Оборудование и инструмент для бурения скважин

При бурении вращательным способом, как и сверлении стия в любом материале, необходимо, чтобы разрушающему струменту (долоту, коронке, сверлу и т.п.) передавалось, во-пер-1 вых, вращательное движение, во-вторых, нагрузка, обеспечивав ющая достаточный нажим на разрушаемый материал, а также бы созданы условия для удаления разрушенных частиц вещества (п роды). Исходя из этого применяют оборудование для бурения сква-5 жин, состоящее из ротора, вертлюга с буровым шлангом, буровь насосов и силового привода. В случае если долота приводятся ^ вращение не с поверхности земли, а непосредственно на забое| кроме перечисленного оборудования используют гидравлические забойные двигатели или электробуры.

Роторы применяют для передачи вращения колонне бурильн„, труб в процессе бурения, поддержания ее на весу при спуско-подъемных операциях и вспомогательных работах. Ротор — это ре-П тор передающий вращение вертикально подвешенной колон-Д^бурильных тру^ °Т г°Ризонтального вала трансмиссии (табл. 2.10). Гранина ротора воспринимает и передает на основание все на-узки возникающие в процессе бурения и при спускоподъемных ^рациях. Внутренняя полость станины представляет собой мас-яную ванну. На внешнем конце вала ротора, на шпонке, может быть цепное колесо или полумуфта карданного вала. Стол ротора вращается на подшипниках качения. При отвинчивании долота или для предупреждения вращения бурильной колонны от действия реактивного момента ротор застопоривают защелкой или стопор­ным механизмом.

При передаче вращения ротору от двигателя через лебедку ско­рость вращения ротора изменяют при помощи передаточных меха­низмов лебедки или же путем смены цепных колес. Чтобы не свя­зывать работу лебедки с работой ротора, в ряде случаев при ротор­ном бурении применяют индивидуальный, т.е. не связанный с ле­бедкой, привод к ротору.

Вертлюг применяют для соединения талевой системы с буриль­ной колонной. Он обеспечивает, во-первых, вращение бурильной колонны, подвешенной на крюке, и, во-вторых, подачу через нее промывочной жидкости (табл. 2.11).

Все вертлюги имеют принципиально общую конструкцию. Верт­люг состоит из двух узлов — системы вращающихся и невраща­ющихся деталей. Невращающуюся часть вертлюга подвешивают к подъемному крюку, а к вращающейся части вертлюга подвеши­вают бурильную колонну.

Для соединения с бурильным инструментом на нижний конец ствола вертлюга навинчивается переводник с левой резьбой. Пода­ча промывочной жидкости от неподвижной нагнетательной ли­нии к вертлюгу и далее к вращающимся бурильным трубам осуще­ствляется при помощи гибкого резинового шланга (рукава).

Буровой шланг состоит из внутреннего резинового слоя, не­скольких слоев прокладок из прорезиненной ткани с соответствен­ным числом промежуточных слоев резины, металлических плете­нок и наружного слоя резины (рис. 2.10).

В настоящее время применяют буровые шланги, рассчитанные на давление 32, 25, 20, 16 и 10 МПа. Буровые шланги выпускаются Длиной от 10 до 18 м с условными внутренними диаметрами 63, и и 100 мм. Для очень высоких давлений используют металличес-Ие шланги, состоящие из отдельных секций, шарнирно соеди­ненных друг с другом.

о последнее время за рубежом, особенно при бурении на море, ^пользуются силовые вертлюги (верхний вращатель). Верхний

Шатель бурильной колонны уже давно используется при буре-

и Мелких скважин малого диаметра с передвижных буровых ус-

 

тановок, где он установлен на подвижной траверсе, которая пег мещается по вертикали при помощи гидроцилиндров. При нии скважин на нефть и газ силовой вертлюг выполняет фунЦ ции крюка, вертлюга, ротора, механических ключей. При его иш пользовании не нужна бурильная ведущая труба и шурф под

Таблица 2Д;|1 Технические характеристики вертлюгов, выпускаемых ОАО «Уралмаш»:|1

Показатели

Тип вертлюга

УВ-320 МА

УВ-250 МА

Допускаемая (максимальная) нагрузка, кН

Динамическая нагрузка (при 100 об/мин), кН

25/32
32/25
 

Максимальное давление прокачиваемой жидкости (раствора) в стволе, МПа

75 90 220
75 90 220
90 250

Габаритные размеры сменной верхней трубы, мм: внутренний диаметр наружный диаметр высота

140x150 1738 125
170x190
150x170

Размеры штропа, мм: верхнее сечение высота внутренний радиус

Просвет для подвешивания на крюке, мм

Диаметр пальца штропа, мм

3-152Л
3-1 71 Л
3-171Л

Тип присоединительной резьбы ствола (левой)

Фланцевое или резьбовое через проводник
Фланцевое
Фланцевое

Соединение ствола с буровым рукавом

1
2850 1090
3000 1212

Габаритные размеры, мм: высота с переводником ширина по пальцам штропа

Масса, кг


е намного облегчается труд помощника бурильщика, по-а та у элеватор механически подается в необходимую позицию. СК° наращиваний одиночками можно наращивать бурильную трехтрубными свечами.

