Назначение буровых установок.

Предназначены для выполнения следующих технологических операций:

- вращения и продольной подачи долота по мере углубления скважины;

- выполнения спускоподъемных операций (СПО);

- приготовления, обработки и очистки буровых растворов;

- прокачки бурового раствора по стволу скважины для выноса выбуренной породы.

Состав буровых установок

1). Основное буровое оборудование: талевый механизм, лебёдка, вертлюг, ротор, привод, насосы, топливо-масло установка, дизель-генераторная электростанция, компрессоры и пневмосистема управления;

2). Буровые сооружения: вышка, основания блоков, приёмные мостки, укрытия блоков и т.д.);

3). Оборудование для приготовления, очистки и регенерации бурового раствора: блок приготовления, вибросита, песко- и илоотделители, центрифуга, подпорные насосы, ёмкости и т.д.;

4). Оборудование для механизации трудоёмких работ: регулятор подачи долота, механизмы автоматизации спускоподъемных операций (АСП), пневмоклиновой захват, вспомогательная лебёдка, пневмораскрепители и т.д.; 5). Манифольд: нагнетательная линия насосов, запорные и предохранительные устройства, стояк, буровой рукав; 6). Устройства для обогрева блоков буровой установки: котельные, радиаторы, воздухотеплогенераторы, электронагреватели и др.;7). Коммуникации: электрокабели, водо- паро- масло- пневмо и топливо проводы.

Требования, предъявляемые к машинам и оборудованию для бурения скважин:

технические – соответствие мировым стандартам и требованиям современной технологии бурения;

- технологические – оптимальные материальные и трудовые затраты на изготовление;

- эксплуатационные – доступность и удобство технического обслуживания и ремонтов, высокая ремонтопригодность;

- экономические – минимальные производственные и эксплуатационные расходы;

- социальные – безопасность работы, лёгкость управления и обслуживания, выполнение эргономических требований;

- специальные – ограничение площади, занимаемой буровой установкой, ограничение массы узлов и блоков, монтажеспособность, взрывобезопасность электрооборудования и т.д.

 

 

42 Материалы для ленточных тормозов

Накладки шино-пневматических муфт изготовляют из ретинакса и других фрикционных ма­териалов, обычно используемых для ленточных тормозов буровой лебедки.

 

43 Гидроциклоны, их конструкция, песко- и илоотделители

В циркуляционных системах используются пескоотделители ПГ-50, ПГ-60/300, ГЦК 360М и илоотделители ИГ-45/75, ИГ-45М.

Пескоотделители ПГ-50 (рис. 12.3) состоят из 4-х гидро­циклонов диаметром 150 мм, расположенных в один ряд.

1 – коллектор; 2 – гидроциклоны; 3 – рама; 4 – шламосборник; 5 - отводы; 7 – труба для выгрузки шлама

Рисунок 12.3 – Пескоотделители ПГ-50

В илоотделителях ИГ-45 (рис. 12.4) используются шестнад­цать гидроциклонов диаметром 75 мм, расположенных в два ряда.

Корпус гидроцикло­нов имеет разъемную конструкцию и состоит из силуминовых литых цилиндров, конуса и обоймы для шламовой насадки. Контактирующие с буровым раствором поверхности, покрывают резино­вым чехлом. Насадки изготовляют из износостойких сталей и сплавов.

1 – коллектор; 2 – гидроциклоны; 3 – рама; 4 – шламосборник; 5 - отводы; 7 – труба для выгрузки шлама

Рисунок 12.4 – Илоотделитель ИГ-45

В гидроциклон 1 (рис. 12.5) буровой раствор подается под давле­нием по питающей насадке 4. Бла­годаря тангенциальному располо­жению питающей насадки буровой раствор интенсивно вращается от­носительно оси гидроциклона. Крупные и тяжелые частицы, содержащиеся в буровом растворе, отбрасываются центробежными си­лами во внешний поток. Опускаясь по винтообразной траектории, частицы удаляются через шламовую насадку 3 в находящийся под гидроциклоном шламосборник.

Мелкие частицы оказываются во внутреннем восходящем потоке, создаваемом в результате обра­зования вдоль оси гидроциклона воздушно-

 

1 – гидроциклон; 2 – конус; 3 – шламовая насадка; 4 – питающая насадка; 5 – патрубок

Рисунок 12.5 – Конструктивная схема гидроциклона

жидкостного столба пониженного давления. Восходящий поток очищенного бурового раствора направляется к сливному насадку и по патрубку 5 поступает в приемную емкость циркуляционной системы.

 

45 расчет и Выбор основных параметров роторов

1). Диаметр проходного отверстия в столе ротора выбирается исходя из выражения

,

где D_ст – диаметр отверстия в столе ротора,

D_д – диаметр долота при бурении под направление,

δ = 30÷50 мм – зазор для свободного прохождения долота.

2). Проходное отверстие вкладышей стола для всех роторов принято равным 225 мм.

3). Допускаемая статическая нагрузка на стол ротора определяется из условия

,

где G_мах – масса наиболее тяжёлой колонны обсадных труб,

Р_ст – допускаемая статическая нагрузка на стол ротора,

С_о – статическая грузоподъёмность основной опоры.

Запас грузоподъёмности принимается

.

Для примера; диаметры подшипников для роторов Р-560 – 750х1000, Р- 950 – 1060х1280, Р-1260 – 1400х1630.

