные шламоотделители делят на песко- и илоотделители условно. Пескоотделители – это объединенная единым подающим и сливным манифольдом батарея гидроциклонов диаметром 150 мм и более. Ило-отделителями называют аналогичные устройства, составленные из гидроциклонов диаметром 100 мм и менее. Число гидроциклонов в батареях пес-ко- и илоотделителя разное.

Как и вибросита, эти аппараты должны обрабатывать весь циркулирующий буровой раствор при любой подаче буровых насосов. Считается, что производительность пескоотделителя должна составлять 125 %, а илоот-делителя – 150 % от максимальной подачи насоса. Это позволяет гарантировать обработку всего потока бурового раствора на гидроциклонных шла-моотделителях, а иногда использовать часть очищенного раствора для разбавления неочищенного и таким образом существенно повышать эффективность работы гидроциклонов.

Гидроциклонные шламоотделители обычно включают в работу с момента забуривания скважины. Уже при бурении под кондуктор система очистки бурового раствора должна работать на полную мощность. Шлам необходимо удалить из бурового раствора раньше, чем он будет подвергнут многократному истиранию и диспергированию в циркуляционной системе и стволе скважины. Только в этом случае удается сохранить стабильными параметры бурового раствора, избежать перерасхода запасных деталей к

610

гидравлическому оборудованию, сохранить стабильным ствол и достичь высоких показателей работы долот.

В отечественной практике широко распространен гидроциклонный шламоотделитель типа ПГК, называемый пескоотделителем. Он представляет собой батарею из четырех параллельно работающих гидроциклонов диаметром 150 мм. Буровой раствор в гидроциклоны подается вертикальным шламовым насосом.

Батарея гидроциклонов (рис. 17.23) состоит из сварной рамы 1, четырех гидроциклонов 2, крестовины 3 и четырех отводов 4 с резиновыми ру-

611

Рис. 17.24. Гидроциклон

кавами. Внутренняя часть рамы выполнена в виде лотка с наклонным дном и люком. В передней торцовой стенке установлен шибер. При открытом шибере песковые насадки погружаются в раствор со шламом, вытекающим через верхнюю кромку передней торцовой стенки. При открытом шибере шлам свободно вытекает через люк.

Гидроциклон (рис. 17.24) включает металлический корпус 1, внутри которого установлен цельнолитой полый резиновый или пластмассовый конус 3, питающую резиновую насадку 5 и металлическую сливную насадку. В нижнюю часть гидроциклона вставляется резиновая песковая насадка 4 с отверстием 15 или 25 мм. Раствор из гидроциклона сливается по патрубку 2.

Вертикальный шламовый насос (рис. 17.25) представляет собой центробежный насос погружного типа с открытым рабочим колесом 5, установленным в полости 8. Колесо защищено дисками 7. Вместо сальника в нем используется разъемная резиновая втулка 4, которая служит не только уплотнителем, но и одновременно является опорой нижнего конца вала 6 насоса.

Два шарикоподшипника играют роль основных опор вала колеса. Они расположены в верхней части корпуса 3 насоса выше уровня перекачиваемого раствора и

надежно защищены от его воздействия.

Привод насоса осуществляется от вертикального фланцевого электродвигателя 1 через упругую пальцевую муфту 2. Электродвигатель крепится к корпусу насоса, который имеет два опорных кронштейна с приваренными цапфами для установки в емкости ЦС. Такое устройство позволяет переводить насос из рабочего вертикального положения в горизонтальное для ремонта.

Пескоотделитель 1ПГК способен обрабатывать до 60 л/с бурового раствора и удалять из него частицы шлама размером 60 мкм при наименьшем допустимом давлении около 0,2 МПа. Общая масса установки составляет 1310 кг.

В настоящее время применяют более надежные модели пескоотдели-телей ПГ-50 и ПГ-90 (число обозначает производительность в л/с). Они отличаются более стойкими и совершенными по форме резиновыми элементами.

612

Рис. 17.25. Вертикальный шламовый насос типа ВШН

Кроме того, во многих районах России внедрены шламоотделители с гидроциклонами диаметрами 75 и 100 мм, так называемые илоотделители. Они представляют собой блок из 12–16 гидроциклонов, установленных на общей раме и имеющих общий ввод раствора, и поддон для сбора ила (шлама с раствором). Для подачи раствора используется вертикальный шламовый насос.