Основной недостаток существующих конструкций силовых

тлюгов — высокая стоимость. Они пока не нашли применения В нашей стране, да и за рубежом они используются не часто, глав-бым образом при бурении скважин с морских оснований и гори-Нонтальных скважин. Вместе с тем нельзя не отметить, что это перспективный механизм, который со временем займет достой­ное место в буровой технике.

При бурении осуществляется промывка скважины при помощи буровых насосов. Буровые насосы предназначены для подачи под давлением промывочной жидкости в скважину. Для бурения ис­пользуются только горизонтальные приводные двух- и трехцилин­дровые поршневые насосы (рис. 2.11). При вращении вала 7с криво­шипом 6 шатун 5, совершая колебательное движение, приводит в движение крейцкопф 4, двужущийся возвратно-поступательно в прямолинейном направлении, и связанный с ним при помощи штока 3 поршень 72, который совершает движение внутри цилин­дра 2. Всасывающие клапаны 11 соединены при помощи всасыва­ющего трубопровода 5, снабженного фильтром 9, с приемным чаном 10. Нагнетательные клапаны 13 соединены с нагреватель­ным компенсатором 1 и напорной линией 14. При движении поршня вправо в левой части цилиндра создается разряжение, под давле­нием атмосферы жидкость из приемного чана 10 поднимается по всасывающему трубопроводу 8, открывает левый всасывающий кла­пан 11 и поступает в цилиндр насоса. В то же время в правой поло­сти цилиндра жидкость нагнетается (вытесняется) в напорную линию через правый нагнетательный клапан 13. Левый нагнета­тельный клапан 13 и правый всасывающий 11 при этом закрыты. При обратном движении поршня всасывание происходит в правой полости цилиндра, а нагнетание — в левой. Таким образом, при передвижении поршня в какую-либо сторону в одной половине Цилиндра происходит всасывание, а в другой — нагнетание жид­кости, т.е. наблюдается двойное действие насоса.

Достаточно широко применяются трехцилиндровые (трехпор-

шневые) буровые насосы одностороннего действия. К основ-

ым отличиям и особенностям буровых насосов этого типа от-

осятся: наличие трех цилиндропоршневых пар одностороннего

ствия; повышенные линейные скорости поршней (число хо-

в единицу времени) и связанная с этим необходимость ус-

новки во всасывающей трубе подпорного насоса; значительно н Ньшая степень неравномерности подачи жидкости и улучшен-

е Динамические характеристики работы приводной и гидрав-ли^еских частей.

Рис. 2.10. Буровой шланг (рукав):

7 — тканевый слой; 2 — резиновый слой; 3 — металлическая оплетка;

4 — штуцер

Подачей бурового насоса называют количество жидкости, по­даваемое насосом в единицу времени.

Завод «Уралмаш» выпускает буровые насосы двух типов: двух-поршневой насос двустороннего действия — дуплекс УНБ-600А и трехпоршневые насосы одностороннего действия — триплекс УНБТ-950А, УНБТ-1180А1 и УНБТ-750 (табл. 2.12).

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 кри-вошипно-шатунного механизма, надежным исполнением гидрав­лической и механической частей, оборудованы компенсаторами на входе и выходе, системой смазки трущихся частей, консольно-поворотными кранами для облегчения работ по замене сменных деталей и узлов гидравлической части, а также автоматическими предохранительными клапанами.

ОАО «Волгоградский завод буровой техники» 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. 2.13).

От буровых насосов промывочная жидкость по нагнетательной линии (манифольду) подается в буровой шланг и далее в вертлюг. В состав нагнетательной линии входят: компенсаторы, нагнета­тельный трубопровод, стояк и задвижки.

Компенсаторы (воздушные колпаки) служат для уменьшения колебаний давления, вызываемых неравномерностью подачи про­мывочной жидкости буровыми насосами. Компенсатор представ­ляет собой резервуар, в котором газовая подушка является своеоб­разной пружиной, смягчающей гидравлические толчки при дви­жении неравномерно поступающей жидкости. Компенсаторы ус­танавливаются непосредственно на насосе.

