.

Оборудование буровой установки

Язык: русский
Формат: курсова
Тип документа: Word Doc
0 1910
Скачать документ

ТАЛЕВАЯ СИСТЕМА

НАЗНАЧЕНИЕ, СХЕМЫ И УСТРОЙСТВО
В процессе проводки скважины подъемная система выполня¬ет различные операции. В одном случае она служит для про¬ведения СПО с целью замены изношенного долота, спуска, подъема и удержания на весу бурильных колонн при отборе керна, ловильных или других работах в скважине, а также для спуска обсадных труб. В других случаях обеспечивает создание на крюке необходи-мого усилия для извлечения из скважины прихваченной бурильной колонны или при авариях с ней. Для обеспе¬чения высокой эффективно¬сти при этих разнообраз¬ных работах подъемная си-стема имеет два вида ско¬ростей подъемного крюка: техническую для СПО и технологические для ос¬тальных операций.

В связи с изменением веса бурильной колонны при подъеме для обеспече¬ния минимума затрат вре¬мени подъемная система должна обладать способно¬стью изменять скорости подъема в со-ответствии с нагрузкой. Она также слу¬жит для удержания бу¬рильной колонны, спущен¬ной в скважину, в процессе бурения.
Подъемная система ус¬тановки (рис. III.1) пред¬ставляет собой полиспастный механизм, состоя-щий из кронблока 4, талевого (подвижного) блока 2, стального каната 3, яв¬ляющегося гибкой свя-зью между буровой лебедкой 6 и меха¬низмом 7 крепления неподвижного конца каната. Кронблок 4 устанавливается на верхней площадке буровой вышки 5. Под¬вижный конец А каната 3 крепится к барабану лебедки 6, а неподвижный конец Б — через приспособление 7 к основанию вышки. К та-левому блоку присоединяется крюк 1, на котором подвешивается на штропах элеватор для труб или вертлюг. В настоящее время талевый блок и подъемный крюк во многих случаях объ-единяют в один механизм — крюкоблок.

ЭКСПЛУАТАЦИЯ ТАЛЕВЫХ СИСТЕМ
Подготовка талевого каната к оснастке:
Диаметр каната и число струн в оснастке выбирают с учетом максимально возможной нагрузки на крюке, при которой был бы двойной запас прочности, а при СПО — тройной, наивыгодней-шим является четырех-пятикратный запас.
Канат необходимой прочности должен иметь диаметр, соот¬ветствующий диаметру желоба шкивов талевого блока и кронблока.
Применять в талевых системах канаты с диаметром больше расчетного нельзя ввиду возможно-сти его защемления в желобах шкивов и быстрого износа. Допускается применение канатов диа-метром меньше расчетного на 10%. Необходимый для оснастки канат подбирают по паспорту и проверяют соответствие марки¬ровки на бочке барабана паспортным данным, осматривают ка¬нат в соответствии с инструкцией и составляют акт приемки, о чем делают соответствующие записи в буровом журнале.
Фактический коэффициент запаса прочности каната проверя¬ют путем сравнения агрегатной прочности каната, указанной в паспорте, с вероятной наибольшей нагрузкой на канат.
Для осмотра бочку с канатом устанавливают на козлы и вра¬щают барабан по стрелке, указанной на бочке. При перемотке каната недопустимо образование петель и перекруток. Отрезают канат специальной канаторезкой. Перед тем, как отрезать канат, оба будущие его конца должны быть за-деланы так, чтобы избе¬жать их раскручивания. Концы заделывают плотной намоткой вязальной проволоки.
Новый канат следует хранить на барабане в помещении или под навесом, исключающим попа-дание влаги в барабан. Ржавые канаты или канаты, имеющие неплотности свивки прядей, по-рванные проволоки и другие дефекты к эксплуатации не допу¬скаются.
Оснастка талевой системы:
По мере увеличения глубины скважин вес бурильных колонн, которые приходится спускать и поднимать, увеличивается, а мак¬симальная скорость намотки ведущей струны талевого каната на барабан лебедки остается практически неизменной (около 20 м/с) для буровых установок разных классов. Поэтому для каждой установки применяют талевую систему со своей кратностью по-лиспаста от 4-х до 14. Это достигается применением различных оснасток 2X3; 3X4; …; 7X8 (здесь первая цифра — число шки¬вов талевого блока, а вторая — кронблока).
Под оснасткой талевой системы понимается навеска каната на шкивы кронблока и талевого блока в определенной последовательности, исключающей перекрещивание каната и трение его струн друг о друга. В настоящее время создано несколько типов оснастки. Перед тем как присту-пить к оснастке системы необхо¬димо определить число шкивов в талевом блоке, тип каната, диа-метр и разрывное усилие каната. Диаметр каната должен соот¬ветствовать размеру канавок шкивов талевого блока и кронбло¬ка. При бурении глубоких скважин, когда глубина еще неболь¬шая и бу-рильная колонна легкая, для ускорения СПО канатом оснащают не все шкивы системы, а только часть. В дальнейшем проводят переоснастку до полного использования всех шкивов. Однако пе-реоснастка трудоемка и не всегда целесообразна.
Оснастку стремятся выполнить так, чтобы ведущая струна на¬бегала на один из средних шки-вов. В системах АСП струны ка¬ната не должны мешать спуску талевого блока с находя-щейся в нем свечой. Неправильно выполненная оснастка может вызвать трение канатов или за-кручивание талевого блока, что может при¬вести к аварии.
Существует два типа оснасток: параллельная, когда ось та¬левого блока параллельна оси крон-блока, и крестовая, когда оси талевого блока и кронблока перпендикулярны. Наиболее распро-странена крестовая оснастка (рис. III.14). Она имеет то преиму¬щество, что исключает закручива-ние талевого блока и трение струн каната друг о друга.
Оснастку осуществляют следующим образом. Бухту каната устанавливают на металлическую ось приспособления, располо¬женного под полом буровой, и соединяют конец талевого каната с концом пенькового вспомогательного каната. Затем раскрепля¬ют барабан механизма крепления и наматы-вают на него четыре-пять витков пенькового каната, после чего этот канат после¬довательно про-пускают через шкивы 6 кронблока и V талевого блока, 1 кронблока и / талевого блока, затем 5—IV—2—//—4, как показано на рис. III.14.
Когда конец талевого каната со шкива 4 достигнет пола бу¬ровой, отсоединяют пеньковый канат, а конец ведущей струны талевого каната укрепляют в зажимном приспособлении реборды барабана лебедки и наматывают на барабан лебедки восемь — десять витков. Перед этим неподвижный ко-нец талевого каната должен быть зажат в механизме крепления, после чего скрепля¬ют его барабан с консольным рычагом и тарируют датчик и ин¬дикатор веса инструмента.