17.5. ДЕГАЗАТОРЫ ДЛЯ БУРОВЫХ РАСТВОРОВ

В процессе бурения скважин возможно насыщение бурового раствора пластовым газом, воздухом, а также его вспенивание. В результа-этого ухудшаются технологические свойства раствора: уменьшается

те

613

Рис. 17.26. Двухкамерный вакуумный дегазатор типа ДВС-II

плотность, увеличиваются статическое напряжение сдвига и вязкость. Поэтому ухудшаются условия работы оборудования циркуляционной системы, буровых насосов, усиливается опасность возникновения различных видов осложнений. Для предупреждения осложнений, связанных с газированием бурового раствора, используют методы механической и вакуумной дегазации.

В основе механического способа дегазации лежит разделение газожидкостного потока путем разбрызгивания, турбулизации или воздействия инерционным полем. Для реализации метода применяют различные устройства с вращающимся ротором, гидроциклоны, разбрызгиватели. Ваку-

614

умный способ основан на извлечении свободного газа из жидкости путем создания над ее поверхностью разреженной зоны. Этот способ реализуется с помощью камеры, куда периодически или непрерывно поступает на обработку газированный буровой раствор и где при помощи вакуум-насоса создается разрежение, под действием которого газ отделяется от жидкости.

В отечественной практике бурения скважин наиболее распространены вакуумные дегазаторы периодического воздействия. Они обрабатывают буровой раствор порционно. В период всасывания жидкости и ее дегазации в камере создается вакуум, а в период слива дегазированной жидкости камера сообщается с атмосферой. На таком принципе работает двухкамерный вакуумный дегазатор ДВС-II конструкции УкрНИИгаза. Он включает в себя следующие основные узлы (рис. 17.26): цилиндрическую камеру 8, разделенную на два одинаковых отсека, оборудованных дегазационной камерой 3. В последней имеются специальные тарелки 5 и конусы 6, попадая на которые буровой раствор дегазируется в вакуумной среде во время всасывания его через приемный клапан 1 и всасывающую трубу 4 из емкости 13. Отсек емкости 11 перекрывается заслонкой 12. Дегазационные камеры периодически подключаются к вакуумному насосу 9 посредством клапана-разрядника 2, управляемого регуляторами уровня поплавкового типа 7. Вся система управления дегазатором подключена к вакуум-насосу через вакуумный ресивер 15. Приемные клапаны снабжены резиновыми мембранами, которые управляются золотниковым механизмом 14. Автоматически действующие сливные клапаны 10 открываются и закрываются в результате изменения направления потока бурового раствора.

Отечественной промышленностью, кроме того, выпускается вакуумный дегазатор ДВС-2К, который незначительно отличается от дегазатора ДВС-II; в нем отсутствует специальная емкость, так как он входит в состав блока очистки циркуляционной системы буровой установки.

В условиях низких сезонных температур иногда используют дегазатор ДВМ-2, который имеет следующие конструктивные особенности по сравнению с дегазатором ДВС-II: роль конусов и тарелок выполняет один решетчатый конус; приемный клапан перенесен внутрь всасывающей трубы, что позволило исключить корпус выкидного клапана; клапан управляется не резиновой мембраной, а постоянно поджимается пружиной. В результате перенесения выкидного клапана внутрь всасывающей трубы обеспечивается полное опорожнение трубы в перерывах между работой, поэтому исключается замерзание в ней жидкости в зимнее время. Дегазатор ДВМ-2 более транспортабелен, так как его масса составляет 800 кг.

17.6. УСТАНОВКА ДЛЯ ОБРАБОТКИ БУРОВОГО РАСТВОРА НА БАЗЕ ЦЕНТРИФУГИ

Установка для обработки бурового раствора на базе центрифуги предназначена для комплектации новых и эксплуатируемых циркуляционных систем буровых установок. Она позволяет вести безамбарное бурение, решая экологические проблемы. Основой установки является центрифуга модели ОГШ-500. При очистке неутяжеленных растворов удаляются частицы размером до 5 мкм, а также обезвоживаются сливы из песко- и илоотделителей. Применение установки позволяет вскрывать пласты при

615

циркуляции бурового раствора плотностью 1,06 г/см3, получаемого без разбавления водой.

