ВСЁ ПРО НЕФТЬ И ГАЗ

Комплексный интернет- портал посвещённый нефти и газу

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)

Булатов А.И., Проселков Ю.М., Шаманов С.А
Техника и технология бурения нефтяных и газовых скважин

Глава № 2

Навигация

Аннотация-Оглавление-Предисловие-Список литературы

Глава 1 2

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.

В данной библиотеке представлены книги исключительно для личного ознакомления.
Запрещено любое копирование не для личного использования, а также с целью использования в коммерческих целях.
В случае претензий со стороны авторов книг/издательств обязуемся убрать указанные книги из перечня ознакомительной библиотеки.
Копирование, сохранение на жестком диске или иной способ сохранения произведений осуществляются пользователями на свой риск.

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

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.

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

165,1
394
212,7

215

215,9

171,4
444,5
215,9

222,3

222,3

187,2
445
222,3

242,9

242,9

190
469,9
228,6

244,5

244,5

190,5
490
244,5

250,8

250,8

196,5
508
250,8

269,9 295,3

269,9

(в основном в долотах диаметрами до 190 мм); опора негерметизиро-ванная.

Отечественной промышленностью выпускаются трехшарошечные долота трех классов, 13 типов, нескольких десятков модификаций, 26 размеров, более 150 (включая опытные долота) моделей.

Наименьшее число типов, модификаций и моделей приходится на малые (диаметрами 76–151 мм) и большие (диаметрами 346–490 мм, особенно 445 и 490 мм) размеры.

Рис. 18.7. Сопла (насадки) для шарошечных долот марок (а) и НКВ (б)

626

Т а б л и ц а 18.2

Переменные параметры (мм) сопла НКВ

Параметр (см. рис. 18.7, a)
Номер сопла

1
2
3
4
5
6
7
8

d1 R1 h1
16
52,5 15,31
15 45,48
15,71
14 40,3
16,01
13 36,28
16,28
12 30,12
16,38
11 30,59
16,51
10 28,53
16,72
9 26,99
16,78

В наиболее широком ассортименте (по числу серий, классов, типов, модификаций и моделей) изготовляют долота диаметром 190 (190,5) мм и особенно 214 (215,9) мм. Это объясняется наибольшим объемом проходки для указанных диаметров ствола скважины и многообразием свойств пород, встречающихся при бурении таких стволов.

В табл. 18.1 показана динамика изменения значений и общего числа размеров шарошечных долот в течение ряда лет по период действия устанавливаемых эти значения документов отраслевых нормалей и ГОСТов. Как видно из табл. 18.1, размерный ряд долот с 1975 г. по 1984 г. существенно изменился.

За это время было введено много новых размеров, в основном соответствующих международному стандарту.

Сопла (насадки) выполняют двух модификаций: НД (рис. 18.7, a) или НКВ (рис. 18.7, a). Сопло НД выполняется укороченным с относительно крутым сужением внутреннего радиального профиляпроходногоканала, характеризующимся радиусом кривизны R1. Значения этого и других параметров, обозначенных на рис. 18.7, зависят от номера (размера) сопла (табл. 18.2).

Большинство долот с опорой качения в настоящее время выпускается в соответствии с ГОСТ 20692–75 серии 1АВ (см. рис. 18.6, в).

К первому классу относятся пять типов со стальным выфрезерован-ным вооружением: М, МС, С, СТ и Т. Наименование типа совпадает с первой буквой в шифре после цифрового обозначения диаметра, характеризующей основное свойство пород.

18.2. ЛОПАСТНЫЕ ДОЛОТА

В отличие от шарошечных долот лопастные просты и по конструкции, и по технологии изготовления.

Лопастные долота обеспечивают высокую механическую скорость в рыхлых, мягких и несцементированных породах. В таких породах проходки этими долотами за рейс достигают нескольких сот метров, а в некоторых случаях – даже 1500–2000 м. Но при этом в связи с неизбежной для таких больших интервалов глубин перемежаемостью пород (в том числе твердых и абразивных) часто наблюдается значительное уменьшение диаметра скважин, что приводит к необходимости расширения и проработки скважины перед спуском очередного долота. Кроме того, при бурении необходимо прикладывать к долотам большой крутящий момент. Режущие элементы долот находятся в постоянном контакте с породой и поэтому более интенсивно изнашиваются по сравнению с шарошечными долотами.

Бурение лопастным долотом нередко сопряжено с опасностью значи-

627

тельного искривления ствола скважины. Это объясняется малой площадью контакта долота с забоем по сравнению с общей площадью поперечного сечения скважин, необходимостью передачи через него значительной осевой нагрузки, высокого крутящего момента, большой энергии, а также особенностями конструкции лопастного устройства.

Одна из наиболее простых конструкций лопастного долота показана на рис. 18.8. В состав лопастного долота входят корпус 1 и лопасти 2. В верхней части корпуса нарезается присоединительная резьба 3 (в данном случае внутренняя муфтовая), а в нижней – просверливаются основные промывочные отверстия 4 без сопел для подачи бурового раствора на забой.

Боковые калибрующие и другие рабочие поверхности лопастей обычно покрывают релитом 5 или чугуном 6.

Более сложная конструкция лопастного долота показана на рис. 18.9, a, a. В состав этого долота, кроме корпуса 1 и лопастей 2, входят сопло 7, уп-лотнительные кольца 3 для герметизации промывочного узла и зазора между соплом 7 и гнездом в корпусе долота, байонетная шайба 5 для удержания сопла, болт 8 со стопорной шайбой 9 для крепления байонетной шайбы, запрессованные почти вровень с поверхностью лопасти твердосплавные вставки (штыри) 4 и пластины 10.

Присоединительная резьба 6 на верхней части корпуса 1 выполняется наружной, ниппельной на такой же конической присоединительной головке, как и у шарошечных долот.

Отечественные лопастные долота выпускаются следующих пяти раз-

628

новидностей: 2Л – двухлопастные (см. рис. 18.8), 3Л – трехлопастные (см. рис. 18.9, a, a), 3ИР – трехлопастные истирающе-режущие (рис. 18.10), 6ИР – шестилопастные истирающе-режущие (рис. 18.11), П – пикообраз-ные однолопастные (рис. 18.12).

Лопастные долота делятся на типы в соответствии с их назначением.

В настоящее время лопастные долота первых четырех указанных разновидностей принято относить к одному из четырех типов: М, МС, МСЗ или С. При этом долота разновидностей 2Л и 3Л разделяются на два типа: М – для бурения мягких пород (супеси, суглинки, несвязные грунты и т.п.); МС – для разбуривания среднемягких пород (мел, рыхлый мергель, глины, слабый известняк).

Долота разновидности 3ИР, согласно их назначению, относят к типу МСЗ (для бурения абразивных среднемягких пород – слабосцементиро-ванные песчаники, песчанистые глины, алевролиты), а разновидности 6ИР – к типу М (для бурения средних пород – аргиллиты, глинистые сланцы, гипсы).

Пикообразные долота изготовляют двух типов: Ц – для разбуривания цементных пробок и металлических деталей низа обсадных колонн, Р (см. рис. 18.12) – для расширения ствола скважины.

Рассмотрим номенклатуру лопастных долот каждой разновидности. Долота разновидности 2Л, т.е. двухлопастные (см. рис. 18.8), выпускаются двух типов – М и МС.

629

Рис. 18.10. Долото 3ИР:

1 - корпус; 2 - лопасти; 3 - твердосплавные штыри; 4 - сопло; 5, 8 - байонетная и стопорная шайбы; 6 - уплотнительное кольцо; 7 – болт

Рис. 18.11. Долото 6ИР

Долота типа М характеризуются армированием нижних режущих кромок лопастей релитом с последующим покрытием всей передней (по ходу вращения долота) поверхности (грани) каждой лопасти специальным чугуном. Боковая калибрующая поверхность лопасти армируется твердосплавными штырями с последующей наплавкой релитом. Внутренние поверхности лопастей в центральной части долота также наплавляют релитом.

Двухлопастные долота обоих типов изготовляют только одной модификации – цельноковаными и лишь с обычной (неструйной) промывкой, без сопел (с двумя цилиндрическими промывочными отверстиями). Оси промывочных отверстий отклоняются от продольной оси долота под углом 15° и 20° в долотах диаметрами соответственно 76–132 и 140–161 мм. В поперечном (горизонтальном) сечении их проекции наклонены к оси симметрии под углом 60°.

Указанные долота выпускают следующих моделей: 2Л76М, 2Л76МС, 2Л93М, 2Л93МС, 2Л97М, 2Л97МС, 2Л112М, 2Л112МС, 2Л118М, 2Л118МС, 2Л132М, 2Л132МС, 2Л140М, 2Л140МС, 2Л151М, 2Л151МС, 2Л161М и 2Л161МС.

В приведенных цифрах сочетание 2Л обозначает разновидность долота (двухлопастное), далее цифрами обозначен номинальный диаметр в милли-

630

метрах (например, 76, 93 и т.д.) и в конце шифра буквами М или МС указан тип долота.

ОСТ 26-02-1282–75 предусматривает изготовление двухлопастных долот типов М и МС 14 малых размеров – диаметрами от 76 до 165,1 мм. До-

631

лота разновидности 3Л (трехлопастные), так же, как и двухлопастные, выпускают двух типов – М и МС. Особенности долот каждого из этих типов такие же, как и у долот разновидности 2Л, т.е. режущие кромки лопастей у долота типа М армированы релитом, а у долота типа МС – твердосплавными пластинами.

Долота обоих типов изготовляют только сварной модификации, т.е. с приваренными к корпусу лопастями. По конструкции промывочного устройства они могут быть выполнены с соплами (струйными или гидромониторными) либо без сопел.

Долота разновидности 3ИР (см. рис. 18.10) изготовляют только типа МСЗ – для мягких и среднемягких абразивных пород. Они имеют такое же количество лопастей, как долота 3Л, однако формы их выполнения и армирования существенно различаются.

Долота разновидности 6ИР (см. рис. 18.11) выпускают только типа С – для бурения средних пород. Эти долота в отличие от предыдущих оснащены, помимо трех основных, тремя укороченными боковыми лопастями, армированными твердосплавными штырями и релитом примерно таким же образом, как и основные лопасти. Главное назначение этих лопастей – усиление калибрующей способности долота, что обеспечивается большим количеством штырей на боковых поверхностях основных лопастей. При сопоставлении рис. 18.10 и 18.11 можно заметить, что форма выполнения основных лопастей у долота 6ИР несколько иная, чем у долота 3ИР. Так, сужение лопастей от периферии к оси долота и выполнение тыльной поверхности выражено более четко у долот 6ИР, чем у долот 3ИР.

Долота разновидности П, т.е. пикообразные или однолопастные, часто называют долотами специального назначения, так как в отличие от других они разбуривают не забой скважины, а главным образом цементные пробки и металлические детали низа обсадных труб (тип Ц) или стенки скважины при расширении ее ствола (типа Р).

Долота обоих типов выполняются с круглым корпусом 1 (см. рис. 18.12) и заостренной (под углом около 90° + 1°45') пикообразной лопастью 2. Рабочая кромка лопасти скошена под углом 45° и армирована с набегающей стороны релитом и твердосплавными платами 3. Сверху наносят защитное чугунное покрытие. Тыльную сторону рабочей кромки, согласно ТУ 26-02-675–75, также покрывают чугуном.

Долота типа Р отличаются от долот типа Ц армированием боковых калибрующих поверхностей лопасти твердосплавными штырями 4 и релитом (см. рис. 18.12). Эти поверхности являются рабочими, разрушающими и калибрующими стенки скважины при расширении ее ствола.

Долота типа Ц выпускают в соответствии с ТУ 26-02-675–75 следующих моделей: ПЦ97, ПЦ112, ПЦ118, ПЦ140, ПЦ151, ПЦ161, ПЦ190, ПЦ295,3 (ПЦ295), ПЦ320, ПЦ370 и ПЦ444,5 (ПЦ445).

Изготовляют следующие модели долота типа Р - ПР118, ПР132, ПР140, ПР151, ПР161, ПР190, ПР295,3 (ПР295), ПР320, ПР370 и ПР445,5 (ПР445).

18.3. ФРЕЗЕРНЫЕ ДОЛОТА

Фрезерные долота характеризуются более простой конструкцией, чем лопастные.

Долото состоит из удлиненного монолитного корпуса, составляющих с

632

этим корпусом единое целое рабочих органов, армированных твердым сплавом, и простейшего промывочного устройства. Во многих современных конструкциях рабочие органы отсутствуют, и роль породоразрушающих элементов выполняют не режущие кромки рабочих органов, а твердосплавные штыри, запрессованные в торец фрезерного долота. Промывочным устройством могут служить один или несколько каналов в корпусе долота.

Эти долота могут быть использованы не только для бурения скважины в присутствии металлических и твердосплавных обломков, но и для разбу-ривания оставшихся на забое шарошек и других металлических предметов, бетонных и иных пробок. Эта функция фрезерных долот привела к выделению и совершенствованию отдельной их разновидности – фрезеров.

18.4. ДОЛОТА ИСМ

Долота ИСМ отличаются от фрезерных, лопастных и алмазных главным образом тем, что их породоразрушающие (рабочие) элементы оснащены сверхтвердым материалом славутич. Рабочие элементы (вставки из славутича) крепят к стальному корпусу долота своей посадочной (цилиндрической) частью (хвостовиком) методом пайки. Форму рабочей поверхности вставок, славутича, его содержание (объем в кубических сантиметрах) в инструменте и число вставок выбирают в зависимости от типа долота, т.е. в соответствии с физико-механическими свойствами буровых пород.

В зависимости от размера и конструкции долота ИСМ могут быть выполнены цельноковаными с последующим фрезерованием лопастей либо с приваренными лопастями.

Долота ИСМ по сравнению с фрезерными и лопастными обладают более высокой износостойкостью, а по сравнению с долотами, оснащенными природными алмазами, – меньшими стоимостью и поршневанием, лучшей проходимостью по стволу скважины и защитой их породоразрушающих элементов, поэтому они реже выходят из строя при недостаточно тщательной подготовке ствола и забоя перед их спуском в скважину.

Долота ИСМ выпускают трех разновидностей: режущего действия (режущие), торцовые (зарезные) и истирающие. Первые весьма похожи на лопастные, вторые – на фрезерные, а третьи – на алмазные.

Режущие долота ИСМ предназначены для бурения глубоких скважин в мягких и средних пластичных породах. Долото ИСМ (рис. 18.13) по внешнему виду и конструкции похоже на долото 6ИР (см. рис. 18.11), но отличается от него формой рабочей части лопастей, способом их закрепления на корпусе долота и расположением дополнительных лопастей. У долота ИСМ (первая модификация) основные лопасти 1, 2 и 3 (рис. 18.13, a) сходятся вместе по общей оси долота и привариваются к составному корпусу 4 в специальных пазах. Дополнительные (стабилизирующие) лопасти 5 перед приваркой также заводят в специальные пазы, вырезанные на боковой поверхности корпуса асимметрично относительно основных лопастей.

Дополнительные лопасти выполняются укороченными, характеризуются трапециевидным профилем и армируются по рабочим боковым поверхностям твердосплавными штырями 6 (с плоской рабочей головкой, не выступающей за поверхность лопасти), которые запрессовываются и по боковым поверхностям основных лопастей. Поэтому дополнительные лопасти

633

Рис. 18.13. Режущее долото ИСМ первой модификации: a - без сопел; a - с соплами

не только обеспечивают стабилизацию и уравновешивание долота в стволе скважины, но и способствуют росту общей калибрующей поверхности долота по диаметру.

Вставки 8, оснащенные славутичем, выполняют с цилиндрической боковой поверхностью и полусферической (для торца основной лопасти) и плоской (для калибрующей поверхности лопасти) рабочими головками. Сопла 7 изготовляют из твердого сплава. Сопла и струйный промывочный узел в целом рассчитаны на истечение бурового раствора со скоростью 90–120 м/с.

Выполнение промывочного устройства (узла) долота второй модификации показано на рис. 18.14, a. Оно отличается одним широким центральным промывочным отверстием, разделенным лопастями на три сектора.

Струйная модификация по промывке отличается от первой соплами, которые смонтированы и закреплены (с помощью пайки) в боковых каналах, просверленных в корпусе долота (см. рис. 18.13, a).

Долота первой и второй модификаций по промывке применяют главным образом при турбинном бурении, а третьей – при роторном способе бурения.

Долота с обычной («сводовой») промывкой (преимущественно вторая модификация по промывке) выпускаются девяти размеров по диаметрам

Рис. 18.14. Режущее долото ИСМ второй модификации с узким (а) и широким (б) промывочным отверстиями

634

188–392 мм, а долота третьей модификации – двух размеров по диаметрам 212 и 267 мм. Выпуск долот первой модификации (с центральным осевым широким отверстием) в последнее время ограничен.

Пример обозначения режущего долота: ИСМ 188-РГ-10, где ИСМ – вид долота, 188 – номинальный диаметр по калибрующей части в мм, Р – разновидность долота (режущее), Г – модификация (гидромониторная промывка), 10 – порядковый номер конструкции.

Торцовые долота ИСМ (рис. 18.15) предназначены для бурения и забу-ривания нового ствола, но могут быть использованы и при ликвидации аварий. Внешне они похожи на фрезерные долота. Торцовые долота ИСМ изготовляют с полным цилиндрическим корпусом 2, верхняя часть которого выполняется в виде муфтовой присоединительной головки, а нижняя (вогнутая) – с расширением снаружи и коническим (в виде воронки) внутренним вырезом, армированным вставками 1 из славутича. Этими же вставками защищается боковая поверхность конца долота.

В центральной части торца просверлены промывочные каналы 5, выходящие в радиальные канавки 4, разделяющие рабочую торцовую поверхность на сектора и соединяющиеся с боковыми пазами 3. Такая система очистки обеспечивает хорошее охлаждение рабочей поверхности долота и удаление из-под нее шлама.

Корпус долот рассматриваемой разновидности изготовляют из того же материала, что и корпуса других долот ИСМ. Форма и технология закрепления вставок 1 также не отличаются от описанной выше.

Истирающие долота ИСМ производят на забое скважины микрорежущее действие. Они предназначены для бурения глубоких нефтяных, газовых и разведочных скважин в осадочных малоабразивных породах.

Для армирования торцовых поверхностей истирающих долот типа ИСМ применяют вставки из славутича, рабочая поверхность которых выполнена округлой. Толщина слоя славутича в этой вставке достигает 7– 8 мм.

Число лопастей в истирающем долоте определяют в каждом конкретном долоте исходя из его диаметра, назначения и условий бурения. Долота

Рис. 18.15. Торцовое долото ИСМ

635

ИСМ диаметром 105–188 мм изготовляют преимущественно пятилопаст-ными, диаметром 212 мм – шестилопастными, а диаметрами 243–392 мм – семи- и девятилопастными.

Долота рассматриваемой разновидности выпускают трех типов: М (для бурения мягких пород), МС (для разбуривания среднемягких пород) и С (для бурения средних пород). Долота разных типов отличаются в основном содержанием славутича, формами и размером вставок, количеством и формой выполнения рабочих органов.

По форме выполнения рабочих органов истирающие долота ИСМ могут быть изготовлены одной из двух модификаций: радиальными (рис. 18.16, a) либо секторными (рис. 18.16, a).

Долота первой модификации применяют преимущественно при турбинном бурении скважин глубиной 3000 м и более. Они имеют выступающую удлиненную биконическую форму корпуса и его рабочей поверхности с пятью – десятью ребристыми продольными рабочими органами, выступающими в радиальном направлении. Эти органы разделены продольными пазами примерно такой же длины и ширины. Такая форма выполнения долота резко уменьшает эффект поршневания при спускоподъемных операциях и способствует повышению удельной нагрузки на забой и увеличению механической скорости проходки, что особенно важно при разбури-вании глубокозалегающих пластов. Нижняя часть (внутренний и наружный конусы) рабочей поверхности армируется обычно славутичем с закругленной головкой.

Долота второй модификации (секторные) применяют как при турбинном, так и при роторном способе бурения. Они характеризуются укороченной формой рабочей части (головки), наличием гидромониторных насадок 5 и разделением режущей поверхности узкими промывочными пазами 6 (см. рис. 18.16, a) на рабочие органы в виде секторов. На боковой поверхности каждого рабочего органа предусмотрен широкий проем 4.

Секторные долота имеют комбинированное вооружение. Ихнаружный ступенчатый конус оснащен вставками 2 с клиновидной рабочей головкой, а внутренний гладкий конус и закругленный промежуточный участок – вставками 1 с круглой рабочей головкой. Такое вооружение применяют в долотах, предназначенных для бурения пород перемежающейся твердости.

Рис. 18.16. Истирающие долота

636

Боковая поверхность секторного долота в зависимости от степени аб-разивности разбуриваемых пород армируется или твердосплавными штырями 3, или вставками со славутичем, причем содержание славутича тем больше, чем выше степень абразивности пород.

18.5. АЛМАЗНЫЕ ДОЛОТА

Основная особенность алмазных долот – наличие в них алмазных режущих элементов, т.е. алмазов (природных или синтетических) той или иной величины (крупности). В буровых долотах обычно используют наименее ценную разновидность природного алмаза, именуемой карбонадо (абразивные технические алмазы), или черным алмазом, которые характеризуются меньшей твердостью, но значительно большей вязкостью, что в условиях бурения чрезвычайно важно.

Технические показатели алмазных долот во многом зависят от качества и размеров алмазов. Качество определяют группой и категорией, а размер - числом камней на 1 кар (0,2 г). Работоспособность алмазного долота в наибольшей степени, чем инструмента любого вида, зависит от чистоты ствола и забоя и качества промывки. При наличии металла или твердого сплава (даже в малом количестве) или крупных обломков крепких пород на забое происходит образование выбоин, выкрашивание или раскалывание алмазов и быстрое разрушение долота. При недостатке бурового раствора наблюдается перегревание и растрескивание (прижог) алмазов. Это значительно осложняет бурение алмазными долотами. Другая, еще более важная специфическая особенность алмазных долот - их дороговизна и дефицит из-за недостатка алмазов, обладающих высокими техническими свойствами (прочностью, вязкостью, достаточной твердостью, сопротивлением ударам и т.п.).

Природные и синтетические алмазы размещают в специальной матрице (обычно медно-твердосплавной), составляющей единое целое с нижней частью стального полого цилиндрического корпуса долота.

При бурении твердых, крепких и абразивных пород износ матрицы интенсивнее, поэтому во избежание излишнего обнажения алмазов матрица у долот для твердых абразивных пород должна быть наиболее износостойкой. В мягких и средних породах матрица изнашивается мало, вследствие чего в долотах, предназначенных для бурения этих пород, материал для матрицы используется не слишком износостойким.

По форме и направлению пазов, канавок, рабочих органов и всей рабочей части выделяют три разновидности алмазного долота: радиальную (рис. 18.17, а), ступенчатую (рис. 18.17, б) и спиральную (рис. 18.17, в). Выделяются также и другие, преимущественно комбинированные разновидности.

По размещению алмазов в матрице различают две разновидности долот: однослойную (рис. 18.17, а-в) и многослойную (рис. 18.17, г), т.е. с импрегнированными алмазами. Однослойные долота получают при однослойной укладке относительно крупных алмазов в графитовую пресс-форму, что приводит к их распределению в определенном порядке на поверхности матрицы, а импрегнированные – при равномерном перемешивании алмазов (как правило, мелких и невысокого качества) с частицами

637

Рис. 18.17. Разновидности алмазных долот:

a - однослойное радиальное бико-ническое долото МЗ11; a - ступенчатое; в - спиральное ТВ573; г -импрегнированное ТВ54

карбида вольфрама и другими компонентами матрицы перед спеканием долота.

Размеры алмазных долот так же, как и долот ИСМ, по номинальному диаметру несколько уменьшены (обычно на 2 мм) относительно соответствующих значений нормального ряда долот других видов (лопастных, шарошечных и др.) во избежание преждевременного истирания калибрующих алмазов или заклинивания долота в суженных участках ствола скважины.

В РФ выпускают четыре разновидности алмазных долот: однослойные, ступенчатые и радиальные, импрегнированные радиальные и ступенчатые. Долота всех разновидностей изготовляют обоих классов, т.е. с природными и синтетическими алмазами.

Долота первого класса, оснащенные природными алмазами, выпускают трех типов (М, С, СТ).

Долота типа М (для бурения мягких пород) выполняют с однослойной укладкой алмазов в твердосплавной матрице рабочей головки тороидально-ступенчатой формы. Алмазы для армирования этого долота относительно крупные, не низкого (XXXIV группы) качества. Такие долота выпускают пяти размеров и пяти моделей: ДК188М6, ДК212Ш, ДК241М6, ДК267М6 и ДК292М6. Литера Д в шифрах указанных моделей обозначает долото (алмазное), К – описанную разновидность долота (со ступенчатым профилем), 188 – номинальный диаметр долота в мм, М – тип долота, 6 – порядковый номер модификации.

При маркировке алмазных долот впереди их шифра наносят условный индекс предприятия-изготовителя. Московскому комбинату твердых сплавов присвоена в качестве условного индекса буква М, а ВНИИБТ – Н. За шифром указывают также заводской номер и год изготовления данного долота.

Долота типа С (для бурения средних пород) изготовляют как одно-

638

слойными (той же разновидности К), так и импрегнированными. Однослойные ступенчатые долота типа С выпускают трех размеров под шифрами ДК138С6, ДК149С6 и ДК188С6, т.е. диаметрами 138, 149 и 188 мм. Они оснащаются техническими алмазами XVб группы второго класса.

Импрегнированные долота типа С характеризуются толстым (7–8 мм) рабочим слоем матрицы, перемешанной с овализированными алмазами XXXIV группы III категории качества. Эти долота имеют ступенчатую форму рабочей поверхности и выпускаются двух диаметров – 188 и 212 мм под шифрами ДИ188С6, ДИ212С6 и ДИ212С2.

Долота типа СТ предназначены для бурения среднетвердых пород. Они выполняются только однослойными с радиальным расположением рабочих органов и промывочных пазов. Эти долота изготовляют четырех диаметров – 140, 159, 188 и 212 мм. Выпускают две модели долот диаметром 140 мм (ДР140СТ1): с алмазами ХVб группы I категории (для наиболее тяжелых условий бурения) качества и алмазами той же группы, но II категории качества. Долота остальных размеров изготовляют только с алмазами ХVб группы II категории качества и выпускают под шифрами ДР159СТ1, ДР188СТ1 и ДР212СТ1.

Долота второго класса изготавливают с искусственными алмазами марки СВИ-П: синтетические, ВНИИТС (автор технологии) светлые (прозрачные), прочные. Эти алмазы несколько уступают природным по прочности.

Долота с синтетическими алмазами выпускают четырех разновидностей: однослойные ступенчатые, однослойные радиальные (лопастные), им-прегнированные ступенчатые и импрегнированные радиальные (лопастные), но только одного типа С.

Однослойные радиальные (лопастные) долота изготавливают с прямыми радиальными лопастными рабочими органами и выполняют со ступенчатой формой рабочей головки. Они выпускаются пяти размеров моделей ДКС138С, ДКС188С6, ДКС212С6, ДК267С6. Литера С в середине шифра свидетельствует о том, что алмазы в долотах синтетические.

Однослойные радиальные (лопастные) долота изготовляют с прямыми радиальными лопастными рабочими органами, привариваемыми к корпусу долота в процессе изготовления последнего. Такие долота выпускают трех размеров и трех моделей: ДЛС188С1, ДЛС212С1 и ДЛС267С1.

Импрегнированные ступенчатые долота по конструкции аналогичны однослойным долотам разновидности ДК и характеризуются закругленными тороидальными ступеньками, импрегнированными дроблеными синтетическими алмазами по толщине матрицы на 7–8 мм. Эти долота выпускают также трех размеров, моделей; ДКСИ188С6, ДКСИ212С6 и ДКСИ267С6.

Импрегнированные лопастные долота с синтетическими алмазами выпускают одного размера – модель ДЛСМ212СЗ.

18.6. ШАРОШЕЧНЫЕ БУРИЛЬНЫЕ ГОЛОВКИ

Бурильные головки, помимо разбуривания забоя скважины и калибровки ее стенок, должны также формировать в центре забоя целико-вый столбик породы – керн и предотвращать в процессе бурения любое повреждение керна как образца, служащего источником информации о свойствах буримой породы.

639

Рис. 18.18. Шарошечные бурильные головки:

a - 1ВК295СТ; a - ДВК; в - 2ВК214/60СТ; г - 2ВК214/60ТКЗ

Как все шарошечные инструменты, бурильные головки эффективно разрушают горные породы широкого диапазона буримости, твердости и абразивности; в меньшей степени, чем лопастные, подвержены уменьше-

Рис. 18.19. Шестишарошечные бурильные головки:

a - румынская; a - 21ВК190/80СТ; в - 10НК190/80СТЗ; г - 20НК190/80К; 1 - зубцы; 2

шарошки

640

нию диаметра и по сравнению с инструментом ИСМ и алмазным имеют невысокую стоимость.

На рис. 18.18, a показаны основные узлы и элементы шарошечной бурильной головки. Она состоит из шарошек 1, лап 2, присоедительной резьбовой головки 3, промывочного устройства 4 и узла опоры, включающего подшипники 5–7.

Шарошки в бурильной головке могут быть коническими, одно-, двух-или трехконусными (рис. 18.18, a, a), в виде усеченного конуса (рис. 18.19, a), цилиндрическими (рис. 18.20), сферическими (рис. 18.21, a) и чечевице-образными (рис. 18.21, a). Бурильная головка может быть выполнена с одним рабочим органом – шарошкой (см. рис. 18.21, a), с тремя (см. рис. 18.21, a), четырьмя (см. рис. 18.18), шестью (рис. 18.19), восемью (см. рис. 18.20) шарошками и более.

Число и конструкция подшипников в опоре каждой шарошки могут быть различными в зависимости от формы и размеров шарошки и бурильной головки. Конические шарошки обычно монтируют на двух-трех подшипниках качения. Один-два подшипника в опоре шарошки иногда бывают фрикционными. В качестве замкового подшипника функционирует, как и в опорах шарошечных долот, в основном шарикоподшипник. Шарошки могут быть установлены как на цапфах лап (см. рис. 18.18, a, a), так и на осях.

Рис. 18.20. Бурильная головка 17НК187,3/80С3

Рис. 18.21. Бурильные головки:

a - одношарошечная 6ВК190/80С3;

трехшарошечная

a

641

В конструкциях, изображенных на рис. 18.18 и 18.21, одна и та же шарошка кроме разрушения кольцевого забоя формирует керн и стенку скважины. В конструкциях, показанных на рис. 18.19, одни шарошки (см. рис. 18.19, a) расположены ближе к оси долота, обуривают керн и разрушают прилегающую к нему центральную часть забоя, а другие (см. рис. 18.19, a) обращены к периферии, разбуривают наружную зону забоя и калибруют ствол скважины. Поэтому первые называют внутренними и кер-нообразующими шарошками, а вторые – наружными и скважинообра-зующими.

Вооружение шарошек может быть стальным (фрезерованным) с наплавкой твердым сплавом, вставным (штыревым) или комбинированным.

Лапы 2 (см. рис. 18.18, a) с шарошками 1 часто образуют отдельные секции бурильной головки, собираемые на штифтах и свариваемые вместе с образованием при этом присоединительной головки 3. Но бывают бурильные головки с литым цилиндрическим корпусом (см. рис. 18.19).

Промывочное устройство (промывочный узел) состоит обычно из нескольких каналов, просверленных в лапах или в корпусе бурильной головки, но может включать втулку или патрубки, соединяющиеся с внутренней полостью присоединительной головки (см. рис. 18.18, a). Выходные промывочные отверстия обычно располагаются между шарошками на некотором расстоянии от керна во избежание его размыва. Важные параметры конструкции бурильной головки – высота керноприема и его коэффициент. Высотой керноприема принято называть расстояние от зоны образования керна до кернорвателя, а коэффициентом керноприема – отношение к этому расстоянию диаметра керна.

Одношарошечные бурильные головки (см. рис. 18.21, a) разработаны в СевКавНИПИнефти только второго класса и одного типа – для отбора керна в карбонатных среднетвердых породах. Шарошка бурильной головки выполнена сферической с широкими продольными промывочными пазами и круглым отверстием, обращенным к керноприемнику, выполненному в пустотелой цапфе. Наружная и торцовая поверхности шарошки оснащены вставными твердосплавными штырями формы Г23 с плосковыпуклой рабочей головкой.

Штыри (зубки), расположенные на наружной поверхности шарошек, обеспечивают разрушение породы в кольцевой зоне между керном и стенкой скважины и калибруют ствол скважины, а зубки, запрессованные на торце шарошки (а также на торце цапфы в новых конструкциях), формируют столбик керна.

Высота керноприемника уменьшена до минимума, и коэффициент керноприемника очень высок. Разность между диаметрами скважины и керна невелика. Шарошка смонтирована на мощной опоре по схеме СШС. Промывочное устройство состоит из ряда наклонных каналов у бурильных головок большого размера и из широкого щелевого отверстия в бурильной головке малого размера. Все отверстия обращены в одну сторону забоя, к его периферии. Трехшарошечные бурильные головки (см. рис. 18.21, a) разработаны во ВНИИБТ. В настоящее время они выпускаются серии 6ВК только второго (с твердосплавным вооружением) класса и одного типа СЗ.

Бурильные головки СЗ предназначены для бурения скважин кольцевым забоем в средних и среднетвердых породах малой и средней абразив-ности (известняки и др.).

642

Описанные бурильные головки изготовляют следующих моделей: 6ВК190/80СЗ, 6ВК214/80СЗ, 6НК187,3/80СЗ.

Четырехшарошечные бурильные головки выпускаются двух классов: третьего – с комбинированным вооружением и второго – со штыревым вооружением. Бурильные головки с комбинированным вооружением шарошек изготавливают типа СТ для бурения мягких и средних пород, перемежающихся твердыми. Выпускают две серии этих бурильных головок: 1 (1ВК) и 2 (2ВК).

Бурильные головки серии 1ВК производят трех размеров моделей 1ВК190СТ, 1ВК269СТ и 1ВК295СТ (см. рис. 18.18, a).

Они выполняются секционными и могут применяться как в турбинном, так и в роторном бурении соответственно со съемными керноприем-никами и без них.

Опора шарошки у всех бурильных головок 1ВК выполнена по схеме ролик – шарик (замковый) – шарик. Шарошки – самоочищающиеся, оснащены по всем венцам относительно невысокими фрезерованным зубьями, наплавленными релитом. Вершины шарошек, участвующие в образовании керна, армированы твердосплавными вставками. Промывка забоя осуществляется через патрубки. Диаметр керна у бурильных головок 1ВК190СТ составляет 33 мм, а у бурильных головок 1ВК269СТ и 1ВК295ВК – 47 мм.

Бурильные головки того же типа СТ, но более совершенной серии 2ВК выпускаются моделей 2ВК190/40СТ, 2ВК214/60СТ (см. рис. 18.18, в) и 2ВК269,9/60СТ, приспособленных для бурения со съемной грунтоноской при турбинном бурении и без нее при роторном способе бурения. Корпус этих бурильных головок также сварной секционный.

Бурильные головки второго класса (лишь с твердосплавным вооружением) выпускаются типа ТКЗ – для колонкового бурения в твердокрепких абразивных породах (плотные песчаники, доломиты, конгломераты, очень плотные глины и др.). Эти бурильные головки изготовляют серии 2ВК двух моделей: 2ВК190/40ТКЗ и 2ВК214/60ТКЗ (см. рис. 18.18, г). Твердосплавные зубки с клиновидной и полусферической рабочими головками чередуются по каждому венцу любой из шарошек. Опора шарошки и другие конструктивные особенности такие же, как и у бурильных головок типа СТ той же серии 2ВК.

Пятишарошечные бурильные головки в настоящее время изготовляются серии 24НК, которая разработана также ВНИИБТ. Они относятся ко второму классу, к типу ТКЗ. Выпускаются крупными опытно-промышленными партиями двух моделей: 24НК139,7/52ТКЗ и 24НК158,7/67ТКЗ.

Шестишарошечные бурильные головки выпускают со стальным и твердосплавным вооружением. Бурильные головки этой разновидности со стальным (фрезерованным) вооружением (т.е. первого класса) изготовляют одного типа СТ – для среднетвердых пород. В массовом производстве пока находятся бурильные головки только двух моделей: 21ВК190/80СТ (см. рис. 18.19, a) и 21ВК214/80СТ.

Восьмишарошечные бурильные головки выпускают одного типа – МЗС. Они предназначены для низкооборотного бурения с отбором керна в среднемягких породах (известняк, доломиты, ангидриты, мергели, переслаивающиеся с аргиллитами, алевролитами и битуминозными песчаниками).

643

Эти бурильные головки изготавливают серии 17 (см. рис. 18.20). Бурильная головка этой серии состоит из корпуса 10, приваренной к нему муфты 9 (или ниппеля) и шарошек 4 и 7, смонтированных в пазах корпуса 10 попарно на четырех осях 2. Три оси выполнены с запорным хвостовиком 1, удерживающим другую (перпендикулярную к хвостовику) ось от выпадения, а четвертая, собираемая последней, запирается винтом 8. Наружная поверхность шарошки состоит из цилиндрической и конической частей. Цилиндрическая часть оснащена твердосплавными зубками 6 с клиновидной головкой, ориентированной своим лезвием под углом 45° к образующей цилиндра таким образом, что зубки на наружной 4 и внутренней 7 шарошках направлены в разные стороны. Коническая часть шарошки вооружена подрезными зубками 5, служащими для калибровки керна (шарошки 7) и скважины (шарошка 4) и перекрывающими забой между основными зубками 6. Шарошка 4 упирается своим торцом в шайбу 3, прилегающую к корпусу бурильной головки. Описанная конструкция предусматривает возможность сборки и разборки бурильной головки в полевых условиях с целью замены изношенных деталей (осей, винтов, шайб) и шарошек в соответствии с разработанной инструкцией.

В процессе бурения данная бурильная головка оказывает на буримые породы преимущественно режущее действие. Она изготавливается двух моделей: 17НК187,3/80МСЗ (см. рис. 18.20) и 17ЕК212,7/80МСЗ.

18.7. ЛОПАСТНЫЕ И ФРЕЗЕРНЫЕ ТВЕРДОСПЛАВНЫЕ БУРИЛЬНЫЕ ГОЛОВКИ

Лопастные бурильные головки (рис. 18.22, a) просты по конструкции и изготовлению, работают в режиме резания, без ударов и вибраций. Поэтому по сравнению с шарошечными бурильными головками они обеспечивают лучшую сохранность керна. Недостатки лопастных, бурильных головок в общем те же, что и лопастных долот: относительно

Рис. 18.22. Лопастные и фрезерные бурильные головки:

a - бурильная головка фирмы «Эй-Уан Бит энд Тул»; a - бурильная головка 11НК187/80МИ;

в, г - бурильные головки, выпускаемые в Румынии; 1 - корпус; 2 - лопасти; 3 - резцы; 4 -

промывочные сопла; 5 - твердосплавные режущие инструменты; 6 - боковые промывочные

сопла

644

узкая область применения, возможное уменьшение диаметра скважины и др.

В состав бурильной головки входят корпус 1, составляющие с этим корпусом, единое целое (обычно приварные) лопасти 2 и резцы 3, а также промывочные сопла 4. Рабочие поверхности лопастей 2 и режущие кромки резцов 3 обычно армируют износостойким твердым сплавом. Бурильные головки, предназначенные для колонкового бурения в слабых породах, армируют чаще всего зернистым литым (направляемым) сплавом, бурильные головки для мягких и среднемягких пород – вставными штырями из карбида вольфрама (рис. 18.22, a).

Бурильные головки, изображенные на рис. 18.22, в, г, напоминают по форме и действию фрезерное долото и могут быть названы фрезерными. Они эффективны при роторном бурении с отбором керна.

Твердосплавные бурильные головки (коронки) представляют собой обычно цилиндрические кольца с закрепленными в них твердосплавными режущими элементами в виде резцов, зубцов или пластинок. Они применяются при бурении мелких колонковых скважин в основном на твердые полезные ископаемые.

В РФ выпускаются лопастные бурильные головки только одной разновидности (см. рис. 18.22, a), которые можно отнести к фрезерным. Эти бурильные головки разработаны для роторного бурения в комплекте с колонковым снарядом с несъемным керноприемником. Они предназначены для отбора керна в мягких породах (красноцветные моренные отложения, суглинки, мягкие глины, мел, мягкие и слабые известняки, мергели и т.п.).

Для колонкового бурения скважин небольшого диаметра, преимущественно геологоразведочных, серийно выпускаются тонкостенные твердосплавные коронки.

18.8. АЛМАЗНЫЕ БУРИЛЬНЫЕ ГОЛОВКИ И БУРИЛЬНЫЕ ГОЛОВКИ ИСМ

Алмазные бурильные головки по конструктивным особенностям и характеру воздействия на породу и столбик керна наиболее подходят для колонкового бурения.

По технологии изготовления, расположения алмазов и промывочных канавок они имеют много общего с алмазными долотами. Поэтому указанные бурильные головки могут быть классифицированы на те же два клас-

Рис. 18.23. Алмазные бурильные головки основных разновидностей: a - С20; a - С23; в - С22

645

Рис. 18.24. Отечественные алмазные бурильные головки:

для колонковых снарядов со съемным керно-приемником; a - для снарядов с несъемным керно-приемником; D – номинальный наружный диаметр бурильной головки; d - диаметр кернообразующего отверстия

са – с природными и искусственными (синтетическими) алмазами и примерно на те же основные разновидности: радиальную (рис. 18.23, a), ради-ально-ступенчатую (рис. 18.23, a) и спиральную (рис. 18.23, в). По назначению и свойствам разбуриваемых ими пород они распределяются на типы, по конструктивным особенностям – на модификации, по размерам – на модели, по технологии изготовления и форме выполнения – на серии.

Выпускаются алмазные бурильные головки, оснащенные как природными, так и синтетическими алмазами.

Бурильные головки первого класса (с природными алмазами) изготовляются трех разновидностей: однослойные радиальные, однослойные ступенчатые и импрегнированные.

Бурильные головки для колонковых снарядов со съемным кернопри-емником (грунтоноской) изготовляются с ниппельной наружной присоединительной резьбой (рис. 18.24, a), а бурильные головки для колонковых снарядов с несъемным керноприемником – с муфтовой внутренней резьбой (рис. 18.24, a).

Бурильные головки ИСМ, вооруженные вставками со сверхтвердым

646

материалом славутич, выпускаются в настоящее время одной и той же разновидности (рис. 18.25) и одного типа МС (для бурения с отбором керна в среднемягких породах).

Эти бурильные головки армируют вставками 1 со славутичем по наружной рабочей поверхности шести лопастевидных рабочих органов 3, составляющих единое целое с продолговатым полым корпусом 2, а также по внутренней центральной части, формирующей керн.

18.9. КЕРНОПРИЕМНЫЙ ИНСТРУМЕНТ

Керноприемным или колонковым инструментом (керноприем-ными устройствами) принято называть инструмент, обеспечивающий прием, отрыв от массива горной породы и сохранение керна в процессе бурения и во время транспортирования по скважине вплоть до извлечения его на поверхность.

Во избежание получения искаженных или неверных геологических, химических и иных данных о буримых породах нередко необходимо применять такие керноприемные устройства, которые обеспечивают не только высокий вынос керна (%), но и ненарушенную структуру породы, защищают керн от бурового раствора, производят на него минимальное разрушающее воздействие и т.п.

По принципу работы и конструктивным особенностям керноприемные устройства распределяются на следующие разновидности: Р1, Р2 – для роторного бурения соответственно со съемным (извлекаемым по бурильным трубам) и с несъемным керноприемниками; Т1, Т2 – для турбинного бурения соответственно со съемным и несъемным керноприемниками.

Современные керноприемные устройства выпускаются трех типов и предназначены для отбора керна: из массива плотных пород; в трещиноватых, перемятых или перемежающихся по плотности и твердости породах; в сыпучих породах, легко разрушаемых и размываемых буровых раствором.

Керноприемные устройства первого типа выполняются в виде двойного колонкового снаряда с керноприемником (грунтоноской), изолированным от потока бурового раствора и вращающимся вместе с корпусом снаряда. К устройствам этого типа относится колонковый снаряд «Недра» (рис. 18.26, a).

Устройства второго типа изготовляют с невращающимся керноприем-ником, подвешенным на одном или нескольких подшипниках, и с надежными кернорвателями и кернодержателями. К устройствам этого типа относятся керноотборные снаряды СК164 (рис. 18.26, a) КК, К и др.

Устройство третьего типа должного обеспечивать полную герметизацию керна и перекрытие керноприемного отверстия в конце бурения. К таким устройствам относится снаряд с эластичным керноприемником.

Керноприемные устройства разновидности Р2 изготовляют всех трех типов, а остальные разновидности – одного-двух типов.

В СНГ в настоящее время изготавляют серийно керноприемные устройства разновидностей Р2, Т1 и Т2 (ГОСТ 21949–76 предусматривает выпуск устройств только Р1, Т1 и Т2). Разновидность Р2 выпускают двух типов.

Керноприемное устройство Р2 первого типа производится в единст-

647

Рис. 18.26. Керноприемные устройства:

a - снаряд «Недра» КД11М-190/80; a - СК164/80

венной модификации – в виде снаряда «Недра» одной модели КД11М-190/80 – для отбора керна диаметром 80 мм.

Колонковый снаряд «Недра» (разработан во ВНИИБТ) состоит из двух, трех или более секций длиной по 5 м. В его состав входит корпус 1 (см. рис. 18.26, a), верхний 10 и нижний 11 переводники и грунтоноска 4, собранная, как и корпус, из нескольких секций, соединенных муфтой-центратором 2. В последней смонтирован кернодержатель 6, а в нижней части грунтоноски – комплект кернорвателей 12. Верхняя часть грунто-

648

носки включает узел подвески с винтом 7, гайкой 8 и фиксатором 9 и обратный клапан, состоящий из сменного гнезда-седла 3 и шара 5.

Снаряд «Недра» благодаря теоретически неограниченному числу секций позволяет отобрать керн большой длины, зависящий от стойкости бурильных головок. В комплект этого снаряда включают обычно бурильные головки серий 6ВК, 20НК, 21ВК, 25НК, 17ВК и др.

Керноприемные инструменты той же разновидности второго типа выполняются двух модификаций: СК и СКУ.

Инструмент СК (снаряд керноотборочный) изготовляется модели СК164/80 (Павловский машиностроительный завод им. Мясникова), т.е. с корпусом наружным диаметром 164 мм и керноприемным отверстием диаметром 80 мм. Этот снаряд состоит из верхнего 1 и нижнего 9 переводников (см. рис. 18.26, a), контрвтулки 2, радиально-упорного шарикового подшипника 3, головки 4, полого шпинделя 5, обратного клапана 6, кернопри-емника 7 (грунтоноски), трубчатого корпуса 8, башмака 10 и цангового кернорвателя 11. При отборе керна в мягких породах цанговый кернорва-тель заменяется лепестковым. Шариковый подшипник 3 обеспечивает свободное вращение головки 4 и корпуса 8 относительно шпинделя 5 и навинченного на этот шпиндель почти не вращающегося в процессе бурения керноприемника 7. Шарик обратного клапана 6 забрасывается в снаряд по бурильным трубам после промывки непосредственно перед бурением. Он закрывает полость керноприемника 7 от попадания в нее бурового раствора.

Снаряд СК выпускается двухсекционным. Он может быть изготовлен с одной или тремя секциями и используется с алмазными бурильными головками диаметрами 188, 212, 241 или 267 мм. Этот снаряд должен постепенно заменяться унифицированным снарядом КД11М-190/80.

Инструмент модификации СКУ конструктивно представляет собой видоизмененный снаряд «Недра». Серийно выпускается керноприемный инструмент разновидности Т1 (КТД3 и КТД4С) четырех моделей: КТД3-240, КТД4С-240, КТД4С-195 и КТД4С-172.

Инструмент КТД3-240 выпускается односекционным и применяется с бурильными головками серии 1ВК наружным диаметром 269 или 295 мм для керна диаметром 48 мм; КТД4С-240 – трехсекционным (две секции и один колонковый шпиндель), применяется с бурильными головками серии 2ВК диаметрами 269,9 и 295,3 мм для керна диаметром 60 мм.

Инструмент КТД4С-195 – четырехсекционный (три секции и один шпиндель), применяется с бурильными головками серии 2ВК диаметром 190 или 187,3 мм для керна диаметром 40 мм.

Шифр КТД означает «колонковое турбинное долото», однако в действительности КТД3 и КТД4 представляют собой видоизмененный секционный (с полым валом) турбобур, т.е. этот инструмент относится к гидравлическим забойным двигателям.

Для бурения с несъемной грунтоноской во ВНИИБТ был разработан и изготовляется колонковый шпиндель (ШУК172), присоединяемый к нижней секции турбобура. Он представляет собой отдельную часть турбобура.

При турбинном бурении формирование и сохранение керна крайне затруднены, его диаметр мал и его вынос (по отношению к величине проходки за рейс) уменьшается до 30–20 % и менее. Поэтому для отбора керна, особенно на один, два или три рейса, обычно временно переходят на роторный способ бурения.

649

18.10. РАСШИРИТЕЛИ

Расширители ствола буровых скважин, как и другой технологический инструмент, по принципу действия и особенностям работы во многом отличаются от бурильного инструмента.

В Российской Федерации расширители применяют как для последовательного расширения уже пробуренного ствола скважины, так и для бурения с одновременным расширением скважины.

Во многих случаях более выгодно бурить ствол долотом диаметрам 190,5–293,5 мм (вместо 445 мм) с расширением его до требуемого размера.

Расширители можно классифицировать по виду, форме их рабочих органов (лопастные, шарошечные и др.), способу крепления рабочих органов (жесткозакрепленные, разборные и раздвижные), числу этих органов, типу их вооружения и другим отличительным особенностям.

Применяют два вида расширителей: шарошечные и лопастные (преимущественно в мягких породах). В связи с ростом числа глубоких и сверхглубоких скважин, усложнением конструкций скважин, увеличением их начального диаметра и диаметра кондуктора ассортимент расширителей, особенно шарошечных, неуклонно увеличивается. Известны также ступенчатые, двухъярусные и многоярусные расширители.

Для расширения ствола скважины под башмаком обсадной колонны и в других случаях используют раздвижные расширители. В РФ организовано серийное производство трехшарошечных расширителей-калибраторов одного типа РШ, семи размеров, диаметрами 243–490 мм для нефтяных и газовых скважин.

18.11. КАЛИБРАТОРЫ-ЦЕНТРАТОРЫ

Калибрующе-центрирующий инструмент, в отличие от рассмотренных выше долот, бурильных головок и расширителей, в процессе своей работы совсем не разрушает горные породы либо разрушает их в небольшом объеме на малую глубину (по радиусу скважины) и на относительно небольших (по длине) участках ствола скважины. Это разрушение пород приводит к выравниванию стенок скважины, частичному расширению и калиброванию отдельных участков ствола.

Рассматриваемый инструмент подразделяют на три группы: калибраторы, центраторы и стабилизаторы.

Калибратор – это инструмент, выполняющий как центрирующие, так и калибрующие функции, т.е. предназначенный для расширения и калибрования участков ствола скважины по диаметру долота, а также для центрирования и улучшения условий работы долота и стабилизации направления оси скважины. Этот инструмент рекомендуется устанавливать непосредственно над долотом или между секциями УВТ.

Центратор – это инструмент, предназначенный для центрирования нижней части бурильной колонны. Он устанавливается на корпусе забойного двигателя либо в колонне бурильных труб. Во втором случае он называется колонным. Длина центратора должна быть порядка одного-двух диаметров долота.

Стабилизатор служит для направления ствола скважины и центрирования бурильной колонны.

650

Диаметр всех указанных инструментов должен быть равен диаметру применяемого долота. Но в последнее время на корпусе забойного двигателя предлагается устанавливать центратор меньшего диаметра (на 2–14 мм меньше диаметра долота).

По конструкции инструменты трех названных групп, по существу, между собой не различаются. Намного более значительные различия отмечаются по видам, типам, модификациям одноименного инструмента. Функции калибраторов, центраторов и стабилизаторов в основном одни и те же.

Можно выделить следующие основные виды калибрующего инструмента: трубный, планочный или ребристый плашечный, спиральный лопастный и роликовый.

Калибрующе-центрирующий инструмент (преимущественно под названием калибратор) изготовляют двух видов: планочный и спиральный.

Планочные калибраторы армируют синтетическими алмазами, славу-тичем или твердым сплавом. В первом случае калибраторы выпускаются одной серии (ИТС), одного типа (С), двух модификаций (С2 и С3), трех моделей: СТС188С3, СТС212С3 и СТС292С2. Они применяются вместе с алмазными долотами.

В модификации С2 рабочие органы-планки приваривают к корпусу калибратора, а в модификации С3 – выфрезеровывают на сменной муфте. Торцовые (нижний и верхний) участки рабочей поверхности каждого рабочего органа армируют синтетическими алмазами марки СВС-П, а средний участок – мелкими твердосплавными вставками с плоской рабочей головкой.

Планочные калибраторы, оснащенные славутичем, выполняются двух моделей: ИСМ188К и ИСМ212К. Они применяются при бурении с долотами ИСМ.

Спиральные (лопастные) калибраторы изготовляют двух типов (СТ и СТК), трех модификаций (5КС, 10КС и 11КС). Они применяются в основном с шарошечными долотами.

Калибраторы 5КС выпускают трех моделей: 5КС212,7СТ; 5КС214СТ и 5КС215,9СТ.

Калибраторы 10КС имеют примерно такую же конструкцию, как и калибраторы 5КС, но их три спиральных рабочих органа армируют не твердосплавными вставками, а вставками со славутичем. Калибраторы 10КС выпускаются двух моделей: 1ЛКС190,5СТК и 10КС215,9СТК, т.е. типа СТК диаметрами 190,5 и 215,9 мм. Все они характеризуются тем, что их рабочие органы составляют единое целое с корпусом калибратора.

Калибраторы модификации 11КС отличаются от калибраторов 10КС тем, что изготовляются со сменной муфтой. Выпускают одну модель этих калибраторов – 11КС295,3СТК.

 

БУРИЛЬНЫЕ ТРУБЫ. ГЛАВА РАСЧЕТ БУРИЛЬНЫХ КОЛОНН

Из бурильных труб составляют бурильную колонну, функциональное назначение которой состоит в следующем:

передача вращения от ротора породоразрушающему инструменту (при роторном бурении);

передача неподвижному (замкнутому) столу ротора реактивного крутящего момента, который возникает при бурении скважины забойными двигателями;

создание осевой нагрузки на долото;

подача промывочного бурового раствора к забою скважины для очистки его от осколков разрушенной породы;

снабжение забойного гидравлического двигателя рабочим агентом (при бурении забойными двигателями);

обеспечение подъема керна на дневную поверхность и спуска различных приборов и инструментов в скважину;

выполнение аварийные работы в скважинах.

19.1. ВЕДУЩИЕ БУРИЛЬНЫЕ ТРУБЫ

На верхнем конце бурильной колонны расположена ведущая труба, предназначенная для передачи вращения от привода через ротор бурового станка бурильной колонне, состоящей из бурильных труб, замков и утяжеленных бурильных труб. На нижний конец бурильной колонны навинчено долото или другой инструмент. В отличие от бурильных труб, замков и УБТ ведущая труба, как правило, имеет форму квадратного, иногда шестигранного сечения. Другие формы сечений в нефтепромысловой практике применяются редко.

Ведущая труба также предотвращает реверсивное вращение бурильной колонны от действия реактивного момента забойного двигателя (турбобура, винтобура, электробура).

В практике бурения ведущие трубы применяются сборной конструкции, состоящие из трубы, верхнего и нижнего переводников, а также цельной (неразъемной). Ведущие трубы сборной конструкции изготовляются в основном квадратного сечения, включают собственно трубу, верхний переводник ПШВ для соединения с вертлюгом и нижний переводник ПШН для присоединения к бурильной колонне.

Ведущие трубы сборной конструкции изготовляются по ТУ 14-3-126– 73 размерами 112?112, 140?140, 155?155 мм и по ТУ 14-3-755–78 размерами 65?65 и 80?80 мм.

Размеры и масса ведущих труб сборной конструкции приведены в табл. 19.1 и на рис. 19.1. На концах ведущей трубы нарезается трубная коническая резьба (профиль по ГОСТ 631–75) – правая на нижнем и левая на верхнем.

На нижний конец трубы навинчивается (горячим способом на пресо-вой посадке) переводник ПШН (рис. 19.2, a), а на верхний – переводник ПШВ (рис. 19.2, a).

652

Размеры и масса ведущих труб квадратного сечения сборной конструкции

Т а б л и ц а 19.1

Условный размер трубы, мм
Сторона квадрата a, мм
Диаметр канала d, мм
Диаметр проточки
под элеватор D1, мм
Диаметр цилинд-риче-ской проточки D2, мм
Длина
резьбы G
(включая
сбег), мм
Длина трубы, м, не менее
Замковая резьба
переводников (ГОСТ 5286–75)
Наружный диаметр переводника, мм
Масса (теоретическая), кг

рабочей части Lр
общая L
верхнего
нижнего
верхнего
нижнего
1 м трубы без пере-водников
переводника

верхнего
нижнего

112 140 155
65 80
112+- 51 140±2 155+- 23
65 80
74±4 85±5 100±5
32 40
114 141 168
73 89
110±0,5 135±0,5 150±0,5
63
75
95 105 120
65 75
По ТУ 14-3-126–73
– 13–2,5 – – 14+2,5 – – 14+2,5 –
По ТУ 14-3-755–78
9,3 10,0+2,5 З-76Л 9,3 10,0+2,5 З-88Л
З-76 З-88
95 108
95 108
65,6 106,6 124,3
27 38
10 12
9 12

Рис. 19.1. Ведущая труба сборной конструкции:

I, II - резьба замковая по ГОСТ 5286-75 соответственно правая и левая; III, IV - резьба 8 ниток

?25,4 соответственно по ТУ 14-3-126-73 правая и левая

Рис. 19.2. Переводники ведущей трубы:

a - нижний; a - верхний; I -резьба замковая; II - то же, левая; III - резьба по ТУ 14-3-126-73; IV - то же, левая; Dн - наружный диаметр переводника; L - длина переводника; d - диаметр проходного отверстия; dc - диаметр цилиндрической выточки; d1 - внутренний диаметр в плоскости торца; l1 - расстояние от торца до конца резьбы с полным профилем; l2 - длина конуса под резьбу

 

Рис. 19.3. Резьбовое соединение ведущих труб:

1 - линия, параллельная оси резьбы штанги; 2 - основная плоскость; 3 - переводник; 4 –штанга

Для защиты от износа замковой резьбы переводника ПШН между замком бурильной трубы и переводником ведущей трубы устанавливается переводник ПП.

Ведущие трубы (горячекатаные) изготовляются из стали групп прочности Д и К, переводника – из стали марки 40ХН (ГОСТ 4543–71).

Трубная резьба на концах ведущей трубы не стандартизирована, за исключением профиля (рис. 19.3). На теле трубы допускаются дефекты глубиной не более 18 % толщины стенки на расстоянии более 500 мм от концов, и не более 12,5 % на остальной части трубы. Точность трубной конической резьбы должна соответствовать требованиям ГОСТ 631–75. При контроле трубной резьбы резьбовым калибром-кольцом натяг (расстояние между измерительной плоскостью калибра и концом сбега резьбы трубы) должен составлять 9 + 3,175 мм. На цилиндрической поверхности каждой трубы у левой резьбы или на грани должна быть нанесена маркировка: размер трубы, номер, номер плавки, марка стали, дата выпуска, клеймо ОТК завода-изготовителя. На буровую трубы поступают с навинченными предохранительными кольцами.

Технические требования для переводников к ведущим трубам должны соответствовать ТУ 26-02-652–75, а требования к резьбовым соединениям – ГОСТ 631–75 и ГОСТ 5286–75.

С целью увеличения сроков эксплуатации и повышения сопротивления усталости резьбовых соединений ведущих бурильных труб их конструкции усовершенствованы: АзНИПИнефтью (трубы ТВБ) и ВНИИБТ (трубы ТВКП).

Трубы ТВБ (рис. 19.4) имеют цилиндрический блокирующий поясок, который усиливает и герметизирует коническую резьбу. Его протачивают на стандартной горячекатаной ведущей трубе квадратного сечения 112, 140 и 155 м. Переводники на трубу навинчивают в горячем состоянии после их нагрева до 400–430 °С.

Трубы ТВКП (рис. 19.5) отличаются коническими стабилизирующими поясками и переводниками. Прочность и герметичность резьбового соединения обеспечиваются трапецеидальной резьбой профиля ТТ с углом 30° (ГОСТ 631–75) и коническим стабилизирующим пояском конусностью 1:32. Поясок протачивают на стандартной горячекатаной ведущей трубе квадратного сечения за резьбой профиля ТТ. Трубы ТВКП изготавливают по ТУ 51-276–86. Переводники изготавливают из стали марки 40ХН или

Рис. 19.4. Ведущая труба с блокирующим пояском ТВБ: 1 - труба квадратного сечения; 2 – переводник

656

Рис. 19.5. Ведущая труба с коническими стабилизирующими поясками ТВКП:

a - труба; a - резьбовое соединение; I - резьба замковая по ГОСТ 5286-75; II - то же, левая; III - резьба ТТ; IV - то же,

Рис. 19.6. Резьбовое соединение ведущих труб ТВКП:

a - переводник; a - труба; I - расчетная плоскость конических поверхностей; II

плоскость

основная

40ХН2МА. Верхний переводник снабжен левой резьбой для предотвращения его самопроизвольного отвинчивания от ствола вертлюга. Размеры соединений приведены на рис. 19.6. Сборка переводник с трубой по резьбе профиля ТТ должна производиться горячим способом с нагревом переводников до температуры 380–450 °С. После свинчивания соединения должно быть обеспечено сопряжение торца трубы и внутреннего упорного торца переводника по всему периметру стыка упорных поверхностей. Резьбы профиля ТТ ведущей бурильной трубы контролируются резьбовыми и гладкими калибрами. В верхнем ТВВК и нижнем ТВНК переводниках кон-

658

тролируются внутренняя резьба профиля ТТ и коническая расточка, а также внутренняя и наружная замковые резьбы.

Промышленностью осваиваются ведущие бурильные трубы цельной конструкции квадратного и шестигранного сечений, аналогичные стандарту АНИ-7.

19.2. БУРИЛЬНЫЕ ТРУБЫ С ВЫСАЖЕННЫМИ КОНЦАМИ И МУФТЫ К НИМ

Для увеличения толщины стенок и прочности бурильных труб в нарезанной части концы их высаживаются внутрь или наружу (ГОСТ 631– 75). Бурильные трубы соединяются в колонну с помощью замков. На конец трубы (типов 1, 2 по ГОСТ 631–75) навинчивается на резьбе треугольного профиля муфтовая или ниппельная часть замка. С целью упрочнения и исключения возможности усталостного разрушения трубы по трубной резьбе применяются бурильные трубы (типов 3, 4 по ГОСТ 631–75) с высаженными внутрь и наружу концами и коническими стабилизирующими поясками. В практике бурения их называют соответственно ТБВК и ТБНК.

Короткие трубы (6 м) с резьбой треугольного профиля соединяются между собой соединительными муфтами.

Размеры и массы труб типа 1 и муфт к ним должны соответствовать рис. 19.7 и табл. 19.2, типа 2 – рис. 19.8 и табл. 19.3, типа 3 – рис. 19.9, a и табл. 19.4, типа 4 – рис. 19.9, a и табл. 19.4.

Рис. 19.7. Трубы типа 1 с высаженными внутрь концами и муфты к ним:

а - труба; б - муфта

659

Рис. 19.8. Трубы типа 2 с высаженными наружу концами и муфты к ним: a - труба; a - муфта

Рис. 19.9. Трубы с коническим стабилизирующим пояском: a - конец трубы типа 3 с высаженными внутрь концами и коническими стабилизирующими поясками; a - конец трубы типа 4 с высаженными наружу концами и коническими стабилизирующими поясками

 

Размеры (в мм) труб типа 1 с высаженными внутрь концами и муфты к ним

Таблица 19.2

Условный диаметр трубы
Труба
Муфта
Масса, кг

Наружный диаметр D
Толщина стенки s
Внутренний диаметр d
Высадка
Наружный диаметр Dм
Длина Lм
Расточка
Ширина торцовой плоскости A
1 м гладкой трубы
двух высадок (для одной трубы)
муфты

Длина до переход-ной части
Длина переходной части L
Диаметр
прохода
Диаметр d0
Глубина l0

d1
d[




l3 min, не














менее










60
60,3
7 9
46,3 42,3
90
40
32 24
40 32
80
140
63,5
3
5
9,15 11,3
1,2 1,4
~2,7

73
73,0
7 9 11
59,0 55,0 51,0
100
40
45 34 28
54 43 37
95
166
76,2
3
6
11,4 14,2 16,8
1,6
2,4 2,2
-4,2

89
89,0
7 9 11
75,0 71,0 67,0
100
40
60 49 45
69 58
54
108
166
92
3
6
14,2 17,8 21,2
2,4 3,4 3,2
-4,4

102
101,6
7 8 9 10
87,6 85,6 83,6 81,6
115
55
74 70 66 62
83 79 75 71
127
184
104,8
3
7
16,4 18,5 20,4 22,4
3,0 3,4 3,8 4,0
-7,0

114
114,3
7 8 9 10 11
100,3 98,3 96,3 94,3 92,3
130
55
82 78 74 70 68
91 87 83 79 77
140
204
117,5
3
7
18,5 20,9 23,3 25,7 28,0
4,6 5,8 6,0 6,6 6,4
-9,0

127
127,0
7 8 9 10
113,0 111,0 109,0 107,0
130
55
95 91 87 83
104 100 96 92
152
204
130,2
3
7
20,7 23,5 26,2 28,9
5,8 6,4 7,0 7,6
-10,0

140
139,7
8
9 10 11
123,7 121,7 119,7 117,7
130
55
105 101 100 91
114 110 106 100
171
215
144,5
3
8
26,0 29,0 32,0 35,0
7,0 7,6 8,2 9,6
-14,0

169
168,3
9 10
150,3 145,3
130
55
128 124
137 133
197
229
171,5
3
8
35,3 39,0
9,8 10,8
-16,7

Пр им ечания. 1. При вычислении массы плотность стали принята равной 7,85
г/см3. 2. Размер l1 (длина переходной части) является

справочным. 3. Размер d1?
может б
ыть рав
ен d1. 4. По соглашению изготовителя с потребителем допускается изготовление труб с меньши-

ми толщинами стенок. 5.
Наружны
й диаме
тр конца трубы
с условным диаметром 140 мм на длине не менее ls
min должен быть не менее

141,3 мм.







Размеры (в мм) труб типа 2 с высаженными наружу концами и муфты к ним

Таблица 19.3

Условный диаметр трубы
Труба
Муфта
Масса, кг

Наружный диаметр D
Толщина стенки s
Внутренний диаметр d
Высадка
Наружный диаметр Dм
Длина Lм
Расточка
Ширина торцовой плоскости A
1 м гладкой трубы
двух высадок
(для одной трубы)
муфты

Наружный диаметр D1
Длина до переходной части l3 min, не
Длина переходной части l4
Диаметр d0
Глубина l0





менее







60
60,3
7 9
46,3 42,3
67,46
110
65
86
140
70,6
3
5
9,15 11,3
1?5
~2,7

73
73,0
7 9 11
59,0 55,0 51,0
81,76
120
65
105
165
84,9
3
6
11,4 14,2 16,8
2,5
-4,7

89
89,0
7 9 11
75,0 71,0 67,0
97,13
120
65
118
165
100,3
3
7
14,2 17,8 21,2
3,5
-5,2

102
101,6
8 9 10
85,6 83,6 81,6
114,30
145
65
140
204
117,5
3
7
18,5 20,4 22,4
4,5
-9,0

114
114,3
8
9 10 11
98,3 96,3 94,3 92,3
127,00
145
65
152
204
130,2
3
7
20,9 23,3 25,7 28,0
5,0
-11,0

140
139,7
8
9 10 11
123,7 121,7 119,7 117,7
154,00
145
65
185
215
157,2
3
8
26,0 29,0 32,0 35,0
7,0
-15,0

П
р им ечания. 1.
При вычислении м
ассы плотн
ость стали принята
равной 7,85 г/см3.
2. На внутренней
полости
участка
высадки

(l 3 min +
l4) допускается те
хнологическая кону
сность до 6
мм, т.е. размер d1 может быть больше размера d
на 6 мм.


662

Таблица 19.4 мм) труб типа 3 и 4 с высаженными наружу концами и коническими стабилизирующими поясками




Высадка
Масса, кг







Увеличе-

Условный
диаметр
трубы
Наружный диаметр трубы D
Толщина стенки s
Внутренний диаметр d
Диаметр прохода d1 (предельное отклонение
Наружный диаметр D
Длина механической обработки
Lmin
Длина до переходной части l
Длина высадки l1
1 м гладкой трубы
ние массы одной трубы вследствие вы-




±1,5)




садки обо-










их концов




С высаженными внутрь концами



89
89,0
9
71,0
57




17,8
3,9


11
67,0
54
89,9
150
145

21,2
3,4

102
101,6
9 10
83,6 81,6
68 66
101,9
150
145

20,4 22,4
5,1 5,0

114
114,3
9
96,3
78




23,3
7,3


10
94,3
76
115,2
160
155

25,7
7,1


11
92,3
74




28,0
6,9

127
127,0
9 10
109,0 107,0
92 90
130,2
160
155

26,2 28,9
7,8 7,6

140
139,7
9 10 11
121,7 119,7 117,7
102 100 100
140,2
160
155

29,0 32,0 35,0
11,0 10,2 9,2




С высаженными наружу концами



73
73,0
9 11
55,0 51,0
52,0 48,0
85,9
150
-
155
14,2 16,8
3,7

89
89,0
9 11
71,0 67,0
68,0 64,0
101,9
150

155
17,8 21,2
4,5

102
101,6
9 10
83,6 81,6
80,6 78,6
115,2
160

165
20,4 22,4
5,7

114
114,3
9
96,3
93,3




23,3


10
94,3
91,3
130,2
160

165
25,7
7,9


11
92,3
89,3




28,0

663

Пр им ечания. 1. При вычислении массы плотность стали принята равной 7,85 г/см3. 2. Размер D6 min указан для механически обработанной поверхности высаженных концов труб на длине Lmin.

664

Трубы типов 1, 2 изготовляются с правой и левой резьбами, трубы типов 3, 4 – с правой резьбой и по соглашению потребителя с изготовителем – с левой.

Трубы всех типов изготовляются длиной: 6,8 и 11,5 м при условном диаметре труб 60–102 мм; 11,5 м – при условном диаметре труб 114–168 мм.

В поставляемой партии допускается до 25 % труб длиной 8 м и до 8 % – длиной 6 м. С согласия потребителя допускается изготовление труб диаметром 114 мм, длиной 6 и 8 м. Длина трубы определяется расстоянием между ее торцами, а при наличии навинченной муфты – расстоянием от свободного торца муфты до последнего витка резьбы другого конца трубы.

Кривизна труб на концевых участках, равных трети длины трубы, не должна превышать 1,3 мм на 1 м. Общая кривизна трубы (стрела прогиба) на середине длины трубы не должна превышать 1/2000 длины трубы. Кривизна конца трубы – частное от деления стрелы прогиба на расстояние от места измерения до ближайшего конца трубы. Длина высадки в расчет не принимается.

Примеры условных обозначений бурильных труб и муфт к ним.

Трубы В-114?9-Д ГОСТ 631–75 – труба бурильная типа 1, условный диаметр 114 мм, толщина стенки 9 мм, группа прочности Д, обычной точности.