БУРОВЫЕ ЛЕБЕДКИ

НАЗНАЧЕНИЕ, УСТРОЙСТВО И КОНСТРУКТИВНЫЕ СХЕМЫ
Лебедка — основной механизм подъемной системы буровой установки. Она предназначена для проведения следующих опе¬раций:
спуска и подъема бурильных и обсадных труб;
Удержания колонны труб на весу в процессе бурения или про¬мывки скважины; приподъема бурильной колонны и труб при наращивании; передачи вращения ротору; свинчивания и развинчивания труб; вспомогательных работ по подтаскиванию в буровую инстру¬мента, оборудования, труб и др.; подъема собранной вышки в вертикальное положение.
Буровая лебедка состоит из сварной рамы, на которой уста¬новлены подъемный и трансмис-сионный валы, коробка перемены передач (КПП), тормозная система, включающая основной (лен¬точный) и вспомогательный (регулирующий) тормоза, пульт уп¬равления. Все механизмы закрыты предохранительными щитами. Подъемный вал лебедки, получая вращение от КПП, преобра¬зовывает вращательное движение силового привода в поступа¬тельное движение тале-вого каната, подвижный конец которого закреплен на барабане подъемного вала. Нагруженный крюк под¬нимается с затратой мощности, зависящей от веса поднимаемых труб, а спускается под действием собственного веса труб или та¬левого блока, крюка и элеватора, когда элеватор опус-кается вниз за очередной свечой.
Лебедки снабжаются устройствами для подвода мощности при подъеме колонны и тормозными устройствами поглощения освобождающейся энергии при ее спуске. Для повышения к. п. д. во время подъема крюка с ненагруженным элеватором или ко¬лонной переменного веса лебедки или их приводы выполняют многоскоростными. Переключение с высшей скорости на низшую и об-ратно осуществляется фрикционными оперативными муфта¬ми, обеспечивающими плавное вклю-чение и минимальную затра¬ту времени на эти операции. Во время подъема колонн различ¬ного веса скорости в коробках передач переключают периоди¬чески. Оперативного управления скоростями коробки не требу¬ется.
В зависимости от скорости спуска или подъема крюка и числа струн в талевой оснастке ка-нат на барабан лебедки навивается и свивается с различными скоростями. Скорость крюка при подъ¬еме колонн большого веса во время технологических операций (расхаживание, ликвида-ция осложнения и аварий в скважине) составляет 0,15—0,25 м/с, а иногда и меньше. Эти скорости на¬зываются технологическими, а скорости подъема бурильных ко¬лонн и ненагруженного элевато-ра при СПО изменяются от 0,5 до 1,8 м/с и называются техническими. Более высокие скорости подъема ухудшают условия намотки каната на барабан и не дают существенного выигры-ша во времени.
Скорости спуска колонн определяются их весом, длиной и тех¬нологическими условиями скважи-ны. Наибольшая скорость спус¬ка бурильных колонн обычно не превышает 3 м/с, наименьшая при спуске обсадных колонн 0,2 м/с. В процессе бурения с по- мощью лебедки подается бурильная колонна со скоростью до 1,5 м/мин.
При подъеме колонны канат навивается на барабан лебедки под действием силы тяжести всей колонны, а свивается при спус¬ке ненагруженного элеватора с небольшим натяжением. В про¬цессе спуска колонн канат навивается при небольшом натяжении и большой скорости, а свивается под действием веса всей колон¬ны. Это создает тяжелые условия работы каната, и он быстро изнашива-ется, особенно при многослойной навивке на барабан.
Мощность, передаваемая на лебедку, характеризует основные эксплуатационно-технические ее свойства и является классифи¬кационным параметром.
Присоединительные размеры буровой лебедки: диаметр тале¬вого каната; расстояние от середи-ны барабана до центра звез¬дочки, установленной на валу ротора. Диаметр каната должен соответ-ствовать размерам канавок на наружной поверхности ба¬рабана лебедки и размерам канавок шкивов талевой системы. В случае несоответствия канат будет быстро изнашиваться. На-рушение базового расстояния от середины барабана до центра роторной звездочки вызовет быст-рый выход из строя цепи при¬вода ротора и практически сделает невозможным нормальное бу¬рение скважины роторным способом.

Современные отечественные буровые лебедки в основном вы¬полняются по двум компоновоч-ным схемам:
лебедка со всеми компонующими сборками монтируется на одной общей раме; эти лебедки имеют один главный вал, приво¬димый в движение цепными трансмиссиями от коробки передач (ЛБ-750, ЛБУ-1100, ЛБУ-1700 и др.);
двух- и трехвальные лебедки, в которых собственно лебедка совмещена с КПП и представляет собой один агрегат (У2-2-11, У2-5-5идр.).
На рис. IV.1 показана одновальная лебедка ЛБ-750, смонти¬рованная на общей раме / с вспомо-гательным тормозом 7 и стан¬цией управления 8. Эта лебедка имеет главный вал с бараба-ном 5, цепные трансмиссии Зяб, главный тормоз 4 и тормозную рукоятку 2, которая служит для управления лебедкой с поста бурильщика.
На рис. IV.2 приведен подъемный агрегат, состоящий из двух блоков — одновальной буровой лебедки ЛБУ-1100 4 и КПП 6,— которые транспортируются отдельно, а при монтаже соединяют¬ся в один агрегат. Цепные трансмиссии передач привода бара¬банного вала лебедки от КПП «тихой» 5 и «быстрой» 7 скоро¬стей закрыты кожухами. Они включаются оперативными пневма¬тическими фрикционными муфтами с пульта управления 1, Расположенного на полу 2 буровой. Главным тормозом лебедки управляют удлиненной тягой 3 также с поста бурильщика.
Двух- и трехвальные лебедки в настоящее время почти не изготовляются, но на нефтепромыслах они еще применяются.

РОТОРЫ

НАЗНАЧЕНИЕ И УСТРОЙСТВО
Роторы предназначены для вращения вертикально подвешен¬ной бурильной колонны с частотой 30—300 об/мин при роторном бурении или восприятия реактивного крутящего момента при буре-нии забойными двигателями. Они служат также для поддер¬жания на весу колонн бурильных или обсадных труб, устанавли¬ваемых на его столе на элеваторе или клиньях. Роторы также ис-пользуются при отвинчивании и свинчивании труб в процессе СПО, ловильных и аварийных ра-бот. Ротор представляет собой как бы конический зубчатый редуктор, ведомое коническое коле¬со которого насажено на втулку, соединенную со столом. Верти¬кальная ось стола расположена по оси скважины.
На рис. V.1 показана схема ротора. Стол 5 имеет отверстие диаметром 250—1260 мм в зависимости от типоразмера ротора. В отверстие стола устанавливают вкладыши 7 и зажимы ведущей трубы 6, через которые передается крутящий момент. Большое коническое колесо 4 передает вращение сто-лу ротора, укреплен¬ному на основной 3 и вспомогательной 2 опорах, смонтированных в корпусе 1, образующем одновременно масляную ванну для смаз¬ки передачи и подшипников.
Сверху стол защищен оградой 8. Быстроходный ведущий вал 10 расположен горизонтально на подшипниках 11, воспринимаю¬щих радиальные и горизонтальные нагрузки. Вал 10 приводится: во вращение от цепной звездочки 12 или с помощью вилки кар¬данного вала, расположенной на конце вала. Ротор снабжен сто¬пором 9, при включении которого вращение стола становится не-возможным. Фиксация стола ротора необходима при СПО и бу¬рении забойными двигателями для восприятия реактивного
момента.
Привод ротора в буровых установках с расположением ле¬бедки на полу буровой осуществляет-ся цепной трансмиссией от лебедки или от КПП карданной передачей, при установке лебед¬ки ни-же пола буровой — дополнительной трансмиссией от лебед¬ки или индивидуальным приводом от электродвигателя постоян¬ного тока (рис. V.2), располагаемой под полом буровой. Такая конструк-ция обеспечивает свободное пространство для работы персонала буровой бригады.