При работе с применением утяжеленных буровых растворов использование установки дает возможность вести бурение на одном объеме утяжелителя, выводя из раствора коллоидную фазу и исключая тем самым избыток нарабатываемого утяжеленного бурового раствора. Экономия барита при этом может составлять 40–60 % и более; также существенно снижается расход химреагентов.

При использовании центрифуг в несколько раз возрастает межремонтный период насосного оборудования, увеличивается стойкость долот. Кроме того, облегчается управление свойствами буровых растворов.

Установка комплектуется центробежным насосом и мембранным насосом для работы с утяжеленными буровыми растворами. В комплекте с блоком флокуляции центрифуги обезвоживают избыточный буровой раствор, возвращая жидкую фазу в оборотное водоснабжение. Техническая характеристика

Частота вращения, об/мин ........................... 1200–2000

Производительность, дм3/с .......................... 0,5–5

Мощность привода, кВт ................................ 30

Масса центрифуги, кг ................................... 2500

Габариты, мм .................................................. 2465?1943?986

17.7. ВСАСЫВАЮЩИЕ ЛИНИИ ДЛЯ БУРОВЫХ НАСОСОВ

Очищенный буровой раствор посредством подпорных насосов либо самовсасыванием подается из приемных резервуаров циркуляционной системы в буровые насосы. Всасывающим трубопроводом или линией всасывания называют участок трубопровода, по которому подводится раствор из опорожняемой емкости к насосу.

Всасывающие линии имеют важное значение в обеспечении заданных технических показателей буровых насосов. Эффективность действия их определяется полнотой заполнения жидкой средой рабочих камер насоса. При неполном заполнении рабочих камер при всасывании уменьшается подача буровых насосов, а также снижаются прочность и долговечность всей насосной установки из-за гидравлических ударов, возникающих при обратном ходе поршней. Для полного заполнения рабочих камер насоса всасываемая жидкость должна безотрывно следовать за поршнем. При отрыве всасываемой жидкости от поршня в рабочих камерах насоса образуется вакуум, в результате которого возникает кавитация, способная привести к полному срыву подачи. Поэтому для обеспечения безотрывного перемещения всасывающей жидкости за поршнем и предотвращения кавитации давление на входе в насос должно быть выше давления насыщенных паров жидкой среды.

В зависимости от компоновки циркуляционной системы буровые насосы располагаются выше или ниже уровня бурового раствора в емкости. Предпочтительнее располагать насос ниже уровня бурового раствора в опорожняемой емкости. В этом случае насосы работают с подпором, определяемым разностью высот бурового раствора в опорожняемой емкости и центра тяжести сечения входа в насос. Если буровой насос располагается выше уровня раствора в емкости, то высота установки его ограничивается допускаемой вакуумметрической высотой всасывания, при которой обес-

616

печивается работа насоса без изменения основных технических показателей.

Высоту всасывания вычисляют на основании уравнения Бернулли для потока жидкости в сечениях za, совпадающих с уровнем раствора в опорожняемой емкости, и в сечении zв, совпадающем с входом в насос:

pgza +pa + p^ = pgzв + рв + р^ + Дри + Дрг +Дрк. (17.1)

Скорость va опорожнения емкости можно принять равной нулю, а давление ра над свободной поверхностью жидкости – равным давлению р0 окружающей среды. Учитывая, что высота всасывания z = zв – za, из уравнения (17.1) получают

V2

Р0 - Рв - Р в - АРи - АРг - АРк

z =--------------2----------------------, (17.2)

рд

где рв – давление на входе в насос, Па; vв – скорость бурового раствора на входе в насос, м/с; р – плотность бурового раствора, кг/м3; д – ускорение силы тяжести, м/с2; Дри – потери давления на преодоление инерции бурового раствора (определяются массой и ускорением бурового раствора во всасывающей трубе), Па; Дрг - потери давления на преодоление гидравлических сопротивлений всасывающей трубы и приемного коллектора насоса, Па; Дрк – потери давления на преодоление сопротивления клапана насоса, Па.