Труба В-114?9-Д ГОСТ 631–75 – то же, повышенной точности.

Муфта В-114-Д ГОСТ 631–75 – муфта к трубе типа 1, условный диаметр 114 мм, группа прочности Д.

Труба Н-114?9-Д ГОСТ 631–75 – труба бурильная типа 2, толщина стенки 9 мм, группа прочности Д, обычной точности.

Труба НП-114?9-Д ГОСТ 631–75 – то же, повышенной точности.

Муфта Н-114-Д ГОСТ 631–75 – муфта к трубе типа 2, условный диаметр 114 мм, группа прочности Д.

Труба ВК-114?9-Д ГОСТ 631–75 –труба бурильная типа 3, далее то же.

Труба ВК-114?9-Д ГОСТ 631–75 – труба бурильная типа 4, далее то же.

Для труб и муфт с левой резьбой в условном обозначении после слов «труба» или «муфта» ставится буква Л.

На наружной и внутренней поверхностях труб и муфт не допускаются плены, раковины, закаты, расслоения, трещины и песочины.

Допускаются вырубка и зачистка указанных дефектов только вдоль оси трубы при условии, что глубина этих вырубок не выводит толщины стенки за предельные минусовые отклонения. Заварка, зачеканка или заделка дефектов не допускается.

Поверхность высаженной части трубы и место перехода ее к телу трубы не должны иметь резких уступов. На внутренней поверхности переходной части высаженных наружу концов бурильных труб типа 4 всех диаметров допускается одно пологое кольцевое незаполнение шириной не более 40 мм, причем наименьшая толщина стенки в этих местах должна быть на 2 мм больше номинальной толщины стенки данного типоразмера труб. На внутренней поверхности высаженных наружу концов труб типа 2 допускаются следы исправления дефектов и отдельные пологие незаполнения металлом глубиной до 2–3 мм, шириной до 20 мм и протяженностью по окружности до 25–50 мм (меньшие размеры для труб диаметром 60– 102 мм, большие – для труб диаметром 114–140 мм).

Размеры профиля резьбы труб типов 1, 2 и муфт к ним (рис. 19.10) приведены ниже.

665

Рис. 19.10. Профиль резьбы бурильных труб типов 1, 2 и муфт к ним с треугольной резьбой: 1 - муфта; 2 - труба; I - линия, параллельная оси резьбы; II - линия среднего диаметра резьбы

Рис. 19.11. Резьбовое соединение бурильных труб типов 1 и 2:

a - соединение, свинченное вручную; a - соединение, свинченное на станке; I - конец сбега резьбы (последняя риска на трубе); II - линия,

параллельная оси резьбы трубы; III - линия среднего диаметра резьбы. Размер P1 приведен для труб типа 2

667

Шаг резьбы P, мм ................................................................................................

Глубина резьбы h1, мм ........................................................................................

 

Рабочая высота профиля Л, мм Радиусы закругления, мм:

г........................................................................................................................

А.......................................................................................................................

у азор , мм .ф..........................................................

Конусность 2tg Ф.................................................................................................

3,175

1810+-00,,1005

1,734

0,508 0,432

1:16

Примечания. 1. Шаг резьбы должен измеряться параллельно оси резьбы трубы и муфты. 2. Размеры г и А приведены в качестве справочных для проектирования резьбонарезного инструмента.

Размеры резьбовых соединений бурильных труб типов 1 и 2 приведены на рис. 19.11.

Профиль трапецеидальной резьбы труб типов 3 и 4 и их резьбовые соединения приведены соответственно на рис. 19.12 и 19.13.

К высаженному концу труб ВК и НК предъявляются следующие требования.

Торец трубы должен быть перпендикулярен к оси резьбы. Неперпендикулярность не более 0,06, неплоскостность – не более 0,1 мм. Оси резьбы и конического стабилизирующего пояска должны совпадать. Допустимое отклонение от соосности не более 0,04 мм. Разностенность в плоскости торца трубы должна быть не более: 4 мм для труб диаметром 73 мм; 4,5 мм для груб диаметром 89 и 102 мм; 5 мм для остальных диаметров труб 114, 127 и 140 мм Поверхности конического стабилизирующего пояска и торца трубы должны быть гладкими, без заусенцев и других дефектов. На наружной поверхности высаженной части трубы, подвергающейся механической обработке, допускается выполнять переход с конического стабилизирующего пояска на цилиндрическую поверхность под углом не более 15 % с оси трубы. Место перехода механически обработанной поверхности трубы к необработанной поверхности наружного диаметра высадки допускается выполнять под углом не более 15° к оси трубы. Наружный диаметр высадки должен допускать прохождение гладкого калибра кольца диаметром на 2,5 мм меньше диаметра высадки.

Трубы и муфты в зависимости от групп прочности изготовляют из углеродистых (сталь марки 45) и легированных сталей марок 38ХНМ, 36Г2С, 35Г2СВ и др. Трубы групп прочности К, Е изготовляют из легированных сталей путем нормализации с отпуском или из углеродистых сталей (закалка, отпуск) группы прочности Л,

Рис. 19.12. Профиль трапецеидальной резьбы труб типов 3 и 4:

/ - линия, параллельная оси резьбы трубы; II -ось резьбы трубы

668

Рис. 19.13. Резьбовое соединение бурильных труб типов 3, 4:

I - основная плоскость; II - расчетная плоскость конического стабилизирующего пояска; III

ось резьбы

а трубы групп прочности выше Л (М, Р) – из легированных сталей (закалка – отпуск).

Трубы и муфты должны изготовляться из сталей групп прочности, приведенных в табл. 19.5.

Муфты для труб типов 1 и 2 диаметром 114 мм и менее должны изготовляться из сталей группы прочности с более высокими механическими свойствами. По соглашению изготовителей и потребителя допускается изготовление труб и муфт одной группы прочности.

Трубы диаметром более 114 мм и муфты к ним изготовляются одной группы прочности.

Таблица 19.5 Механические свойства материала труб и муфт

Показатель
Группа прочности стали

Д
К
Е
Л
М
Р
Т

Временное сопротивление стп, МПа, не менее
Предел текучести от, МПа, не менее Относительное удлинение 5, %, не менее
Относительное сужение после разрыва ц>, %, не менее
Ударная вязкость KCV, Дж/м2, не менее
637
373 16 12 40
39,2
687
490 12 10 40
39,2
735
539 12 10 40
39,2
784
637 12 10 40
39,2
882
735 12 10 40
39,2
980
882 12 10 40
29,4
1078
980 12 10 40
29,4

П р и м е ч а н и я. 1. Трубы групп прочности Р и Т изготовляются по соглашению изготовителя с потребителем. 2. При переводе плавок из группы прочности К в Д в маркировке и сопроводительном документе должны быть указаны обе группы.

669

На каждой бурильной трубе на расстоянии 0,4–0,6 м от ее конца наносится маркировка клеймами: номер трубы, группа прочности, толщина стенки, наименование или товарный знак завода-изготовителя, месяц и год выпуска. Клеймо должно быть обведено светлой краской. На каждой муфте должен быть выбит товарный знак завода-изготовителя. Все клейма на каждой трубе и муфте наносятся вдоль образующей, Рядом с клеймами на каждой трубе вдоль образующей наносится маркировка устойчивой светлой краской.

19.3. ЗАМКИ ДЛЯ БУРИЛЬНЫХ ТРУБ С ВЫСАЖЕННЫМИ КОНЦАМИ

Замки для бурильных труб служат для соединения в колонны бурильных труб типов 1-4. Замок состоит из двух деталей - ниппеля и муфты, соединяемых конической замковой резьбой.

Замки для бурильных труб изготовляются по ГОСТ 5286-75 пяти типов (табл. 19.6). Замки изготовляются: правые с правой замковой резьбой и резьбой для соединения замка с трубой.

Основные размеры и масса замков должны соответствовать указанным в табл. 19.7.

Пример условного обозначения замков с нормальным проходным отверстием и наружным диаметром 108 мм с правой (ЗН-108 ГОСТ 5286-75) и левой (ЗН-108Л ГОСТ 5286-75) резьбой.

Замки изготовляются из стали марки 40ХН по ГОСТ 4553-71 со следующими механическими свойствами после термообработки.

Временное сопротивление разрыву Qв, МПа 882

Предел текучести От, МПа................................... 735

Относительное удлинение 5, %............................ 10

Относительное сужение ц/, %.............................. 45

Ударная вязкость KCV, кДж/м2.......................... 686

Твердость по Бринеллю НВ.................................. 285-341

При необходимости получения более высоких механических свойств (Ов, От) рекомендуется использовать замки размером свыше 120 мм из стали марок 40ХМ1ФА и 38ХНЗМФА (Q = 882-1078 МПа).

Таблица 19.6

Типы бурильных замков

Обозначение типов
Наименование
Область применения

ЗН ЗШ ЗУ ЗШК
ЗУК
Замок с нормальным проходным отверстием
Замок с широким проходным отверстием
Замок с увеличенным проходным отверстием
Замок с широким проходным отверстием с конической расточкой
Замок с увеличенным проходным отверстием с конической расточкой
Для соединения труб с высаженными внутрь концами Для соединения труб с высаженными внутрь и наружу концами
Для соединения труб с высаженными внутрь концами с коническими стабилизирующими поясками
Для соединения труб с высаженными внутрь и наружу концами с коническими стабилизирующими поясками

670

Таблица 19.7

Основные размеры (в мм) замков

Диаметр труб по ГОСТ 631–75



Типоразмер
с высажен-
с высажен-
Замковая резьба
D
L
Масса,

замка
ными внутрь
ными наружу


кг

концами
концами



ЗН-80
60,3

З-66
80
404
12

ЗН-95
73,0

З-76
95
431
16

ЗН-108
89,0

З-88
108
455
20

ЗН-113
89,0

З-88
113
455
23

(ЗН-140)
114,3

З-117
140
502
35

(ЗН-172)
139,7

З-140
172
560
58

(ЗН-197)
168,3

З-152
197
603
76

ЗШ-108
73,0

З-86
108
431
20

ЗШ-118
89,0

З-101
118
455
23

ЗШ-133
101,6

З-108
133
496
37

ЗШ-146
114,3
101,6
З-121
146
508
38

ЗШ-178
139,7

З-147
178
573
61

ЗШ-203
168,3

З-171
203
603
73

ЗУ-86

60,3
З-73
86
404
15

ЗУ-108

73,0
З-86
108
431
20

ЗУ-120

89,0
З-102
120
468
25

ЗУ-146
114,3
101,6
З-122
146
496
37

ЗУ-155
127,0
114,3
З-133
155
526
39

ЗУ-185

139,7
З-161
185
553
53

ЗУК-108

ТБНК-73
З-86
108
431
17

ЗШК-113
ТБВК-89

З-101
118
454
22

ЗШК-133
ТБВК-102

З-108
133
506
32

ЗШК-178
ТБВК-140

З-147
178
573
61

ЗУК-120

ТБНК-89
З-102
120
468
20

ЗУК-146
ТБВК-114
ТБНК-102
З-122
146
506
36

ЗУК-155
ТБВК-127
ТБНК-114
З-133
155
536
38

Пр им
е ч а н и я. 1. Типоразмеры замков,
указанные в скобках, применять не рекомен-

дуется. 2. Обозначение замковой резьбы состоит из буквы З и целого значения большего

диаметра осн
ования конуса ниппеля.



На наружной и внутренней поверхностях замка не должно быть трещин, волосовин, плен, раковин и расслоений. Вырубка, заварка и заделка дефектных мест не допускаются.

Поверхности упорного уступа ниппеля и упорного торца муфты должны быть гладкими, без заусенцев, забоин и других дефектов. Маркировка на этих поверхностях не допускается. Отклонения от перпендикулярности упорных торцов ниппеля и муфты к оси замковой резьбы не должны быть более 0,10 мм, а отклонения от плоскостности на ширине этих поверхностей – не более 0,07 мм.

Отклонения от перпендикулярности торцов к оси резьбы профиля ТТ не должны быть более 0,06 мм, а отклонения от плоскостности на ширине этих торцов – 0,06 мм.

Замковая резьба, резьба профиля ТТ и трубная резьба треугольного профиля должны быть гладкими, без забоин, выкрошенных ниток, заусенцев, продольных углублений вдоль образующей резьбы и других дефектов, нарушающих непрерывность, прочность и герметичность резьбы.

Несоосность осей замковой и трубной резьбы должна быть не более 0,06 мм в плоскости торца и 1,75 мм на длине 1 м. Несоосность осей конической выточки замковой резьбы и цилиндрической выточки трубной треугольной резьбы не должна быть более 0,6 мм. Несоосность осей резьбы профиля ТТ и конической расточки концов замка ЗШК, ЗУК, предназначенных для соединения с трубами, не должна быть более 0,04 мм.

671

На ниппелях и муфтах протачивается поясок для маркировки, а на левых замках – второй опознавательный поясок. Правые и левые ниппели и муфты замков ЗУ-120, ЗУ-155, ЗУК-120 и ЗУК-155 должны иметь опознавательную лунку. Замок ЗУК-155 заменен на ЗУК-162 (по ТУ 26-02-1026–86).

На ниппеле и муфте каждого замка на поясках для маркировки должна быть нанесена маркировка: товарный знак завода-изготовителя, типоразмер замка, дата выпуска (месяц, год), ГОСТ 5286–75.

Резьба замков, поверхности конических расточек и упорные уступы (торцы) для предохранения от коррозии покрываются смазкой по ГОСТ 9.014–78. Резьба и упорные торцы при транспортировке должны быть предохранены от повреждений.

Каждая партия замков, а также ниппелей и муфт сопровождается документом, удостоверяющим их соответствие ГОСТ 5286–75.

Для повышения износостойкости и прочности применяются высокопрочные замки ЗШК-178 с пределом текучести 980 МПа, с резьбой повышенной износостойкости МК148?7,257?1:6-ЗШК-178М (ТУ 26-02-989–84).

19.4. БУРИЛЬНЫЕ ТРУБЫ С ПРИВАРЕННЫМИ ЗАМКАМИ

Трубы бурильные с приваренными замками выпускаются по ТУ 14-3-1293–84 и по ТУ 14-3-1187–83. Условное обозначение труб по ТУ 14-3-1293–84: ПК114?8,56; ПК127?9?9,19.

Размеры, предельные отклонения, масса труб по ТУ 14-3-1293–84 должны соответствовать указанным на рис. 19.14 и в табл. 19.8.

Овальность и разностенность не должны выводить размеры труб за предельные отклонения по наружному диаметру и толщине стенки. На поверхности труб не должно быть плен, раковин, закатов, расслоений, трещин.

Механические свойства труб после высадки и термообработки должны соответствовать указанным в табл. 19.9.

Размеры труб по ТУ 14-3-1187–83 приведены на рис. 19.15 и в табл. 19.10.

Механические свойства труб должны соответствовать группе прочности Д. Наружная и внутренняя поверхности высаженной части труб и места перехода от высаженной части к гладкой части труб не должны иметь резких уступов и складок; переход от высаженной части к гладкой должен быть плавным по всей длине. На внутренней поверхности высаженной части труб (до приварки замков) на длине 40 мм от торца незаполнения металлом не допускаются; на длине более 40 мм допускается одно пологое незаполнение металлом шириной не более 40 мм.

Рис. 19.14. Труба бурильная с приваренными замками по ТУ 14-3-1293-84

671

Т а б л и ц а 19.8

Размеры (в мм) труб с приваренными замками



Диаметр
высадки
Теоретическая масса, кг

Условный наружный диаметр трубы
Наружный диаметр D
Толщина стенки s
наружный D1
внутренний d
1 м гладкой трубы
увеличение массы трубы за счет высадки обоих концов

73
73,0
9,19
81,0
50,8
14,48
2,8

89
88,9
9,35
98,4
65,1
18,34
4,63

102
101,6
8,38
106,4
68,3
19,26
4,0

114
114,3
8,56
119,1
76,2
22,31
3,95

114
114,3
10,92
119,1
69,8
27,84
7,99

127
127,0
9,19
130,2
88,9
26,71
7,63

127
127,0
12,70
130,2
76,2
35,79
6,99

Т а б л и ц а 19.9 Механические свойства металлов труб

Группа прочности
Временные сопротивления разрыву, МПа
Предел текучести, МПа, не менее
Относительное
удлинение, %,
не менее
Ударная вязкость, кДж/м2, не менее
Отосительное
сужение после
разрыва, %, не
менее

Д Е Л М Р
655 689 723 792 999
379 516 655 723 930
16 14 14 12 12
690 690 690 690 690
50 50 50 45 45

Наружная поверхность высаженных концов труб перед приваркой должна подвергаться обработке с целью удаления облоя; торцы труб должны быть механически обработаны.

Трубы и замки после приварки должны быть соосны; смещение осей трубы и замка в плоскости сварного стыка не должно превышать 1,2 мм, перекос осей не должен превышать 3,0 мм на 1 м длины.

Зону сварного соединения после удаления наружного и внутреннего грата необходимо подвергать термообработке.

Грат при сварке должен быть полностью удален с наружной и внутренней поверхностей.

Требования к прямолинейности труб, проверке химического анализа и

механических свойств стали, к испытанию на растяжение и сплющивание приведены в ГОСТ 631–75.

Временное сопротивление разрыву сварного соединения и твердость в

Рис. 19.15. Труба бурильная с приваренными замками по ТУ 14-3-1187-83

672

Т а б л и ц а 19.10

Размеры (в мм) труб с комбинированной высадкой



Высаженная часть
трубы

Условный
наружный
диаметр
Наружный диаметр
Толщина стенки s
наружный диаметр D1
внутренний диаметр D2
длина ци-линдриче-ской части l1
длина переходной части l2
длина ци-линдриче-ской части l3

114
127
Предельное
отклонение
114,3
127
±1,0 %
9
9
-12,5 %
123 135 ±1
92 104 ±1
30 30
25 25
30 30

П р о до л ж ен и е т а б л. 19.10

Условный наружный диаметр
Длина готовой трубы после приварки замков L
Расчетная масса, кг

1 м гладкой трубы
увеличение массы трубы вследствие высадки концов
комплекта замков

114 127
Предельное отклонение
12 700 12 700 -900
23,3 26,2
6,8 7,0
51,5 62,5

П р и м е ч а н и я. 1. Допускается увеличение наружного диаметра гладкой части трубы до 1 мм за высаженной частью на длине 125 мм. 2. Допускается поставка труб длиной 8700– 700 мм в количестве не более 20 % от заказа.

зонах сварного шва и термического влияния должны быть проверены на одной трубе из партии.

Результатом испытания считается среднеарифметическое значений, полученных при испытании трех образцов от каждого типа. Допускается снижение результатов испытаний для одного образца на 10 % ниже нормативного требования.

Замки (ниппели и муфты) для приварки к трубам по ТУ 14-3-1293–84 изготовляются по ТУ 39-10-082–84, а к трубам по ТУ 14-3–1187–83 – согласно ТУ 26-02-964–83.

Для труб групп прочности А и Е допускается изготовление замков из стали марки 40ХН с механическими свойствами по ГОСТ 5286–75. Замки к трубам по ТУ 14-3-1187–83 выпускаются по ТУ 26-02-964–83.

Требования к замковой резьбе, допускаемым отклонениям элементов, чистоте поверхности, методам контроля должны соответствовать ГОСТ 5286–75. Правила приемки и методы испытаний замков также должны соответствовать требованиям ГОСТ 5286–75.

Замки изготавливаются из стали марки 40ХН с механическими свойствами по ГОСТ 5286–75.

На наружной цилиндрической поверхности ниппеля и муфт допускаются местные черновины от окалины, на внутренней поверхности черно-вины допускаются местные увеличения диаметра до 3 мм и не более 1 мм на участке резьбы. Разностенность ниппеля в плоскости торца малого основания конуса замковой резьбы не должна превышать 1,5 мм для замков ЗП-114 и 2,0 мм для замков ЗП-127.

Несоосность наружной и внутренней поверхностей хвостовика муфты или ниппеля относительно наружной цилиндрической поверхности муфты или ниппеля не должна превышать 0,4 мм в плоскости торца.

673

На торцах хвостовиков окалина не допускается. Средний ресурс до списания 500 циклов свинчивания-развинчивания. Каждая партия замков поставляется комплектно, резьба замковая покрывается антикоррозионной смазкой (например, К-17, по ГОСТ 10877–76).

Партия замков сопровождается сертификатом, удостоверяющим соответствие качества замков требованиям технических условий. Замковые детали подвергаются проверке механических свойств – на растяжение и ударную вязкость. Испытание на растяжение производится по ГОСТ 10006–80, а испытание на ударную вязкость – по ГОСТ 9454–78.

Эксплуатация замков должна вестись согласно инструкции по эксплуатации. В процессе эксплуатации допускается до трех ремонтов замковой резьбы.

19.5. ЛЕГКОСПЛАВНЫЕ БУРИЛЬНЫЕ ТРУБЫ

Легкосплавные бурильные трубы (ЛБТ) применяются в структурном, разведочном и эксплуатационном бурении, а также при капитальном ремонте скважин.

Выпускают ЛБТ сборной конструкции (рис. 19.16, a) гладкие и с протекторным утолщением, беззамковой конструкции, а также для компоновки низа бурильной колонны с увеличенной толщиной стенки. ЛБТ сборной конструкции гладкие и с протекторным утолщением изготовляются в соответствии с ГОСТ 23786–79.

ТБ – с внутренними утолщениями (рис. 19.16, a);

ТБП – с внутренними концевыми утолщениями и протекторным утолщением (рис. 19.17).

Размеры ЛБТ с внутренними концевыми утолщениями, поставляемых без резьбы, приведены в табл. 19.11.

Рис. 19.16. Труба легкосплавная:

a - сборной конструкции; a - с внутренними утолщениями; 1 - муфта; 2 - труба; 3 – ниппель

674

Рис. 19.17. Труба с внутренними и наружными протекторными утолщениями

Размеры труб с внутренними концевыми утолщениями, выпускаемых с нарезанной резьбой и навинченными стальными замками, приведены в табл. 19.12, а труб с протекторным утолщением – в табл. 19.13.

По согласованию с потребителем допускается изготовление труб без резьбы и замков. Номинальная длина труб без протекторного утолщения в зависимости от диаметра приведена ниже.

ЛБТ с протекторным утолщением поставляются длиной 12 м всех диаметров. Отклонения по длине +150 мм, –200 мм. Допускается 5 % труб в партии с предельным отклонением по длине +300 мм, –350 мм.

Диаметр, мм .................... 54 64 64–110 >110

Длина, м ........................... 4,5 5,3 9,0 12,0

ЛБТ изготовляются из алюминиевого сплава Д16 с химическим составом по ГОСТ 4748–74 в закаленном и естественно состаренном состоянии (Д16Т) (табл. 19.14). Механические свойства труб нормальной прочности при растяжении должны соответствовать следующим требованиям.

Т а б л и ц а 19.11 Размеры (в мм) труб без резьбы с внутренними концевыми утолщениями

Наружный диаметр D
Толщина стенки концевого утолщения
Толщина стенки основного сечения s1±0,1s1
Длина концевого утолщения

номинальный
предельное отклонение
номинальная
предельное отклонение
+200 l 1-50
+100
l2-50

54
±0,6
13
+ 13
7,5
150
150

64 73
90
+1,5 -0,5
+1,5 -1,0
8,0
200
200

16
+ 2,0 -1,0
9,0

103 108
+ 1,5 -1,0
15
250
250

25
+ 2,5 -1,5
1000

675

Т а б л и ц а 19.12 Размеры (в мм) труб с навинченными замками и внутренними концевыми утолщениями

Наружный
диаметр D +2,0
Толщина стенки концевого утолщения s
Толщина стенки основного сечения s 1±0,1 s 1
Длина концевого утолщения

номинальная
предельное отклонение
+200 l1-50
+100
l2-50

114
15
+ 2,0 -1,0
10 9
1300
250

129
17
+ 2,5 -1,5
11
1300
250

147
15
+ 2,0 -1,0
9

17 20
+2,5 -1,5
11 13

22 24
+2,8 -1,7
15 17

54-120

>120

392
421

255
274

12
10

Наружный диаметр, мм..............................................

Временное сопротивление ?в, МПа, не

менее..............................................................................

Предел текучести ?т, МПа, не менее.......................

Относительное удлинение ?, %, не менее.............

Кривизна на средней трети длины трубы не должна превышать 1,5 мм на 1 м, а на остальных участках, исключая протекторное утолщение и места переходов от основного сечения трубы к утолщениям – 1,3 мм.

На наружной и внутренней поверхностях труб не допускаются раковины, трещины, расслоения, неметаллические включения, пятна коррозионного происхождения. Не допускаются плены, отслоения, пузыри, забоины, царапины, риски, задиры, вмятины, запрессовки, если глубина их залегания, определяемая контрольной зачисткой, превышает предельные отклонения по толщине стенки. Допускаются цвета побежалости, темные и белые пятна и следы технологической смазки.

На наружной поверхности протекторного утолщения и в местах переходов к нему не допускаются продольные расслоения глубиной до 2 мм, определяемые контрольной зачисткой. В месте перехода от утолщения к основному сечению трубы допускается один кольцевой пережим при условии соответствия толщины стенки и внутреннего диаметра. При этом пе-

Т а б л и ц а 19.13

Размеры (в мм) труб с протекторным утолщением

Диаметр
Толщина стенки
Длина утолщения
Длина протекторного утолщения lп ,

Наружный диаметр D +2,0
протекторного утолщения
+3,0
D п -2,8
концевого утолщения s-+12,,0
основного сечения s1+0,1s1
протекто
рного утолщения s +0o2
+200 l1-50
+100
l2-50

129 147 170 170
150 172 197 197
17
11
21,5 23,5 24,5 26,5
1300
250
300

13

676

Характеристика труб из сплава Д16Т

Т а б л и ц а 19.14

Наружный диаметр труб, мм

64
73
90
114
129

147


190

Параметр













Толщина стенки
тела трубы s, мм



8
9
9
10
9
11
9
11
13
15
17
11

Площадь сечения, см2:











тела трубы
14,1
18,1
22,5
32,6
33,9
40,8
39,0
47,0
54,7
62,1
69,5
54,9

канала в теле трубы
18,1
23,7
42,7
69,4
96,6
90,0
130,6
122,7
114,9
107,4
100,2
171,9

Растягивающая нагрузка, кН:











допускаемая
390
500
650
1170
1210
1460
1070
1290
1500
1710
1910
1510

предельная
460
600
750
153
159
1920
1390
1680
1950
2170
2430
1980

Внутреннее давление, МПа:











допускаемое
55
54,2
43
38,5
30,7
37,5
27
33
39
45
50,9
28,5

предельное
71,4
70,5
60
51,5
41,5
50,5
36,5
44,5
52
59,3
66,5
38,5

Внешнее допускаемое давление,
57,5
47
50
30
20,5
29,5
14
24
32
38
42
17,5

МПа











Крутящий момент, Н?м:











допускаемый
4840
7100
12 500
21 500
26 180
30 500
34 900
40 900
46 350
51 340
55 800
56 400

предельный
5750
8450
14 900
25 500
31 100
36 250
41 500
48 650
55 150
61 000
66 350
67 100

Пр им еч а ние. Предельная нагр
узка доп
ускается
в аварийной ситуации.




режим не должен выводить наружный диаметр за предельные отклонения: +1,0 мм и –2,0 мм для труб диаметрами 54 и 64 мм; +2,5 и –5,0 мм для труб остальных диаметров.

Допускаются отслоения глубиной: от наружной поверхности не более 1,5 мм и от внутренней – не более 3,0 мм.

Длина переходных зон от концевого утолщения к основному сечению трубы должна быть не более 300 мм, а от протекторного утолщения до основного сечения трубы – не более 1800 мм.

Овальность и разностенность труб должны быть в пределах допусков по наружному диаметру и толщине стенки.

Несоосность протекторного утолщения с осью трубы предусматривается не более 7 мм.

Технические требования к замкам ЛБТ должны соответствовать ГОСТ 5286–75, а требования к трубной резьбе треугольного профиля – ГОСТ 631–75 (для труб 147 мм используется резьба 146-мм труб по ГОСТ 632–80).

Условное обозначение трубы из алюминиевого сплава марки Д16 в закаленном и естественно состаренном состоянии (Т), нормальной прочности, с внутренними концевыми утолщениями, диаметром 147 мм и толщиной стенки 11 мм – труба Д16Т147?11 ГОСТ 23786–79. То же, с протекторным утолщением – труба ПД16Т147?11 ГОСТ 23786–79.

С целью улучшения механических свойств труб используется сплав 01953Т1 с пределом текучести 490 МПа, а для работы в условиях повышенных температур – АК4Т1.

19.6. УТЯЖЕЛЕННЫЕ БУРИЛЬНЫЕ ТРУБЫ

УТЯЖЕЛЕННЫЕ БУРИЛЬНЫЕ СБАЛАНСИРОВАННЫЕ ТРУБЫ УБТС-2

Утяжеленные бурильные сбалансированные трубы УБТС-2 изготовляются по ТУ 51-774–77 из хромоникельмолибденовых сталей и подвергаются термообработке только по концам на длине 0,8–1,2 м. Концы труб под термообработку нагревают с помощью специальных индукторов. Канал в УБТ получают сверлением, а механическая обработка обеспечивает необходимую балансировку труб. Условное обозначение: УБТС-2-178/3-147, ТУ 51-774–77 (труба с наружным диаметром 178 мм и резьбой З-147). Длина труб 6,0 м.

Рис. 19.18. Утяжеленная труба УБТС-2

678

Т а б л и ц а 19.15

Размеры (в мм) сбалансированных утяжеленных труб УБТС-2

Условное обозначение трубы
Наружный диаметр D±1
Резьба
Внутренний диаметр d±1,5
Диаметр проточки под элеватор D1
Теоретическая масса 1 м гладкой трубы, кг

УБТС2-120 УБТС2-133 УБТС2-146 УБТС2-178 УБТС2-203 УБТС2-229 УБТС2-254 УБТС2-273 УБТС2-299
120 133 146 178 203 229 254 273 299
З-101 З-10864 З-121 З-147 З-161 З-171 З-201 З-201 З-201
64 64 68 80 80 90 100 100 100
102 115 136 168 190 195 220 220 245
63,5 84,0 103,0 156,0 214,6 273,4 336,1 397,9 489,5

Утяжеленные бурильные трубы УБТС-2 (рис. 19.18 и табл. 19.15) изготовляют диаметрами 178, 203 и 229 мм.

Соединения ниппельного и муфтового концов труб выполняются с правой замковой резьбой, по ГОСТ 5286–75, а для диаметров 254, 273 и 299 мм – с резьбой З-201, по ГОСТ 20692–75.

Для повышения сопротивления усталости резьбовых соединений на них протачиваются зарезьбовые разгружающие канавки ЗРК. Применяются обкатка роликами и другие упрочняющие методы обработки.

Кривизна канала трубы относительно ее теоретической оси в середине трубы не должна превышать следующих значений: 4,5 мм для труб диаметром 120 и 133 мм; 3,0 мм – 146 и 178 мм; 2,0 мм для труб остальных диаметров.

По типу конструкции труб ВК типа 3 (ГОСТ 631–75) разработаны конструкции труб ЛБТВК диаметрами 103, 114, 129, 140 и 147 мм. В соединении использована трубная трапецеидальная резьба профиля ТТ (ГОСТ 631–75), соответствующая диаметрам стальных бурильных труб с коническими стабилизирующими поясками; для труб ЛБТВК-147 применена резьба ТТ138?5,08?1:32.

Предел выносливости труб с резьбой треугольного профиля труб ЛБТВК-147 составляет соответственно 29–32 и 53 Н/мм2. Высокопрочные замки ЗЛК-178В (?т = 980 МПа) и замки ЗЛК-178 изготовляют по ТУ 26-02-1001–85.

Кроме труб с навинченными замками изготовляют также трубы беззамковой конструкции, концы которых имеют значительное наружное утолщение, на которых нарезается замковая резьба. Прочность этих труб выше прочности труб сборной конструкции (табл. 19.16).

Т а б л и ц а 19.16

Характеристика беззамковых труб

Диаметр трубы, мм
Масса 1 м трубы, кг
Растягивающая нагрузка, кН
Внутреннее давление, МПа
Крутящий момент, кН?м

допускаемая
предельная
допускаемое
предельное
допускаемый
предельный

146 127 108 90
16,5 11,4 13,1 6,7
1400 1150 830 600
1680 1400 1000 700
29,5 35 40 52
44,5 52,0 59,5 77,0
25 20 10 5
30 25 13 6

679

Стальные замки навинчивают на ЛБТ на специальном стенде с приложением определенного крутящего момента. Резьбу бурильных труб и замков тщательно очищают, промывают и обезжиривают. На резьбу бурильных труб наносят соответствующую смазку на основе эпоксидной смолы с наполнителями и вручную навинчивают замковые детали, подобранные по натягам (сумма натягов резьбы замка и трубы должна составлять 22– 25 мм). Наибольший крутящий момент на шпинделе стенда 25 кН-м. Применяется также навинчивание замков в нагретом состоянии. Замок предварительно нагревают до 380–400 °С; навинчивание на трубу осуществляют при одновременном охлаждении внутренней поверхности

Допускается холодная правка труб (без подогрева) диаметром 120, 133 и 146 мм до нарезания резьбы.

Разностенность тела трубы не должна превышать 5,0 мм для труб диаметрами 120, 133 и 146 мм; 3,5 мм для труб остальных диаметров.

Разностенность на длине резьбовой части допускается не более 1 мм.

Утяжеленные бурильные трубы должны изготовляться из стали марки 38ХНЗМФА, по ГОСТ 4543-71 со следующими механическими свойствами после термообработки.

Предел текучести от, МПа, не менее................ 735

Относительное удлинение 5, %, не менее........ 10

Ударная вязкость КСV, кДж/м2, не менее...... 588

Твердость НВ......................................................... 285-341

Допускается изготовление труб из других легированных сталей, например 40ХН2МА, с механическими свойствами после термообработки.

Предел текучести от, МПа, не менее............ 637

Относительное удлинение 5, %, не менее..... 10

Ударная вязкость КСV, кДж/м2, не менее... 490

Твердость НВ..................................................... 255

На наружной и внутренней поверхностях труб не должно быть плен, раковин, закатов, расслоений, трещин и песочин. Заварка и заделка дефектных мест не допускаются. Обнаруженные дефектные места на наружной поверхности могут быть вырублены, при этом глубина вырубки не должна превышать 5 % номинальной толщины стенки, а протяженность вырубленных мест – 100 мм в продольном направлении и 25 мм в поперечном. Число вырубленных мест должно быть не более двух в разных сечениях, вырубка должна быть тщательно зачищена и иметь пологие края.

На участке менее 400 мм от конца трубы вырубка не допускается.

По наружному диаметру труб допускаются проточки отдельных мест, требуемые технологией механической обработки труб, на глубину не более 1 мм и общей протяженностью не свыше 400 мм. Проточки должны заканчиваться плавными, без подрезов, переходами.

С целью предохранения от коррозии наружные поверхности каждой трубы быть окрашены.

Упорные поверхности ниппельного и муфтового концов трубы должны быть без заусенцев, забоин и других дефектов, нарушающих плотность соединений. Не допускается наносить на них какие бы то ни было знаки маркировки.

Резьба должна быть гладкой, без забоин, выкрошенных ниток, заусенцев и других дефектов, нарушающих непрерывность резьбы. Резьба должна быть фосфатирована.

На каждой трубе на расстоянии 0,4 м от ее ниппельного конца должна быть нанесена маркировка: товарный знак или наименование предприятия-

680

изготовителя, условное обозначение трубы, порядковый номер трубы, марка стали, порядковый номер плавки, длина трубы, дата выпуска, клеймо ОТК завода-изготовителя. Маркировка должна быть произведена четко клеймами. Все клейма должны быть выбиты вдоль образующей трубы и обведены светлой краской.

При транспортировании наружная и внутренняя резьба труб и упорные поверхности должны быть надежно защищены предохранительными пробками и кольцами.

При навинчивании пробок и колец резьба и упорные поверхности должны быть смазаны антикоррозионной смазкой.

Каждая поставляемая партия труб должна сопровождаться документом (сертификатом), удостоверяющим соответствие их качества требованиям технических условий, в котором указываются: дата выпуска, номера плавок, порядковые номера труб (от – до для каждой плавки), наружный и внутренний диаметры, обозначения резьбы, длина труб, содержание серы и фосфора для труб каждой плавки, результаты механических испытаний металла труб.

При погрузке на автомобили трубы следует укладывать на брусья и привязывать к ним цепью с двух сторон.

Перед разгрузкой труб необходимо убедиться, что предохранительные пробки находятся на месте и затянуты.

Трубы должны храниться на стеллажах уложенными в один ряд, причем расстояние от поверхности земли должно быть не менее 0,5 м, с тем чтобы уберечь их от влаги и грязи.

УТЯЖЕЛЕННЫЕ БУРИЛЬНЫЕ ТРУБЫ ГОРЯЧЕКАТАНЫЕ

Утяжеленные бурильные трубы горячекатаные диаметрами 146, 278, 203, 219 и 245 мм поставляются по ТУ 14-3-385–79, а трубы (заготовки для УБТ) диаметрами 73, 89 и 108 мм по ТУ 14-3-839–79. Утяжеленные бурильные трубы изготовляются гладкими по всей длине: 146?74?8000, 178?90?12 000, 203?100?12 000, 219?112?8000 и 245?135?7000 мм. Допускается поставка труб диаметром 146 мм, длиной 6 м и диаметром 203 мм, длиной 8 м до 30 % объема заказа, а диаметром 178 мм, длиной 8 м – до 10 %.

Размеры, отклонения и масса труб приведены в табл. 19.17.

Т а б л и ц а 19.17

Диаметр трубы, мм
Резьба
Отклонение по длине, м
Отклонение по кривизне, мм на 1 м длины
Минимальная толщина стенки по резьбе ниппеля, мм
Масса 1 м труб, кг
Примечание

146±4 178±3 203 + 219^
245±3
З-121 З-147 З-171
Без резьбы То же
±1 ±1 ±1
По ГОСТ 8732–78
По ГОСТ 8732–78
2 2 2
3 3
4 7 7
97,6 145,4 193,0
225,1 267,4
– – –
Рекомендуется резьба З-171 Рекомендуется резьба З-201

681

Таблица 19.18

Механические свойства материала труб

Группа прочности
Временное сопротивление разрыву, МПа
Предел текучести, МПа
Относительное удлинение, %
Относительное сужение, %
Ударная вязкость, кДж/м2

Д К
637 686
373 441
16 12
40 40
392 392

Допуск по толщине стенки для труб диаметрами 146, 178, 203 составляет – 12,5 %. Внутренний диаметр (канал) трубы dкан контролируется шаблоном. Разностенность труб диаметрами 219 и 245 мм в одном сечении не должна превышать 10 мм.

На поверхности труб не должно быть дефектов в виде плен, трещин, закатов, расслоений. Допускаются дефекты, обусловленные условиями производства, глубина залегания которых не должна превышать 12,5 % толщины стенки. На концах труб на длине 300 мм дефекты не допускаются. Разрешается запиловка дефектных мест.

Утяжеленные бурильные трубы изготовляются из сталей групп прочности Д и К.

Механические свойства металла труб после нормализации должны соответствовать данным, приведенным в табл. 19.18.

Утяжеленные бурильные трубы горячекатаные рекомендуется применять при бурении скважин средних глубин в несложных геологических условиях.

УТЯЖЕЛЕННЫЕ БУРИЛЬНЫЕ ТРУБЫ С ЗАМКАМИ УБТСЗ

В некоторых случаях при бурении скважин с целью повышения износостойкости резьбы и прочности резьбового соединения, облегчения процесса ремонта применяют утяжеленные бурильные трубы с замками с коническими стабилизирующими поясками (рис. 19.19). Замок УБТСЗ изготовляется высокопрочным с механическими свойствами, по ГОСТ 5286–75, из стали марок 40ХН, 40ХН12МА. Изношенный замок может быть легко

Рис. 19.19. Утяжеленные бурильные трубы с замками УБТСЗ

682

Таблица 19.19

Элементы профиля замковой резьбы

Тип резьбы

МК

СК-90

Конусность 2tg ?

1:4 1:6 1:8 1:4 1:6 1:8

Теоретическая высота остроугольного профиля Н

0,8615 0,8640 0,8649 0,4922 0,4965 0,4980

Высота

профиля

h1

0,5001 0,5016 0,5021 0,3431 0,3641 0,3472

Рабочая

высота

профиля

h

0,4278 0,4290 0,4294 0,2990 0,3016 0,3025

Высота

среза

вершин 1

0,2169 0,2173 02177 0,0966 0,0975 0,0978

Ширина

среза вершин Ь

0,2507 0,2514 0,2517 0,1933 0,1950 0,1956

Радиус закругления вершин i

0,1445 0,1449 0,1451 0,1266 0,1277 0,1281

Зазор по вершинам z

0,0724 0,0725 0,0726 0,0442 0,0446 0,0447

Примечание. Приведенные значения необходимо умножить на шаг резьбы Р (при расчете истинных значений профиля).

заменен непосредственно на буровой с использованием установки, размещенной на автомобиле (трубы с замком собирают горячим способом).

ВНИИБТ разработаны конструкции УБТСЗ диаметрами 146, 178, 203 и 229 мм. Трубы соединяются с замком при помощи трапецеидальной резьбы профиля ТТ. Отношение большего диаметра посадки к длине стабилизирующего пояска принято 1,1–1,5, а диаметра охватывающей детали (замка) к охватываемой детали (трубе) – 1,2.

Для повышения износостойкости и прочности резьбовых соединений и экономии легированных сталей применяют УБТ с приваренными высокопрочными концами. Приварка может быть выполнена дуговым методом под слоем флюса или контактной электросваркой. Резьбовые концы длиной 500–1500 мм изготовляют из легированной стали с механическими свойствами, по ГОСТ 5286–75, т.е. З-102 вместо З-101 и З-122 вместо З-121. При использовании такого профиля на 20–30 % повышаются износостойкость и прочность резьбовых соединений.

Для повышения динамической прочности и износостойкости при бурении в особо тяжелых условиях рекомендуется применять профили резьб МК и СК-90 с увеличенным шагом 7 и 8 мм, основные размеры которых приведены в табл. 19.19. Так, износостойкость резьбы МК-90 с крупным шагом 8 мм повышается на 60–65 %, а предел выносливости –на 25 %.

Резьбу СК-90 с углом профиля 90° рекомендуется применять в нижней части колонны при роторном способе бурения.

19.7. ПЕРЕВОДНИКИ ДЛЯ БУРИЛЬНЫХ КОЛОНН

Переводники предназначены для соединения между собой частей бурильной колонны и присоединения ее к вертлюгу, забойному двигателю, долоту и т.д. Для бурильных колонн изготовляют переводники следующих типов: П – переходные, М – муфтовые, Н –ниппельные.

В зависимости от соотношений диаметров замковых резьб на концах переводники каждого типа могут быть различной конфигурации: цилиндрической, ступенчатой.

Переводники каждого типа и исполнения изготовляют с замковой резьбой как правого, так и левого направления нарезки. Размеры резьбы и требования к ее качеству должны соответствовать ГОСТ 5286–75 для бурильных замков.

683

Т а б л и ц а 19.20

Переводники переходные

Замковая резьба
Габариты, мм
Соединяемая часть бурильной колонны

Переводники





Муфтовый
Ниппельный






L
D
верхняя
нижняя

конец
конец



П-76/88
3-76
3-88
395
ИЗ
ЗН-95
УБТ-108

П-86/66
3-86
3-66
356
108
ЗШ-108
Ловильный инструмент

П-86/73
3-86
3-73
356
108

ЗУ-86

П-86/76
3-86
3-76
369
108
УБТ-108
Турбобур-104

П-86/88
3-86
3-88
395
ИЗ
ЗШ-108
Ловильный инструмент

П-88/88
3-88
3-88
395
113
ЗН-108
УБТ-108

П-88/101
3-88
3-101
420
118
УБТ-108
Турбобур-127

П-88/121
3-88
3-121
500
146
ЗН-113
УБТ-146

П-101/88
3-101
3-88
420
118
ЗШ-118
Ловильный инструмент

П-101/117
3-101
3-117
500
140

П-101/121
3-101
3-121
497
146

УБТ-146

П-102/88
3-102
3-88
430
120
ЗУ-120
Ловильный инструмент

П-102/101
3-102
3-101
430
120
ЗУ-120
Ловильный инструмент

П-102/121
3-102
3-121
496
146

УБТ-146

П-108/88
3-108
3-88
451
133
ЗШ-133
Ловильный инструмент

П-108/101
3-108
3-101
459
133

ЗШ-118

П-108/102
3-108
3-102
465
133

Ловильный инструмент

П-108/121
3-108
3-121
490
146

УБТ-146

П-117/121
3-117
3-121
457
146
Турбобур-127; 195
Долото-190; 215

П-117/147
3-117
3-147
523
178
ЗН-140
УБТ-178

П-121/86
3-121
3-86
489
146
ЗШ-146
ЗШ-108, ЗУ-108

П-121/101
3-121
3-101
490
146

ЗШ-118

П-121/102
3-121
3-102
496
146

ЗУ-120

П-121/108
3-121
3-108
502
146

ЗШ-133

П-121/121
3-121
3-121
457
146
Ведущая
ЗШ-146

П-121/122
3-121
3-122
469
146
бурильная
ЗУ-146

П-121/133
3-121
3-133
484
155
труба
ЗУ-155

П-121/147
3-121
3-147
524
178
УБТ-146
УБТ-178

П-121/161
3-121
3-161
537
203

УБТ-203

П-122/101
3-122
3-101
490
146
ЗУ-146
ЗШ-118

П-122/102
3-122
3-102
496
146

ЗУ-120

П-122/117
3-122
3-117
463
146

Ловильный инструмент

П-122/121
3-122
3-121
457
146

УБТ-146

П-122/133
3-122
3-133
484
155

Ловильный инструмент

П-122/147
3-122
3-147
524
178

УБТ-178

П-133/108
3-133
3-108
506
155
ЗУ-155
ЗШ-133

П-133/117
3-133
3-117
497
155

Ловильный инструмент

П-133/121
3-133
3-121
482
155

ЗШ-146

П-133/140
3-133
3-140
510
172

Ловильный инструмент

П-133/147
3-133
3-147
520
178

УБТ-178

П-147/121
3-147
3-121
516
178
ЗШ-178
ЗШ-146

П-147/133
3-147
3-133
524
178

ЗУ-155

П-147/140
3-147
3-140
510
178

Ловильный инструмент

П-147/147
3-147
3-147
517
178
Ведущая бурильная труба
ЗШ-178

П-147/152
3-147
3-152
517
197
ЗШ-178
Ловильный инструмент

П-147/161
3-147
3-161
517
185
ЗШ-178
УБТ-203

684

П р о до л ж ен ие т а б л. 19.20

Переводники

П-147/171 П-152/121

П-161/147 П-161/171 П-171/147 П-171/171 П-171/177 П-171/201

Замковая резьба

Муфтовый конец

З-147 З-152

З-161 З-161 З-171 З-171 З-171 З-171

Ниппельный конец

З-171 З-121

З-147 З-171 З-147 З-171 З-177 З-201

Габариты, мм

L
D

521
203

526
197

517
185

538
229

538
203

517
203

523
229

518
254

Соединяемая часть бурильной колонны

верхняя

УБТ-178 Турбобур-172; 195 УБТ-203 УБТ-203 ЗШ-203 УБТ-229

УБТ-229 Долото-245

Турбобур-215

УБТ-229

ЗШ-178

Электробур-290

Долото-445

УБТ-254

П р и м е ч а н и е. Цифры, стоящие после названия элементов бурильной колонны (УБТ, долото, турбобур), указывают значение их наружного диаметра в мм.

Переводники для бурильных колонн изготовляются в соответствии с требованиями ГОСТ 7360–82Е. Указанный стандарт предусматривает изготовление 90 типоразмеров переводников, которые охватывают практически все необходимые случаи их применения (табл. 19.20, 19.21 и рис. 19.20).

В условное обозначение переводников входит типоразмер переводника, а переводников с резьбами левого направления нарезки – буква Л.

Пример условного обозначения переводника типа М с резьбами З-147/171; М-147/171 ГОСТ 7360–82Е. То же, типа П:П-147/171 ГОСТ 7360–82Е. То же, с резьбами левого направления нарезки: П-147/171-Л ГОСТ 7360–82Е.

Переводники изготовляются из стали марки 40ХН и по ГОСТ 4543–71 или из других никельсодержащих марок сталей со следующими механическими свойствами после термообработки.

Временное сопротивление Qв, МПа, не менее .................... 882

Предел текучести Qт, МПа, не менее .................................... 735

Относительное удлинение ?5, %, не менее ........................... 10

Относительное cужение ?, %, не менее ............................... 45

Ударная вязкость КСY, кДж/м2, не менее ........................... 686

Твердость НВ ............................................................................. 285–341

Т а б л и ц а 19.21

Переводники муфтовые и ниппельные

Замковая резьба
Габариты, мм
Соединяемая часть бурильной колонны

Переводники





Верхний конец
Нижний конец
L
D
верхняя
нижняя

М-86/88
З-86
З-88
325
113
УБТ-108
Долото-132-187

М-108/88
З-108
З-88
366
133
УБТ-133

М-121/88
З-121
З-88
398
146
УБТ-146

М-121/117
З-121
З-117
356
146
УБТ-146
Долото-190

М-147/152
З-147
З-152
391
197
УБТ-178
Долото-245-295

М-171/152
З-171
З-152
400
229
УБТ-229
Долото-245-295

Н-147/152
З-147
З-152
550
197
ЗШ-178
Ловильный

Н-147/171
З-147
З-171
707
203

инструмент

Н-171/201
З-171
З-201
671
254
Турбобур-290
Долото-490

нижняя

685

Рис. 19.20. Переводники для бурильных колонн ступенчатой конфигурации:

а - муфтовый; 6 - ниппельный; в - переходный

На наружной цилиндрической поверхности каждого переводника протачивается поясок для маркировки шириной 10 мм и глубиной 1 мм. На переводниках исполнения цилиндрической конфигурации этот поясок находится посредине цилиндрической части; на переводниках ступенчатой конфигурации – на цилиндрической поверхности большого наружного диаметра на расстоянии 20 мм от переходной фаски.

На переводниках с левыми резьбами рядом с маркировочным пояском протачивается опознавательный поясок шириной 5 и глубиной 1 мм.

19.8. ОБЩИЕ ПРИНЦИПЫ И МЕТОДИКА РАСЧЕТА КОМПОНОВКИ БУРИЛЬНЫХ ТРУБ В КОЛОННЕ

РАСЧЕТ УТЯЖЕЛЕННЫХ БУРИЛЬНЫХ ТРУБ

Диаметр УБТ определяют из условия обеспечения наибольшей жесткости труб при изгибе с учетом конструкции скважин и условий бурения. Длину УБТ определяют в зависимости от нагрузки на долото.

В табл. 19.22 приводятся рекомендуемые соотношения диаметров долот и УБТ согласно РД 39-2-411–80.

Жесткость наддолотного участка УБТ должна быть больше жесткости сечения обсадной колонны, под которую ведется бурение. В табл. 19.23 приводятся соотношения диаметров обсадных труб и наименьших диаметров УБТ, удовлетворяющих указанному условию.

Отношение диаметра бурильных труб, расположенных над УБТ, к диаметру УБТ должно быть ? 0,7. Если это отношение < 0,7, то комплект УБТ должен состоять из труб нескольких диаметров, уменьшающихся в направлении к бурильным трубам. При этом диаметр первой ступени должен со-686

Т а б л и ц а 19.22

Диаметры (мм) долот и УБТ

Долото
УБТ

139,7-146
114

108

149,2-161
121-139

114-121

165,1-171,4
133-146

121-133

187,3-200
159

146

212,7-228,6
178

159

244,5-250,8
203

178

Долото
УБТ

269,9
229

203

295,3
245

219

320
245

229

349,2
254

229

> 374,6
273

254

П р и м е ч а н и я: 1. В верхней строке приведено значение диаметра УБТ для нормальных условий бурения, в нижней – для осложненных. 2. В осложненных условиях при бурении долотами диаметром свыше 250,8 мм допускается применение УБТ ближайшего меньшего диаметра с одновременной установкой опорно-центрирующих устройств. 3. При бурении забойными двигателями диаметр нижней секции УБТ должен быть не более диаметра двига-

ответствовать табл. 19.23, а отношение диаметра последующей ступени к предыдущей должно быть >0,8.

Длину комплекта УБТ I, состоящего из труб одного диаметра, определяют по формуле

L

(1,2-1,25)

940

(19.1) масса 1 м УБТ в растворе, кг/м; g –

где Q – нагрузка на долото, Н; д0 ускорение силы тяжести.

Общий вес комплекта УБТ, состоящего из труб разных диаметров,

(q1h + q2h + … + qn ln)g = (1,1-1,25)С?.

Если Q > Ркр, то на сжатом участке УБТ рекомендуется устанавливать промежуточные опоры профильного сечения.

Наиболее опасные для УБТ - знакопеременные изгибающие напряжения. Условие прочности для УБТ:

*2EIf ^ А1пр 2L2 ~ 15 ;

Е1а0 573

M

пр

1, 5

где Е - модуль Юнга материала труб, Н/м2; / -трубы, м2; El - жесткость сечения труб, Н-м2; /

Диаметры (мм) обсадных долот и УБТ

(19.2)

(19.3)

момент инерции сечения – стрела прогиба УБТ, м;

Таблица 19.23

Обсадная труба
УБТ
Обсадная труба
УБТ

114
127 140-146
168 178-194
219
108 121 146 159 178 178
245 273 299 324-339 351 377
203 203 229 229 229 254

теля.

О

687

L - длина полуволны, м; Мпр - предельный изгибающий момент при натурных испытаниях (данные ВНИИБТ); а0 – интенсивность искривления скважин на 10 м длины.

Расчет напряжений в УБТ следует проводить в качестве контрольного при бурении на искривленных участках. При известных значениях Мпр можно определить допускаемые величины.

РАСЧЕТ БУРИЛЬНЫХ ТРУБ

ПРИ БУРЕНИИ ЗАБОЙНЫМИ ДВИГАТЕЛЯМИ

В процессе расчета определяются либо напряжения в трубах, либо длины секций по допустимым нагрузкам.

Одноразмерная колонна для вертикальной скважины. Допускаемая глубина спуска односекционной колонны (в м)

0р(1)-115д(От+С)(1-рж/р)-рпРп

h =-------------------------------------------------

115 0"1 g(1 - Рж/Р)

(19.4) Q(1) =aтF1/n = Q1/n,

где Ор1) – допускаемая растягивающая нагрузка на трубы, Н; Qт + G –

масса УБТ и забойного двигателя, кг; рп – перепад давления в забойном двигателе и долоте, Па; Q1 – предельная нагрузка на трубу, Н; F1 – площадь поперечного сечения тела трубы, м2; рж, р – плотность соответственно бурового раствора и стали; ат – предел текучести материала труб, Н/м2; п – коэффициент запаса прочности.

Общая длина колонны 1 = 10 + h (10 - длина УБТ и забойного двигателя).

Для одноразмерной многосекционной колонны, составленной из труб разных толщин и групп прочности, длина первой (нижней) секции (в м)

Qр - 1,15g(Qт + G)(1 - Рж /р) - PпFп 115<5Г1дг(1-рж/р)

Длина второй секции (в м)

0(2) _ „(1)

1 =-----^р----^р------. (19.6)

1,15д2д1-рж/р)

Длина л-й секции (в м)

L =Qр ~Qр-------, (19.7)

115<5гпдг(1-рж/р)

где q1, q2, …, qn - масса 1 м труб каждой секции, кг/м; Qр(1) , Qр(2), …, Q(р ) -допускаемые растягивающие нагрузки для труб каждой секции.

Для двухразмерной многосекционной колонны, состоящей в верхней части из труб большого диаметра, длины секций I (нижней) ступени определяют по формулам (19.5)-(19.7).

Длины секций II (верхней) ступени определяют (в м) из выражений

688

0(m+1) - 0(m) - F,

115qm+1 g(1- рж/р)

0(ш+2) - 0(ш+1)

lm+2=----------------------- и т.д., (19.9)

115 qm+2 <7(1 - Рж/р)

где ш – число секций ступени; ОрШ) – допускаемая нагрузка для труб последней секции I ступени, Н; ОрШ+1), Qрm+2) – допускаемые нагрузки для

труб первой и второй секции II ступени, Н; F' - разность площадей проходных сечений труб нижних секций II и I ступеней колонны, м2; qm+1, Чш+2 – масса 1 м труб первой и второй секций II ступени, кг/м.

Для колонны в наклонно направленной скважине напряжение в каждой секции определяют по двум расчетным схемам:

секция находится под действием как веса расположенной ниже части колонны, так и сил сопротивления ее движению на искривленных и наклонных участках;

секция находится только под действием веса расположенной ниже части колонны (предполагается, что скважина вертикальная).

РАСЧЕТ БУРИЛЬНЫХ ТРУБ

ПРИ БУРЕНИИ РОТОРНЫМ СПОСОБОМ

Расчет производят на статическую прочность и выносливость.

Для вертикальных скважин на выносливость рассчитывают нижние секции колонны, расположенные над УБТ на длине 200 м.

Расчет на статическую прочность ведется на совместное действие нормальных и касательных напряжений.

Одноразмерная колонна для вертикальной скважины. Подобранные трубы нижней секции рассчитывают на наружное давление (не менее 25 МПа); длины 9 (в м) одноразмерной многосекционной колонны - из условия статической прочности:

= Qр -1150т(1-рж/р)-рпР (19.10)

1,15q1g(1-pж/p)

q(2) - „(1)

1 =-----р^------ и т.д.; (19.11)

1,15д2д1-рж/р)

Q(1) = д1/1,04л; Q(2) = O2/1,04n и т.д.,

где Q1, Q2 – предельные нагрузки для труб, Н.

Для двухразмерной многосекционной колонны, состоящей в верхней части из труб большего диаметра, длины секций I (нижней) ступени определяют по формулам (19.10), (19.11), длины секций II ступени - по формулам (19.8), (19.9), причем

О(ш)=Ош/1,04п, Qр(m+1)=Qm+1/1,04n; Q^=Qm+2/1,04n.

689

ОСОБЕННОСТИ РАСЧЕТА БУРИЛЬНЫХ КОЛОНН ПРИ БУРЕНИИ С ПЛАВУЧИХ СРЕДСТВ

Бурение скважины с плавучих средств связано с перемещениями судна под влиянием ветра, течений и других факторов. В общем случае судно может получить линейное и угловое перемещение относительно оси скважины. Судно может перемещаться в направлении как горизонтальной, так и вертикальной осей; поворот судна происходит вокруг тех же осей. Смещение судна относительно оси скважины, поворот судна, а также непосредственно влияние волн и течений на бурильную колонну приводят к возникновению в трубах, находящихся в воде, изгибающих моментов. Общий изгибающий момент

м = м1 + м2 + м3.

(19.12)

где M1 – момент от смещения судна (в горизонтальном направлении); M2 – момент от качки (поворота) судна; M3 – момент от поперечных сил волнового напора и течений.

На рис. 19.21 схематично показано положение судна и бурильной ко-

Рис. 19.21. Схема сил, действующих на бурильную колонну при бурении с плавучих средств

690

Значения и = пр/пр

Т а б л и ц а 19.24

Скважина

Бурение забойными двигателями

Вертикальная Наклонно направленная

П р и м е ч а н и е. В числителе знаменателе – для осложненных.

1,3/1,35 1,35/1,4

Вращательное (роторное) бурение

1,4/1,45 11,45/1,5

даны значения для нормальных условий бурения, в

лонны до и после приложения указанных нагрузок. Наиболее нагружены концевые участки колонны, расположенные у устья и дна моря. Общее напряжение в трубах с учетом изгибающих моментов

FW

(19.13)

При небольшой глубине акватории / и большой глубине скважины Ц1 < L/20) влиянием распределенной нагрузки веса колонны на длине / можно пренебречь. Изгибающий момент (в Н-м) при lJP/EI > 40:

у устья

М

^Ht+e+0)

(19.14)

у дна

м-Щ^^,§

— +

Pl 2p

(19.15)

где Р – вес колонны, Н, Р = Q – 0,5 Оа; / – глубина воды, м; Д – смещение судна от оси скважины, м; 6 – угол поворота судна, рад; р – давление волн и течения на колонну, Па; Оа – вес труб от устья скважины до дна акватории, Н; к - коэффициент, зависящий от характера закрепления колонны у устья, 0,75 < к < 1.

Коэффициенты запаса прочности. Коэффициенты запаса прочности при растяжении п = ат/ар приводятся в табл. 19.24.

Для колонны, подвешенной в клиновом захвате

п > стт/ст.

(19.16)

Для труб с ат < 650 МПа наименьшее значение л = 1,1, а для труб с ат > 650 МПа наименьшее значение л = 1,15.

При совместном действии нормальных и касательных напряжений

°т

\/(°р +°и)2

+ 3т2

(19.17)

где аи – напряжение изгиба; т – касательное напряжение.

Запас прочности для бурильной колонны, находящейся под действием как переменных, так и постоянных напряжений, определяется из зависимости (формула А. Сарояна)

691

Пределы (в МПа) выносливости бурильных труб

Таблица 19.25

Трубы
по ГОСТ 631–75
Трубы по ГОСТ 731–75
Трубы с прива-
Трубы из алю-

Диа-
с резьбой треугольного
со стабилизирующим
ренными замка-
миниевых спла-

метр
трубы,
мм

профиля
пояском ТБВК
ми ТБПВ
вов

Д
К (36Г2С)
Е (38ХНМ)
Д
К
Е
Д
К
Д16Т
1953, К-48

50
80








60






100


73
75
65

140
140
150


50-56

89
75
60


120




102




110
120



114
70
60
80
140
110
120
100
90
43-52

127




100
110
100
90

140
70
60
80

100
110
100
90

147
-
-
-
-
-
-
-
-
36-46
40

П р и м е ч а н и я. 1. Пределы выносливости даны на основании усредненных данных испытаний, проведенных в АзНИПИнефти, ВНИИБТ, ВНИИТнефти и б. ФМИ АН УССР. 2. Предел выносливости для трубы диаметром 50 мм по ГОСТ 7909–56 приведен по данным СКБ ВПО «Союзгеотехника».

п =

(19.18)

°в

где (?–1)А – предел выносливости трубы при симметричном цикле изгиба (табл. 19.25); ?в – предел прочности; ?р – напряжение растяжения; ?а – амплитуда переменных напряжений изгиба; ?m – постоянное напряжение изгиба.

Запас прочности в нейтральном сечении вертикальной колонны (верхний конец сжатого участка УБТ) при ?р = 0:

(19.19)

ав

На искривленных участках наклонно направленных и вертикальных скважин при ?m = 0

() ?-1)А --1 А ?р ?в .

(19.20)

У нижнего конца бурильной колонны под УБТ напряжение растяжения ?р = 0, тогда

п = (ст–1)А/ста.

(19.21)

По формулам (19.18)–(19.21) коэффициент запаса прочности n ? 1,5. Значения (?–1)А для труб (см. табл. 19.25) получены при натурных испытаниях.

ii =

ii =

 

20ПРИВОД ДОЛОТА: БУРОВЫЕ РОТОРЫ, ГЛАВА ЗАБОЙНЫЕ ДВИГАТЕЛИ

При углублении скважины порода может разрушаться долблением, сверлением или (и) истиранием (последний случай – разновидность предыдущего). Каждому из этих видов разрушения соответствуют основные методы бурения: ударное, вращательное, ударно-вращательное (практически не применяется) и дробовое (применяется редко) бурение.

Наибольшее применение получило вращательное бурение. При этом способе цилиндрический ствол формируется непрерывно вращающимся долотом. Разбуренные частицы в процессе бурения также непрерывно выносятся на поверхность циркулирующим буровым раствором (газом, газированной жидкостью). При вращательном бурении долото внедряется в породу в результате одновременного действия осевого усилия (нагрузки), направленного перпендикулярно к плоскости забоя, и окружного усилия от вращающего момента.

Различают следующие основные способы вращательного бурения:

1) роторное бурение, при котором двигатель, приводящий во вращение долото на забое с помощью колонны бурильных труб, находится на поверхности;

2) бурение с использованием забойного (погружного) двигателя, при котором двигатель расположен у забоя скважины, над долотом (турбобур, винтобур, электробур).

Роторное и турбинное бурение являются основными способами проводки скважин, их применяют повсеместно. Особенно широко используют турбинный способ бурения в России.

20.1. БУРОВЫЕ РОТОРЫ

Буровой ротор предназначен для выполнения следующих функций:

вращение (вертикально перемещаемой) бурильной колонны в процессе проходки скважины роторным способом;

восприятие реактивного крутящего момента и обеспечение продольной подачи бурильной колонны при использовании забойных двигателей;

удержание бурильной или обсадной колонны труб над устьем скважины при наращивании и спускоподъемных операциях;

проворачивание инструмента при аварийных работах, встречающихся в процессах бурения и крепления скважины.

Роторы относят к числу основных механизмов буровой установки. Их различают по диаметру проходного отверстия, мощности и допускаемой статической нагрузке. По конструктивному исполнению роторы делят на неподвижные и перемещающиеся возвратно-поступательно относительно устья скважины в вертикальном направлении.

Привод ротора осуществляется посредством цепных, карданных и зубчатых передач от буровой лебедки, коробки передач либо индивидуального двигателя. В зависимости от привода роторы имеют ступенчатое, непре-

693

рывно-ступенчатое и непрерывное изменение скоростей и моментов вращения. Для восприятия реактивного крутящего момента их снабжают стопорными устройствами, устанавливаемыми на быстроходном валу либо на столе ротора. Подвижные детали смазываются разбрызгиванием и принудительным способом. Поставляют роторы в двух исполнениях – с пневматическим клиновым захватом (ПКР) для удержания труб и без него.

Конструкция ротора должна обеспечить необходимые удобства для высокопроизводительного труда и отвечать требованиям надежности и безопасного обслуживания. При этом габариты ротора должны быть ограничены площадью, отводимой для его установки на буровой площадке. Роторы, используемые в буровых установках различных классов и модификаций, должны быть максимально унифицированы по техническим параметрам и конструкции.

КОНСТРУКЦИИ БУРОВЫХ РОТОРОВ

В буровых установках для эксплуатационного и глубокого разведочного бурения используют роторы, неподвижно устанавливаемые над устьем скважины. Типовая конструкция ротора (рис. 20.1) состоит из станины 9 и стола 2, приводимого во вращение от быстроходного вала 7 с помощью конических шестерни 10 и колеса 6. Межосевой угол передачи составляет 90°.

Станину ротора в большинстве случаев выполняют литой из конструкционных нелегированных сталей. Форма и ее геометрические размеры определяются конструктивными, эксплуатационными, технологическими и эстетическими требованиями. В станине имеются горизонтальная и вертикальная расточки для размещения быстроходного вала и стола ротора.

Стол 2 ротора представляет собой полую стальную отливку с наружным диском, прикрывающим вертикальную расточку станины. В верхней части он имеет квадратное углубление для разъемного вкладыша (втулки) 4. В свою очередь, вкладыши имеют квадратное углубление для зажима 5, переходящее в конус. При бурении во вкладыши вставляют квадратные либо роликовые зажимы ведущей трубы, а при спускоподъемных операциях – клинья, удерживающие колонну труб над ротором. Разъемная конструкция вкладышей и зажимов обеспечивает их установку в ротор в тех случаях, когда его отверстие занято трубой. Втулки и зажимы удерживаются в роторе с помощью поворотных защелок. Между зажимом и ведущей трубой возникает трение скольжения, вызывающее изнашивание поверхностей их контакта. При использовании роликовых зажимов ведущая труба перекатывается по роликам, установленным на подшипниках качения, и благодаря этому ее износ снижается.

Стол ротора с напрессованным коническим колесом устанавливают в вертикальной расточке станины на основной 3 и вспомогательной 12 опорах. В качестве опор используют упорно-радиальные шариковые подшипники, которые вследствие зеркального расположения и осевой затяжки способны воспринимать двусторонние осевые нагрузки.

На основную опору действуют собственный вес стола ротора и колонны труб, удерживаемый им при спускоподъемных операциях. В процессе бурения скважины бурильная колонна подвешивается к вертлюгу, и на основную опору действуют собственный вес стола и силы трения, возникающие в результате скольжения ведущей трубы относительно зажимов 5

694

Рис. 20.1. Буровой ротор УР-560

ротора. Подшипники и стол ротора вращаются при роторном бурении и остаются в основном неподвижными при спускоподъемных операциях и бурении забойными двигателями, если не учитывать их вращения при периодическом проворачивании бурильной колонны.

На вспомогательную опору действуют усилие от предварительного осевого натяга подшипника и случайные нагрузки от трения и ударов, возникающие при подъеме труб, долота и другого инструмента в результате их раскачивания и смещения относительно оси стола ротора. Для нормальной работы ротора важное значение имеет предварительный осевой натяг вспомогательного подшипника. Правильно выбранный натяг обеспечивает

695

плотное прилегание шариков к беговым дорожкам, уменьшает износ поверхностей качения, повышает долговечность и нагружаемость подшипников, предупреждает вращение шариков под действием гироскопических моментов и благодаря этому снижает коэффициент трения.

Чрезмерный натяг столь же опасен, как и недостаточный, так как вызывает защемление шариков, перегрузку поверхностей качения и повышенное тепловыделение. Натяг подшипника основной опоры создается собственным весом стола ротора, а его осевое положение регулируется стальными прокладками 13, установленными под нижним кольцом основной опоры. Осевой натяг вспомогательного подшипника регулируется прокладками, которые устанавливают между нижним торцом стола ротора и фланцем 11, соединяемыми болтами.

Вследствие неизбежной несоосности центрирующих поверхностей стола и станины ротора шарики могут сместиться от оси симметрии беговых дорожек, и в результате этого нарушится правильная работа подшипников. Для устранения несоосности центрируют одно кольцо подшипника, а другое свободно перемещается по радиусу. Под действием нагрузки свободное кольцо самоцентрируется относительно шариков, и благодаря этому обеспечивается равномерное нагружение шариков, способствующее увеличению долговечности подшипника. Обычно свободное кольцо подшипника устанавливают в станине ротора.

Упорно-радиальные шариковые подшипники выбирают по диаметру проходного отверстия стола ротора. Нагрузочная способность подшипников заданного диаметра и типа зависит от их серии. В основной опоре ствола ротора используют подшипники с шариками диаметром 63,5– 101,6 мм, а во вспомогательной опоре – подшипники более легких серий с шариками диаметром 38,1–47,6 мм. Конические роликоподшипники, обладающие по сравнению с шариковыми более высокой несущей способностью, в опорах стола ротора используют редко. Это обусловлено сравнительно высокой стоимостью и повышенной чувствительностью к перекосам, вызывающим резкое снижение срока их службы. Относительное положение основной и вспомогательной опор ротора может быть иным. Например, в роторе УР-760 вспомогательная опора устанавливается над основной.

Быстроходный вал с конической шестерней, закрепленной шпонкой, монтируют в стакане 8 и в собранном виде устанавливают в горизонтальную расточку станины. Стакан предохраняет станину от вмятин, образующихся при установке подшипников и их проворачивании под нагрузкой. Консольное расположение шестерни на быстроходном валу удобно для компоновки и сборки ротора. Однако при этом возрастают требования к жесткости вала, так как вследствие его деформации нарушается равномерное распределение контактных давлений в зацеплении шестерни и колеса, что приводит к снижению их долговечности.