Нагнетательный трубопровод предназначен для подачи промы­вочной жидкости от насоса к напорному буровому рукаву. Нагне­тательный трубопровод состоит из горизонтального и вертикаль­ного участков. На горизонтальном участке трубопровода монтиру­ются патрубки для присоединения к насосам, обвязки противо-выбросового оборудования, магистральные и пусковые задвижки и патрубок для манометра. Горизонтальный участок трубопровода выполняется с уклоном в сторону насосов для обеспечения стека-ния промывочной жидкости через пусковую задвижку, которая устанавливается в самой низкой точке трубопровода.

Стояк — вертикальный участок трубопровода — в верхней час­ти имеет горловину с фланцем для присоединения бурового шланга, а в нижней части — патрубок с задвижкой для присоединения промывочных агрегатов и патрубок для манометра.

На нагнетательном трубопроводе монтируют датчики давления и расхода бурового раствора.

Рис. 2.11. Схема работы двухцилиндрового бурового насоса:

/ 12 — поршень; 13 — нагнетательные клапаны;14 — напорная линия — компенсатор; 2 — цилиндр; 3 — шток; 4 — крейцкопф; 5 — шатун; 6 — криво­шип; 7 — вал; 8 — всасывающий трубопровод; 9 — фильтр; 10 — приемный чан; // — всасывающие клапаны;

Нагнетательный трубопровод изготавливается из толстостенных стальных труб диаметром 114... 146 мм, которые свариваются меж­ду собой в секции. Секции соединяются между собой при помощи фланцев или монтажных компенсаторов, а также резиновых высо­конапорных шлангов. После сборки нагнетательные трубопроводы спрессовываются на полуторократное рабочее давление.

Пусковые задвижки предназначены для перевода бурового на­соса с холостого хода на рабочий, а также для опоражнивания нагнетательного трубопровода во время остановки насоса.

В процессе эксплуатации буровых насосов в нагнетательном тру­бопроводе может создаться давление, превышающее допустимое. Это может привести к разрыву напорной линии и самого насоса, к травмированию обслуживающего персонала. Для предупрежде­ния аварий такого рода на каждом буровом насосе монтируется

Таблица 2.12 Параметры буровых насосов, выпускаемых ОАО «Уралмаш»

 

 

Показатели Тип насосов
УНБ-600А УНБТ-950А, УНБТ-1180А1 УНБТ-750
Мощность, кВт 950/1180
Число цилиндров, шт.
Максимальное число ходов поршня в минуту
Максимальная частота вращения входного вала, об/мин
Длина хода поршня, мм
Максимальное давление на выходе, МПа
Максимальная идеальная подача, л/с 51,9 50,7
Тип зубчатой передачи Косозубая Шевронная Шевронная
Передаточное число редуктора 4,92 4,448 4,307
Условный проход коллектора, мм: входного выходного 275 109 250 100 250 100
Габаритные размеры, мм: длина высота ширина 5100 1877 2626 5390 2204 5030 2057 2530

специальное устройство, в которое вставляется предохранитель — тарированная на определенное давление пластина. Это устройство соединяется со сливной трубой, через которую при разрыве пре­дохранительной пластины промывочная жидкость отводится в при­емную емкость.

Буровые установки приводятся в действие силовыми приводами. Под силовым приводом понимается совокупность двигателей и регу­лирующих их работу устройств, преобразующих тепловую или элек­трическую энергию в механическую, управляющих преобразован­ной механической энергией и передающих ее к исполнительным механизмам буровой установки (насосу, ротору, лебедке и др.).

Привод основных исполнительных механизмов буровой уста­новки (лебедки, буровых насосов, ротора) называется главным приводом. В зависимости от вида двигателя и типа передачи он мо­жет быть электрическим, дизельным, дизель-гидравлическим,

Таблица 2.13 Параметры буровых насосов, выпускаемых ВЗБТ

 

 

Показатели Тип насосов
НБТ-475 НБТ-600-1 НБТ-235
Мощность, кВт
Число цилиндров, шт.
Максимальное число ходов поршня в минуту
Максимальная частота вращения входного вала, об/мин
Длина хода поршня, мм
Максимальное давление на выходе, МПа 25,4
Максимальная идеальная подача, л/с 45,65 45,6 26,74
Тип зубчатой передачи Косозубая
Передаточное число редуктора 9,09
Условный проход коллектора, мм выходного входного 95 205 60 156
Габаритные размеры, мм: длина высота ширина 4560 1768 2180 2000 1290 1667

 

дизель-электрическим и газотурбинным. Наиболее широко приме­няются в современных буровых установках электрический, дизель­ный, дизель-гидравлический и дизель-электрический приводы.

Основным преимуществом электрического привода перемен­ного тока являются его относительная простота в монтаже и экс­плуатации, высокая надежность, экономичность. В то же время буровые установки с этим типом привода можно применять лишь в электрифицированных районах.

