Затем буровой раствор вследствие разности давлений внутри бурильных труб и на забое скважиныс большой скоростью выходит из насадок долота, очищая забой и долото от выбуренной породы. Оставшаяся часть энергии раствора затрачивается на подъем выбуренной породы и преодоление сопротивлений в затрубном кольцевом пространстве 8 .
Поднятый на поверхность к устью 6
отработанный раствор проходит по растворопроводу 11
в блок очистки 12,
где из него удаляются в амбар 15
частицы выбуренной породы, песок, ил, газ и другие примеси, поступает в резервуары 13
с устройствами 16
для восстановления его параметров и снова направляется в подпорные насосы.
Нагнетательная линия состоит из трубопровода высокого давления, по которому раствор подается от насосов / к стояку 2 и гибкому рукаву 3, соединяющему стояк 2 с вертлюгом 4. Напорная линия оборудуется задвижками и контрольно-измерительной аппаратурой. Для работы в районах с холодным климатом предусматривается система обогрева трубопроводов.
Сливная система оборудуется устройствами для очистки и приготовления бурового раствора, резервуарами, всасывающей линией, фильтрами, нагнетательными центробежными насосами, задвижками и емкостями для хранения раствора.
ВЕРТЛЮГИ И БУРОВЫЕ РУКАВА
НАЗНАЧЕНИЕ И СХЕМЫ
Вертлюг — промежуточное звено между поступательно перемещающимся талевым блоком с крюком, буровым рукавом и вращающейся бурильной колонной, которая при помощи замковой резьбы соединяется через ведущую трубу со стволом вертлюга. Для обеспечения подачи бурового раствора или газа перемещающийся вертлюг соединен с напорной линией при помощи гибкого бурового рукава, один конец которого крепится к отводу вертлюга, а второй — к стояку на высоте, несколько большей половины его длины.
На рис. VIII. 1 показана схема расположения вертлюга в буровой при бурении.
Вертлюг обеспечивает возможность свободного вращения бурильной колонны при невращающихся корпусе и талевой системе. Он подвешен на ее крюке и выполняет функции сальника для подачи внутрь вращающейся колонны бурового раствора, закачиваемого насосами по гибкому рукаву.
На рис. VIII.2 показана принципиальная схема вертлюга для бурения глубоких скважин. Основная вращающаяся его деталь — полый ствол 1, воспринимающий вес бурильной колонны. Ствол, смонтирован в корпусе 3 на радиальных 4 и 7 и упорных 5 и 6 подшипниках, снабжен фланцем, передающим вес колонны через главную опору 5 на корпус 3, подвешенный к крюку на штропе 12. Опоры ствола фиксируют его положение в корпусе, препятствуют осевым, вертикальным и радиальным перемещениям и обеспечивают устойчивое положение и легкость вращения.
Вес корпуса вертлюга со шлангом, осевые толчки и удары колонны снизу вверх воспринимаются вспомогательной опорой 6. Ствол вертлюга — ведомый элемент системы. При принятом в бурении нормальном направлении вращения бурильной колонны (по часовой стрелке, если смотреть сверху на ротор) ствол и все детали, связанные с ним, во избежание самоотвинчивания имеют левые резьбы. Штроп 12 крепится к корпусу на осях 16, смонтированных в приливах корпуса. Приливы имеют форму карманов, которые ограничивают угол поворота штропа ( — 40°) для установки его в положение, удобное для захвата крюком, когда вертлюг с ведущей трубой находится в шурфе.
К крышке корпуса 15 прикреплен отвод 13, к которому присоединяется буровой рукав 14. Буровой раствор поступает из рукава через отвод в присоединенную к нему напорную трубу 9, из которой он попадает во внутренний канал ствола вертлюга. Зазор между корпусом напорного сальника 10 и напорной трубой 9 уплотнен сальником 11, обеспечивающим герметичность при больших рабочих давлениях бурового раствора.