С этих позиций шестерню лучше располагать между двумя опорами. Однако, учитывая удобство монтажа и ремонта, быстроходные валы во всех конструкциях роторов изготовляют с консольным расположением шестерни. При этом снижается изгибающий момент, так как шестерня максимально приближена к опоре вала. На наружном конце быстроходного вала установлена цепная звездочка 14 либо карданная муфта. Для безопасности и удобства обслуживания ротор закрывают крышкой 1.

При бурении с использованием забойных двигателей стол ротора сто-

696

порится и благодаря этому предотвращается вращение бурильной колонны под действием реактивного крутящего момента. Стопорение осуществляется фиксатором, который входит в радиальные пазы диска стола ротора.

В роторе, изображенном на рис. 20.2, на быстроходном валу установлено колесо 14 с пазами для зацепления со стопором 13, передвигающимся в направляющих втулках станины посредством рукоятки 11. Последняя соединяется с валиком 12, имеющим шестеренку, которая входит в зацепление с зубьями стопора. Шестеренка удерживает стопор от вращения, а рукоятка 11 фиксирует его крайние положения. Благодаря установке стопорного устройства на быстроходном валу крутящий момент, действующий на стопорное устройство, уменьшается. Однако коническая передача и подшипники ротора воспринимают действие реактивного момента, что приводит к снижению срока их службы.

В роторах сравнительно небольшой мощности трущиеся детали смазывают разбрызгиванием. При больших мощностях, вызывающих интенсивное тепловыделение, а также вследствие конструктивной компоновки ротора, затрудняющей смазывание подшипников и зубчатой передачи разбрызгиванием, применяют циркуляционную систему смазывания.

Подшипники быстроходного вала смазывают жидким маслом, заправляемым в стакан через заливные отверстия. Уровень масла при заправке и эксплуатации контролируют с помощью жезлового маслоуказателя 7. Для предотвращения вытекания масла наружная торцовая крышка стакана снабжена гребенчатым лабиринтным уплотнением. Внутренний торец стакана имеет крышку с отражательным диском, предохраняющим масло от загрязнения промывочным раствором и продуктами изнашивания, попадающими в смежную масляную ванну, которую используют для смазывания конической передачи и подшипников стола ротора.

В конических подшипниках ролики, действуя подобно лопастям центробежного насоса, нагнетают масло в полость между подшипником и крышкой, что приводит к дополнительной его утечке через уплотнение вала. Особенно ощутимо это проявляется в том случае, когда ролики расходятся в сторону уплотнения и оси их качения скрещиваются между подшипниками (Х-образная схема установки конических подшипников). Показанная на рис. 20.3 схема установки подшипников 5, при которой ролики сходятся в сторону уплотнения и оси их качения скрещиваются вне подшипников (О-образная схема), более предпочтительна. Для предохранения подшипников от перегрева вследствие затруднительной циркуляции масла, находящегося в карманах, образованных подшипниками и уплотнениями крышек, в нижней части стакана имеются продольные каналы a для выхода масла в масляную ванну стакана.

Центральную масляную ванну, образованную между станиной и столом ротора, заправляют жидким маслом через заливное отверстие, которое закрывают пробкой с жезловым указателем уровня масла. Для предохранения центральной масляной ванны от попадания промывочного раствора, разливаемого при спускоподъемных операциях, между станиной и столом ротора имеются кольцевые лабиринтные уплотнения. Коническая зубчатая пара и подшипники стола смазываются разбрызгиванием масла, захватываемого шестерней при вращении. В связи с этим уровень масла в центральной ванне должен быть выше нижнего контура шестерни.

Масло заменяют после бурения каждой скважины и не реже чем через 2–3 мес. Для слива отработанного масла в основании корпуса имеются

697

Рис. 20.2. Буровой ротор УР-760

Рис. 20.3. Быстроходный вал ротора в сборе

 

сливные пробки. Перед заливкой свежего масла ванну необходимо промыть керосином. В тех случаях когда вспомогательный подшипник располагается над зубчатым колесом, смазывать его разбрызгиванием затруднительно. В роторах такой конструкции для смазывания вспомогательного подшипника используют пластичное масло, заправляемое ручным насосом через пружинную масленку.

В роторе, представленном на рис. 20.2, применяют циркуляционную систему смазывания подшипников и зубчатой пары с помощью плунжерного насоса 16, приводимого от эксцентричной втулки 15 на быстроходном валу 9. Насос забирает масло из маслоотстойника A в станине ротора и по трубкам 5 через кран 17 подает его на верхний подшипник 4. Часть масла стекает на зубчатый венец и смазывает зубчатую пару, а другая часть проходит по каналам и поступает на нижний подшипник 10, с которого стекает в масляную ванну.

В роторе УР-760 используют стол сборной конструкции, состоящий из полой втулки 1, соединяемой с диском 3 болтами 2 с потайной головкой. Взамен стакана используют переходные гильзы 6 и 8.

Быстроходный вал 6 (см. рис. 20.3) монтируют в стакане 7 на спаренных радиально-упорных конических роликоподшипниках 5, расположенных со стороны шестерни 1, и на радиальном роликовом подшипнике 9, установленном на противоположном конце вала. Зеркальное расположение конических подшипников обеспечивает точную двустороннюю фиксацию вала, необходимую для надежной и бесшумной работы передачи. Роликовый подшипник – плавающий, он обеспечивает осевое перемещение вала при тепловой деформации.

В фиксирующей опоре внутренние кольца подшипников закреплены между заплечиком вала и маслоразбрызгивающим кольцом 4, которое упирается в торец шестерни. Наружные кольца подшипников 5 и 9 закреплены между внутренним 3 и наружным 11 фланцами стакана с помощью металлических прокладок и дистанционной втулки 8. Внутреннее кольцо роликового подшипника крепится между заплечиком вала и кольцом 10, затянутым торцовым фланцем 16 через промежуточные детали 13–15 и дистанционное кольцо 17.

Осевые зазоры подшипников регулируются дистанционным втулками 8, 14 и с помощью набора металлических прокладок 18, установленных между стаканом и его фланцами. Осевой зазор подшипников, контролируемый по осевому смещению вала относительно стакана, должен быть в пределах, устраняющих защемление и обеспечивающих равномерное распределение нагрузки между роликами.

Надежная и бесшумная работа конической пары обеспечивается при правильном контакте зубьев, достигаемом совмещением вершин начальных конусов колеса 2 и шестерни 1. Зацепление регулируют путем изменения осевого положения шестерни с помощью металлических прокладок 18, выполненных в виде полуколец с прорезями для болтов. Благодаря этому прокладки устанавливают без разработки уплотняемых деталей путем незначительного отвинчивания болтов 12, достаточного для прохода прокладок. Правильность регулировки зацепления обычно контролируют по пятну контакта зубьев. При сборке роторов пользуются менее точным, но более простым способом контроля – по плавности вращения стола ротора при проворачивании быстроходного вала усилием рук рабочего.

Роликовый зажим (рис. 20.4) состоит из корпуса 2 и откидной скобы 3.

700

Рис. 20.4. Роликовый зажим

 

Т а б л и ц а 20.1

Техническая характеристика роторов буровых установок ОАО «Уралмаш»

Тип ротора



Р-700
Р-950
Р-1260

Диаметр отверстия в столе ротора, мм
700
950
1260

Диаметр отверстия с переводником, мм
560
560; 700
560; 700; 950

Допускаемая статическая нагрузка на стол, кН
5000
6300
8000

Расстояние от центра до цепного колеса, мм
1353
1651

Статический крутящий момент на столе ротора,
80
120
180

кН?м


Передаточное число от приводного вала до стола
3,61
3,81
3,96

ротора


Приводной вал:


длина выходной части, мм
165
250

размеры шпоночного паза, мм
40x148
40x153

Подшипники приводного вала
7538
3634

Основная опора
1687/770Х
1687/1060Х
1687/1400Х

Вспомогательная опора
1688/770Х
1688/1060Х
11 689/1400Х

Размер квадратного отверстия в зажимах под ве-
120, 145, 160
120, 145, 160
120, 145, 160

дущую трубу, мм


Масса, кг
4760
7000
9460

Габаритные размеры, мм:


высота
680
750
800

200
220
200

длина
2270
2425
2910

ширина
1545
1850
2230

П р и м е ч а н и е. Для всех указанных типов максимальная частота вращения стола ро-

тора равна 350 мин–1, выходной диаметр приводн
ого вала – 150 мм, зубчатая передача –

коническая.

Т а б л и ц а 20.2

Техническая характеристика роторов буровых установок ОАО «Волгоградский завод буровой техники»

Тип ротора



Р-560
Р-360

Диаметр отверстия в столе ротора, мм
560
360

Допускаемая статическая нагрузка, кН
2500
1250

Максимальная частота вращения стола, мин–1
250
200

Расстояние от середины цепного колеса до центра ротора, мм

900

Максимальный момент на столе ротора, кН?м
35
12,3

Число зубьев шестерни/колеса
19/58
17/56

Приводной вал:

диаметр (выходной), мм
150
92

длина, м
140
165

Подшипники приводного вала
3624
3620

Основная опора
91 682/670
9168/288

Вспомогательная опора
31 688/630
7168/284

Размер квадратного отверстия в зажимах под ведущую трубу, мм
4, 5, 6"
83 мм

Габаритные размеры, мм:

длина
2209
1393

ширина
1350
924

высота
745
560

Масса, кг
4075
1530

П р и м е ч а н и е. Для роторов указанных типов зубчатая перед
ача – конич
еская с кру-

говым зубом.

Корпус и нижняя часть откидной скобы закрыты крышками 4 и скреплены болтами. Откидная скоба соединена с корпусом шарниром 5. Верхняя часть корпуса имеет квадратное сечение, соответствующее размерам

702

квадратного углубления вкладышей. Нижняя часть корпуса снабжена центрирующим цилиндрическим пояском. Цапфы оси роликов 1 устанавливают в пазы квадратного сечения на вертикальных ребрах корпуса и нижней части откидной скобы. Расстояние между роликами по размеру ведущей трубы регулируют поворотом цапфы осей подшипников. На торцах цапф имеются масленки для смазывания подшипников. Технические характеристики буровых роторов приведены в табл. 20.1 и 20.2.

Роторы имеют групповой либо индивидуальный привод. При групповом приводе ротор соединяется с двигателями буровой лебедки посредством цепных передач, карданных валов и зубчатых редукторов. Индивидуальный привод применяют в электрических буровых установках, предназначенных для бурения скважин глубиной 6000 м и более. Значение крутящего момента, передаваемого ротором, контролируется датчиками, установленными на приводном валу либо в силовых передачах ротора.

ВЫБОР ОСНОВНЫХ ПАРАМЕТРОВ БУРОВЫХ РАСТВОРОВ

Параметры ротора определяют исходя из конструкции скважины, компоновки бурильной колонны и требований, предъявляемых технологиями бурения и крепления скважин.

Диаметр проходного отверстия в столе ротора должен быть достаточным для спуска долот и обсадных труб, используемых при бурении и креплении скважины. Для этого необходимо, чтобы диаметр проходного отверстия D в столе ротора был больше диаметра долота при бурении скважины под направление Dд.н:

D = Dд.н + 5,

где 5 = 30-ь50 мм – диаметральный зазор, необходимый для свободного прохода долота.

Диаметр долот зависит от конструкции скважин. В глубоких скважинах диаметр направления обычно достаточно большой, возрастает вследствие увеличения числа промежуточных колонн. Ниже приведены наиболее распространенные диаметры направлений и долот для бурения скважины под направление:

Глубина скважины, мм........................ <3000 3000–5000 5000–8000

Диаметр направления, мм................... 325–426 426–525 525–580

Диаметр долота, мм.............................. 394–540 490–640 590–705

Из приведенных данных следует, что диаметры направлений и соответствующих им долот для рассматриваемых глубин скважин ограничиваются определенными пределами. Благодаря этому в буровых установках смежных по глубине бурения классов можно использовать роторы, имеющие одинаковый диаметр проходного отверстия, и сократить соответственно их номенклатуру. Роторы, применяемые для бурения скважин на море, имеют более широкое проходное отверстие, выбираемое по диаметру водоотделяющей колонны, связывающей подводное устьевое оборудование с буровым судном. Проходное отверстие вкладышей стола ротора должно быть достаточным для прохода бурильной колонны при спускоподъемных операциях. Исходя из наибольших диаметров (203 мм) бурильных замков (ЗШ-203) и утяжеленных бурильных труб, отверстие вкладышей стола роторов всех типоразмеров принято равным 225 мм.

703

Допускаемая статическая нагрузка на стол ротора должна быть достаточной для удержания в неподвижном состоянии наиболее тяжелой обсадной колонны, применяемой в заданном диапазоне глубин бурения. В большинстве случаев более тяжелыми оказываются промежуточные обсадные колонны, вес которых для некоторых конструкций скважины приближается к значению допускаемой нагрузки на крюке буровой установки. В связи с этим паспортное значение допускаемой статической нагрузки на стол ротора обычно совпадает с допускаемой нагрузкой на крюке, принятой для буровых установок соответствующего класса.

Наряду с этим допускаемая статическая нагрузка Р не должна превышать статической грузоподъемности подшипника основной опоры стола ротора С0:

Gmax < Р < С0,

где Gmax – сила тяжести наиболее тяжелой колонны обсадных труб, применяемой в заданном диапазоне глубин бурения.

Подшипники, применяемые в основной опоре стола буровых роторов, как указывалось ранее, подбирают по диаметру проходного отверстия (табл. 20.3). Так, упорно-радиальные шариковые подшипники, выбранные по диаметру проходного отверстия стола ротора, обеспечивают более чем 1,5-кратный запас по отношению к допускаемой статической нагрузке на стол ротора.

Частоту вращения стола ротора выбирают в соответствии с требованиями, предъявляемыми технологией бурения скважин. Наибольшая частота вращения стола ротора ограничивается критической частотой вращения буровых долот: лmax < 250 мин-1.

Опыт бурения скважин роторным способом показывает, что при дальнейшем увеличении частоты вращения ухудшаются показатели работы долот. Наряду с этим следует учитывать, что с ростом частоты вращения увеличиваются центробежные силы, вызывающие продольный изгиб бурильной колонны, вследствие которого происходят усталостные разрушения в ее резьбовых соединениях и искривление ствола скважины.

Бурение глубокозалегающих абразивных и весьма твердых пород, за-буривание и калибровку ствола скважин проводят при частоте вращения до 50 мин-1. Для периодического проворачивания бурильной колонны в целях устранения прихватов при бурении забойными двигателями, а также

Таблица 20.3

Основные размеры и ориентировочные расчетные параметры упорно-радиальных шарикоподшипников

Тип ротора
Допускаемая статическая нагрузка на стол ротора Р, кН
Условное обозначение подшипника
Размеры подшипника, мм
Шарики
Грузоподъемность, кН
Запас грузоподъемности С0/Р

Внутренний диаметр d
Наружный диаметр D
Высота Н
Диаметр
Число z
статическая С0
динамическая С

УР-560 УР-760 УР-950 УР-1260
3200 4000 6300 8000
91682/750Х 1687/770Х 1687/1060 1687/1400
750 770 1060 1400
1000 1000 1280 1630
150 150 150 150
76,2 76,2 63,5 63,5
29 31 48 62
84 200 90 000 96 700 125 000
10 300 10 600 9800 10 900
2,63 2,25 1,53 1,56

704

для вращения ловильного инструмента при авариях в скважине требуется дальнейшее снижение частоты вращения стола ротора до 15 мин–1. С учетом этих требований наименьшая частота вращения стола ротора nmin = = 15 мин–1.

Отношение предельных значений частоты вращения определяет диапазон ее регулирования: Rn = nmax/nmin.

На скоростную характеристику ротора существенно влияет тип используемого привода. Предпочтительным является электропривод постоянного тока, обеспечивающий бесступенчатое изменение частоты вращения стола ротора в необходимом диапазоне регулирования. При дизельном приводе и электроприводе переменного тока используют механические передачи, осуществляющие ступенчатое регулирование частоты вращения стола ротора. Число скоростей ротора должно быть достаточным для удовлетворения требований бурения. Однако при групповом приводе с буровой лебедкой ротор обычно имеет три-четыре скорости. В этом случае пользуются сменными цепными звездочками, с помощью которых число скоростей ротора может увеличиваться согласно зависимости

где z – число скоростей ротора; zл – число скоростей, передаваемых от буровой лебедки; m – число сменных цепных звездочек на приводном валу ротора.

В целях более полного удовлетворения требований бурения диапазон регулирования частоты вращения стола ротора делят на средний и крайние интервалы. В среднем, сравнительно узком интервале частота вращения ротора изменяется согласно геометрическому ряду чисел, знаменатель которого меньше, чем у крайних интервалов диапазона регулирования. Благодаря этому в среднем интервале уменьшается разность между смежными частотами вращения стола ротора, что позволяет точнее согласовывать частоту вращения долота с требованиями бурения.

Для обратного вращения (реверса) достаточно одной или двух передач, обеспечивающих вращение стола с частотой 15–50 мин–1, необходимой для работы с трубами и ловильным инструментом, имеющими левую резьбу. При электрическом приводе вследствие реверсирования двигателей ротор имеет одинаковые частоты при прямом и обратном вращении.

В процессе проектирования привода ротора, и особенно группового привода буровой лебедки и ротора, возможны отклонения окончательно принятых значений частоты вращения стола ротора от расчетных, обусловленные конструктивными соображениями. Следует также отметить, что при дизель-гидравлическом приводе благодаря турботрансформатору частота вращения ротора изменяется по непрерывно-ступенчатой кривой.

Мощность ротора должна быть достаточной для вращения бурильной колонны, долота и разрушения забоя скважины:

N = (Nх.в + Nд)/?,

где Nх.в – мощность на холостое вращение бурильной колонны; Nд – мощность на вращение долота и разбуривание забоя; ? – КПД, учитывающий потери в трущихся деталях ротора.

Мощность на холостое вращение бурильной колонны (момент, передаваемый долоту, равен нулю) расходуется на преодоление сопротивления

705

вращению, возникающего в системе бурильная колонна – скважина. Сопротивление вращению зависит от длины и диаметра бурильной колонны, плотности промывочной жидкости в скважине, трения труб о стенки скважины. Сопротивление вращению изменяется в зависимости от кривизны и состояния стенок скважины, пространственной формы бурильной колонны, вибрации, вызванной трением и центробежными силами.

С увеличением частоты вращения мощность на холостое вращение бурильной колонны возрастает в степенной зависимости. Наряду с этим на мощность холостого вращения бурильной колонны влияет ряд случайных и трудно учитываемых факторов, возникающих при бурении скважины (крутильные колебания, обвал стенок скважины, образование каверн, искривление ствола скважины, изменение пространственной формы бурильной колонны и др.).

Сложность процессов взаимодействия вращающейся колонны и скважины затрудняет вывод аналитических зависимостей для определения мощности, расходуемой на холостое вращение бурильной колонны, поэтому в практических расчетах пользуются эмпирическими формулами.

Расчеты показывают, что на каждые 1000 м бурильной колонны расход мощности на холостое вращение iVх.в (частота вращения 100 мин-1, плотность раствора 1,2 г/см3, угол искривления 3 – 5°) в зависимости от диаметра труб следующий:

Диаметр труб, мм.............................. 114 127 141 168

Мощность Nх.в, кВт........................... 8,8 10,9 13,6 19,1

Мощность, расходуемая на вращение долота и разрушение забоя скважины, можно приближенно оценить по формуле

Nд = ц0Рп-Rср,

где ц0 – коэффициент сопротивления долота; Р – осевая нагрузка на долото, кН; п – частота вращения долота, с-1; #ср – средний радиус долота, м.

Рекомендуют следующие коэффициенты сопротивления долота: для алмазного ц0 = 0,2-0,4; твердосплавного и режущего типа ц0 = 0,4-0,8; для шарошечного ц0 = 0,2-0,4.

Средний радиус долота _Rср = Dд/3.

В процессе бурения скважины происходит непрерывно-ступенчатое изменение потребляемой ротором мощности. Это обусловлено последовательным увеличением длины бурильной колонны, ступенчатым уменьшением диаметра используемых долот, а также изменением режимов бурения по мере углубления скважины. В теоретических расчетах, выполняемых при выборе мощности ротора, так же, как и при расчете бурильной колонны на прочность, осевая нагрузка на долото, частота его вращения и плотность промывочной жидкости, характеризующие режим бурения, принимаются неизменными для каждого размера долот, используемых при бурении скважины заданной конструкции. Расчетные значения указанных параметров бурения выбирают на основе эмпирических зависимостей и опытных данных, полученных при бурении скважин аналогичных конструкций.

В предварительных расчетах частоту вращения стола ротора в зависимости от текущей L и конечной Lк глубины бурения вычисляют по эмпирической зависимости, принятой Уралмашзаводом:

706

Т а б л и ц а 20.4

Техническая характеристика роторов (ГОСТ 16293–82)

Показатель
Типоразмер ротора

Р-460
Р-560
Р-700
Р-950
Р-1260

Диаметр отверстия в столе рото- 460 560 700
ра, мм
Допускаемая статическая нагруз- 2000 3200 4000
ка на стол ротора, кН
Мощность ротора, кВт 180 370 440
Максимальный крутящий момент, 30 50 80
кН?м, не более
Базовое расстояние, мм 1353 1353 1353
Условная глубина бурения, м 1600 1600–4000 3200–6500
П р им еч а ние. Для всех типоразмеров частота вращения 250 мин–1; проходной диаметр втулки ротора – 225 мм.
950 1260
6300 8000
500 540 120 180
1353 1651 6500–10 000 8000–12 500
стола ротора не более

л = 200 - 150.

Плотность промывочной жидкости, учитываемая при расчете мощности, которая расходуется на холостое вращение бурильной колонны, рассчитывают по формуле, полученной Уралмашзаводом на основе статистических данных:

р = 0,21 д L + 1,25.

На основе указанных зависимостей определяют мощности, необходимые для бурения скважины под направление, кондуктор, промежуточные и эксплуатационную колонны. По наибольшему полученному значению выбирают расчетную мощность ротора.

Максимальный вращающий момент (в кН-м) определяют по мощности и минимальной частоте вращения стола ротора:

Mmax = Nr\/nmin,

где N – мощность ротора, кВт; г\ – КПД ротора; nmin – минимальная частота вращения, мин-1.

Максимальный вращающий момент ограничивается прочностью бурильной колонны и деталей, передающих вращение столу ротора.

Базовое расстояние, измеряемое от оси ротора до первого ряда зубьев цепной звездочки на быстроходном валу ротора. используют при проектировании цепной передачи, передающей вращение от лебедки ротору.

В табл. 20.4 приведена техническая характеристика роторов, используемых при бурении скважин.

20.2. ТУРБОБУРЫ

В турбинном бурении коэфициент передачи мощности от источника энергии к долоту значительно выше, чем в роторном.

Идея использвания гидравлического двигателя для бурения скважин возникла в 80-е годы XIX столетия: первый патент на турбину для бурения нефтяных скважин был взят в 1873 г. Гроссом. В 1890 г. Г.Г. Симченко

707

(г. Баку) разработал проект первого забойного круговращательного гидравлического двигателя.

В начале 1900-х годов Вольский разработал и использовал на практике для быстроударного бурения в твердых породах забойный гидравлический таран, создававший 500–600 ударов в минуту по забою. В 1923 г. М.А. Ка-пелюшников (совместно с С.М. Волохом и Н.А. Корневым) разработал турбинный аппарат для бурения скважин, названный турбобуром Капелюш-никова. Он развивал мощность до 12 л.с. и представлял собой гидравлический двигатель, выполненный на базе одноступенчатой осевой турбины, вал которой через промежуточный многоярусный планетарный редуктор приводил во вращение долото. Проблема реализации турбинного бурения была решена П.П. Шумиловым, Р.А. Иоаннесяном, Э.И. Тагиевым иМ.Т. Гусманом. Позднее, благодаря работам ВНИИБТ, турбинное бурение получило общее признание.

Турбобур – машина быстроходная, поэтому большое значение имеют работы, направленные на создание низкооборотных турбобуров, способных эффективно отрабатывать шарошечные долота с герметизированными мас-лонаполненными опорами типов ГНУ и ГАУ.

В области турбоалмазного бурения особую актуальность приобретает создание высокомоментных турбобуров для работы с новыми долотами с поликристаллическими алмазными режущими элементами типа «Stratopax».

Современный турбобур должен обеспечивать:

достаточный крутящий момент при удельных расходах жидкости не более 0,07 л/с на см2 площади забоя;

устойчивую работу при частотах вращения менее 7 с–1 для шарошечных и 7–10 с–1 для алмазных долот;

максимально возможный КПД;

срабатывание перепада давления на долоте не менее 7 МПа;

наработку на отказ не менее 300 ч;

долговечность не менее 2000 ч;

постоянство энергетической характеристики по меньшей мере до наработки на отказ;

независимость энергетической характеристики от давления и температуры окружающей среды;

возможность изменения реологических свойств бурового раствора в процессе долбления;

возможность введения в буровой раствор различных наполнителей и добавок;

возможность промывки ствола скважины без вращения долота;

возможность определения траектории ствола скважины в любой точке вплоть до долота без подъема бурильной колонны;

стопорение выходного вала с корпусом в случае необходимости и освобождение от стопорения;

гашение вибрации бурильного инструмента;

экономию приведенных затрат на 1 м проходки скважины по сравнению с альтернативными способами и средствами бурения.

Понятно, что в одной конструкции все или большую часть этих требований воплотить очень сложно. В то же время в одном диаметральном габарите целесообразно иметь возможно меньшее число типов турбобуров.

В начале 1950-х годов в связи с увеличением глубин скважин стали стремиться к увеличению числа ступеней турбины для снижения частот

708

вращения долот. Появились секционные турбобуры, состоящие из двух-трех секций, собираемых в одну машину непосредственно на буровой. Секции свинчивались с помощью конической резьбы, а их валы соединялись сначала конусными, а затем конусно-шлицевыми муфтами. Осевая опора секционного турбобура устанавливалась в нижней секции.

В дальнейшем, в целях упрощения эксплуатации турбобуров, осевая опора была вынесена в отдельную секцию – шпиндель. Это усовершенствование позволило заменять на буровой наиболее быстроизнашиваемый узел турбобура – его опору.

Секционные шпиндельные турбобуры типа ЗТСШ в настоящее время серийно выпускаются машиностроительными заводами Минхиммаша с диаметром корпуса 172, 195 и 240 мм.

В конце 1950-х годов во ВНИИБТ были начаты исследования по разработке опоры качения турбобура. Дело в том, что резинометаллическая пята, хорошо работающая при использовании в качестве бурового раствора воды или буровых (глинистых) растворов с относительно низким содержанием твердой фазы, а также при небольшом перепаде давления на долоте, в случае применения утяжеленных или сильно загрязненных буровых растворов существенно искажала выходную характеристику турбобура, что в свою очередь снижало эффективность турбинного способа бурения.

В начале 1960-х годов Р.А. Иоаннесяном, Д.Г. Малышевым и Ю.Р. Иоа-несяном была создана упорно-радиальная шаровая опора турбобура, представляющая собой многоступенчатый шарикоподшипник двустороннего действия.

Турбобуры с шаровой опорой серии А в настоящее время серийно выпускаются машиностроительными заводами Минхиммаша с диаметром корпуса 164, 195 и 240 мм.

Дальнейшее совершенствование конструкций турбобура связано с появлением новых высокопроизводительных шарошечных долот с герметизированными маслонаполненными опорами. Для эффективной отработки этих долот требуются частоты вращения порядка 2,5–5 с–1. Это привело к созданию ряда новых направлений в конструировании турбобуров:

с системой гидродинамического торможения;

многосекционных;

с высокоциркулятивной турбиной и клапаном – регулятором расхода бурового раствора;

с системой демпфирования вибрации;

с разделенным потоком жидкости и полым валом;

с плавающей системой статора;

с тормозной приставкой гидромеханического типа;

с редукторной вставкой.

Появились также гидравлические забойные двигатели объемного типа – винтовые.

В настоящее время среди конструкторов турбобуров еще нет единого мнения о наиболее эффективном и перспективном направлении развития техники турбинного способа бурения. В целях объективной оценки новых конструкций и выбора лучшей из них для широкого внедрения в серийное производство проводятся сравнительные испытания макетных образцов новых забойных двигателей.

 

КОНСТРУКЦИИ ТУРБОБУРОВ

Турбобур представляет собой забойный гидравлический двигатель, снабженный осевой опорой, в котором гидравлическая энергия потока промывочной жидкости преобразуется в механическую работу вала, к которому прикрепляют породоразрушающий инструмент. Турбобур опускают в скважину на бурильной колонне, которая по мере углубления скважины наращивается с поверхности новыми бурильными трубами. В качестве гидравлического двигателя в турбобуре применяют многоступенчатую осевую турбину.

Гидравлические двигатели, в которых используется кинетическая или скоростная энергия потока жидкости, называют турбинами. В турбинах работа совершается главным образом в результате изменения количества движения жидкости.

В турбобурах применяют многоступенчатые осевые турбины лопастного типа. На рис. 20.5 схематично изображена одна ступень турбины турбобура, состоящая из статора и ротора.

Турбина работает следующим образом. Поток промывочной жидкости через бурильную колонну подается в первую ступень турбобура. В статоре первой ступени происходит формирование направления потока жидкости, т.е. жидкость, пройдя каналы статора, приобретает направление, указанное стрелкой А. Таким образом, статор является направляющим аппаратом турбины.

Потоки жидкости из каналов статора поступают на лопатки ротора под заданным углом и осуществляют силовое воздействие на ротор, в результате которого энергия движущейся жидкости создает силы, стремящиеся повернуть ротор, жестко связанный с валом турбины. Поток жидкости из каналов ротора первой ступени поступает на лопатки направляющего аппарата второй ступени, где вновь происходят формирование направления движения потока жидкости и подача ее на лопатки ротора второй ступени. На роторе второй ступени также возникает крутящий момент. В результате жидкость под действием энергии давления, создаваемой поверхностным насосом, проходит все ступени турбины турбобура и через специальный канал подводится к долоту. В многоступенчатых турбобурах крутящие моменты всех ступеней суммируются на валу.

В процессе работы турбины на статорах, закрепленных неподвижно в корпусе турбобура, создается реактивный момент, равный по значению, но противоположный по направлению. Реактивный момент через корпус турбобура передается на бурильные трубы и осуществляет их закручивание на определенный угол, зависящий от жесткости и длины бурильной колонны. Источником энергии в пределах ра-

Рис. 20.5. Схема ступени турбины турбобура: 1 – лопатка статора; 2 – лопатка ротора

710

бочего органа турбины является скоростной напор потока жидкости, создаваемый вследствие перепада давления на входе в турбину и выходе из нее.

В процессе бурения осевая нагрузка на долото передается через турбобур, так как его обычно устанавливают непосредственно над породораз-рушающим инструментом. Для восприятия и передачи осевой нагрузки турбобур снабжают специальной опорой, размещаемой в верхней или нижней части корпуса турбобура. Вал турбобура также снабжается радиальными опорами, предназначенными для центрирования вала, работающего при высоких осевых нагрузках и частотах вращения.

В качестве осевой опоры в серийных турбобурах применяют резино-металлические подшипники скольжения. Попытки использовать в качестве осевых опор стандартные упорные подшипники качения не дали положительных результатов. В 1960 г. во ВНИИБТ для турбобуров удалось разработать многорядную шаровую опору специальной конструкции.

Резинометаллический подшипник состоит из нескольких ступеней. Каждая ступень включает подпятник, закрепляемый в корпусе, и диск, сидящий на валу турбобура. Кольцо служит для защиты вала турбобура от изнашивания и для обеспечения заданного расстояния между дисками пяты. Подпятник по дисковой части облицован резиной, т.е. по верхней, нижней и внутренней цилиндрической поверхностям. Корпус подпятника имеет каналы для пропуска промывочной жидкости.

Радиальная резинометаллическая опора турбобура представляет собой корпус, внутренняя поверхность которого облицована резиной. В качестве нижней радиальной опоры используют ниппель. Резиновая обкладка ниппеля выполняет также функции сальникового уплотнения.

Работоспособность резинометаллических подшипников турбобура в абразивной среде в различных нефтяных районах страны колеблется в пределах 50–150 ч. Этим временем определяется межремонтный срок работы турбобура. Сравнительно высокая работоспособность резинометалли-ческих подшипников турбобура объясняется тем, что твердые частицы, находящиеся в промывочной жидкости, попадая в зазор между эластичной облицовкой подпятника и стальной пятой, вдавливаются в резиновую поверхность. Вследствие этого сила прижатия твердых частиц к стальному диску определяется упругостью резины и не зависит от удельного давления между металлической и резиновой поверхностями. Износ таких трущихся поверхностей в 4–6 раз ниже, чем при работе двух твердых поверхностей, находящихся в абразивной среде.

Эластичная обкладка подпятников осевой опоры турбобура позволяет равномерно распределять осевую нагрузку по ступеням в пределах 0,5– 1,0 МПа. Коэффициент трения при промывке водой в резинометалличе-ской опоре составляет 0,04–0,10, в глинистом растворе – 0,06–0,16.

Осевая опора качения представляет собой радиально-упорный многорядный бессепараторный шарикоподшипник (рис. 20.6). Одна ступень подшипника состоит из наружного 1 и внутреннего 2 рабочих колец, между парами которых размещается шарик 3. Расстояние между рабочими кольцами определяется размерами распорных колец – наружного 4 и внутреннего 5. От попадания крупных абразивных частиц подшипник защищен сальником. Ввиду того, что бессепараторные подшипники работают в абразивной среде, большое влияние на их работоспособность оказывает правильная приработка опоры. Сначала в процессе прира-

711

Рис. 20.6. Многорядная осевая опора качения

ботки происходит перераспределение осевой нагрузки по ступеням подшипника. Равномерное распределение нагрузки между ступенями пяты способствует более длительной нормальной работе подшипников качения.

ОДНОСЕКЦИОННЫЙ ТУРБОБУР

Серийный выпуск односекционных турбобуров типа Т12МЗ был освоен в 1952 г. Конструкция этих турбобуров первоначально отвечала требованиям повышения технико-экономических показателей бурения нефтяных и газовых скважин. Односекционные турбобуры изготовлялись диаметром 240, 212, 195 и 172 мм.

Турбобур типа Т12МЗ включает турбину, составленную из 100–120 ступеней, резинометаллическую пяту и корпусные детали. На рис. 20.7 показана наиболее совершенная конструкция турбобура типа Т12МЗБ-240. На валу 22 размещены диски ротора 13, втулка 20 нижней опоры, две втулки 14 средней опоры и упорная втулка 18. Все перечисленные детали зажаты роторной гайкой 6, для предохранения которой от самопроизвольного отвинчивания предусмотрен обжимающий колпак 5, закрепляемый контргайкой 4.

Верхняя часть гайки 6 имеет коническую форму и продольные прорези. Колпак 5 под действием контргайки внутренним конусом обжимает прорезанные участки роторной гайки 6 и прижимает ее к поверхности вала, создавая цанговый эффект. Благодаря этому осуществляется предохранение от самоотвинчивания роторной гайки 6. Упорная втулка 18 и втулка 20 нижней опоры фиксируются шпонкой 19 относительно вала 22. Внутри корпуса 3 размещаются диски статора 12, средние опоры 15, регулировочное кольцо 10, определяющее положение ротора относительно статора в собранном турбобуре, и подпятники 8. Ниппель 21 служит для закрепления в корпусе 3 системы дисков статоров, средних опор и подпятников. Роль верхнего упора выполняет торец переводника 1, который служит для соединения корпуса 3 с колонной бурильных труб. Вал 22 турбобура в нижней части имеет переводник 23 для присоединения долота или другого инструмента.

Ниппель 21 имеет цилиндрическую (турбобуры Т12МЗБ-9? и Т12МЗБ-65/8?) или коническую (турбобуры Т12МЗБ-240, Т12МЗБ-8?,

712

Рис. 20.7. Турбобур

Т12МЗБ-240:

1 – переводник; 2 – втулка корпуса; 3 – корпус; 4 – контргайка; 5 – колпак; 6 – роторная гайка; 7 – диск пяты; 8 – подпятник; 9 – кольцо пяты; 10, 16 – регулировочные кольца; 11, 17 – уплотни-тельные кольца; 12 – статор; 13 – ротор; 14, 20 – втулки средней и нижней опоры соответственно;

15 – средняя опора; 18 – упорная втулка; 19 – шпонка; 21 – ниппель; 22 – вал; 23 – переводник вала

Т12МЗБ-71/2? и Т12МЗЕ-65/8?) резьбу. При использовании конической резьбы в корпусе турбобура под ниппельный конец закрепляющей детали устанавливается регулировочное кольцо 16 резьбы. Уплотнительные кольца 11, 17 предохраняют от проникновения глинистого раствора в зазор между валом и роторами.

713

В турбобуре типа Т12МЗ кроме подпятников с привулканизированной резиной предусмотрено применение подпятников со сменными резиновыми вкладышами. В этом случае в шифр турбобура после размера добавляют буквы СР. В турбобурах размером 195 и 172 мм используют составные турбины, имеющие металлические ступицы и пластмассовые проточные решетки. В шифр турбобура при этом добавляют букву П.

Укороченные турбобуры типа Т12МЗК изготовляют на базе односек-ционных турбобуров. Они отличаются значительно меньшим (30–60) числом ступеней турбин и опор. Укороченные турбобуры применяют для ориентированного искривления скважин при наклонно направленном бурении.

СЕКЦИОННЫЕ ТУРБОБУРЫ

Турбобуры типа ТС состоят из двух и более последовательно соединенных между собой секций, каждую из которых собирают из 100 ступеней турбин в отдельном корпусе. Секции соединяют в турбобур непосредственно на буровой. Секционные турбобуры предназначены для бурения глубоких скважин, так как обладают повышенной мощностью благодаря увеличению числа ступеней турбин, работающих синхронно. Диаметральные размеры секций аналогичны размерам односекционных турбобуров. Секционирование турбобуров позволило создать турбобур с высокими энергетическими показателями при малых габаритах (127 и 104,5 мм). Число секций в турбобурах достигает четырех.

Устройство секционного турбобура показано на рис. 20.8. Корпуса секций снабжены переводниками, которые соединены между собой посредством конической резьбы. Валы секций соединяются с помощью ко-нусно-шлицевых муфт, состоящих из нижней 8 и верхней 7 полумуфт. Можно использовать конусную муфту без шлицевых пазов.

Осевая опора 12 у секционных турбобуров общая, и, как правило, она располагается в нижней секции. Конструкция резинометаллического подшипника опоры не отличается от конструкции подшипников односекцион-ных турбобуров.

Конструктивное отличие нижней секции секционных турбобуров заключается в том, что корпус в верхней части снабжен переводником со специальной конической резьбой, а верхняя часть вала снабжена соединительной полумуфтой. Положение ротора относительно статоров регулируется с помощь специального кольца 13, установленного между турбиной и осевой опорой.

В корпусе секций статоры закрепляют с помощью ниппеля 17, который имеет цилиндрическую или коническую резьбу, вызывающую необходимость использования регулировочного кольца 16 для создания необходимой нагрузки на диски статора.

Средняя и верхняя секции турбобуров не имеют осевых опор, так как при использовании самостоятельных опорных элементов конструкция соединительного узла значительно усложняется. Положение ротора относительно статора в верхних секциях определяется высотой регулировочного кольца 4, которое располагается между соединительным переводником и дисками статора. Закрепление системы статоров в корпусах верхних и средних секций осуществляется с помощью конической резьбы с подбором высоты регулировочного кольца, за исключением некоторых турбобуров.

714

Рис. 20.8. Секционный турбобур ЗТС:

I, II, III – верхняя, средняя и нижняя секции соответственно; 1 – переводник; 2 – контргайка; 3, 10, 14 – корпуса верхней, средней и нижней секций; 4 – регулировочные кольца средней и верхней секции; 5, 11, 15 – валы верхней, средней и нижней секций; 6, 9 – верхний и нижний соединительные переводники; 7, 8 – верхняя и нижняя полумуфты; 12 – осевая опора; 13 – регулировочное кольцо нижней секции; 16 – регулировочное кольцо ниппеля; 17 – ниппель

 

ШПИНДЕЛЬНЫЕ ТУРБОБУРЫ

Шпиндельный турбобур в отличие от секционного имеет осевую опору, вынесенную в отдельный узел. Эти турбобуры предназначены для бурения скважин как обычными шарошечными, так и гидромониторными долотами. Возможность бурения гидромониторными долотами обусловлена снижением утечек в зазоре между валом и ниппелем, так как в шпиндельных турбобурах осевая опора непроточная и размещается в нижней части турбобура.

Шпиндельные турбобуры изготовляют диаметром 240, 195, 185, 172 и 164 мм. Турбобуры диаметром 195 и 172 мм предназначены для бурения скважин алмазными долотами.

В шпиндельных турбобурах ЗТСШ к осевой опоре присоединяют две

или три турбинные секции. Устройство шпинделя показано на рис. 20.9.

Шпиндель включает вал 17, который размещается в корпусе 14. Вал снабжен двумя радиальными опорами 7, 13. Осевая опора 11 представляет собой набор дисков пяты 9 и резинометалли-ческие подпятники 10. Вал шпинделя снабжается уплотни-тельными кольцами 8, 12.

Втулки служат в качестве регулировочных колец резьбы корпуса. Турбинная секция присоединена к шпинделю с помощью переводника 1 и нижней полумуфты 2. Затяжка деталей в корпусе осуществлена с помощью ниппеля 16, а на валу – гайкой 6, которая закрепляется с помощью колпака 5 и контргайки 4. Для присоединения долота вал снабжен в нижней части переводником 18.

Шпиндельные турбобуры ЗТСШ-71/4? ТЛ и ЗТСШ-61/2? ТЛ изготовляют с турбинами точного литья. В шифр таких турбобуров добавляют буквы ТЛ. Ос-

Рис. 20.9. Шпиндель турбобура: 1, 18 – переводники; 2 – нижняя полумуфта; 3, 15 – регулировочные кольца; 4 – контргайка; 5 – колпак; 6 – гайка; 7, 13 – радиальные опоры; 8, 12 – уп-лотнительные кольца; 9 – пята; 10 – подпятник; 11 – осевая опора; 14 – корпус; 16 – ниппель; 17 – вал

716

Т а б л и ц а 20.5

Техническая характеристика шпиндельных турбобуров

Шифр турбобура
Тип турбины
Число ступеней турбины
Расход жидкости, л/с
Крутящий момент при Nmax, Н?м
Частота вращения при Nmax,
–1
с
Перепад
давления
при Nmax,
МПа
Длина, м
Масса, кг
Диаметр, мм

ЗТСШ1-240 30/16,5 315 32 2648 7,4 5,5 23,3
ЗТСШ1-195 26/16,5 330 30 1481 6,6 3,9 25,7
ЗТСШ1- 24/18 318 40 1746 5,9 2,9 25,7
195ТЛ
ЗТСША- 21/16,5 327 30 1961 12,1 6,5 25,9
195ТЛ
ЗТСШ1-172 28/16 336 25 1765 10,4 8,8 25,4
Пр им ечание. Nmax – максимальная мощность турбобура; плотность 1000 кг/м3 (техническая вода).
5975 240 4790 195 4325 195
4745 195
3530 172 жидкости –

тальные турбобуры типа ЗТСШ могут поставляться с турбинами точного литья или с обычными турбинами, отлитыми в земляные формы.

Для повышения эффективности использования турбобуров за счет большей взаимозаменяемости как деталей, так и сборочных единиц, вплоть до секций, была проведена унификация серийных турбобуров. При этом за основу были приняты шпиндельные турбобуры ЗТСШ (табл. 20.5). Эти турбобуры можно использовать как в односекционном, так и многосекционном исполнении.

ВЫСОКОМОМЕНТНЫЕ ТУРБОБУРЫ С ПРЕДЕЛЬНЫМИ ТУРБИНАМИ

Турбобуры типов А9К5Са, А7Н4С и А6К3С предназначены для бурения глубоких вертикальных и наклонных скважин. Высокие энергетические показатели турбобуров позволяют бурить скважины не только обычными шарошечными, но и гидромониторными и алмазными долотами.

Турбобуры типа А диаметрами 240, 195 и 164 мм выпускаются Кунгур-ским машиностроительным заводом. Высокомоментные турбобуры изготовляют в двухсекционном исполнении. При бурении неглубоких скважин нижнюю секцию используют в качестве самостоятельного турбобура.

Конструкция турбобура показана на рис. 20.10. Особенностью высо-комоментных турбобуров является то, что они снабжены турбинами, состоящими из статоров 23 и роторов 24, перепад давлений на которых при постоянном расходе жидкости уменьшается от режима холостого хода к тормозному режиму. Это объясняется тем, что в высокомоментных турбобурах использованы высокоциркулятивные турбины. Постоянный перепад давления в таких турбинах обеспечивается с помощью перепускного клапана, позволяющего сбрасывать часть жидкости в затрубное пространство, минуя турбобур. В результате достигается стабильный режим работы турбины при переменном расходе жидкости. В нижней секции турбобура устанавливают 110 ступеней турбин, в верхней секции – 128 ступеней турбин типа Э43-50-31/18.

В высокомоментных турбобурах использованы шаровые опоры. Упорно-радиальная пята качения 28 расположена в нижней секции турбобура и выполнена в виде 10-рядного шарикоподшипника бессепараторной конструкции. Для защиты осевой опоры от попадания абразивных частиц турбобур снабжен торцовой парой 27, выполняющей роль сальника.

717

Рис. 20.10. Турбобур А7Н4С:

I, II – верхняя и нижняя секции соответственно; 1 – переводник корпуса; 2, 17 – контргайка; 3, 18 – колпак; 4 – регулировочное кольцо резьбы; 5, 19 – роторная гайка; 6, 21 – корпус; 7, 22 – средняя шаровая опора; 8, 23 – статор; 9, 24 – ротор; 10, 26 – втулка вала; 11 – регулировочное кольцо турбины; 12 – соединительный переводник; 13 – вал верхней секции; 14, 15 – верхняя и нижняя полумуфты; 16 – переводник корпуса; 20, 25 – втулка корпуса; 27 – торцовый сальник; 28 – упорно-радиальный подшипник; 29 – упорная втулка; 30 – упор; 31 – регулировочное кольцо; 32 – ниппель; 33 – вал; 34 – переводник вала

 

Рис. 20.11. Клапанная перепускная приставка

В верхней части турбобура расположены ступени турбобура, перемежающиеся с промежуточными шаровыми опорами 22, выполненными в виде однорядных шарикоподшипников бессепараторной конструкции. Число шаров в средней опоре взято с расчетом пропуска промывочной жидкости через подшипник.

Положение роторов относительно статоров в нижней секции регулируется с помощью кольца 31, а в верхней секции – с помощью кольца 11. Статоры крепятся в корпусах с помощью переводников с конической резьбой, с соответствующим подбором высоты регулировочных колец 4 и 31.

Корпуса соединены между собой с помощью соединительных переводников 16 и 12, а валы секций – конусно-шлицевых муфт, состоящих из нижней 15 и верхней 14 полумуфт.

Высокомоментные турбобуры типа А7Н снабжают приставкой, в которой размещены перепускной или редукционный клапаны (рис. 20.11). Клапанная приставка состоит из корпуса 6 и переводника 10, снабженных замковыми резьбами для присоединения в разъеме бурильной колонны. В переводнике размещен обратный клапан, состоящий из седла 7, поршня 8 и пружины 9, и гнездо, в котором устанавливается корпус 1 перепускного клапана с помощью хвостовика 5. Перепускной клапан имеет седло 2, к которому прижимается втулка 3, снабженная пружиной 4. Перепускной клапан представляет собой многоступенчатую конструкцию; в каждой ступени срабатывается 0,5–0,6 МПа. При увеличении числа клапанов срабатываемое давление пропорционально возрастает. Например, если общий перепад давления должно быть 5,0–6,0 МПа, то клапан собирают из 10 секций.

Редукционный клапан устанавливают непосредственно над турбобуром или в любом другом разъеме бурильной колонны. Клапан может быть размещен непосредственно в манифольде бурового насоса.

Клапанную приставку без редукционного клапана можно использовать при бурении турбобурами других типов для облегчения заполнения инструмента промывочной жидкостью и уменьшения зашламования турбобура, а также для ускорения продавливания и выравнивания раствора. В этом случае клапанную приставку устанавливают непосредственно над турбобуром или на удалении нескольких свечей. Перед началом бурения в бурильные трубы сбрасывают хвостовик-заглушку, который, опускаясь в седло клапанной приставки, перекрывает дренажное отверстие.

Турбобуры типа А7Н можно использовать также без перепускного клапана.

719

ВЫСОКОМОМЕНТНЫЕ ТУРБОБУРЫ С СИСТЕМОЙ ГИДРОТОРМОЖЕНИЯ

Турбобуры типа АГТШ с системой гидродинамического торможения предназначены для бурения глубоких скважин шарошечными долотами, но их можно применять и при алмазном бурении. Машиностроительные заводы Минхиммаша выпускают турбобуры АГТШ с диаметром корпуса 164, 195 и 240 мм (табл. 20.6).

Турбобуры состоят из трех секций и шпинделя. Две турбинные секции содержат многоступенчатую высокоциркулятивную турбину. В третьей устанавливают ступени гидродинамического торможения (ГТ). Ступени ГТ состоят из статора и ротора, конструкция лопаток венцов которых обеспечивает безударное обтекание жидкостью на тормозном режиме. При вращении такого ротора возникает крутящий момент, противоположный моменту, развиваемому турбиной турбобура. Значение тормозящего момента пропорционально частоте вращения вала.

В шпинделе турбобура установлен упорно-радиальный шарикоподшипник серии 128000. В качестве уплотнения вала используют круглые резиновые кольца ПРУ.

Многосекционные турбобуры. Существующая технология турбинного бурения в большинстве случаев основана на применении серийных турбобуров АГТШ или ЗТСШ1 в том виде, в каком они поставляются машиностроительными заводами. Энергетические характеристики этих турбобуров, как правило, не удовлетворяют оптимальным параметрам отработки шарошечных долот и гидравлической программе бурения. Особенно это относится к применению новых шарошечных долот с герметизированными маслонаполненными опорами (ГНУ и ГАУ), а также к использованию одного бурового насоса при бурении скважины.

В целях снижения частоты вращения долота и наращивания крутящего момента на валу турбобура применяют многосекционные (свыше трех секций) турбинные сборки. Серийные турбобуры, собранные из пяти – шести турбинных секций, позволяют эффективно отрабатывать высокопроизводительные долота при пониженных расходах бурового раствора, а также предоставляют технологам значительно более широкие возможности для выбора оптимальных параметров режима бурения.

В дальнейшем усовершенствованные многосекционные турбобуры испытывали при бурении глубоких скважин в РФ и за рубежом как с отечественными, так и с американскими долотами. Стойкость шарошечных долот производства США составляла 15–60 ч.

Т а б л и ц а 20.6

Техническая характеристика высокомоментных турбобуров типа АГТШ

Шифр турбобура
Тип турбины
Число ступеней
Расход жидкости, л/с
Крутящий момент при Nmax, Н?м
Частота вращения при Nmax,
–1
с
Перепад
давления
при Nmax,
МПа
Длина, м
Масса, кг
Диаметр, мм

турбины
ГТ

А9ГТШ А7ГТШ А6ГТШ
При
А9К5Са
А7Н4С
А6К3С
м ечани
210 228 240
е. Плот
99 114 75
ность ж
45 30 20
идкости
3060 1814 779
– 1000 кг/
4,9 6,0 6,9
м3.
5,5 6,9 4,5
23,3 24,9 24,5
6165 4425 2960
240 195 164

720

По всей конструктивной схеме многосекционный турбобур не отличается от серийного. Однако увеличение числа турбинных секций предъявляет более высокие требования к надежности работы шпинделя турбобура. Он должен быть не только более надежным, но и более долговечным, чем применяемые в настоящее время шпиндели серийных турбобуров. Этим требованиям отвечают шпиндели с лабиринтным дисковым уплотнением типа ШФД, которыми в скором времени будут оснащаться серийно выпускаемые турбобуры.

Многосекционный турбобур является дорогой машиной, поэтому его срок службы до списания должен быть увеличен не менее чем до 2000 ч. По результатам испытаний таких турбобуров со шпинделями типа ШФД их долговечность составляет 2000–4000 ч.

Формирование энергетической характеристики многосекционного турбобура может осуществляться несколькими путями: использованием турбин разных типов, их сочетанием со ступенями ГТ, а также регулированием расхода бурового раствора через турбину.

В табл. 20.7 приведена техническая характеристика современных многосекционных турбобуров, собираемых из серийно выпускаемых машин типов АГТШ и ТСШ1.

Турбобур с независимой подвеской. Увеличение числа секций турбобура позволяет сформировать оптимальную энергетическую характеристику для бурения шарошечными долотами с герметизированными маслона-полненными опорами и алмазными породоразрушающими инструментами. Этот путь представляется наиболее простым и надежным, однако требует более квалифицированного подхода к сборке и регулированию турбинных секций. С целью упростить эти операции и сделать секции взаимозаменяемыми разработана конструкция турбобура с независимой подвеской.

Каждая турбинная секция с независимой подвеской имеет свой упорный шарикоподшипник. Корпуса секций соединяют между собой с помощью конической резьбы. Валы, соединенные квадратными полумуфтами, могут свободно перемещаться в осевом направлении. В результате такой компоновки секций износ упорного подшипника шпинделя не влияет на осевой зазор между статором и ротором турбины. Последний определяется только износом подшипников, установленных в турбинных секциях. Поскольку осевая нагрузка на эти подшипники действует только с одной стороны и практически не имеет динамической составляющей, то этот износ легко прогнозируется. При сборке ротор турбины устанавливают в крайнее верхнее положение относительно статора, что позволяет увеличить время

Т а б л и ц а 20.7

Техническая характеристика многосекционных турбобуров

Тип сборки турбобура
Число турбинных секций
Число ступеней
Расход жидкости, л/с
Крутящий момент при Nmax, Н?м
Частота вращения при Nmax, с–1
Перепад
давления
при Nmax,
МПа
Длина турбобура, м
Диаметр турбобура, мм

турбины
ГТ

5А9ГТШ
5
315
210
32
2221
3,4
6,2
42
240

6А7ГТШ
6
348
348
26
1893
4,3
10,4
49
195

6ТСШ1-195ТЛ
6
636

30
1742
4,4
3,4
49
195

5А6Ш
5
630

18
1575
8,1
9,8
40
164

Примеч
ание. П
лотность
жидкос
ти – 1000 кг/м3.



721

работы упорного подшипника секции. По данным промысловых испытаний, наработка турбинной секции на отказ укладывается в диапазон 120– 350 ч.

Следует отметить, что упорный подшипник шпинделя работает в тяжелых условиях. Действующая на него реакция забоя скважины переменна по значению и частотам возмущения. Динамические силы приводят к интенсивному изнашиванию этого подшипника. Однако допустимый осевой люфт в опоре может составлять порядка 16–20 мм, поэтому наработка на отказ может быть вполне соизмерима и даже выше, чем у шпинделя обычного типа, но только в тех случаях, когда изнашивание опоры не сопровождается расколом отдельных ее элементов (обоймы, шаров).

Турбобур с независимой подвеской может быть собран с турбиной любого типа. В каждой секции можно установить по 80–90 ступеней.

Ниже приведена характеристика трехсекционного турбобура А7ГТШМ (при плотности жидкости 1000 кг/м3):

Число ступеней:

турбины ....................................................... 249

ГТ .................................................................. 66

Расход жидкости, л/с ..................................... 28

Крутящий момент при Nmax, Н?м ................. 1800

Частота вращения при Nmax, с–1 .................. 5,2

Перепад давления при Nmax, МПа ................ 7

Турбобуры с «плавающим» статором обладают теми же преимуществами, что и турбобуры с независимой подвеской секций. Однако в отличие от первых осевая опора шпинделя имеет повышенную гидравлическую нагрузку.

Каждый статор такого турбобура имеет свободу перемещения в осевом направлении и с помощью шпонки, заходящей в специальный паз корпуса, запирается от проворота под действием собственного реактивного момента. Каждый ротор представляет собой и пяту для соответствующего статора, которые не имеют проставочных дистанционных колец.

Такое исполнение ступени турбины позволяет, с одной стороны, до максимума увеличить средний диаметр турбины, а с другой – до минимума сократить осевой люфт в ступени. Тем самым в корпусе стандартной длины удается разместить ступени турбин, число которых в 1,4 раза больше, чем у серийных турбобуров. Недостатком этой конструкции является свободный выход бурового раствора на внутреннюю поверхность корпуса турбинной секции.

Отсутствие взаимосвязи между осевыми зазорами турбины и осевой опоры шпинделя позволяет исключить из практики турбинного бурения торцовый износ лопаточных венцов турбин и повысить межремонтный период работы шпинделей.

Турбобур состоит из трех турбинных секций и шпинделя с двумя вариантами осевой опоры: подшипник ШШО-172 (538920) и резинометалли-ческая пята ПУ-172.

Турбобуры с диаметром корпуса 172 мм с плавающими статором прошли промышленные испытания в Главтюменнефтегазгеологии. Средняя наработка турбобура на отказ (по шпинделю) составила 210 ч. Межремонтный период турбинных секций – более 500 ч.

В табл. 20.8 приведена техническая характеристика турбобуров с диаметром корпуса 172 мм – ТПС-172 и 195 мм – ЗТСШ1М1-195.

Турбобур с полым валом, разработанный во ВНИИБТ, предназначен

722

Т а б л и ц а 20.8

Техническая характеристика турбобуров с плавающим статором

Тип турбобура
Число ступеней турбины
Расход жидкости, л/с
Крутящий момент при Nmax, Н?м
Частота вращения при Nmax, с–1
Перепад давления при Nmax, МПа

ТПС-172 ЗТСШ1М1-195
Примеч
435 25 2100 435 30 2875
а н и е. Плотность жидкости – 1000 кг/м3.
7,5 6,85
6,57 5,97

для бурения скважин шарошечными и алмазными долотами в сложных горно-геологических условиях. Турбобур состоит из турбинных секций и шпинделя. В зависимости от условий эксплуатации возможно использование от трех до шести турбинных секций для обеспечения требуемой характеристики турбобура.

Турбинные секции состоят из корпуса и полого вала, установленного внутри корпуса на четырех резинометаллических радиальных опорах. В пространстве между корпусом и валом установлено около 100 ступеней турбины. Концы вала оборудованы конусно-шлицевыми полумуфтами, внутри которых имеются уплотнительные элементы, предотвращающие утечку бурового раствора из полости вала к турбине. При сборке турбинных секций соблюдаются заданные размеры вылета и утопания полумуфт для обеспечения необходимого положения роторов относительно статоров.

Шпиндель турбобура состоит из корпуса и полого вала, установленного внутри корпуса на резинометаллических радиальных опорах и упорно-радиальном шариковом подшипнике серии 128000. При необходимости нижний конец корпуса шпинделя можно оборудовать стабилизатором, при этом на нижний конец вала устанавливают удлинитель, который центрируется внутри стабилизатора резинометаллической радиальной опорой.

При сборке турбинных секций предусмотрена возможность установки стабилизаторов между турбинными секциями или между турбинной секцией и шпинделем. Для этого на нижнем переводнике турбинной секции на резьбе закрепляют стабилизатор, а на нижнем конец вала – удлинитель соответствующей длины так, чтобы не изменять ранее отрегулированные присоединительные размеры утопания и вылетов полумуфт.

Наличие полых валов турбинных секций и шпинделя позволяет осуществлять следующие операции:

поддерживать в насадках долота перепад давлений в 6–9 МПа без дополнительного нагружения буровых насосов;

определять пространственное положение ствола скважины в непосредственной близости от долота без подъема бурильной колонны на дневную поверхность;

на основании проведенных измерений корректировать осевую нагрузку на долото для управления процессом набора, сброса или стабилизации угла искривления ствола скважины;

прокачивать через полость валов, минуя турбину, разного рода наполнители;

спускать в аварийных случаях в полость вала приборы для определения места прихвата ПО-50 по ТУ 39-020–75 и торпеды, например ТШ-35, ТШ-43, ТШ-50 по ТУ 25-04-2726–75, ТУ 25-04-2702–75 или ТДШ-25-1, ТДШ-50-2 по ТУ 39/5-137–73 и ТУ 39/5-138–73;

723

Т а б л и ц а 20.9

Техническая характеристика турбобуров с полым валом

Шифр турбобура
Число ступеней турбины
Расход жидкости через турбину, л/с
Крутящий
момент при
Nmax, Н?м
Частота
вращения
при Nmax, с–1
Перепад
давления при
Nmax, МПа
Диаметр долота, мм

ТПВ 240 552 30 2800
А7ПВ 588 22 1600 ТПВ/178 552 17 1200
Пр им ечание. Плотность жидкости – 1000 кг/
5,7
4,9 7,6
м3.
6,7
4,9 10
311; 295,3;
269,9 215,9; 212,2 215,9; 212,2

Т а б л и ц а 20.10

Техническая характеристика турбобура с редуктором-вставкой

Тип турбинной секции
Расход жидкости, л/с
Крутящий момент, Н?м
Перепад давления при Nmax, МПа

предельный
при Nmax

ЗТСША-195ТЛ
24
4826
2413
2,7

ЗТСШ1-195
40
4806
2403
3,6

А7ТШ
30
3650
1825
3

Примечание
. Плотность жидкости – 1000 кг/м3.

продавливать буровой раствор и выравнивать его свойства через полый вал с последующим сбросом гидромониторного узла (такая операция позволяет во много раз сократить время для проведения указанных работ).

В табл. 20.9 дана техническая характеристика турбобуров с полым валом.

Турбобур с редуктором-вставкой типа РМ предназначен для эффективного использования шарошечных долот с маслонаполненными опорами при технологически необходимом расходе бурового раствора и уменьшенном, по сравнению с другими гидравлическими двигателями, перепаде давления.

Маслонаполненный редуктор-вставку применяют в сочетании с турбинными секциями и шпинделем серийно выпускаемых турбобуров. Редуктор-вставку устанавливают между шпинделем и турбинными секциями, он имеет планетарную передачу и систему маслозащиты передачи и опор.

Планетарная передача двухрядная, зубчатая, с косозубым зацеплением Новикова. Система маслозащиты имеет уплотнения торцового типа. Выходной вал с помощью шлицевой муфты соединен с валом шпинделя, а входной вал с помощью полумуфты – с турбинными секциями.

Редуктор-вставка является автономным узлом, который можно заменить непосредственно на буровой. Техническая характеристика турбобура с редуктором-вставкой и турбинами разных типов дана в табл. 20.10 (турбинная секция во всех случаях одна).

При испытаниях турбобуров средняя наработка на отказ маслонапол-ненного редуктора составила 100–115 ч, а при бурении скважин с высокими забойными температурами (свыше 150 °С) – около 40 ч.

ШПИНДЕЛЬ С ЛАБИРИНТНЫМ ДИСКОВЫМ УПЛОТНЕНИЕМ

В настоящее время нашли промышленное применение и подготовлены для серийного производства шпиндели типа ШФД с лабиринтным

724

дисковым уплотнением. Они предназначены для использования с турбинными секциями серийных турбобуров при частотах вращения вала до 25 с–1. Эти шпиндели обеспечивают увеличение наработки на отказ и межремонтного периода турбобура в 1,5–2,5 раза по сравнению с шпинделями серийно выпускаемых конструкций. Увеличение наработки на отказ достигается благодаря частичной изоляции картера осевой опоры от поступления бурового раствора, содержащего твердую абразивную фазу. Такая изоляция обеспечивается оборудованием верхней части вала шпинделя расходным лабиринтным уплотнением и установкой между лабиринтным уплотнением и уплотнениями картера осевой опоры дренажной втулки, отверстия которой сообщаются с пространством скважины.

Уплотнители картера осевой опоры, выполненные из эластичного материала, укреплены на валу и контактируют с цементированным металлическим диском, который закреплен в корпусе; при этом число пар уплотнитель – диск равно восьми.

Для соединения с турбинными секциями, расположенными выше, вал шпинделя оборудован в верхней части конусно-шлицевой полумуфтой, которая одновременно служит для сжатия пакета деталей, набранных на валу. Для центрирования вала использованы резинометаллические радиальные опоры: одна из них установлена между полумуфтой и лабиринтным уплотнением, две другие – в нижней части вала. Лабиринтное уплотнение, состоящее из набора парных дисков ротора и статора, рассчитано на работу с перепадом давлений в насадках долота до 7 МПа. В картере осевой опоры между двумя блоками уплотнителей установлен упорно-радиальный шариковый подшипник серии 128000.

По результатам сравнительных испытаний, проведенных в ПО «Куй-бышевнефть», шпиндель ШФД -195 имеет наибольшую наработку на отказ – 183 ч – среди всех негерметизированных конструкций новых шпинделей турбобуров, разработанных ВНИИБТ. Конструктивная характеристика шпинделей приведена ниже:

Шифр шпинделя .......................................................................... ШФД-240 ШФД-195

Наружный диаметр, мм ............................................................. 240 195

Масса, кг ....................................................................................... 1310 910

Внутренний диаметр корпуса, мм ............................................ 205 165

Наружный диаметр вала, мм .................................................... 115 105

Общая длина, мм ......................................................................... 4650 4600

Число радиальных опор ............................................................. 3 3

Шифр подшипников по ТУ 37.006.042–81 ............................. 128723 128721К

Присоединительная резьба по РТМ 26-02-15–72:

к турбинной секции .............................................................. РКТ-208 З-117

к долоту ................................................................................... З-147 З-117

корпуса .................................................................................... РКТ-218 РКТ-177

верхней части вала ................................................................ МК-116 МК-105

нижней части вала ................................................................. З-133 З-117

ГЕРМЕТИЗИРОВАННЫЙ МАСЛОНАПОЛНЕННЫЙ ШПИНДЕЛЬ

В настоящее время также нашли промышленное применение и подготовлены для серийного производства герметизированные маслона-полненные шпиндели типа ШГД. Эти шпиндели предназначены для использования с турбинными секциями серийных турбобуров при частотах вращения вала до 15 с–1. Они обеспечивают увеличение наработки на отказ и межремонтного периода турбобура в 2–4 раза по сравнению со шпинделями серийно выпускаемых турбобуров.

725

Увеличение наработки на отказ в шпинделях ШГД достигается полной герметизацией картера осевой опоры от поступления бурового раствора, содержащего твердую абразивную фазу; при этом картер осевой опоры заполнен смазочным материалом. Надежная герметизация картера осевой опоры обеспечивается тем, что на герметизацию уплотнения не действует перепад давлений, получаемый в насадках долота. Это стало возможным при использовании расходного лабиринтного уплотнения, аналогичного применяемому в шпинделях ШФД. Лабиринтное уплотнение установлено в верхней части вала над герметизирующими элементами. Раствор, прошедший через лабиринтное уплотнение, сбрасывается в затрубное пространство через отверстия в корпусе, расположенные над герметизирующими элементами. Эти элементы, выполненные из эластичного материала, закреплены на валу и контактируют с цементированным металлическим диском, закрепленным в корпусе.

Вал центрируется относительно корпуса тремя резинометаллическими радиальными опорами, одна из которых установлена в верхней части вала, две другие – в нижней. Полумуфта закрепляется на валу малоконусной резьбой с внутренним упорным торцом. Одновременно она своим наружным торцом сжимает пакет деталей, набранных на валу. С турбинными секциями, расположенными выше, полумуфта скрепляется конусно-шлицевым соединением, имеющим такие же присоединительные размеры, как и полумуфта серийно выпускаемого турбобура. Лабиринтное уплотнение состоит из набора парных дисков ротора и статора. Оно рассчитано на работу с перепадом давлений в насадках долота до 7 МПа. Для предотвращения попадания шлама в лабиринтные диски следует поддерживать перепад давлений в насадках долота не менее 2 МПа.

Герметизирующие уплотнители установлены над картером осевой опоры и под ним и объединены для удобства монтажа и демонтажа в отдельные блоки. По принятой классификации герметизирующие элементы состоят из двух частей: одна из них установлена в среде бурового раствора, другая – в среде смазочного материала. При этом между этими частями образуется буферная зона, которая через регулирующий клапан соединена с картером осевой опоры.

Назначение клапана комплексное:

поддержание заданного начального давления смазочного материала (СМ) в картере осевой опоры как во время заправки, так и в процессе работы, когда происходит увеличение объема СМ вследствие его разогрева;

создание встречного движения СМ буровому раствору в пределах буферной зоны между двумя уплотнителями и продавливание смазочного материала между торцами уплотнителя и антифрикциона;

возможность секционирования герметизирующих элементов с одновременным исключением воздушных пробок между герметизирующими элементами благодаря перетоку СМ через клапан;

равномерное распределение давления по всем образованным буферным зонам;

вывод остатков воздуха при заправке шпинделей СМ.

Клапан установлен в диске, закрепляемом в корпусе.

Наряду с шариковым подшипником типа 128700 по ТУ 37.006.042–81 предусмотрено использовать опору скольжения.

В качестве смазки очного материала применяют индустриальное масло нигрол.

726

Конструкция шпинделя допускает дозаправку или полную замену СМ на буровой, для чего верхняя и нижняя части картера имеют заправочные втулки.

В настоящее время ведутся работы по использованию смазочных материалов, обладающих высокоэффективными тормозящими свойствами. С внедрением таких СМ применение герметизированных шпинделей станет еще более эффективным, так как тормозное устройство станет наиболее компактным из всех известных.

В результате сравнительных испытаний новых шпинделей турбобуров конструкция шпинделя ШГД-195 признана наиболее надежной и долговечной. Его средняя наработка на отказ составила 294 ч.

Ниже приведена конструктивная характеристика шпинделей ШГД:

Шифр шпинделя .......................................................................... ШГД-240 ШГД-195

Наружный диаметр, мм .............................................................. 240 195

Масса, кг ....................................................................................... 2200 1450

Внутренний диаметр корпуса, мм ............................................ 205 165

Наружный диаметр вала, мм ..................................................... 115/130 105/115

Общая длина, мм ......................................................................... 7700 7650

Число радиальных опор .............................................................. 3 3

Число уплотнителей картера ..................................................... 8 8

Общий объем смазочного материала, дм3 .............................. 36 24

Число лубрикаторов .................................................................... 3 3

Шифр подшипников по ТУ 37.006.042–81 .............................. 128723 128721К

Присоединительная резьба по РТМ 26-02-15–72:

к турбинной секции ............................................................... РКТ-208 З-117

к долоту .................................................................................... З-147 З-117

корпуса ..................................................................................... РКТ218 РКТ177

верхней части вала ................................................................. МК116 СПМК105

нижней части вала ................................................................. З-133 З-117

ЭНЕРГЕТИЧЕСКАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА ТУРБИНЫ

Турбина современного турбобура является многоступенчатой, осевого типа и состоит из системы статоров и системы роторов. Как правило, система статоров связана с корпусом, а система роторов – с валом турбобура.

При постоянном значении расхода бурового раствора через турбину развиваемый ею крутящий момент М определяют по формуле Эйлера

М = Qpr(C1u – C2u)z, (20.1)

где Q – объемный расход жидкости; р – плотность жидкости; г – средний радиус турбины; Сы, С2и – проекции абсолютной скорости потока жидкости, протекающего соответственно через статор и ротор, на направление окружной скорости турбины; z – число ступеней турбины. Эффективный перепад давления на турбине

рэ = pu2z, (20.2)

где и – окружная скорость турбины на среднем диаметре.

Развиваемый турбиной крутящий момент зависит от режима ее работы, т.е. от частоты вращения ротора турбины. Для большинства современных турбин эта зависимость линейна и определяется уравнением

М = Мт(1 – п/пх), (20.3)

727

где Мт – тормозной (предельный) крутящий момент; п – частота вращения; лх – частота вращения на холостом режиме (предельная).