Для снижения инерционных потерь давления рекомендуется на всасывающей линии устанавливать воздушный компенсатор. При недостаточном давлении рв на входе в насос и работе с буровыми растворами высоких плотности и вязкости всасывающие линии снабжаются подпорными насосами.

Длина всасывающей линии должна быть минимально возможной, а диаметр используемых труб должен быть не менее диаметра приемного коллектора бурового насоса. На свободном конце всасывающей линии устанавливают сетчатый фильтр, суммарная площадь просветов которого должна быть не менее площади сечения труб, используемых в линии всасывания. Всасывающий трубопровод крепят к насосу посредством фланцевого соединения, уплотняемого листовой прокладкой из резины. Неточность изготовления и монтажа всасывающих линий компенсируется подвижными соединительными муфтами (компенсаторами). Для защиты бурового раствора от промерзания всасывающие линии покрывают теплоизоляционным материалом. Запасные емкости циркуляционной системы с буровым раствором и химическими реагентами подключаются к всасывающей линии с помощью труб сравнительно небольшого диаметра, снабженных клиновыми задвижками или поворотными шиберами.

18

ГЛАВА

ПОРОДОРАЗРУШАЮЩИЙ ИНСТРУМЕНТ: БУРОВЫЕ ДОЛОТА, БУРИЛЬНЫЕ ГОЛОВКИ, РАСШИРИТЕЛИ, КАЛИБРАТОРЫ

Горные породы на забое скважины разрушаются долотами различных типов и моделей, расширителями и бурильными головками. Долота для сплошного бурения различаются по воздействиям на забой и по своему конструктивному исполнению.

Все долота для сплошного бурения по характеру воздействия на породу разделяются на четыре основные группы:

1) долота лопастные, режущие и скалывающие породу;

2) долота шарошечные со слабо коническими (почти цилиндрическими) шарошками, одновременно скалывающие и дробящие породу;

3) долота с коническими шарошками, вершины которых лежат у центра долота или вблизи нее, собираемые на лапах с консольными цапфами, дробящие породу;

4) долота с матричным корпусом, оснащенным твердосплавными штырями или алмазами, режущие и истирающие породу.

Наибольшее распространение получили шарошечные долота. Ими ежегодно выполняется около 95 % объема проходки. В зависимости от числа рабочих органов шарошечные долота бывают одно-, двух-, трех-, четырех-, шести- и многошарошечные. Наиболее распространен трехшарошеч-ный вариант. Его конструкция отличается наилучшей вписываемостью в круглое сечение скважин трех конических шарошек, обеспечивающих оптимальное центрирование и устойчивость долота и т.д.

Более подробно породоразрушающий инструмент можно классифицировать по следующим признакам.

По принципу действия: режуще-скалывающие; дробяще-скалывающие; режуще-истирающие.

По назначению: для сплошного бурения; для колонкового бурения; для расширения ствола скважины; для специальных работ в скважине.

По конструкции рабочего элемента: лопастные; шарошечные; матричные.

По количеству рабочих элементов: одноэлементные; двухэлементные; трехэлементные; четырехэлементные; шестиэлементные и т.д.

По конструкции промывочных устройств: с центральным одним отверстием; с периферийными несколькими отверстиями; с гидромониторными осесимметричными насадками; с асимметричной одной гидромониторной насадкой.

По типу и стойкости вооружения: для бурения мягких пород; для бурения пород средней твердости; для бурения твердых пород; для бурения крепких пород.

18.1. ШАРОШЕЧНЫЕ ДОЛОТА

Простейшая конструкция корпусного трехшарошечного долота с центральной промывкой показана на рис. 18.1, a (без сопел) и на рис. 18.1, a (с соплами).

Долото состоит из следующих основных узлов: литого корпуса 1, лап 2, узла опор, включающего цапфу 3 и подшипники 4–6, шарошек 7 и очищающего или промывочного узла. В состав последнего могут входить насадки 8 и 9, формирующие высоконапорный поток бурового раствора, а также каналы 10 (рис. 18.1, a), просверленные в корпусе 1. Верхняя часть 11 корпуса обычно называется присоединительной головкой, так как она служит для присоединения к переводнику или нижнему концу бурильной колонны. В данном случае она выполнена в виде муфты с внутренней конической резьбой 12. На нижней части корпуса 1 обычно предусмотрены пазы, в которые вставляют лапы 2 со смонтированными шарошками. Лапы приваривают к корпусу 1 сварными швами.