Напорный сальник 11 во время роторного бурения эксплуатируется в тяжелых условиях, срок его службы (50—100 ч) во много раз меньше, чем остальных деталей вертлюга, поэтому он выполняется быстросменным. В верхней и нижней частях корпуса вертлюга для уплотнения зазора между корпусом и вращающимся стволом устанавливают самоуплотняющиеся манжетные сальники 2 и 8, которые предохраняют от вытекания масла из корпуса и попадания в него снаружи влаги и грязи.
В вертлюгах есть устройства для заливки, спуска масла и контроля его уровня, а также сапун для уравновешивания с атмосферным давлением паров внутри корпуса, создающегося при нагреве в процессе работы. Это устройство не пропускает масло при транспортировке вертлюга в горизонтальном положении.
Типоразмер вертлюга определяется динамической нагрузкой, которую он может воспринимать в процессе вращения бурильной колонны, допустимой статической нагрузкой и частотой вращения, предельным рабочим давлением прокачиваемого бурового раствора, массой и габаритными размерами. Каждый вертлюг имеет стандартную левую коническую замковую резьбу для присоединения к ведущей трубе двух-трех размеров. Корпус вертлюга выполняется обтекаемой формы для того, чтобы он не цеплялся за детали вышки при перемещениях. Вертлюги приспособлены к транспортировке любыми транспортными средствами без упаковки.
КОНСТРУКЦИИ ВЕРТЛЮГОВ
По конструкции вертлюги для бурения глубоких скважин, изготовляемые отечественными заводами, отличаются мало. Рассмотрим конструкцию вертлюга УВ-250МА (рис. VIII.3).Он состоит из литого стального корпуса 5
с двумя карманами для присоединения к нему штропа 11
при помощи пальцев. Внутренняя полость корпуса разделена по высоте горизонтальной перемычкой, служащей опорной поверхностью основной опоры ствола, усиленной для жесткости вертикальными ребрами. Эта перемычка имеет кольцевую площадку, на которую устанавливается основной опорный подшипник 4.
Над основной опорой в корпусе находятся вспомогательный упорный подшипник 6, воспринимающий усилия, которые возникают вдоль оси от ротора к вертлюгу, и верхний радиальный подшипник 7. Второй радиальный подшипник 3, центрирующий ствол вертлюга 1, расположен в нижней части корпуса. Ствол вертлюга / с вращающимися элементами подшипников 3, 4, 6 и 7 и верхним напорным сальником 9 составляют группу вращающихся деталей вертлюга.
Сверху корпус вертлюга имеет круглое отверстие. Это отверстие закрывается крышкой с кронштейном 8, к которому крепится подвод 10. В крышке 8 установлено верхнее сальниковое уплотнение корпуса, а нижнее уплотнение 2 крепится к нижней части корпуса. Этот сальник служит для предупреждения утечки масла из корпуса вертлюга в процессе работы.
Верхний радиальный 7 и упорный 6 подшипники малонагружены и смазываются консистентной смазкой, для чего в крышке предусмотрена пресс-масленка. Главная опора и нижний радиальный подшипник смазываются жидкой смазкой, которой наполнена масляная ванна корпуса. Жидкое масло служит не только для смазки, но и для отвода тепла, выделяющегося в подшипниках. Надо иметь в виду, что при прокачке через вертлюг бурового раствора с высокой температурой масло в ванне вертлюга нагревается и добавочное тепло трения приводит к повышению температуры выше допустимой (иногда более 100 °С).
Применение быстросъемного напорного сальника значительно упростило и ускорило его замену, а конструкция ствола стала проще и меньшей длины. Практика эксплуатации показывает, что применение большого числа манжет в сальнике не увеличивает срок службы уплотнения вертлюга, так как происходит перегрев манжет и их разрушение вследствие плохого теплоотвода. Оптимальным является использование двух-трех рабочих манжет. В зависимости от конструкции уплотнение осуществляется либо первой, либо последней манжетой, при выходе из строя которой начинает работать вторая манжета и т. д.