Совокупность зависимостей крутящего момента, перепада давления, мощности и коэффициента полезного действия (КПД) от частоты вращения называется энергетической характеристикой турбины. Турбина турбобура обладает сериесной характеристикой. Однако это не означает, что работа турбобура может осуществляться на всех режимах от холостого до тормозного. Известно, что при увеличении осевой нагрузки частота вращения вала турбобура сначала уменьшается, затем турбобур начинает работать неустойчиво, а потом резко останавливается – «срывается».

«Срыв» турбобура объясняется многими факторами, основными из которых являются нелинейный рост момента сопротивления на долоте и в пяте турбобура при увеличении осевой нагрузки и снижении частоты вращения, низкочастотные колебания момента сопротивления вследствие вибрации и неравномерной подачи бурильного инструмента, перемежаемость разбуриваемых горных пород по твердости. Все эти факторы приводят к тому, что устойчивая работа турбобура возможна только с определенным, как правило, не менее чем двукратным запасом крутящего момента, т.е. на режимах, располагающихся правее от режима максимальной мощности.

Эти режимы в большинстве случаев характеризуются также и максимальным значением механической скорости проходки, поэтому условно режим максимальной мощности можно считать рабочим режимом турбобура.

Чем глубже забой скважины, чем больше искривлен ее ствол, чем более моментоемкое долото используется при бурении, тем выше вибрация бурильного инструмента. Кроме того, чем больше перемежаемость горных пород, тем ближе к холостому режиму должен располагаться рекомендуемый рабочий режим турбобура и тем соответственно ниже должна быть холостая частота его вращения.

Для расчета характеристики турбины можно использовать преобразованные формулы, определяющие крутящий момент, и перепад давления на режиме максимальной мощности:

М = 2nQpr2nz; (20.4)

2 2 rZ

р = 4п рг —, (20.5)

Л

где р – перепад давления на турбине; г\ – максимальный КПД.

При перерасчете показателей характеристики турбины на другие значения расхода, плотности жидкости и числа ее ступеней следует пользоваться выражениями

п ~ Q; М ~ О2; р ~ Q2; N ~ О3; r|in ~ Q;

Лш ~ P; М ~ р; р ~ р; N ~ р; r|in ~ р; (20.6)

nin ~ z; М ~ z; р ~ z; N ~ z; nin ~ z,

где N – мощность турбины.

Турбины турбобуров изготовляют из низколегированной стали преимущественно цельнолитыми в земляные формы и составными, когда лопаточный венец выплавляют методом точного литья по моделям. Впускают

728

Т а б л и ц а 20.11

Основные показатели стендовых энергетических характеристик серийных и опытных турбин турбобуров

Диаметр
Расход
Тормоз-
Частота
Перепад давления,
Макси-

Тип турбины
турбобура, мм
раствора, л/с




мент, Н?м
вращения,
–1
с
рабочий
максимальный
КПД, %

30/16,5-240
240
40
24,58
17,3
0,0262
0,0262
63,8

А9К5Са 26/16,5-196


22,02 8,07
14,0 13,9
0,0252 0,0113
0,0324 0,0113
40,4 55,3




А7Н4С


12,59
18,5
0,0287
0,0363
40,5

24/18-195ТЛ


4,74
8,2
0,0048
0,0048
47,4

24/18-195ТПК
195
28
5,63
8,1
0,0057
0,0057
42,3

А7П3


16,77
18,3
0,0320
0,0363
38,2

А7П36К


17,69
19,8
0,0259
0,0296
52,8

21/16,5-195АТЛ


16,32
23,2
0,0263
0,0341
70,6

ТД-195АТЛ


16,92
29,2
0,0395
0,0433
65,6

Т195К 28/16-172


9,50 8,22
13,8 20,5
0,0139 0,0239
0,0139 0,0239
50,8 44,2

172
24

А6К3С
164
20
6,22
18,1
0,0191
0,0232
39,8

Примечание
. Число ст
упеней –
1; плотность бурового раствора – 1000 кг/м3 (тех-

ническая вода).






также лопаточные венцы, изготовленные из пластмассы. Стойкость пластмассовых венцов, как правило, намного ниже стойкости стальных.

Характеристики турбин определяют экспериментально при испытаниях на специальном турбинном стенде (табл. 20.11).

ВНЕШНЯЯ ХАРАКТЕРИСТИКА ТУРБОБУРА

Эта характеристика представляет собой графическую зависимость момента и мощности от скорости вращения вала турбины с учетом потерь энергии в осевой опоре. В отличие от стендовой внешняя характеристика позволяет оценить энергетические параметры, непосредственно затрачиваемые турбобуром на процесс разрушения горной породы долотом. Внешнюю характеристику можно получить теоретически или на стенде, дополнительно оборудованном специальными устройствами, позволяющими осуществлять процесс бурения в лабораторных условиях. Нагрузка Р на осевую опору определяется тремя величинами:

Р = Т + G – R, (20.7)

где Т – гидравлическая сила, возникающая под действием перепада давления на подвижные элементы турбобура; G – вес подвижных деталей турбобура, включая долото; R – реакция забоя, равная по значению осевой нагрузке на долото.

Гидравлическую силу приближенно можно определить по формуле

nDс р

Т~----(Дрп + Дрт + Дрд), (20.8)

где Дрп, Дрт, Дрд – перепад давления соответственно в пяте, турбине и долоте; Дср – осредненный диаметральный размер для серийного турбобура. Величина в скобках представляет собой общий перепад давления в турбобуре и долоте Дртд, поэтому можно записать

729

Т и Fср Арт.д. (20.9)

Значение Артд определяют опытным путем. Эти данные также можно найти в справочной литературе. В современных многосекционных турбобурах осевая гидравлическая сила достигает 120–150 кН.

В результате действия суммарных осевых сил в опоре возникает момент сопротивления, на преодоление которого затрачивается часть энергии турбины турбобура. Момент сил трения в пяте

Мп = Р ц гп, (20.10)

где Р – осевая нагрузка на пяту; ц – коэффициент трения в пяте; гп = = (Rн -Rв3)/(Rн2 -Rв) – приведенный радиус трения (Rн и Rв – наружный и внутренний радиусы трущихся поверхностей).

Коэффициент трения резинометаллической пяты зависит от большого числа факторов. Наиболее существенное влияние оказывают удельная нагрузка на трущихся поверхностях, скорость скольжения, качество и количество промывочной жидкости, конструктивное исполнение элементов осевой опоры.

Трение в пяте представляет собой значительную величину. По мере увеличения удельной нагрузки до 0,6–0,8 МПа коэффициент трения снижается до минимума, затем вновь возрастает. Фактическая удельная нагрузка в момент запуска турбобура составляет 0,8– 1,2 МПа. Коэффициент трения зависит также от скорости скольжения. Значение коэффициента максимально при страгивании пяты. Этим объясняются затруднения при пуске турбобура.

Внешнюю характеристику турбобура строят с учетом потерь энергии в осевой опоре турбобура. Силы трения в радиальных опорах ввиду их незначительности обычно не учитывают:

Мд = М – Мп, (20.11)

где Мд – крутящий момент, передаваемый на долото; М – вращающий момент турбины; Мп – момент сопротивления в осевой опоре (пяте).

Момент, развиваемый турбиной, в зависимости от скорости вращения вала представляет собой прямую линию:

Мт = Мmax(1 – л/лmax). (20.12)

Момент сопротивления в пяте можно выразить следующим образом:

Мп = + (Т + G – R)\i. rп. (20.13)

Знак перед скобкой зависит от соотношения величин (Т + G) и R. Если (Т + G) > R, нагрузка на подпятники действует сверху. В этом случае берется знак «+». Знак «–» соответствует условию (Т + G) < R, когда загружена нижняя поверхность резиновой обкладки подпятника осевой опоры. Равенство (Т + G) = R соответствует плавающему режиму работы осевой опоры турбины. При использовании полного выражения (Т + G – R) можно в расчетах брать модуль числовых значений, заключенных в скобки. Рабочий момент турбобура для турбины с известными экстремальными параметрами

Мр = Мmax 1-------- - | (Г + G - R) | цгп. (20.14)

730

Выражение (20.14) можно использовать для построения характеристики турбобура при известной закономерности изменения частоты вращения вала в зависимости от осевой нагрузки на долото. Связь между этими параметрами выражается через моментоемкость долота. Лабораторные и промысловые эксперименты показывают, что момент на долоте можно приближенно выразить формулой

Mд = Mуд R, (20.15)

где Mуд – удельный момент. Тогда

R = Mд/ Mуд. (20.16)

Считая, что Mр = Mд, и вводя выражение (20.16) в уравнение (20.14), связывают осевую нагрузку на долото с частотой вращения вала турбобура. Взаимосвязь обусловлена тем, что момент сопротивления долота, соответствующий заданной осевой нагрузке, вводится в формулу (20.17), которая выражает функциональную зависимость рабочего момента от частоты вращения вала. При таком решении рабочий момент в любой точке характеристики отражает не фактический момент сопротивления долота, а частоту, при которой это сопротивление преодолевается валом турбобура.

В результате преобразований

м

р 1±^п/Муд

М11-^| + (Г+С)цгп

(20.17)

Введя обозначение 1

Ч> =-------------------------,

1±цгп/М

получают

(20.18)

п уд

Мр = у

Л

мmax 1-^ ;(г+ск

n

max

(20.19)

Мощность турбобура, реализуемую на долоте, определяют из условия

р 30 т

Л

Мmax 1- +(Г+С)цгп

(20.20)

На рис. 20.12 кривые 1 и 2, построенные по формулам (2.19) и (2.20), представляют собой внешнюю характеристику турбобура. Характеристика турбины М – п и N – п показаны линиями 3 и 4. Характеристика момента турбобура представлена двумя прямыми АС и СВ, пересекающимися в точке С. Линия СВ относится к случаю, когда R < (Т + G) – знак «–», линия АС соответствует условию R > (Т + G) – знак «+». Точка С представляет собой случай, когда R = Т + G. Это условие соответствует моменту работы турбобура при разгруженной пяте.

Наклон отрезков АС и СВ зависит от значения \\i. Коэффициент \\i > 0, когда Муд > (х гп. В этом случае линия СВ наклонена влево от вертикали, так как удельный момент на долоте больше удельного момента трения в пяте и

731

Рис. 20.12. Внешняя характеристика турбобура

повышение нагрузки на долото вызывает общее повышение загруженности вала турбобура. Когда удельный момент на долоте меньше удельного момента сопротивления пяты, повышение нагрузки на долото вызывает снижение момента сопротивления вала турбобура (линия С В). Этому случаю соответствует условие \\i < 0. При \\i = оо линия С"В вертикальна. Тогда изменение нагрузки до точки С" не влияет на загруженность вала турбобура.

После прохождения точки С нагрузки в пяте суммируются, поэтому при повышении нагрузки на долото в любом случае нагрузка на вал турбобура возрастает. Однако в зависимости от значения \\i угол наклона линий АС различный.

Точка В соответствует положению, когда турбобур оторван от забоя и на осевую опору действуют только гидравлическая нагрузка и вес роторной части турбобура. Частоту вращения в точке В называют разгонным числом оборотов турбобура. Разгонное число nр при постоянных T и G зависит от коэффициента трения в резинометаллической паре осевой опоры. При повышении коэффициента трения разгонное число смещается влево, т.е. частота вращения вала при пуске снижается.

Площади, заключенные между линиями АСВ и линией 3 (см. рис. 20.12), пропорциональны затратам энергии в осевой опоре турбобура в случае применения резинометаллической пяты. Применение пяты качения существенно снижает непроизводительные затраты энергии в осевой опоре, так как коэффициент трения качения в 5–6 раз меньше коэффициента трения скольжения, имеющего место в резинометаллическом подшипнике.

Положение точки С на линии 3 зависит также от коэффициента \\i. Рост значения \\i, а следовательно, и удельного момента сопротивления забоя приводит к перемещению точки разгружения пяты по линии момента турбины к тормозному режиму. Высокие удельные моменты на долоте наблюдаются при бурении мягких пород. В твердых породах удельный момент на долото ниже, поэтому точка С смещается в зону высоких скоростей. Это условие менее благоприятно с точки зрения рациональности режима отработки долота. Поэтому для перемещения разгонного числа и соответственно точки С в зону низких скоростей необходимо применять при

732

бурении долота, обладающие относительно высокой удельной моментоем-костью. Смещение возможно также при использовании маховика, устанавливаемого между валом турбобура и долотом. В этом случае разгонное число перемещается в сторону тормозного режима вследствие увеличения нагрузки на осевую опору и, как следствие, повышения момента сопротивления пяты.

Конечная цель расчетов заключается в определении числа ступеней турбины и ступеней ГТ (если это необходимо), обеспечивающих необходимые значения крутящего момента и частоты вращения при заданных расходах и плотности бурового раствора. Разумеется, это число следует округлять для того, чтобы оно соответствовало целому числу турбинных секций.

Расчет характеристики турбобура целесообразно вести для нескольких вариантов использования имеющихся турбин и ступеней ГТ. Затем выбирают вариант, который обеспечивает заданные параметры характеристики при меньшем перепаде давления на турбобуре, или вариант, который дает возможность обходиться меньшим числом турбинных секций.

20.3. ВИНТОВЫЕ ЗАБОЙНЫЕ ДВИГАТЕЛИ

ИСТОРИЯ СОЗДАНИЯ ВИНТОВЫХ ЗАБОЙНЫХ ДВИГАТЕЛЕЙ

Начиная с 1940-х годов в СССР помимо ротора основным техническим средством для бурения нефтяных и газовых скважин являлся многоступенчатый турбобур.

Благодаря широкому распространению турбинного способа бурения ускоренно разбуривались нефтегазоносные площади Урало-Поволжья и Западной Сибири, были получены высокие темпы роста добычи нефти и газа.

Однако с увеличением средних глубин скважин и по мере совершенствования породоразрушающего инструмента и технологии роторного способа бурения, в отечественной нефтяной промышленности с каждым годом росла тенденция отставания технико-экономических показателей бурения.

Несмотря на определенное совершенствование техники и технологии турбинного бурения, показатели работы долот на протяжении ряда лет улучшались весьма незначительно. Хотя в 1970-е годы началось разбурива-ние месторождений Западной Сибири, отличающихся благоприятными геологическими условиями (мягкие породы, относительно неглубокие скважины), средняя проходка за рейс по эксплуатационному бурению была в 3– 4 раза меньше аналогичного показателя в нефтяной промышленности США. Так, в 1981–1982 гг. средняя проходка за долбление в США составила 350 м, в то время как в СССР этот показатель не превышал 90 м.

Перед специалистами и организаторами бурения в нашей стране встал вопрос о создании погружной техники для низкооборотного бурения, так как, несмотря на определенные успехи роторного бурения глубоких скважин в ряде районов (Северный Кавказ, Западная Украина и др.), технически, экономически и психологически нефтяная промышленность не была готова к развитию роторного бурения. За многие годы государственной

733

поддержки турбинного бурения техника роторного бурения существенно отстала от мирового уровня, не имелось бурильных труб и буровых установок высокого технического уровня.

Таким образом, определился доминирующий способ бурения на базе низкооборотных забойных двигателей.

Решение проблемы создания забойного гидравлического двигателя с характеристиками, отвечающими требованиям новых конструкций долот, было найдено в переходе от динамических машин, какими являются турбобуры, к объемным.

Первым работоспособным, нашедшим промышленное применение, оказался гидродвигатель, представляющий собой обращенный насос Муа-но?, относящийся к планетарно-роторному типу гидромашин.

Работы по созданию опытных образцов винтовых забойных двигателей (ВЗД) начались в США и СССР в середине 1960-х годов.

Американские специалисты фирмы «Smith Tool» разработали ВЗД (на Западе их называют РДМ – positive displacement motors) для наклонно направленного бурения как альтернативу турбобурам, а в нашей стране, родине турбинного бурения, – как техническое средство для привода низкооборотных долот.

Многолетние поисковые научно-исследовательские работы во ВНИИБТ по совершенствованию забойных гидравлических двигателей привели в 1966 г. к появлению предложенного М.Т. Гусманом, С.С. Нико-маровым, Н.Д. Деркачем, Ю.В. Захаровым и В.Н. Меньшениным нового типа ВЗД, рабочие органы которого впервые в мировой практике выполнены на базе многозаходного винтового героторного механизма, выполняющего функцию планетарного редуктора.

В последующие годы во ВНИИБТ и его Пермском филиале Д.Ф. Бал-денко, Ю.В. Вадецким, М.Т. Гусманом, Ю.В. Захаровым, А.М. Кочневым, С.С. Никомаровым и другими исследователями были созданы основы теории рабочего процесса, конструирования и технологии изготовления, разработана технология бурения винтовыми двигателями.

В результате многолетнего опыта бурения с использованием гидравлических забойных двигателей (турбобуров и ВЗД) сложился комплекс технических требований к современному забойному двигателю.

1. Характеристики двигателя должны обеспечивать: высокий уровень крутящего момента (3 кН?м и более) для долот диаметрами 215–243 мм;

частоту вращения выходного вала в диапазоне 100–200 мин–1 для шарошечных долот и 500–800 мин–1 для алмазных долот;

высокий КПД двигателя для эффективного использования гидравлической мощности насосов;

пропорциональную зависимость между расходом бурового раствора и частотой вращения, а также между крутящим моментом и перепадом давления в целях эффективного управления режимом бурения.

2. Рабочие элементы и другие узлы двигателя должны быть выполнены в износо- и термостойком исполнении, обеспечивающем использование бурового раствора любой плотности и вязкости, в том числе с содержанием тампонирующих материалов.

? R. Moineau (1887–1948 гг.) – французский инженер, изобретатель одновинтовых гидравлических и пневматических машин.

734

3. Конструктивная компоновка двигателя и проектные запасы прочности его узлов должны обеспечивать:

стойкость двигателя, достаточную для стабильной работы с современными шарошечными и алмазными долотами;

возможность искривления корпуса двигателя при наклонно направленном бурении;

возможность установки на корпусе двигателя опорно-центрирующих элементов при проводке наклонно направленных и горизонтальных скважин.

4. Диаметральные и осевые размеры двигателя должны обеспечивать: проведение буровых работ долотами разного диаметра, включая малогабаритные;

эффективную проводку наклонно направленных и горизонтальных скважин;

использование стандартного ловильного инструмента.

Анализ конструкций и характеристик забойных гидравлических двигателей различного типа показывает, что ни один из них не отвечает в полной мере всем перечисленным требованиям; в большей степени указанным требованиям соответствуют ВЗД с многозаходными рабочими элементами.

ПРИНЦИП ДЕЙСТВИЯ ВЗД

Винтовые двигатели относят к объемным роторным гидравлическим машинам.

Согласно общей теории винтовых роторных гидравлических машин элементами рабочих органов (РО) являются:

статор двигателя с полостями, примыкающими по концам к камерам высокого и низкого давления;

ротор-винт, носящий название ведущего, через который крутящий момент передается исполнительному механизму;

замыкатели-винты, носящие название ведомых, назначение которых уплотнять двигатель, т.е. препятствовать перетеканию жидкости из камеры высокого давления в камеру низкого давления.

Объемные двигатели характеризуются тремя основными признаками:

наличие рабочих камер, которые периодически сообщаются со входом или выходом машины; при этом жидкость наполняет каждую камеру или выталкивается из нее;

изменение давления в рабочей камере от начального до конечного – постепенно вследствие изменения объема камеры или скачкообразно вследствие сообщения камеры с выходом;

несущественная зависимость усилий на рабочих органах двигателя от скорости движения жидкости в камерах.

В одновинтовых гидромашинах используют механизмы, в которых замыкатель образуется лишь двумя деталями, находящимися в постоянном взаимодействии, – статором и ротором.

Упрощенная схема двигателя показана на рис. 20.13.

При циркуляции жидкости через РО в результате действия перепада давления на роторе двигателя вырабатывается крутящий момент, причем винтовые поверхности РО, взаимно замыкаясь, разобщают область высокого давления и область низкого давления. Следовательно, по принципу действия винтовые двигатели аналогичны поршневым, у которых имеется вин-

735

Рис. 20.13. Упрощенная схема двигателя:

1 – корпус; 2 – ротор; 3 – вал; 4 – осевые подшипники; 5

радиальный подшипник; 6 – долото

Рис. 20.14. Рабочие органы винтовой гидромашины (Dк

метр камеры):

a – продольный разрез; a – поперечный разрез

диа-

тообразный поршень, непрерывно перемещающийся в цилиндре вдоль оси двигателя.

Для создания в РО двигателя полостей, теоретически разобщенных с областями высокого и низкого давлений (шлюзов), необходимо и достаточно выполнение четырех условий (рис. 20.14):

736

1) число зубьев z1 наружного элемента (статора) должно быть на единицу больше числа зубьев z2 внутреннего элемента (ротора):

z1 = z2 + 1; (20.21)

2) отношение шагов винтовых поверхностей наружного элемента (статора) Т и внутреннего элемента (ротора) t должно быть пропорционально отношению числа зубьев:

T/t = z1/z2; (20.22)

3) длина РО L должна быть не менее шага винтовой поверхности наружного элемента:

L ? T; (20.23)

4) профили зубьев наружного и внутреннего элементов должны быть взаимоогибаемы и находиться в нерпрерывном контакте между собой в любой фазе зацепления.

КИНЕМАТИЧЕСКИЕ ОТНОШЕНИЯ ВИНТОВЫХ ГИДРОМАШИН

Отличительным параметром винтовой гидромашины (ВГМ), во многом определяющим ее выходные характеристики, является число зубьев РО, называемое кинематическим отношением i:

Рис. 20.15. Зависимость момента и частоты вращения ВЗД от кинематического отношения рабочих элементов (D = const, Q = const, P = const)

737

i = z2/z1. (20.24)

Кратность действия, зависящая от кинематического отношения РО, равна числу заходов z2 внутреннего элемента и определяет рабочий объем ВГМ:

V = z2 S T, (20.25)

где S – площадь «живого» сечения РО.

Кратность действия является основным параметром ВЗД, что наглядно иллюстрируется теоретическими кривыми (рис. 20.15), полученными во ВНИИБТ в 1972 г. и в дальнейшем повсеместно используемыми при обосновании выбора РО ВЗД.

Отечественные ВЗД имеют многозаходные РО. Зарубежные компании производят двигатели как с однозаходным ротором, так и с многозаходны-ми РО.

ДВИГАТЕЛИ УНИВЕРСАЛЬНОГО ПРИМЕНЕНИЯ

Отечественные двигатели этой модификации охватывают диапазон наружных диаметров от 127 до 240 мм и предназначены для привода долот диаметром 139,7–295,3 мм (табл. 20.12).

Отечественные двигатели создавали на основе многолетнего опыта конструирования турбобуров, в них использовали апробированные конструкции опорных узлов шпиндельной секции, резьбовых соединений, элементов соединения валов и др. Второе поколение двигателей начали разрабатывать в 1980-х годах.

Следует отметить, что специфические узлы и детали двигателей (рабочие органы, соединение ротора и выходного вала, переливной клапан) не имеют аналогов, их разрабатывали по результатам проведенных теоретических и экспериментальных исследований.

Выпускаемые в России и за рубежом ВЗД выполняют по единой схеме: они имеют неподвижный статор и планетарно-вращающийся ротор.

На рис. 20.16 показано устройство двигателя модели ДЗ-172 в продольном и поперечном разрезах. Это типичная конструкция двигателя. Двигатель состоит из двух секций: силовой и шпиндельной. Конусные детали секций соединяются между собой замковыми резьбами, а валы – с помощью конусных, конусно-шлицевых или резьбовых соединений. Третий узел двигателя – переливной клапан, как правило, размещается в автономном переводнике непосредственно над двигателем или между трубами бурильной колонны.

Т а б л и ц а 20.12

Винтовые забойные двигатели для бурения скважин и капитального ремонта

Обозначение двигателя
Диаметр, мм
Длина, мм
Шаг статора, мм
Число шагов
Расход жидкости, л/с
Крутящий момент, Н?м
Частота вращения, с–1
Перепад
давления,
МПа

Д1-54
Д1-88
Д1-127
Д3-172
Д2-195
Д1-240
54 88 127 172 195 240
1890 3225 5800 6880 6550 7570
222 390 650
2
1,0– 2,5 4,5– 7,0 15– 20
70– 110
800– 950
2200– 3000
3,0– 7,5 2,7– 5,0 3,3– 4,3
4,5– 5,5 5,8– 7,0 5,5– 8,5

850
25– 35
3100– 3700
1,3– 1,8
3,9– 4,9

880
3
30– 50
10 000– 14 000
1,2– 2,2
6,0– 8,0

738

s^^^

A -A

Рис. 20.16. Винтовой забойный двигатель ДЗ-172

 

Силовая секция включает статор 2, ротор 3, соединение ротора и выходного вала 1, корпусные переводники 4, 5.

Шпиндельная секция состоит из корпуса 6, вала 9 с осевыми 8 и радиальными 7 опорами, наддолотного переводника 10.

ДВИГАТЕЛИ ДЛЯ НАКЛОННО НАПРАВЛЕННОГО И ГОРИЗОНТАЛЬНОГО БУРЕНИЯ

Эта серия представлена двигателями с наружным диаметром от 60 до 172 мм и предназначена для бурения наклонно направленных (с большой интенсивностью искривления) и горизонтальных скважин.

Обладая рядом конструктивных особенностей и рациональным критерием эффективности M/n, двигатели этой серии, в отличие от турбобуров, эффективно используются в различных технологиях наклонно направленного и горизонтального бурения, в том числе при зарезке и бурении вторых (дополнительных) стволов через окно в эксплуатационной колонне.

При использовании ВЗД в горизонтальном бурении реализуются их преимущества по сравнению с турбобурами, в частности меньшая зависимость от диаметра, а также повышенный удельный момент двигателя. Это позволяет сконструировать силовую секцию длиной 1–2 м с наружным диаметром, существенно меньшим, чем у турбобура для аналогичных целей.

В результате проведенных в 1990-х годах НИОКР ВНИИБТ создана новая серия забойных двигателей типа ДГ диаметром 60–172 мм (табл. 20.13) для проводки новых горизонтальных скважин и бурения дополнительных стволов.

При проектировании двигателей этой серии использовали 25-летний опыт конструирования ВЗД общего назначения и в то же время учитывали требования технологии горизонтального бурения.

Т а б л и ц а 20.13

Винтовые забойные двигатели для бурения горизонтальных скважин, дополнительных стволов и капитального ремонта


Диаметр, мм
Длина, мм
Шаг статора, мм
Число шагов
Расход жидкости, л/с
Крутящий момент, Н?м
Частота вращения, с–1
Перепад
давления,
МПа

Обозначение двигателя
общая
нижнего плеча

Д48 ДГ60
Д95 Д295 Д595 ДГ95 Д108 Д2108 Д5108 ДГ108
48 60
1850 2550 2855
3580
1350
200 225
3
0,5– 1,5 1– 2
60– 80 70– 100 600– 900 800– 1200 900– 1400 600– 900
4,1– 6,7 3,0– 6,0
4,0– 5,0 4,5– 5,5 4,5– 6,0 6,0– 9,0

95
-
630
2
6– 10
2,0– 3,3

3

945
2
1,3– 2,2 2,0– 3,3
4,5– 6,0

2680 2930
530
630

108
-
640
6– 12
800– 1300 1200– 1800 1300– 1900
800– 1300 2000– 2700
800– 1300
500– 800 3500– 4000
1,3– 2,5
3,5– 5,5 5,0– 7,5

3690
3

880 640 975
2
0,8– 1,6 1,3– 2,5 0,3– 0,65 1,3– 2,5 1,9– 3,8 2,2– 2,7
3,5– 5,5

2600 5000
620

ДК-108
I II III
-
1,5
3– 6
5,5– 7,5 3,5– 5,5 3,0– 5,0 6,5– 7,5

3000
640
2
6– 12

625

ДГ155
155
4330
1600
680
3
24– 30

740

Основные особенности двигателей серии ДГ:

уменьшенная длина, достигаемая сокращением как силовой, так и шпиндельной секций, при этом силовая секция, как правило, выполняется двухшаговой, что обеспечивает необходимую мощность и ресурс РО;

уменьшенный наружный диаметр (108 против 120 мм; 155 против 172 мм), что при сохранении оптимальных характеристик ВЗД обеспечивает надежную проходимость двигателя с опорно-центрирующими элементами в стволе скважины и улучшенную гидродинамическую ситуацию в за-трубном пространстве;

многообразие механизмов искривления корпуса (жесткий искривленный переводник, регулируемый переводник, корпусные шарниры с одной или двумя степенями свободы), что позволяет использовать различные технологии проводки скважин;

возможность размещения на корпусе двигателя опорно-центрирующих элементов;

усовершенствованное соединение ротора и вала шпинделя, гарантирующее надежную работу с большим углами перекоса.

ЭЛЕМЕНТЫ КОНСТРУКЦИЙ ДВИГАТЕЛЕЙ И ИХ КОМПОНОВОК

Рабочие элементы. Несмотря на многообразие типоразмеров винтовых двигателей, их рабочие органы имеют общие особенности: РО выполняют по одной кинематической схеме – неподвижный статор и находящийся внутри него планетарно-движущийся ротор.

Направление винтовой поверхности РО – левое, что обеспечивает заворачивание реактивным моментом корпусных резьб ВЗД и резьб бурильных труб.

В зависимости о заданных характеристик двигателя РО выполняют одно- и многозаходным роторами.

Роторы изготовляют из коррозионно-стойкой или легированной стали с износостойким покрытием, а обкладку статора – из эластомера (преимущественно резины), обладающего сопротивляемостью абразивному изнашиванию и работоспособностью в среде бурового раствора.

В отечественных двигателях первого поколения (Д1-172, Д2-172, Д2-172М), выпускаемых в 1970-х годах, РО имели незначительную длину, не превышающую 1–1,5 шага винтовой поверхности статора.

В двигателях второго поколения, выпускаемых с начала 1980-х годов, длина РО составляет 2–3 шага статора.

Наиболее перспективна монолитная конструкция РО, обеспечивающая простоту и малодетальность машин.

Рабочие органы ВЗД комплектуются с натягом, который зависит от диаметральных и осевых размеров РО, свойств промывочной жидкости и материала обкладки статора. Натяг существенно влияет на характеристики и долговечность двигателя.

Шпиндель. Все отечественные винтовые двигатели, начиная с первых образцов, выпускают в шпиндельном исполнении.

Под термином «шпиндель» подразумевают автономный узел двигателя с выходным валом с осевыми и радиальными подшипниками.

При необходимости в большинстве случаев шпиндель можно отсоединить без демонтажа силовой секции и на буровой.

741

Шпиндели отечественных ВЗД выполняют немаслонаполненными. Все узлы трения смазываются и охлаждаются буровым раствором. Отказ от использования маслонаполненных и герметизированных шпинделей объясняется как традиционным подходом конструирования забойных двигателей, так и практической целесообразностью иметь гидромашину, обладающую примерно равным ресурсом отдельных узлов.

Шпиндель – один из главных узлов двигателя. Он передает осевую нагрузку на породоразрушающий инструмент, воспринимает реакцию забоя и гидравлическую осевую нагрузку, действующую в РО, а также радиальные нагрузки от долот и шарнирного соединения (гибкого вала).

В ряде случаев при использовании породоразрушающих инструментов с насадками (гидромониторное бурение) шпиндель должен выполнять функции уплотнения выходного вала, позволяя создавать необходимый перепад давления в насадках долота.

Наиболее распространенная конструкция шпинделя включает монолитный полый вал, соединенный посредством наддолотного переводника в нижней части с долотом, а с помощью муфты в верхней части – с шарниром.

Для восприятия осевых нагрузок устанавливают многорядные ради-ально-упорные и упорные подшипники. Они сохраняют работоспособность при выработке зазора (люфта) до 5–7 мм.

В отечественных двигателях используют радиально-упорные подшипники качения:

с коническими дорожками качения (серия 128700) – в двигателях с наружными диаметрами 105, 108, 195 и 240 мм;

с тороидными дорожками качения (серия 296000) – в двигателях с наружными диаметрами 85, 88 и 127 мм;

с тороидными дорожками качения и резиновым компенсатором типа ШШО (серия 538900) – в двигателях некоторых модификаций с диаметром 172 мм;

с комбинированными дорожками качения – в двигателях Д-48, Д1-54, ДГ-95, ДГ-108. Для увеличения нагрузочной способности при одновременном упрощении конструкции тороидные дорожки для шаров этих опор расположены непосредственно на валу.

Детали подшипников качения выполняют из специальной подшипниковой стали 55СМА или 55СМА5ФА (ТУ 14-1-3189–81) с пределом текучести ?т = 1100 МПа и ударной вязкостью ? = 800 кДж/м2. Твердость колец, контактирующих с шарами, составляет 45–47 HRC, а самих шаров – 58– 62 HRC.

В некоторых моделях ВЗД применяют непроточные многорядные подшипники скольжения (подпятник – диск). Выбор типа осевых подшипников зависит от условий эксплуатации ВЗД.

Многолетние стендовые и промысловые испытания подтвердили преимущества упорных подшипников скольжения при эксплуатации двигателей в абразивной среде и при высоких нагрузках. Недостаток подшипников скольжения – повышенные механические потери, особенно при невысоких частотах вращения.

В подпятниках используют резину марки ИРП-1226, а рабочие поверхности контактирующих с ними дисков выполняют из цементируемой стали, закаленной до твердости 45–48 HRC.

742

Радиальные подшипники шпинделя в большинстве случаев представлены парой трения скольжения резина – металл. Неподвижный элемент выполняют в виде резинометаллической детали, эластичная рабочая поверхность которой имеет профильные канавки. Ответная деталь – металлическая, ее рабочая поверхность подвержена упрочнению.

В двигателях для наклонно направленного и горизонтального бурения радиальные подшипники выполняют в виде пары трения металл – металл. Однако ввиду повышенных радиальных нагрузок, присущих ВЗД этого класса (вследствие действия на долото отклоняющей силы), этот узел является одним из самых недолговечных, определяющих межремонтный период двигателя в целом.

Соединение ротора и вала шпинделя – один из основных узлов двигателя, определяющий долговечность и надежность гидромашины в целом.

Механизм, соединяющий планетарно-движущийся ротор с концен-трично вращающимся валом, работает в тяжелых условиях. Помимо передачи крутящего момента и осевой силы этот узел должен воспринимать сложную систему сил в РО, характеризующуюся непостоянной ориентацией ротора.

В отличие от известных в технике соединений, передающих вращение между двумя несоосными концентрическими вращающимися валами, рассматриваемое соединение в ВЗД является связующим звеном с ротором, совершающим планетарное движение, причем за один оборот выходного вала ротор поворачивается вокруг своей оси, совершая соответственное число циклов переменных напряжений. Эти обстоятельства предопределяют повышенные требования к циклической прочности соединения, особенно при использовании многозаходных ВЗД.

Своеобразные условия работы соединения и невозможность переноса из других отраслей техники готового технического решения предопределили многообразие компоновок этого узла. Принципиально можно использовать четыре типа соединений на базе:

1) деформации одного или нескольких элементов конструкции;

2) обеспечения свободы перемещения ротора благодаря введению элементов с относительно большим зазором;

3) шарнирных соединений;

4) гибкого вала (торсиона).

Первый и второй тип соединения ввиду существенных удельных нагрузок в ВЗД не нашли применения.

Шарнирные соединения ВЗД прошли эволюцию от пальцевых шарниров (аналогичных автомобильным) до специальных конструкций, наиболее приспособленных для передачи динамических осевой нагрузки и крутящего момента.

В первом поколении отечественных ВЗД применяли двухшарнирные соединения зубчатого типа с центральным шаром. Их использовали для передачи крутящих моментов до 7000 кН?м при частоте вращения до 200 мин–1. Эксцентриситет соединения доходил до 5 мм.

Шарнирные соединения ВЗД работают, как правило, в среде абразивных жидкостей, поэтому надежная герметизация шарниров является одним из основных направлений повышения их работоспособности. Проблема герметизации осложняется тем, что полости, которые требуется изолировать, вращаются вокруг смещенных осей в условиях вибрации и значи-

743

Рис. 20.17. Уплотнения сильфонного и манжетного типов

тельного гидростатического давления. Герметизирующие элементы должны быть гибкими и прочными при циклической нагрузке, а устройство для герметизации в целом простым и надежным.

Сначала в шарнирах использовали простейшие резиновые уплотнения, в дальнейшем стали применять уплотнения сильфонного и манжетного типов (рис. 20.17).

Гибкие валы. Существенный шаг, оказавший влияние на подходы к конструированию ВЗД в целом, был сделан в середине 1970-х годов, когда ВНИИБТ выполнил комплекс научно-исследовательских работ и впервые в практике проектирования ВЗД предложил конструкцию гибкого вала, защищенную патентами СССР и других стран.

К началу 1990-х годов в большинстве типоразмеров ВЗД, выпускаемых в России, для соединения ротора и выходного вала стали применяться гибкие валы. В двигателях с наружным диаметром 88 мм и более гибкий вал размещают в расточке ротора, а в малогабаритных двигателях – ниже ротора.

В большинстве случаев гибкий вал ВЗД представляет собой металлический стержень круглого сечения с утолщенными концами, на которых выполнены присоединительные элементы: гладкий конус или коническая резьба. Иногда гибкий вал изготовляют полым – со сквозным цилиндрическим каналом для подвода рабочей жидкости высокого давления непосредственно к долоту. Для повышения циклической прочности в месте перехода от заделки к рабочей части вала имеется конус с углом 5–15° или галтель с отношением радиуса галтели к диаметру вала в пределах 0,1–0,2 (рис. 20.18).

Преимущества использования гибких валов заключаются в простоте конструкции и высокой технологичности, большом сроке службы, соизмеримым с ресурсом корпусных деталей двигателя, а также в возможности реализации различных компоновок двигателей.

Рис. 20.18. Конструкции гибкого вала

744

Опыт эксплуатации двигателей в наклонно направленном и горизонтальном бурении выявил недостаточную стойкость гибких валов при углах перекоса секций более 1°30?. В связи с этим в последних конструкциях двигатели типа ДГ стали оснащать шарнирно-торсионными соединениями.

ХАРАКТЕРИСТИКИ ВЗД

Характеристики необходимы для выбора оптимальных параметров режима бурения и поддержания их в процессе долбления, а также для определения путей дальнейшего совершенствования конструкций ВЗД и технологии бурения с их использованием.

В последнее время внимание к характеристикам ВЗД все более повышается. Это связано с внедрением регулируемых приводов буровых насосов, для эффективного использования которых знание характеристик гидромашины становится непременным условием; распространением новых технологий (наклонно направленное и горизонтальное бурение, бурение с использованием непрерывных труб), особенно чувствительных к изменению режимов работы ВЗД.

В общем случае различают статические и динамические характеристики ВЗД.

Статические характеристики отражают зависимости между переменными гидродвигателя в установившихся режимах. Эти характеристики можно условно классифицировать как стендовые и нагрузочные. Стендовые характеристики (как функции от крутящего момента) определяют в лаборатории (рис. 20.19).

Динамические характеристики определяют соответствующие зависимости в неустановившихся режимах и обусловливаются инерционностью происходящих процессов. К динамическим относят и пусковые характеристики гидродвигателя.

Рис. 20.19. Типичная стендовая характеристика ВЗД (ДГ-155)

745

ВЛИЯНИЕ РАСХОДА ЖИДКОСТИ НА ХАРАКТЕРИСТИКИ ВЗД

Расход жидкости Q является одним из параметров режима бурения. Чаще всего возможный диапазон изменения Q определяется технологией бурения скважины, и его задают конструктору ВЗД вместе с другими исходными данными.

Стендовые испытания ВЗД разных типоразмеров показывают, что с увеличением расхода повышаются как тормозной момент и перепад давления, так и мощность, крутящий момент, частота вращения и перепад давления в экстремальном режиме. КПД гидродвигателя при увеличении Q в допустимом диапазоне изменяется незначительно.

Нижний предел расхода жидкости ограничивается нагрузочной способностью или устойчивостью работы двигателя. Верхний предел допустимого расхода жидкости определяют три фактора:

высокие инерционные нагрузки при увеличении частоты вращения;

КПД двигателя ?: при заданном натяге после достижения определенного значения расхода жидкости происходит снижение объемного ?. Это объясняется тем, что с увеличением частоты вращения и перепада давления по линии контакта образуется односторонний зазор, приводящий к разгерметизации РО и росту утечек. Кроме того, с увеличением расхода растут и гидравлические потери в двигателе;

износ РО вследствие повышенных контактных напряжений и скоростей скольжения в рабочей паре, а также скорости жидкости в каналах РО.

Если ограничения по расходу не удовлетворяют требованиям гидравлической программы бурения, используют способ разделения потока жидкости через полый ротор двигателя с помощью регулятора расхода.

20.4. ТУРБОВИНТОВЫЕ ЗАБОЙНЫЕ ДВИГАТЕЛИ

В последние годы отечественный парк забойных гидравлических двигателей пополнился новым представителем – турбовинтовым двигателем (ТВД).

Впервые схема турбовинтового агрегата была предложена в 1970 г. авторским коллективом ВНИИБТ в составе М.Т. Гусмана, Д.Ф. Балденко, А.М. Кочнева и С.С. Никомарова.

ТВД органично сочетают высокую стойкость, свойственную турбобурам, и оптимальную энергетическую характеристику (высокий уровень отношения M/n при незначительном падении частоты вращения при нагрузке двигателя), характерную для ВЗД.

Турбовинтовой двигатель можно отнести к редукторным турбобурам, в котором винтовая пара выполняет функции не только редуктора, но и стабилизирующего элемента при перегрузках долота.

Несмотря на большую металлоемкость и сложность конструкции, эти двигатели в ряде случаев успешно конкурируют с ВЗД, прежде всего вследствие их существенно большего ресурса, что особенно привлекательно при использовании современных высокопроизводительных долот.

Двигательные секции ТВД конструктивно выполняют в двух вариантах: с винтовой парой, монтируемой над турбинной секцией или между

746

турбинной и шпиндельной секциями. В первом варианте упрощается конструкция двигателя – проектируют лишь один узел соединения планетарного ротора. Второй вариант менее предпочтителен, так как требует двух узлов соединения ротора.

20.5. ЭЛЕКТРОБУРЫ

Наряду с гидравлическими в бурении используют и электрические машины – электробуры.

Электробур – это электрическая забойная машина, своеобразный электродвигатель, смонтированный в трубном корпусе малого диаметра и предназначенный для привода долота на забое скважины.

Современный электробур представляет собой, как правило, асинхронный маслонаполненный двигатель с короткозамкнутым ротором.

Конструкция промышленного электробура была разработана в СССР в 1937–1940 гг. группой инженеров (А.П. Островский, Н.В. Александров, Ф.Н. Фоменко, А.Л. Ильский, Н.Г. Григорян и др.). Последующие опытно-конструкторские работы позволили значительно модернизировать электробур по сравнению с первыми образцами: была создана безредукторная машина, мощность на валу электробура была увеличена в 2–3 раза (от 70 до 120–230 кВт) и наряду с этим уменьшен наружный диаметр. Серийное производство электробуров в СССР было налажено с 1956 г.

В настоящее время в ряде районов страны этим способом ежегодно бурят 200–250 тыс. м пород. Хотя указанный объем многократно уступает объему турбинного бурения в нашей стране, принципиальная схема подачи электрической энергии к забою скважины и использование погружного электрического двигателя для привода долота имеют неоспоримые преимущества. Однако конструктивные трудности, невысокие эксплуатационно-технические показатели и большая стоимость машины на данном этапе пока сдерживают применение этого вида техники в бурении.

Размерный ряд электробуров предусматривает их выпуск с наружными диаметрами корпуса 164, 170, 185, 215, 240, 250 и 290 мм. Более распространен электробур диаметром 170 мм. В обозначении электробура первое число – его наружный диаметр, второе – число полюсов обмотки статора (например, Э215-10). Могут добавляться буквы «М», обозначающая модернизированную модель, и «Р» – для редукторных электробуров. Обозначение электродвигателя содержит сведения о наружном диаметре корпуса, общей длине магнитопровода с длиной немагнитопроводных пакетов и о числе полюсов. Например, маркировка МАП1-17-658/6 расшифровывается следующим образом: МАП – мотор асинхронный погружной; 1 – для электробура; 17 – наружный диаметр корпуса в см; 658 – общая длина магнитопровода и немагнитных пакетов статора в см; 6 – число полюсов.

Выпускаемый промышленностью электробур включает трехфазный асинхронный маслонаполненный двигатель A и маслонаполненный шпиндель A на подшипниках качения (рис. 20.20).

В трубном корпусе электробура размещены пакеты магнитопроводной стали статора 6; они разделены пакетами немагнитопроводной стали в местах расположения радиальных шариковых опор ротора. Пакеты ротора 7 с алюминиевой обмоткой насажены на полом валу 5 двигателя. Ротор расположен в статоре с зазором 0,5–0,6 мм на сторону. Полость двигателя за-

747

Рис. 20.20. Принципиальная схема электробура

полнена сухим изоляционным маслом. От внешней среды полость двигателя изолирована верхним 4 и нижним 8 сальниками. В сальники подается машинное масло. Для компенсации утечек масла через сальники и поддержания некоторого избыточного давления внутри двигателя, препятствующего попаданию промывочной жидкости внутрь, в верхней части электробура в лубрикаторной головке размещены лубрикаторы сальника 2 и двигателя 3. Внутри верхнего переводника проходит кабельный ввод от контактного стержня 1 до обмотки статора. Для восприятия веса вала в нижней его части над нижним сальником установлен упорный шариковый подшипник.

Снизу к двигателю присоединен шпиндель. В шпинделе находится многорядная осевая опора на шариковых подшипниках 10. Полый вал центрируется в корпусе с помощью роликовых и шариковых подшипников. Вал шпинделя соединен с валом двигателя посредством соединительной зубчатой муфты 9; в месте соединения валов находится шарнирное уплотнение для изоляции внутреннего пространства от промывочной жидкости, поступающей к забою по внутреннему каналу в валу двигателя и шпинделя. Осевые нагрузки на породоразрушаю-щий инструмент полностью воспринимаются осевой опорой шпинделя и на вал двигателя не передаются. В нижней части шпинделя помещено сальниковое уплотнение 12. Шпиндель заполнен густым машинным маслом и оснащен лубрикатором 11, который создает избыточное давление за счет усилия сжатой пружины, давящей на поршень. Под поршнем находится резерв масла, восполняющий его потери из шпинделя.

На рис. 20.21 приведена типичная конструкция электробура.

Асинхронные двигатели для электробуров имеют жесткую характеристику, т.е. диапазон изменения их частоты вращения довольно ограничен. Ее изменение зависит от скольжения ротора относительно поля статора:

n = nп(1 – S),

где n – частота вращения ротора двигателя; nп = 60 f/p – частота вращения магнитного поля статора (f – частота тока; p = 6, 8, 10 – число пар полюсов); S – скольжение (при нормальной нагрузке скольжение S = 8? ?12 %).

Вращающий момент (Н?м) асинхронного двигателя электробура может быть подсчитан по формуле

748

Рис. 20.21. Конструкция электробура:

1 – контактный стержень; 2 – переводник; 3 – резиновая диафрагма компенсатора двигателя; 4, 30 – поршень компенсатора двигателя и шпинделя соответственно; 5, 31 – пружина; 6 – цилиндр компенсатора; 7 – соединительный корпус двигателя; 8, 19 – верхний и нижний сальники двигателя; 9 – верхний клапан двигателя; 10, 17 – верхняя и нижняя части обмотки статора; 11 – вал двигателя; 12 – пакет магнитопроводной стали статора; 13 – корпус статора; 14 – промежуточный пакет статора из немагнитного материала; 15, 18 – промежуточный и нижний подшипники двигателя; 16 – секция ротора двигателя; 20 – клапан; 21 – нижний соединительный корпус; 22 – корпус шпинделя; 23 – втулка; 24 – зубчатая муфта; 25 – клапан; 26, 32 – верхний и нижний радиальные подшипники; 27 – упорный подшипник; 28, 29 – наружная и внутренняя обоймы распределителя осевой нагрузки; 33 – пробка; 34 – сальник шпинделя; 35 – вал шпинделя; 36 – переводник на долото

 

m,pU12R2/S

M =-------------—-------------,

2nf[(R1+c1R2/S) + (x1+c1x'2)2]

где ni1 – число фаз обмотки статора; U1 – напряжение на зажимах двигателя, В; R'2 – приведенное омическое сопротивление ротора, Ом; R1 – омическое сопротивление фазы обмотки статора, Ом; X1 – индуктивное сопротивление обмотки статора, Ом; х'2 – приведенное индуктивное сопротивление ротора, Ом; С1 – коэффициент, зависящий от напряжения на клеммах двигателя.

Как следует из формулы, вращающий момент двигателя прямо пропорционален квадрату напряжения на его входе. Снижение напряжения приводит к заметному падению вращающего момента. В связи с этим необходимо учитывать потери напряжения в токоподводе от поверхности к двигателю, а падение напряжения при кратковременных перегрузках двигателя рекомендуется компенсировать некоторым повышением напряжения на входе двигателя на 5–10 % номинального значения. Номинальное напряжение на клеммах электробуров составляет 1000–1200 В в зависимости от типа двигателя.

Характер зависимости вращающего момента двигателя МАП1Д-25-617/10 от частоты вращения вала двигателя приведен на рис. 20.22. На графике вращающего момента правая ветвь от точки максимума является областью устойчивой работы (рабочая область), левая – областью неустойчивой работы. При пуске двигателя заметно снижается вращающий момент (зона провала) в процессе выхода на режим. В зоне провала вращающий момент может снизиться до 60 % номинального. Но так как двигатель пускают с малой нагрузкой, а маховой момент вращающихся деталей и инструмента мал, то даже при уменьшенном моменте двигатель быстро увеличивает частоту вращения вала.

КПД двигателя при номинальной нагрузке составляет 66–68 %. Поскольку механические потери в шпинделе на опорах качения сравнительно невелики, характеристику электробура можно принимать по характеристике двигателя.

К забойному двигателю электроэнергия подводится по секционированному кабелю, помещенному внутри бурильной колонны. Токоподвод может осуществляться по трех- или двухжильному кабелю. В последнем случае в качестве третьего провода используют бурильную колонну. Эта система питания носит название «два провода – земля» (сокращенно ДПЗ).

Система ДПЗ позволяет увеличить площадь сечения проходного канала в бурильной колонне и таким образом способствует снижению потерь напора при циркуляции промывочной жидкости по бурильной колонне.

Каждую кабельную секцию разме-

Рис. 20.22. Характеристика двигателя МАП1Д-25-617/10

750

щают в отдельной бурильной трубе, и ее концы закрепляют в трубе на опорах с втулками, обеспечивающими некоторое свободное проворачивание кабеля при соединении труб. Секции соединяются в единую цепочку с помощью контактных элементов – контактного стержня на верхнем конце и контактной муфты на нижнем. Контактный стержень защищен от механических повреждений защитным стаканом. Соединение контактных элементов происходит автоматически при свинчивании бурильных труб, при этом контактный стержень входит в муфту с натягом, обеспечивающим герметичность соединения от проникновения бурового раствора.

Для монтирования секций электрокабеля используют специальные бурильные трубы типа ЭБШ с гладкопроходным сечением. Их выпускают диаметрами 140 и 114 мм с высаженными наружу концами. Трубы изготовляют из стали групп прочности Д и Е.

Кабельный подвод электробура – одно из наиболее слабых звеньев системы. Вследствие загрязнения и недостаточной герметичности соединений секций омическое сопротивление изоляции снижается. Если при спуске инструмента наблюдается резкое падение сопротивления (начальное сопротивление собственно электробура 50 МОм), то спуск инструмента прекращают и выбраковывают трубы с низким сопротивлением в изоляции кабеля. В процессе работы в соединениях с недостаточной герметичностью происходят пробои. Пробои и разрывы электрической цепи могут происходить также вследствие поломки медных контактов в муфте и излома кабеля в местах его сращивания с контактными соединениями.

Для бурения с электробуром буровую установку оснащают дополнительным электрооборудованием: распределительным устройством высокого напряжения, трансформатором, станцией управления электробуром. На пульте бурильщика устанавливают дополнительные электрические контрольные приборы (вольтметр, амперметр) для контроля нагрузки электробура, кнопки управления контактной системой, подающей напряжение на электробур, органы управления режимом работы автоматического регулятора. Автоматический регулятор управляет подачей инструмента в зависимости от загрузки двигателя и буримости горных пород.

Обладая всеми достоинствами, присущими забойным двигателям (облегчение условий работы бурильной колонны, существенное снижение износа бурильных труб в скважине, исключение затрат мощности на их холостое вращение и т.п.), электробур имеет преимущества по сравнению с гидравлическими забойными машинами:

режим работы электробура не зависит от расхода промывочной жидкости, который в данном случае можно выбирать только по условию полной и своевременной очистки забоя от шлама;

режим работы электробура практически не зависит от свойств циркулирующего бурового раствора, что позволяет применять его при использовании утяжеленных растворов, газообразных агентов и при продувке;

токоподвод с поверхности к электробуру является каналом связи, позволяющим использовать забойные системы контроля режима работы по-родоразрушающего инструмента и непрерывно следить за направлением ствола скважины;

при работе с электробуром открывается возможность автоматизировать процесс бурения по данным забойных датчиков для оптимального использования мощности двигателя;

поскольку электробур представляет собой маслонаполненный двига-

751

Т а б л и ц а 20.14

Основные характеристики электробуров

Тип электробура
Длина, м
Номи-наль-ная мощность, кВт
Номинальное напряжение, В
Сила тока, А
Частота вращения вала,
мин–1
Вращающий момент, Н?м
КПД, %
cos ?
Масса, т

рабочего хода
холостого хода при номинальном напряжении
номинальный
макси-маль-ный

Э290-12
Э250-8
Э240-8
Э215-8М
Э185-8
Э170-8М
Э164-8М
14,02 13,0 13,4
13,93 12,5
12,145
12,305
240 230 210 175 125 75 75
1750 1650 1700 1550 1250 1300 1300
165 160 144 131 130 83,6 87,5
121 107 107 95,5 93 78,6 80,0
455 675 690 680 676 695 685
510 332 297 250 180 110 110
1100 750 760 550 360 240 240
72,0 72,0 75,0 72,0 67,5 63,5 61,0
0,67 0,7 0,66 0,69 0,66 0,63 0,625
5,1 3,6 3,5 2,9 2,05 1,8 1,65

Т а б л и ц а 20.15 Технические данные электробуров с редукторами-вставками

Тип электробура
Длина, м
Номинальная мощность, кВт
Номинальное
напряжение, В
Сила номинального рабочего тока, А
Частота вращения вала,
мин–1
Вращающий момент, Н?м
Масса, т
Передаточное число редуктора-вставки

номинальный
максимальный

Э290-12Р
Э240-8Р
Э215-8МР
Э215-8Р
Э185-8Р
Э170-8Р
Э170-8МР
Э164-8Р
Э164-8МР
15,92 14,78 15,545 14,445
14,4 12,925 13,93 13,186 14,09
240 145 110 150 70
1750 1400 1350 1250 1100 930 1000 930 1000
165 112 102 144 90 63 59 65 61,5
145 230 230 220 240
1600 615 465 666 300
2600 1200 1050 1020 700
5,7 3,9 3,2 3,0 2,3 1,8 2,00 1,8 1,9
3,15

3,0

2,92

45
220
200
400
3,13

тель, все детали которого работают в среде, изолированной от бурового раствора, он меньше подвержен абразивному изнашиванию и его рабочая характеристика остается практически неизменной в течение всего срока работы.

К недостаткам электробура относятся: высокая стоимость забойного двигателя, опасность потери дорогостоящей машины в результате прихвата в скважине, ограниченный срок межремонтной работы вследствие недостаточной износостойкости уплотнительных сальников электробура и недостаточной надежности системы токоподвода.

Перспективы развития буровых работ с применением электробуров связаны с существенным повышением ресурса до 200 ч и более.

В табл. 20.14 и 20.15 приведены характеристики электробуров.

 

21УСТЬЕВОЕ ОБОРУДОВАНИЕ ГЛАВА БУРЯЩИХСЯ СКВАЖИН

Устьевое оборудование – это комплекс оборудования, предназначенного для обвязки обсадных колонн, герметизации устья скважины при возникновении проявлений в процессе бурения, капитального ремонта, герметизации устья и регулирования режима работы скважины в процессе ее эксплуатации. Условно все устьевое оборудование делят на оборудование, применяемое при бурении скважины и при ее эксплуатации. В состав устьевого оборудования, участвующего в обвязке устья в процессе бурения скважины, входят колонная головка и противовыбросовое оборудование, состоящее из следующих основных узлов: крестовины, превенторов, над-превенторной катушки, разъемного желоба, манифольда, гидроуправления превенторами и задвижками, ручных приводов.

Колонная головка, с помощью которой обвязываются обсадные колонны в процессе бурения, служит также основанием для установки фонтанной арматуры; она остается на скважине на весь период эксплуатации. В состав эксплуатационного устьевого оборудования также входят: фонтанная арматура; манифольд фонтанной арматуры; приспособление для замены задвижек под давлением; лубрикатор, применяемый при исследованиях скважин; комплект задвижек, переводников и других деталей, необходимых для монтажа и обвязки устьевого оборудования.

21.1. КОЛОННЫЕ ГОЛОВКИ

Колонные головки предназначены для обвязки обсадных колонн газовых и нефтяных скважин. Они обеспечивают подвеску колонн, герметизацию межколонных пространств и контроль давления в них, проведение таких технологических операций, как снижение давления в межколонном пространстве, закачка цемента или других тампонажных материалов в межколонное пространство и т.п.

Конструкция колонной головки должна обеспечивать: 1) надежную герметизацию межколонных пространств; 2) контроль за давлением в межколонном пространстве; 3) быстрое и надежное закрепление обсадных колонн; 4) универсальность, т.е. возможность крепления к одной колонной головке обсадных колонн разных диаметров; 5) предохранение устьевой части обсадных колонн от повышенного изнашивания при работе бурильным инструментом; 6) возможность вертикального перемещения обсадных колонн при высоких температурах в скважине; 7) высокую надежность работы подвесок и узлов уплотнений во время бурения и длительной эксплуатации скважины; 8) минимально возможную высоту; 9) достаточную прочность с учетом действия различных нагрузок.

Кроме того, для осложненных условий бурения отдельные детали колонной головки должны быть коррозионно-стойкими, если в продукции скважины предполагаются корродирующие вещества; при бурении на Севере головка должна быть приспособлена для работы в условиях, где возможно понижение температуры до –60 °С; при морском бурении должна

753

обеспечиваться возможность ее установки на дне моря при глубинах более 200 м.

В настоящее время отечественные заводы выпускают колонные головки двух типов – КГ и ОКК. В эксплуатации имеются колонные головки типа ООЕ и ОКМ. Рассмотрим колонные головки типа КГ на примере колонной головки КГ-4?70.

КОЛОННАЯ ГОЛОВКА КГ-4?70

Головка КГ-4?70 предназначена для обвязки между собой четырех обсадных колонн, герметизации и контроля межколонных пространств, регулирования режима работы при бурении и эксплуатации неф-

Рис. 21.1. Колонная головка КГ-4?70

754

тяных и газовых скважин глубиной 4000 м и более с рабочим давлением до 70 МПа в отсутствие в продукции коррозийных составляющих. Модель КГ-4?70 расшифровывается следующим образом: К – колонная; Г – головка; 4 – число обвязываемых обсадных колонн; 70 – рабочее давление, МПа.

Колонная головка (рис. 21.1) состоит из следующих основных частей: тройника 13 с клиновой подвеской 12 для подвешивания колонны обсадных труб диаметром 324 мм, пакерного устройства 10, крестовины 9 с подвеской 7 для подвешивания колонны обсадных труб диаметром 245 мм, пакер-ного устройства 6, крестовины 5 с подвеской 3 для подвешивания колонны обсадных труб диаметром 168 мм, пакерного устройства 2, фланца 1, обратных клапанов 11, разрядных пробок 17. Тройник 13 включает корпус и отвод. Корпус тройника – отливка из стали марки 35ХМЛ (ГОСТ 977–88), в средней части которой имеется отверстие для присоединения отвода, а в верхней части выполнены расточки диаметром 415 мм под подвеску 12 диаметром 425 мм для установки крышки подвески пакерного устройства. Отвод представляет собой патрубок с краном 14 высокого давления. Отвод присоединяется к корпусу тройника на резьбе и служит для технологических работ при бурении.

Крестовина 9 – отливка из стали 35ХМЛ (ГОСТ 977–88). Ее нижний фланец имеет расточку диаметром 415 мм под пакерное устройство 10. Верхний фланец имеет расточку диаметром 345 мм под подвеску 7 и расточку диаметром 355 мм под пакерное устройство 6. В средней части к корпусу крестовины с одной стороны с помощью шпилек присоединена заглушка 15 с патрубком и краном высокого давления, с другой стороны – заглушка 8 с вентилем 4. При затяжке крестовины 9 пакерное устройство

Рис. 21.2. Подвеска

Рис. 21.3. Пакерное устройство

755

10, деформируясь, герметизирует пространство между корпусом крестовины и колонной диаметром 324 мм. Крестовина 5 – это отливка из стали 35ХМЛ (ГОСТ 977–88). Нижний фланец имеет расточку диаметром 345 мм под пакерное устройство 6. Верхний фланец имеет расточку диаметром 227 мм под подвеску 3 и расточку диаметром 237 мм под пакерное устройство 2. В средней части к корпусу крестовины присоединяется заглушка 8 с вентилем 4, с другой стороны – задвижка 16. При затяжке крестовины 5 пакер устройства 6, деформируясь, герметизирует пространство между корпусом крестовины и колонной диаметром 245 мм. Герметизация колонны диаметром 168 мм происходит при затяжке фланца 1 деформирующимся при этом пакерным устройством 2.

Подвеска (рис. 21.2), применяемая для установки в колонной головке, – клиновая одноступенчатая, состоит из корпусов 4, плашек 1, полуколец 5, серег 7, винтов 2 и 8, ручек 3, штифтов 6.

Пакерное устройство (рис. 21.3) служит для герметизации затрубного пространства в колонной головке. Оно состоит из крышки подвески 3, нажимного кольца 1, уплотнительного кольца 4 и пакера 2.

КОЛОННЫЕ ГОЛОВКИ ТИПА ОКК

Головки типа ОКК изготовляют на давление 35 МПа трех типов: ОКК1, ОКК2, ОКК3. Головки типа ОКК1 применяют для обвязки двух колонн (кондуктор, эксплуатационная), типа ОКК2 – для обвязки трех колонн (кондуктор, промежуточная, эксплуатационная), типа ОКК3 – для обвязки четырех колонн.

Модель ОКК1-35-146?219 расшифровывается следующим образом: О – оборудование; К – колонны; К – клиновое; 1 – схема (модель); 35 – рабочее давление, МПа; 146 – диаметр эксплуатационной колонны, мм; 219 – диаметр кондуктора, мм.

Колонная головка типа ОКК1 (рис. 21.4) состоит из корпуса 4, клиновой подвески 3, двухъярусного пакерного устройства 2. Корпус имеет цилиндрическую расточку, в которую устанавливают нижний ярус пакерного устройства. Во фланце корпуса имеется отверстие, в которое ввинчивают нагнетательный клапан 6. Отверстия в нижней части корпуса служат для установки манифольда колонной головки 5. Пакерное устройство 2 состоит из двух ярусов, каждый из которых включает два металлических кольца и одно Н-образное резиновое уплотнение. Клиновая подвеска состоит из трех клиньев, связанных между собой шарнирами и имеющих возможность синхронного перемещения.

Предохранительная втулка 1 защищает верхнюю часть эксплуатационной колонны от механических повреждений при спускоподъемных операциях.

Порядок монтажа колонной головки. После спуска и цементирования кондуктора на него навинчивают корпус колонной головки. Обвязывают устье противовыбросовым оборудованием согласно утвержденной схеме и продолжают бурение под эксплуатационную колонну. После окончания бурения и спуска эксплуатационной колонны собирают клиновую подвеску на последней трубе колонны, подвешенной на талевой системе, и опускают. Под собственным весом клиновая подвеска свободно скользит по трубе и занимает свое место в корпусе колонной головки, колонну сажают на клинья. Эксплуатационную колонну цементируют, затем внутреннюю

756

Рис. 21.4. Колонная головка ОКК1

полость корпуса колонной головки промывают водой на свободной слив через манифольд колонной головки.

После ОЗЦ снимают противовыбросовое оборудование, труборез-кой отрезают трубу на высоте 120 мм от верхнего фланца корпуса. Устанавливают пакерное устройство, предварительно смазав резиновый уплотнитель смазочным материалом ЛЗ-162. Далее монтируют крестовину фонтанной арматуры 7 (см. рис. 21.4). Нагнетательный клапан 8 на фланце крестовины фонтанной арматуры до затяжки шпилек должен быть отвинченным (после затяжки ввинтить). Опрессовывают колонную головку вместе с эксплуатационной колонной на давление, соответствующее максимально допустимому внутреннему давлению колонны. Затем опрессовывают колонную головку на герметичность уплотнений смазочным материалом ЛЗ-162. Для этого отвинчивают колпак нагнетательного клапана 8, вставляют в отверстие клапана толкатель и завинчивают колпак до упора, при этом толкатель отведет шарик клапана от посадочного места и создаст зазор. Отвинчивают колпак клапана 6 и вместо него ввинчивают наконечник нагнетателя смазочного материала НС-6?350. Закачивают СМ до того момента, пока он не появится из клапана 8. Вынимают толкатель из клапана 8 и поднимают давление

757

до допустимого наружного давления колонны. По окончании опрессовки давление сбрасывают. В обоих случаях давление опрессовки не должно превышать давление, указанное в паспорте.

КОЛОННАЯ ГОЛОВКА ТИПА ОКМ

Головка типа ОКМ (рис. 21.5) состоит из корпуса 1, специальной муфты 4, фланца 3 под фонтанную арматуру, патрубка 7 с фланцем, проходного крана 8, стопорных винтов 2, резиновых уплотнительных колец 5 и манжеты 6.

Специальную муфту навинчивают на последнюю трубу эксплуатационной колонны и устанавливают в корпусе, навернутом на кондуктор. Уплотнение пространства между корпусом и специальной муфтой осуществляют с помощью двух резиновых колец и одной самоуплотняющейся резинотканевой манжеты. Шесть стопорных винтов в верхнем фланце корпуса предназначены для фиксации специальной муфты и подвешенной на ней эксплуатационной колонны от осевого смещения вверх, вызванного температурным удлинением колонны при эксплуатации скважины. Фланец под фонтанную арматуру укреплен на муфте с помощью резьбы.

В корпусе колонной головки имеются два боковых отверстия, одно из которых заглушают пробкой, а в другое ввинчивают патрубок с фланцем, к которому подсоединяют кран и свободный фланец. Во фланце патрубка устанавливают вентиль с манометром для контроля давления в межтрубном пространстве.

Порядок монтажа. Корпус колонной головки навинчивают на резьбу верхней трубы кондуктора. Для предотвращения механических повреждений внутренней корпусной поверхности корпуса при спускоподъемных операциях в корпусе устанавливают предохранительную втулку, которая фиксируется шестью стопорными винтами. На корпусе головки монтируют

Рис. 21.5. Колонная головка типа ОКМ

758

противовыбросовое оборудование и продолжают бурение под эксплуатационную колонну.

Перед спуском эксплуатационной колонны предохранительную втулку извлекают с помощью труболовки. При спуске эксплуатационную колонну не доводят до проектной глубины на 4–8 м и сажают на спайдер или элеватор. После этого на последнюю трубу навинчивают специальную муфту без фланца под фонтанную арматуру. С помощью допускной трубы, которую ввинчивают в верхнюю резьбу специальной муфты, последнюю сажают на коническую поверхность корпуса колонной головки и фиксируют там стопорными болтами.

После окончания цементирования эксплуатационной колонны и ОЗЦ колонную головку на устье скважины опрессовывают на давление, допустимое для опрессовки эксплуатационной колонны. Результаты опрессовки оформляются актом.

После опрессовки демонтируют противовыбросовое оборудование и на верхний конец муфты специальной навинчивают фланец под фонтанную арматуру.

Техническая характеристика колонных головок типа ОКМ

Шифр оборудования .................... ОКМ1-140–146?219;

ОКМ1-140–146?245;

ОКМ1-140–168?245 Условный диаметр прохода, мм:

фланца корпуса .......................
280

боковых отводов .....................
65

Давление, МПа:

рабочее ......................................
14

пробное .....................................
28

Проводимая среда ........................
Нефть, газ, газоконденсат, буро-

вой раствор, пластовая вода

Температура среды, °С:

проводимой ..............................
120

окружающей ............................
40

КОЛОННАЯ ГОЛОВКА ТИПА ООК

В эксплуатации находятся колонные головки ООК1, ООК2, ООК3. Головки ООК1 применяют для обвязки двух колонн (кондуктор, эксплуатационная), ООК2 – для обвязки трех колонн (кондуктор, промежуточная, эксплуатационная), ООК3 – для обвязки четырех колонн.

Модель ООК-1-21-146?219 расшифровывается следующим образом: О – оборудование; О – обсадных; К – колонн; 1 – схема (модель); 21 – рабочее давление, МПа; 146 – диаметр эксплуатационной колонны, мм; 219 – диаметр кондуктора, мм.

Рассмотрим устройство и порядок монтажа колонной головки ООК2 (рис. 21.6). Колонная головка состоит из двух секций: нижней и верхней. Основные детали нижней секции: корпус 8; клиновая подвеска 7, состоящая из трех клиньев, связанных между собой шарнирами; катушка 6. В корпусе имеются два отверстия, в одно из которых ввинчивают манифольд для контроля межколонного пространства, другое заглушено пробкой. Основными деталями верхней секции являются корпус 4, который навинчивают на патрубок 5, клиновая подвеска 3, пакер 2 для герметизации межтрубного пространства промежуточной и эксплуатационной колонн, катушка 1.

759

Рис. 21.6. Колонная головка ООК2

Корпус 8 приварен к кондуктору ручным электродуговым способом на постоянном токе электродами ОММ5 или СМ типа Э-42 изнутри и снаружи плотным швом 12?12 в два-три прохода. Промежуточная колонна посажена на клиновую подвеску 7 и приварена к катушке 6 сплошным швом 10?10 в два-три прохода. Эксплуатационную колонну после подвески на клинья 3 и монтажа пакера 2 приваривают к катушке 1.

ОБВЯЗКА

ВОДООТДЕЛЯЮЩЕЙ КОЛОННЫ И КОНДУКТОРА ПРИ БУРЕНИИ СКВАЖИН С САМОПОДЪЕМНЫХ БУРОВЫХ УСТАНОВОК

При бурении скважин с самоподъемных буровых установок (СПБУ) на шельфе холодных морей возникает необходимость планового покидания точки бурения (зимний отстой), а также экстремального (шторм, тяжелая ледовая обстановка) и последующего возврата на точку бурения в целях завершения работ на скважине. Для этого при бурении скважин с СПБУ колонны обвязывают на уровне дна моря и на специальной палубе установки, а межколонное пространство от донной до палубной подвески не цементируют. При необходимости ухода установки с точки устье скважины герметизируют, колонны отсоединяют от донной подвески и поднимают на СПБУ. Из-за отсутствия цементного камня в межколонном пространстве возникает проблема неравномерного теплового удлинения колонн. Водоотделяющая колонна охлаждается холодной водой моря, а кондуктор при бурении под техническую колонну нагревается выходящим из скважины буровым промывочным раствором и, удлиняясь, поднимает ОП, отрывая его от опорного торца водоотделяющей колонны, что приводит к разрушению устья. Эту проблему решают с помощью колонной головки фирмы «Камерон». Но при бурении при глубинах моря свыше 70 м кондуктор в интервале от донной до палубной подвески под собственным весом и весом ОП становится полностью неустойчивым и, изгибаясь по спирали, ложится внутри водоотделяющей колонны. Тепловое удлинение приводит к разрушению кондуктора внутри водоотделяющей колонны. Возникает необходи-

760

Рис. 21.7. Узел обвязки водоотделяющей колонны и кондуктора

мость посадки кондуктора с натягом на водоотделяющую колонну. Решение этой проблемы с помощью колонной головки фирмы «Камертон» не предусмотрено.