4). Частота вращения стола ротора выбирается в зависимости от режима бурения. Наибольшее её значение – 350 об/мин, наименьшее – 15 об/мин. Для обратного вращения достаточно 1-ой или 2-х скоростей от 15 до 50 об/мин.

5). Мощность ротора должна быть достаточной для вращения бур. колонны, долота и разрушения забоя скважины

,

где N_хв – мощность на холостое вращение бурильной колонны,

N_д – мощность на вращение долота и разрушение забоя,

η – к.п.д. учитывающий потери в трущихся частях ротора.

Мощность на холостое вращение бурильной колонны на каждую 1000 м глубины при плотности бурового раствора 1200 кг/м³ при различных диаметра труб можно найти по таблице

Мощность, расходуемая на вращение долота и разрушение забоя, определяется по формуле

,

где μ_о – коэффициент сопротивления долота (для алмазных и шарошечных = 0,2÷0,4, твёрдосплавных режущего типа = 0,4÷0,8),

Р – осевая нагрузка на долото,

n – частота вращения долота,

R_ср – средний радиус долота, для шарошечных долот = D_Д/3.

Максимальный вращающий момент определяется из выражения

,

где n_мин – минимальная частота вращения ротора.

Базовое расстояние – измеряется от оси ротора до 1-го ряда зубьев цепной звёздочки на быстроходном валу ротора.

 

48 Конструкции шкивов кронблоков и талевых блоков

Секция кронблока представлена на рисунке 4, состоит из оси 1, на которой установлены шкивы 4, вращающиеся на подшипниках качения 2. В зависимости от грузоподъемности кронблока шкивы устанавливают на двух роликовых либо сдвоенных подшипниках с коническими роликами. Последние имеют общее наружное кольцо и два внутренних. Между подшипниками соседних шкивов на оси имеются распорные кольца 7, благодаря которым исключается трение ступиц смежных шкивов, вращающихся с различной частотой. Между наружными кольцами роликоподшипников в ступицах шкивов устанавливаются разрезные пружинные кольца 3, а на оси — распорные кольца 5 с проточкой и отверстиями для выхода смазки к подшипникам. Через масленки 11, продольные 8 и радиальные 6 отверстия в оси смазка подается ручным насосом в полость между кольцами 3 и 5 подшипников шкива.

Для сохранения смазки и защиты подшипников от загрязнения используются фланцевые крышки 9, закрепленные на ступицах шкивов. В других конструкциях для этого используются лабиринтные уплотнения, состоящие из колец, запрессованных в ступицу и входящих в кольцевой паз ступицы соседнего шкива. Осевые зазоры подшипников регулируются гайкой 12, предохраняемой от отвертывания винтом 10 либо стопорной шайбой.

Шкивы и подшипники кронблоков изнашиваются неравномерно. Опыт показывает, что наибольшему износу подвергаются подшипники и канавки шкива, огибаемого ходовой струной талевого каната, и соседних с ним быстровращающихся шкивов. Секционное расположение шкивов позволяет обеспечить их равномернее изнашивание путем поворота каждой секции на 180° либо их перестановки, если число шкивов в секциях одинаковое. Благо-даря этому увеличивается срок службы кронблока.

Секции шкивов закрываются кожухами. Для предотвращения выскакивания каната из канавки шкива зазор между шкивами и кожухом не должен превышать 0,15 диаметра каната. При больших зазорах канат может соскочить и оказаться затянутым между смежными шкивами. В результате этого часть рабочих струн разгружается, а из-за перегрузки оставшихся в работе струн может произойти обрыв каната.

 

49 Всасывающие линии и манифольд

Всасывающая линия - участок трубопровода, по ко­торому раствор подводится из приёмной емкости к насосу.

Длина её должна быть минимально возмож­ной, а диаметр труб – не менее диаметра прием­ного коллектора бурового насоса.

На конце её устанавливают сетчатый фильтр, площадь которого в свету должна быть не менее площади сечения труб.

Всасывающий трубопровод крепят к насосу посредством фланцевого соединения, уплотняемого лис­товой прокладкой из резины. Неточность монтажа компенсируется подвижными соединитель­ными муфтами (компенсаторами). Для предотвращения замерзания всасывающие линии покрывают теплоизоляцион­ным материалом.

Манифольд – участок тру­бопровода между буровым насосом и вертлюгом. Буровые насосы имеют индивиду­альные всасывающие линии и общий манифольд.

Стояк представляет собой на­бор трубных секций, имеющих линзовые соединения. 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 которое приводится в действие сжатым воздухом. Уп­равление этим устройством осуществляется четырехклапанным краном, установленным на пульте управления.

Трубные секции манифольда соединяются быстроразъемными замковыми соединениями (рис. 12.10). Между отдельными блоками буровой установки трубы манифольда соединяются мон­тажными компенсаторами, обеспечивающими угло­вое смещение соединяемых труб на 10° и линейное их смещение до 200 мм.

Крепление манифольда к основанию буровой уста­новки и вышке осуществляется при помощи хомутовых соединений. Манифольды изготовляют с рабочим давлением 20, 25, 32 и 40 МПа в зависимости от класса буровой уста­новки. Пробное давление составляет соответственно 30, 38, 48 и 60 МПа. Трубы имеют диаметр проходного отверстия 80, 100 и 125 мм.