Быстросъемное напорное уплотнение (рис. VIII.4), применяемое в вертлюге УВ-250МА, обеспечивает подачу в ствол вертлюга бурового раствора под давлением до 25 МПа. Раствор от подвода 4 вертлюга поступает через напорную трубу 9, расположенную в стволе 15 вертлюга. Эта труба жестко не закреплена и является как бы плавающей. На ее верхнем конце установлена шпонка, входящая в паз кольца 7, неподвижно прикрепленного верхней нажимной гайкой 3 к втулке 5.
Зазоры между подводом 4, кольцом 7 и трубой 9 уплотнены торцовой 6 и радиальной 8 манжетами. Необходимое нажатие на уплотнения создается верхней нажимной гайкой 3 навинчиванием ее на втулку 5. Нижнее вращающееся уплотняющее устройство состоит из стакана 2, прижатого нижней нажимной гайкой / к торцу ствола 15 вертлюга. В стакане размещены четыре самоуплотняющиеся манжеты 10, разделенные между собой кольцами 12, создающими камеры, ограничивающие деформацию манжет под давлением прокачиваемого раствора.
Для уменьшения трения и износа трубы 9 и манжет 10 в манжетные камеры периодически закачивают ручным насосом через пресс-масленку 11 консистентную смазку. Верхняя манжета служит для удержания смазки при закачке, а нижние три манжеты уплотняют зазоры между трубой 9, кольцами 12 и грундбуксой 13, нижний торец которой уплотнен торцовой манжетой 14. Необходимое нажатие на элементы сальника осуществляется нижней нажимной гайкой /.
Уплотнительные манжеты сальника изготовляют из маслостойких резин или резиноасбестовых композиций, или пластмасс полиуретановой группы. Напорные трубы изготовляют из низколегированных цементуемых сталей марок 12ХН2А, 20ХНЗА
и др. Наружная поверхность труб подвергается термохимической обработке для создания слоя толщиной 1,5—3 мм твердостью 56—62 HRC. Наружная поверхность подвергается высокоточной механической обработке, полируется или выглаживается роликом для уменьшения шероховатости.
| Рис. VIII .5. Нижнее уплотнение масляной ванны вертлюга |
Нижнее уплотнение масляной ванны вертлюга (рис. VIII.5) служит для предохранения утечки смазки при вращении вертикально расположенного ствола вертлюга. Уплотняющее устройство состоит из двух манжет 4, смонтированных в нижней части
крышки 9 корпуса вертлюга. Кольцо 8 при помощи болтов 7 нажимает на манжеты 4, которые прилегают к наружной поверхности втулки 3, надетой на ствол 5 вертлюга. Втулка 3, упирающаяся в кольцо подшипника 1, крепится на стволе 5 гайкой 6 и уплотняется резиновым кольцом 2. В полость между манжетами 4 подается через пресс-масленку 10 консистентная смазка, предохраняющая вытекание масла из ванны. Втулка 3 предохраняет от износа поверхность ствола, а при износе ее меняют.
В нижней крышке корпуса предусмотрена отстойная зона, куда через отверстия в корпусе попадают с маслом продукты износа. С боку в нижней части крышки предусмотрено сливное отверстие, закрываемое пробкой, через которую периодически спускают масло из ванны вертлюга.
Ствол вертлюга — наиболее нагруженная деталь. На него действуют растягивающая сила от веса бурильной колонны, изгибающий момент и внутреннее давление раствора. Нижний конец ствола имеет левую внутреннюю замковую резьбу по ГОСТ 5286—75, служащую для соединения через предохранительный переводник с ведущей трубой. Стволы изготовляют из конструкционных низколегированных сталей марок 40Х, 40ХН, 38ХГН и др. Ствол подвергается закалке с отпуском до твердости 280—320 НВ.
На опоры ствола вертлюга действуют в основном осевые нагрузки: главная опора воспринимает вес бурильной колонны, а радиальные подшипники центрируют подвешенный на крюке вертлюг и воспринимают нагрузки, создаваемые его весом и частью веса прикрепленного к нему гибкого шланга.
В качестве главной опоры в вертлюгах применяют упорные или радиально-упорные подшипники. В тяжело нагруженных вертлюгах для бурения глубоких скважин используют роликоподшипники с коническими, бочкообразными и цилиндрическими роликами. Эти подшипники применяют при частоте вращения не более 100 об/мин, так как цилиндрические ролики работают с проскальзыванием, что приводит к их износу.