В Украинской военизированной части разработана, а на заводе «Красный молот» изготовлена колонная головка, которая обеспечивает свободное поднятие кондуктора при тепловом удлинении, а также позволяет с натягом посадить кондуктор на клиньях на водоотделяющую колонну.

Обвязку водоотделяющей колонны и кондуктора выполняют в следующем порядке (рис. 21.7):

после спуска кондуктора 2 и цементирования его до донной подвески водоотделяющую колонну 6 отрезают на необходимой высоте;

подвеску 5 устанавливают на водоотделяющую колонну;

после натяжения кондуктор сажают на клинья 4;

отрезают кондуктор и монтируют крестовину 1;

приваривают ребра 3 к крестовине 1 и подвеске 5;

на крестовину 1 устанавливают ОП и осуществляют бурение под техническую колонну.

Основные параметры одно- и двухфланцевых колонных головок, установленные ГОСТ 30196–94, приведены в табл. 21.1 и 21.2.

Фланцевые соединения колонных головок соответствуют требованиям ГОСТ 28919–91. Они обеспечивают соединение между собой, установку блока превенторов противовыбросового оборудования или фонтанной арматуры без дополнительных переходных деталей.

Т а б л и ц а 21.1

Основные параметры однофланцевых колонных головок

Условный диаметр
прохода верхнего
фланца, мм
Рабочее давление, МПа
Условный диаметр обсадных труб, на которые устанавливается колонная головка, мм
Условный диаметр обсадных труб, закрепляемых
в трубодержателе, мм

180 230 280 350 425 (480) 540 680
14; 21; 35
От 168 до 194 От 219 до 245 От 219 до 273 От 299 до 351 От 377 до 426 От 406 до 473 От 473 до 530 От 560 до 720
От 114 до 127 От 114 до 146 От 114 до 194 От 114 до 273 От 194 до 340 От 219 до 377 От 273 до 426 От 406 до 630

35
14; 21
7; 14; 21

761

Т а б л и ц а 21.2 Основные параметры двухфланцевых колонных головок

Верхний фланец

Нижний фланец
Рабочее давление, МПа

Условный диаметр прохода, мм
Рабочее давление, МПа
Условный диаметр прохода, мм
Условный диаметр
труб, закрепляемых
в трубодержателе,
мм

280
14; 21
280 350 425 280 350 425 280 350 425 280 350 425 280 350 350 425 540 350 425 540 350 425 540 540 680
14; 21
От 114 до 140 От 114 до 194 От 114 до 194 От 114 до 140 От 114 до 194 От 114 до 194 От 114 до 127 От 114 до 178 От 114 до 194 От 114 до 127 От 114 до 168 От 114 до 194 От 114 до 127 От 114 до 168 От 127 до 194 От 140 до 245 От 140 до 245 От 127 до 178 От 140 до 245 От 140 до 245 От 140 до 178 От 140 до 194 От 140 до 245 От 194 до 340 От 194 до 324 От 194 до 324 От 194 до 299 От 219 до 340 От 219 до 377 От 219 до 340 От 273 до 426 От 273 до 426 От 340 до 530

35
21; 35

70
35; 70

35

105 140
70; 105

70
105; 140
105

350
21
14; 21

35
35

21

70; 105
70; 105
35; 70
35

425
21
14; 35 14

35 70
540
35

480
35
540 680 540
21

70
35

540 680
21 35
680
14 21

14; 21
760
14

В случаях когда устье скважины располагается в слабых или склонных к просадке грунтах, во избежание изгиба устьевой части обсадной колонны под действием сжимающей нагрузки, нижнюю часть колонной головки укрепляют стальной плитой с откосами (рис. 21.8).

Боковые отводы колонной головки должны быть оборудованы фланцевыми соединениями по ГОСТ 28919–91 на рабочее давление, соответствующее рабочему давлению верхнего фланца. При давлении до 14 МПа допускается использование резьбового соединения насосно-компрессорных труб диаметром 60,3 мм по ГОСТ 633–80.

При бурении скважин с многоколонной конструкцией (число колонн более двух) используют оборудование обвязки обсадных колонн, состоящее из одно- и двухфланцевых колонных головок.

Ведущие заводы – изготовители устьевого оборудования поставляют колонные головки, в которых клиновые трубодержатели совмещены с верхним пакером. Распакеровка в них может происходить автоматически под действием веса обсадной колонны или принудительно путем ввинчивания специальных болтов.

762

Рис. 21.8. Схема укрепления нижней части однофланцевой колонной головки опорной плитой ВНИИнефтемаша

Трехкорпусное оборудование устья скважины на рабочее давление 70 МПа для обвязки обсадных колонн диаметром 168, 245, 324 и 426 мм в коррозионно-стойком исполнении типа К3 обозначают шифром ОКК3-70– 168?245?324?426К3 и изготовляют на Воронежском механическом заводе (рис. 21.9).

763

280x70 SOx 70

Рис. 21.9. Оборудование обвязки обсадных колонн типа ОККЗ-70-168х245х324х х426КЗ на рабочее давление 70 МПа

 

Рис. 21.10. Однофланцевые колонные головки Воронежского механического завода типов Iа (a), Iб (б), II (в):

1, 5 – подвеска клиновая; 2 –ввод в кольцевой зазор; 3 – контрольное отверстие; 4 – кондуктор

 

Т а б л и ц а 21.3

Техническая характеристика оборудования устья скважин типов ОКК1, ОКК2

и ОКК3 на давление 21 и 35 МПа по ТУ 26-02-1146–93 конструкции ВНИИнефтемаша

Типоразмер
Давление в секции, МПа
Максималь-
Ориентировочная масса, кг

Тип оборудования
нижней
средней
верхней
ная температура скважинной





среды, °С

OKK1-21- 140x219





OKK1-21- 140x245





OKK1-21- 140x273





OKK1-21- 146x219
21



560

OKK1-21- 146x245





OKK1-21- 146x273





OKK1-21- 168x245




ОКК1
OKK1-21- 168x273 OKK1-35- 140x219



100





OKK1-35- 140x245





OKK1-35- 140x273





OKK1-35- 146x219
35



630

OKK1-35- 146x245





OKK1-35- 146x273





OKK1-35- 168x245





OKK1-35- 168x273





OKK2-21- 140x219x299


21

1230

OKK2-21- 146x219x299


21

1210

OKK2
OKK2-21 - 168x245x324 OKK2-21- 178x245x324 OKK2-35- 140x219x299
21

21 21 35
120
1150 ИЗО 1770

Рис. 21.11. Двухфланцевые колонные головки Воронежского механического завода:

a, a – типа I с одинарным и двойным уплотнением; в, г – типа II с одинарным и двойным

уплотнением; 1 – подвеска клиновая (тип I и II); 2 – резьба К = 1,5? (ГОСТ 6111–52)

766

Основные характеристики оборудования устья скважин типа ОКК на рабочее давление 21 и 35 МПа по ТУ 26-02-1146–93 для обвязки обсадных колонн по ГОСТ 632–80 приведены в табл. 21.3. По этим же техническим условиям изготовляет устьевое оборудование ряд заводов: ПО «Севмаш-предприятие» (г. Северодвинск), Электромеханический завод «Буревестник» (г. Гатчина Ленинградской области), ОАО «Станкомаш» (г. Челябинск).

На рис. 21.10 и 21.11 показаны колонные головки Воронежского механического завода, а в табл. 21.4 и 21.5 приведены их характеристики.

Т а б л и ц а 21.4

Техническая характеристика однофланцевых колонных головок (I и II типа) Воронежского механического завода (ГОСТ 30196–94)

Номинальные размеры фланца
Диаметр обсадных колонн, мм
Наименьший
проходной
диаметр, мм
Размеры, мм (см. рис. 21.10)

Кондуктор
Подвешиваемая колонна
D
D1
H
h

280x21-R53
219
146 168 178
210 235 236
545
368
457 458 560 458 457 467 500
320

245

380 405 432 510 515 368
395 320 317 290 335

350xl4-R57 350x21-R57 425x21-R66 425x21-R66 280x35-R54
324
245
304
560 610

426
324 299 168 245 245 219 245
385 399 235 304 300 288 304 225 234 314 304 406
705

245 324 340 299 324
545
457
317

350x35-BX160
675
481

460 457 500 457

330 317 330 335 310 335

280x21-R53
245
168
545
371 368 432 432 515

500

350x21-R57

245
610

457 500

425x21-R66
426
324
705

385
510 510
467
290

340

527x21-R74
508
460
855
628
600
405

Т а б л и ц а 21.5

Техническая характеристика двухфланцевых колонных головок (I и II типа) Воронежского механического завода (ГОСТ 30196–94)

Параметры фланца по ГОСТ 28919–91, мм?МПа
Размеры обвязываемых колонн, мм
Наименьший проходной диаметр, мм
Размеры, мм (см. рис. 21.11)
Высота отрезаемой части уплотняемой трубы, мм

нижнего
верхнего
бокового
уплотняемой
подве-шивае-мой
D
В
H
h

350x35
280x35
50x35
245 324 340 324 299 245 219
168
230 305 312 306 270 218
678
432 510 510 508 460 372
675
318
150

425x21
350x35
245
705
330
125

65x35

130 150* 165*

50x35
219 168

350x21
280x35 280x70
610 675
318

350x35


194


150*

767








Продолжение
т а б л. 21.5

Параметры фланца по ГОСТ 28919–91, мм?МПа
Размеры обвязываемых колонн, мм
Наименьший проходной диаметр, мм
Размеры, мм (см. рис. 21.11)
Высота отрезаемой части уплотняемой трубы, мм

нижнего
верхнего
бокового
уплотняемой
подве-шивае-мой
D
В
Н
h

230x70 425x70
50x70
245 340
140

675 990 610 560
410

321 420

540x35 350x21 350x14
273 168 140 168 178 146 168 178
308
560 372 350
820 675
155*

280x21
50x21
245
225
357
165*

760

350x21
610
372

280x35 280x35 350x35 230x70
50x35
219 245 324 219
140
200 218 305 200 225 218 225 230 225 238 270
675

425x21
245
705
460 390
345
140*

350x35
50x70
140
675
760 675 675
165*

280x70
245 245
408

350x70
350x105 350x21 425x21 350x21 350x35
168 178 140 168
245
770
510
760
380 380 440 322 330 322 345

150* 155*

280x105 280x35 350x35
50x105
885 610 705 610 675
522 362 460 367 390
900 675 675 680 690

50x35
140

324

280x35
65x35 гнениями.
245
168
238

?С двумя упло



21.2. ПРОТИВОВЫБРОСОВОЕ ОБОРУДОВАНИЕ

Оборудование противовыбросовое (ОП) представляет собой комплекс, состоящий из сборки превенторов, манифольда и гидравлического управления превенторами, предназначенный для управления проявляющей скважиной в целях обеспечения безопасных условий труда персонала, предотвращения открытых фонтанов и охраны окружающей среды от загрязнения в умеренном и холодном макроклиматических районах.

Область применения ОП – строительство и капитальный ремонт нефтяных и газовых скважин.

Основные задачи комплекса – сохранение находящегося в скважине бурового раствора и проведение операций по его замещению (глушение скважины) другим с требуемыми параметрами.

Комплекс ОП обеспечивает проведение следующих работ:

герметизацию скважины, включающую закрывание и открывание плашек (уплотнителя) без давления и под давлением;

спуск и подъем колонны бурильных труб при герметизированном устье, включая протаскивание замковых соединений, расхаживание труб, подвешивание колонны труб на плашки и удержание ее в скважине плашками при выбросе;

циркуляцию бурового раствора с созданием регулируемого противодавления на забой и его дегазацию;

768

оперативное управление гидроприводными составными частями оборудования.

Основные параметры ОП и его составных частей соответствуют требованиям ГОСТ 13862–90 и данным, приведенным в табл. 21.6.

В соответствии с ГОСТом предусмотрено 10 типовых схем обвязки ОП:

схемы 1 и 2 – с механическим (ручным) приводом превенторов;

схемы 3–10 – с гидравлическим приводом превенторов.

На рис. 21.12 приведены схемы 1, 3, 7 и 10. Схема включает блок пре-венторов (плашечные с ручным или гидравлическим управлением, кольцевой, соединительные катушки и крестовина), станцию гидроуправления превенторами и гидроуправляемыми задвижками и манифольд противо-выбросового оборудования, состоящий из блока глушения, блока дросселирования с запорной и регулирующей арматурой, напорных трубопроводов и блока сепаратора бурового раствора.

Типовые схемы обвязки ОП по ГОСТ 13862–90 устанавливают минимальное число необходимых составных частей блока превенторов и мани-фольда, которые могут дополняться в зависимости от конкретных условий строящейся или ремонтируемой скважины.

В ОП для бурения допускается уменьшение условного диаметра прохода линий, соединяемых с дросселем, и линий глушения до 50 мм, увеличение условного диаметра прохода линий дросселирования до 100 мм. При этом условный диаметр прохода боковых отводов устьевой крестовины должен быть не более условного диаметра прохода подсоединяемой линии манифольда.

Допускается также применять станции гидропривода с номинальным давлением из следующего ряда: 16; 25; 32; 40 МПа.

Условное обозначение ОП по ГОСТ 13862–90 состоит из слова «оборудование», шифра, построенного по приведенной ниже схеме, и наименования нормативно-технического документа на поставку или стандарта:

Т а б л и ц а 21.6

Основные параметры противовыбросового оборудования

Условный диаметр прохода ОП, мм
Рабочее давление, МПа
Условный диаметр прохода манифоль-да, мм
Номинальное давление станции гидропривода (для схем
3–10), МПа
Максимальный диаметр трубы, проходящей с тру-бодержателем (подвеской) через ОП, мм

для бурения
для ремонта

100
14;,21; 3,5 2 ; ) 70*1)
* *^№ 105
21; 35; 70 70 4); 105
21; 35*3); 70
21; 35
35; 70
14; 21
7; 14
80
50; 65; 80
10,5; 14; 21; 35

180
127

230
146

280
194

350
273

425
340

476
377

540
426

680
560

'1)Изготовитель 2)Изготовитель 3)Изготовитель

"4)Изготовитель

МНПЭК.

ПО «Баррикады».

ОАО «ВЗБТ».

Пермский машиностроительный завод.

769

Рис. 21.12. Типовые схемы обвязки противовыбросового оборудования по ГОСТ 13862–90: a – схема 1; a – схема 3; в – схема 7; г – схема 10; 1 – плашечный превентор; 2 – задвижка с ручным управлением; 3 – крестовина; 4 – манометр с запорным и разрядным устройствами; 5 – регулируемый дроссель с ручным управлением; 6 – гаситель потока; 7 –

770

Та б лиц а 21.7

Коррозионное исполнение ОП

Скважинная среда с объемным содержанием
Обозначение коррозионно-стойкого исполнения

СО2 – до 6 %
СО2 и H2S – до 6 % каждого
СО2 и H2S – до 25 % каждого
К1 К2 К3

Т а б л и ц а 21.8

Техническая характеристика ОП

Показатель
Типоразмер оборудования

ОП5-230х35-А
ОП-230х70-А
ОП-280х70
ОП-350х35 (ТУ 3661-006-07500846-96)

(ТУ 3-2451–91)
(ТУ 3-2533–94)
(ТУ 3-2496–92)

Номер схемы обвязки
5 и 6
5, 6 и 7
5, 6 и 7
5, 6, 7 и 8

оборудования по ГОСТ



13862-90



Условный диаметр



прохода, мм:



блока превенторов
230
280
350

Рабочее давление,



МПа:



плашечных превен-
35
70
35

торов и манифольда



Условный диаметр
73- 168
73- 168
60,3- 194,0
73-273

труб, уплотняемый



плашками превентора,



Номинальное рабочее
1
4
21,0
14 и 21

давление гидроуправ-



ления превенторами,



МПа



Состав комплекта ОП



(шифр):



кольцевой превен-
ПУ1 -230x35
ПУ1-230х35А
ПУ2-230х35
ПУ2-350х35

тор



плашечный превен-
ППГ-230х35
ППГ-230х70
ППГ-280х70
ППГ-350х35

тор



манифольд
МПБ5-80х35
МПБ6-80х70
МПБ6-80х70
МПБ5-80х35

гидроуправление
ГУП14
ГУП14
СУ21-65
СУ14-916

превенторами



Габаритные размеры
2762x880x2530
2950x880x3535
3100x1062x3222
2900x1250x3490

блока превенторов



(длина, ширина, высо-



та), мм



Масса полного ком-
17 094
23 278
37 565
39 900

плекта, кг



Изготовитель
ОАО «
ВЗБТ»
Пермский маш-завод им. Ленина
ОАО «ВЗБТ»

П р и м е ч а н и е. Д
ля всех указанн
ых типоразмеров
условный диаме
тр прохода мани-

фольда – 80 мм, рабоч
ее давление кол
ьцевого превенто
ра – 35 МПа,
температура сква-

жинной среды – 150 °С.



блок дросселирования; 8 – линия дросселирования; 9 – устье скважины; 10 – линия глушения; 11 – прямой сброс; 12 – вспомогательный пульт; 13 – гидроуправление превенторами с основным пультом; 14 – кольцевой превентор; 15 – отвод к сепаратору; 16 – задвижка с гидроуправлением; 17 – обратный клапан; 18 – отвод к буровым насосам; 19 – блок глушения; 20 – регулируемый дроссель с гидроуправлением; 21 – пульт управления дросселем; 22 – отвод к системе опробования скважины

771

диаметр условный прохода ОП, мм;

диаметр условный прохода манифольда, мм;

рабочее давление, МПа;

тип исполнения изделия по коррозионной стойкости – в зависимости от скважинной среды (табл. 21.7);

обозначение модификации, модернизации (при необходимости).

Пример условного обозначения ОП по схеме 6 на рабочее давление 35 МПа с условным диаметром прохода превенторного блока 280 мм и манифольдом с условным диаметром прохода 80 мм: оборудование ОП6-280/80?35, ГОСТ 13862–90.

То же для ОП по схеме 9 на рабочее давление 70 МПа с условным диаметром прохода превенторного блока 280 мм, превентором с перерезывающими плашками и манифольдом с условным диаметром прохода 80 мм: оборудование ОП9с-280/80?70, ГОСТ 13862–90.

В табл. 21.8 приведена краткая техническая характеристика ОП, поставляемого заводами России.

ПЛАШЕЧНЫЕ ПРЕВЕНТОРЫ

Плашечные превенторы предназначены для герметизации устья при наличии в скважине труб или в отсутствие их; применяют для эксплуатации в умеренном и холодном макроклиматических районах.

Плашечные превенторы обеспечивают возможность расхаживания колонны труб при герметизированном устье в пределах длины между замковыми или муфтовыми соединениями, подшивание колонны труб на плашки и ее удержание от выталкивания под действием скважинного давления.

Установлена следующая система обозначения плашечного превентора:

тип перевентора и вид привода – ППГ (плашечный с гидроприводом), ППР (плашечный с ручным приводом), ППС (плашечный с перерезывающими плашками);

конструктивное исполнение – с трубными или глухими плашками – не обозначается;

диаметр условный прохода, мм;

рабочее давление, МПа;

тип исполнения – в зависимости от скважинной среды (К1, К2, К3).

Плашечные превенторы с гидравлическим управлением предназначены для герметизации устья скважины в целях предупреждения выброса. Их изготовляют на Волгоградском заводе буровой техники (ОАО «ВЗБТ») и заводом им. Лейтенанта Шмидта (г. Баку). ВЗБТ выпускает плашечные пре-венторы ППГ–230?35 и ППГ–230?70.

Плашечный превентор ППГ–230?35 (рис. 21.13) состоит из корпуса 7

Рис. 21.13. Плашечный превентор ППГ–230?35:

1 – гайка; 2 – вал; 3 – шток; 4, 14 – крышки; 5 – шпилька; 6, 11 – откидные крышки с гидроцилиндром; 7 – корпус превентора; 8 – распределительный коллектор; 9 – армированное уплотнение; 10, 29, 34, 35 – винты; 12 – цилиндр; 13, 17, 18, 22 – резиновые уплотни-тельные кольца; 15 – вилка; 16 – поршень; 19 – пробка; 20 – паропровод; 21 – маслопровод; 23 – сальниковое кольцо; 24, 26 – пальцы; 25 – ось; 27 – втулка; 28 – пробка; 30 – обратный клапан; 31 – уплотнение плашки; 32 – вкладыш; 33 – корпус плашки; 36 – пружинное кольцо; a, a – полости для уплотнительного смазочного материала

772

7 2 3 и

9 70 77 72 73

27 26252b 23 22 27 Л

¦28

20 79 78 77 76

37 32 33 34-

 

и крышек 6, 11 с гидроцилиндрами. Корпус 7 представляет собой стальную отливку коробчатого сечения, имеющую вертикальное проходное отверстие диаметром 230 мм и горизонтальную сквозную прямоугольную полость, в которой размещаются и движутся плашки. Полость корпуса с обеих сторон закрывается откидными крышками 6 и 11, шарнирно подвешенными на корпусе. Крышки крепятся к корпусу 7 винтами 10. Такая конструкция превенторов позволяет быстро заменять плашки, не снимая превентора с устья бурящейся скважины даже при наличии в ней инструмента.

Плашечные превенторы укомплектовывают следующими плашками: трубными, каждая пара из которых уплотняет трубы определенного размера; глухими, герметизирующими скважину в отсутствие в ней инструмента.

Специальные треугольные выступы на вкладышах трубных плашек обеспечивают принудительное центрирование колонны труб при закрывании превентора. Плашку в собранном виде насаживают на Т-образный паз штока и вставляют в корпус превентора.

Каждая плашка перемещается поршнем 16 гидравлического цилиндра 12. От коллектора 8 по масплопроводам 21 и через поворотное ниппельное соединение масло под давлением поступает в гидроцилиндры. Палец 24 служит визуальным указателем положения «Открыто – закрыто» плашек превентора, палец 26 – указателем положения фиксатора плашек. Для фиксации плашек в положении «Закрыто» с помощью ручного привода необходимо вращать штурвалы по часовой стрелке; через вилку 15 вращение передается на вал 2, по которому передвигается гайка 1 с пальцем 26 до упора в шток 3. Полость плашек превенторов в зимнее время при температуре ниже –5 °С следует обогревать паром, подаваемым в паропровод 20 корпуса превентора через отверстие в нем.

Крышка корпуса уплотняется армированным уплотнением 9.

Для аварийного уплотнения штока в случае изнашивания (или прорыва) уплотнительного элемента на крышках превентора имеются специальные приспособления, состоящие из винта 29 и обратного клапана 30. Полость a при эксплуатации заполняется пластичным уплотнительным смазочным материалом для фонтанной арматуры. Уплотнение штока достигается за счет нагнетания смазочного материала под давлением в полость a. Давление создается винтом 29. При проверке герметичности уплотнитель-ных элементов штока полость a следует держать открытой (с вывинченной пробкой 19).

На рис. 21.14 показана деталировка двойного плашечного превентора, а на рис. 21.15 – плашки превенторов.

Пример условного обозначения плашечного превентора с гидроприводом, условным диаметром прохода 350 мм на рабочее давление 35 МПа для сред типа К2: ППГ – 350?35К2.

Рис. 21.14. Превентор плашечный двойной (Ду = 180 мм, ру = 70 МПа) Воронежского механического завода:

1 – корпус; 1A – фланец корпуса; 1A – боковые отводы из-под плашек с фланцами; 2A – обратный клапан с уплотнением; 2A – втулка с уплотнением; 2N – пробка с уплотнением; остальные детали 2 с буквами D, E, F, J, K, L, M, N, P, Q, R, S, T, U, Z – уплотнительные кольца; 3 – болт крепления крышки и промежуточного фланца корпуса; 4 – гидроцилиндр; 5 – поршень гидроцилиндра; 6, 13 – поршень закрывания и открывания крышки; 7 – болт крышки; 8, 16 – шпильки; 9 – гайка; 10, 10A – корпус фиксатора плашки; 11 – фиксатор плашки; 12 – крышка; 14 – цилиндр для открывания крышки; 15 – промежуточный фланец корпуса

774

7 8 3

10,10А

 

21 \ ^ 2S

Т а б л и ц а 21.9

Техническая характеристика плашечных превенторов


Типоразмер превентора





ППР-180х21(35)
ППГ-230х35
ППГ-230х70
ППГ-280х70
ППГ-350х35
ППГ-180х70КЗ
ППГ2-180х70КЗ

Условный диаметр прохода, мм
180
230
280
350
180

Рабочее давление, МПа:
21 (35)
35
70
35
70

пробное
42 (70)
70 105
70
105

в системе гидроуправления

10,0
10,5
14,0
21

Тип управления
Ручной

Гидравлический


Диаметр условных труб, уплотняе-
42- 140
73- 168
60-194
73-273
33- 127

мый плашками, мм






Нагрузка на плашки, кН (тс):







от массы колонны труб
560 (56)
1100 (110)
2700 (270)
2500 (250)
1600 (160)


выталкивающая
160 (16)
450 (45)
800 (80)
1100 (110)
560 (56)


Габаритные размеры (длина, шири-
1800x540x540
2085х670х
2630х790х
310x660x950
2900x1250х


на, высота), мм

х310
х405

х450


Масса, кг
1315
840
1660
5900
2700


Изготовитель
ПО «Баррикады»
ОАО «ВЗБТ»
Пермский
ОАО
Воронежский механический



машзавод им.
«ВЗБТ»
завод



Ленина



Т а б л и ц а 21.10 Техническая характеристика плашечных превенторов, изготовляемых НПП «Сиббурмаш»

Показатель
Типоразмер превентора

ПМТ-125х21
ПМТК-125х21
ПМТ-156х21
ПМТК-156х21
ПМТР-156х35
ПМТ2-156х21

Условный диаметр прохода, мм 125 156
Рабочее давление, МПа 21 21 35 21
Диаметр уплотняемых труб, мм 0; 33; 42; 48; 60; 73; 89 0; 33; 42; 48; 60; 73; 89; 102; 114
Диаметр присоединительного флан- 180?21 180?35 180?21
ца, мм
Габаритные размеры, мм:
длина 1040 1185 1240 1185
ширина 380 395 380
высота 480 560 480 590 576 590
Масса, кг 260 280 290 310 320 520
П р и м еч а н и е. Для указанных типоразмеров диаметр уплотняемого геофизического кабеля – 0, 6, 9, 11, 16 мм; привод плашек – ручной; центратор трубы – сменный.

Рис. 21.15. Плашки превенторов ОАО «ВЗБТ»:

a – глухая; a – трубная; 1, 3 – уплотнения плашки; 2 – корпус плашки

Плашечные превенторы поставляют в комплекте противовыбросового оборудования или россыпью.

Технические характеристики плашечных превенторов даны в табл. 21.9–21.11.

Основные показатели надежности плашечного превентора обеспечивают периодическую проверку его на функционирование путем закрытия на трубе, опрессовкой буровым раствором или водой и открытия, а также возможностью расхаживания бурильной колонны на длине трубы под избыточным давлением. Показатели надежности плашечных превенторов установлены ГОСТ 27743–88.

777

Т а б л и ц а 21.11

Техническая характеристика плашечных превенторов, выпускаемых Воронежским механическим заводом и ОАО «Станкотехника»


Типоразмер превентора




ППР-103х21
ПП-180х21 ПП-180х35
ПП2-230х21 ППГ2-230х21

Условный диаметр про-
103
180
230

хода, мм




Рабочее давление, МПа
21
21 | 35
21

Диаметр уплотняемых

60; 73; 89; 102; 114
0,48; 60; 73;
48; 60; 73; 89;

труб, мм


89; 102; 114; 168
102; 114; 127; 140; 146; 168

Диаметр уплотняемого
2; 5 (4; 6)
6; 9; 11; 16

кабеля, мм



Привод плашек

Ручной

Гидравлический

Давление пара в камере


0,1

обогрева, МПа, не более




Тип соединения с другим
На резьбе
Фланец
Фланец
Фланец 230?21

оборудованием

180x21
180x35


Габаритные размеры, мм:




длина
915
1500
1518
1984
2210

ширина
292
636
662
722
790

высота (с фланцами)
1070
744
824
1000
1035

Масса, кг, не более
270
1150
1300
1750
4670

УНИВЕРСАЛЬНЫЕ (КОЛЬЦЕВЫЕ) ПРЕВЕНТОРЫ

Кольцевые превенторы предназначены для герметизации устья скважины при наличии колонны труб или в отсутствие ее.

Установлена следующая система обозначения кольцевых превенторов: ПУ – превентор кольцевой (универсальный); конструктивное исполнение;

1 – с конической наружной поверхностью уплотнителя;

2 – со сферической наружной поверхностью уплотнителя; диаметр условный прохода, мм; рабочее давление, МПа. Кольцевой уплотнитель универсального превентора должен позволять:

протаскивание колонны труб общей длиной не менее 2000 м при давлении в скважине не более 10 МПа с замковыми муфтовыми соединениями со специальными фасками, снятыми под углом 18°; расхаживание и проворачивание колонны; открытие и закрытие превентора на расчетное число циклов; быструю замену кольцевого уплотнителя без демонтажа превен-тора.

Универсальный превентор ПУ1–230?35 (рис. 21.16) состоит из корпуса 3, крышки 1, плунжера 5, кольцевого уплотнителя 4, втулки 9. Корпус, плунжер и крышка – стальные отливки ступенчатой формы. Крышку ввинчивают в корпус с помощью прямоугольной резьбы. Кольцевой уплотнитель – массивное резиновое кольцо, армированное металлическими вставками двутаврового сечения.

Корпус, плунжер и крышка образуют в превенторе две гидравлические камеры a и a, изолированные манжетами. Камера a – распорная и служит для открытия превентора, камера a – запорная и служит для его закрытия. Под давлением масла, подаваемого в запорную камеру из системы гидроуправления, плунжер движется вверх, перемещая кольцевой уплотнитель; последний при этом герметизирует устье скважины вокруг любой части бурильной колонны, а также в ее отсутствие. Для открытия пре-778

Рис. 21.16. Универсальный превентор ПУ1–230?35:

1 – крышка; 2 – ограничитель; 3 – корпус; 4 – кольцевой уплотнитель; 5 – плунжер; 6

манжета; 7 – уплотнительное кольцо; 8 – штуцер; 9 – втулка

Рис. 21.17. Уплотнители кольцевых превенторов типа ПУ1 (a) и типа ПУ2 (б)

 

вентора масло подается в распорную камеру, плунжер перемещается вниз, кольцевой уплотнитель расширяется, принимая первоначальную форму. Жидкость из запорной камеры вытесняется в сливную линию гидравлического управления.

Уплотнители (рис. 21.17) обеспечивает герметизацию устья при спущенных в скважину трубах диаметром до 194 мм. Время закрытия превен-тора – 30 с.

Конструкция универсальных превенторов ПУ1–280?35, ПУ1–350?35 аналогична конструкции ПУ1–230?35.

ВРАЩАЮЩИЕСЯ ПРЕВЕНТОРЫ

Превенторы вращающиеся (ПВ) предназначены для автоматической герметизации устья скважины вокруг любой части бурильной колонны, в том числе ведущих, утяжеленных, насосно-компрессорных, а также замковых соединений бурильных труб, при ее вращении, расхаживании, наращивании и выполнении спускоподъемных операций. Устанавливают

ПВ над блоком превенто-ров взамен разъемного желоба для отвода бурового раствора к блоку очистки циркуляционной системы буровой установки.

ПВ применяют при бурении с промывкой аэрированным буровым раствором, продувкой газообразными агентами, обратной промывкой, регулированием дифференциального давления в системе скважина – пласт, а также при вскрытии продуктивных пластов на «равновесии» и с депрессией в климатических условиях широкого диапазона зон по ГОСТ 15150– 69.

Рис. 21.18. Роторный герметизатор ЦКБ «Титан»: 1 – вкладыш; 2, 7 – уплотнения; 3 – ствол; 4 – роликоподшипники радиально-упорные;

5 – корпус съемного патрона;

6 – байонетная гайка; 8 – боковой отвод с фланцем; 9 – уплотнитель герметизатора; 10 – корпус герметизатора; 11 – присоединительный фланец

780

Превенторы под названием «роторный герметизатор» выпускают на опытном производстве ЦКБ «Титан» в г. Волгограде.

Техническая характеристика роторных герметизаторов приведена в табл. 21.12, а общий вид показан на рис. 21.18.

Техническая характеристика ПВ конструкции СевКавНИПИгаза и Воронежского механического завода дана в табл. 21.13, а общий вид изображен на рис. 21.19.

Основные узлы и детали ПВ – корпус, съемный патрон с металлоре-зиновым уплотнителем и узлом из подшипников, зажимы для рабочей трубы и байонетная гайка. Вращающийся ствол с неподвижным корпусом герметизируется системой резиновых манжетных уплотнений, предотвращающих проникновение промывочной жидкости в подшипниковый узел.

Т а б л и ц а 21.12

Техническая характеристика роторных герметизаторов ЦКБ «Титан»


Типоразмер герметизатора




180x21
230x14
280x21
350x35

Условный диаметр прохода
180
230
280
350

корпуса, мм



Условный диаметр прохода
180
180
180
230

бокового отвода, мм



Наружный диаметр уплотни-

73; 89; 114; 127; 140

телей для труб, мм


Типоразмеры фланцев,



ммхМПа:



нижнего
180x21
230x14
280x21
350x35

бокового
180x21
180x21
180x21
230x14

Габаритные размеры (высота,
1200x730x490
1200x730x490
1200x730x545
1255x730x675

длина, ширина), мм



Масса, кг
960
1120
1200
1350

П р им еч а ние. Для указанных типораз
меров диаметр прохода в съем
ном патроне –

208 мм; наружный диаметр – 442 мм; рабоче
е давление при вращении патро
на – 3,5 МПа, – 100 мин–1.

без вращения – 7,0 МПа; максимальная частот
а вращения съемного патрона

Т а б л и ц а 21.13

Техническая характеристика вращающихся превенторов

Типоразмер превентора



ПВ1-С-280x7
ПВ 1-С-350x7
ПВ 1-С-425x7
ПВ6-С-280x14

Диаметр проходного отвер-
280
350
425
280

стия по фланцу, мм



Рабочее давление, МПа:



при вращении
3,5
7,0

без вращения
7,0
14,0

Условный диаметр уплотняе-
60; 73; 89; 114; 140
14; 127

мых бурильных и насосно-

компрессорных труб, мм

Габаритные размеры (высота,
695x775x475
695x775x475
695x775x475
1220x940x605

длина, ширина), мм



Масса, кг
475
610
720
1200

Изготовитель
Опытное производство СевКавНИПИгаза
Воронежский
механический
завод

781

Рис. 21.19. Вращающиеся превенторы СевКавНИПИгаза и Воронежского механического завода:

a - типов ПВ1-С-(280, 350, 425)х7; a - типа ПВ6-С-280х14; 1 - корпус; 2 - уп-лотнительный элемент; 3 - байонетная гайка; 4 - насос; 5 - привод насоса; 6 -вкладыш ведущей трубы; 7 – корпус патрона; 8 – узел подшипников; 9 – вращающийся ствол; 10 – узел шевронного уплотнения

ФЛАНЦЕВЫЕ КАТУШКИ И КРЕСТОВИНЫ

Для соединения с колонной головкой, а также между собой плашечных, кольцевого и вращающегося превенторов используют соединительные и переходные фланцевые катушки и крестовины (табл. 21.14).

Т а б л и ц а 21.14

Техническая характеристика автоматических соединительных и переходных фланцевых катушек и крестовин

Условный диаметр прохода, мм
Типоразмер фланцевого соединения, мм?МПа
Высота фланцевой катушки, мм
Высота крестовины?, мм

230
230x35 230x70 280x70 350x35 425x21
406 440 535 440 455
630 690 634 560 525

280 350 425

?Определена с отв
одами диаметром 80 мм
.

УСТАНОВКИ ГИДРОУПРАВЛЕНИЯ ПРОТИВОВЫБРОСОВЫМ ОБОРУДОВАНИЕМ

Установки предназначены для оперативного дистанционного управления превенторами и гидроуправляемыми задвижками.

Противовыбросовое оборудование комплектуется станциями гидропривода типов ГУП-14, СУ14-916, СУ21-625, СУ21-875 и СУ21-1375. Кроме того, ЦКБ «Титан» разработана СУ-25/10-1250-ОП10с.

Техническая характеристика станций гидроуправления превенторами приведена в табл. 21.15, общий вид станции ГУП14 показан на рис. 21.20.

Гидроуправление состоит из насосно-аккумуляторного блока с основным пультом управления, вспомогательного пульта и соединительных металлических трубопроводов с шарнирными соединениями.

Пневмогидроаккумуляторы служат для накопления гидравлической энергии за счет сжатия инертного газа в целях сокращения времени на операции дистанционного закрывания-открывания уплотнительных элементов плашечных и кольцевого превенторов и задвижек манифольда и обеспечения ее работы при отключении электроэнергии на буровой. Общий вид сферического пневмогидроаккумулятора приведен на рис. 21.21. Гидроуправление типа СУ21-625 и другие оснащены пневмогидроаккумуля-торами цилиндрической формы.

В случае отключения электроэнергии или неполадок в насосе жидкость в аккумулятор закачивают ручным или пневмоприводным насосом.

Из аккумулятора жидкость под давлением с помощью распределителей поступает в гидрокамеры плашечного или кольцевого превенторов и задвижек, закрывая или открывая при этом превенторы и задвижки.

783

Рис. 21.20. Станция гидроуправления ГУП-14 ОАО «ВЗБТ»:

a – основной пульт; a – гидроаккумуляторная станция с основным пультом; 1 – корпус; 2 – панель приборов; 3 – манометр; 4 – редукционный клапан; 5 – рукоятка управления; 6 – электрооборудование; 7 – вентиль; 8 – блок кранов; 9 – выключатель; 10 – щуп; 11 – звонок громкого боя; 12 – масляный бак; 13 – заливная горловина; 14, 15 – предохранительный и обратный клапаны; 16 – электродвигатель; 17, 18 – аксиально-поршневой и ручной насосы; 19 – пневмогидроаккумулятор

 

Рис. 21.21. Пневмогидроаккумулятор гидроуправления превенторами ОАО «ВЗБТ»: 1 – корпус; 2 – крышка; 3 – колпак; 4 – переходник; 5 – кислородный вентиль; 6 – болт с шайбой; 7 – гайка; 8 – шпилька; 9 – табличка; 10 – заклепка; 11 – разделительная диафрагма

Т а б л и ц а 21.15

Техническая характеристика станций гидроуправления превенторами

Показатель

Рабочее давление жидкости в пневмогидроаккуму-ляторах, МПа Число точек управления Вместимость масляного бака, л

Давление зарядки азотом пневмогидроаккумулято-ров, МПа

Объем жидкости в пнев-могидроаккумуляторах при номинальном рабочем давлении, л Тип основного насоса

ГУП-14

14,0

6 402

7,5

212

Аксиально-поршневой

Типоразмер станции

СУ21-625 СУ21-875 СУ21-1375 СУ25-1250-ОП10с

1500

340

470

25,0

8 10,0

755

Плунжерный

1400

750

785

П р о до л ж ен ие т а б л. 21.15

Типоразмер станции



ГУП-14
СУ21-625 СУ21-875 СУ21-1375
СУ25-1250-ОП10с

Тип привода вспомога-
Ручной
Пневматический

тельного насоса


Число регулирующих кла-
1
2

панов


Мощность электропривода
11,0
34,0
17,0

основного насоса, кВт


Производительность ос-
17,1 и 50,0
Нет свед.

новного насоса, л/мин


Габаритные размеры (дли-


на, ширина, высота), мм:

| |

основного пульта и на-
2090х1490х
4500x2100x2700
4650x2100x2660

сосной аккумуляторной
х1770

станции


вспомогательного пуль-
440x1030x1883
760x410x200
570x180x730

та Масса, кг:




основного пульта и на-
1530
5450
6000
7500
5700

сосной аккумуляторной




станции




вспомогательного пуль-
194
25
30
30
27,5

та
комплекта трубопрово-
Нет свед.
3500
3132

дов длиной 30 м


Изготовитель
ОАО «ВЗБТ»
Воткинский завод
ЦКБ «Титан»

МАНИФОЛЬДЫ

Манифольды предназначены для обвязки блока превенторов противовыбросового оборудования в целях управления нефтяной или газовой скважиной в процессе ликвидации газонефтепроявления.

В соответствии с ГОСТ 13862–90 предусмотрено пять схем обвязки манифольдов (рис. 21.22) с условным диаметром прохода 50, 65 и 80 мм.

Манифольд противовыбросового оборудования состоит из коренных задвижек с ручным или ручным и гидравлическим управлением, двух блоков – дросселирования и глушения, включающих задвижки с ручным управлением, обратный клапан, регулируемые дроссели с ручным и дистанционным управлением, крестовины, тройники, гасители потока, показывающие манометры с разделителями сред, а также из напорных трубопроводов и пакетов трубопроводов низкого давления.

Установлена следующая система обозначения манифольдов:

Рис. 21.22. Схемы обвязки манифольдов противовыбросового оборудования по ГОСТ 13862– 90:

a – на давление до 14 МПа для ОП с ручным управлением; a – на давление до 35 МПа для ОП с гидроуправлением; в – на давление 35–70 МПа для ОП с гидроуправлением; г – на давление 35 и 70 МПа для ОП с гидроуправлением и двумя крестовинами в превенторном блоке; д – на давление 35–105 МПа для ОП с гидроуправлением и в коррозионно-стойком исполнении; 1 – линия глушения; 2 – задвижка с ручным управлением; 3 – блок превенто-ров (устье скважины); 4 – линия дросселирования; 5 – манометр с запорным и разрядным устройствами и разделителем сред; 6 – блок дросселирования; 7 – прямой сброс; 8 – гаситель потока; 9, 16 – регулируемый дроссель с ручным и гидроуправлением; 10 – отвод к буровому насосу или насосному агрегату; 11 – обратный клапан; 12 – блок глушения; 13 – задвижка с гидроуправлением; 14 – отвод к сепаратору или трапно-факельной установке; 15 – пульт управления дросселем; 17 – верхняя крестовина блока превенторов; 18 – кованый тройник; 19 – отвод к системе пластоиспытателя в процессе бурения

786

Рис. 21.23. Манифольд МПО6–80?70 Воронежского механического завода: 1 – ответный фланец; 2 – обратный клапан; 3 – тройник с манометром; 4 – линия глушения; 5 – задвижка с гидроприводом; 6 – блок превенторов; 7 – датчик давления; 8 – игольчатый вентиль; 9 – разделитель сред; 10 – показывающий манометр; 11 – дроссель с ручным приводом; 12, 17 – адаптерный и инструментальный фланцы; 13 – пробка; 14 – гаситель потока; 15 – задвижка с ручным приводом; 16 – крестовина; 18 – сепаратор бурового раствора

М – манифольд;

П – противовыбросовый;

Б – для бурения (буровой);

3–10 – номер схемы по ГОСТ 13862–90;

80 – условный диаметр прохода трубопроводов, запорной и регулирующей арматуры, мм;

35, 70 – рабочее давление напорных трубопроводов, запорной и регулирующей арматуры, фитингов для их обвязки в блоках, МПа;

К2, К3 – тип коррозионно-стойкого исполнения (в обычном исполнении знак не указывается).

Манифольды выпускают под шифрами МПБ5–80?35, МПБ6–80?35, МПБ5–80?70, МПБ6–80?70, МПБ7–80?70 и МПО6–80?70.

Общий вид манифольда МПО6–80?70 Воронежского механического завода приведен на рис. 21.23. Отличительной особенностью этого мани-фольда является то, что корпуса крестовин, тройников, приварных фланцев, демпферов, угловиков, задвижек и обратных клапанов выполнены из кованых заготовок.

По требованию потребителя в состав манифольда может быть включен сепаратор бурового раствора с требуемой характеристикой или трапно-факельная установка.

Техническая характеристика манифольдов, серийно выпускаемых заводами России, приведена в табл. 21.16.

Блок дросселирования состоит из смонтированных на транспортной раме двух или трех регулируемых дросселей, один или два из которых – с

788

Т а б л и ц а 21.16 Техническая характеристика манифольдов противовыбросового оборудования

Показатель
Типоразмер манифольда

МПБ5-
МПБ6-
МПБ7-
МПБ7-
МПО5-
МПО6–

80x35
80x35
80x35
80x70
80x70
80x70

Давление,





МПа:





рабочее
35

70

пробное
70

105

Скважинная
Нефть, газ, газоконденсат, пластовая вода, буровой
Газ, газоконденсат с со-

среда
раствор, буровой шлам и их смеси
держанием H2S до 6 %, механические примеси

Максимальная
100
До 90

температура



скважинной



среды, °С



Тип запорного
Прямоточные шиберные задвижки

устройства
ЗМ-80х35
ЗМ-80х70
3 1/16?–10М с гидро-

ЗМ-80Гх35
ЗМ-80Гх70
приводом 3 1/16?–10М ручная

Тип регули-





рующих уст-





ройств (дрос-





селей):





с ручным
ДР-80х35 ДР-80х70
3 1/16"-10М

управлением
|


с гидро-


ДР-80х35
ДРГ-80х70

3 1/16"

управлением





10М

(с пульта





ПДР1 или





ПДР2)





Масса (без се-
8628 9003 9650 14 250
Нет свед.

паратора), кг
1 1 1


Изготовитель
ОАО «ВЗБТ»
Воронежский механический завод

Примеча
ние. Для указанных типоразмеров условный диаметр прохода равен 80 мм.

гидравлическим управлением (кроме манифольдов по схемам 1–5, в которых оба дросселя имеют ручное управление), задвижек с ручным управлением, крестовин, тройников, гасителей потока, монтажных узлов, датчиков давления, показывающих манометров с разделителями сред (предохранителей манометра от засорения).

Блок глушения включает смонтированные на транспортной раме тройник, задвижки с ручным управлением, обратный клапан, показывающий манометр с разделителем сред и запорным устройством.

Предохранитель манометра предназначен для защиты от зашламления твердой фазой бурового раствора (рис. 21.24). Он оснащен игольчатым вентилем и разрядным клапаном.

Обратный клапан служит для предотвращения попадания в обвязку насосов или насосных агрегатов пластового флюида при их остановке в процессе глушения скважины. Общий вид обратного клапана ОАО «ВЗБТ» показан на рис. 21.25.

Блок сепаратора предназначен для разделения на фазы газожидкостной смеси бурового раствора с пластовым флюидом, направления потока газовой фазы на рассеивание в атмосферу или на факельный стояк для сжигания, возврата бурового раствора в циркуляционную систему буровой установки в процессе ликвидации газонефтепроявления при строительстве глубоких скважин на нефть и газ.

789

Рис. 21.24. Предохранитель манометра с разде- Рис. 21.25. Обратный клапан блока глу-лителем сред ОАО «ВЗБТ»: шения манифольда ОАО «ВЗБТ»: 1 – корпус; 2 – разрядный клапан; 3 – иголь- 1 – пружина; 2 – корпус; 3 – седло чатый вентиль; 4 – крышка; 5 – гайка; 6 – клапана; 4 – шар; 5 – крышка

поршень

Сепараторы подразделяют на две категории – низкого (СРБ) и высокого (П12.10) давления. В сепараторах низкого давления (до 0,04 МПа) имеется внутренний гидрозатвор, высота которого определяет максимальное рабочее давление (рис. 21.26). В сепараторах высокого давления (более 0,04 МПа) предусмотрен регулятор уровня жидкости, обеспечивающий его нормальную работу независимо от давления (рис. 21.27). Техническая характеристика сепараторов приведена в табл. 21.17.

При строительстве скважин на месторождениях, в продукции которых содержится значительное количество (более 6 %) сероводорода и углекислого газа, используют трапно-факельные установки, состоящие из сепаратора, вакуумного дегазатора, вакуумных компрессоров, шламовых насосов, эжекторного насоса, факельного стояка, обвязанных вместе трубопроводами с запорной и предохранительной арматурой и показывающими приборами.

Пакет напорных труб и трубных секций включает четыре напорные трубы длиной 8 м, воспринимающие рабочее давление манифольда 35 и 70 МПа и опрессованные соответственно на 70 и 105 МПа, и 10 трубных секций, опрессованных на давление 21 МПа. Общая длина трубной обвязки составляет 112 м.

Задвижки шиберные прямоточные типа ЗМ предназначены для пере-

790

Рис. 21.26. Схема сепаратора бурового раствора СРБ-1 конструкции ВНИИКрнефти: 1, 3 – нижний и верхний люки; 2 – несущая труба; 4 – патрубок для рассеивания газа; 5 – газовый патрубок; 6 – камера первичной сепарации; 7 – манометр; 8 – патрубок слива рабочей жидкости – гидрозатвор; 9 – патрубок ввода газожидкостной смеси; 10 – корпус; 11 – патрубок слива остаточной жидкости

Рис. 21.27. Сепаратор П12.10 конструкции ОАО «ВЗБТ»:

1 – патрубок ввода газожидкостной смеси;

2 – патрубок сброса газа; 3 – крышка; 4 – блок решеток; 5 – обечайка; 6 – тарелка; 7 – корпус; 8 – поплавок; 9 – шиберный затвор; 10 – фланец; 11 – запорный кран; 12 – нижний люк

крытия линий глушения и дросселирования манифольда противовыбросо-вого оборудования.

Задвижки выпускают с ручным и гидравлическим управлением следующих типоразмеров:

ЗМ–80?35 и ЗМ–80Г?35 по ТУ 3-2451–91 «Оборудование противо-выбросовое ОП–230/80?35-А ОАО «ВЗБТ»;

ЗМ–80?70 и ЗМ–80Г?70 по ТУ 3-2533–94 «Оборудование противо-

791

Техническая характеристика сепараторов

Т а б л и ц а 21.17

Сепаратор конструкции



ВНИИКРнефти
ОАО «ВЗБТ»

Рабочее давление (максимальное), МПа, не более
0,04
0,07

Высота гидрозатвора, мм, не более
1800

Тип регулятора уровня жидкости в сепараторе

Механический с поплавком

Пропускная способность:

по жидкости, м3/ч (л/с)
200 (56)
108 (30)

по газу, нм3/ч (нм3/с)
10 000 (2,77)
6000 (1,67)

Диаметр газоотводного патрубка, мм
150
200

Габаритные размеры блока сепаратора, мм:

длина
1020
1840

ширина
1020
1720

высота
5700
4050

Масса сепаратора, кг
2300
2260

Изготовитель
Хадыженский и Краснодарский машиностроительные заводы
ОАО «ВЗБТ»

П р и м е ч а н и е. Для обеих конструкций диаметр корпуса – 1020 мм, диаметр патрубка

ввода газожидкостной смеси – 100 мм, диаметр патрубка слива жидкости
– 280 мм.

выбросовое ОП–230/80?70-А ОАО «ВЗБТ» и ТУ 3-2496–92 «Оборудование противовыбросовое ОП-280/80?70 Пермского машиностроительного завода им. Ленина».

Воронежским механическим заводом выпускаются шиберные задвижки по стандарту АPI 6А (17-е издание) из низколегированных и коррозионно-стойких сталей, рассчитанные на давление от 14 до 105 МПа, для применения в обычных и коррозионных средах, содержащих сероводород и углекислый газ до 25 % по объему каждого в различных климатических зонах с температурой окружающей среды от –60 до +60 °С. Запорным устройством задвижки служит шибер с уплотнением типа металл – металл.

УСТРОЙСТВО И РАБОТА ОСНОВНЫХ ЧАСТЕЙ МАНИФОЛЬДА

Задвижка с ручным управлением ЗМ–80?70. Прямоточная задвижка с перемещающимися седлами предназначена для установки в ма-нифольде противовыбросового оборудования при работе в абразивных средах (рис. 21.28).

Шпиндель задвижки – выдвижной, в связи с чем предусмотрен уравновешивающий шток, опора – шарикоподшипники, седла – сменные, шибер – плоский. Пробки в днище задвижки позволяют периодически промывать корпус и заполнять его смазочным материалом. Затвор задвижки состоит из помещенных в расточке корпуса 6 седел 12, которые с помощью тарельчатых пружин 7 прижаты к плоскому шиберу 13. В канавку корпуса седла вставлено О-образное резиновое уплотнение 11. При подаче давления седло со стороны входа среды перемещается вместе с отжимаемым шибером и седлом в сторону выхода среды до упора в торец расточки корпуса. Это перемещение, происходящее под действием гидравлического перепада давления по уплотняемым диаметрам кромки корпуса седла и резинового уплотнения 11, создает на уплотняющих поверхностях необходи-792

Рис. 21.28. Задвижка с ручным управлением Рис. 21.29. Задвижка с гидроуправлением

ЗМ–80?70 ЗМГ–80?70:

1 – винт; 2 – гидроцилиндр; 3 – резиновое кольцо; 4 – шток; 5 – ограничитель; 6 – манжета; 7 – гайка; 8 – шибер; 9 – уравновешивающий шток; 10 – крышка; 11 – корпус; 12 – штуцер

мое давление, которое обеспечивает герметизацию затвора. Управление задвижкой осуществляется вращением маховика 1. Задвижки снабжены указателями открытия, риски которых нанесены на крышке 8 уравновешивающего штока 10.

793

Для уменьшения усилия вращения шпиндель установлен на упорных шарикоподшипниках 2, насаженных на подшипниковую втулку 3, соединенную со шпинделем 4 резьбой. При вращении подшипниковой втулки с помощью маховика 1 шпиндель движется вверх или вниз, перемещая шибер 13, с которым он соединен Т-образным пазом. Управление задвижкой облегчается также установкой уравновешивающего штока 10, который с помощью Т-образного паза соединен с нижней часть шибера. Шпиндель и уравновешивающий шток уплотняются с помощью набора манжет 5 и 9.

Для предотвращения скопления механических примесей внутри корпуса задвижки предусмотрена возможность заполнения его смазочным материалом через отверстия, закрытые пробками. Через эти же отверстия спускается жидкость и промывается корпус. Через масленку 14 периодически набивают смазочный материал в подшипники.

Задвижка ЗМГ–80?70 с гидроуправлением. Прямоточная задвижка с перемещающимися седлами (рис. 21.29) предназначена для установки в манифольде противовыбросового оборудования. Управление осуществляется с помощью гидроцилиндра двойного действия с демпфером; максимальное рабочее давление – 10 МПа. Штоковая часть поршня (шпиндель) выдвижная, в связи с чем предусмотрен уравновешивающий шток. Задвижка имеет плоский шибер и сменные седла. Возможно ручное открытие задвижки.

Пробки в днище задвижки позволяют периодически промывать корпус и заполнять его смазочным материалом. Управлением задвижкой осуществляется подачей рабочей жидкости (масла) в верхнюю и нижнюю полости гидроцилиндра 2 через штуцеры 12. Поршень уплотняется О-образными резиновыми кольцами 3, штоковая часть поршня – набором манжет. Задвижка имеет указатель открытия – закрытия, риски которого нанесены на крышке 10 уравновешивающего штока 9. Гидроцилиндр снабжен демпфирующим устройством, позволяющим ослабить удары в конце рабочего хода.

Демпфирование осуществляется следующим образом: в конце рабочих ходов выступы поршня входят в соответствующие расточки крышек, запирая в них некоторый объем рабочей жидкости, которая вытесняется в сливную линию через зазор, ослабляя удар.

В случае выхода из строя гидроуправления предусмотрено ручное открывание задвижки, осуществляемое вращением маховика по часовой стрелке. После ручного открывания задвижки необходимо вывернуть винт 1 до упора его в крышку цилиндра, вращая маховик против хода часовой стрелки. Только после этого можно снова пользоваться гидравлическим управлением. Для уменьшения трения при ручном открывании упорная часть винта 1 и соответствующая ему верхняя часть поршня выполнены сферическими с большой степенью чистоты.

Технические характеристики задвижек приведены в табл. 21.18 и 21.19.

Регулируемый дроссель ДР–80?35 предназначен для бесступенчатого регулирования противодавления на пласт в процессе циркуляции бурового раствора (рис. 21.30). Дросселирование осуществляется вращением маховика 1, перемещающего конический наконечник 5 относительно насадки 6, что приводит к изменению сечения кольцевой щели. Для снижения момента трения в резьбе шпинделя в крышку 3 корпуса 4 запрессована втулка 2

794

Техническая характеристика задвижек

Т а б л и ц а 21.18

Типоразмер задвижки


ЗМ-80x35 ЗМ-80Гх35
ЗМ-80x70 ЗМ-80Гх70

Давление рабочее/пробное,
35/70
70/105

МПа



Управление задвижкой
Ручное Дистанционное
Ручное Дистанционное

гидравлическое
гидравлическое

Скважинная среда
Буровой раствор, буровой шлам, нефть, газ, газоконденсат,

пластовая вода и их смеси

Диаметр гидроцилиндра, мм

105

150

Давление управления, МПа

10,0

14,0

Габаритные размеры, мм:



длина
470
620

ширина
360
300

высота
900 1285
1000 1175

Масса, кг
129 155
339 377

Изготовитель
ОАО «ВЗБТ»
ОАО «ВЗБТ» и Пермский машзавод им. Ленина

П р им еч а ния: 1. Для указанных типоразмеров условный диаметр прохода – 80 мм; максимальная температура скважинной среды – 120 °С. 2. Перед сдачей в эксплуатацию

внутреннюю полость всех задвижек заполняют смазочным материалом Арматол-238 по ТУ

38-101812-83.

Т а б л и ц а 21.19

Задвижки шиберные Воронежского механического завода


Давление


Давление

Dу, мм


Dу, мм

PSI
МПа

PSI
МПа

2 1/16
50
3000
21
3 1/8
80
3000
21


5000
35


5000
35


10 000
70
3 1/16
77
10 000
70

2 9/16
65
3000
21
4 1/16
100
3000
21


5000
35


5000
35


10 000
70


10 000
70


15 000
105
7 1/16
150
3000
21

При
м е ч а н и е.
Для задвижек указанных типов т
емпература
рабочей среды – до

100 °С; кла
сс материал
а по стандарту API – от АА до FF.



из бронзы. Для увеличения износостойкости пары наконечник – насадка, работающей в условиях интенсивного гидроабразивного изнашивания, они изготовлены из твердого сплава ВКЗМ.

Регулируемые дроссели выпускают с ручным и гидравлическим управлением следующих типоразмеров:

ДР–80?35 и ДР–80Г?35 по ТУ 3-2451–91 «Оборудование противо-выбросовое ОП5–230/80?35-А ОАО «ВЗБТ»;

ДР–80?70 и ДДР–80Г?70 по ТУ 3-2533–94 «Оборудование противо-выбросовое ОП–230/80?70-А ОАО «ВЗБТ» и ТУ 3-2496–92 Пермского машиностроительного завода им. Ленина».

Воронежским механическим заводом выпускаются регулируемые дроссели в обычном и коррозионно-стойком исполнении с ручным управлением, рассчитанным на рабочее давление от 21 до 105 МПа с условным диаметром от 52 до 150 мм, в том числе для бурения под шифром ДРТ– 80?70К1.

795

Рис. 21.30. Регулируемый дроссель

Технические характеристики дросселей с ручным управлением приведены в табл. 21.20 и 21.21.

Т а б л и ц а 21.20

Техническая характеристика регулируемых дросселей

Типоразмер дросселя


ДР-80x35 ДР-80Гх35
ДР-80x70 ДР-80Гх70

Давление, МПа:



рабочее
35
70

пробное
70
105

Диапазон регулирования давле-
0-35
2-63

ния, МПа



Рабочее давление при определе-
25
38

нии наработки по прокачке бу-



рового раствора плотностью



1600 кг/м3, МПа



Управление дросселем
Ручное Гидравлическое Ручное Гидравлическое

дистанционное дистанционное

Скважинная среда
Буровой раствор, буровой шлам, нефть, газ, газоконденсат,

пластовая вода и их смеси

Диаметр наконечника дроссели-
31,2
45,0
31,2
45,0

рующей пары, мм



Диаметр поршня, мм

145

145

Габаритные размеры, мм:



длина
670
748
768
844

ширина
320
265
560
270

высота
395
360
510
385

Масса, кг
110
206
167
212

Изготовитель
ОАО «ВЗБТ»
Пермский машиностроительный завод им. Ленина и ОАО «ВЗБТ»

П р им еч а ние. Для указанных типоразмеров условный диаметр прохода – 80 мм;

максимальная температура скважинной среды – 120 °С.

796

Т а б л и ц а 21.21

Техническая характеристика дросселей Воронежского
механического
завода

Типоразмер
Условный диаметр, мм
Рабочее давление, МПа
Класс материала по API
Габаритные размеры, мм

ДР-50х21К2
ДР-50х35К2
ДР-50х70К2
ДР-50х105КЗ
ДР-65х35К2
ДР-65х35КЗ
ДР-65х70К2
ДР-65х70К1
ДР-65х105К1
ДР-80х21К2
ДР-80х35К2
ДР-80х105КЗ
ДР-100х21К1
ДР-100х35К1
ДРП-50х105КЗ
ДРП-65х70КЗ
ДРП-80х105КЗ
ДРТ-80х70К1
ДРП- 150х21К1
50
21,0 35,0 70,0 105,0 35,0 35,0 70,0 70,0 105,0 21,0 35,0 105,0 21,0 35,0 105,0 70,0 105,0 70,0 21,0
ВВ
298x225x805

АА

FF
298x225x852

65
298x225x790

DD
АА

80
ВВ

FF
298x263x652 296x264x885 296x264x885 298x225x880 298x225x885 298x263x885 298x263x800 320x290x880

100
АА

50 65
FF

80

ВВ
АА

150

Пр им ечание. Температура рабочей среды для дросселей ДР–65?70К1, ДР– 100?21К1, ДР–100?35К1 и ДРТ–80?70К1 от –46 до +100 °С; для остальных, указанных в таблице, – от –60 до +90 °С.

Дроссели с гидроуправлением типов ДР–80Г?35 и ДР–80Г?70 ОАО «ВЗБТ» и ЦКБ «Титан» показаны на рис. 21.31; общий вид дросселирующих пар дросселей с ручным и дистанционным управлением – на рис. 21.32.

Управление дросселями с гидроприводом осуществляется с помощью пульта управления дросселями (ПДР). Техническая характеристика пульта дистанционного управления дросселями типа ПДР-2 Краснодарского СПКБ «Промавтоматика» приведена ниже:

Число дросселей, управляемых с одного пульта ..................................... 2

Расстояние до дросселей, м ......................................................................... До 30

Время полного открытия дросселя, с ........................................................ 4–50

Рабочая жидкость в системе управления ................................................. Масло всесезонное ВМГЗ

ТУ 38.10.1479–74 или

масло МГЕ-10Е ТУ

38.101572–75

45

0–50; 0–100; 0–150

Количество жидкости в системе управления, дм3, не более .................

Давление перед дросселем, МПа (диапазон показаний) ........................

Давление жидкости в системе управления, МПа

 

Число двойных ходов насоса в 1 мин (диапазон отсчета) .....................

Емкость сумматора счетчика СХН-1 .........................................................

Управляющая среда .

 

8–10,5

0–200

9999

Воздух

0,6–0,8

Давление воздуха питания, МПа ................................................................

Максимальный расход воздуха питания при 20 °С и давлении 0,1

МПа, м3/мин, не более ................................................................................. 1

Напряжение питания электропитания с частотой 50 Гц, В .................. 220

Условия эксплуатации:

температура окружающего воздуха, °С ............................................... От –50 до +50

относительная влажность при температуре от +35 °С и ниже, % 95–3

Габаритные размеры пульта (длина?ширина?высота), мм .................... 1100?800?1465

Масса пульта (комплекта пульта), кг ......................................................... 370 (600)

Изготовитель

 

ОАО «ВЗБТ»

797

Рис. 21.31. Регулируемые дроссели с гидроуправлением:

a - ДР-80Гх70 (ОАО «ВЗБТ»); a -ДРГ-80x70 (ЦКБ «Титан»); 1 - крышка цилиндра; 2 – втулка – указатель положения; 3 – цилиндр; 4 – поршень; 5 – накидная гайка; 6 – шток; 7 – корпус насадки; 8 – наконечник; 9 – твердосплавная насадка; 10 – корпус дросселя; 11– упорная втулка; 12 - входной фланец; 13 - кожух; 14 - трубопровод; 15 - переходник; 16 - гайка

 

Рис. 21.32. Твердосплавные дросселирующие пары дросселей:

a – ДР–80?35 и ДР–80?70; a – ДР–80Г?35 и ДР–80Г?70; 1 – втулка; 2 – обжимной держатель; 3 – направляющая втулка; 4 – наконечник; 5 – насадка; 6 – винт М20; 7 – прокладка; 8 – штифт

22ОБСАДНЫЕ ТРУБЫ. ГЛАВА РАСЧЕТ ОБСАДНЫХ КОЛОНН

22.1. ОБСАДНЫЕ ТРУБЫ И МУФТЫ К НИМ

Трубы обсадные предназначены для компоновки спускаемых в скважину в целях ее крепления различных обсадных колонн, кондукторов и направлений.

Трубы обсадные и муфты к ним изготовляют по ГОСТ 632–80 по точности и качеству двух исполнений – А и Б. Характеристики труб и муфт к ним должны соответствовать приведенным на рис. 22.1 и в табл. 22.1 (для соединений с короткой треугольной резьбой), в табл. 22.2 (для соединений с удлиненной треугольной резьбой), в табл. 22.3 (для соединений с трапе-

799

Рис. 22.1. Обсадные трубы с короткой, удлиненной и трапецеидальной (ОТТМ) резьбой и муфты к ним

Т а б л и ц а 22.1

Трубы с короткой треугольной резьбой и муфты к ним

Условный
диаметр
трубы, мм
Труба
Муфта

Наружный
диаметр D,
мм
Толщина
стенки s,
мм
Внутренний
диаметр d,
мм
Масса 1 м, кг
Наружный
диаметр Dн,
мм
Длина Lм, мм
Масса, кг

114
114,3
5,2 5,7 6,4 7,4 8,6
103,9 102,9 101,5 99,5 97,1
14,0 15,2 16,9 19,4 22,3
127,0 (133,0)
158
3,7 (5,2)

127
127,0
5,6 6,4 7,5 9,2
115,8 114,2 112,0 108,6
16,7 19,1 22,1 26,7
141,3 (146,0)
165
4,6 (6,3)

140
139,7
6,2 7,0 7,7 9,2 10,5
127,3 125,7 124,3 121,3 118,7
20,4 22,9 25,1 29,5 33,6
153,7 (159,0)
171
5,2 (7,0)

146
146,1
6,5 7,0 7,7 8,5 9,5 10,7
133,1 132,1 130,7 129,1 127,1 124,7
22,3 24,0 26,2 28,8 32,0 35,7
166,0
177
8,0

168
168,3
7,3 8,0 8,9 10,6 12,1
153,7 152,3 150,5 147,1 144,1
29,0 31,6 35,1 41,2 46,5
187,7
184
9,1

178
177,8
5,9
6,9
8,1
9,2
10,4
11,5
12,7
166,0 164,0 161,6 159,4 157,0 154,8 152,8
24,9 29,1 33,7 38,2 42,8 47,2 51,5
194,5 (198,0)
184
8,3 (10,0)

194
193,7
7,6 8,3 9,5 10,9 12,7
178,5 177,1 174,7 171,9 168,3
35,0 38,1 43,3 49,9 56,7
215,9
190
12,2

800

П р о д о л ж е н и е т а б л. 22.1


Труба
Муфта





диаметр трубы, мм
Наружный диаметр D,
Толщина стенки s,
Внутренний диаметр d,
Масса 1 м,
Наружный диаметр Dн,
Длина Lм,
Масса, кг

мм
мм
мм

мм



6,7
205,7
35,1




7,7
203,7
40,2




8,9
201,3
46,3


219
219,1
10,2 11,4 12,7 14,2
198,7 196,3 193,7 190,7
52,3 58,5 64,6 71,5
244,5
196
16,2


7,9
228,7
46,2




8,9
226,7
51,9


245
244,5
10,0 11,1 12,0 13,8
224,5 222,3 220,5 216,9
58,0 63,6 68,7 78,7
269,9
196
17,9


7,1
258,9
46,5




8,9
255,3
57,9




10,2
252,7
65,9




11,4
250,3
73,7


273
273,1
12,6 13,8 15,1 16,5
247,9 245,5 242,9 240,1
80,8 88,5 96,1 104,5
298,5
203
20,7


8,5
281,5
60,5




9,5
279,5
67,9


299
298,5
11,1 12,4 14,8
276,3 273,7 268,9
78,3 87,6 103,5
323,9
203
22,5


8,5
306,9
66,1




9,5
304,9
73,6


324
323,9
11,0 12,4 14,0
301,9 299,1 295,9
84,8 95,2 106,9
351,0
203
23,4


8,4
322,9
68,5




9,7
320,3
78,6




10,9
317,9
88,6


340
339,7
12,2 13,1 14,0 15,4
315,3 313,5 311,7 308,9
98,5 105,2 112,2 123,5
365,1
203
25,5


9,0
333,0
75,9




10,0
331,0
84,1


351
351,0
11,0 12,0
329,0 327,0
92,2 100,3
376,0
229
29


9,0
359,0
81,7


377
377,0
10,0 11,0 12,0
357,0 355,0 353,0
90,5 99,3 108,0
402,0
229
31,0


9,5
387,4
93,2




11,1
384,2
108,3


406
406,4
12,6 16,7
381,2 373,0
122,1 160,1
431,8
228
35,9


10,0
406,0
102,7


426
426,0
11,0 12,0
404,0 402,0
112,6 122,5
451
229
37,5

473
473,1
11,1
450,9
125,9
508,0
228
54,0


11,1
485,8
136,3


508
508,0
12,7 16,1
482,6 475,8
155,1 195,6
533,4
228
44,6

Пр имечание. Е
сли значения наружного диаметра
и массы муфт для исполнения А и

Б различаются, то для и
сполнения Б эти значения указаны
в скобках (табл. 22.1–22.4).

801

Т а б л и ц а 22.2

Трубы с удлиненной треугольной резьбой и муфты к ним

Условный
диаметр
трубы, мм
Труба
Муфта

Наружный
диаметр D,
мм
Толщина
стенки s,
мм
Внутренний
диаметр d,
мм
Масса 1 м, кг
Наружный
диаметр Dн,
мм
Длина Lм, мм
Масса, кг

114
114,3
6,4 7,4 8,6 10,2
101,5 99,5 97,1 93,9
16,9 19,4 22,3 26,7
127,0 (133,0)
177
4,1 (5,6)

127
127
6,4 7,5 9,2 10,7
114,2 112,0 108,6 105,6
19,1 22,1 26,7 30,7
141,3 (146,0)
196
5,7 (7,0)

140
139,7
7,0 7,7 9,2 10,5
125,7 124,3 121,3 118,7
22,9 25,1 29,5 33,6
153,7 (159,0)
203
6,4 (8,5)

146
146,1
7,0 7,7 8,5 9,5 10,7
132,1 130,7 129,1 127,1 124,7
24,0 26,2 28,8 32,0 35,7
166,0
215
9,7

168
168,3
7,3 8,0 8,9 10,6 12,1
153,7 152,3 150,5 147,1 144,1
29,0 31,6 35,1 41,2 46,5
187,7
222
11,3

178
177,8
8,1
9,2
10,4
11,5
12,7
13,7
15,0
161,6 159,4 157,0 154,8 152,8 150,4 148,0
33,7 38,2 42,8 47,2 51,5 55,5 60,8
194,5 (198,0)
228
10,7 (12,4)

194
193,7
8,3 9,5 10,9 12,7 15,1
177,1 174,7 171,9 168,3 163,5
38,1 43,3 49,9 56,7 66,5
215,9
235
15,5

219
219,1
8,9 10,2 11,4 12,7 14,2
201,3 198,7 196,3 193,7 190,7
46,3 52,3 58,5 64,6 71,5
244,5
254
21,6

245
244,5
8,9 10,0 11,1 12,0 13,8 15,9
226,7 224,5 222,3 220,5 216,9 212,7
51,9 58,0 63,6 68,7 78,7 89,5
269,9
266
25,3

цеидальной резьбой – ОТТМ), на рис. 22.2 и в табл. 22.4 (для высокогерметичных соединений – ОТТГ), на рис. 22.3 и в табл. 22.5 (для безмуфтовых раструбных – ТБО).