Дизельный привод применяют в районах, не обеспеченных элек­троэнергией необходимой мощности. Преимуществами двигателей внутреннего сгорания при использовании в качестве привода яв­ляются высокий КПД, небольшие расход топлива, воды и масла на 1 кВт мощности. Основной недостаток ДВС — отсутствие ревер­са, поэтому необходимо специальное устройство для получения об­ратного хода. ДВС типа дизель допускают перегрузку не выше 20 %. Для их обслуживания требуется квалифицированный персонал.

Дизель-гидравлический привод состоит из ДВС и турбопередачи. Турбопередача — это промежуточный механизм, встроенный обыч­но между дизелем и трансмиссией. Применение турбопередачи обеспечивает: плавный подъем груза на крюке; работу двигателя, если нагрузка на крюке больше той, которую сможет преодолеть ДВС, в этом случае двигатель будет работать при пониженных, но вполне устойчивых оборотах; большую долговечность передачи.

Наибольшим преимуществом обладает привод от электродви­гателей постоянного тока, в конструкции которого отсутствуют громоздкие коробки перемены передачи, сложные соединитель­ные части и т.п. Электрический привод постоянного тока имеет удобное управление, может плавно изменять режим работы лебед­ки или ротора в широком диапазоне.

Прогресс в области создания тиристорных преобразователей пе­ременного тока в постоянный открыл широкие возможности исполь­зования в качестве привода электродвигателей постоянного тока, питаемых через тиристорные выпрямители от сетей переменного тока.

Дизель-электрический привод состоит из приводного электро­двигателя, связанного с исполнительным механизмом, генерато­ра, питающего этот электродвигатель, и дизеля, приводящего во вращение генератор.

Силовые приводы подразделяются на индивидуальные и груп­повые. Индивидуальный привод приводит в действие один ис­полнительный механизм или отдельные его части, групповой — два и более исполнительных механизма.

Технология бурения нефтяных и газовых скважин имеет свои особенности и предъявляет определенные требования к силовому приводу. В процессе бурения основная часть мощности потребляет­ся буровыми насосами и ротором, а в процессе спускоподъемных операций — лебедкой и компрессором. Работа насосов в процессе

бурения характеризуется постоянством нагрузки на силовой при­вод. Во время СПО привод имеет резко переменную нагрузку — от нулевой (холостого хода двигателей) до максимальной. При подъеме инструмента из скважины необходимо обеспечить в начале подъ­ема каждой свечи плавное включение лебедки и постепенное уве­личение скорости подъема, так как резкое включение и мгновен­ное увеличение скорости могут привести к разрыву талевого кана­та или поломке оборудования. При ликвидации аварий в скважине привод часто работает с резкопеременными нагрузками, превы­шающими расчетные.

К силовому приводу буровых установок предъявляются следую­щие основные требования: соответствие мощности условиям ра­боты исполнительных механизмов, гибкость характеристики, дос­таточная надежность и экономичность.

Гибкость характеристики определяется способностью привода автоматически или при участии оператора быстро приспосабли­ваться в процессе работы к изменениям нагрузок и скоростей ра­боты исполнительных механизмов при условии рационального использования мощности.

редуктор

Нагрузка и скорости буровой лебедки и ротора в процессе ра­боты могут изменяться в больших пределах (от 1:4 до 1:10). Двига­тели не обладают такой гибкой характеристикой, поэтому в при­водах современных буровых установок применяются устройства

К насосу Рис. 2.12. Кинематическая схема буровой установки с дизельным приводом

искусственной приспосабливаемости, т.е. между двигателем и ис­полнительным механизмом устанавливаются промежуточные пе­редачи. Для этого применяют три типа передач: механические (зуб­чатые или цепные многоступенчатые коробки передач), гидравли­ческие (турботрансформаторы) и электрические (электромашин­ные передачи постоянного тока).

В качестве передаточных устройств от двигателя к исполнитель­ному механизму применяются клиноременные, цепные и кардан­ные передачи, а для блокировки нескольких двигателей — клино­ременные и цепные передачи (рис. 2.12, 2.13).








Дата добавления: 2016-01-03; просмотров: 1241; ЗАКАЗАТЬ НАПИСАНИЕ РАБОТЫ


Поиск по сайту:

При помощи поиска вы сможете найти нужную вам информацию, введите в поисковое поле ключевые слова и изучайте нужную вам информацию.

Поделитесь с друзьями:

Если вам понравился данный ресурс вы можете рассказать о нем друзьям. Сделать это можно через соц. кнопки выше.
helpiks.org - Хелпикс.Орг - 2014-2019 год. Материал сайта представляется для ознакомительного и учебного использования. | Поддержка
Генерация страницы за: 0.047 сек.