КОНСТРУКЦИИ РОТОРОВ И ИХ ЭЛЕМЕНТОВ
Ротор Р-560 (рис. V.3) состоит из следующих основных сбо¬рок и элементов. Станина 7— основ-ной элемент ротора. Обычно она представляет собой стальную отливку коробчатой формы, внутри которой смонтированы основные сборки и детали. Внут¬ренняя полая часть станины — масляная ванна для смазки кони¬ческой зубчатой пары и подшипников опор стола ротора и при¬водного вала.
Стол ротора 2 — основная вращающаяся часть, приводящая во вращение через разъемные вкла-дыши 4 и зажимы 5 ведущую трубу и соединенную с ней спущенную в скважину бурильную ко-лонну. Стол ротора монтируется на двух шаровых опорах — главной 3 и вспомогательной 8. Глав-ная опора 3 воспринимает динамические циклически действующие нагрузки — радиальную от пе-редаваемого крутящего момента и осевые от трения ведущей трубы о зажимы 5 ротора при подаче колонны и от веса стола ротора, а также статическую нагрузку от веса колонн труб и дру¬гих эле-ментов при установке их на стол ротора.
Вспомогательная опора 8 стола служит для восприятия ради¬альных нагрузок от зубчатой пере-дачи и осевых ударов при бу¬рении или подъеме колонны. Периферийный зазор между стани¬ной 7 и столом 2 ротора выполнен в виде лабиринта, предупре¬ждающего проникновение бурового рас-твора и грязи внутрь ста¬нины и выбрасывание смазки из ротора при вращении стола. Сверху стол ротора закрыт ограждением /, служащим для уста¬новки на нем элеваторов и другого оборудования при СПО и за¬щиты операторов.
Горизонтальный приводной вал 6 выполняется обычно в виде отдельной сборки, в которой вал с ведущей конической шестер¬ней, насаженной на нем, монтируется на роликоподшипниках во втулке. Сдвоенный радиально-упорный подшипник, воспринимаю¬щий радиальные и осевые нагрузки от зубчатой передачи, уста¬навливается рядом с конической шестерней. Вторая опора вала — цилиндрический роликоподшипник. На внешнем конце вала мон¬тируется либо цепная звездоч-ка 9 при приводе ротора цепной передачей от лебедки, либо шарнир карданного вала.
Разъемные вкладыши 4, состоящие из двух половин, устанав¬ливают в проходное отверстие ро-тора, верхняя часть которого снабжена квадратной выемкой. Верхняя часть вкладышей также имеет квадратную форму, в которую входят выступы верхней части зажимов 5 ведущей трубы или роли-кового зажима при бу¬рении. При СПО в отверстие вкладышей вставляют конусную втулку для клинового захвата. При бурении зажимы 5 или роли¬ковые зажимы закрепляют болтами, оставляют на ведущей трубе и вместе с ней отпускают в отверстие вкладышей 4.
Стопорное устройство 10 служит для фиксации стола ротора. Рукоятка управления стопорным устройством расположена в углублении верхней ограды ротора. В углублении она защищена от по-вреждений и, кроме того, не мешает работать. При перево¬де рукоятки в рабочее положение вы-двигается упор, входящий в одну из специальных прорезей на наружной поверхности стола, и препятствует вращению.
Для облегчения труда рабочих и ускорения СПО роторы комп¬лектуют пневматическими клино-выми захватами, для чего на роторе предусмотрен кронштейн, к которому присоединяется ме-ханизм подъема и опускания в отверстие ротора клиньев.
Диаметр отверстия в столе ротора и максимальная статиче¬ская нагрузка на стол ротора —основные классификационные параметры. Они определяют максимальный диаметр долота и мак-симальные диаметр и вес обсадной колонны, которая может быть спущена в скважину.
Основные характеристики роторов приведены в табл. V.I.
Для обеспечения взаимозаменяемости внутренние размеры роторов и вкладышей и наружные размеры вкладышей стандар¬тизованы. Также стандартизованы длина и диаметр конца при¬водного вала ротора и расстояние от оси отверстия стола до плос¬кости первого ряда зубьев приводной звез-дочки, обеспечивающее возможность применения ротора на любой буровой установке.

БУРОВЫЕ НАСОСЫ И ОБОРУДОВАНИЕ ЦИРКУЛЯЦИОННОЙ СИСТЕМЫ

ФУНКЦИИ И СХЕМА ЦИРКУЛЯЦИОННОЙ СИСТЕМЫ
Буровые насосы и циркуляционная система выполняют сле¬дующие функции:
нагнетание бурового раствора в бурильную колонну для обес¬печения циркуляции в скважине в процессе бурения и эффектив¬ной очистки забоя и долота от выбуренной породы, промывки, лик-видации аварий, создания скорости подъема раствора в затрубном пространстве, достаточной для выноса породы на по¬верхность;
подвод к долоту гидравлической мощности, обеспечивающей высокую скорость истечения (до 180 м/с) раствора из его наса¬док для частичного разрушения породы и очистки забоя от вы-буренных частиц;
подвод энергии к гидравлическому забойному двигателю.
На рис. VII. 1 показаны схема циркуляции бурового раствора и примерное распределение по-терь напора в отдельных элемен¬тах циркуляционной системы скважины глубиной 3000 м при бу-рении роторным способом.
В процессе бурения в большинстве случаев раствор цирку¬лирует по замкнутому контуру. Из ре-зервуаров 13 очищенный и подготовленный раствор поступает в подпорные насосы 14, кото¬рые подают его в буровые насосы /. Последние перекачивают раствор под высоким давлением (до 30 МПа) по нагнетательной линии, через стояк 2, гибкий рукав 3, вертлюг 4, ведущую трубу 5 к устью скважины 6. Часть давления насосов при этом расходуется на преодоление сопротивлений в наземной системе. Далее буровой раствор проходит по бурильной колонне 7 (бу¬рильным трубам, УБТ и забойному двигателю 9) к долоту 10. На этом пути давление раствора снижается вследствие затрат энергии на преодоление гидравлических сопротивлений.
Затем буровой раствор вследствие разности давлений внутри бурильных труб и на забое сква-жины с большой скоростью выходит из насадок долота, очищая забой и долото от выбурен¬ной по-роды. Оставшаяся часть энергии раствора затрачивается на подъем выбуренной породы и преодо-ление 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 дав¬ления, по которому раствор пода-ется от насосов / к стояку 2 и гибкому рукаву 3, соединяющему стояк 2 с вертлюгом 4. Напор¬ная линия оборудуется задвижками и контрольно-измерительной аппаратурой. Для работы в районах с холодным климатом пре¬дусматривается система обогрева трубопроводов.
Сливная система оборудуется устройствами для очистки и приготовления бурового раствора, резервуарами, всасывающей линией, фильтрами, нагнетательными центробежными насосами, за-движками и емкостями для хранения раствора.