Трубы исполнений А и Б должны изготовляться длиной 9,5–13 м. Допускается поставка труб длиной 8–9,5 м до 20 % и длиной 5–8 м до 10 % числа труб в партии.

802

Т а б л и ц а 22.3

Трубы с трапецеидальной резьбой и муфты к ним – ОТТМ

Условный
диаметр
трубы, мм
Труба
Муфта

Наружный диаметр D, мм
Толщина
стенки s,
мм
Внутренний диаметр d, мм
Масса 1 м, кг
Наружный диаметр, мм
Длина Lм, мм
Масса, кг




114
114,3
6,4 7,4
8,6 10,2
101,5 99,5
97,1 93,9
16,9 19,4
22,3 26,7
127 (133)
123,8
170
4 (5,6)
3,0

127
127,0
6,4 7,5
9,2 10,7
114,2 112,0
108,6 105,6
19,1 22,1
26,7 30,7
141,3 (146)
136,5
174
4,8 (6,6)
3,3

140
139,7
6,2 7,0 7,7 9,2 10,5
127,3 125,7 124,3 121,3 118,7
20,4 22,9 25,1 29,5 33,6
153,7 (159)
149,2
182
5,3 (7,3)
4,1

146
146,1
6,5 7,0 7,7 8,5 9,5 10,7
133,1 132,1 130,7 129,1 127,1 124,7
22,3 24,0 26,2 28,8 32,0 35,7
166
156
182
7,9
4,4

168
168,3
7,3 8,0 8,9 10,6 12,1
153,7 152,3 150,5 147,1 144,1
29,0 31,6 35,1 41,2 46,5
187,7
177,8
190
9,5
4,8

178
177,8
6,9 8,1 9,2 10,4
11,5 12,7 13,7 15,0
164,0 161,6 159,4 157,0
154,8 152,4 150,4 147,8
29,1 33,7 38,2 42,8
47,2 51,5 55,5 60,8
194,5 (118,0)
187,3
198
8,6 (10,5)
5,3

194
193,7
7,6 8,3 9,5
10,9 12,7 15,1
178,5 177,1 174,7
171,9 168,3 163,5
35,0 38,1 43,3
49,2 56,7 66,5
215,9
206,4
206
13,4
8,0

219
219,1
7,7 8,9 10,2
11,4 12,7 14,2
203,7 201,3 198,7
196,3 193,7 190,7
40,2 46,3 52,3
58,5 64,6 71,5
244,5
231,8
218
18,0
9,6

245
244,5
7,9 8,9 10,0 11,1 12,0 13,8 15,9
228,7 226,7 224,5 222,3 220,5 216,9 212,7
46,2 51,9 58 63,6 68,7 78,7 89,5
269,9
257,2
218
19,9
10,7

803

П р о д о л ж е н и е т а б л. 22.3

Условный
диаметр
трубы, мм
Труба
Муфта

Наружный диаметр D, мм
Толщина стенки s,
Внутренний диаметр d, мм
Масса 1 м, кг
Наружный диаметр, мм
Длина L , мм
Масса, кг





мм







8,9
255,3
57,9






10,2
252,7
65,9






11,4
250,3
73,7




273
273,1
12,6 13,8 15,1 16,5
247,9 245,5 242,9 240,1
80,8 88,5 96,1 104,5
298,5
285,8
218
22,2
12,0


9,5
279,5
67,9






11,1
276,3
78,3




299
298,5
12,4 14,8
273,7 268,9
87,6 103,5
323,9

218
24,1


8,5
306,9
66,1






9,5
304,9
73,6




324
323,9
11,0 12,4 14,0
301,9 299,1 295,9
84,8 95,2 106,9
351,0

218
25,1


9,7
320,3
78,6






10,9
317,9
88,6






12,2
315,3
98,5




340
339,7
13,1 14,0 15,4
313,5 311,7 308,9
105,2 112,2 123,5
365,1

218
27,3

Пр им ечание
. Муфты
специальны
е с уменьшенным наружным диаметром Dс изго-

товляют только испо
лнения А.




Рис. 22.2. Обсадные трубы с высокогерметичными соединениями ОТТГ

V77<V////// Рис. 223. Обсадные трубы безмуф-

'"*"'""i товые раструбные (ТБО)

804

Т а б л и ц а 22.4

Трубы с высокогерметичными соединениями и муфты к ним
- ОТТГ


Условный
диаметр
трубы, мм
Труба
Муфта

Наружный диаметр D, мм
Толщина
стенки s,
мм
Внутренний диаметр d, мм
Масса 1 м, кг
Наружный диаметр, мм
Длина Lм, мм
Масса, кг




114
114,3
8,6 10,2
97,1 93,9
22,3 26,7
127 (133,0)
123,8
170
4 (6,8)
3,9

127
127,0
9,2 10,7
108,6 105,6
26,7 30,7
141,3 (116)
136,5
210
5,8 (7,9)
4,4 3,3

140
139,7
9,2 10,5
121,3 118,7
29,5 33,6
153,7 (159,0)
149,2
218
7,0 (9,1)
5,0

146
146,1
8,5 9,5 10,7
129,1 127,1 124,7
28,8 32,0 35,7
166,0
156,0
218
9,5
5,2

168
168,3
8,9 10,6 12,1
150,5 147,1 144,1
35,1 41,2 46,5
187,7
177,8
225
11,3
6,2

178
177,8
9,2 10,4 11,5 12,7 13,7 15,0
159,4 157,0 154,8 152,4 150,4 148,0
38,2 42,8 47,2 51,5 55,5 60,8
194,5 (198,0)
187,3
234
10,6 (13,9)
6,8

194
193,7
9,5 10,9 12,7 15,1
174,7 171,9 168,3 163,5
43,3 49,2 56,7 66,5
215,9
206,4
242
15,7
9,4

219
219,1
8,9 10,2 11,4 12,7 14,2
201,3 198,7 196,3 193,7 190,7
46,3 52,3 58,5 64,6 71,5
244,5
231,8
254
21,6
11,9

245
244,5
8,9 10,0 11,1 12,0 13,8 15,9
226,7 224,5 222,3 220,5 216,9 212,7
51,9 58,0 63,6 68,7 78,7 89,5
269,9
257,2
254
23,9
13,2

273
273,1
8,9 10,2 11,4 12,6 13,8 15,1 16,5
255,3 252,7 250,3 247,9 245,5 242,9 240,1
57,9 65,9 73,7 80,8 88,5 96,1 104,5
298,5
285,8
254
26,7
14,8

отклонения по размерам и массе

Допустимы следующие предельные труб и муфт:

По наружному диаметру труб, %:

всех условных диаметров исполнения А ................................................................

с условным диаметром ?219 мм исполнения Б ......................................................

с условным диаметром >219 мм исполнения Б ......................................................

По толщине стенки, % (плюсовые отклонения ограничены массой труб) ............

По наружному диаметру муфт:

нормальных, % .............................................................................................................

специальных, мм ..........................................................................................................

±0,75 ±1

±1,25 -12,5

±1 (но не более ±3 мм)

+0,8 -0,4

По длине муфт, мм ........................................................................................................... ±3,0

805

Т а б л и ц а 22.5

Трубы безмуфтовые раструбные – ТБО




Наружный






диаметр
Длина вы-

Условный
Наружный
Толщина
Внутрен-
высаженной
саженной
Масса 1 м,

диаметр
диаметр D,
стенки s,
ний диа-
части рас-
части рас-
Am*, кг

трубы, мм
мм
мм
метр d, мм
трубного
конца Dв±0,5, мм
трубного конца lв min
кг


9,2
108,6


22,0
0,2

127
127,0
10,7
105,6
136
104
26,7

140
139,7
9,2 10,5
121,3 118,7
149
108
29,5 33,6
0,5 0,8


8,5
129,1


28,8
0,1

146
146,1
9,5
127,1
156
108
32,0
0,4


10,7
124,7


35,7
0,7


8,9
150,5


38,2
0,0

168
168,3
10,6
147,1
78
112
41,2
0,5


12,1
144,1


46,5
1,1


9,2
159,4


38,2
0,7


10,4
157,0


42,8
1,1

178
177,8
11,5
154,8
187
116
47,2
1,6


12,7
152,4


51,5
2,2


13,7
150,4


55,5
2,6


15,0
148,0


60,8
2,8


9,5
174,7


43,3
0,0

10,9
10,9
171,9


49,2
0,7

194
193,7
12,7
168,3
206
120
56,7
1,6

уменьшени
15,1 е массы одн
163,5 ой трубы, о
бусловленное
66,5 отделкой концов.
2,8

"Am -

По массе, %:

для отдельной трубы исполнения А .........................................................................

для партии труб (массой не менее 20 т) исполнения А .......................................

для отдельной трубы исполнения Б .........................................................................

+6,5 -3,5 -1,75

+8,0 -6,0

Не допускается овальность труб исполнения Б, превышающая 0,8 предельного отклонения по наружному диаметру, за исключением мест ремонта. Общая изогнутость всей трубы (стрела прогиба), измеренная на середине трубы, не должна быть более 1/2000 длины трубы. На концевых участках, равных одной трети длины трубы, изогнутость не должна превышать более 1,3 мм на 1 м длины.

Условное обозначение трубы включает тип соединения (кроме короткой резьбы), условный диаметр трубы, группу прочности, толщину стенки. Например:

ОТТМ 219x10,2 - Д ГОСТ 632-80;

219x10,2 - К ГОСТ 632-80.

Условное обозначение муфт включает тип соединения (кроме короткой резьбы), условный диаметр трубы, группу прочности, вид муфты. Например:

ОТТМ 219x10,2 - Д ГОСТ 632-80;

245 - Д ГОСТ 632-80.

806

ТЕХНИЧЕСКИЕ ТРЕБОВАНИЯ

На наружной и внутренней поверхностях труб и муфт не должно быть плен, раковин, закатов, расслоений, трещин и песчин. Допускаются вырубка и зачистка указанных дефектов при условии, что их глубина не превышает предельного минусового отклонения по толщине стенки. Заварка, зачеканка или заделка дефектных мест не допускаются.

Трубы и муфты должны быть изготовлены из стали одной и той же группы прочности, указанной в табл. 22.6.

Трубы и муфты к ним группы прочности К и выше должны быть подвергнуты термической или термомеханической обработке. Резьба и уплот-нительные конические расточки муфт должны быть оцинкованы или фос-фатированы.

Т а б л и ц а 22.6

Механические свойства стали



Группа прочности стали

Характеристика




Д
К
Е
Л
М
Р
Т

Временное сопротивление ов,
655
(686)
689
758
862
999
1103

МПа, не менее
(637)





Предел текучести стт, МПа:






не менее
379 (373)
(490)
551
655
758
931
1034

не более
551

758
862
965
1137
1240

Относительное удлинение ст5, %,
14,3
(12,0)
13,0
12,3
10,8
9,5
8,5

не менее
(16,0)





П р и м е ч а н и е. Значения в скобках,
относятс
я к исполнению Б.

Каждая труба с треугольной резьбой ОТТМ и ОТТГ должна быть снабжена муфтой, закрепленной на муфтонаверточном станке на одном из ее концов. При свинчивании труб с муфтами следует применять смазочный материал или другие уплотнители, обеспечивающие герметичность соединения и предохраняющие его от задиров и коррозии. Наружная поверхность трубы и муфты по требованию потребителя может быть окрашена.

Трубы должны выдерживать испытание внутренним гидравлическим давлением.

РЕЗЬБОВЫЕ СОЕДИНЕНИЯ

Резьба треугольного профиля. Параметры профиля резьбы труб и муфт с треугольной резьбой должны соответствовать следующим значениям:

Шаг резьбы Р, мм...........................................................

Высота исходного профиля Н, мм .

Высота профиля h1, мм .

 

 

Рабочая высота профиля h, мм...................................

Угол профиля а...............................................................

Угол наклона стороны профиля а/2...........................

3,175 2,750

1810+-00,,105

60° 4

30°±1°15'

807

Радиус закругления, мм:

вершина профиля г..................................................

впадина профиля i1 ..................................................

Зазор z, мм......................................................................

Размеры соединений с треугольной резьбой (короткой и длинной) приведены на рис. 22.4 и в табл. 22.7, 22.8.

Цилиндрическую выточку у торца муфты разрешается выполнять конической, образующая которой параллельна образующей конуса резьбы. Наименьший диаметр выточки должен быть равен d0. Минимальная толщина стенки под резьбой в плоскости торца

t = 0,875s - 0,5(DA - d2),

где Д - коэффициент, учитывающий верхнее предельное отклонение наружного диаметра труб: Д = 1,0075 для труб исполнения А, 1,01 для труб до 219 мм исполнения Б и 1,0125 для труб свыше 219 мм.

Наименьшая толщина t под резьбой в плоскости торца трубы должна быть более 1,5 мм для труб исполнений А и Б.

При свинчивании вручную оцинкованных или фосфатированных муфт с трубами натяг должен быть равен Ат+3,2 мм. Допускается подбор муфт и концов труб по натягу.

После свинчивания труб и муфт на станке торец муфты должен совпадать с концом сбега резьбы на трубе (предельные отклонения +3,2 мм).

Рис. 22.4. Размеры соединений с треугольной резьбой:

I – муфта; II – труба; 1 – конец сбега резьбы; 2 – сбег резьбы; 3 – витки со срезанными

вершинами; 4 – основная плоскость; 5 – линия среднего диаметра

808

0,508= 14724

1:16

Рис. 22.5. Размеры резьбовых соединений труб ОТТМ: 1 – основная плоскость; 2 – витки со срезанными вершинами; 3 – сбег резьбы; 4 – конец сбега резьбы (исполнения 1, 2 – соответственно для нормальных и специальных муфт)

Размеры резьбовых соединений ОТТМ должны соответствовать приведенным на рис. 22.5 и в табл. 22.9.

При свинчивании вручную оцинкованных или фосфатированных муфт с трубами натяг должен быть равен (14±3) мм.

Для обеспечения высокой герметичности обсадных колонн используют трубы с соединениями ОТТГ (табл. 22.10).

При свинчивании вручную оцинкованных или фосфатированных муфт с трубами натяг должен быть равен (10±2) мм. После свинчивания трубы и муфты на станке должно быть обеспечено сопряжение торца трубы и уступа муфты по всему периметру стыка. Допускается наличие зазора между упорными поверхностями трубы и муфты не более 1 мм (для исполнения Б).

Торцы трубы и упорные уступы муфты должны быть перпендикулярны к оси резьбы, предельные отклонения от перпендикулярности – 0,06 мм.

Трубы безмуфтовые раструбные – ТБО применяют для обеспечения высокой прочности и герметичности. Размеры соединений соответствуют указанным в табл. 22.10.

Предельные отклонения параметров резьбы приведены ниже.

Шаг резьбы, мм:

на длине 25,4 ..............................................................

на всей длине резьбы с полным профилем .........

Конусность резьбы, мм:

на длине 100 мм ниппельного конца трубы ........

раструбного конца трубы .......................................

+ 0,15 -0,15

809

Размеры соединений труб с короткой треугольной резьбой и муфт к ним, мм

Условный
диаметр
трубы
Наружный диаметр трубы D
Толщина стенки s
Средний диаметр резьбы в основной плоскости
dср
Диаметр резьбы и плоскости торца трубы
Длина резьбы трубы

наружный d1
внутренний d2
общая (до конца сбега) L±3,2
до основной
плоскости
(с полным
профилем)
l

114
114,3 114,3
5,2 5,7–8,6
5,6 6,4–9,2 6,2–10,5 6,5–10,7 6,5–12,1
5,9 6,9–13,7 7,6–12,7
6,7 7,7–14,2 7,9–13,8
7,1 8,9–16,5 8,5–14,8 8,5–14,0 8,4–15,4 9,5–16,7
11,1
11,1–16,1
Резьбовые с
112,566
112,105 111,136 124,023 123,617 136,130 142,292 164,298 175,011 173,823 189,511 215,317 21,723 240,123 269,667 268,480 293,880 319,280 335,155 401,048 467,723 502,648 руб диаметр
108,485 107,516 120,403 119,997 132,510 138,672 160,678 171,391 170,203 185,891 211,697 211,103 236,503 266,047 264,860 290,260 315,660 331,535 397,428 464,103 499,082 ами 351, 37
51,0 66,5 63,5 70,0 73,0 76,0 79,5 60,5 79,5 82,5 76,0 85,5 85,5 70,0
35,125 50,625 47,625 54,125 57,125 60,125 63,625 44,625 63,625 66,625 60,125

127
127,0 127,0


140 146 168
139,7 146,1 168,3
137,966 144,316 166,541

178
177,8
176,066

194
193,7
191,941

219
219,1
217,341

69,625

245
244,5
242,741 271,316

273
273,1
54,125

89,0
73,125

299 324 340 406 473 508 При
298,5 323,9 339,7 406,4 473,1 508,0 м е ч а н и е.
296,716 322,116 337,991 404,666 471,341 506,266 оединения т

101,5 7 и 426 мм
85,625 выполняют

Размеры соединений труб с удлиненной треугольной резьбой и муфт к ним, мм

Условный диаметр
Наружный диаметр D
Средний диаметр резьбы в основной плоскости dср
Диаметр резьбы и плоскости торца трубы
Длина резьбы трубы

наружный d1
внутренний d2
общая (до
конца сбега)
L±3,2
до основной плоскости с полным профилем l

114 127 140 146 168 178 194 219 245
114,3 127,0 139,7 146,1 168,3 177,8 193,7 219,1 244,5
112,566 125,266 137,966 144,316 166,541 176,066 191,941 217,341 242,741
110,542 122,648 135,130 141,105 163,111 172,448 183,105 212,911 237,936
106,922 119,028 131,510 137,485 159,491 168,829 184,485 209,291 234,316
76,0 85,5 89,0 95,0 98,5 101,5 105 114,5 120,5
60,125 69,625 73,125 79,125 82,625 82,625 89,125 98,625 104,625

810

Т а б л и ц а 22.7

Внутренний диаметр резьбы в плоскости торца муфты d3
Диаметр цилиндрической выточки d0
Ширина торцовой плоскости муфты
Amin
Расстояние
от торца
муфты до
конца сбега
резьбы на
трубе при
свинчивании
вручную A
Расстояние от торца трубы до середины муфты в закрепленном соединении b
Натяг
резьбы
трубы Aт

Номинальное значение
Предельное отклонение
Исполнение А
Исполнение Б

111,230
116,7
+ 0,8
3,0
6,0
9,5
28,0 12,5 19,0
18,7 3,2 9,7

123,930
129,4
4,0

12,5
3,2

136,630 142,980 165,205
142,1 148,1 170,7
3,5

6,5 6,0

174,730
180,2
4,5
6,5
31,5
22,2



12,5
3,2

190,512
196,1
7,5

215,912
221,5
+ 1,5
8
5
11,0
22,0
12,7

12,5 31,5
12,5
3,2 22,2
3,2

241,312
246,9

269,887
275,5

295,287 320,687 336,562 403,237 469,912 504,837 по ТУ 14-3-760
300,9 326,3 342,1 408,8 475,5 510,4 -78.

9,0

1 8,5

13,0 8,5

Т а б л и ц а 22.8

Внутренний диаметр резьбы в плоскости торца муфты d3
Диаметр цилиндрической выточки d0
Ширина торцовой плоскости муфты
Amin
Расстояние от торца муфты до конца сбега резьбы на
трубе при
свинчивании
вручную
(натяг) A
Расстояние от торца трубы до середины муфты в закрепленном соединении b
Натяг резьбы Aт

Номинальное значение
Предельное отклонение
Исполнение А
Исполнение Б

111,230 123,930 136,630 142,980 165,205 174,730 190,512 215,912 241,312
116,7 129,4 142,1 148,1 170,7 180,2 196,1 221,5 246,9
+ 0,8
3,0 4,0 3,5
6,0
9,5
12,5
6,3 12,3 12,8

6,5 6,0
15,8

4,5 6,5 7,5
18,8 19,3 25,8 31,8

11,0

+ 1,5
8,5

811

Размеры соединений труб с трапецеидальной резьбой и муфт к ним – ОТТМ, мм

Условный диаметр трубы
Наружный диаметр D
Внутренний диаметр резьбы в основной плоскости
dвн
Диаметр резьбы в плоскости торца трубы

наружный d1
внутренний d2

114 127 140 146 168 178 194 219 245 273 299 324 340
114,3 127,0 139,7 146,1 168,3 177,8 193,7 219,1 244,5 273,1 298,5 323,9 339,7
111,100 123,800 136,500 142,850 165,075 174,600 190,475 215,875 241,275 269,850 295,250 320,650 336,525
111,675 124,250 136,700 143,050 165,025 174,300 189,925 214,950 240,350 268,925 294,325 319,725 335,600
108,475 121,050 133,500 139,850 161,825 171,100 186,725 211,750 237,150 265,725 291,125 316,525 332,400

Размеры высокогерметичных соединений труб и муфт к ним – ОТТГ и труб безмуфтовых

Труба ОТТГ и ниппельный конец трубы ТБО

Условный
диаметр
трубы
D
dвн
d1
Диаметр уплотнитель-ного конического пояска в плоскости
торца d2
Расстояние
от торца до
конца сбега
резьбы L–1,0
Расстояние
от торца до
основной
плоскости l

114 127 140 146 168 178 194
219 245 273
114,3 127,0 139,7 146,1 168,3 177,8 193,7
219,1 244,5 273,1
111,100 123,800 136,500 142,850 165,075 174,600 190,475
215,875 241,275 269,850
110,175 122,750 135,200 141,550 163,525 172,800 188,425
213,450 238,850 267,425
106,375 118,950 131,400 137,750 159,725 169,000 184,625
209,650 235,050 263,625
98 100 104 104 108 112 116
66 68 72 72 76 80 84

122
90

Торцы трубы и упорный уступ раструба должны быть перпендикулярны к оси резьбы, предельные отклонения – 0,06 мм. Не допускается разность между максимальной и минимальной шириной упорного уступа раструбного конца трубы более 2 мм.

 

Т а б л и ц а 22.9

Длина резьбы трубы
Внутренний диаметр резьбы в плоскости торца муфты d3
Диаметр фаски в плоскости торца муфты d0+1,0
Длина резьбы с полным профилем
l1 min
Ширина торцовой плоскости муфты

общая (до
конца сбега)
L± 2,2
до основной плоскости (с полным профилем) l
Исполнение А
Исполнение Б

74 76 80 80 84 88 92
42 44 48 48 52 56 60
112,225 124,925 137,625 143,975 166,200 175,725 191,600 217,000 242,400 270,975 296,375 321,775 337,650
116,5 129,2 141,9 148,3 170,5 180,0 195,9 221,3 246,7 275,3 300,7 326,1 342,0
76 78
3,0 4,0 3,5
6,0

82

6,5
6,0
4,5 6,5
7,5
9,0

86 90 94

98
66
100

8,5

9,5 8,5

Т а б л и ц а 22.10 раструбных – ТБО, мм

Муфта ОТТГ и раструбный конец трубы ТБО

Диаметр уплотни-тельной конической расточки в расчетной плоскости
dупл
d3
Диаметр фаски в плоскости торца d0+1,0
Внутренний диаметр
+0,5
d
м -1,0
Расстояние от торца до упорного уступа L1+1,0
Расстояние от торца до расчетной плоскости l1
Длина резьбового конуса
l2–1,0
Длина резьбы с полным профилем l3 min
Ширина торцовой плоскости

Ис-пол-нение А
Ис-пол-нение В

106,425 119,000 131,450 137,800 159,775 169,050 184,675 209,700 235,100 263,675
112,475 125,175 137,875 144,225 166,450 175,975 191,850 217,250 242,650 271,225
116,5 129,2 141,9 148,3 170,5 180,0 195,9 221,3 246,7 275,3
97 110 119 126 148 158 172 198 223 256
96 98 102 102 106 110 114
88 90 94 94 98 102 106
82 84 88 88 92 96 100
72 74 78 78 82 86 90
3,0

4,0 3,5
6,0

6,5 6,0

4,5 6,5

7,5

120
112
106
96
9,0 1

8,5

ПРАВИЛА ПРИЕМКИ И МЕТОДЫ ИСПЫТАНИЯ

Контролю внешнего вида, наличия дефектов, проверке геометрических размеров и параметров следует подвергать каждую трубу и муфту.

Параметры резьбы труб и муфт необходимо проверять периодически. Для исполнения А массу контролируют у каждой трубы, для труб исполнения Б проверку массы разрешается не проводить.

813

Механические свойства проверяют на одной трубе и муфтовой заготовке каждого размера от каждой плавки. Испытание на растяжение проводят по ГОСТ 10006–80 на коротких продольных образцах, испытание на сплющивание – по ГОСТ 8695–75 на кольцевых образцах шириной 60 мм.

Пробы для определения массовой доли серы и фосфора отбирают при

разливке стали по ГОСТ 7565–81. Внутренний диаметр трубы проверяют

двойным жестким шаблоном или цилиндрической оправкой с размерами,

указанными ниже:

Условный диаметр, мм ................................................ 114–219 245–343 351–508

Длина шаблона (оправки), мм ................................... 150 300 300

Диаметр шаблона (оправки), мм ............................... d–3 d–4 d–5

Проверке внутренним давлением должна подвергаться каждая труба с навинченной и закрепленной муфтой.

МАРКИРОВКА, УПАКОВКА, ТРАНСПОРТИРОВАНИЕ И ХРАНЕНИЕ

Кроме требований, оговоренных в ГОСТ 10692–80, на каждой трубе на расстоянии 0,4–0,6 м от одного из концов должна быть нанесена маркировка с помощью клейм: условный диаметр трубы, мм; номер трубы; группа прочности; толщина стенки, мм; наименование или товарный знак предприятия-изготовителя; месяц и год выпуска.

Кроме того, на каждой трубе должна быть нанесена маркировка устойчивой светлой краской; условный диаметр трубы, мм; группа прочности; толщина стенки, мм; длина трубы, см; масса трубы, кг; тип соединения (кроме труб с короткой треугольной резьбой); вид исполнения (для исполнения А); наименование или товарный знак предприятия-изготовителя.

На каждой муфте наносят наименование предприятия-изготовителя, группу прочности, букву «С» – для специальных муфт, вид исполнения.

Резьбы, упорные торцы и уступы и уплотнительные поверхности труб и муфт должны быть защищены от повреждений металлическими предохранительными кольцами и ниппелями.

При отгрузке в одном вагоне должны находиться трубы только одной партии. Допускается отгрузка в одном вагоне труб разных партий при условии их разделения, если партия труб или ее остаток не соответствуют грузоподъемности вагона.

ТРУБЫ ОБСАДНЫЕ ГЛАДКИЕ БЕЗМУФТОВЫЕ ОГ1м

Соединение обсадных труб ОГ1м выполнено в габаритных размерах тела гладкой трубы. Прочность резьбового соединения труб ОГ1м при действии растягивающих нагрузок составляет 50–53 % прочности по телу трубы. Трубы ОГ1м предназначены для хвостовиков обсадных колонн и могут быть использованы для эксплуатационных колонн.

В соединении труб ОГ1м (рис. 22.6) применена трапецеидальная резьба с шагом 5,08 мм, конусность 1:12, рабочей высотой профиля 1,4 мм и углами наклона 3 и 30° (рис. 22.7). Посадка резьбы осуществляется по внутреннему диаметру резьбы с зазором 0,1 мм по наружному диаметру и 0,2 мм по боковой стороне профиля. Для увеличения жесткости муфтового конца предусмотрена посадка с натягом по срезанным вершинам профиля резьбы на участке от начала сбега резьбы ниппельного конца до упорного уступа. Основные размеры труб ОГ1м приведены в табл. 22.11.

814

Рис. 22.6. Соединение гладких без- Рис. 22.7. Профиль резьбы труб ОГ1м

муфтовых труб ОГ1м

Допуск на шаг составляет ±0,5 мм на длине 25,4 мм и ±0,10 мм на всей длине резьбы. Отклонение угла наклона профиля равно ±1°. Допускаемые отклонения по конусности на длине 80 мм по наружному и внутреннему диаметрам резьбы +0,15 мм для ниппельной части и –0,15 мм для муфтовой части.

Натяг резьбы муфтового конца по резьбовой калибр-пробке должен быть равен (5–12) мм для труб диаметром до 194 мм и (5±1,00) мм для труб диаметром более 194 мм.

Измерительная плоскость гладкой калибр-пробки должна совпадать с торцом муфты или утопать относительно торца муфты не более чем на 1 мм для труб диаметром до 194 мм и не более чем на 2 мм для труб диаметром более 194 мм.

Резьбу ниппельного конца трубы должны проверять гладким калибр-кольцом, резьбовым калибр-кольцом с неполным профилем и резьбовым калибр-кольцом с полным профилем.

Натяг по гладкому и резьбовым калибр-кольцам должен быть равен 10+1,2 мм для труб диаметром до 194 мм и 10+2,0 мм для труб диаметром более 194 мм.

Разрушающие нагрузки для труб ОГ1м определяют исходя из площади опасных сечений по телу ниппельной или муфтовой части трубы под крайними витками резьбы, находящимися в зацеплении.

Для труб ОГ1м с толщиной стенки до 10 мм включительно разрушающую нагрузку определяют исходя из разрушения по телу ниппельной части в опасном сечении, находящемся на расстоянии 16 мм от упорного уступа, по формуле

815

Размеры безмуфтовых труб ОГ1м, мм

Т а б л и ц а 22.11

Условный
диаметр
трубы
Наружный диаметр трубы D
Толщина стенки s
Ниппельный конец трубы
Муфтовый конец трубы

Внутренний
диаметр
резьбы в
основной
плоскости
dвн.н
Диаметр большего основания конуса d1
Диаметр меньшего основания конуса d2
Длина конуса L
Внутренний
диаметр
резьбы в
основной
плоскости
dвн.м
Внутренний
диаметр
резьбы в
плоскости
торца d3
Диаметр конической выточки в плоскости
торца d4
Длина конуса L1
Длина резьбы L2

114
114,3
8
9
8
9
8
9 10-11
8
9 10-11
8
9 10-12
8
9 10-14
8
9 10-14
9 10-12
8
9 10-14
8
9 10-12
105,7
109,5
104,0 103,0 116,7 115,7 129,4
78
90 135,7 134,7 133,7 158,0 157,0 156,0 167,5 166,5 165,5 183,4 182,4 181,4 207,8 206,8 234,2 233,2 232,2 262,8 261,8 260,8
66 78 66 78 66
66 78 90 66 78 90 66 78 90 66 78 90 78 90 66 78 90 66 78 90
105,4
106,4
109,3
95 110
82 95

127
127,0
118,4
122,2
118,1
119,1
122,0

140
139,7
131,1
134,9 128,4 127,4
130,8
131,8
134,7

146
146,0
137,4
141,2
137,1
138,1
141,0

168
168,3
159,78
163,5
159,4
160,4
163,3

178
177,8
169,2
173,0
168,9
169,9
172,8

194
193,7
185,1
188,9
184,8
185,8
188,7

219
219,1
210,5
214,3
210,2
211,2
214,1

245
244,5
235,9
239,7
235,6
236,6
239,5

273
273,1
264,5
268,3
264,2
265,2
268,1

Pр.н = 0,785[(D – 0,9)2 – (D – 2s)]?в min,

где D – номинальный диаметр трубы; s – номинальная толщина стенки.

Для труб ОГ1м с толщиной стенки 11 мм и более разрушающую нагрузку определяют исходя из разрушения по телу муфтовой части в опасном сечении, находящемся на расстоянии 6 мм от торца ниппеля, по формуле

Pр.м = 0,785[D2 – (D

1,9s)2]aв min.

Рекомендуемые допустимые нагрузки при спуске труб ОГ1м рассчитывают при коэффициенте запаса прочности, равном 1,8 разрушающей нагрузки.

ТРУБЫ ОБСАДНЫЕ ТОЛСТОСТЕННЫЕ

Обсадные толстостенные трубы выпускают по ТУ 14-3-329–74. Размеры и масса труб должны соответствовать значениям, указанным в табл. 22.12.

Трубы поставляют длиной 9,5–13 м, допускается поставка 40 % труб длиной 6–9,5 м. Отклонения по размерам труб не должны превышать, %:

По наружному диаметру труб:

219 мм ....................................................... ±1

>219 мм ..................................................... ±1,25

По толщине стенки ...................................... ±12,5

Технические требования соответствуют ГОСТ на обсадные трубы. Гидроиспытанию подвергают трубы длиной 9 м и более. Значения испытательных давлений: для труб 219 мм – 20,0 МПа; для труб более 219 мм – 13,0 МПа.

Т а б л и ц а 22.12

Параметры толстостенных труб

Наружный диаметр, мм
Толщина стенки, мм
Номинальный внутренний диаметр, мм
Теоретическая
масса 1 м трубы,
кг
Группа прочности стали

219,1
13 14 15 18 20 18 20
193,1 191,1 189,2 208,5 204,5 262,5 258,5
69,49 74,35 79,27 105,57 116,26 130,73 144,22
Д; К

Е; Л

244,5
Д

298,5

ТРУБЫ ОБСАДНЫЕ БОЛЬШИХ ДИАМЕТРОВ

В тех случаях когда необходимо использовать обсадные трубы больших диаметров (более 508 мм), в основном для крепления верхних интервалов скважин в приустьевой зоне в качестве направляющих колонн применяют трубы по ГОСТ 8732–78 «Трубы стальные бесшовные горяче-деформированные».

В основном используют трубы диаметрами 530, 560, 630, 720 и 820 мм с

817

толщинами стенок 9, 10, 11, 12, 14 мм из сталей марок Ст4сп, Ст5сп, Ст6сп с пределом текучести соответственно 216, 245, 274, 304 МПа или сталей марок 20, 35, 45 с пределом текучести 245, 294, 323 МПа. Трубы при спуске сваривают.

В ряде случаев можно использовать трубы по ГОСТ 20295–74 «Трубы стальные сварные для магистральных газонефтепроводов». Выпускают трубы прямошовные или спиральношовные диаметрами 530, 630, 720, 820 мм следующих классов прочности: К34, К38, К42, К50, К52, К55 с пределом текучести 206–329 МПа.

ТРУБЫ ДЛЯ МУФТ

Муфты обсадных труб, башмаки и другие соединительные части изготовляют из муфтовой заготовки по ТУ 14-3-130–73. Ниже приведены размеры труб, мм:

Диаметр ........................ 133 166 188 216 243 269 298 325 351 402 451

Толщина стенки .......... 14 16 18 18 19 19 20 20 22 22 22

Проверке соосности резьб должно быть подвергнуто не менее 1 % муфт от каждой партии. Проверке качества сопряжения торца трубы ОТТГ и упорного уступа муфты подвергается каждое соединение партии.

Конусность по наружному диаметру резьбы труб и ниппельных концов труб ТБО и по внутреннему диаметру резьбы муфт и раструбных концов труб ТБО, а также конусность уплотнительных конических поверхностей труб и муфт ОТТГ и труб ТБО проверяют гладкими коническими калибрами (кольцами и пробками полными или неполными) или специальными приборами.

Толщину под резьбой проверяют во впадине первой нитки, расположенной со стороны торца трубы.

Для проверки совпадения осей резьбы обоих концов муфту навинчивают на нарезанный цилиндрический стержень, точно выверенный и центрированный в патроне токарного станка или специального приспособления. В свободный конец муфты ввинчивают другой цилиндрический, чисто обработанный стержень длиной не менее 250 мм.

Вращая муфту, определяют биение (удвоенное значение отклонения от соосности) стержня у торца муфты и у конца стержня индикатором часового типа с ценой деления 0,01 мм. Отсчет значения биения у конца стержня ведется от середины муфты.

22.2. РАСЧЕТ ОБСАДНЫХ КОЛОНН

На обсадную колонну действуют различные по значению и характеру нагрузки:

1) растягивающие нагрузки от собственного веса;

2) сжимающие нагрузки от собственного веса, возникающие при разгрузке колонны, установленной на забой, и при посадках;

3) динамические нагрузки, возникающие в период неустановившегося движения колонны в осевом направлении;

4) осевые нагрузки, обусловленные силами трения колонны о стенки скважины;

818

5) осевые нагрузки от избыточного давления и температуры при цементировании и эксплуатации;

6) наружное и внутреннее избыточные давления;

7) изгибающие нагрузки при искривлении колонны в результате потери устойчивости и при работе в наклонных скважинах.

В зависимости от назначения колонны (промежуточная или эксплуатационная) также действуют нагрузки, характерные для колонны данного типа, например силы трения, возникающие при вращении бурильной колонны в обсадной и приводящие в ряде случаев к протиранию обсадной трубы.

Основные нагрузки для расчета – осевые растягивающие нагрузки, наружное и внутреннее избыточные давления.

НАРУЖНОЕ ИЗБЫТОЧНОЕ ДАВЛЕНИЕ

Наружное избыточное давление определяют как разность между наружным и внутренним давлением для одного и того же момента времени.

Для эксплуатационной колонны наружное давление рассчитывают для периода окончания эксплуатации скважины.

В незацементированной зоне нефтяных скважин наружное избыточное давление определяют по формулам (рис. 22.8):

если h > Н, то

Pн.иz = Yрz при 0<z<H; (22.1)

Pн.иz = Yр z - yв(z - H) при H <z<h; (22.2)

если h < H, то Рн.и z = Yр z при 0 < z < h,

где h – расстояние от устья скважины до уровня цементного раствора, м; Н – расстояние от устья скважины до уровня жидкости в колонне, м; z – рассматриваемая глубина, м; ур - удельный вес бурового раствора за колонной, Н/м3; ув - удельный вес жидкости в колонне, Н/м3.

В газоконденсатных и газовых скважинах при наличии столба жидкости в колонне

Рн.и 2

Yв z – pmin при 0 < z < h.

При окончании эксплуатации (Н = L) за внутреннее давление pmin принимают наименьшие устьевое и забойное давления для заданного диаметра эксплуатационной колонны.

В зацементированной зоне давление определяют по составному столбу, пластовому и горному давлению.

1. При расчете по составному столбу

Рис. 22.8. Эпюра распределения наружных избыточных давлений

819

 

Pн.иz =Рн.ий +Рн.и1_Рн.иА (z-h). (22.4)

Для нефтяных скважин Рн.и! = [(уц - Ув)1 - (Уц - Уp)Л + Ув Я], (22.5)

где уц – удельный вес цементного раствора, Н/м3. Для газовых скважин

Рн.и! = {[(Уц? - (Уц - Уp)Л] - Pmin}. (22.6)

Для колонн, зацементированных до устья (Л = 0),

pн.иL=Pн.и^z. (22.7)

Значения рни L определяют из формул (22.5) и (22.6) при h = 0.

Следует учесть, что:

если рн.и i < рн.и л, то за расчетное давление на всем зацементированном участке принимают рн.и л;

если рн.и z окажется больше, чем давление, определенное по столбу раствора, то расчет всей колонны ведут по формулам (22.1) –(22.3) для интервалов Н < z < L, 0 < z <Н, 0 < z < h.

2. При расчете по пластовому давлению избыточное давление вычисляют по формуле

Рн.иг = Рплг – Рв z. (22.8)

3. В интервале залегания пород, склонных к текучести,

Рн.иг = Уп Z – pвZ, (22.9)

где уп - средний удельный вес лежащих выше пород, Н/м3.

Расчет ведут по наибольшему из давлений.

Для промежуточных колонн наружное избыточное дваление для нормальных условий в отсутствие поглощений и проявлений определяют исходя из минимального внутреннего давления:

а) в незацементированной зоне

Рн.иг = (Ур - Ук)г, (22.10)

где ур, ук - удельный вес бурового раствора соответственно за колонной и в колонне, Н/м3;

б) в зацементированной зоне давления определяют с учетом составного столба бурового и цементного растворов:

Pн.иz = Рн.и А + ?н.иL _?н.иh (Z - ll) , (22.11)

где

Рн.и! = (Уц - Ук)? - (Уц - Уp)Л; (22.12)

Рн.и л = (Ур - Ук)Л. (22.13)

Для колонн, зацементированных до устья,

820

Pн.иz = (Уц - Jк)Z.

Наружное избыточное давление при газонефтеводопроявлениях:

а) в незацементированной зоне

Pн.иz = (Ур – J0)Z, (22.14)

где у0 - минимальный удельный вес жидкости при бурении под следующую за рассчитываемой колонну, Н/м3.

б) в зацементированное зоне давление находят по формуле (22.11),

Pн.и l = (Уц - У0Д - (Уц - Уp)Л. (22.15)

Для колонн, зацементированных до устья,

Pн.иz = (Уц – J0)Z.

Наружное избыточное давление при поглощениях рассчитывают по формулам (22.1) –(22.7), в которых Н – расстояние от устья до уровня жидкости в колонне, а ув заменяют на ук.

Если расчет ведется по пластовому или горному давлению, то используют формулы (22.8) и (22.9).

При кольцевых диаметральных зазорах 30 мм и менее, а также при наличии других условий, препятствующих полному вытеснению бурового раствора из кольцевого пространства, наружное избыточное давление определяют по столбу раствора:

Рн.и z = (ур - Ук)г при 0 < z < L.

ВНУТРЕННЕЕ ИЗБЫТОЧНОЕ ДАВЛЕНИЕ

Внутреннее давление в колонне действует при ее спуске, в процессе цементирования скважины и при эксплуатации. При спуске колонны в скважину давление в ней равно гидростатическому давлению столба жидкости. В процессе цементирования внутреннее гидростатическое давление повышается на значение, необходимое для преодоления разности весов столбов жидкости и сопротивления движению. По мере твердения цементного раствора давление в колонне увеличивается, что связано с выделением теплоты в процессе схватывания цементного раствора. В период эксплуатации внутреннее давление зависит от уровня жидкости в колонне или от значения пластового давления (для газовых и фонтанирующих скважин).

Внутреннее избыточное давление определяют для периода ввода скважины в эксплуатацию (опрессовка колонны), т.е. в момент передачи наибольшего давления.

Для эксплуатационной колонны в незацементированной зоне (0 < z < < h) избыточное внутреннее давление

Рви = 1,1ру - (ур - уж)г при 1,1ру >роп; (22.16)

Pв.иz = Роп - (Ур - Уж)г при 1,1ру<роп, (22.17)

где ру – внутреннее избыточное давление на устье в период ввода скважины в эксплуатацию, Па; уж - удельный вес опрессовочной жидкос-

821

ти, Н/м3; роп – минимальное внутреннее избыточное давление, Па

(табл. 22.13).

Большую из величин 1,1ру, роп принимают за расчетную.

В зацементированной зоне внутреннее избыточное давление:

1) при расчете с учетом наружного давления составного столба

г в.и;

^в.и! "в.и h ( .

Рв.иЛ+^-Л);

L-h

Pв.и L = 1,1pу - [(Уц - Уж)1 - (Уц - Уp)Л], или

pв.иi = Роп - [(уц - Уж)? - (уц - уp)Л];

(22.18) (22.19)

(22.20) Л. Для колонн, заце-

рви определяют по формулам (22.16), (22.17) при z ментированных до устья, h = 0.

Расчет ведут по большему из давлений, вычисленных по формулам (22.19) и (22.20);

2) при расчете с учетом пластового давления

Pв.иz = 1,1ру

Уж Z

Рпл при 1,1 ру > Роп;

Рв.и

Роп + Уж Z – рпл при 1,1ру < Роп.

(22.21) (22.22)

В случаях 1 и 2 колонну испытывают в один прием без пакера. Величину ру определяют из выражений:

а) в период ввода скважины в эксплуатацию при закрытом устье для нефтяных скважин

Ру = Рпль – Ув L;

для газовых скважин

Ру = Рпл/Is;

S

0,03415Y(I-г)

тТ

или S« 10–4 у (I - z),

(22.23)

(22.24) (22.25)

где / – расстояние от устья до пласта, в котором возможны газоводонеф-тепроявления, м; у – удельный вес газа по воздуху, Н/м3; ш – коэффициент сжимаемости газа; Гср = (Гу + Тз)/2 (Ту, Тз – температуры на устье и на забое, К).

Распределение давления по длине колонны допускается принимать линейным.

Т а б л и ц а 22.13

Минимальное внутреннее избыточное давление при испытании колонн на герметичность

Наружный диаметр колонны, мм
Давление, МПа

114-127 140-146
168 178-194
12 10 9,0 7,5

Наружный диаметр колонны, мм
Давление, МПа

219-245 273-351 377- 246
7,0 6,0 5,0

 

822

Pвz
=
Рпл
I
- Yв(I

Pвz
=
Рпл1
"Ув
(1-Я)


/s

По окончании эксплуатации газовых скважин за внутреннее давление Pmin принимают наименьшие устьевое и забойное давления;

б) для газонефтяных и газовых скважин при наличии в закрытых стволах жидкости и газа на всех стадиях эксплуатации внутреннее давление

- z) при Н <z<L; (22.26)

при 0 < z < Н, (22.27)

где Н – расстояние от устья до уровня жидкости в скважине.

Давление на устье ру определяют из выражения (22.27) при z = 0.

В хорошо изученных районах допускается проводить расчет внутреннего давления по фактическим промысловым значениям устьевого давления.

Формулы (22.19) и (22.20) используют, если наружное давление на колонну рн > рпл. Наружное давление на забое

Pн l = [урЛ - Уц (I - Л). (22.28)

Распределение давления рн на участке h - L принимают линейным.

Формулы (22.21) и (22.22) используют, если рн < рпл.

Для промежуточных колонн внутреннее избыточное давление определяют по формулам для эксплуатационных колонн, при этом ру рассчитывают по следующим формулам для максимального значения внутреннего давления рв при бурении под последующую колонну при z = 0:

а) максимальное давление при закрытом устье во время ликвидации выброса или открытого фонтанирования

Pвz = Рпл; - У0(^ - z) при 0 < z < Ц (22.29)

Ру = Рпл/ – У0 1;

б) максимальное давление при закрытом устье в случае частичной замены бурового раствора газом

Рв = Рпл - Ув(^ - z) при Н <z <L; (22.30)

pвZ = Pплl TS в------- при 0<z<H; (22.31)

S = 0,1-10-3 j(H - z);

p =Рпл;"тв(/"Я) ; s = 0,110 -3 уН.

В случае полного замещения раствора газом (Н = 1)

Рв = Рпл//^5;

в) при бурении под следующую колонну с использованием утяжеленного раствора

Pвz = JкZ; pу = 0. (22.32)

823

Если удельный вес опрессовочной жидкости уж окажется меньше у0 или ук, то при определении наружного избыточного давления взамен у0 и ук подставляют уж.

РАСЧЕТ ХВОСТОВИКОВ И КОЛОННЫ, СПУСКАЕМЫХ СЕКЦИЯМИ

Наружное избыточное давление при газонефтепроявлениях

Pн.иz = (уц - J0)(z – k) при l0<z<L; (22.33)

Pн.иz = Рплг – У0 z при k ^ z < L; (22.34)

где 10 – расстояние от устья до верха хвостовика или секционной колонны. Большее значение давления принимают за расчетное. В интервале залегания пород, склонных к текучести,

Pн.иz = (Уп – J0)Z. (22.35)

Внутреннее избыточное давление при бурении вычисляют по следующим формулам:

а) при газонефтепроявлениях (ру > 0)

Pн.иz = Рпл L – У0 (1 – Z) – рпл; (22.36)

б) при нормальных условиях (ру = 0)

Pв.иz = j'кZ – Рплг; (22.37)

где у'к - максимальный удельный вес раствора при бурении под следующую колонну, Н/м3.

При испытании колонн на герметичность в один прием без использования пакера внутреннее избыточное давление рассчитывают по формулам (22.21) и (22.22), в которых ру определяют так же, как и для промежуточных колонн.

При испытании с применением пакера

Pн.иz = 1,1Рвг – Рпл z,

гдерв2 - вычисляют по формулам (22.29) - (22.32).

ОСЕВАЯ НАГРУЗКА ОТ СОБСТВЕННОГО ВЕСА КОЛОННЫ

Осевую нагрузку определяют по теоретическому весу спущенной колонны:

Q = 'tgllql, (22.38)

где д – ускорение силы тяжести, м/с2; /; – длина г-й секции, м; qt – масса единицы длины г'-й секции колонны, кг.

Расчетные формулы. Сопротивляемость труб наружному избыточному давлению определяется давлением, при котором наибольшее напряжение достигает предела текучести материала труб. Критическое давление ркр (МПа) рассчитывают по формуле Г.М. Саркисова

824

P ' 2p3 k

¦4Ek02pv ), (22.39)

где kmin = smin/D; k0 = s0/D; smin = 0,875s; s0 = 0,905s; s - толщина стенки, мм; D – наружный диаметр, мм; ар – предел пропорциональности, принимаемый равным пределу текучести, МПа; Е – модуль упругости, МПа; р = = s0/smin = 1,034; е - овальность, наибольшее расчетное занчение которой равно 0,01 для труб до 219 мм включительно, 0,015 для труб от 245 до 324 мм и 0,02 для труб более 324 мм.

Сминающее давление, при котором отмечается пластическая деформация трубы, рсм = сркр, где с - опытный коэффициент. В зависимости от значения к = s/D средние значения с следующие:

0,03 <к< 0,04........................ 1,05

0,04 <к< 0,05........................ 1,07

0,05 <к< 0,06........................ 1,1

0,06 <к< 0,07........................ 1,13

к> 0,07.................................... с = 1,18

Критическое давление из условия потери устойчивости ркр = 2,2 Ек2 Amin p. (22.40)

Обычно ркр, определенное по формуле (22.40), больше, чем рассчитанное по формуле (22.39).

Наружное избыточное давление для труб не должно превышать допустимого:

Рн.и2<Ркр/Л1,

где щ - коэффициент запаса прочности, принимаемый равным 1-1,3 для секций эксплуатационного объекта и 1,0 для остальных секций.

На сминающее давление влияет растягивающая нагрузка. Как показали экспериментальные исследования, с увеличением растягивающих напряжений и уменьшением толщины стенки сминающее давление падает. С увеличением к влияние растягивающих напряжений на сминающее давление уменьшается. Исходя из имеющихся экспериментальных данных, для труб, растягивающее напряжение в которых превышает 50 % предела текучести, коэффициент запаса на смятие целесообразно увеличить на 10 %.

Внутреннее избыточное давление, при котором напряжения в трубе достигают предела текучести ат, МПа,

рт=0,8752°^. (22.41)

Давление, рассчитанное по формулам (22.16)-(22.18), (22.21), (22.22), не должно превышать допустимого:

рв.и2<рт/п2,

где п2 - коэффициент запаса прочности, равный 1,15 для труб 114-219 мм и 1,52 для труб более 219 мм.

825

Т а б л и ц а 22.14

Коэффициент запаса прочности nз

Диаметр трубы, мм
Длина колонны, м

Диаметр трубы, мм
Длина колонны, м

114-168
<3000 >3000 <1500 >1500
1,15
273-324
<1500 >1500 <1500 >1500
1,45

1,3
1,6

178-245
>324

1,45
1,75

Страгивающую нагрузку для труб с резьбой треугольного профиля определяют по формуле Яковлева – Шумилова:

pст

10-\Dbv

1 + Tic ctg(a + ф) 21

(22.42)

где Дc = D – 2t – Ъ – средний диаметр сечения по впадине первой полной нитки (в основной плоскости), мм; t - глубина резьбы, мм; Ъ - толщина стенки трубы по впадине той же нитки, мм; г\ – коэффициент разгрузки; / - длина резьбы с полным профилем (до основной плоскости), мм; a = 60° – угол между опорной поверхностью резьбы и осью трубы; ср = = 7° – угол трения.

Вес колонны Q, определенный по формуле (22.39), не должен превышать допускаемого значения: Q < [Р], где [Р] = Рст/пз. Здесь лз - коэффициент запаса прочности (табл. 22.14).

Осевую растягивающую нагрузку (кН), при которой напряжения в теле муфты равны пределу текучести, вычисляют по формуле А.Е. Сарояна

pст

10-\Dav

1 + 0,2-----ctg(a + ф) sin a

dt

(22.43)

где D, d – средние диаметры соответственно муфты и резьбы в плоскости последнего полного витка резьбы, находящегося в сопряжении, мм; а – толщина стенки муфты в той же плоскости, мм; t – рабочая высота профиля резьбы, мм.

Для колонн из труб с трапецеидальной резьбой допускаемая нагрузка при растяжении

[Р] = -Рраз/Лз, (22.44)

где Рраз - разрушающая нагрузка (справочная величина); лз = 1,8.

РАСЧЕТ КОЛОННЫ ДЛЯ НАКЛОННО НАПРАВЛЕННЫХ СКВАЖИН

Наружные и внутренние избыточные давления рассчитывают по формулам, приведенным выше для вертикальных скважин; при этом расстояние от устья до характерных точек L, Л, Н определяют по вертикали.

Растягивающая нагрузка определяется весом колонны. Влияние изгиба колонны учитывается при расчете на растяжение коэффициентом запаса прочности п[:

 

 

826

Л1

(22.45)

ED

1,15 103cr

1 + 2lctg(a + cp)

щ - коэффициент запаса прочности, принимаемый равным 1,15 для труб диаметром до 168 мм и 1,3 для труб диаметром 168 мм и более; а0 – интенсивность пространственного искривления, градус на 10 м; Дс – средний диаметр сечения в основной плоскости резьбы, м; / – длина резьбы с полным профилем, м.

Во всех случаях п[ не должен быть меньше значений лз, приведенных в табл. 22.14 для каждой группы размеров колонн.

ПОРЯДОК РАСЧЕТА КОЛОНН

На основании исходных данных определяют избыточные наружные и внутренние давления на устье скважины и на глубинах Н, h, L, а также для интервалов, рассчитываемых по пластовому или горному давлению. Распределение давлений на этих интервалах принимается линейным.

Для удобства расчетов избыточные давления по глубине скважины представляют в виде эпюр (см. рис. 22.8).

Задаются коэффициентом запаса прочности щ на наружное давление для первой снизу секции колонны, вычисляют щрн и L и подбирают трубы. Длину первой секции 11 определяют по мощности эксплуатационного объекта. Затем рассчитывают коэффициент запаса прочности по внутреннему избыточному давлению для верхней трубы секций на глубине L1.

Определяют наружное избыточное давление на верхнем конце 1-й секции, по которому подбирают трубы для 2-й секции. При подсчете длины 2-й секции 12 выбирают трубы для 3-й секции, определяют глубину их установки L2, тогда 12 = L1 – L2. Далее выполняют расчет на внутреннее давление для верхней трубы 2-й секции и т.д.

При этом одновременно определяют общий вес Q всех подобранных секций, который должен быть меньше или равен допускаемой нагрузке. Если растягивающее напряжение больше 0,5Q, то коэффициент запаса прочности п увеличивают на 10 %.

Если длину секции определяют исходя из осевой нагрузки, то дальнейший расчет на наружное давление не проводят. Промежуточные колонны рассчитываются по аналогичной методике.

На участках колонны, где возможен наибольший износ, допускается увеличение толщины стенки труб на 10–20 %.

ОСОБЕННОСТИ РАСЧЕТА СВАРНЫХ КОЛОНН

Сварную обсадную колонну рассчитывают на прочность с учетом воздействия на нее растягивающих нагрузок, наружного и внутреннего давлений. В отдельных случаях проверка на прочность учитывает также и действие на колонну изгибающих усилий.

Изложенная далее методика расчета сварных обсадных колонн распространяется на конструкции обсадных труб с проточкой под хомут. Рас-

 

с

827

Коэффициенты запаса прочности n, K

Диаметр трубы, мм

<219

Длина колонны, м

<1500 >1500

Т а б л и ц а 22.15

i
К

1,3
1,45
2,2 2,5

Диаметр трубы, мм

>219

Длина колонны, м

<1500 >1500

i
К

1,45 1,6
2,5 2,75

к проверке проч-

чет на растяжение сварной обсадной колонны сводится ности сварного шва, сечений под хомут

Прочность сварного шва на растяжение проверяют по формуле

Р1 =0,9-103/71

(22.46)

где р1 – допускаемая растягивающая нагрузка, кН; F1 – наименьшая площадь сечения по сварному шву, м2; ав – временное сопротивление материала труб, МПа; К - коэффициент запаса прочности сварного шва. Значение К вычисляют по формуле

К = п

(22.47)

где n – коэффициент запаса прочности для тела трубы.

Значения коэффициентов запаса прочности n и K для труб из углеродистой стали группы прочности Д даны в табл. 22.15.

Прочность на растяжение в сечении трубы, ослабленном проточкой под шарнирный хомут, характеризует растягивающая нагрузка, кН,

0,95 -103/7,

(22.48)

где F2 – площадь сечения по проточке, м2.

Обсадные колонны на внутренне давление (МПа) рассчитывают по формуле

0,875^

(22.49)

где s – номинальная толщина стенки, мм; п2 = 1,15-1,52 – коэффициент запаса прочности; D – наружный диаметр трубы, мм.

Сварные колонны на наружное давление рассчитывают согласно приведенной выше методике, уменьшая значения критического давления на 5 % вследствие ослабления сечения трубы проточкой под хомут.

т

 

 

23СИЛОВОЙ ПРИВОД ГЛАВА БУРОВОГО КОМПЛЕКСА

23.1. ТИПЫ ПРИВОДОВ, ИХ ХАРАКТЕРИСТИКИ

Силовым приводом бурового комплекса называют совокупность двигателей и регулирующих их работу устройств, осуществляющих преобразование топливной или электрической энергии в механическую, управление преобразованной механической энергией и передачу ее к исполнительным органам буровой установки (насосу, ротору, лебедке и др.).

В зависимости от используемого первичного источника энергии приводы подразделяют на автономные (не зависящие от системы энергоснабжения) и неавтономные (зависящие от системы энергоснабжения, т.е. с питанием от промышленных электрических сетей). К автономным приводам буровых установок относят установки с двигателями внутреннего сгорания (ДВС), а также с газотурбинными установками. К неавтономным приводам относят установки с электродвигателями трехфазного переменного тока.

В зависимости от способа привода исполнительных органов силовой привод буровой установки может быть одиночным или групповым. В силовых приводах можно использовать разные средства искусственной приспособляемости; передаточные механизмы, блокирующие несколько двигателей для передачи энергии на один вал и также входящие в состав силового привода. Характеристики группового привода одновременно должны соответствовать характеристикам нескольких механизмов буровой установки, а характеристика одиночного привода – характеристике только одного механизма.

Потребителями энергии буровой установки являются исполнительные механизмы, обладающие различными характеристиками:

исполнительные механизмы для углубления скважины (буровые и подпорные насосы, роторный стол, вращающий бурильную колонну и долото при роторном бурении); устройства для приготовления бурового раствора и очистки его от выбуренной породы и газа;

исполнительные механизмы для спускоподъемных операций (лебедки главная и вспомогательная); частота вращения барабана главной лебедки при подъеме изменяется от 50 до 600 мин–1; для лучшего использования мощности требуется бесступенчатое или ступенчатое регулирование частот вращения; при подъеме бурильных колонн идеальна характеристика постоянного использования всей мощности, т.е. N = ?M = const, ? – угловая скорость барабана; M – крутящий момент;

вспомогательные исполнительные механизмы (компрессоры, водяной насос, механизированные ключи и др.); мощность, потребляемая этими механизмами, составляет 10–15 % мощности, потребляемой главными механизмами.

Основные требования, предъявляемые к силовому приводу: соответствие мощности и гибкости характеристики условиям работы исполнительных механизмов, достаточная надежность, долговечность, небольшая масса и экономическая эффективность.

829

Под мощностью силового привода подразумевают номинальную установленную мощность всех двигателей N = ?Ni; где Ni – номинальная мощность двигателя, кВт.

Под гибкостью характеристики понимают способность силового привода автоматически или при участии оператора быстро приспосабливаться в процессе работы к изменениям нагрузок и частот вращения исполнительных механизмов. Гибкость характеристики определяется коэффициентом приспособляемости, диапазоном собственного регулирования, частотой вращения валов силового привода и приемистостью двигателей.

Приемистостью называют интенсивность протекания переходных процессов, т.е. время, в течение которого двигатель и силовой привод реагируют на изменение нагрузки.

Коэффициент приспособляемости (или перегрузочная способность) – это отношение kп =Mmax/Mн, где Mmax и Mн – наибольший и номинальный крутящие моменты.

Диапазон регулирования частоты вращения – отношение максимальной частоты вращения nmax к номинальной nн.

Если в силовой привод входят и средства искусственной приспособляемости, то его коэффициент приспособляемости kп = kп.д kп.т, а диапазон регулирования R = RдRт, где kп.д и Rд – коэффициент перегрузки и диапазон собственного регулирования двигателя в пределах устойчивых режимов работы; kп.т и Rт – то же, для средств искусственной приспособляемости, входящих в силовой привод.

Коэффициенты kп.д и Rд зависят от типа двигателя и вида используемой энергии (табл. 23.1). Если значения kп.д и Rд недостаточны, то применяют средства искусственной приспособляемости, т.е. между двигателями и исполнительным механизмом включают промежуточные гидравлические или электромашинные передачи.

Относительная масса двигателя, или масса, приходящаяся на 1 кВт, влияет на мобильность буровой установки. Относительная масса для двигателей, применяемых в буровых установках, колеблется от 2 до 15 кг на 1 кВт. Практикой бурения установлено, что для тяжелых и мощных буровых установок наиболее подходят двигатели с относительной массой 6–12 кг на 1 кВт.

Экономическую эффективность силовых приводов буровых установок с двигателями разных типов определяют на основании данных эксплуатации или опыта промышленных испытаний установок; экономическая эф-Т а б л и ц а 23.1

Значения kп.д и Rд для различных двигателей

Тип привода
k п.д

ДВС тихоходный (500–750 мин–1)
ДВС быстроходный (1200–1700 мин–1)
Асинхронный электродвигатель
Синхронный электродвигатель
Газовая турбина двухвальная
Газовая турбина одновальная
Комбинированная газовая турбина с двигателем со свободно
движущимися поршнями
Паровой двигатель буровых установок
ДВС быстроходный с турботрансформатором
ДВС с электромашинной передачей постоянного тока
1,1– 1,25 1,1– 1,2 1,7– 2,2
1,65 2,5–3 1,8–2 3,5–5
1,5–3 1,5–3,5 1,6–2,2
1,5–2
1,3– 1,8
1,0– 1,05
1,0
2–3
1,5–2
4–6
2–3 2,5–3,5 2,5–4,0

830

фективностъ зависит от расхода топлива или энергии, смазочных материалов, их стоимости, коэффициента использования мощности первичных двигателей, затрат на уход и обслуживание, транспортирование, монтаж и демонтаж силовых приводов в буровой установке.

В силовых приводах широко используют асинхронные и синхронные электродвигатели трехфазного переменного тока. Преимущество этого вида привода по сравнению с ДВС в том, что обслуживание гораздо проще, и что при снабжении буровых электроэнергией отпадает необходимость в систематическом подвозе топлива, а это особенно затруднительно в районах с суровым климатом и при большой отдаленности буровых.

Недостатки этих двигателей – жесткость характеристики и необходимость применять средства искусственной приспособляемости. В районах, где нет электросетей большой мощности, применяют буровые установки с ДВС. В последнее время для бурения глубоких скважин шире используют приводы с электродвигателями постоянного тока, применяя системы выпрямителей и питание от сетей трехфазного тока.

Выбор мощности, типа и числа двигателей, способа передачи энергии и схемы компоновки всего силового привода зависит от характера изменения рабочих нагрузок. Использование мощности исполнительными механизмами в процессе проводки скважины, характеристики двигателей и средств искусственной приспособляемости при совместной работе с двигателями обусловлено способом и технологией бурения.

В процессе проводки скважины необходимая мощность, частота вращения и крутящие моменты изменяются на всех исполнительных механизмах в широких пределах. Потребляемая мощность и энергия зависят от глубины и диаметра скважины, способа бурения, типа буровой установки, режима работы, климатических условий и др. По мере углубления скважины возрастает расход энергии, затрачиваемой на каждый пробуренный метр скважины, в результате уменьшения скорости механического бурения, увеличения гидравлического сопротивления прокачиванию жидкости и увеличения веса бурильной колонны и объема спускоподъемных операций.

Режимы работы двигателей непостоянны. Различают три режима работы силового привода: пиковых кратковременных нагрузок с использованием максимальной мощности двигателей (аварийные работы); повторно-кратковременных нагрузок в период спускоподъемных операций бурильных колонн; длительный, который используют для привода ротора и насосов в процессе бурения.

Пригодность двигателя того или иного типа и необходимых средств искусственной приспособляемости для привода буровой установки определяется их характеристиками и технико-экономическими показателями. При выборе типа двигателей, способа передачи энергии к исполнительным органам и при разработке схемы компоновки всего силового привода следует подбирать сочетание характеристик и этих показателей так, чтобы возможно полнее удовлетворить требованиям бурения, монтажа и демонтажа оборудования. В зависимости от этих факторов выбирают схему и конструкцию всех передач, приводящих лебедку, насосы, ротор и другие агрегаты, чтобы обеспечить их наиболее эффективное использование. Для решения этой задачи должны быть известны характеристики основных исполнительных органов, двигателей и трансмиссий.

831

23.2. ВЫБОР ДВИГАТЕЛЕЙ СИЛОВЫХ ПРИВОДОВ

ДВИГАТЕЛИ ВНУТРЕННЕГО СГОРАНИЯ

В буровых установках применяют ДВС, эксплуатируемые на тяжелом топливе или газе. Двигатели, работающие на легком топливе (бензине или керосине), не применяют из-за их неэкономичности.

Соответствие ДВС заданным условиям работы определяется его внешней характеристикой и конструкцией. Внешней, или механической, характеристикой ДВС называют изменение мощности, крутящего момента и расхода топлива в зависимости от частоты вращения коленчатого вала.

ДВС могут работать при изменении массового соотношения количеств воздуха и топлива в сравнительно небольшом диапазоне – от 15:1 («бедная» смесь) до 11:1 («богатая» смесь); этим и объясняется, что крутящий момент, развиваемый этими двигателями, почти постоянен. Работу ДВС регулируют изменением подачи топлива. Если подача топлива ограничена и применяется «бедная» смесь, то частота вращения уменьшается и двигатель не развивает полной мощности; такую характеристику называют частичной.

Приемистость и приспособляемость ДВС определяются конструкцией системы подвода топлива и воздуха, а также моментом инерции вращающихся частей шатунно-поршневой группы. Эту группу быстроходных двигателей облегчают, благодаря чему рассматриваемые двигатели имеют большую приемистость, чем тихоходные. С увеличением коэффициента собственной приспособляемости двигателя возрастает устойчивость его работы при переменных режимах нагрузки, что особенно важно для двигателей, приводящих в движение буровые лебедки.

Обычно в заводской характеристике ДВС указывают его номинальную мощность. Номинальной мощностью ДВС называют мощность нового двигателя, полученную во время заводских стендовых испытаний при определенной (номинальной) частоте вращения nн (точка В на рис. 23.1); при этом двигатель развивает номинальный момент (точка В?) при номинальном расходе топлива (точка В??) и нормальных окружающих условиях (атмосферное давление 760 мм рт. ст., температура воздуха +20 °С, влажность 70 %).

Согласно нормам для подъемной части буровых установок следует использовать режим работы ДВС при котором он развивает 80 % номинальной мощности (точка С) при меньшем расходе топлива (точка С??).

При длительных режимах работы ДВС на приводе насосов и ротора рекомендуют использовать только 60 % номинальной мощности (точка D), что достигается уменьшением подачи топлива, обеспечивающим наиболее экономичный режим работы (точка D??). При форсировании ДВС может развить и большую мощность (точка А). Однако этот режим связан с повышенным расходом топлива (точка А??) и снижением момента (точка А?) вследствие увеличения внутренних потерь в двигателе. При таком режиме срок службы ДВС резко уменьшается и использование его неэкономично. Недостатком ДВС является то, что их нельзя запускать под нагрузкой – необходимо устанавливать в трансмиссиях муфты, позволяющие включать их на ходу; кроме того, мощность двигателя зависит от давления, температуры и влажности окружающего воздуха.

Тепловая энергия, потребляемая ДВС на буровых, составляет 40–

832

Рис. 23.1. Внешние характеристики ДВС:

1 - мощность; Г, 1" - мощность при работе на частных характе-

ристиках льный рас щийД =

ность, крутящий момент, частота вращения и расход топлива)

60 МДж/ч при КПД, равном 0,25–0,35 (в зависимости от конструкции и состояния двигателя), а часовой расход топлива составляет 250– 350 г/(кВт?ч).

Наиболее широко распространены дизели с наддувом, однако не любой их тип можно использовать в буровой установке. ДВС должен быть приспособлен к работе на переменных режимах и длительной работе на холостом ходу.

ЭЛЕКТРОДВИГАТЕЛИ

Под внешней, или механической, характеристикой электродвигателя подразумевают зависимость крутящего момента от частоты вращения, напряжения, частоты тока и магнитного потока в якоре.

В каталогах указывают номинальные пусковые и рабочие характеристики, т.е. мощность, крутящий момент, скольжение и КПД двигателя при номинальных напряжениях и частоте переменного тока на клеймах двигателя и температуре окружающей среды 20 °С. Так как мощность двигателя определяется температурой нагрева его обмотки, то в зависимости от температуры окружающей среды и условий охлаждения электродвигатель может развивать мощность, отличающуюся от указанной в каталоге.

В буровых установках для привода главных и вспомогательных исполнительных механизмов применяют электродвигатели следующих типов:

асинхронные трехфазного переменного тока с короткозамкнутым или фазным ротором; синхронные трехфазного переменного тока; постоянного тока с разными схемами возбуждения.

Различают три типа внешних характеристик электродвигателей (рис. 23.2):

833

Рис. 23.2. Внешние характеристики электродвигателей:

1 – синхронного; 2 – асинхронного; 3 – постоянного тока (А, А? – номинальный момент)

абсолютно жесткая (линия 1) – частота вращения при изменении момента постоянна; такую характеристику имеют синхронные электродвигатели;

жесткая (кривая 2) – с увеличением момента частота вращения уменьшается незначительно; такой характеристикой обладают асинхронные двигатели переменного тока и двигатели постоянного тока параллельного и независимого возбуждения; гибкая (кривая 3) – при небольшом изменении момента значительно изменяется частота вращения; такой характеристикой обладают двигатели постоянного тока последовательного возбуждения.

Частота вращения электродвигателя и развиваемый им момент могут изменяться автоматически без воздействия каких-либо внешних регуляторов; в этом случае автоматическим регулятором является противоэлектро-движущая сила самого двигателя.

Естественные характеристики электрических двигателей можно изменять с помощью регулирующих устройств, на которые воздействует оператор; такие характеристики называют искусственными.

При выборе двигателя для силового привода важно знать, как будут изменяться его основные параметры, т.е. крутящий момент M, частота вращения n и мощность N в зависимости от изменения напряжения и частоты тока в питающей сети.

В асинхронных электродвигателях переменного трехфазного тока параметры изменяются по следующим зависимостям. Скольжение номинальное

S = (nc - nн)/nc,

где – nc = 60f / z – синхронная частота вращения, мин–1; f – частота тока (для промышленных сетей f = 50 Гц); z – число пар полюсов.