Конструкция, показанная на рис. 18.1, характерна для отечественных долот диаметром 394 мм и более; большинство трехшарошечных долот выполняются секционными. Внешний вид и внутренние элементы секционного долота показаны соответственно на рис. 18.2 и 18.3.

Секционное шарошечное долото собирается из секций, свариваемых вместе по всему наружному контуру сопрягаемых поверхностей. При этом верхние сегментные чести секций образуют присоединительную головку 1, на которой затем нарезается коническая наружная (ниппельная) резьба (см. рис. 18.2). Средняя часть долота составляет также единое целое в результате сваривания лап 3. На наружной поверхности лап 3 предусмотрены приливы 12, кромки и ребра жесткости, а также округлые полуцилиндрические приливы (бобышки) 2 под промывочные сопла (насадки) 10.

В СНГ сопла изготавливают обычно из металлокерамического материала. Сопла закрепляют при помощи удерживающего замка (в данном

Рис. 18.1. Корпусное шарошечное долото: a - Д394С; a - Д394МГ

619

Рис. 18.2. Секционное трехшаро-шечное долото типа XV

случае стопорного кольца 9). Герметизация зазора между соплом и внутренней стенкой полости (гнездо прилива 2) обеспечивается обычно резиновым уплотнением 13. Козырек 7 лапы обычно (как и в приведенном случае) защищается антиабразивным покрытием 8, приближенным к торцу 4 шарошки и ее тыльной части 6, называемой часто обратным конусом. На тыльной части 6 шарошки наплавляют защитное покрытие с хорошо сопротивляющейся абразивному износу калибрующей поверхностью 5, разделяемой одной из конических поверхностей корпуса шарошки. Вершина

Рис. 18.3. Внутренние элементы шарошечного долота:

a - элементы опоры шарошки; a - секция долота с герметизированной опорой

620

первой шарошки в данном случае, как и у долота со стальным вооружением некоторых других типов, выполняется с лопатовидными элементами и называется лопаткой 27.

Ряд породоразрушающих элементов, расположенных примерно по одной окружности, называется венцом. Венец 21, находящийся на периферии (у основания) шарошки, называется периферийным или калибрующим, поскольку он не только углубляет забой, но и калибрует ствол скважины. Средние 20 и привершинные 19 венцы принято называть основными. Основными конусами шарошек условно именуют конические поверхности, находящиеся не на тыльной, а на передней (основной) стороне шарошки, ближе к вершине; от них начинают построение шарошки. Различают также промежуточные дополнительные конусы, расположенные между основным и обратным конусом в двух- и трехконусных шарошках.

Часть конуса шарошки, расположенная между двумя венцами, называется межвенцовой расточкой 29. Если она выполняется в виде узкого, но значительного углубления между венцовыми поясками, над которыми выступают рабочие породоразрушающие элементы, то в этом случае ее иногда называют также и кольцевой канавкой.

Стальной выфрезерованный породоразрушающий элемент шарошки принято называть зубом, а твердосплавный вставной (изготовленный из спекаемого, обычно карбидовольфрамового, порошка) – зубком, или штырем 24 (см. рис. 18.2). Углубление между двумя соседними зубьями, расположенными на одном и том же венце, называют обычно выемкой 22. Значительную выемку, образованную на месте одного-двух срезанных зубьев или сбоку одного из них, принято называть выфрезеровкой.

Нижняя часть 17 зуба – основание, а верхняя 18 – вершина. Ребра сопряжения поверхностей вершины зуба, а нередко и всю вершину полностью неправильно обобщают единым названием «режущая кромка».

Поверхность 25 зуба, обращенную к периферии – к периферийному венцу шарошки, принято называть наружной стороной, а поверхность 26, обращенную к вершине – внутренней стороной зуба. Поверхность 25, обращенная по направлению вращения шарошки, называется набегающей, или передней гранью (реже передней стороной или передним крылом зуба), а поверхность 23, направленная в противоположную сторону, – тыльной или задней гранью (стороной). Рабочие поверхности стальных зубьев шарошки и других быстроизнашивающихся элементов долота нередко защищаются наплавляемым антиабразивным покрытием.