ВЕРТЛЮГИ И БУРОВЫЕ РУКАВА

НАЗНАЧЕНИЕ И СХЕМЫ
Вертлюг — промежуточное звено между поступательно пере¬мещающимся талевым блоком с крюком, буровым рукавом и вращающейся бурильной колонной, которая при помощи замко¬вой резьбы соединяется через ведущую трубу со стволом верт¬люга. Для обеспечения подачи бурового раствора или газа пере¬мещающийся вертлюг соединен с напорной линией при помощи гибкого бу-рового рукава, один конец которого крепится к отво¬ду вертлюга, а второй — к стояку на высоте, несколько большей половины его длины.
На рис. VIII. 1 показана схема расположе¬ния вертлюга в буровой при бурении.
Вертлюг обеспечивает возможность свободного вращения бу¬рильной колонны при невраща-ющихся 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 де¬таль — полый ствол 1, воспринимающий вес бурильной колон-ны. Ствол, смонтирован в корпусе 3 на радиальных 4 и 7 и упор¬ных 5 и 6 подшипниках, снабжен фланцем, передающим вес колонны через главную опору 5 на корпус 3, подвешен-ный к крюку на штропе 12. Опоры ствола фиксируют его положение в корпусе, препятствуют осе-вым, вертикальным и радиальным перемещениям и обеспечивают устойчивое положение и лег-кость вращения.
Вес корпуса вертлюга со шлангом, осевые толчки и удары колонны снизу вверх восприни-маются вспомогательной опо¬рой 6. Ствол вертлюга — ведомый элемент системы. При приня-том в бурении нормальном направлении вращения бурильной колонны (по часовой стрелке, если смотреть сверху на ротор) ствол и все детали, связанные с ним, во избежание самоотвин¬чивания имеют левые резьбы. Штроп 12 крепится к корпусу на осях 16, смонтированных в приливах корпу-са. 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 при¬соединяется буровой рукав 14. Буро-вой раствор поступает из рукава через отвод в присоединенную к нему напорную тру¬бу 9, из которой он попадает во внутренний канал ствола верт¬люга. Зазор между корпусом напорного сальника 10 и напорной трубой 9 уплотнен сальником 11, обеспечивающим герметич¬ность при больших рабочих давлениях бурового раствора.
Напорный сальник 11 во время роторного бурения эксплуа¬тируется в тяжелых условиях, срок его службы (50—100 ч) во много раз меньше, чем остальных деталей вертлюга, поэтому он выпол-няется быстросменным. В верхней и нижней частях кор¬пуса вертлюга для уплотнения зазора между корпусом и вра¬щающимся стволом устанавливают самоуплотняющиеся ман¬жетные 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 са-пун для уравновешивания с атмосферным давлением паров внутри корпуса, создающего¬ся при нагреве в процессе работы. Это устройство не пропуска¬ет масло при транспортировке вертлюга в горизонтальном по¬ложении.
Типоразмер вертлюга определяется динамической нагрузкой, которую он может воспринимать в процессе вращения бурильной колонны, допустимой статической нагрузкой и частотой вращения, предельным рабочим давлением прокачиваемого бу¬рового раствора, массой и габаритными разме-рами. Каждый вертлюг имеет стандартную левую коническую замковую резьбу для присоединения к ведущей трубе двух-трех размеров. Кор¬пус 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 за-водами, 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 помо-щи пальцев. Внут¬ренняя полость корпуса разделена по высоте горизонтальной перемычкой, слу-жащей опорной поверхностью основной опоры ствола, усиленной для жесткости вертикальными ребрами. Эта перемычка имеет кольцевую площадку, на которую устанавли¬вается основной опор-ный подшипник 4.
Над основной опорой в корпусе находятся вспомогательный упорный подшипник 6, восприни-мающий усилия, которые воз¬никают вдоль оси от ротора к вертлюгу, и верхний радиальный под-шипник 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 вра¬щающихся деталей вертлюга.
Сверху корпус вертлюга имеет круглое отверстие. Это от¬верстие закрывается крышкой с кронштейном 8, к которому крепится подвод 10. В крышке 8 установлено верхнее сальнико¬вое уплотнение корпуса, а нижнее уплотнение 2 крепится к ниж¬ней части корпуса. Этот сальник слу-жит 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 температу-рой масло в ванне вертлюга нагревается и добавочное тепло трения приво¬дит к повышению тем-пературы выше допустимой (иногда более 100 °С).
Применение быстросъемного напорного сальника значитель¬но упростило и ускорило его заме-ну, а конструкция ствола ста¬ла проще и меньшей длины. Практика эксплуатации показыва¬ет, что применение большого числа манжет в сальнике не уве¬личивает срок службы уплотнения вертлюга, так как происходит перегрев манжет и их разрушение вследствие плохого теплоотвода. Оптималь-ным является использование двух-трех ра¬бочих манжет. В зависимости от конструкции уплотнение осу¬ществляется либо первой, либо последней манжетой, при выхо¬де из строя которой начинает работать вторая манжета и т. д.
Быстросъемное напорное уплотнение (рис. VIII.4), приме¬няемое в вертлюге УВ-250МА, обеспе-чивает подачу в ствол вертлюга бурового раствора под давлением до 25 МПа. Рас¬твор от подвода 4 вертлюга поступает через напорную трубу 9, расположенную в стволе 15 вертлюга. Эта труба жестко не за¬креплена и является как бы плавающей. На ее верхнем конце установлена шпон-ка, 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 навинчи¬ванием 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 ка-меры, ограничивающие де¬формацию манжет под давлением прокачиваемого раствора.
Для уменьшения трения и износа трубы 9 и манжет 10 в манжетные камеры перио-дически закачивают ручным насо¬сом 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 осу¬ществляется нижней нажимной гай-кой /.
Уплотнительные манжеты сальника изготовляют из маслостойких ре-зин или резиноасбестовых композиций, или пластмасс полиуретано-вой группы. Напорные трубы изготовляют из низ¬колегированных цементуемых сталей марок 12ХН2А, 20ХНЗАи др. Наружная по-верхность труб подвергается термохимической обработке для созда-ния слоя толщиной 1,5—3 мм твердостью 56—62 HRC. Наружная по-верх¬ность подвергается высокоточной механической обработке, по-ли¬руется или выглаживается роли¬ком для уменьшения шерохова-тости.
Рис. VIII.5. Нижнее уплотнение масляной ванны вертлюга
Нижнее уплотнение масляной ванны вертлюга (рис. VIII.5) служит для предохранения утеч¬ки смазки при вращении верти¬кально расположенного ствола вертлюга. Уплотняющее устрой¬ство состоит из двух манжет 4, смонтированных в нижней части
крышки 9 корпуса вертлюга. Кольцо 8 при помощи болтов 7 нажимает на манжеты 4, которые при-легают к наружной по¬верхности 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, предохраня-ющая вытекание масла из ванны. Втулка 3 предохраняет от износа поверхность ствола, а при изно-се ее меняют.
В нижней крышке корпуса предусмотрена отстойная зона, куда через отверстия в корпусе попа-дают 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 ве-са бурильной колонны, из¬гибающий момент и внутреннее давление раствора. Нижний ко-нец ствола имеет левую внутреннюю замковую резьбу по ГОСТ 5286—75, служащую для соединения через предохрани¬тельный переводник с ведущей трубой. Стволы изготовляют из кон-струкционных низколегированных сталей марок 40Х, 40ХН, 38ХГН и др. Ствол подвергается за-калке с отпуском до твердо¬сти 280—320 НВ.
На опоры ствола вертлюга действуют в основном осевые на¬грузки: главная опора воспри-нимает вес бурильной колонны, а радиальные подшипники центрируют подвешенный на крю-ке вертлюг и воспринимают нагрузки, создаваемые его весом и частью веса прикрепленно-го 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 ролико¬подшипники с коническими, бочкообразными и цилиндрически¬ми роликами. Эти подшипники применяют при частоте враще¬ния не более 100 об/мин, так как цилиндрические ролики рабо¬тают с проскальзыва-нием, что приводит к их износу.
В вертлюгах для геологоразведочного бурения скважин не¬большой глубины и при легких бу-рильных колоннах использу¬ют радиально-упорные или радиальные шарикоподшипники, для вспо-могательных опор вертлюгов обычно — упорные шарико¬вые или конические роликоподшипники стандартных серий.