Крутящий момент M пропорционален квадрату питающего напряжения, поэтому рассматриваемый привод весьма чувствителен к колебаниям напряжения. Максимальный крутящий момент обратно пропорционален квадрату частоты тока сети.

Для силовых приводов буровых установок с питанием от общепромышленных сетей переменного тока при допускаемом колебании напряжения от +5 до – 10 % максимальный момент может уменьшаться до 0,8 номинального, указанного в каталогах. При пуске электродвигателей сила тока увеличивается, а напряжение в сети падает ниже допустимых пределов. В связи с этим асинхронные двигатели должны обладать высокой перегрузочной способностью даже в период падения напряжений и возрас-

834

Рис. 23.3. Внешние характеристики асинхронных двигателей переменного трехфазного тока: 1, 2 – сила тока и крутящий момент асинхронного двигателя с короткозамкнутым ротором; 3, 3?, 3?, 3?? – относительный момент асинхронного двигателя с фазным ротором; 4 – относительный момент асинхронного электродвигателя с повышенным скольжением (I/Iн – относительная сила тока)

тания пусковых моментов даже в период падения напряжений и возрастания пусковых моментов сопротивления при относительно небольшой силе пускового тока, при этом они должны развивать необходимый вращающий момент.

На рис. 23.3. приведены внешние номинальные характеристики электродвигателей переменного трехфазного тока. Кривая 1 соответствует изменению силы потребляемого тока, кривая 2 – естественному изменению крутящего момента асинхронного двигателя с короткозамкнутым ротором. Пуск такого двигателя производят непосредственно при включении в сеть без промежуточных пусковых устройств. Такие электродвигатели можно применять для привода насосов; для привода лебедки и ротора их используют только с тур-ботрансформаторами или электромагнитными муфтами скольжения и с коробками передач.

Электродвигатель с фазным ротором имеет контактные кольца, что позволяет при пуске вводить ступенчато в цепь ротора добавочные сопротивления, определяющие искусственные характеристики (кривые 3, 3?, 3??, 3???. Введение добавочного активного сопротивления увеличивает полное сопротивление роторной цепи, благодаря чему снижаются пусковой момент и критическое скольжение. Максимальные моменты остаются неизменными (точки A, A1 и A2). Активное сопротивление в роторной цепи регулируют так, что переключение с одной реостатной характеристики на другую происходило при расчетных значениях моментов переключения. По окончании пуска сопротивление в цепи ротора уменьшают, и двигатель далее работает при параметрах, соответствующих двигателю с коротко-замкнутым ротором (кривая 2).

При использовании индуктивного сопротивления в цепи ротора, несмотря на некоторое уменьшение максимального момента, получают лучшие результаты. Индуктивное сопротивление выполняет функцию автоматического регулятора силы тока ротора. В начале разгона двигателя, когда частота тока ротора близка к частоте сети, сопротивление дросселя велико и ограничивает силу пускового тока. По мере разгона частота тока в рото-

835

ре снижается, сопротивление дросселя уменьшается и сила тока в течение всего периода пуска остается примерно постоянной.

В электродвигателях с фазным ротором можно применять системы управления, в которых дроссель насыщения с внутренней обратной связью в сочетании с активными сопротивлениями симметрично включен в цепь ротора.

В процессе пуска индуктивное сопротивление изменяется под влиянием силы и частоты тока ротора, а при автоматическом управлении – еще и под действием силы результативного тока управления. Активные сопротивления в процессе пуска не изменяются. Кривая 4 изменения момента такого двигателя с повышенным скольжением показана на рис. 23.3; точка A характеризует номинальный крутящий момент Mн двигателя с коротко-замкнутым ротором, а точка A1 – двигателя с повышенным скольжением. В двигателях с повышенным скольжением ротор короткозамкнутый, что упрощает пусковую аппаратуру; однако КПД такого двигателя значительно ниже, чем некороткозамкнутого.

Синхронный электродвигатель отличается от асинхронного тем, что он снабжен генератором постоянного тока, служащим для намагничивания ротора; благодаря этому ротор вращается синхронно с частотой вращения, пропорциональной частоте тока и обратно пропорциональной числу пар полюсов. Частоту вращения можно регулировать только изменением частоты питающего напряжения; момент, развиваемый двигателем, пропорционален первой степени напряжения; перегрузочную способность двигателя можно повысить увеличением возбуждения. В двигателях станционарного исполнения Mmax = 1,65 Mн (точка N на рис. 23.3).

Ротор синхронного двигателя снабжен также короткозамкнутой обмоткой, и его пусковые характеристики определяются пусковой характеристикой этой обмотки ротора, которая придает синхронному двигателю в режиме пуска свойства асинхронного короткозамкнутого двигателя. Эксплуатационные преимущества синхронного двигателя определяются его способностью отдавать в сеть реактивную мощность, необходимую для повышения cos ?. Однако абсолютно жесткая механическая характеристика двигателя и невозможность пуска под нагрузкой ограничивают его использование. К недостаткам асинхронных двигателей следует отнести также большую силу пускового тока, однако при достаточно мощных промысловых сетях и подстанциях осуществляют прямой пуск этих двигателей. Пусковые характеристики синхронных и асинхронных двигателей аналогичны.

Электродвигатели постоянного тока следует применять в буровых установках для бурения скважин большой глубины, когда к приводу предъявляют требования глубокого и плавного регулирования частоты вращения, точной остановки, повышенной плавности разгона и торможения и других режимов со сложным изменением механической характеристики.

В буровых установках электродвигатели постоянного тока применяют с автономным приводом в сочетании с генераторами постоянного тока, вращаемыми ДВС (электромашинная передача постоянного тока) либо двигатели постоянного тока получают питание через выпрямители от сетей переменного тока.

Частоту вращения двигателей постоянного тока регулируют изменением напряжения в якоре или силы тока возбуждения двигателя. Поскольку для изменения напряжения на зажимах якоря в электромашинной передаче необходимо изменять силу тока возбуждения генератора, управление

836

двигателями постоянного тока осуществляют в цепях возбуждения, т.е. в цепях сравнительно малой мощности.

Характеристики двигателей постоянного тока зависят от способа возбуждения. Различают три основных способа возбуждения двигателей постоянного тока: параллельное, последовательное и комбинированное (смешанное).

На рис. 23.4 приведены внешние характеристики при разных способах возбуждения. При параллельном возбуждении (кривая 1) с изменением нагрузки магнитный поток не изменяется, поэтому пределы регулирования и характеристика определяются сопротивлением цепи якоря. При последовательном (сериесном) возбуждении (кривая 2) магнитный поток зависит от силы тока нагрузки; в этом случае механическая характеристика зависит от магнитного потока и сопротивления в цепи якоря. При смешанном возбуждении (кривая 3) суммарный магнитный поток, действующий в электродвигателе, определяется двумя составляющими: постоянной, создаваемой обмоткой параллельного возбуждения, и переменной, создаваемой обмоткой последовательного возбуждения.

В буровых установках применяют электродвигатели с последовательным или смешанным возбуждением, которые должны отвечать следующим требованиям: частота вращения для привода всех агрегатов 400– 1200 мин-1; диапазон регулирования лебедки и ротора 2–3, для привода насосов 1,5 – 2. Мощность одного двигателя для лебедки и насосов 300 – 1000 кВт, для ротора 250–700 кВт.

ГАЗОТУРБИННЫЕ ДВИГАТЕЛИ

Газотурбинные двигатели (ГТУ) обладают хорошей приемистостью, большой надежностью и высокой естественной приспособляемостью. Газотурбинные двигатели бывают двухвальные, одновальные и комбинированные.

В двухвальном газотурбинном двигателе турбина высокого давления приводит во вращение центробежный компрессор; в силовую турбину низкого давления, находящуюся на отдельном валу, поступает газ из турбины высокого давления. Независимость питания газом этих турбин позволяет изменять характеристику двигателя в широких пределах.

Рис. 23.4. Внешние характеристики электродвигателей постоянного тока с разными способами возбуждения:

1 – параллельным; 2 – последовательным; 3 – смешанным; 4 – КПД двигателя с последовательным возбуждением (т| – КПД; А – рабочий диапазон)

Рис. 23.5. Схемы газотурбинных установок (ГТУ):

- компрессоры низкого и высокого давления; 3

- камера сгорания; 4, 6 - трубы низкого и высо-кого давления; 7 - воздушная камера; 8 - поршень; 9 - камера сжатия

Рис. 23.6. Внешние характеристики (мощность и крутящий момент) ГТУ: 1, 2 – одновальной; 1?, 2? – двухвальной; 1?, 2? – комбинированной; 3 – номинальный крутящий

В одновальных газовых турбинах компрессор и турбину располагают на одном валу. При увеличении внешней нагрузки снижаются частота вращения и количество газа, питающего турбину, в результате уменьшаются мощность и крутящий момент.

Комбинированный газотурбинный двигатель состоит из генератора газа со свободно движущимися поршнями и одновальной газовой турбины. Генератор газа имеет поршневой компрессор, поршни которого непосред-

момент

838

ственно соединены с поршнями двухтактного дизеля. Сжимаемый в поршневом компрессоре воздух через всасывающие окна подается в цилиндр дизеля, куда подводится топливо. Отработанные газы дизеля при большом давлении подаются через продувочные окна в газовую турбину, передающую мощность на исполнительный механизм.

На рис. 23.5 приведены схемы ГТУ, а на рис. 23.6 – их характеристики. Двухвальная ГТУ обладает большим коэффициентом естественной приспособляемости, чем одновальная, и имеет большую приемистость. Одно-вальные ГТУ обладают меньшим диапазоном естественного регулирования. Наибольший диапазон регулирования и высокий коэффициент естественной приспособляемости имеют комбинированные газотурбинные двигатели со свободно движущимися поршнями генератора газа, так как в них питание газом турбины не зависит от ее частоты вращения.

Приемистость газотурбинных двигателей зависит от схемы, конструктивного исполнения и программы регулирования подачи топлива.

Теоретически время переходных процессов можно определить с помощью уравнений термодинамики. Практически для двигателей без регенератора время перехода от холостого хода к полной нагрузке составляет несколько секунд, что вполне приемлемо для двигателя силового привода буровой установки.

Недостаток ГТУ – их низкий КПД. Одно- и двухвальные ГТУ характеризуются эффективным КПД, имеющим более низкое значение (0,12– 0,27), чем КПД двигателей внутреннего сгорания (0,36–0,38). Комбинированные ГТУ имеют более высокий КПД, чем одно- и двухвальные, и близкий к КПД дизелей (0,35–0,38). На холостом ходу и при незначительных нагрузках КПД одно- и двухвальных установок очень низкий, что служит препятствием для широкого применения их в буровых установках.

23.3. СРЕДСТВА ИСКУССТВЕННОЙ ПРИСПОСОБЛЯЕМОСТИ ДЛЯ ПРИВОДОВ

Естественные характеристики двигателей в большинстве случаев не могут обеспечить пусковую характеристику и диапазон регулирования, требуемые исполнительными механизмами буровой установки. Поэтому используют искусственные средства сближения требуемых характеристик с фактически имеющимися.

Крутящий момент и диапазон регулирования частот вращения лебедки и ротора в буровой установке можно изменять в пределах от 1–4 до 1–10. Ни один из рассмотренных двигателей не обладает такой характеристикой собственной приспособляемости, поэтому в трансмиссиях буровых установок применяют различные устройства искусственной приспособляемости, позволяющие трансформировать крутящий момент и частоту вращения.

Трансмиссии буровых установок можно подразделить на механические нерегулируемые или со струпенчатым регулированием частот вращения и моментов с помощью коробок передач; гидромеханические со ступенчатым или бесступенчатым регулированием частот вращения и моментов с помощью гидропередач и коробок передач; электромеханические со ступенчатым или бесступенчатым регулированием частот вращения и моментов с помощью электродинамических муфт или электромашинной передачи с коробками передач; электрические с бесступенчатым регулированием частот вращения и моментов во всем требуемом диапазоне.

839

ОБЩИЕ ЗАВИСИМОСТИ ДЛЯ ТРАНСМИССИЙ

Обозначим индексом 1 вал двигателя, а индексом 2 – ведомый (вторичный) вал трансмиссии. Тогда для любой трансмиссии можно записать следующее.

Коэффициент полезного действия трансмиссии

r\ = M1n2 /(M1fi1), (23.1)

где М1, М2 – крутящий момент на ведущем и ведомом валах; п1, п2 – частота вращения этих валов.

Отношение и21 = п2/щ называется передаточным отношением трансмиссии, а отношение моментов к = М2/М1 – коэффициентом трансформации крутящего момента.

Следовательно, всегда КПД г\ = ки21.

В любой трансмиссии приложены три крутящих момента: момент двигателя М1, рабочий момент М2 и опорный момент М3. Из условия равновесия трансмиссии алгебраическая сумма трех крутящих моментов равна нулю:

M1 + М2 + М3 = 0. (23.2)

Трансмиссии без внешней опоры (М3 = 0) называют муфтами. Независимо от принципов их действия для них M1 = М2, к = 1, г| = и21.

Для трансмиссий, понижающих частоту вращения (редукторов) к > 1, т.е. М2 > M1, опорный момент М3 положителен (совпадает по направлению с M1) При к = 1 и М2 = M1 трансмиссия трансформирует частоту и момент, т.е. превращается в муфту (u21 = ц).

Для ускоряющих трансмиссий (мультипликаторов) к < 1, и21 > 1, М2 > M1, опорный момент отрицателен.

Для трансмиссии – трансформатора, предназначенного для преобразования момента, внешняя опора обязательна.

Трансмиссия является промежуточным звеном между двигателями и исполнительным механизмом и предназначена для приспособления характеристики двигателя к характеристике, требуемой этим органом. При этом следует различать характер изменения нагрузки и частот вращения на исполнительном органе в период длительной работы и периоды пусков и остановок, т.е. режим переменно-кратковременных нагрузок. В зависимости от свойств двигателя соответствующим образом компонуют и трансмиссию.

В буровой установке исполнительные органы работают в разных режимах, как длительных, так и пусковых. Например, для ротора и насосов, пускаемых сравнительно редко, разгонные характеристики не играют большой роли, как для лебедок, работающих при спускоподъемных операциях в очень напряженном режиме повторно-кратковременных нагрузок. Длительно действующие нагрузки в этих исполнительных органах изменяются в процессе работы неодинаково, поэтому для обеспечения наибольшей эффективности процесса каждого исполнительного органа трансмиссия по возможности должна полнее удовлетворять этим требованиям, и необходимо рассматривать как пусковые и тормозные свойства, так и свойства их при длительно действующих режимах.

840

МЕХАНИЧЕСКИЕ ТРАНСМИССИИ

Механическими называют трансмиссии, передающие движение и энергию от двигателей к исполнительным органам буровой установки и состоящие из валов, различных передач (зубчатых, гибкой связью, муфт и т.д.), не регулирующие автоматически ни момента, ни частот вращения при изменении нагрузки на исполнительном органе установки.

Кинематическую настройку трансмиссий выполняет только оператор. Механические трансмиссии могут обеспечить любой диапазон трансформирования и регулирования частот вращения и крутящих моментов.

Механические трансмиссии можно подразделить на простые и сложные. Простые трансмиссии не регулируют частоты и моменты, а осуществляют только их постоянное трансформирование (например, трансмиссия бурового насоса, схема которой дана на рис. 23.7, а). Сложные трансмиссии обеспечивают трансформацию и регулирование частот и моментов под воздействием оператора. В сложных механических трансмиссиях буровых установок частоты вращения и моменты регулируют только ступенчато при помощи коробок передач (например, трансмиссия привода буровой лебедки, схема которой показана на рис. 23.7, б). Характеристика силового привода на его конечном звене – выходном валу – зависит о сочетания его собственной характеристики с жесткой характеристикой трансмиссии.

Пусковые характеристики механической трансмиссии зависят только от свойств двигателя и муфт сцепления, используемых при кратковременных режимах пусков и остановок.

В отличие от транспортных машин коробки передач в буровых установках нельзя использовать для разгона, так как силы инерции поднимаемой бурильной колонны значительно меньше сил сопротивления, а время переключения коробки передач для изменения скоростей подъема крюка относительно велико.

Если двигатель обладает способностью осуществлять пуск трансмиссии под нагрузкой (паровые машины и электродвигатели постоянного и переменного тока с фазным ротором), то в трансмиссии для соединения валов можно применять жесткие муфты сцепления (зубчатые, кулачковые и др.), которые включают муфты до начала движения; разгон трансмиссии происходит под нагрузкой при включенной муфте. При этом двигатель преодолевает сопротивление от статического (рабочего) сопротивления, инерционных сил трансмиссии и собственных вращающихся частей, т.е. уравнение механического равновесия при переходных процессах имеет вид

Mд – Mст – Mи.д – Mи.т = 0, (23.3)

где Mд и Mст – вращающий момент двигателя и статического сопротивления; Mид и Mит – моменты инерционных сил вращающихся частей двигателя и трансмиссии относительно осей вращения. Инерционные моменты, Н-м,

M и i = J0i —2 i, (23.4)

dt

здесь J0i – момент инерции вращающихся частей двигателя и трансмиссии, приведенной к оси двигателя, Н-м-с2; фi – углы поворота валов, рад; t – время переходного процесса, с.

841

Рис. 23.7. Схемы трансмиссий силовых приводов:

а - нерегулируемой механической, блокирующей два двигателя привода насоса; б - регулируемой механи-

 

Так как моменты инерции разгоняемых масс двигателя весьма значительны, то потери энергии при пусках могут сильно возрастать. Рациональное распределение инерционных масс между валами двигателя и трансмиссии является важной задачей, особенно для подъемного механизма буровой установки, где пуски и остановки весьма часты.

Для уменьшения вращающихся моментов двигателя при пусках используют разные средства: изменяют пусковую характеристику двигателя или устанавливают между двигателем и трансмиссией фрикционные, электродинамические или гидравлические муфты. В механических трансмиссиях применяют только фрикционные муфты.

В процессе пуска электродвигателя с короткозамкнутым ротором, соединенным с трансмиссией жесткой муфтой, время разгона очень небольшое; при этом возникают большие инерционные моменты, что требует резкого увеличения вращающего момента двигателя и ведет к увеличению силы пускового тока в 4–5 раз и более. Для прямого пуска под нагрузкой короткозамкнутые двигатели больших мощностей в буровых установках не применяют.

При пуске трансмиссии от двигателя (асинхронного или синхронного) с постоянной частотой вращения через фрикционную муфту время разгона увеличивается, а требуемый при пуске вращающий момент двигателя меньше, чем в первом случае; возникающие инерционные моменты в трансмиссии могут частично или полностью преодолеваться за счет маховых моментов ротора двигателя, почти не увеличивая его вращающего момента. Однако при жесткой характеристике двигателя и больших вращающихся массах повышаются инерционные нагрузки на муфту, вследствие чего в ней увеличивается работа трения при скольжении во время включения. Для снижения влияния инерционных нагрузок на вращающий момент двигателя при его жестком соединении с трансмиссией применяют асинхронные двигатели с ротором, имеющим фазовую обмотку. В этом случае пуск происходит постепенно благодаря включению в обмотку ротора сопротивлений. При этом инерционные моменты ротора двигателя и трансмиссии, а также статический момент преодолеваются вращающим моментом самого двигателя; время разгона больше, чем в первых двух случаях.

Недостатком системы с фазным ротором является то, что двигатели требуют довольно сложной пусковой аппаратуры, причем улучшаются характеристики только процесса пуска. При рабочем режиме характеристика остается жесткой. При пуске трансмиссии от двигателя с гибкой характеристикой, например ДВС с фрикционной муфтой, угловая скорость двигателя может снижаться, а угловая скорость трансмиссии – плавно увеличиваться. В этот период происходит проскальзывание муфты сцепления. Разгон осуществляется частично за счет вращающего момента двигателя и сил инерции его вращающихся частей.

В определенный момент скольжение муфты прекращается, и дальнейший разгон происходит плавно благодаря увеличению топливной энергии, подводимой к двигателю по команде оператора; трансмиссия не подвергается большим динамическим нагрузкам.

Совместная работа двигателей с механической трансмиссией может обеспечить постоянную трансформацию частот вращения и крутящего момента либо при наличии коробки передач их ступенчатое изменение. На каждой из степеней частоту можно регулировать только за счет диапазона регулирования и коэффициента перегрузки самого двигателя.

843

Рис. 23.8. График совместной работы механической трансмиссии с коробкой передач и двигателями разных типов (М2/М1 и n2/n1 – относительные крутящий момент и а вращения)

частота

На рис. 23.8 приведены график совместной работы трехступенчатой коробки передач с ДВС при диапазоне регулирования R =1,5, а также кривые крутящего момента Mдвс и Mэд – асинхронного электродвигателя, обладающего практически постоянной частотой вращения. Точки A1, A2 и A3 характеризуют номинальный момент на разных передачах коробки пере-

дач. Заштрихованные площади S1, S2 и S3 соответствуют диапазонам изменения нагрузок и частот вращения при ДВС, а площади F1, F2 и F3 – при асинхронном электродвигателе. Кривая Mп = const – идеальная кривая при полном использовании мощности. Как видно на этом графике, ДВС обеспечивает некоторую гибкость силового привода, в то время как асинхронные электродвигатели такими свойствами не обладают, и располагаемая мощность не может полностью использоваться, например, в приводе лебедок, где при подъеме бурильных колонн происходит последовательное уменьшение нагрузки на крюке по мере извлечения колонны из скважины и уменьшения числа поднимаемых свечей.

Полуавтоматической называют механическую трансмиссию, снабженную устройством для автоматического (т.е. без участия оператора) изменения в определенных пределах характеристики силового привода. Схема силового привода такого типа с двумя механически сблокированными двигателями приведена на рис. 23.7, a; между двигателями и фрикционной муфтой установлены устройства 12, автоматически преобразующие его характеристику.

В буровых установках применяют два типа полуавтоматических трансмиссий: 1) трансмиссии, изменяющие только пусковые и кратковременные характеристики; 2) трансмиссии, способные длительно преобразовывать характеристику и обеспечивать гибкость привода при высоком КПД.

В первом случае в трансмиссию между двигателями и передачей встраивают автоматически действующую гидравлическую или электродинамическую муфту. При пуске на малых частотах вращения двигателя эти муфты передают незначительный крутящий момент, обеспечивая при этом плавное включение и разгон трансмиссии. Такие муфты также защищают двигатели от перегрузок и внезапных остановок, так как при резком возрастании момента сопротивления на трансмиссии муфта не передает мо-

844

мента вращения, превышающего расчетный. Если на исполнительном механизме перегрузка действует длительно, то двигатели должны быть отключены с помощью фрикционных муфт 4 (см. рис. 23.7, е); в противном случае происходит перегрев муфты, так как вся энергия двигателей превращается в теплоту (г| = 0), потому что их КПД обратно пропорционален скольжению.

Во втором случае для преобразования характеристик при длительно действующих режимах в качестве регулирующих устройств (см. рис. 23.7, е) применяют гидродинамические преобразователи момента, которые встраивают в трансмиссию между двигателем / и фрикционной муфтой 4, либо электромашинные передачи. Эти устройства обладают достаточно высоким КПД (г| = 0,7-0,9) при широком диапазоне регулирования.

ПОЛУАВТОМАТИЧЕСКИЕ ТРАНСМИССИИ С ГИДРАВЛИЧЕСКИМИ ПЕРЕДАЧАМИ

Совместная работа двигателя с турбомуфтой. Турбомуфта представляет собой агрегат, состоящий из центробежного насоса, колесо которого соединено с валом двигателя, и турбины, соединенной с вторичным (выходным) валом. Момент М2, развиваемый на вторичном валу, пропорционален квадрату угловой скорости га1 двигателя, поэтому можно считать, что характеристика турбомуфты состоит из двух периодов, соответствующих разгонному и рабочему режимам.

При рабочем режиме трансмиссии угловая скорость двигателя со2 и момент Мн достигают своих номинальных значений. При этом скольжение электродвигателей обычно составляет 2 – 4 % (при холостом ходе около 0,5 %). Турбомуфта не передает на вал момент, превышающий расчетный. Значение этого момента зависит также от наполнения муфты жидкостью: при снижении наполнения передаваемый муфтой момент при одинаковом скольжении уменьшается.

Существуют разнообразные конструкции турбомуфт, допускающих регулирование наполнения, однако в буровых установках эти конструкции широкого распространения не получили.

Совместная работа двигателя с турботрансформатором. Турботранс-форматор представляет собой турбомашину, которая состоит из центробежного насоса, соединенного с первичным валом двигателя, и направляющего аппарата; последний изменяет направление потока жидкости, выходящего из насоса и турбины. Колесо турбины соединено с выходным (вторичным) валом турботрансформатора. Турботрансформатор является своеобразной коробкой передач с бесконечным числом передач и переменным КПД, так как потери в жидкости, циркулирующей в турботранс-форматоре, возрастают с увеличением коэффициента трансформации частоты вращения. Как для любой турбомашины, мощность на ведущем валу турботрансформатора, кВт,

Nд = N1 = X^n3дD5 (23.5)

и момент, Н-м,

Мд = М1 = X^nд2D5, (23.6)

где X1 – постоянный коэффициент, характеризующий турботрансформа-

845

тор; р – плотность жидкости, кг/м3; лд – частота вращения первичного вала, мин-1; D – диаметр колеса центробежного насоса, м.

Мощность на вторичном (выходном) валу турботрансформатора, кВт,

Nт = N1Tiт, (23.7)

здесь г|т – КПД турботрансформатора, который зависит от конструктивного исполнения и коэффициента трансформации и21 (передаточного отношения).

Крутящий момент на вторичном валу, Н-м,

Мт = X2u21M1, (23.8)

где Х2 – постоянный коэффициент, зависящий от конструкции турботрансформатора.

Двигатель с турботрансформатором представляет собой приводной агрегат с характеристикой, отличающейся от характеристик как двигателя, так и турботрансформатора. Двигатель может обладать частотой вращения вала либо строго постоянной (например, электродвигатель синхронный), либо изменяющейся в некоторых пределах (например, ДВС). При правильном подборе двигателя и турботрансформатора характеристика агрегата более полно удовлетворяет требованиям исполнительных органов буровой установки.

Если лд = const, то в общем случае при изменении частоты вращения лт выходного вала крутящий момент на валу двигателя может несколько изменяться. Это свойство трансформатора называется прозрачностью. Степень прозрачности при лд = const

П =М"/М'

д д,

где Мд – момент на валу двигателя при лт = 0; М'д – момент на валу двигателя при коэффициенте трансформации и21 = 1, т.е. при лд = лт.

В буровых установках применяют турботрансформаторы со степенью прозрачности П = 1,2-1,7.

Для расширения зоны регулирования при высоких КПД можно использовать комплексные турботрансформаторы, объединяющие в себе тур-ботрансформатор и турбомуфту и имеющие два и более направляющих аппарата, или устанавливать после турботрансформатора коробки передач.

Совместная работа трансмиссии двигателя, турботрансформатора и коробки передач. Для исполнительных органов, требующих более широкого диапазона, чем это может обеспечить двигатель с турботрансформатором, в трансмиссии применяют коробку передач (например, в приводах буровых лебедок). В этом случае коробка передач увеличивает рабочий диапазон пропорционально числу передач при высоких значениях КПД.

Общий диапазон регулирования такой трансмиссии

-IV -IV д-1\-тт-1\-к.п,

где R, #тт и Rк.п – диапазон регулирования двигателя, турботрансформатора и коробки передач.

В таких трансмиссиях применение комплексных трансформаторов может быть излишним, так как работа на передачах I, II и III значительно увеличивает общий диапазон регулирования при высоких КПД.

846

ПОЛУАВТОМАТИЧЕСКИЕ ЭЛЕКТРОМАШИННЫЕ ПРИВОДЫ ПОСТОЯННОГО ТОКА

Электромашинный привод постоянного тока представляет собой сложный агрегат, в котором работают совместно ДВС, электрогенератор и двигатель постоянного тока. В буровых установках трансмиссии с электромашинными передачами весьма разнообразны, и с их помощью могут быть получены различные характеристики.

Согласно схеме электромашинной передачи с комбинированным возбуждением и управлением, изображенной на рис. 23.9, a, ДВС 1 приводит во вращение генератор постоянного тока 2, который питает током двигатель 10. Генератор 2 имеет последовательную 3 и параллельную 4 обмотки возбуждения и обмотку 6 для возбуждения напряжения в обмотке 7 двигателя 10, которое регулируется реостатом 8. Контакторы 5 служат для отключения обмоток. Характеристики регулируются в определенных пределах автоматически при постоянной частоте вращения ДВС. При необходимости более глубокое регулирование осуществляют изменением количества топлива, подаваемого в ДВС пневматическим регулятором 9, и изменением возбуждения генератора реостатом 8. Подобное полуавтоматическое регулирование одновременным воздействием и на первичный и на вторичный двигатели позволяет получить характеристику с изменением параметров в более широком диапазоне.

На рис. 23.9, a приведена характеристика электродвигателя постоянного тока, получаемая при регулировании электрических параметров тока возбуждения (напряжения и силы) и частоты вращения первичного вала ДВС. Кривая 2 крутящего момента Mд не совпадает с идеальной кривой 1 при Nд = const, так как у двигателя постоянного тока, как видно на графике (кривая 3), мощность Nд переменная.

Рис. 23.9. Электромашинная трасмиссия постоянного тока:

a – схема с одновременным регулированием частот вращения ДВС и генератора, а также напряжения возбуждения электродвигателя; a – характеристика электродвигателя постоянного тока электромашинной трансмиссии (M, N и n – крутящий момент, мощность и частота вращения вала двигателя в относительных величинах)

847

При необходимости расширения диапазона регулирования в трансмиссиях применяют коробки передач; тогда кривые крутящего момента и мощности изменяют аналогично тому, как это происходит в трансмиссиях с турботрансформаторами.

Совместная параллельная работа двигателей. Для обеспечения надежности, увеличения маневренности и повышения коэффициента использования установленной мощности в буровых установках часто применяют групповые или двухдвигательные одиночные приводы.

Электродвигатели (не более четырех) блокируют параллельно или последовательно для передачи мощности на один вал в приводах лебедок или насосов. ДВС блокируют только параллельно (от двух до четырех) в общем приводе всех агрегатов (лебедка, насосы и ротор). Для группового привода необходимо, чтобы каждый двигатель отдавал свою полную мощность. Это условие должно выполняться в процессе работ при различных частотах вращения трансмиссии; однако это условие трудно выполнить, так как внешние характеристики двигателей и устройств, регулирующих их работу, всегда отличаются одна от другой.

Так как привод в процессе бурения работает с разными частотами вращения, то всегда при жестком блокировании суммарная мощность нескольких двигателей не равна сумме их номинальных мощностей.

В один привод не блокируют более четырех ДВС в связи с понижением суммарной мощности.

Если в трансмиссии применяют устройства, допускающие скольжение (электрические муфты, турбопередачи и др.), то частоты вращения каждого двигателя различаются, и суммарная мощность привода в этом случае N? = ??Nдi, где ? – КПД устройства, допускающего скольжение.

В случае блокирования жесткой передачи нескольких асинхронных двигателей для передачи их мощности на общий вал происходит их неравномерная нагрузка при одинаковой частоте вращения. Блокирование жесткой передачи синхронных двигателей в буровых установках не применяют, так как один из двигателей всегда будет перегружаться.

Устойчивая работа двигателей трансмиссии обеспечивается в том случае, если на части кривой его характеристики момент двигателя Mд равен моменту сопротивления Mс. Параметры устойчивого режима располагаются в точке пересечения характеристик Mд и Mс.

23.4. МУФТЫ

Муфты предназначены для передачи вращения с одного вала на другой или с вала на свободно сидящую на нем деталь (например, цепную звездочку, зубчатое колесо). Муфты не изменяют значение и направление передаваемого вращающего момента. Ее выбирают по передаваемому вращающему моменту и диаметру соединяемых валов. В буровых машинах и механизмах используют муфты различных конструкций и видов, отвечающие определенным монтажным и эксплуатационным требованиям.

Муфты делят на механические, гидравлические и электромагнитные. Механические муфты по назначению подразделяют на постоянные и сцепные. Постоянные муфты не допускают разъединения валов в процессе работы машины. Для разъединения валов, соединенных постоянными муфтами, и требуется их разборка, которую производят при ремонте и демонта-

848

Рис. 23.10. Зубчатая муфта

же. Сцепные муфты служат для соединения и разъединения валов на ходу или при кратковременных остановках.

Постоянные муфты. Для постоянного соединения валов применяют неподвижные (глухие) и подвижные муфты. Наиболее просты по конструкции глухие муфты: втулочные со штифтами и со шпонками, фланцевые (по-перечно-сверт-ные) и про-дольно-свертные. Глухие муфты можно использовать при строгой соосности валов. В буровых машинах трудно обеспечить необходимую для установки глухих муфт соосность валов, поэтому в машинах и агрегатах бурового комплекса для постоянных соединений преимущественно используют подвижные муфты, допускающие взаимное смещение валов за счет подвижных элементов муфты. К подвижным муфтам относят жесткие компенсирующие, шарнирные и упругие. Все три типа применяют в буровых машинах.

Из жестких компенсирующих муфт наиболее распространены зубчатые, способные компенсировать незначительные осевые, радиальные и угловые смещения соединяемых валов. На рис. 23.10 показана зубчатая муфта, соединяющая тихоходный вал редуктора с трансмиссионным валом регулятора подачи долота. Муфта состоит из обойм 2 и 5 с внутренними зубьями, находящимися в зацеплении с наружными зубьями втулок 1 и 6. Для снижения потерь на трение и увеличения долговечности зубчатое зацепление работает в масляной ванне, герметизированной прокладкой 4 и войлочными кольцами 7. Отверстие для масла закрывают пробкой 3. Аналогичную муфту применяют во вспомогательных лебедках.

Шарнирные муфты служат для соединения валов, оси которых расположены под большим углом друг к другу, причем в процессе работы угол наклона может изменяться. Шарнирная муфта состоит из двух валов и шарнирно соединенной с ними крестовины. Недостаток шарнирной муфты – неравномерность вращения ведомого вала при равномерном вращении ведущего, если валы установлены несоосно. Для устранения этого недостатка применяют сдвоенные шарнирные муфты с промежуточным валом, образующие в этой комбинации карданную передачу, которую принято называть карданным валом. Карданные валы используют в приводе буровых установок для передачи вращающего момента от гидротрансформатора к суммирующему редуктору, буровым насосам и ротору в тех случаях, когда они располагаются на разных отметках по высоте. Для равномерного вращения ведомого звена необходимо обеспечить параллельность валов,

849

соединяемых карданным валом. В буровых машинах применяют шесть типоразмеров карданных валов:

Номер вала ...................................................................... I II III IV V VI

Тип вала (Л – легкий, Т – тяжелый) ....................... Л Т Т Т Т Т

Число шарниров ............................................................. 2 2 2 2 2 1

Максимальная частота вращения, мин–1 .................. 1600 1140 1140 1140 1140 750

Максимальный передаваемый вращающий момент,

кН?м ................................................................................... 3,7 14,0 14,0 14,0 5,1 14,0

Длина, мм ......................................................................... 720 1055 890 1195 812 2225,5

Ширина, мм ..................................................................... 230 300 300 300 300 300

Масса, кг .......................................................................... 50 182 165 190 140 261,8

Устройство карданного вала показано на рис. 23.11.

Упругие подвижные муфты характеризуются наличием упругого элемента, в результате деформации которого происходит взаимное перемещение деталей муфты, необходимое для компенсации смещения осей соединяемых валов. Наряду с этим упругие муфты смягчают толчки и удары и служат средством защиты от резонансных крутильных колебаний, возникающих вследствие неравномерного вращения. Упругие муфты изготовляют с металлическими и неметаллическими, преимущественно резиновыми, упругими элементами. В буровых машинах и агрегатах применяют муфты с резиновыми упругими элементами благодаря сравнительной простоте конструкции, низкой стоимости, отсутствию особых требований по уходу, высоким компенсационным свойствам и хорошей демпфирующей способности. При работе с электродвигателями важное значение приобретает электроизолирующая способность муфт с резиновыми упругими элементами.

Для соединения тяжело нагруженных валов буровых машин и агрегатов, а также для соединения вала электродвигателя с трансмиссионным валом бурового насоса и промежуточным валом лебедки используют упругие (эластичные) муфты, конструкция которых показана на рис. 23.12. Полумуфту 1 с конусной расточкой устанавливают на консоль вала и закрепляют гайкой 2, предохраняемой от самоотвинчивания специальной шайбой. Вторая полумуфта состоит из ступицы 8 и стакана 6, соединяющихся болтами 7. Ступица имеет цилиндрическую расточку и крепится на консоли вала шпонкой. В утолщенных ободах стакана 6 и диска ступицы 3 имеются отверстия для резиновых валиков 4, которые предохраняются от выпадания пружинным кольцом 5, установленным в кольцевом пазу обода стакана.

Упругая муфта, изображенная на рис. 23.13, служит для соединения коленчатого вала дизеля с валом редуктора. Диск 2 с зубчатым венцом 3 для запуска дизеля стартером устанавливается на шлицы вала дизеля и центрируется на нем бронзовыми конусами 1 и 7. Конусы затягиваются с помощью разрезной пробки 8, ввинченной в вал дизеля и надежно закрепленной конической пробкой 13, гайкой 11 и шайбой 12. Ведомый стакан 6 закреплен на коническом конце быстроходного вала 9 понизительного редуктора и застопорен гайкой 10. В ведущем и ведомом дисках установлены по девять пальцев 5 и 14, которые попарно соединены пластинами 4 из прорезиненной ткани.

Высокими эксплуатационными качествами обладают муфты, в которых в качестве упругого элемента использована резиновая звездочка.

Сцепные муфты используют для частых пусков и остановок, при необходимости изменения режима работы и реверсировании. Вращающий момент передается зацеплением (сцепные кулачковые и зубчатые муфты) либо силами трения (фрикционные сцепные муфты).

850

Рис. 23.11. Карданный вал III (тяжелый):

1 – уплотнение; 2 – обойма с игольчатыми подшипниками; 3 – крестовина; 4 –крышка; 5 – вилка; 6 – болт; 7 – балансир; 8 – шлицевая

муфта; 9 – гайка; 10 – шлицевой вал

 

Рис. 23.12. Упругая (эластичная) муфта

Рис. 23.13. Упругая муфта дизеля

Сцепные кулачковые и зубчатые муфты состоят из двух полумуфт, она из которых крепится на ведущем валу, а другая перемещается на шпонках или шлицах ведомого вала с помощью вилки и сухарей.

852

В тяжело нагруженных реверсируемых соединениях применяют кулачковые муфты с прямыми кулачками, число которых выбирают в зависимости от передаваемого вращающего момента. Подвижную муфту обычно располагают на ведомом валу, что позволяет уменьшить износ деталей управления муфтой. Для нереверсивных соединений используют муфты с тремя или шестью косыми кулачками. Кулачковые муфты очень чувствительны к перекосам и несоосности валов, и их применяют в основном для соединения свободно вращающихся цепных звездочек с валом в коробках перемены передач буровой лебедки и цепных редукторах. Реже, например для соединения регулятора подачи долота и гидродинамического тормоза с лебедкой, используют кулачковые муфты, у которых полумуфты располагаются на концах соединяемых валов.

Зубчатая сцепная муфта состоит из двух полумуфт, имеющих на цилиндрических поверхностях наружные и внутренние эвольвентные либо полукруглые зубья. Для облегчения включения торцы зубьев скругляют.

Кулачковые и зубчатые муфты по сравнению с фрикционными проще по конструкции и имеют значительно меньшие габариты и массу. Их основной недостаток – невозможность включения на быстром ходу. Во избежание повреждения кулачков и зубьев включение муфты на ходу допускается без нагрузки и при небольшой разности угловых скоростей. Для включения муфты в состоянии покоя обычно осуществляют холостое проворачивание ведущей полумуфты до совмещения выступов и впадины муфты. Возможность включения муфты без холостого проворота зависит от числа кулачков и их профиля. Материал для изготовления кулачковых и зубчатых муфт должен иметь высокую твердость, поэтому для них обычно используют стали с закалкой до твердости HRC 45–60. Муфты крупных размеров изготовляют из сталей марок 40Х, 30ХН, 35ХГС и др.

Вращающий момент сцепных кулачковых и зубчатых муфт ограничивается контактным давлением. Для кулачковых муфт предельный вращающий момент, Н?м,

Mвр = 0,5d0zF[p],

где d0 – средний диаметр муфты по кулачкам, м; z – число кулачков; F – площадь проекции опорной поверхности кулачка на диаметральную плоскость, м2; [p] – допускаемое контактное давление, Па.

Для стальных термически обработанных (цементация и закалка) кулачков контактное давление при включении муфты на ходу не должно превышать 70 МПа.

Фрикционные муфты используют в силовых передачах лебедки, насосов, ротора и других агрегатов бурового комплекса совместно с постоянными кулачковыми и зубчатыми. Они служат для дистанционного включения и отключения двигателей и основных агрегатов бурового комплекса, оперативного переключения скоростей лебедки при спускоподъемных операциях. Фрикционные муфты передают вращающий момент посредством сил трения между пластинами или дисками ведущей и ведомой полумуфт. В отличие от кулачковых и зубчатых фрикционные муфты позволяют осуществить плавное сцепление валов при любой частоте их вращения.

Особенность фрикционных муфт заключается в том, что они обладают ограниченным запасом сцепления. При чрезмерных нагрузках муфта проскальзывает и предохраняет узлы и детали машин от поломок. В зависимо-

853

сти от формы сцепляющихся элементов различают цилиндрические и дисковые фрикционные муфты. В силовых передачах буровых комплексов наиболее распространены цилиндрические фрикционные муфты, обладающие по сравнению с дисковыми существенными преимуществами – простотой конструкции, низкой стоимостью, удобством монтажа и ремонта в промысловых условиях, пониженной чувствительностью к несоосности соединяемых валов. По конструктивным признакам цилиндрические фрик-

854

Рис. 23.14. Шинно-пневматическая муфта (a), баллон (б) и безразмерная характеристика (a)

ционные муфты подразделяют на шинно-пневматические, пневмокамерные и многокамерные.

Шинно-пневматическая муфта (рис. 23.14, a) состоит из концентрично расположенных обода 4 и шкива 2, между которыми помещают резино-кордный баллон 3 с фрикционными накладками. Сжатый воздух через ниппель 5 поступает в баллон и прижимает накладки 1 к поверхности шкива. В рассматриваемой конструкции баллон прикреплен к стальному ободу и под давлением воздуха обжимает шкив. Такую муфту называют обжим-

855

ной. В разжимных муфтах баллон прикреплен к внутренней полумуфте, выполняющей роль обода. В этом случае фрикционные накладки располагаются на внешней поверхности баллона и прижимаются к наружной полумуфте, выполняющей роль шкива.

Центробежные силы, возникающие при вращении муфты, по-разному влияют на работу обжимных и разжимных муфт. В разжимной муфте центробежные силы прижимают накладки к шкиву, способствуя повышению момента сцепления с увеличением частоты вращения муфты. В обжимной муфте центробежные силы отжимают накладки от шкива и уменьшают момент сцепления муфты. При отключении обжимных муфт центробежные силы оказывают полезное действие, способствуя их быстрому расцеплению. В разжимных муфтах центробежные силы препятствуют разъединению валов, поэтому такие муфты применяют в тихоходных передачах при скоростях скольжения накладок относительно шкива муфты не более 5 м/с. В силовых передачах и других агрегатах бурового комплекса используют только обжимные шинно-пневматические муфты.

Схему, установки муфт выбирают с учетом возможности использования центробежной силы в качестве фактора, способствующего их быстрому отключению. Для этого полумуфту с баллоном необходимо устанавливать на ведущем валу. Иногда это невозможно вследствие сложности подвода воздуха в муфту. В этих случаях полумуфту с баллоном приходится устанавливать на ведомом валу.

Баллон (рис. 23.14, a) состоит из кольцевой резиновой камеры 5, наружного резинового протектора 6, между которыми находится обрезинен-ный кордный каркас 7. В баллоне имеются один или два ниппеля для подачи воздуха в камеру. Ниппели привулканизированы к баллону. Баллон прикрепляют к ободу горячей вулканизацией либо болтами.

Фрикционные накладки 1 приклеены к стальным колодкам 2, которые с помощью металлических валиков 4 прикреплены к протектору баллона. Для тепловой защиты баллона, нагреваемого в результате скольжения, между протектором и колодкой помещена паронитовая прокладка 3. Валики попарно шплинтуются стальной проволокой. Шкивы и обод муфты изготовляют из горячекатаной стали марки 60Г (ГОСТ 1050–74) либо из углеродистой стали марок 40, 50 и подвергают закалке (50–55 HRC) и шлифованию. Для удобства монтажа и ремонта шкив и обод имеют разъемные соединения со ступицами полумуфт. Наладки шинно-пневматических муфт изготовляют из ретинакса и других фрикционных материалов, обычно используемых для ленточных тормозов буровой лебедки.

Момент сцепления обжимной шинно-пневматической муфты

M = (P – Pцб)µD/2, (23.9)

где P – радиальное усилие, создаваемое давлением воздуха в баллоне; Pцб – центробежная сила, отжимающая фрикционные накладки; µ – коэффициент трения; D – наружный диаметр шкива муфты (диаметр поверхности трения).

Радиальное усилие, создаваемое давлением воздуха в баллоне муфты

P = (p – p0)F,

где P – давление в баллоне; p0 – давление, необходимое для выбора зазора между накладками и шкивом муфты (p0 = 0,03?0,05 МПа); F – площадь поверхности кольцевой полости баллона, передающей давление на шкив.

856

Центробежная сила, отжимающая фрикционные накладки,

Рцб = тл2/К и 0,005mDn2,

где ш – масса фрикционных накладок и других частей баллона, отжимаемых центробежными силами; v – окружная скорость центра тяжести отжимаемой части; R = 0,5D — расстояние от оси вращения до центра тяжести отжимаемой части баллона; п – частота вращения муфты, мин-1. Подставляя значения Р и Рцб в формулу (23.9), получают

М = [(р – р0) F — 0,005mDn2]|xD/2. (23.10)

Из формулы (23.10) следует, что момент сцепления шинно-пневматической муфты достигает наибольшего значения при тормозном режиме (п = 0):

М0 = (р - р0) F\xD/2.

С увеличением частоты вращения момент сцепления обжимных шин-но-пневматических муфт снижается и достигает нуля при условии

(р – р0) F — 0,005mDn2 = 0.

Частоту вращения, при которой момент сцепления муфты равен нулю, называют предельной частотой вращения муфты:

nпр=J(p-P0)F/(0,005mD).

Влияние частоты вращения на момент сцепления муфты учитывается коэффициентом момента

Км = Мп/М0,

где Мп – момент сцепления муфты при частоте вращения п.

На рис. 23.14, в приведена безразмерная характеристика шинно-пневматических муфт. Мощность, передаваемая муфтой, равна нулю при тормозном режиме (п = 0) и при вращении с предельной частотой (п = лпр). Номинальные значения частоты вращения и момента сцепления муфт, соответствующие режиму наибольшей передаваемой мощности,

лн*0,6ппр; Мн«0,65М0.

Влияние частоты вращения муфты на передаваемую мощность учитывается коэффициентом мощности

где Nn – мощность, передаваемая муфтой при частоте вращения n; Nmax – максимальная мощность, передаваемая муфтой при номинальной частоте вращения.

Кривые момента сцепления и мощности в соответствующем масштабе выражают изменение коэффициентов момента и мощности (см. рис. 23.14, в). Шинно-пневматические обжимные муфты следует выбирать так, чтобы наибольшая частота вращения под нагрузкой не превышала 0,7nпр. При дальнейшем увеличении частоты вращения резко снижаются моменты сцепления и мощности, вызывающие неустойчивость в работе муфты. Муфты выбирают исходя из следующих расчетных условий:

857

5 = м0км

М

> [S], или 5

max N s [С];

N

где S – запас сцепления; Mвр – момент вращения от рабочей нагрузки; [S] – допускаемый запас сцепления; N – мощность, передаваемая муфтой. Допускаемый запас сцепления назначают в зависимости от режима работы исполнительной машины, вида привода и инерционных нагрузок. При чрезмерном запасе сцепления возникают большие динамические нагрузки в процессе пуска машины. В случае недостаточного запаса сцепления наблюдается продолжительное проскальзывание, вызывающее нагрев и износ муфты. На основании накопленного опыта рекомендуются следующие значения допускаемых запасов сцепления:

Для тихоходных муфт (л = 50-=-700 мин ).........

Для быстроходных муфт (л = 700-=-1500 мин-1)

 

1 1,6

Необходимые для расчетов технические данные шинно-пневмати-ческих муфт приведены в табл. 23.2.

Вращающий момент от рабочей нагрузки рассчитывают по выходной мощности двигателя и наименьшей частоте вращения.

Пневмокамерные муфты отличаются от шинно-пневматических тем, что между баллоном и фрикционными накладками расположены пустотелые башмаки, обеспечивающие вентиляцию и более эффективную теплоизоляцию.

Радиальное смещение осей соединяемых валов вызывает скольжение фрикционных накладок по шкиву, поэтому пневмокамерные муфты наиболее целесообразно использовать для соединения валов с расположенными на них цепными звездочками.

В многокамерных муфтах (рис. 23.15) каждая накладка 2 снабжена отдельной пневматической камерой 1 с самостоятельным каналом 3 для ввода воздуха. Благодаря этому повышается надежность муфты, так как в случае выхода из строя одной и даже нескольких камер многокамерная муфта в отличие от шинно-пневматической и пневмокамерной сохраняет работоспособность.

Дисковая диафрагменная муфта (рис. 23.16) для соединения вала 4 с цепной звездочкой 3 состоит из ступицы 2, установленной на торце вала. На наружных шлицах ступицы установлены фрикционные диски 1. Ведо-

Т а б л и ц а 23.2

Техническая характеристика шинно-пневматических муфт

Типоразмер муфты*
Максимальный момент сцепления" М0, кН-м
Предельная частота вращения nпр,
мин–1
Наибольшая частота включений в 1 ч
Объем камеры баллона,
дм3
Масса (без шкива), кг

МШ300х100 МШ500х125 МШ600х200 МШ700х200 МШ900х200 МШ1070х200
3 10 23 30 55 80
3100 1800 1600 1400 1000 670
65
1,7 7,5 15,0 23,0 35,0 46,0
20 40 65 95 115 145

40

Буквы обозначают: М – муфта, Ш – шинно-пневматическая; первое число метр шкива муфты, второе – ширина фрикционной накладки.

** При давлении в камере 0,7 МПа и коэффициенте трения 0,3.

диа-

858

Рис. 23.15. Многокамерная муфта

мая часть соединена болтами с цепной звездочкой и включает в себя корпус 5, на внутренних шлицах которого установлены опорный 6, промежуточный 7 и нажимной 8 диски. Между нажимным диском и крышкой 9 корпуса муфты размещен пустотелый диск 10 с диафрагмой //.

Под давлением воздуха, поступающего в камеру между диафрагмой и крышкой, пустотелый диск вместе с нажимным перемещается на длину суммарного зазора между трущимися поверхностями. Для двухдисковой муфты зазор равен 8–14 мм в зависимости от степени износа фрикционных накладок. При дальнейшем увеличении давления происходит сцепление муфты и передача вращающего момента от вала к свободно сидящей на нем цепной звездочке. При выпуске воздуха из камеры пружины 8 муфты разжимаются и отводят диски в исходное положение. Нажимные устройства дисковых муфт могут быть пневмокамерного и поршневого типов.

Момент сцепления дисковой муфты не зависит от частоты вращения. При одинаковых габаритах дисковая муфта по сравнению с цилиндрической имеет значительно больший момент сцепления. Например, при давлении в камере 0,7 МПа шинно-пневматическая муфта МШ1070х200 при 500 мин-1 имеет момент сцепления М и 40 кН-м, а двухдисковая муфта того же диаметра – М = 100 кН-м. Однако дисковые муфты не допускают угловых и особенно радиальных смещений, вызывающих быстрое изнашивание пар. Кроме того, дисковые муфты дороже в изготовлении и хуже охлаждаются. Указанные недостатки ограничивают их применение в буровых установках.

Момент сцепления дисковой муфты

М = \xPRz, (23.11)

где Р – осевая нагрузка, создаваемая нажимным устройством, с учетом противодействия пружин; R – радиус равнодействующей сил трения; z – число пар трения, равное удвоенному числу дисков с фрикционными накладками.

859

Рис. 23.16. Дисковая диафрагменная

Радиус равнодействующей сил трения с точностью до 3 % можно определить по формуле

R = (D + d)/4,

где D и d – наружный и внутренний диаметры фрикционного диска.

860

Осевая нагрузка Р зависит от давления в камере нажимного устройства, ее опорной площади и противодействия пружин:

Р = (р — p0)F — czпр(A + 5),

где р — давление в камере нажимного устройства; р0 – давление, необходимое для перемещения нажимного диска, равного суммарному зазору между дисками; F – площадь опорной поверхности камеры; с – жесткость пружины; zпр – число пружин в муфте; Д – предварительный натяг пружины; 5 – суммарный зазор между дисками муфты.

Подставляя полученные значения в формулу (23.11), получают

M = [(p-p0)F-czпр(A + 8)]/[0,25^z(D+d)].

Дисковые муфты выбирают согласно условию М > Mвр[S], где М – момент сцепления муфты; Мвр – вращающий момент от действующей нагрузки; [S] – запас сцепления.

Электромагнитные муфты. Сцепление электромагнитных муфт осуществляется под действием сил магнитного притяжения, возникающих при включении постоянного тока в обмотку возбуждения муфты. В буровых установках применяют индукционные муфты скольжения, сцепляющиеся посредством магнитного поля, и ферропорошковые муфты, имеющие электромеханическую связь.

Электромагнитная муфта скольжения (ЭМС) состоит из концентрич-но расположенных якоря / и индуктора 2, на котором установлена обмотка возбуждения 3 (рис. 23.17, а). При включении постоянного тока в обмотку возбуждения возникает магнитный поток, который наводит в якоре переменную электродвижущую силу, в результате чего возникает ток якоря. Взаимодействие тока якоря с магнитным потоком полюсов индуктора приводит к возникновению электромагнитного момента, под действием которого ведомый вал 4 начинает вращаться в направлении ведущего вала 5.

Вращающий момент ЭМС зависит от частоты вращения якоря относительно индуктора и силы тока возбуждения.

На рис. 23.17, б показана механическая характеристика электромагнитной муфты скольжения, выражающая в относительных координатах зависимость частоты вращения ведомого вала п2 от момента сил сопротивления вращению М2 при заданных вращающем моменте Мн и частоте вращения ведущего вала щ; /н – номинальная сила тока возбуждения, 1н > Г > > I" > Г". Частота вращения ведомого вала муфты всегда меньше частоты вращения ведущего вала, так как только при скольжении в якоре возникают токи, создающие электромагнитный момент. С увеличением момента сил сопротивления М2 частота вращения ведомого вала муфты снижается. Момент, передаваемый ЭМС, падает с уменьшением тока возбуждения.

В электромагнитной порошковой муфте (МЭП) зазор между ведущей и ведомой полумуфтами заполняют порошком из технически чистого железа. Вследствие этого возрастают магнитная проницаемость зазора и вращающий момент, передаваемый муфтой. В отличие от ЭМС вращающий момент электромагнитной порошковой муфты при неизменной силе тока возбуждения практически не зависит от частоты вращения. Если момент

861

Рис. 23.17. Электромагнитная муфта скольжения (a) и ее механическая характеристика (б)

 

сил сопротивления, приложенный к ведомой части муфты, превышает рабочий момент МЭП, то происходит проскальзывание.

Продолжительность проскальзывания зависит от теплорассеивающей способности муфты и ограничивается допускаемой температурой нагрева обмотки возбуждения и подшипников муфты. При чрезмерном нагруже-нии частота вращения ведомой полумуфты падает до нуля, и муфта переходит в режим полного скольжения. Электромагнитные порошковые муфты выгодно отличаются от ЭМС массой, габаритами и мощностью, необходимой для возбуждена обмоток. Однако из-за износа порошка в процессе эксплуатации и смерзания его при низких температурах воздуха происходит заклинивание муфты. Эти недостатки ограничивают применение МЭП.

Ниже приведена техническая характеристика электромагнитных муфт:

Тип муфты .................................................................................... ЭМС-750 МЭП-800

Момент сцепления, кН?м:

номинальный ............................................................................ 7,5 8

пусковой .................................................................................... 16 10

остаточный ................................................................................ – 0,03

Номинальная частота вращения, мин–1 .................................. 750 750

Напряжение возбуждения, В .................................................... 72 130

Мощность возбуждения, кВт .................................................... 5,5 0,2

Сопротивление обмотки возбуждения, Ом ........................... 0,94 54

Номинальная сила тока возбуждения, А ................................ 76 1,75

Момент инерции, кг?м2 ............................................................... 7,75 2

Масса, кг ....................................................................................... 3400 1760

Габаритные размеры, мм:

длина .......................................................................................... 1380 1100

ширина ...................................................................................... 1260 1000

высота ........................................................................................ 1120 1000

Опыт показывает, что электромагнитные муфты значительно повышают эффективность электропривода буровых установок, обеспечивая плавное увеличение частоты вращения разгоняемых масс путем регулирования тока возбуждения. В результате этого стало возможным применение синхронных электродвигателей в приводе буровой лебедки в ряде буровых установок.

23.5. ЦЕПНЫЕ ПЕРЕДАЧИ БУРОВЫХ УСТАНОВОК

В приводах буровых установок широко используют цепные передачи. Такая передача состоит из ведущей и ведомой звездочек и огибающей их цепи. В зависимости от направления вращения звездочки ведущей ветвью цепи может быть как верхняя, так и нижняя. Предпочтительны передачи с верхней ведущей ветвью.

По конструктивному исполнению различают открытые и закрытые передачи с горизонтальным и наклонным расположением оси, соединяющей центры звездочек. Передачи с углом наклона к горизонту до 30° относят к горизонтальным, от 30 до 60° – к наклонным. Вертикальные передачи имеют угол наклона оси к горизонту 60–90° и требуют установки дополнительных устройств для предварительного натяжения цепи.

Различают одно- и многоконтурные цепные передачи. В многоконтурных между соединяемыми валами установлено несколько параллельно расположенных цепных передач с одинаковыми и разными передаточными числами.

863

ТИПЫ И ОСНОВНЫЕ ПАРАМЕТРЫ ЦЕПЕЙ

Цепь представляет собой гибкую конструкцию из последовательно соединенных жестких звеньев. Цепи, используемые для передачи механической энергии от одного вала к другому, называют приводными. По конструктивным признакам приводные цепи (рис. 23.18) относят к роликовым. Они состоят из чередующихся наружных и внутренних звеньев, каждое из которых собирается из двух пластин, напрессованных на валики 2 со шплинтом 3 или на втулки 5. Втулки снабжены роликами 6, которые при входе в зацепление со звездочкой проворачиваются относительно втулок. Благодаря этому уменьшается трение и снижается износ поверхностей контакта зубьев звездочки и роликов. Наружные 1 и внутренние 4 пластины по виду напоминают восьмерку.

Площадь поперечного сечения по проушинам примерно равна площади сечения пластины в средней ее части (шейке). Однако, вследствие больших местных напряжений в зоне отверстий, являющихся концентратором напряжений, предел выносливости в поперечном сечении отверстий меньше, чем в шейке пластины. Диаметр отверстий внутренних пластин, растачиваемых по диаметру сопрягаемых с ними втулок, больше диаметра отверстий наружных пластин, растачиваемых по диаметру валиков. Равно-прочность наружных и внутренних пластин обеспечивается благодаря соответствующему увеличению ширины внутренних пластин.

Валики цепи раскатывают либо развальцовывают с одного конца, и они имеют отверстия для шплинта на другом конце. Соединительное звено является частью цепи. Оно состоит из наружной пластины с неподвижно закрепленными валиками (вилки), соединительной пластины и шплинтов. При нечетном числе звеньев цепь соединяется переходным звеном, состоящим из переходных пластин 7, валика, втулки, ролика 8.

В буровых установках вследствие больших нагрузок и скоростей преимущественно используют многорядные цепи (рис. 23.18, б), которые отличаются от однорядных длиной B валиков и наличием промежуточных пластин 9. Наружные пластины соединяют с валиком с натягом, а промежуточные – с зазором 0,02 мм, облегчающим сборку многорядной цепи.

В отличие от нагрузок и внутренних пластин промежуточные изготовляют без фаски на внешнем контуре. Ниже приведены основные параметры пластин (в мм) для цепи с шагом t = 50,8 мм (толщина пластины s = = 6,4 мм):

Тип пластины ............................................... Внутренняя Наружная Промежуточная

Ширина пластины ...................................... 46 40 40

Ширина шейки пластины .........................

Диаметр отверстия под валики ................

Диаметр отверстия под втулку .................

Шаг пластины ..............................................

Длина пластины .......................................... 96,8

Фаска .............................................................

Масса, кг ....................................................... 0,146

Пластины цепи изготовляют из холоднокатаного проката повышенной точности, получаемого из стали марки 30ХН3А. После термообработки пластины имеют твердость 38–45 HRC. Эта сталь обладает достаточным сопротивлением усталости, хорошей обрабатываемостью и стабильными механическими свойствами после термообработки. Толщина пластины – расчетный параметр цепи, определяющей ее прочность.

864

32
20,57+0,045
50,8 +0,11
27
14,1 +0,035
50,72±0,55
27
1431 +0,035
50,65±0,55

96,8
92,7
92,7

1,5
1,5

0,146
0,128
0,128

Валик, неподвижно закрепляемый в отверстиях пластин наружного звена, представляет собой цилиндрический стержень с коническими торцами, облегчающими сборку цепи. В собранной цепи конические торцы валиков раскатывают либо развальцовывают. Валики должны обладать достаточной прочностью, износостойкостью и сопротивлением ударным нагрузкам. От диаметра валика зависит прочность цепи и контактное давление в шарнире цепи. Валики изготовляют из стали 12ХН3А по ГОСТ 4543–71 или из стали 25Н3 по ЧМТУ/ЦНИИЧМ 377–60, цементируют на глубину 0,05–0,08 их диаметра, и после термообработки они имеют твердость поверхности 54–61 HRC и сердцевины 43–48 HRC. Концы валиков перед раскатной подвергают отжигу.

865

Втулки цепи изготовляют из стали марки 12ХН3А или 12ХН2 и подвергают цементации на глубину 0,3 – 0,7 мм для цепей с шагом 1,75 и 38,1 мм и 0,4–0,8 мм для цепей с шагом 44,45–63,5 мм. Твердость после термообработки 54–61 HRC. Втулки входят в отверстия пластины с натягом, и для устранения среза металла торцы их по наружному диаметру скругляют.

Ролики цепи непосредственно контактируют с зубьями звездочек и подвергаются ударам и изнашиванию. Диаметр ролика выбирают в зависимости от шага цепи. Диаметр является исходным параметром для построения профиля звездочки. Ролики изготовляют из стали 30ХН3А и закаливают до твердости 45–52 HRC.

Соединения валик – пластина и втулка – пластина, собираемые с натягом, проверяют на проворачивание. Крутящие моменты, необходимые для проворачивания втулок и валиков относительно пластины, возрастают с увеличением шага цепи и должны быть в пределах, регламентированных ГОСТ 21834–76.

Роликовые цепи характеризуются следующими геометрическими параметрами (см. рис. 23.18): шаг t, диаметр ролика d, расстояние между внутренними пластинами Ьвн, ширина цепи В.

Шаг цепи измеряется расстоянием между осями двух роликов внутренних и наружных звеньев при натянутом состоянии цепи под нагрузкой, равной 0,01 разрушающей нагрузки. Различают действительный шаг, измеряемый между смежными звеньями, и средний шаг, определяемый как частное от деления длины некоторого отрезка цепи на число звеньев, входящих в данный отрезок: t = lц/mt.

Число звеньев в измеряемом отрезке зависит от шага:

Шаг, мм........................................ 25,4 31,75 38,1 44,45 50,8 51,15 63,5

Число звеньев............................. 49 47 39 33 29 25 23

В изношенной цепи шаг внутренних и наружных звеньев неодинаков, поэтому необходимо определять средний шаг tср на отрезке цепи, содержащем не менее 10 четных чисел звеньев. Удлинение цепи (вытяжка) вследствие изнашивания шарниров, %,

А = ср-----100.

t

Диаметр ролика d определяет радиусы впадин сопряжения и головки зуба звездочек. Отношение шага к диаметру ролика принимают за геометрическую характеристику зацепления цепи X = t/d. Расстояние между внутренними пластинами Ьвн и между осями рядов А цепи определяют размеры поперечного профиля звездочки.

Разрушающая нагрузка Рp цепи соответствует минимальной статической нагрузке, при которой начинается разрушение цепи. Ее определяют путем растяжения цепи на универсальных разрывных машинах.

Технические условия на приводные роликовые цепи буровых установок регламентированы ГОСТ 21834–76, который также предусматривает изготовление цепей двух типов: нормальных Н и тяжелых Т (с утолщенными пластинами). Нормальные цепи легче тяжелых, они могут работать при более высоких (на 10–15 %) скоростях движения цепи. Однако при малых и средних скоростях они имеют меньший срок службы (на 10–15 %).

866

Цепи для буровых установок должны удовлетворять следующим техническим требованиям:

крутящие моменты при испытании на проворачивание валика в пластине должны быть в пределах 18–160 Н?м и втулок в пластине – в пределах 11–100 Н?м в зависимости от шага и типа цепи;

предельные отклонения длины измеряемого отрезка цепи, состоящего из 11 звеньев, от номинального значения должны быть только положительными и составлять 0,15 %;

предельное отклонение действительного шага от его номинального значения по длине цепи, а также разность действительных шагов в каждом ряду по ширине цепи должны строго соответствовать принятым нормам;

разность посадочных размеров промежуточных пластин одного наружного звена не должна быть более 0,02 мм для цепей с шагом 25,4– 38,1 мм и более 0,03 мм для цепей с шагом 44,45 – 63,5 мм;

предельная амплитуда напряжений промежуточных пластин должна быть не менее 50 МПа при базе испытаний 5?106 циклов, для чего рекомендуется их упрочнять путем дорнования и обжатия краев отверстий;

каждая собранная цепь должна быть обтянута в течение не менее 1 мин на стенде при нагрузках 0,25–0,33 соответствующей разрушающей нагрузки;

ресурс цепи до списания должен быть не менее 3000 ч при коэффициенте запаса по сопротивлению усталости, равном 1,1;

собранная цепь должна иметь легкую (без заедания) подвижность в шарнирных соединениях, проверяемую поворотом звеньев цепи рукой на 90°;

цепи не должны иметь пропеллерности и серповидности, препятствующих замыканию цепи в контур усилием руки;

детали цепи не должны иметь окалины, трещин, заусенцев и коррозии;

для защиты от коррозии пластины цепей подвергают фосфатиро-ванию;

длину цепи устанавливают по согласованию с потребителем.

Примеры условных обозначений. Цепь однорядная нормальная с шагом 38,1 мм: 1Н =38,1 ГОСТ 21834–76. Цепь трехрядная тяжелая с шагом 44,45 мм: 3Т-44,45 ГОСТ 21834–76. Переходное звено однорядной цепи нормального типа с шагом 50,8 мм: П-1Н-50,8 ГОСТ 21834–76. Переходное звено двухрядной цепи тяжелого типа с шагом 50,8 мм: Д-2Т-50,8 ГОСТ 21834–76.

ЗВЕЗДОЧКИ К ЦЕПЯМ

Колеса цепных передач в отличие от зубчатых называют звездочками. Долговечность и надежность цепной передачи зависят от правильного выбора формы зуба, материала, термообработки и точности изготовления звездочек. Форма зуба определяется продольным профилем, являющимся основным, поперечным профилем и профилем сечений зуба в плане. Для нормального взаимодействия с цепью форма зуба звездочек должна обеспечить плавное зацепление со звеньями цепи и минимальные контактные давления, а также устранить возможность соскакивания изношенной цепи со звездочки при увеличении шага цепи в пределах установ-867

Рис. 23.19. Профиль зубьев звездочек:

a – без смещения центров дуг впадин; a – со смещением

ленной нормы. Наряду с этим форма зуба должна быть простой в изготовлении.

Наиболее полно указанным требованиям отвечает форма зуба с вогнуто-выпуклым основным профилем (рис. 23.19), параметры которого регламентированы ГОСТ 591–69. Стандарт устанавливает два профиля зубьев звездочек: без смещения центров дуг впадин и со смещением. Звездочки с профилем без смещения центров дуг впадин рекомендуется применять в

868

Т а б л и ц а 23.3 Данные для построения теоретического профиля зубьев звездочек

Параметр

Шаг цепи t

Диаметр ролика цепи d

Число зубьев z

Диаметр делительной окружности dд

Диаметр окружности выступов Д

Диаметр окружности впадин Д

Наибольшая хорда (для контроля звездочек с

нечетным числом зубьев) Lx

Радиус впадины г Радиус сопряжения а Радиус головки зуба г2 Половина угла впадины а Угол сопряжения р Половина угла зуба ср Прямой участок профиля FG Расстояние от центра дуги впадины до центра дуги головки зуба 002 Смещение центров дуг впадин е Координаты точек:

X1

j1

Х2

у2

Примечание. Линейные размеры – в миллиметрах, угловые – в градусах.

особо точных передачах. В буровых установках применяют звездочки со смещенными центрами дуг впадины, отличающиеся тем, что впадина зуба очерчивается из двух центров, смещенных на величину

е = 0,03t.

Расчет и построение теоретического (исходного) профиля зубьев выполняют в соответствии с рис. 23.19 и данными табл. 23.3. Диаметр окружности выступов следует вычислять с точностью до 0,1 мм, остальные линейные размеры – до 0,01 мм, а угловые – до 1.

Наиболее распространены звездочки, у которых сечение зуба в плане представляет собой прямоугольник. Для устранения перекосов при контакте роликов цепи с зубьями звездочки необходимо обеспечить перпендикулярность образующей зуба к торцу венца и параллельность с осью отверстия ступицы.

Искажение профиля зубьев звездочек ухудшает работу передач и приводит к преждевременному разрушению цепи, поэтому материал и термообработка должны обеспечить прочность и износостойкость зубьев. В цепных передачах буровых установок звездочки изготовляют из сталей марок 40Х, 40Г2, 50Г2, 35ГС, 40ХНЛ9Ф с поверхностной закалкой до твердости 42–52 HRC. Предельные отклонения и допуски на шаг, диаметр

869

Расчетная формула

По ГОСТ 21834–76

То же

По конструктивным соображениям

, 180 t

а = tcosec

t|0,5 + ctg—1

2 sin(180/z)

Д = {[0,5 +

Д = dд – 2i

95 Lx = d cos------2i

z

1 = 0,5025D + 0,05 A = 0,8D + I = 1,3025D + 0,05 i2 = D(1,24 cos ф + 0,8 cos p – 1,3025)–0,05 а = 55–60/z p = 18 –56/z

Ф = 17 –64/z = 90–180/z — (a+ p) FG = (1,24 sin ф – 0,8 sin p)

002 = 1,24

e = 0,03f

X1 = 0,8D sin a

j1 = 0,8D cos a

x2 = 1,24D sin 180/z

y2 = 1,24D sin 180/z

окружности выступов, впадин и другие конструктивные размеры зубьев в зависимости от шага и числа зубьев звездочки регламентированы ГОСТ 591–69.

ОСНОВНЫЕ СИЛОВЫЕ И КИНЕМАТИЧЕСКИЕ ХАРАКТЕРИСТИКИ ЦЕПНЫХ ПЕРЕДАЧ

Работающая цепь испытывает нагрузки от натяжений в ведущей и ведомых ветвях. В ведомой ветви действуют натяжения от центробежных сил Рц и провисания цепи Pf:

Р2 = Рц + Pf. (23.12)

Натяжение, вызываемое центробежными силами,

Рц = qv2, (23.13)

где g – масса 1 м цепи; v — скорость цепи, м/с. Натяжение от провисания ведомой ветви

Pt=9,8KfqA, (23.14)

где А – межосевое расстояние, м; Kf = 1 + 5 cos2 у – коэффициент, учитывающий угол у наклона линии центров звездочек к горизонту.