На верхнем торце присоединительной головки 1 выбивают размер, заводской номер и тип долота, товарный знак и номер партии долот.

Широкий проходной канал, ограниченный внутренними стенками головки 1, принято называть внутренней полостью 14 долота, а заплечики 15 – упорным уступом (торцом), который обычно имеет скошенную фаску.

На рис. 18.2 представлены крышка 16 компенсатора и предохранительный сбрасывающий обратный клапан 11 автономной герметизированной принудительной системы смазки элементов опоры шарошки. Опора шарошки долота (рис. 18.3, a) обычно состоит из консольной цапфы 2, составляющей единое целое с лапой 15, и подшипников, позволяющих шарошке при вращении долота свободно вращаться относительно цапфы и передавать осевые и радиальные нагрузки. Один из подшипников одновременно с отмеченными функциями выполняет также роль запирающего,

621

фиксирующего устройства, удерживающего шарошку на цапфе от продольного смещения. Поэтому такой подшипник называют замковым. Как правило, он выполняется в виде шарикоподшипника 12. Его шары заводятся в соответствующее гнездо через цилиндрический проход 16, просверливаемый в цапфе и запираемый после их установки специальной деталью, называемой замковым пальцем 18. Эта деталь имеет форму штыря и выполняет роль пробки, заходящей в проход 16 и не позволяющей шарам выкатываться из беговой дорожки 10.

В пальце 18 на одном его конце (переднем) вытачивается сферический вырез 17, точно соответствующий (при совместной обработке пальца с цапфой) профилю внутренней беговой дорожки 10 замкового подшипника, а на другом – канавка 19 под сварочный шов, фиксирующий правильное положение пальца и препятствующий его смещению и выпадению.

По обеим сторонам замкового подшипника обычно монтируют большой и малый подшипники. Большой подшипник у многих долот состоит из беговой дорожки 14, роликов 13 и направляющих плоскостей 1. Он отделяется от замкового шарикового подшипника буртиком 11.

Малый подшипник чаще всего выполняется в виде подшипника скольжения с втулкой 4, которая впрессовывается в гнездо 8, высверливаемое в шарошке. Втулку 4 часто называют фрикционной. Торцовая (концевая) 3 и боковая поверхности цапфы на участке этого подшипника, как правило, наплавляются тонким антиабразивным покрытием.

В состав опоры, как правило, входит также подшипник 9 в виде планшайбы с накаткой 6 по боковой поверхности и со шлифованным днищем 5. Подпятник впрессовывают в соответствующее ему гнездо 7, высверленное в днище шарошки. Его нередко называют концевым упорным подшипником, однако под концевым подшипником также подразумевается малый подшипник с фрикционной втулкой 4 или весь комплекс элементов скольжения, включая втулку 4 и подпятник 9.

Если опора долота герметизирована (см. рис. 18.3, a), в ее состав чаще всего включают сальниковое уплотнение 23, гибкую диафрагму 21 (являющуюся основной деталью компенсатора), заполняемый смазкой резервуар (или лубрикатор) 24, каналы для смазки 22 и крышку или пробку 20 компенсатора 25, перекрывающую полость резервуара 24.

В Российской Федерации для бурения нефтяных скважин выпускаются одно-, двух- и трехшарошечные долота.

Одношарошечные долота. Эти долота разработаны в СевКавНИПИ. Все они относятся к одному классу (с твердосплавным вооружением) и одному типу С3 (по прежнему обозначению С1) – для средних, преимущественно карбонатных, хрупких пород, таких как доломиты, конгломераты, известняки и др.

По своим конструктивным особенностям они разделяются на модификации (рис. 18.4, a–г). Одношарошечное долото состоит из корпуса с присоединительной головкой, лапы и сферической шарошки. Промывочное устройство в виде сквозного периферического отверстия просверливается в лапе недалеко от основания цапфы, направляющего струю раствора по касательной к поверхности шарошки.

Корпус выполнен с утолщенной консольной лапой, изготовляемой с цапфой, ось которой наклонена под углом 30° к оси долота.