ПРИВОДЫ БУРОВЫХ УСТАНОВОК
ОСНОВНЫЕ ОПРЕДЕЛЕНИЯ
Приводом буровой установки называется совокупность дви¬гателей и регулирующих их работу трансмиссий и устройств, преобразующих тепловую или электрическую энергию в механи¬ческую, управляющих механической энергией и передающих ее исполнительному оборудованию — насосам, ротору, лебедке и др. Мощность привода (на входе в трансмиссию) характери¬зует ос-новные его потребительские и технические свойства и яв¬ляется классификационным (главным) па-раметром.
В зависимости от используемого первичного источника энер¬гии приводы делятся на автономные, не зависящие от системы энергоснабжения, и неавтономные, зависящие от системы энер-госнабжения, с питанием от промышленных электрических се¬тей. К автономным приво-дам относятся двигатели внут¬реннего сгорания (ДВС) с механической, гидравлической или элек-тропередачей. К неавтономным приводам отно¬сятся: электродвигатели постоянного тока, питаемые от промышленных сетей переменного тока через тиристорные выпря¬мительные станции управления; электродвигатели переменного тока с гидравлической либо электродинами-ческой трансмиссией или регулируемые тиристорными системами.
В соответствии с кинематикой установки привод может иметь три основных исполнения: ин-дивидуальный, групповой и ком¬бинированный или смешанный.
Индивидуальный привод — каждый исполнительный меха¬низм (лебедка, насос или ротор) при-водится от электродвига¬телей или ДВС независимо друг от друга. Более широко этот вид привода распространен с электродвигателями. При его ис¬пользовании достигается высокая манев-ренность в компоновке и размещении бурового оборудования на основаниях при мон¬таже.
Групповой привод — несколько двигателей соединены сум¬мирующей трансмиссией и приводят несколько исполнительных механизмов. Его применяют при двигателях внутреннего сго¬рания,
Комбинированный привод — использование индивидуального и группового приводов в одной установке. Например, насосы приводятся от индивидуальных двигателей, а лебедка и ро-тор от общего двигателя. Во всех случаях характеристики привода должны наиболее полно удо-влетворять требуемым характери¬стикам исполнительных механизмов.
Потребителями энергии буровой установки являются: в процессе бурения — буровые насосы, ро-тор (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 механизирован-ный ключ.
Приводы также делятся на главные (приводы лебедки, насосов и ротора) и вспомо-гательные (приводы осталь¬ных устройств и механизмов установки). Мощность, потребляе¬мая вспомогательными устройствами, не превышает 10—15% мощности, потребляемой главным обо-рудованием.
Гибкость характеристики — способность силового привода автоматически или при участии оператора в процессе работы быстро приспосабливаться к изменениям нагрузок и частот вра¬щения исполнительных механизмов. Гибкость характеристики зависит от коэффициента приспособляе-мости, диапазона регу¬лирования частоты вращения валов силового привода и прие¬мистости дви-гателя.
Коэффициент гибкости характеристики определяется отно¬шением изменения частоты враще-ния к вызванному им откло¬нению момента нагрузки. Он пропорционален передаточному отноше-нию и обрат¬но пропорционален коэффициенту перегрузки.
Приемистостью называется интенсивность осуществления переходных процессов, т. е. время, в течение которого двига¬тель и силовой привод реагируют на изменение нагрузки и из¬меняют ча-стоту вращения.
Приспособляемость — свойство силового привода изменять крутящий момент и частоту вра-щения в зависимости от момен¬та сопротивления. Собственная приспособляе-мость— свойство двигателя приспособляться к внешней на¬грузке. Искусственная приспо-собляемость — свой¬ство трансмиссий приспосабливать характеристику двигателя к изменению внешней нагрузки.
ТРАНСМИССИИ БУРОВЫХ УСТАНОВОК