В вертлюгах для геологоразведочного бурения скважин небольшой глубины и при легких бурильных колоннах используют радиально-упорные или радиальные шарикоподшипники, для вспомогательных опор вертлюгов обычно — упорные шариковые или конические роликоподшипники стандартных серий.
ПРИВОДЫ БУРОВЫХ УСТАНОВОК
ОСНОВНЫЕ ОПРЕДЕЛЕНИЯ
Приводом буровой установки называется совокупность двигателей и регулирующих их работу трансмиссий и устройств, преобразующих тепловую или электрическую энергию в механическую, управляющих механической энергией и передающих ее исполнительному оборудованию — насосам, ротору, лебедке и др. Мощность привода (на входе в трансмиссию) характеризует основные его потребительские и технические свойства и является классификационным (главным) параметром.
В зависимости от используемого первичного источника энергии приводы делятся на автономные, не зависящие от системы энергоснабжения, и неавтономные, зависящие от системы энергоснабжения, с питанием от промышленных электрических сетей. К автономнымприводам относятся двигатели внутреннего сгорания (ДВС) с механической, гидравлической или электропередачей. К неавтономнымприводам относятся: электродвигатели постоянного тока, питаемые от промышленных сетей переменного тока через тиристорные выпрямительные станции управления; электродвигатели переменного тока с гидравлической либо электродинамической трансмиссией или регулируемые тиристорными системами.
В соответствии с кинематикой установки привод может иметь три основных исполнения: индивидуальный, групповой и комбинированный или смешанный.
Индивидуальный привод — каждый исполнительный механизм (лебедка, насос или ротор) приводится от электродвигателей или ДВС независимо друг от друга. Более широко этот вид привода распространен с электродвигателями. При его использовании достигается высокая маневренность в компоновке и размещении бурового оборудования на основаниях при монтаже.
Групповой привод — несколько двигателей соединены суммирующей трансмиссией и приводят несколько исполнительных механизмов. Его применяют при двигателях внутреннего сгорания,
Комбинированный привод — использование индивидуального и группового приводов в одной установке. Например, насосы приводятся от индивидуальных двигателей, а лебедка и ротор от общего двигателя. Во всех случаях характеристики привода должны наиболее полно удовлетворять требуемым характеристикам исполнительных механизмов.
Потребителями энергии буровой установки являются: в процессе бурения — буровые насосы, ротор (при роторном бурении), устройства для приготовления и очистки бурового раствора от выбуренной породы; компрессор, водяной насос и др.;
при спуске и подъеме колонны труб — лебедка, компрессор, водяной насос и механизированный ключ.
Приводы также делятся на главные (приводы лебедки, насосов и ротора) и вспомогательные (приводы остальных устройств и механизмов установки). Мощность, потребляемая вспомогательными устройствами, не превышает 10—15% мощности, потребляемой главным оборудованием.
Гибкость характеристики — способность силового привода автоматически или при участии оператора в процессе работы быстро приспосабливаться к изменениям нагрузок и частот вращения исполнительных механизмов. Гибкость характеристики зависит от коэффициента приспособляемости, диапазона регулирования частоты вращения валов силового привода и приемистости двигателя.
Коэффициент гибкости характеристики определяется отношением изменения частоты вращения к вызванному им отклонению момента нагрузки. Он пропорционален передаточному отношению и обратно пропорционален коэффициенту перегрузки.
Приемистостью называется интенсивность осуществления переходных процессов, т. е. время, в течение которого двигатель и силовой привод реагируют на изменение нагрузки и изменяют частоту вращения.
Приспособляемость — свойство силового привода изменять крутящий момент и частоту вращения в зависимости от момента сопротивления. Собственная приспособляемость— свойство двигателя приспособляться к внешней нагрузке. Искусственная приспособляемость — свойство трансмиссий приспосабливать характеристику двигателя к изменению внешней нагрузки.