Опора включает два шарикоподшипника, один из которых выполняет-622

Рис. 18.4. Модификации отечественных одношарошечных долот:

a - основная (серийная); a - с кольцевыми расточками на шарошке; в - с нижней промывкой;

г - с коническими зубками; 1 - корпус долота; 2 – шарошка

ся замковым, и два подшипника скольжения. В новом долоте основные нагрузки несут шарикоподшипники.

Двухшарошечные долота. Эти долота разрабатывает СКБ Геотехники вместе с Верхнесергинским долотным заводом. Их применяют главным образом при бурении геологоразведочных скважин. Современные модели двухшарошечных долот можно распределить на два класса, четыре типа и несколько модификаций, отличающихся одна от другой по схеме и конструкции промывочного узла либо опоры шарошек.

Долота первого класса изготовляют двух типов – М и С.

Двухшарошечные долота типа М предназначены для бурения скважин сплошным забоем и в слабых, наиболее мягких и вязких несцементированных породах, таких как суглинки, слабые глины и мергели. Эти долота изготовляют трех типоразмеров: В112МГ, В132МГ и В151МГ.

Долото В112МГ выполняется двухсекционным (рис. 18.5, а).

Секции (см. рис. 18.2 и 18.3, б) сопрягаются плоскостями на фиксирующих штифтах и свариваются сварным швом. Угол наклона цапф к оси долота 57°30'. Опора каждой шарошки выполнена по схеме СШР, т.е. подшипник скольжения – шарикоподшипник (замковый) – роликовый подшипник. Шарошки – самоочищающиеся со смещением их осей относительно оси долота на 3 мм.

Фрезерованные зубья шарошек – крупные, заостренные, защищенные твердосплавной наплавкой. Такое вооружение обеспечивает наиболее высокую эффективность в очень мягких и вязких породах. Промывка – боковая. Промывочные каналы иногда оснащают металлокерамическими соплами, направляющими струи жидкости в зазоры между шарошками.

Долото В132МГ состоит из двух сварных секций. Оси цапф и шарошек наклонены под углом 57°30' к оси долота. Опора шарошки выполнена по схеме ШШР. Один из шариковых подшипников (большой) - замковый. Шарошки – самоочищающиеся, оснащены крупными фрезерованными зубьями. Рабочие поверхности зубьев армированы зернистой твердосплавной наплавкой (релит ТЗ), а угол заострения зубьев изменяется в диапазоне 48°36'-51°50'. Промывочное устройство - боковое, со струйными соплами.

Приблизительно такой же конструкцией характеризуется долото В151МГ, но у него смещение осей шарошек относительно оси долота составляет 5 мм, а заострение зубьев 45–49°.

623

Рис. 18.5. Двухшарошечные долота:

a - В112МГ; a - 2В93С; 1 - секция герметизированной опоры долота; 2, 6 - боковые и центральное промывочные отверстия; 3, 4, 5 - подшипники шариковый, роликовый и скольжения соответственно

К типу С относятся долота 2В93С и 2В112СМ, предназначенные для бурения скважин в средних породах, таких как известняки, аргиллиты, алевролиты, уплотненные глины, мергели. Долото 2В93С (рис. 18.5, a) состоит из двух сварных секций, плоскость прилегания которых расположена симметрично относительно шарошек.

Оси цапф шарошек наклонены под углом 47°30? к оси долота. Шарошки – самоочищающиеся. Опора шарошки состоит из двух подшипников скольжения и одного шарикового (замкового) подшипника. Вооружение шарошек представлено выфрезерованными стальными зубьями, армированными релитом. Высота и шаг зубьев – средние, несколько меньше, чем у долот типа М. Промывка забоя – центральная, через одно отверстие круглого сечения.

Долото 2В112С по опоре шарошки аналогично долоту В112МГ, а по вооружению и промывочному устройству – долоту 2В93С. Однако у долота 2В112С угол наклона цапф к оси долота составляет 50°.