ЭЛЕМЕНТЫ ТРАНСМИССИИ БУРОВЫХ УСТАНОВОК
В буровом оборудовании для осуществления кинематиче¬ской связи между валами в ме-ханизмах, изменения скорости и направления вращения, преобразования крутящих моментов ис-пользуют цепные, клиноременные и зубчатые передачи. В уста¬новках малой мощности для геоло-горазведочного бурения при небольших межосевых расстояниях между валами (до 0,5 м) ис-пользуют почти всегда зубчатые передачи, а при межосевых расстояниях более 0,5 м — клиноре-менные. В установках для эксплуатационного бурения для передачи «больших мощностей (500—2000 кВт и более) и межосевых рас¬стояниях более 1 м применяют многорядные цепные и клиноре-менные передачи. Зубчатые передачи используют при межосе¬вых расстояниях менее 1м — в редук-торах насосов, реверсив¬ных 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 сква¬жин. Эффективность работы этого комплекса зависит от экс¬плуатационных 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 буро-вые 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 раз¬винчивания буриль-ных труб;
управление работой ключей, клиньев и других механизмов при отвинчивании и установке бу-рильных свечей в магазин в процессе спуска и подъема колонны;
управление оборудованием для герметизации устья скважи¬ны при бурении и проявлениях га-за;
включение и выключение компрессора, вспомогательной ле¬бедки или насоса, осветительной установки, устройств для очи¬стки и приготовления бурового раствора и других вспомогатель¬ных механизмов.
Для приведения в действие органов управления используют¬ся различные виды энергии: в си-стемах ручного механического управления —сила оператора; в пневматических, гидравличе¬ских и электрических системах —энергия сжатого воздуха, жид¬кости или электричества.
Система управления состоит из двух типов органов: управ¬ляющих функциями главных и вспомогательных исполнитель¬ных 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, пе¬даль и др.), на который воздейству-ет оператор — человек, про¬граммирующее устройство или микропроцессор;
2 — промежуточный, передающий команду к исполнительным механизмам с использованием внешней энергии: тяги, трубопро¬вода, электрокабеля и др.;
3 — исполнительный, воздействующий на механизм, выпол¬няющий технологическую функ-цию: муфта сцепления, золотник, кран и др.;
4 — фиксирующий или ограничивающий исполнение коман¬ды: защелка, концевой выключа-тель, стопор и др;
5 — обратная связь, информирующая оператора об исполне¬нии команды или заданного режима работы: измерительный прибор, манометр, термометр, динамометр, световая или звуко¬вая сигна-лизация.
В буровых установках применяется три вида систем управ¬ления:
централизованная — расположенная у поста бурильщика и позволяющая ему управлять основ-ными исполнительными меха¬низмами: 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 дизели¬стом или бурильщиком и др.
Всеми устройствами управляют с постов бурильщика, дизе¬листа или с пульта, расположен-ного вблизи того или иного агрегата (оборудования). В соответствии с выполняемыми функци-ями цепи управления подразделяются на независимые и взаимосвязанные. Независимые це-пи применяют в тех случаях, когда устройства не связаны друг с другом, например, включение ле-бедки, насосов, ротора. Взаимосвязанные (сблокированные) системы управления использу-ют, когда недо¬пустимо одновременное включение нескольких движений, напри¬мер, одновремен-ное включение прямого и обратного вращения ротора или двух скоростей лебедки.
В связи со сложностью и многообразием функций, выполняе¬мых механизмами для обеспе-чения маневренности, быстроты и удобства манипулирования, в буровых установках приме-няют комбинированные системы управления, позво¬ляющие наиболее полно удовле-творить все требования.
Степень совершенства системы управления зависит от ее качеств, главными из которых явля-ются:
мощность, усилие или крутящий момент для осуществления операций управления;
легкость, маневренность и автоматизм органов, на которые воздействует оператор и которые осуществляют исполнение ко¬манды.
Совершенство системы управления зависит как от конструк¬ции органов системы управления, так и от рабочей позы бу¬рильщика и усилий, затрачиваемых им в процессе управления. Неудобство позы рабочего, необходимость приложения больших усилий вызывают быстрое утомление рабоче-го и снижают его производительность. Усилие, затрачиваемое рабочим на мани¬пуляции рычагами, обычно не более 30—50 Н, тормозной руко¬яткой— не более 150 Н, ножными педалями и редко пе-реклю¬чаемыми рычагами — не более 100—200 Н. Давление рукоятки, кроме тормозной, обычно осуществляется в течение нескольких секунд и неутомительно для бурильщика. Рукоятки и педали располагают так, чтобы ими было удобно пользоваться без изменения рабочей позы и места бу-рильщика.
Четкость, стабильность и мнемоничность управления обеспе¬чиваются тем, что каждая коман-да соответствует определенной функции и не вызывает изменения положения других органов управления. Величина хода, например, рукоятки, при включе¬нии и выключении должна быть все-гда одинакова и стабильна при каждом повторении команды.
Мнемоничность управления обеспечивается таким располо¬жением органов управления, при ко-тором оператор освобожден от излишнего напряжения памяти. Оператор не должен каждый раз вспоминать, где находится тот или иной рычаг управления, в какую сторону и на какое расстояние следует его передвинуть или повернуть, чтобы включить или выключить, например, ключ для свинчивания или развинчивания бурильных замков.
Направление движения руки оператора должно совпадать с направлением движения ме-ханизма. При вертикальном рас¬положении рычага, например тормозного, торможение осуще-ствляется движением рычага вниз, так как при этом удобнее приложить к усилию руки еще вес тела рабочего, а при растормаживании наоборот. При горизонтальном расположении рыча¬гов включе-ние, требующее большого усилия рабочего, осуществ¬ляется поворотом рычага «на себя», а выклю-чение — «от себя». Штурвалы при включении обычно вращают «от себя», а при выключении — «на себя». Педальное управление при рабочей позе стоя осуществляется только в механизмах, тре-бующих эпизодического включения. Включение осуществляется нажати¬ем педали «вниз», а вы-ключение — «вверх». При кнопочном управлении — верхняя кнопка «пуск», а нижняя «стоп».
Пульт бурильщика снабжается табличкой с указанием на¬правления движения каждой кнопки или рычага и выполнения ими функций. Надписи должны быть четкими, хорошо освещать¬ся и легко читаться без изменения рабочей позы оператора. Прогрессивность, мягкость и гибкость — важные качества систем управления. Прогрессивность обеспечивает безударность и мягкость включения за счет того, что полное усилие на органе управления возникает не сразу, а с не-которым запаздыванием, а затем быстро и энергично возрастает до требуемой величины, осу-ществляя включение без рывков и ударов. Например, в лен¬точных тормозах, буровых лебедок применяют кулачковые или рычажные механизмы, с помощью которых передаточное отно¬шение изменяется по мере поворота рычага. Это обеспечивает прогрессивное увеличение тормозного усилия.
Быстродействие системы управления — важное качество для таких механизмов, как подъемная система буровых лебедок, вы¬полняющая массовые, часто повторяющиеся операции при СПО. При этом оператор должен всегда знать или видеть, что его команда выполнена точно.
Структурная прочность органов системы управления и их конструкция выполняются такими, чтобы не происходило изно¬са и деформации их элементов в процессе работы, монтажа, демонтажа и транспортировки буровой установки, приводящих к нарушению точности и четкости управле-ния.
Безопасность системы управления обеспечивается хорошим расположением органов управле-ния, легкостью их обслужива¬ния, соблюдением необходимых расстояний, хорошей освещен-ностью, легкостью и удобством манипулирования. Все это ис¬ключает возможность травматизма обслуживающего персонала и порчу оборудования.