В ведущей ветви нагрузка P1 суммируется из полезного усилия Р, динамической нагрузки Рд и натяжения Р2 ведомой ветви:

P1 = Р + Рд+ Р2. (23.15)

Динамические нагрузки вызываются неравномерностью движения цепи и ведомой звездочки, технологическими погрешностями, допущенными при изготовлении и монтаже цепи и звездочек. На динамику цепных передач неблагоприятно влияет относительное удлинение цепи в результате изнашивания ее шарнирных соединений. Длина ведущей ветви цепной передачи изменяется также вследствие радиальных биений валов и зубчатых венцов, а также наличия зазоров между ступицей звездочки и валом. В связи с этим погрешности изготовления и монтажа цепных передач должны быть в пределах допускаемых значений. На практике при расчете цепных передач буровых установок динамические нагрузки учитываются коэффициентом перегрузки.

Детали цепи испытывают повторно-переменные асимметричные нагрузки. Для цепи средняя нагрузка

Рср « (P1 + Р2) / 2, (23.16)

а амплитуда

Ра и (P1 -P2)/2. (23.17)

Однократная смена нагрузок, происходящая за один оборот цепи, соответствует одному циклу нагружения. Период одного цикла Гц зависит от длины и скорости цепи:

Тцу = Ь= Ltt,

870

откуда

Гц = Щ/v = 60Lt /(zn), (23.18)

где I и I[ – длина замкнутого контура цепи, в мм и шагах; v = ztn/60 – средняя скорость цепи, мм/с; t – шаг цепи; мм; л – частота вращения звездочки, мин-1.

За время Т (в ч) число циклов нагружения

Nц =Т /Т = 60TznLt. (23.19)

Из формулы (23.19) следует, что в течение заданного времени число циклов нагружения одновременно работающих цепей может быть различным в связи с их разной скоростью.

Передаточное число / определяют из равенства средней скорости цепи на быстроходной и тихоходной звездочках:

откуда

i = щ/п2 = z2/z1,

где щ, Z1 – частота вращения и число зубьев быстроходной звездочки; л2, z2 – то же тихоходной звездочки.

В пределах одного оборота действительная скорость цепи изменяется вследствие того, что звездочка является не цилиндром, а многогранником. С увеличением числа зубьев звездочки скорость становится более равномерной, что способствует снижению уровня динамических нагрузок в цепи и других элементах привода.

Соотношение между моментом М (в кН-м) и передаваемой мощностью (в кВт) определяется известной формулой

М = N / со = 9,55N / п и JV/(0, 1n). (23.20)

Полезное усилие, или нагрузка на цепь,

Р = 2М / d , (23.21)

где dд – диаметр делительной окружности звездочки. Момент на ведомом валу

М2 = Г|;М;. (23.22)

КПД цепной передачи зависит от потерь мощности на трение в шарнирах цепи и подшипниках. Для точно изготовленных передач на подшипниках качения со струйным смазыванием цепи КПД составляет 0,96 – 0,98. В расчетах цепных передач буровых установок независимо от шага и числа рядов цепи принимают г\ = 0,97. Расчетная нагрузка на валы цепной передачи несколько больше полезного окружного усилия вследствие натяжения цепи от веса и равна для горизонтальной передачи Рв = 1,15Р, для вертикальной передачи Рв = 1,05Р.

871

23.6. СИЛОВЫЕ АГРЕГАТЫ

И ДВИГАТЕЛИ СОВРЕМЕННЫХ БУРОВЫХ УСТАНОВОК

ДИЗЕЛЬНЫЕ И ДИЗЕЛЬ-ГИДРАВЛИЧЕСКИЕ АГРЕГАТЫ

Эти агрегаты используют для привода основных механизмов буровых установок (буровой лебедки, ротора и буровых насосов).

Дизельный агрегат включает дизель и системы обслуживания (охлаждения, смазывания, пуска, контроля и др.), гарантирующие его надежную работу в пределах заданного срока службы. Дизель-гидравлические агрегаты оборудованы гидротрансформатором с системами его обслуживания.

Рис. 23.20. Дизель-гидравлический агрегат СА10-1 (a) и дизельная установка В2-500ТК-С4 (б) 872

Таблица 23.4

Техническая характеристика дизеля и дизельных агрегатов

Показатель
СА10-1 | СА-30
В2-500ТК-С4

Дизель
6ЧН21/21
12Ч15/18

Число цилиндров
6
12

Расположение цилинд-
Рядное
V-образное

ров

Диаметр цилиндров, мм
210
150

Ход поршня, мм
210
180

Номинальная мощ-
463,2(630)
330(450)

ность, кВт (л.с.)

Частота вращения ко-

ленчатого вала, мин–1:

при номинальной
1200
1600

мощности

при максимальном
850
1150

крутящем моменте

максимально
540
600

устойчивая холосто-

го хода

максимальная без
1500
1900

нагрузки, ограни-

ченная регулятором

Степень сжатия
13,5
14– 15

Направление вращения
По часовой стрелке

(со стороны вентилято-

ра)

Удельный расход топ-
153+ 8
162+ 8

лива при номинальной

мощности, г/(л.с.?ч)

Удельный расход масла


при номинальной мощ-


ности, г/(л.с.-ч):


на угар
1,0
Не более 1,2

общий
1,34

Привод вентилятора
Регулируемый
Нерегулируемый

Система наддува
Турбонаддув

Демпфер крутильных
Жидкостного типа

колебаний

Система смазывания
Принудительная под давлением с «сухим» картером

Система охлаждения
Замкнутая

Система предпускового
Имеется
Нет

подогрева

Система аварийно-
Имеется
Имеется

принудительной сигна-

лизации

Назначенный срок (ре-
10 000
7000

сурс) до первой пере-

борки, ч

Срок службы до капи-
40 000
15 000

тального ремонта, ч

Габаритные размеры,

мм:

длина
2515
1850

ширина
950
1036

высота
1800
1070

Масса, кг
4800
1450

Гидротрансформатор
Г3-675

Мощность номиналь-
463,2

ная, кВт


Номинальная частота
1200

вращения, мин–1


КПД с учетом отбора
88±2

мощности на насос, %


Агрегат


Номинальная мощность
375(510)
441,2(600)
317(432)

на выходе, кВт (л.с.)


873

Пр о до лж ение т а б л. 23.4

Показатель
СА10-1
СА-30
В2-500ТК-С4

Эксплуатационный
650– 1000
650– 1000
750– 1650

диапазон частоты вра-


щения выходного вала,


мин


Соединение гидро-
Эластичная муфта

трансформатора с ва-


лом дизеля


Размер от основания до
750
490
564

оси выходного вала, мм


Габаритные размеры,


мм:


длина
4280
3880
2900

ширина
1500
1508
1580

высота
2855
2212
1500

Масса, кг
8500
7200
2200

Дизели снабжены демпферами крутильных колебаний, обеспечивающими их работу в широком диапазоне оборотов коленчатого вала, а также системами предпускового запуска аварийно-принудительной сигнализации.

В табл. 23.4 приведена техническая характеристика дизельных агрегатов, а на рис. 23.20, 23.21 показан их общий вид и даны внешние характеристики (Nд и Mд – соответственно мощности и крутящий момент дизеля; Nа и Mа – мощность и крутящий момент агрегата; n – частота вращения выходного вала.

Дизель-гидравлический агрегат САТ-450. В буровых установках БУ2900/175ДГУМ1 и БУ1600/100ДГУ для привода основных механизмов применяют дизель-гидравлический агрегат САТ-450, состоящий из дизеля В8-500ТК-С4 и турботрансформатора с необходимыми системами

Рис. 23.21. Внешние характеристики дизеля 6ЧН21/21 и агрегата СА10-1

874

Рис. 23.22. Конструктивная схема (a) дизель-гидравлического агрегата САТ-450 и его внешняя характеристика (б):

I – щиток контрольно-измерительных приборов; 2 – двигатель В2-450АВ-С3; 3 – капот; 4 – маховик; 5 – выхлопная труба; 6 – воздухоочиститель; 7 – кожух соединительной муфты; 8 – резиновый палец; 9 – турботрансформатор; 10 – рама;

II – соединительная муфта; 12 – проста-новочная шайба; 13, 14 – конические кольца; 15 – пробка; 16 – гайка; 17 – стартер; 18, 21 – крышки; 19 – маслоза-качивающий насос; 20 – горловина; 22 – наконечник; 23 – кожух; 24 – радиатор; a – регулируемый зазор

 

их обслуживания. На рис. 23.22, а, б – приведены общий вид этого агрегата и его внешняя характеристика. Ниже даны параметры агрегата САТ-450:

Турботрансформатор ТТ-560К

Номинальная мощность, кВт (л.с.) ..................................................................................... 294(400)

Номинальная частота вращения, мин–1 (с–1) .................................................................. 1350(22,5)

Диапазон частоты вращения выходного вала при КПД не ниже 70 % ...................... 3

Коэффициент трансформации .......................................................................................... 3,3

Максимальный КПД с учетом отбора мощности на насос:

в режиме трансформатора .............................................................................................. 88±2

в режиме муфты ................................................................................................................ 77±2

Агрегат

Номинальная мощность на выходном валу, кВт (л.с.) ................................................... 250(340)

Эксплуатационный диапазон частоты вращения выходного вала, мин–1 ................. 550–1350

Соединение турботрансформатора с валом дизеля ....................................................... Эластичная муфта

Размер от основания до оси выходного вала, мм ........................................................... 760

Габаритные размеры, мм:

длина .................................................................................................................................... 3257

ширина ................................................................................................................................ 1472

высота .................................................................................................................................. 2075

Масса, кг ................................................................................................................................. 4221

Дальнейшее направление повышения эффективности привода буровых установок – использование более мощных отечественных дизелей: 6ЧН-21/21 с номинальной мощностью 464 кВт при 1200 мин–1 и 6ЧН-26/26 с номинальной мощностью 736 кВт. С увеличением единичной мощности сокращается число дизелей буровой установки и, следовательно, упрощается конструкция силовых передач, снижаются потери от спарки дизелей. В дизель-электрических агрегатах, используемых в качестве источников питания электродвигателей вспомогательных механизмов буровой установки, применяют дизели ЯМЗ-238А; К-153 и У1Д6С2.

ГАЗОТУРБИННЫЕ ДВИГАТЕЛИ

В отличие от дизеля эти двигатели преобразуют тепловую энергию в механическую не циклически, а непрерывно. На рис. 23.23, а показана простейшая схема, поясняющая принцип действия двухвального газотурбинного двигателя, который используют в приводе буровых установок. Атмосферный воздух, проходя через ступени компрессора К, сжимается и под давлением поступает в камеру сгорания КС. В этой камере воздух смешивается с топливом, подаваемым форсунками. В результате сгорания образовавшейся смеси создается газовый поток, который поступает в турбину компрессора ТК и свободную турбину ТС.

Рабочие колеса турбины компрессора и свободной турбины установлены на отдельных валах и связаны между собой газодинамически. В лопаточных аппаратах турбин энергия сжатого и нагретого газа преобразуется в механическую работу. Мощность турбины компрессора ТК расходуется на вращение компрессора и других агрегатов обслуживающих двигатель. Мощность свободной турбины ТС через редуктор Р передается на выводной вал В, соединяемый с приводимым агрегатом. Газотурбинные двигатели снабжены устройствами для пуска, а также для автоматического и ручного управления двигателем.

Двухвальный газотурбинный двигатель обладает сравнительно высоким запасом крутящего момента (рис. 23.23, б). Максимальный момент в 1,5-2 раза превышает момент при номинальном режиме. По сравнению с

876

Рис. 23.23. Схема (a) двухвального газотурбинного двигателя и его характеристика (б)

дизелем газотурбинный двигатель обладает более мягкой характеристикой. Его способность резко снижать частоту вращения при загрузке свободной турбины с последующим быстрым выходом на номинальный режим работы является преимуществом, благодаря которому упрощаются пусковые устройства в приводе буровой лебедки, насосов и ротора.

Ниже приведена характеристика стационарного газотурбинного двигателя АИ-23СГ:

Типа двигателя ................................................................

Частота вращения ротора, мин–1:

турбокомпрессора ......................................................

свободной турбины ....................................................

Тип редуктора .................................................................

Передаточное отношение .............................................

Топливо для двигателя ...................................................

Применяемое масло .......................................................

Компрессор ......................................................................

Турбина (компрессора, свободная силовая) .............

Связь между турбинами ...............................................

Габаритные размеры, мм:

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

ширина (без выхлопных труб) .................................

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

Масса, кг:

двигателя со всеми установленными на нем

агрегатами и рамой ....................................................

рамы двигателя ...........................................................

Газотурбинный со свободной силовой турбиной

(9000?14 600)±150 (8000?11 000)±120 Планетарный двухступенчатый 0,08732

Природный (ГОСТ 5542–78) или попутный нефтяной газ Смесь масел (по объему): 75 % трансформаторного или МК-3 и 25 % МК-22 или МС-20 Осевой 10-ступенчатый Осевая двухступенчатая Гидродинамическая

3650±5

760±5

975±5

1290 215

Удельная масса газотурбинного двигателя составляет примерно 1,22 кг/кВт и почти в 7 раз меньше, чем дизеля, поэтому значительно уменьшаются масса и габариты привода и всей буровой установки. Возможность непосредственного соединения выводного вала газотурбинного двигателя с валом трансмиссии упрощает конструкцию и повышает КПД привода. Отсутствие водяного охлаждения облегчает пуск и эксплуатацию двигателя в зимних условиях. Моторесурс газотурбинных двигателей при эксплуатации

877

в бурении достигает 9500 ч, а расход масел почти в 10 раз меньше, чем у дизелей.

Благоприятные пусковые свойства и другие положительные качества этих двигателей свидетельствуют об их конкурентоспособности с более распространенными дизелями. Основные недостатки газотурбинных двигателей - повышенный расход топлива и высокий уровень создаваемого шума. Удельный расход топлива примерно в 2 раза больше, чем у дизелей, поэтому буровые установки с газотурбинными двигателями экономически эффективны при наличии доступных местных ресурсов топлива.

ЭЛЕКТРОДВИГАТЕЛИ ПЕРЕМЕННОГО И ПОСТОЯННОГО ТОКА СПЕЦИАЛЬНЫХ МОДИФИКАЦИЙ

Эти двигатели используют в приводе буровых установок. Валы двигателей, устанавливаемые на щитовых подшипниках, имеют один свободный конец для соединительной муфты.

В числе преимуществ электродвигателей при использовании их в приводе буровых установок следует отметить экономичность и надежность, способность реверсирования и преодоления кратковременных перегрузок, бесшумность работы.

Асинхронные двигатели с фазным ротором применяют в приводе лебедки, насосов и ротора, Этими двигателями управляют с помощью специальных станций, которые осуществляют плавный пуск двигателя с малым пусковым током. Техническая характеристика асинхронных двигателей лебедки, насосов и ротора отечественных буровых установок приведена в табл. 23.5. Номинальная мощность, указанная в таблице, соответствует режиму длительной работы, при котором двигатель не перегревается сверх установленной температуры. Момент Mн, соответствующий номинальному режиму, называют номинальным моментом. Отношение максимального момента Mм к номинальному Mн характеризует перегрузочную способность двигателя. Кратность пускового момента определяется отношением момента, развиваемого двигателем в неподвижном состоянии, к номинальному моменту.

Электродвигатели серии АКБ, используемые в приводе буровых лебедок, рассчитаны для работы в повторно-кратковременном режиме с числом включений не более 100-120 и числом реверсов 10-20 в 1 ч. Электродвигатели серии АКБ - закрытого исполнения с принудительной вентиляцией

Таблица 23.5

Техническая характеристика асинхронных двигателей буровых установок

Тип двигателя
Номинальная мощность, кВт
Номинальное напряжение, В
Частота вращения,
мин–1
КПД, %
Mм Mн
Момент
инерции
ротора,
кг?м2
Масса, кг

АКБ-114-6
АКБ-12-39-6
АКБ-13-62-8
АКЗ-15-41-8Б2
АКЗ-15-41-8Б
АКСБ-15-44-6
АКСБ-15-54-6
АКСБ-15-69-6
320
500
980 985 740
92,5 91,5
2,5 2,3 2,5 2,6 2,7
1,8
2,25
4 10,7
2150 2810 4320 6150 6800 3700 4100 4700

6000

500 700 850 630 800 1000
93,5
94,5 94,7 94,9 95,3

750
-

878

или самовентиляцией - предназначены для тяжелых условий работы с частыми пусками и регулированием частоты вращения путем искусственного воздействия на их электромеханические параметры. Электродвигатели этой серии используют в приводе буровых насосов, они регулируются по способу, получившему название вентильно-машинного каскада. Привод состоит из асинхронного двигателя насоса, трехфазного выпрямительного моста для преобразования энергии скольжения двигателя в энергию постоянного тока и источника ЭДС в качестве которого используют генератор постоянного тока мощностью 250 кВт с приводным синхронным двигателем.

При холостом ходе cos ? двигателя составляет примерно 0,2 и достигает максимального значения 0,7-0,9 при нагрузках, близких к номинальным N2н. Естественным способом улучшения cos ? является полная загрузка асинхронных двигателей. КПД определяется отношением полезной мощности N2 к подводимой N1. У большинства двигателей КПД достигает максимума (65-95 %) при нагрузке, равной 75 % номинальной. Благодаря этому обеспечивается экономичность двигателей при преобладающих на практике режимах нагружения.

Отклонения напряжения и частоты тока от номинальных значений изменяют механические характеристики асинхронного двигателя. Момент вращения пропорционален квадрату напряжения, поэтому для нормальной работы двигателя необходимо стабильное напряжение в сети.

Асинхронные электродвигатели с короткозамкнутым ротором проще и дешевле двигателей с фазным ротором, не требуют сложной пусковой аппаратуры. Привод вспомогательных машин и механизмов буровых установок преимущественно осуществляется асинхронными электродвигателями с короткозамкнутым ротором. Исключение составляют вспомогательная лебедка, в приводе которой используют асинхронный двигатель с фазным ротором, и автоматический регулятор подачи долота, силовой узел которого приводится от двигателя постоянного тока.

В приводе буровой лебедки синхронные электродвигатели вследствие абсолютной жесткости используют с электромагнитными муфтами скольжения, обеспечивающими плавный пуск и относительно небольшое регулирование привода. В приводе буровых насосов синхронные электродвигатели устанавливают с фрикционными муфтами. Буровые установки, снабженные синхронными двигателями в приводе лебедки, имеют асинхронные двигатели в приводе насосов. И наоборот, если в приводе лебедки используют асинхронные двигатели, то в приводе насосов - синхронные. Лишь в отдельных случаях лебедка и насосы буровой установки имеют привод от синхронных двигателей.

Техническая характеристика синхронных электродвигателей отечественных буровых установок приведена в табл. 23.6. Вращающий момент, развиваемый двигателем, и сила тока статора с повышением нагрузки возрастают практически линейно. Так как частота вращения постоянна, мощность также увеличивается линейно. Характерная особенность синхронного двигателя - его способность работать с любым значением cos ?. Это достигается регулированием силы тока возбуждения. При неизменном токе возбуждения повышение нагрузки на валу двигателя вызывает некоторое уменьшение cos ?.

Кривая КПД синхронного двигателя, как и других электрических машин, изменяется в зависимости от нагрузки. Максимум КПД соответствует нагрузкам, близким к номинальным, и для синхронных двигателей буровых

879

Таблица 23.6

Техническая характеристика синхронных двигателей буровых установок

Тип двигателя
Номинальная мощность, кВт
Частота вращения, мин–1
КПД, %
Mм Mн
Масса, кг

СДЗ-12-46-8А
СДЗ-13-34-6
СДБ-13-42-8А
СДЗБ-13-42-8
СДБ-14-46-8
СДЗ-13-52-8А
СДБО-99-49-8А
Пр имечан
320 500
750 1000
94
1,8 1,9 1,46 1,9 2,2 1,44 2,2
напряжение –
3200 3570

450
750 азанных типов н
93,9
4050

94

850
6500 5420 5600
6000 В.

630 и е . Для всех ук
95 94,5
оминальное

установок равен 94-95 %. Основные преимущества синхронных двигателей - возможность их работы с cos ? = 1 и способность улучшать (приближать к единице) cos ? в системах, в которых работают асинхронные двигатели. Момент вращения синхронного двигателя зависит от напряжения в сети в первой стадии. В связи с этим синхронные двигатели по сравнению с асинхронными обладают более стабильным моментом вращения при колебаниях напряжения в сети. Пуск синхронного двигателя возможен после предварительного разгона ротора до частоты вращения, близкой к синхронной, с помощью дополнительного двигателя либо специальной ко-роткозамкнутой обмотки в роторе, усложняющих конструкцию и повышающих стоимость синхронных двигателей.

Электродвигатели постоянного тока в отличие от асинхронных и синхронных обладают свойством саморегулирования и по естественным механическим характеристикам полнее отвечают требованиям, предъявляемым к основному приводу буровых установок. Вследствие плавного изменения частоты вращения в зависимости от момента, создаваемого рабочей нагрузкой, повышаются производительность и экономичность буровой лебедки, насосов и ротора. В буровых установках двигатели постоянного тока получают питание от электромашинных и тиристорных преобразователей переменного тока, поступающего от промышленной электросети или автономных дизель-электрических станций.

Отсутствие надежных и дешевых источников питания, ограниченный выбор необходимых для буровых установок двигателей, повышение требований к техническому обслуживанию и другие факторы на определенном этапе затрудняли внедрение электропривода постоянного тока. В связи с

Таблица 23.7

Техническая характеристика двигателей постоянного тока буровых установок

Тип двигателя
Мощность (длительная), кВт
Напряжение, В
Частота вращения,
мин–1

П-179-9К
П-153-8К
П-172-12К
МПЭ-800-800
ДПЗ-99/74-8КМ2
МПП-1000-1000 МЗ
ПС-152-5К
П-125-8К
1150 370 950 800 710 800 320 230
660 220 660 460
460
220/440 750/900 400/100 800/1200 200/400
800 400/1000 750/1000

880

этим первоначально двигатели постоянного тока использовали в единичных образцах буровых установок, предназначенных для сверхглубокого бурения. На основе накопленного положительного опыта в последующем были созданы буровые комплексы с электроприводом постоянного тока для плавучей (Уралмаш 6000 ПЭМ) и полупогружной (Уралмаш 6000/60 ППЭМ) буровых установок.

В последние годы ведутся опытно-конструкторские разработки и промышленные испытания тиристорного электропривода с питанием от промышленных электросетей. За рубежом электропривод постоянного тока используют преимущественно в дизель-электрических буровых установках.

Основные технические данные двигателей постоянного тока, используемых в отечественных буровых установках, приведены в табл. 23.7.

23.7. КОМПОНОВКА СИЛОВЫХ ПРИВОДОВ И ТРАНСМИССИЙ

Электропривод переменного и постоянного тока. Независимо от рода тока компоновка многодвигательных электроприводов зависит от типа передачи и способа блокирования.

На рис. 23.24 приведена схема блокирования электродвигателей переменного или постоянного тока. Каждая из этих схем имеет преимущества и недостатки, и выбор той или иной компоновки зависит от ряда факторов.

1. Допустимая мощность, передаваемая трансмиссией на промежуточный вал. Если мощность двигателей меньше допустимой для трансмиссии, то предпочтительнее схема на рис. 23.24, a с одной передачей и соосным блокированием двух двигателей общим валом. Если допустимая мощность для трансмиссии меньше мощности двух двигателей, то предпочтительнее схема на рис. 23.29, a, где каждая из трансмиссий передает мощность одного двигателя на общий трансмиссионный вал.

2. Допустимая частота вращения блокирующей трансмиссии. Если частота вращения двигателя превышает значение, допустимое для трансмиссии, то предпочтительна схема на рис. 23.24, в, где блокирование выполнено зубчатым редуктором, для которого допустимая частота вращения больше частоты вращения двигателей.

3. Мощность двух двигателей недостаточна. В этом случае можно использовать третий двигатель (рис. 23.24, a) с передачей мощности отдельной трансмиссией на общий вал.

Электродвигатели постоянного тока и реже асинхронные переменного тока блокируют (до четырех) на одну трансмиссию. Это позволяет варьировать мощность, обеспечивать необходимую надежность и снижать маховые массы, что увеличивает гибкость силового привода.

Возможность вала электродвигателя вращаться в любую сторону упрощает конструктивное решение трансмиссии и не требует передачи обратного хода.

В буровых установках для скважин глубиной до 7000 м применяют силовой электромашинный привод постоянного тока лебедки и буровых насосов. В этих случаях лебедка приводится от двух соосно сблокированных электродвигателей постоянного тока мощностью 800 кВт каждый, с номинальной частотой вращения 1100 мин-1 (напряжение 830 В, сила тока 960 А). Буровые насосы имеют индивидуальный привод от таких же элек-881

Рис. 23.24. Схемы блокирования электродвигателей:

a – соосное расположение двух двигателей, блокирование общим валом; a – соосное расположение, блокирование гибкой связью двух двигателей на трансмиссионный вал; a – параллельное блокирование двух двигателей зубчатой передачей; a – соосное расположение, комбинированное блокирование; 1 – гибкая связь – цепная или клиноременная передача; 2 – трансмиссионный вал лебедки или насоса; 3 – передача на исполнительный механизм; I – электродвигатель

тродвигателей, с питанием их от шести генераторов, последовательно сблокированных соосно по два и приводимых от трех дизелей.

Электродвигатели постоянного тока большой мощности следует соединять с трансмиссией непосредственно, так как они допускают пуск под нагрузкой. Мощные электродвигатели переменного тока, обладая большой маховой массой якоря, при пуске под нагрузкой требуют больших пусковых токов; при этом возникают большие динамические нагрузки вследствие малого периода разгона. В таких случаях необходимо устанавливать между двигателем и трансмиссией фрикционную муфту, что улучшает пусковые качества. В этих случаях целесообразно применять также электродинамические или гидравлические муфты взамен фрикционных. Эти муфты при скольжении 15-30 % улучшают параллельную работу насосов, и применение их в ряде случаев более рационально, однако все эти устройства усложняют трансмиссию по сравнению с приводом от электродвигателя постоянного тока.

При необходимости передачи больших мощностей между валами для уменьшения массы, размеров и мощности, передаваемой каждой передачей, применяют привод от соосно расположенных, но несблокированных между собой двух электродвигателей, передающих на трансмиссионный вал мощность двумя цепными или клиноременными передачами. Такие конструкции начали применять в связи с созданием электродвигателей с охлаждением. Например, при таком решении удается в 1,5-2 раза уменьшить массу блока двигатель - насос, установив двигатель под насосом или за ним. Это обеспечивает большую компактность конструкции, что особенно важно при ограниченности площади, например для плавучих буровых установок или установок для кустового бурения. Недостаток такой конструкции – небольшое расстояние между осями валов двигателя и насоса и

882

почти вертикальное расположение цепной трансмиссии, что снижает ее долговечность.

Пример параллельного блокирования четырех электродвигателей постоянного тока на общий вал привода лебедки приведен на рис. 23.25. Двигатели сблокированы через редуктор с зубчатой шевронной передачей по два с каждой стороны от барабана буровой лебедки. Это конструктивное решение удачное, так как не требуются коробка передач и фрикционные муфты между двигателями и блокирующим редуктором.

Привод от ДВС. В буровых установках, рассчитанных на бурение сравнительно неглубоких скважин (1000-1500 м), рекомендуют применять блок из одного-двух двигателей общей мощностью до 600 кВт. При этом оси ДВС и валов лебедок следует располагать параллельно во избежание применения конических зубчатых передач. В буровых установках для бурения глубоких скважин три или четыре двигателя располагают линейно или группами также параллельно осям валов лебедки. Поперечное расположение более двух двигателей усложняет конструкцию трансмиссии и компоновку оборудования буровой установки.

На рис. 23.26 даны схемы блокирования двигателей, применяемые в силовых приводах. Недостаток схемы с линейным расположением двух двигателей и приводом насоса от общего вала (рис. 23.26, a) - передача всей мощности через привод общего вала насосов. На рис. 23.26, a приве-

Рис. 23.25. Привод буровой лебедки от четырех электродвигателей постоянного тока мощностью по 750 кВт, сблокированных зубчатыми передачами:

1 – вертлюг подачи воды к тормозу лебедки; 2 – инерционный тормоз двигателя; 3 – зубчатый редуктор; 4 – вентилятор охлаждения; 5 – барабан лебедки; 6 – вал барабана лебедки; 7 – электродвигатель постоянного тока; 8 – рама

883

Рис. 23.26. Схемы параллельного блокирования ДВС в групповых приводах:

I – ДВС; 2 – трансмиссия привода насоса; 3 – фрикционная муфта; 4 – блокирующая трансмиссия; 5 – трансмиссия привода коробки передач; 6, 7 – трансмиссии привода лебедки («быстрая» и «тихая»); 8 – коробка передач; 9 – карданный вал; 10 – буровой насос;

II – редуктор зубчатый конический

дена аналогичная схема линейного расположения четырех двигателей с раздельный отбором мощности на привод каждого насоса. Привод, выполненный по этой схеме, более маневренный. Такие схемы целесообразно применять в силовых приводах с четырьмя двигателями. При

884

двух и трех двигателях лучше использовать первую схему, при четырех -вторую.

В мощных установках ДВС лучше блокировать цепными передачами, а в установках небольшой мощности - клиноременными. При желании избежать цепных передач или уменьшить их число силовые блоки выполняют по схемам на рис. 23.26, в и г.

Двигатели можно блокировать карданными и зубчатыми передачами (рис. 23.26, в). При быстроходных ДВС для снижения скоростей движения цепей применяют зубчатые редукторы (рис. 23.26, г), однако это усложняет конструкцию.

По схеме на рис. 23.26, д четыре двигателя сблокированы в виде отдельных двухдвигательных блоков с передачей мощности к коробке карданными валами. В этой схеме двигатели имеют правое и левое направления вращения, что применять не рекомендуют, так как при этом нужны ДВС специального исполнения. В двигателях с одним направлением вращения в одной из блокирующих передач используют зубчатые редукторы или поворачивают двигатели на 180°.

Блокирование двигателей коническими зубчатыми передачами и карданными валами (рис. 23.26, a) можно применять, когда отсутствуют качественные цепи.

Все механизмы силовых приводов для удобства монтажа необходимо монтировать на общей сварной раме из нескольких продольных блоков, соединенных поперечными траверсами.

Во всех рассмотренных схемах можно использовать турбо- и электромуфты или турботрансформаторы.

Блокирующие трансмиссии с электроприводом постоянного тока имеют более простую конструкцию, чем приводы с механическим блокированием ДВС, однако весь комплекс привода не менее сложен.

На рис. 23.27 показана компоновка силового привода с четырьмя ДВС общей мощностью 1000 кВт, сблокированными трансмиссией с втулочно-роликовыми цепями, с раздельным приводом двух насосов клиноременны-ми передачами.

Цепные передачи силовых приводов работают при высоких частотах вращения (1000-1200 мин-1) и передают большие мощности, в ряде случаев до 2000 кВт на один вал. Для работы в таких условиях цепные передачи необходимо монтировать в жестких сварных герметичных корпусах и обеспечивать обильное смазывание для охлаждения трансмиссии. Такие конструкции требуют точного центрирования валов и двигателей с трансмиссией для обеспечения их соосности.

Для облегчения монтажа двигателей и улучшения работы трансмиссии валы двигателей и трансмиссий следует соединять короткими карданными валами. Последние позволяют передавать большие мощности и значительно упрощать монтаж агрегатов. Использовать клиноременную передачу для блокирования мощных двигателей не рекомендуют, так как это решение не позволяет блокировать одновременно более двух двигателей из-за необходимости периодического смещения их осей для натяжения ремней. Это очень сложно осуществлять в трансмиссиях с числом блокируемых валов более двух.

Все механизмы и блоки с двигателями силового привода следует монтировать на общей раме из нескольких продольных балок, соединенных поперечными траверсами. Раму лучше выполнять сварной из профильного

885

D=410

-*------------*¦

JOEL

И-

-7=32

D=1S30

 


¦*--------------------------------------------------------------------------------------------------*-
i

- X

X

ъ
D=630
-<------------^>


1 v_

10

i

- X
X

lofci
D=630
-*------------------------------*¦
. 5

10

Рис. 23.27. Кинематическая схема четырехдизельного группового силового привода с карданными валами и цепной блокирующей трансмиссией:

1 – вал привода ротора; 2 – трансмиссия лебедки; 3 – коробка передач; 4 – ДВС; 5 – карданный вал; 6 – фрикционная муфта ШПМ-500; 7 – блокирующая цепная трансмиссия; 8 – компрессор; 9 – клиноременная передача привода насосов; 10 – буровые насосы; 11 – цепная трансмиссия привода коробки передач

проката или полосовой стали, а концевые траверсы - из труб. Нижний полоз рамы надо загибать вверх в виде салазок для облегчения погрузки или перевозки волоком по промыслу.

Когда мощность группового дизельного блока недостаточна для привода мощных насосов, применяют индивидуальный привод от ДВС, а иногда и индивидуальный привод ротора.

Комбинированный дизель-электрический привод. Для повышения общего КПД или увеличения мощности дизель-электрического привода в установках его можно выполнять комбинированным (рис. 23.28). В таком

Рис. 23.28. Комбинированный дизель-электрогидравлический привод:

1 – ДВС; 2 – вспомогательный насос; 3 – электродвигатель вспомогательного насоса; 4 – генератор постоянного тока; 5 – турбомуфта; 6 – буровой насос; 7 – цепная трансмиссия насоса; 8 – фрикционная пневмомуфта; 9 – пульт управления

887

приводе буровые насосы приводятся через турбомуфты от привода, в котором дизели сблокированы цепной передачей. Генераторы мощностью 550 кВт каждый соединены непосредственно с валами дизелей и вращаются с частотой 1050 мин-1. Лебедка, ротор и вспомогательный насос приводятся от электродвигателей постоянного тока, питаемых от этих генераторов. Такая конструкция более сложна, чем прямой привод насосов от электродвигателей, однако по сравнению с полностью электрифицированной установкой позволяет повысить общий КПД.

Ряд технологических преимуществ силовых приводов постоянного тока, большая их надежность в эксплуатации и долговечность делают этот тип привода пригодным для буровых установок всех типов при различных глубинах бурения.

ОБОРУДОВАНИЕ ДЛЯ МЕХАНИЗАЦИИ И АВТОМАТИЗАЦИИ ТЕХНОЛОГИЧЕСКИХ ПРОЦЕССОВ

24.1. АВТОМАТИЗАЦИЯ ПОДАЧИ ДОЛОТА

Под подачей долота понимают его вертикальное перемещение на забое, которое осуществляется опусканием ведущей трубы на некоторое расстояние в результате ослабления (оттормаживания) тормоза лебедки.

Не следует смешивать величину подачи, выполняемой сверху бурильщиком или автоматом, с глубиной погружения долота в породу, так как колонна бурильных труб не является абсолютно жесткой системой и в зависимости от возникающих в ней усилий испытывает упругие деформации, компенсирующие разность между подачей и глубиной погружения долота. Таким образом, погружение долота всегда меньше подачи инструмента, и в то же время любое погружение долота происходит только в результате подачи инструмента. В этом органическая связь и принципиальное различие двух указанных понятий.

Подача инструмента, осуществляемая бурильщиком на поверхности, должна быть плавной, непрерывной и обеспечивающей такое удельное давление долота на забой, которое превышало бы сопротивляемость горных пород разрушению и обусловливало наиболее эффективную скорость их разбуривания. Инструмент подается с помощью подъемного механизма – буровой лебедки, оборудованной мощным тормозным устройством и талевой системой.

Автоматизация и механизация буровых работ, помимо того, что они являются основными путями облегчения труда и повышения безопасности, приобретают особое значение в связи с увеличением глубин, роста мощностей буровых двигателей и внедрением форсированных режимов бурения.

В настоящее время в большинстве случаев передача веса инструмента на забой скважины осуществляется бурильщиком вручную. Он должен хорошо знать условия бурения в районе и в соответствии с этим регулировать подачу инструмента. Выдержать равномерность подачи с помощью

888

24

ГЛАВА

тормоза лебедки чрезвычайно трудно. Ручная подача очень утомляет бурильщика, так как ему приходится одновременно внимательно следить за измерительными приборами, напрягать зрение, слух и, держась за ручку тормоза, по физическому ощущению судить о характере работы долота на забое. Мастерство современного бурильщика обусловливается его физической натренированностью. Она приобретается годами и требует своеобразного таланта, особых физических и психических данных.

Равномерная подача в пределах заданного усилия на забой достигается механизированной подачей. При этом должны быть выполнены следующие основные требования:

скорость подачи инструмента должна устанавливаться автоматически в соответствии с крепостью проходимых пород и степенью изнашивания долота;

скорость подачи должна плавно регулироваться в широких пределах от нескольких десятков метров в час при бурении в мягких до нескольких сантиметров в крепких породах;

при остановке гидравлического забойного двигателя, а также при значительных перегрузках двигателя должен быть предусмотрен реверс системы – подъем долота с забоя;

автомат должен быть прост и надежен в эксплуатации.

Все известные системы устройств для подачи долота (УПД) можно разделить на следующие четыре основные группы.

1. Автоматы подачи, работающие в зависимости от выделяемой на бурение мощности.

2. Автоматы подачи, работающие в зависимости от натяжения талевого каната (нагрузки на долото).

3. Регуляторы подачи, осуществляющие равномерную подачу инструмента (регуляторы отличаются от автоматов подачи в основном тем, что у них отсутствует реверс бурильной колонны).

4. Стабилизаторы веса, осуществляющие подачу инструмента при постоянстве заданной осевой нагрузки на долото.

Существует ряд конструкций УПД. В последнее время на промыслах России достаточно широко применяют автоматический регулятор типа РПДЭ-3 (регулятор подачи электрический). Он предназначен для поддержания режимов бурения нефтяных и газовых скважин гидравлическими забойными двигателями и ротором (при бурении электробуром чаще используют автоматический регулятор типа БАР).

РПДЭ-3 обеспечивает:

поддержание заданного значения осевой нагрузки на долото (нагрузка задается бурильщиком с пульта управления);

поддержание постоянной скорости подъема или подачи бурильной колонны (скорость также задается бурильщиком с пульта управления).

Согласно схеме РПДЭ-3 (рис. 24.1), осевая нагрузка на долото измеряется с помощью электрического датчика 6 и передается на пульт управления 5, где сравнивается со значением P0, задаваемым бурильщиком. Разность сигналов ?P поступает на усилители, установленные в станции управления 1. Усилители действуют на обмотку возбуждения мотор-генератора 2, вращаемого асинхронным электродвигателем с питанием от системы электроснабжения буровой. Генератор 2 питает двигатель постоянного тока 3, установленный на приводе редуктора 4 и соединенный через цепную передачу муфты с подъемным валом лебедки.

889

Рис. 24.1. Схема регулятора подачи РПДЭ-3

Режим поддержания заданного значения скорости подачи (или подъема) бурильной колонны можно применять для проработки скважины, аварийного подъема бурильного инструмента при отказе главного привода и т.п.

Заданная осевая нагрузка на долото автоматически поддерживается с помощью стабилизаторов веса. На промыслах используют стабилизаторы веса типа СВМ (конструкции ВНИИБТ и др.). Их можно устанавливать на буровых лебедках при наличии пневмосистемы с давлением воздуха 0,6– 0,9 МПа. СВМ (рис. 24.2) состоит из исполнительного пневматического поршневого механизма, соединяемого с рукояткой ленточного тормоза буровой лебедки; пульта управления с электроконтактным манометром и рукоятками для установки осевой нагрузки на долото и значения подачи инструмента за один импульс; механизма обратной связи, соединяемого с барабаном лебедки с помощью фрикционного ролика; соединительного электрического кабеля. Перед включением СВМ в работу по шкале прибора на пульте управления задается значение осевой нагрузки на долото, которое необходимо поддерживать в процессе бурения. СВМ осуществляет импульсную подачу бурильной колонны, прерывая или возобновляя ее в процессе бурения, если фактическая нагрузка на долото отличается от заданной более чем на ±3 кН по гидравлическому индикатору веса. При необходимости бурильщик может в любой момент затормозить лебедку простым нажатием на тормозную рукоятку и тем самым вывести СВМ из действия.

Применительно к типу буровой установки регуляторы подачи долота подразделяют на следующие модификации:

РПДЭ-3-125 (для буровых установок типа Уралмаш 125БД, Уралмаш 125БЭ);

890

Рис. 24.2. Принципиальная схема стабилизатора веса типа СВМ: 1 – лебедка; 2 – механизм обратной связи; 3 – индикатор веса; 4 исполнительный механизм

пульт управления; 5

РПДЭ-3-125/160 (Уралмаш 125ДГ, Уралмаш 125Э, Уралмаш 160ДГ, Уралмаш 160Э);

РПДЭ-3-200 (Уралмаш 200ДГ-111, Уралмаш 200Э);

РПДЭ-3-80/125 (БУ-80БрД, БУ-80БрЭ, БУ-125БрД, БУ-125БрЭ);

РПДЭ-3 (Уралмаш 4Э-70, Уралмаш 3Д-70, Уралмаш 6Э-61).

Основные технические данные регуляторов подачи долота для разных буровых установок приведены в табл. 24.1.

Указанные модификации регуляторов подачи различаются в основном конструкцией силового узла и типом применяемых электрических машин. Упрощенная схема регулятора РПДЭ-3 изображена на рис. 24.3.

Перед монтажом регулятора подачи долота РПДЭ-3 на буровой необходимо подготовить к работе его узлы.

1. Станция управления:

а) проверить правильность установки станции по уровню, отклонение от вертикального положения не должно превышать 5°; проверить отсутст-

891

Техническая характеристика регуляторов подачи долота

Показатель

Мощность электродвигателя, кВт Номинальная частота вращения вала электродвигателя, мин–1 Передаточное число редуктора

Максимальное усилие, развиваемое на канате буровой лебедки, кН

Буровая

БУ3200/200*
БУ3200/200ЭУК3МА
БУ5000/320ДГУ-1; БУ5000/320ДГУ-Т

55
90
53/55

1120
1000

31,5
25
50

1800
2200

Скорость подачи ин-
0,02
0,035
0,024

струмента, м/с


Габаритные размеры,


мм:


длина
1762
2400
2295

ширина
1587
3150
1610

высота
1427
1980
955

Масса, кг
1462 ическим и электрически
4555 м (переменного тока) п
1951

С дизель-гидравл
риводами

Рис. 24.3. Упрощенная схема регулятора подачи долота РПДЭ-3:

1 – талевая система; 2 – цепная передача; 3 – лебедка; 4 – силовой узел; 5 – исполнительный двигатель; 6 – мотор-генератор; 7 – бурильная колонна; 8 – долото; 9 – магнитные усилители; 10 – полупроводниковый усилитель ППУ-1; 11 – станция управления; 12 – переключатель; 13 – рукоятка; 14 – зубчатая передача; 15 – неподвижный конец талевого каната; 16 – рессорный датчик веса типа ДРВ-2б; 17 – установка веса; 18 – установка скорости; 19 – прибор V2; 20 – пульт управления

892

Т а б л и ц а 24.1

установка

БУ5000/320ЭР-О;
БУ5000/320ЭУК-Я;
БУUNOC320ДЕ
БУ5000/320ЭР
БУ6500/400ЭР
БУ8000/500ЭР
БУUNOC500ДЕ

90

75
90

100
0
1180
630
1000

105

50

3200

3400


0,027/0,135
0,024
0,02
0,023

1890 1782 1728 3240
1890 1782 1728 3265
2100 2175 1633 5470
2355 2185 1275 5243
2100 2175 1663 5470

вие вблизи станции источников воды и пара, правильность подвода кабелей (подвод кабелей к станции управления осуществляется через дно около левой и правой боковых стенок);

б) заземлить станцию, для чего присоединить заземляющую шину к станции с помощью специального болта, расположенного внизу на боковой наружной стенке корпуса станции.

2. Электрический блок бурильщика:

а) проверить прочность установки блока на подставке или пульте бурильщика;

б) проверить плавность вращение рукоятки управления сельсинного узла; проверить четкость ограничения угла поворота рукоятки в крайних положениях, соответствующих 0 и 170 делениям по шкале лимба «Вес инструмента»; при показании шкалы лимба «Вес инструмента», равном 85 делениям, показание шкалы лимба «Скорость подачи», отсчитанное по риске смотрового стекла, должно быть равно 0 делений;

в) заземлить электрический блок бурильщика, для чего присоединить заземляющую шину к блоку с помощью специального болта, расположенного на левой боковой стенке блока.

3. Датчик веса ДВР-26 проверяют в стационарных условиях по специальной методике. На буровой необходимо очистить датчик снаружи от грязи и пыли; измерить сопротивление между разделанными кабельными концами; проверить изоляцию разделанных концов кабеля относительно корпуса датчика на 500 В; сопротивление изоляции должно быть не ниже 0,5 МОм. Указанные действие необходимо выполнять и при использовании датчика ДВ9.

4. Мотор-генератор: а) удалить обертку с коллектора и щеток генератора ГП, установить

893

все щетки и обоймы без перекрещивания и перекручивания токоведущих жгутиков; жгутики соседних щеток разобщить; щетки должны быть установлены в обоймы соответственно первоначальному положению (положение притирки), т.е. так, чтобы их зеркало точно совпадало с поверхностью коллектора; проверить правильность работы нажимных устройств щеткодержателей и прилегание к коллектору всех щеток; в случае неполного прилегания отдельных щеток следует пришлифовать их поверхность; все дефектные щетки должны быть заменены запасными тех же марок, конструкций и размеров;

б) заземлить генератор ГП и двигатель АДГ.

5. Двигатель ДП готовят к работе так же, как и мотор-генератор.

6. Двигатель вентилятора АДВ:

а) осмотреть двигатель снаружи; очистить его от пыли, грязи, влаги и ржавчины и продуть сухим и чистым воздухом под давлением не более 0,2 МПа;

б) проверить соединение обмоток двигателя в «звезду».

7. Тахогенератор ТГП:

а) проверить узел механического сцепления тахогенератора с редуктором или двигателем (в зависимости от конструкции силового узла), для чего необходимо отвинтить крепежные болты, снять тахогенератор и осмотреть полумуфты на его валу и редукторы (или двигатели), после чего установить их на место;

б) проверить состояние щеток и установку их в обоймах; дефектные щетки должны быть заменены запасными тех же марки, конструкции и размеров.

8. Колодочный тормоз ТКТГ и электрогидравлический толкатель: их подготовку к работе проводят в соответствии со специальными инструкциями; длину хода поршня толкателя устанавливают равной 30 мм; для тормоза ТКТГ-300М длина пружины 206 мм, а для тормозов ТКТГ-200М – 169 мм.

9. Редуктор:

а) очистить ванну редуктора от воды и грязи и залить в картер редуктора масло индустриальное в следующем количестве: для редуктора РМ-650 (в установке типа Уралмаш Д25БД и Уралмаш 125БЭ) – 50 л; для редуктора РМ-850 (в установках типа Уралмаш 125ДГ(Э), Уралмаш 160ДГ(Э), Уралмаш 200ДГ-Ш(Э) – 100 л; для редуктора АВ-1000 (в установках типа Уралмаш ЧЭ(ЗД), Уралмаш 6Э – 160 л;

б) удалить консервирующий смазочный материал с подшипников, муфт и звездочки выходного вала редуктора и ролика-укладчика и смазать их смазкой ЦИАТИМ-210 (ГОСТ 6267–74) или смазкой 1–13 жировой (через тавотницы); зубчатую муфту силового узла регулятора для буровых установок Уралмаш 125БД(БЭ) смазать маслом трансмиссионным, автотракторным марки «Л»; в муфту залить 4,5 л масла через отверстие в полумуфте;

в) выверить звездочки выходного вала редуктора и лебедки специальным приспособлением или тонкой струной;

г) проверить крепление редуктора и подшипников к раме силового узла, силового узла к раме (фундаменту) буровой установки, правильность установки и крепления ролика-укладчика; сила прижатия ролика и звездочки должна быть не менее 0,6–0,8 кН;

д) после проверки и крепления силового узла надеть на звездочки си-

894

лового узла и лебедки цепь и отрегулировать натяжение цепи таким образом, чтобы стрела провисания цепи была в пределах 30–40 мм; запрещается чрезмерное натяжение цепи для всех регуляторов, за исключением РЦДЭ-3-80/125) для этих регуляторов стрела провисания цепи устанавливается в пределах 6–12 мм с помощью специальных натяжных болтов силового узла);

е) смазать цепь маслом трансмиссионным, автотракторным, марки «Л».

10. Узел включения:

осмотреть и смазать узел включения; проверить исправность блокировки, исключающей одновременное подключение к лебедке регулятора и главного привода; проверить пневмосистему управления узлом включения и шинно-пневматические муфты регулятора согласно инструкции по монтажу и наладке пневмосистемы соответствующей буровой установки; кулачковая муфта регулятора должна свободно включаться и отключаться на валу лебедки; после подготовки к работе узлов регулятора необходимо подвести и подключить кабели к электрооборудованию и установить датчик веса на канате.

Установка датчика веса ДВР-26. Датчик веса размещают на неподвижном конце талевого каната над трансформатором ГИВ на расстоянии 1,5– 2 м от пола буровой. Перед установкой датчика на канат необходимо отвинтить гайки 2 (рис. 24.4) и снять прокладки 1, 3; затем надеть на канат зажим 11 и прочно закрепить его гайкой 12. После этого необходимо на зажиме 11 смонтировать нижнюю опору датчика 13, надеть прокладки 1, 3 и затянуть гайку 2. При этом необходимо следить, чтобы гайка 2 и гайка, находящаяся с обратной стороны болта (под кожухом 9), занимали примерно одинаковую длину резьбовой части болта. Доступ к внутренним гайкам возможен после снятия шплинта 4, шайбы 5 и валика 6 и поворота кожуха 9, как показано стрелкой, вокруг оси 8. После закрепления датчика необходимо снова вставить валик 6, надеть шайбу 5 и вставить шплинт 4.

В целях удобства монтажа и демонтажа датчика при перетягивании или замене талевого каната рекомендуется датчик дополнительно закрепить с помощью троса 7. Датчик веса на канате должен располагаться так, чтобы исключить возможность задеваний или ударов по нему шлангом. Кабель 10 датчика привязывают (без натяжения) к канату, затем кратчайшим путем спускают под пол буровой и прокладывают его под полом к станции управления. При прокладке следят за тем, чтобы не было повреждений кабеля. По окончании установки датчик закрывают специальным брезентовым чехлом, поставляемым в комплекте с датчиком. Все кабели, подведенные к станции управления и электрическим машинам, закрепляют с помощью специальных скоб. Концы кабелей, подведенные к двигателям АДГ, АДВ и АДТ, тщательно изолируют и закрывают соответствующими крышками.

Рис. 24.4. Датчик веса ДВР-2б, установленный на канате

895

На буровой кабели прокладывают по специальным желобам в соответствии с инструкцией по монтажу и эксплуатации электрооборудования данной буровой установки.

24.2. АВТОМАТИЗАЦИЯ СПУСКА-ПОДЪЕМА (АСП)

Для автоматизации спускоподъемных операций бурильного инструмента широко применяют автоматы спуска-подъема типа АСП.

В состав комплекса АСП входят автоматический элеватор, механизм захвата свечи, механизм подъема свечи, механизм расстановки свечей, подсвечники и магазины, подвижный центратор и пульт управления.

Автоматический элеватор, подвешенный к талевому блоку, предназначен для подхвата и освобождения колонны бурильных труб при спуско-подъемных операциях. Механизм захвата свечи работает при включении с пульта управления, автоматически захватывая свечу и освобождая ее после установки на подсвечник. Этот механизм состоит из захватного устройства и каретки, которая крепится к скобе стрелы механизма расстановки свечей. Механизм подъема свечи (МПС), служащий для подъема и спуска механизма захвата со свечой при ее переносе, представляет собой блок цилиндров двойного действия с рабочим давлением 0,6–0,9 МПа.

Механизм расстановки свечей предназначен для переноса свечи с центра скважины на подсвечник и обратно со скоростью 0,4 м/с. Он состоит из рамы с тележкой, перемещающейся по направляющим, и стрелы. Привод механизма – от электродвигателей переменного тока мощностью 3,5 кВт каждый. Подсвечник представляет собой металлоконструкцию, разделенную на секции и предназначенную для установки на ней свечей. Для удержания верхних концов свечей в определенном порядке используют магазин, разделенный на секции пальцами. Подвижный центратор перемещается по специальным направляющим канатам и удерживает верхний конец свечи в центре скважины при свинчивании и развинчивании.

Пульт управления всеми механизмами АСП установлен на площадке для обслуживания подсвечника. Пульт имеет сидение для оператора, обогревательное устройство, используемое в холодное время года, и специальное зеркало для наблюдения за работой механизмов и правильной расстановкой верхних концов свечей.

Комплекс механизмов типа АСП обеспечивает:

совмещение во времени подъема и спуска колонны труб и незагруженного элеватора с операциями установки свечей на подсвечник, выноса ее с подсвечника, а также с развинчиванием или свинчиванием свечи с колонной бурильных труб;

механизацию установки свечей на подсвечник и вынос их к центру, а также захват или освобождение колонны труб автоматическим элеватором.

В табл. 24.2 приведена краткая техническая характеристика комплексов механизмов типа АСП. Для всех указанных механизмов длина свечи составляет 23–29 м; грузоподъемность механизма подъема свечи при давлении воздуха 0,3, 0,7 и 1,0 МПа соответственно равна 25, 58 и 82 кН; мощность электродвигателя для привода тележки и стрелы – 3,5 кВт; диаметры стальных бурильных и утяжеленных труб (соответствуют парамет-896

Техническая характеристика комплексов механизмов типа АСП

Таблица 24.2

Показатель
АСП-3М1
АСП-3М4
АСП-3М5
АСП-3М6

Буровая установка Автоматический
БУ3200/200 ЭА-400
БУ5000/320 ЭА-400
БУ6500/400 ЭА-400
БУ8000/500 ЭА-500

элеватор Максимальный ход
3940
5620
5620
5620

стрелы механизма



расстановки свечей, мм Максимальный ход
2200
2750
3480
3480

тележки влево и



вправо, мм



рам механизма захвата свечи и автоматического элеватора) – от 89 до 146 и от 108 до 178 мм.

Схема расположения механизмов АСП на буровой показана на рис. 24.5. На кронблочной площадке установлены амортизаторы 14 и верхний блок 8 или поворотный кронштейн 13 механизма подъема, направляющие канаты 9 центратора, магазин 15, нижний блок 11 механизма подъема, центратор 10, механизм расстановки свечей 6, механизм захвата свечей 5, канат 7 механизма подъема. На площадке буровой расположены подсвечник 2, блок цилиндров 1 механизма подъема 5, автоматический буровой ключ 17, ротор 16 с пневматическими клиньями. К талевому блоку подвешен автоматический элеватор 12. Пост АСП 14 размещен на площадке подсвечника. Бурильные свечи 4 устанавливаются на подсвечник.

В табл. 24.3 приведена массовая характеристика узлов, участвующих в работе комплекса механизмов АСП.

АСП рассчитан на работу в комплекте с автоматическим стационарным буровым ключом типа АКБ, пневматическими клиньями ротора ПКР и специальной талевой системой. Он позволяет использовать трубы диаметром – 89–146 мм и замки всех типов отечественного производства, а также большинство типоразмеров бурильных труб по стандарту АРI, принятому в США.

Оборудование комплекса АСП может работать и с утяжеленными бурильными трубами диаметром до 178 мм.

Уралмашзавод выпускает несколько модификаций комплексов меха-Таблица 24.3

Масса механизмов комплекса АСП, т

Механизм
АСП-3М1
АСП-3М4
АСП-3М5
АСП-3М6

Подвижный цен-
0,47
0,47
0,52
0,52

тратор



Автоматический
2,07
3,94

элеватор

Механизм расста-
4,2
4,8
6,36
6,47

новки свечей



Подсвечник
5,1
6,95
9,6
10,1

Поворотный

1,7

кронштейн



Пульт управления
0,18
0,2

П р и м еч а н и е. Для всех указанных комплектов АСП масса амортизатора с направ-

ляющими канатами – 0,6 т, масса механизма захвата свечи – 0,65 т, масса механизма подъ-

ема свечи – 0,8 т, масса хомута элеватора – 2?0,04 = 0,08 т.

897

Рис. 24.5. Схема расположения механизмов АСП на буровой

 

низмов АСП, предназначенных для комплектования буровых установок разных типов с расчетной глубиной бурения от 3000 до 15000 м. Эти модификации различаются по грузоподъемности и емкости магазинов и подсвечников. Их основные данные приведены в технической характеристике.

Пульт управления всеми механизмами АСП установлен на площадке для обслуживания подсвечника. Пульт имеет сидение для оператора, обогревательное устройство, используемое в холодное время года, и специальное зеркало для наблюдения за работой механизмов и правильной расстановкой верхних концов свечей.

Рассмотрим на конкретных примерах функции и характеристики составных частей комплекса механизмов АСП.

Автоматический элеватор ЭА-320 предназначен для автоматического захвата и освобождения колонны бурильных труб в процессе проведения спускоподъемных операций с помощью комплекса механизмов типа АСП, а также для подсоединения к нему вертлюга через специальную подвеску в процессе бурения скважины.

Автоматический элеватор можно применять в комплексе механизмов типа АСП-3М2, АСП-4 и других, в комплект которых входят талевой блок без опорного подшипника и подсвечник, имеющий высоту основания 1200 мм от ствола ротора.

Ниже приведена техническая характеристика автоматического элеватора ЭА-320:

Грузоподъемность, т:

номинальная ....................................................................................................... 200

максимальная ..................................................................................................... 320

Диаметры применяемых бурильных труб, мм:

стальные (ГОСТ 631–75) ................................................................................. 89; 114; 127; 140

легкосплавные .................................................................................................... 114; 129; 147

Тип приводной рычажной системы ................................................................... РС-400

Максимальный диаметр замка при максимальном диаметре втулки, мм.. 195 Диаметр сменных втулок, мм:

минимальный ..................................................................................................... 160

максимальный .................................................................................................... 200

Способ крепления клиньев ................................................................................. Быстросъемный

Расстояние между зевами скобы, мм ................................................................ 640

Максимальный диаметр штропа, присоединяемого к скобе, мм ................ 95

Габаритные размеры, мм:

длина .................................................................................................................... 1200

ширина ................................................................................................................ 870

высота .................................................................................................................. 1970

Масса элеватора с 200-мм втулкой без центратора и кольца элеваторного, кг ......................................................................................................................... 2475

Автоматический элеватор ЭА-320 поставляется заводом-изготовителем с втулкой диаметром 200 мм, одним комплектом клиньев для бурильных труб диаметром 140 мм и без центратора и кольца элеваторного.

Механизм захвата свечи МЗС-4М предназначен для захвата и удержания свечи во время ее подъема и переноса с центра скважины на подсвечник и обратно, а также для открытия кулачков центратора, подвижного при выносе свечи с центра скважины, при проведении спускоподъем-ных операций с применением комплекса механизмов АСП. Ниже приведена техническая характеристика МЗС-4М:

Диаметр захватывающих труб в зависимости от номера губки, мм:

? 1 .................................................................................................................. 89–121

? 2 .................................................................................................................. 114–146

? 3 .................................................................................................................. 140–178

Максимально допустимая масса свечи, кг .................................................. 6000

Высота подъема свечи, мм .............................................................................. 820–1165

899

Спуск

Рис. 24.6. Схема работы комплекта механизмов АСП:

1 – пневматический клиновой захват; 2 – автоматический буровой ключ; 3 – автоматический элеватор; 4 – талевый блок; 5 – центратор; 6 – механизм захвата; 7 – механизм подъема свечи; 8 – механизм переноса свечи; 9 – подсвечник

Максимально допустимое расстояние установки свечи ниже

 

180–200

Механическая, секторного тита с защелкой 645

уровня, с которого она взята, мм .

Блокировка от внецентрового захвата свечи ...............................

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

Механизм подъема свечи предназначен для подъема-спуска механизма захвата свечи со свечей при проведении спускоподъемных операций с применением комплекса механизмов АСП. Ниже дана техническая характеристика этого механизма:

Внутренний диаметр цилиндра, мм ..............................................................

Рабочее давление в цилиндре после регулятора давления, МПа ...........

Максимально допустимое давление в цилиндре, МПа .............................

Грузоподъемность, кг, при давлении:

0,4 МПа ...........................................................................................................

0,8 МПа ...........................................................................................................

Ход поршня цилиндра, мм:

нижнего ..........................................................................................................

 

верхнего .

вспомогательного ..........................................................................................

Управление

 

400

0,4–0,9

1,0

3700 7400

500

800

30

Дистанционное

с пульта АСП

582

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

Подсвечник. Число свечей, устанавливаемых на подсвечник, выбирают в зависимости от диаметра бурильных труб и типа бурильного замка (табл. 24.4).

Ниже приведена краткая техническая характеристика подсвечника:

Диаметр устанавливаемых свечей утяжеленных бурильных труб (УБТ), мм ...............

Число секций на подсвечнике ................................................................................................

Статическая нагрузка, кН:

на каждое основание подсвечника, не более ..................................................................

114-178 14

900

на подсвечник

 

1800

СХЕМА РАБОТЫ КОМПЛЕКСА МЕХАНИЗМОВ ТИПА АСП

Последовательность работы механизмов АСП при выполнении спускоподъемных операций показана на рис. 24.6.

Подъем инструмента. 1. Талевый блок находится в крайнем нижнем положении. Клинья опущены и удерживают колонну труб. Ключ АКБ-3М отведен от колонны. Механизм расстановки свечей переносит свечу от центра скважины.

2. Талевой блок поднимает колонну бурильных труб. Клинья подняты, ключ АКБ-3М остается отведенным. Механизм расстановки свечей продолжает переносить свечу от центра скважины.

Т а б л и ц а 24.4

Данные для выбора числа свечей

Диаметр бурильной трубы, мм
Тип бурильного замка
Число свечей
Суммарная длина свечей, м

114 127
ЗН-140; ЗШ-146 ЗУ-155
168
154
4200 3850

Диаметр бурильной трубы, мм
Тип бурильного замка
Число свечей
Суммарная длина свечей, м

140 146
ЗН-172;
ЗШ-178
ТБПВ-146
140 146
3500 3500

901

3. Талевый блок, продолжая подъем касается центратора и поднимает его. Клинья подняты, ключ АКБ-3М отведен. Механизм расстановки устанавливает свечу на подсвечник. Механизм захвата освобождает свечу.

4. Талевый блок поднял колонну на длину одной свечи. Клинья опустились и захватили колонну. Ключ АКБ-3М подводится к колонне. Механизм расстановки передвигает механизм захвата в исходное положение. Центратор находится в верхнем положении.

5. Талевый блок опускается по колонне труб. Клинья опущены и удерживают колонну. Ключ АКБ-3М отвинчивает свечу. Механизм расстановки передвигает механизм захвата к центру скважины. Центратор опускается в исходное положение, центрируя свечу.

6. Талевый блок продолжает опускаться. Клинья остаются опущенными. Ключ АКБ-3М продолжает отвинчивать свечу. Механизм захвата подводится к очередной свече.

7. Талевый блок находится в нижнем положении. Клинья остаются опущенными. Ключ АКБ-3М отведен от колонны. Механизм захвата посредством механизма подъема захватывает свечу и выводит ее из центра и талевого блока.

Спуск инструмента. 1. Талевый блок находится в нижнем положении. Клинья опущены и удерживают колонну труб, ключ АКБ-3М отведен. Механизм расстановки свечей устанавливает свечу в центре скважины. Механизм захвата освобождает свечу.

2. Талевый блок поднимается по колонне. Ключ АКБ-3М начинает свинчивать свечу. Механизм расстановки перемещает механизм захвата от центра скважины за очередной свечой. Клинья опущены и удерживают колонну. Верхний конец свечи удерживается кулачками центратора.

3. Талевый блок продолжает подниматься по колонне и касается центратора. Ключ АКБ-3М заканчивает свинчивание. Клинья опущены и удерживают колонну. Механизм расстановки свеч продолжает движение от центра скважины.

4. Талевый блок поднялся на длину свечи. Элеватор захватил колонну и приподнял ее, клинья подняты. Ключ АКБ-3М отводится в исходное положение. Механизм расстановки подводит механизм захвата к очередной свече на подсвечнике. Центратор находится в крайнем верхнем положении.

5. Талевый блок опускает колонну. Центратор опускается в нижнее положение. Клинья подняты, ключ АКБ-3М отведен. Механизм захвата посредством механизма подъема захватывает очередную свечу. Механизм расстановки выносит свечу из подсвечника.

6. Талевый блок продолжает опускать колонну. Клинья подняты, ключ АКБ-3М отведен. Механизм расстановки движется со свечей к центру скважины.

7. Талевый блок опустил колонну в крайнее нижнее положение. Клинья опущены и удерживают колонну труб. Ключ АКБ-3М отведен. Механизм расстановки свечей продолжает движение со свечей к центру скважины.

24.3. БУРОВОЙ КЛЮЧ АВТОМАТИЧЕСКИЙ СТАЦИОНАРНЫЙ

Автоматически стационарный буровой ключ АКБ-3М2 предназначен для свинчивания и развинчивания бурильных и обсадных труб в

902

процессе спускоподъемных операций при бурении нефтяных и газовых скважин.

Ниже приведена техническая характеристика ключа АКБ-3М2:

Диапазон работы ключа, мм:

для труб с бурильными замками.................................................................... 108-216

для обсадных труб............................................................................................. 114-194

Допустимый износ бурильных замков, мм...................................................... 9

Частота вращения трубозажимного устройства (при давлении воздуха

на входе в пульт 1 МПа), мин -1:

минимальная....................................................................................................... 80

Номинальный крутящий момент, кН-м............................................................. 12,0

Максимальный крутящий момент, кН-м:

при развинчивании........................................................................................... 50

при завинчивании без докрепления.............................................................. 18

при завинчивании с одним докреплением................................................... 25

Длина хода блока ключа, мм............................................................................... 1000

Давление воздуха в сети (около пульта управления), МПа.......................... 0,7-1,0

Расход воздуха на один цикл работы, м3.......................................................... 1,2

Габаритные размеры, мм:

пульта управления............................................................................................. 750x415x1300

Масса ключа, кг..................................................................................................... 2800

Привод трубозажимного устройства осуществляется от пневматического поршневого двигателя, привод остальных механизмов - от пневматических цилиндров диаметром 100, 120 и 170 мм. Управление ключом - дистанционное, с пульта управления.

Автоматический стационарный буровой ключ состоит из трех основных узлов: блока ключа, колонны с кареткой и пульта управления. Блок ключа (рис. 24.7) является основным механизмом, выполняющим операции завинчивания и развинчивания бурильных труб. Блок ключа представляет собой корпус, на котором смонтировано трубозажимное устройство, понизительный редуктор, пневмодвигатель, маховик, цилиндр зажима челюстей, блок цилиндров и пневмомасленки.

Блок ключа внизу имеет направляющие полозья, на которых он перемещается вдоль каретки под действием пневматических цилиндров двойного действия. Благодаря такому устройству блок ключа может подводиться или отводиться от бурильной трубы (центра скважины).

Трубозажимное устройство в основном состоит из верхнего «плавающего» корпуса 15 с зажимным приспособлением 9, нижнего зажимного приспособления 29 вмонтированного в корпус редуктора, разрезной шестерни 2 с втулкой 3, храповика и промежуточного диска 4 с тремя ведущими пальцами 14.

Трубозажимное устройство и корпус ключа в передней части имеют вырезы для прохода бурильной трубы. Каждое верхнее и нижнее трубозажимное приспособление состоит из пары сменных челюстей 8, 30, которые вставляются в челюстедержатели 7, 31 и удерживаются в них дугообразными пружинами 10, 27 и болтами 5, 28 вкладышей со спиральной поверхностью. Вкладыши устанавливают по две пары в каждый корпус, причем в нижний корпус вмонтированы две пары вкладышей со спиральной поверхностью, а в верхний корпус трубозажимного устройства - две пары унифицированных (утолщенных) вкладышей 39, спиральные поверхности которых образуют при завинчивании угол 7°, а при развинчивании 9°. Челюстедержатели 7, 31 из своего начального положения могут проворачиваться на некотрый угол относительно своих корпусов; при этом челюсти

903

31 30 23 28 27 26 25 24 23 22

Рис. 24.7. Блок ключа

 

8, 30, скользя по спиральной поверхности вкладышей, сближаются и зажимают замок (трубу).

Для надежного сцепления с замком (трубой) челюсти имеют вставные сухари 40 с насечкой. При изменении диаметра бурильного инструмента проводится замена рабочих элементов ключа - челюстей 8, 30 и упоров 11, 26 в соответствии с новыми размерами.

Поворот нижнего челюстедержателя 31 осуществляется от пневматического цилиндра двойного действия, шток которого шарнирно связан с поводком нижнего челюстедержателя.

Поворот верхнего челюстедержателя осуществляется с помощью храпового устройства, представляющего собой пару храповиков 16 и 17, установленных во втулке 3 и нижнем челюстедержателе 31. Храповик 16 является неподвижным, храповик 17 выдвигается штоком 19 блока цилиндров в момент зажима челюстями бурильного замка.

Верхний челюстедержатель имеет хвостовик 1, свободно входящий в паз втулки 3. При вращении разрезанной шестерни в момент упора неподвижного храповика 16 в храповик 17, выдвинутый штоком 19, происходит кратковременная остановка втулки 3 и связанного с ней хвостовика 1 верхнего челюстедержателя 7. В результате дальнейшего вращения верхнего корпуса относительно неподвижного челюстедержателя 7 замок зажимается.

Для установки и фиксации верхнего челюстедержателя в среднем (нейтральном) положении при холостом вращении верхнего корпуса относительно трубы челюстедержатель подпирается двумя бойками 38 и стопорится шариковым фиксатором 13. Быстрая и точная остановка вращающихся частей трубозажимного устройства в нейтральном положении по окончании свинчивания или развинчивания для последующего отвода ключа от трубы осуществляется специальным устройством. Это устройство состоит из штока совмещения 22, который под действием поршня блока цилиндров выдвигается вверх и заскакивает в гнездо разрезной шестерни, останавливая вращающиеся части устройства. Для смягчения удара и предохранения деталей от поломок верхняя часть штока совмещения с двух сторон имеет скосы. Такие же скосы имеются и в гнезде шестерни. Шток совмещения может включаться только при вращении на малых оборотах, что предусмотрено конструкцией пульта управления. Для совмещения разрезной шестерни включение пневмодвигателя осуществляется в сторону освобождения челюстей.

Блок цилиндров имеет два поршня, один из которых соединен со штоком 18 храпового устройства включения верхних челюстей, а другой - со штоком совмещения 22. Поршни обоих цилиндров при выключении цилиндров из работы опускаются под действием собственного веса и пружин 23. Для спуска конденсата каждый цилиндр имеет спускную пробку. Чтобы устранить компрессию полости цилиндров, верхние части сообщаются между собой посредством специального отверстия. Сжатый воздух подводится и отводится по трубкам 21.

Верхний корпус трубозажимного устройства удерживается на некотором расстоянии относительно промежуточного диска четырьмя стаканами 30. При свинчивании верхний корпус сжимает пружины стаканов и опускается. При развинчивании верхний корпус поднимается, удерживаясь на замке (трубе) за счет сжатия трубы челюстями. Верхний корпус может также пе