Двухшарошечные долота второго класса, т.е. со вставным твердосплавным (штыревым) вооружением, выпускают типа К. Они предназначены для бурения скважин в крепких и абразивных породах. Долота указанного типа выпускают диаметрами 59, 76, 93 и 112 мм под шифрами 2Ш59К, В76К, 4В93К и Ш112К соответственно. Долота В76К, 4В93К и Ш112К отличаются от долота 2Ш59К в основном размерами своих элементов.

Трехшарошечные долота. Современные отечественные долота указанной разновидности можно разделить на шесть серий: 1АН (рис. 18.6, a); 2АН или ГНУ (рис. 18.6, a); 1АВ (рис. 18.6, в); опытную 2АВ; 3АН (ГАУ); долота в конструктивном и качественном отношении, соответствующие отраслевой нормали ОН-26-128 –69 и отличающиеся от остальных целыми (без десятых долей миллиметра) числовыми значениями номинального

624

Рис. 18.6. Трехшарошечные долота

диаметра в их шифре, например, В97С, В118Т, Д394МГ (см. рис. 18.1, a) и др.

Долота каждой из перечисленных серий могут быть любого класса (т.е. со стальным фрезерованным, штыревым или комбинированным вооружением шарошек), любого типа и любой модификации. Различия проявляются в технологии их изготовления, а также в конструкции опоры и их элементов и частично в размерах долот.

Долота серии 1АН предназначаются преимущественно для низкооборотного бурения (на что указывает литера Н в обозначении серии) с винтовым или другим забойным двигателем, вращающим долото с относительно невысокой частотой вращения (до 350 об/мин). Долота данной серии характеризуются повышенной точностью изготовления (литера А в обозначении серии), удлиненной присоединительной резьбой, а также открытой, не защищенной от шлама негерметизированной опорой, выполненной по схеме РШС (точнее, большой роликоподшипник – замковый шарикоподшипник – узел скольжения, состоящий из радиального и торцового фрикционных подшипников, как показано на рис. 18.6, a). Первые долота серии 1АН были разработаны во ВНИИБТ.

Долота серии 2АН предназначены для низкооборотного (40– 25 об/мин) способа бурения. Их опора, как и у долот серии 1АН, выполнена по схеме РШС. Отличие заключается в том, что эта опора изготовлена герметизированной и включает устройства для принудительной подачи смазки к трущимся элементам в процессе бурения. С этой целью в спинке лапы каждой секции долота высверливают карман 1 (см. рис. 18.6, a) служащий резервуаром-лубрикатором и перекрываемый крышкой 2 после заполнения его смазкой и установки в него эластичного компенсатора 3. Под давлением бурового раствора, проникающего в компенсатор через боковое отверстие в крышке 2, смазка проталкивается к смазочному каналу 4 к подшипникам 6–8. Утечке смазки из полости шарошки препятствует сальниковое уплотнение 5, которое перекрывает зазор между шарошкой и цапфой.

Главная особенность этих долот заключается в том, что их изготовляют с опорой, состоящей только из подшипников качения. Опора может быть выполнена по схеме ШШШ (см. рис. 18.6, a) по схеме РШР и ШШР

625

Т а б л и ц а 18.1

Размеры шарошечных долот по их номинальному диаметру (мм)

1975–1976 гг.
1977–1980 гг.
1981 г.
1982–1984 гг.

46
200
46
260,9
46
304,8
46
295,3

59
212,7
59
295,3
59
311,1
59
304,8

76
214
76
311,1
76
320
76
311,1

93
215,9
93
320
93
379,5
93
320

97
222,3
98,4
349,2
97
374,6
97
349,2

98,3
228,6
108
374,5
98,4
393,7
98,4
374,6

108
243
112
381
112
444,5
112
393,7

112
244,5
120,6
393,7
118
490
118
444,5

118
250,8
132
444,5
120,6
508
120,6
490

120
269
139,7
469,9
132

132
508

132
269,9
42,9
490
139,7

139,7

139,7
295,0
146
508
146

146,1

140
295,3
149,2

151

151

142,9
311,1
151

161

163

145
520
158,7

165,1

165,1

146
346
165,1

171,4

171,4

149,2
349,2
171,4

187,3

187,3

151
374,6
187,3

190,5

190,5

158,7
381
196

200

200

161
393
200

212,7

212,7

165,1
394
212,7

212,7

212,7

165,1
394
212,7

212,7

212,7