ОБОРУДОВАНИЕ ДЛЯ ГЕРМЕТИЗАЦИИ УСТЬЯ СКВАЖИНЫ

В настоящее время при бурении не только разведочных, но и эксплуатационных сква-жин широко применяется оборудова¬ние для герметизации устья скважин. Раньше это оборудование использовали в основном для борьбы с выбросами жидкости и газа при проявлениях высоких давлений в скважине. В связи с применением более легких растворов для бурения дав-ление в скважине в процессе бурения регулируют при помощи превен-торов. Изменились требо-вания к охране окружающей среды и недр земли.
Для герметизации устья скважины используют три вида пре-венторов: плашечные — глухие или проходные для полного перекрытия отверстия или кольцевого пространства, если в сква¬жине находится колонна труб; универсальные — для пере¬крытия отверстия в скважине, если в ней находится любая часть бурильной колонны: замок, труба, ведущая труба, вра¬щающиеся — для уплотнения устья скважины с вращающей¬ся в ней трубой или ведущей трубой.
Ни плашечные, ни универсальные превенторы не рассчитаны на вращение колонны, если они полностью закрыты.

СХЕМЫ ОБОРУДОВАНИЯ ДЛЯ ГЕРМЕТИЗАЦИИ УСТЬЯ СКВАЖИНЫ

Существует большое разнообразие конструкций скважин и условий бурения, поэтому для обес-печения надежности охраны окружающей среды и недр земли схемы оборудования устья скважин стандартизованы. ГОСТ 13862—80 предусматривает четыре типовых схемы оборудования устья скважин с числом плашечных превенторов от одного до четырех при бурении на суше. Схемы обо-рудования при установке превенторов на дне моря и большой толще воды значительно сложнее.
В зависимости от ожидаемой интенсивности нефтегазопроявлений в скважине рекомендуются следующие схемы монтажа оборудования для герметизации устья скважины:

двухпревенторная с двумя линиями манифольда (рис.XIII.а);
трехпревенторная с двумя линиями манифольда (рис. XIII.1,6);
трехпревенторная с тремя линиями манифольда (рис. XIII.1,в);
трехпревенторная с четырьями линиями манифольда (рис. XIII.1,г).
Обвязка превенторов — манифольд — предназначена для управления давлением в скважине при нефтегазопроявлениях путем воздействия на пласт закачкой раствора и создания про¬тиводавления на него. Манифольд состоит из линий дросселиро¬вания и глушения, которые соединяются со ство-ловой частью оборудования для герметизации и представляют собой систему трубопроводов и ар-матуры (задвижки и регулируемые дроссели с ручным или гидравлическим управлением, маномет-ры и др.).
Линия глушения соединяется с буровыми насосами и служит для закачки в сква-жину утяжеленного раствора по межтрубному пространству. При необходимости линия глушения используется для слива газированного бурового раствора в ка¬меру-дегазатор циркуляционной си-стемы буровой установки.
Линия дросселирования служит для слива бурового раствора и отбора флюидов из сква-жины с противодавлением на пласт, а также для закачки в скважину жидкости с по¬мощью цементировочных агрегатов. В схеме на рис. XIII.1, г, применяемой при бурении скважин с повы-шенной опасностью нефтегазопроявлений, верхняя линия дросселирования служит резервной.
Манифольды рассчитывают на рабочее давление 21, 35, 70 МПа. В зависимости от кон-струкций задвижек они бывают двух типов: МП — с клиновыми задвижками и МПП — с пря-моточными задвижками. Манифольды типа МП в блочном ис¬полнении шифруются МПВ. В шифре манифольдов цифрами указывается диаметр их проходного отверстия (в мм) и рабочее давление (в МПа). Например, манифольд диаметром 80 мм (принимаемый в настоящее время для всех манифольдов) на давление 35 МПа шифруется МПВ-80Х35.
Манифольды устанавливают на рамах-салазках с телескопи¬ческими стойками, позволяющими регулировать высоту их рас¬положения в пределах 0,65—1,25 м в зависимости от положения ко-лонной головки над устьем скважины. Высота расположения головки изменяется после спуска и цементирования каждой обсадной колонны. Высота разъемного желоба устанавливается по рассто-янию между фланцевой катушкой и ротором буровой установки.
Как видно из схем на рис. XIII.1, на установках монтируют один или два плашечных пре-вентора. В морских скважинах с устьем на дне моря устанавливают три, а иногда и четыре плашечных превентора, а над ними универсальный превентор. В морских установках монтируют иногда два универсальных превентора. При бурении под давлением над этим превентором распо-лагают вращающийся превентор.
После монтажа линии манифольдов превенторы подвергают гидроиспытаниям под давлением в 1,5 раза превышающим ра¬бочее. Испытания проводят с использованием смазки «Нефте-газ-203» марки В или индустриального масла 12 или 20 по ГОСТ 20799—75 с добавкой 25—30% по объему смазки «Неф-темаз-203» марки Б.

УСТРОЙСТВО И ПРИНЦИП ДЕЙСТВИЯ ПРЕВЕНТОРОВ

Плашечные превенторы

Превентор, выпускаемый ВЗБТ (рис. ХШ.2) состоит из стального литого корпуса 7, к которому на шпильках крепятся крышки / четырех гидравлических цилиндров 2. В полости А цилиндра 2 размещен главный поршень 3, укрепленный на што¬ке 6. Внутри поршня размещен вспомогатель-ный поршень 4, служащий для фиксации плашек 10 в закрытом состоянии от¬верстия Г ствола скважины. Для закрытия отверстия плашками жидкость, управляющая их работой, поступает в по-лость А, под действием давления которой поршень перемещается слева на¬право.
Вспомогательный поршень 4 также перемещается вправо, и в конечном положении он нажимает на кольцо-защелку 5 и фиксирует тем самым плашки 10 в закрытом состоянии, что исключает самопроизвольное их открытие. Чтобы открыть от¬верстие Г ствола, надо передвинуть плашки влево. Для этого управляющая жидкость должна быть подана под давлением в полость В, которая перемещает вспомогательный поршень 4 по штоку 6 влево и открывает защелку 5. Этот поршень, дойдя до упора в главный поршень 3, передвигает его влево, тем са¬мым раскрывая плаш-ки. При этом управляющая жидкость, на¬ходящаяся в полости £, выжимается в систему управления.
Плашки 10 превентора могут быть заменены в зависимости от диаметра уплотняемых труб. То-рец плашек по окружности уплотняется резиновой манжетой 9, а крышка 1 — проклад¬кой //. Каждый из превенторов управляется самостоятельно, но обе плашки каждого превентора действуют одновременно. Отверстия 8 в корпусе 7 служат для присоединения превентора к мани-фольду. Нижним торцом корпус крепится к фланцу устья скважины, а к верхнему его торцу присо-единяется универсаль¬ный превентор.
Как видно, плашечный превентор с гидравлическим управ¬лением должен иметь две линии управления: одну для управ¬ления фиксацией положения плашек, вторую для их перемеще¬ния. Превенторы с гидравлическим управлением в основном применяют при бурении на море. В ряде случаев нижний пре¬вентор оборудуется плашками со срезающими ножами для пе¬ререзания нахо-дящейся в скважине колонны труб.