ТРАНСМИССИИ БУРОВЫХ УСТАНОВОК
ЭЛЕМЕНТЫ ТРАНСМИССИИ БУРОВЫХ УСТАНОВОК
В буровом оборудовании для осуществления кинематической связи между валами в механизмах, изменения скорости и направления вращения, преобразования крутящих моментов используют цепные, клиноременные и зубчатые передачи. В установках малой мощности для геологоразведочного бурения при небольших межосевых расстояниях между валами (до 0,5 м) используют почти всегда зубчатые передачи, а при межосевых расстояниях более 0,5 м — клиноременные.В установках для эксплуатационного бурения для передачи «больших мощностей (500—2000 кВт и более) и межосевых расстояниях более 1 м применяют многорядные цепные и клиноременные передачи. Зубчатые передачи используют при межосевых расстояниях менее 1м — в редукторах насосов, реверсивных устройствах КПП, приводах роторов и др.
СИСТЕМЫ УПРАВЛЕНИЯ БУРОВЫМИ УСТАНОВКАМИ
ВИДЫ, ТРЕБОВАНИЯ И ХАРАКТЕРИСТИКИ
Буровая установка представляет собой сложный комплекс различных машин и механизмов, обеспечивающих выполнение разнообразных технологических операций при проводке скважин. Эффективность работы этого комплекса зависит от эксплуатационных качеств, маневренности, четкости и надежности работы всех его элементов. Важную роль в комплексе играет система управления.
Системы управления обеспечивают:
пуск, остановку и регулировку работы двигателей;
включение и выключение трансмиссий, которые блокируют двигатели, приводящие буровые насоса, ротор или лебедку;
включение и выключение буровых насосов, лебедки, ротора, механизма подачи и тормозов (гидравлического, электрического и ленточного);изменение частоты вращения барабана лебедки, насосов и ротора; включение и выключение устройств для свинчивания и развинчивания бурильных труб;
управление работой ключей, клиньев и других механизмов при отвинчивании и установке бурильных свечей в магазин в процессе спуска и подъема колонны;
управление оборудованием для герметизации устья скважины при бурении и проявлениях газа;
включение и выключение компрессора, вспомогательной лебедки или насоса, осветительной установки, устройств для очистки и приготовления бурового раствора и других вспомогательных механизмов.
Для приведения в действие органов управления используются различные виды энергии: в системах ручного механического управления —сила оператора; в пневматических, гидравлических и электрических системах —энергия сжатого воздуха, жидкости или электричества.
Система управления состоит из двух типов органов: управляющих функциями главных и вспомогательных исполнительных механизмов и аппаратуры, сигнализирующей оператору или регистрирующей результаты исполнения команды.
Система управления (рис. XI. 1) содержит пять основных органов:
1 — воспринимающий команду (кнопка, рукоятка, рычаг, педаль и др.), на который воздействует оператор — человек, программирующее устройство или микропроцессор;
2 — промежуточный, передающий команду к исполнительным механизмам с использованием внешней энергии: тяги, трубопровода, электрокабеля и др.;
3 — исполнительный, воздействующий на механизм, выполняющий технологическую функцию: муфта сцепления, золотник, кран и др.;
4 — фиксирующий или ограничивающий исполнение команды: защелка, концевой выключатель, стопор и др;
5 — обратная связь, информирующая оператора об исполнении команды или заданного режима работы: измерительный прибор, манометр, термометр, динамометр, световая или звуковая сигнализация.
В буровых установках применяется три вида систем управления:
централизованная — расположенная у поста бурильщика и позволяющая ему управлять основными исполнительными механизмами: лебедкой, насосами, ротором, превенторами и др.;
индивидуальная или местная — расположенная вблизи того или иного агрегата;
смешанная-—позволяющая управлять агрегатом как с поста бурильщика, так и непосредственно около агрегата; например, ДВС с суммирующей трансмиссией могут управляться дизелистом или бурильщиком и др.
Всеми устройствами управляют с постов бурильщика, дизелиста или с пульта, расположенного вблизи того или иного агрегата
29-04-2015, 00:30