Для бурения на суше применяют в основном однокорпусные плашечные превенторы с двойной системой перемещения пла¬шек: гидравлической и механической без системы гидравличе¬ского управления их фиксацией. По конструкции эти превенто¬ры (рис. XIII.3) значительно проще. Такой превентор состоит из корпуса 2, внутри которого помещаются плашки и крышки с гидроцилиндрами 1 и 5. Корпус 2 представляет собой сталь¬ную отливку коробчатого сечения, имеющую проходное верти¬кальное отверстие диаметром D и сквозную горизонтальную прямо-угольную полость, в которой размещаются плашки. Пере¬крывающие устье скважины плашки ком-плектуются под опре¬деленный размер трубы. При отсутствии в скважине бурильных труб устье перекрывается глухими плашками.
Плашки превентора разъемной конструкции состоят из кор¬пуса 9, сменных вкладышей 11 и ре-зинового уплотнения 10. Плашку в собранном виде насаживают на Г-образный паз а што-ка 7 и вставляют в корпус превентора. Полость корпуса с обеих сторон закрывается откид-ными крышками гидроцилинд¬ров / и 5, шарнирно подвешенными на корпусе. Крышка к кор¬пусу крепится болтами 4.
Каждая плашка перемещается поршнем 6 гидравлического цилиндра 8. Масло от коллектора 3 по стальным трубкам и через поворотное ниппельное соединение под давлением посту¬пает в гидроцилиндры. Полость плашек превентора в зимнее время (при температуре —5°С и ниже) обо-гревается паром, подаваемым в паропроводы. Поршень со штоком, крышка и цилиндры уплотня-ются при помощи резиновых колец.

Универсальные превенторы

Универсальный превентор предназначен для повышения на¬дежности герметизации устья сква-жины. Его основной рабочий элемент — мощное кольцевое упругое уплотнение, которое при от-крытом положении превентора позволяет проходить колонне бурильных труб, а при закрытом по-ложении-—сжимается, вследствие чего резиновое уплотнение обжимает трубу (веду¬щую трубу, за-мок) и герметизирует кольцевое пространство между бурильной и обсадной колоннами. Эластич-ность резино¬вого уплотнения позволяет закрывать превентор на трубах различного диаметра, на замках и УБТ. Применение универ¬сальных превенторов дает возможность вращать и расха-жи¬вать колонну при герметизированном кольцевом зазоре.
Кольцевое уплотнение сжимается либо в результате непо¬средственного воздействия гидравли-ческого усилия на уплот¬няющий элемент, либо вследствие воздействия этого усилия на уплотне-ние через специальный кольцевой поршень.
Универсальные превенторы со сферическим уплотняющим элементом и с коническим уплотнителем изготовляет ВЗБТ.
Универсальный гидравлический превентор со сферическим уплотнением плунжерного дей-ствия (рис. XIII.4) состоит из корпуса 3, кольцевого плунжера 5 и кольцевого резинометал-лического сферического уплотнителя /. Уплотнитель имеет форму массивного кольца, армиро-ванного металлическими вставками двухтаврового сечения для жесткости и снижения из-носа за счет более равномерного распределения напряжений. Плун¬жер 5 ступенчатой формы с центральным отверстием. Уплотни¬тель / фиксируется крышкой 2 и распорным кольцом 4. Корпус, плунжер и крышка образуют в превенторе две гидравлические камеры А и Б, изолиро-ванные друг от друга манжетами плун¬жера.
При подаче рабочей жидкости под плунжер 5 через отвер¬стие в корпусе превентора плунжер перемещается вверх и об¬жимает по сфере уплотнение / так, что оно расширяется к цент¬ру и об-жимает трубу, находящуюся внутри кольцевого уплот¬нения. При этом давление бурового рас-твора в скважине будет действовать на плунжер и поджимать уплотнитель. Если в сква¬жине нет колонны, уплотнитель полностью перекрывает отвер¬стие. Верхняя камера Б служит для откры-тия превентора. При нагнетании в нее масла плунжер движется вниз, вытесняя жид¬кость из ка-меры А в сливную линию. Уплотнитель расширяется и принимает прежнюю форму.
Кольцевой уплотнитель позволяет:
протаскивать колонны общей длиной до 2000 м с замками или муфтами с конусными фасками под углом 18°;
расхаживать и проворачивать колонны;
многократно открывать и закрывать превентор.
Конструкция превентора допускает замену уплотнителя без его демонтажа. Управление уни-версальным превентором может осуществляться либо с помощью ручного плунжерного насоса, либо с помощью насоса с электроприводом. Время закрытия универсального превентора гидро-приводом 10 с.

Вращающиеся превенторы

Вращающийся превентор применяется для герметизации устья скважины в процессе ее бу-рения при вращении и расхаживании бурильной колонны, а также при СПО и повышенном давле-нии в скважине. Этот превентор уплотняет ведущую тру¬бу, замок или бурильные трубы, он позво-ляет поднимать, спускать или вращать бурильную колонну, бурить с обратной промывкой, с аэри-рованными растворами, с продувкой газо¬образным агентом, с равновес¬ной системой гидростатиче-ско¬го давления на пласт, опробо¬вать пласты в процессе газо¬проявлений.
Основной элемент вращаю¬щегося превентора (рис. ХШ.5) — уплотнитель 2, поз¬воляющий протаскивать инст¬румент через его отверстие. Уплотнитель состоит из метал¬лического основания и резино¬вой части, прикреплен к ство¬лу 4 при помощи байонетного соединения и болтов. От прово-рачивания его предохраняют шпоночные выступы, входящие в вырезы ствола.
В патроне 7 превентора на двух радиальных 5 и одном упор¬ном 6 подшипниках качения смон-тирован ствол 4. Манжетные уплотнения 3 служат для предохранения превентора от попада¬ния в него жидкости из скважины между стволом, корпусом и патроном. Фиксация патрона 7 в корпусе / осуществляется за¬щелкой 9, которая открывается под давлением масла, подавае¬мого ручным насо-сом через штуцер 8.

Нашли опечатку? Выделите и нажмите CTRL+Enter

Похожие документы
Обсуждение

Оставить комментарий

avatar
  Подписаться  
Уведомление о
Заказать реферат!
UkrReferat.com. Всі права захищені. 2000-2020