V 3 Типы и основные параметры роторов расчеты по их выбору

V.3. Типы и основные параметры роторов, расчеты по их выбору

.Согласно ГОСТ16393-89 для 12 классов буровых установок предусмотрено 5 типов роторов, различающихся по диаметру отверстия в столе: не менее 440, 560, 700, 950 и 1250 мм. Этим же ГОСТ регламентируются расчетные значения мощности привода ротора: не более 180, 300, 370, 440, 550 и 750 кВт. Типоразмеры, силовые и геометрические параметры роторов детализированы в ГОСТ4938-78.

К основным параметрам ротора относятся:

— диаметр проходного отверстия стола ротора Dр.;

— допускаемая статическая нагрузка на стол ротора Рр;

— частота вращения стола ротора nр ;

— мощность ротора Nр

Значение Dр выбирается исходя из условия

где Dдн -диаметр долота при бурении под направление скважины; δ =30.. 50мм -диаметральный зазор для свободного прохода долота.

Диаметры направлений и соответствующих долот зависят от глубины скважин, что показано в табл.6

Глубина скважины, м. <3000 3000 — 5000 5000 — 8000
Диаметр направления, мм 325 — 426 426 — 525 525 — 580
Диаметр долота, мм 394 — 540 490 — 640 590 — 705

Согласно данным табл.6, в буровых установках, смежных по глубине бурения, можно применять роторы с одинаковыми диаметрами проходного отверстия, что позволяет сократить их номенклатуру.

Для морских буровых установок ротор выбирается по диаметру водоотделяющей колонны, связывающей подводное устьевое оборудование с буровым судном, и поэтому имеет большее проходное отверстие.

Отверстие вкладышей стола роторов всех типоразмеров равно 225 мм, что соответствует набольшему диаметру бурильных замков (ЗШ -203).

Значение Рр может быть принято равным значению допускаемой нагрузки на крюке, принятой для буровой установки соответствующего класса, однако при этом должно соблюдаться условие

где Gmax –масса наиболее тяжелой колонны обсадной колонны, применяемой в заданном диапазоне глубин бурения; Со – статическая грузоподъемность подшипника основной опоры стола ротора..

Значение n желательно выбирать из условия 15об/мин ≤ nр ≤ 250 об/мин, что диктуется требованиями технологии бурения и критической скоростью вращения бурильной колонны при роторном бурении.

Мощность ротора определяют при расчетах по формуле

Где Nх.в –мощность на холостое вращение бурильной колонны; Nд – мощность, затрачиваемая на вращение долота и разрушение забоя; η-к.п.д.

В практических расчетах значение Nх.в можно определять, исходя из расхода мощности на вращение каждой 1000 м бурильной колонны, определенного расчетным путем по эмпирическим формулам для усредненных условий (частота вращения 100 об./мин, плотность раствора ρ = 1,2 г/см 3 , угол искривления 3 -5 градусов) и приведенного в табл.7

Таблица 7

Диаметр труб, мм
мощностьNх.в, кВт 8,8 10,9 13,6 19,1

Значение Nд проще найти по формуле

где μ — коэффициент сопротивления долота: μ= 0,2 …0,4 — для алмазного и шарошечного долот, μ = 0,4… 0,8 для долот режущего типа и твердосплавных коронок; P –осевая нагрузка на долото, кН;n- частота вращения долота, с -1 ; Rcp =D/3- средний радиус долота.

При предварительных расчетах частоту вращения ротора выбирают в зависимости от текущей L и конечной Lк глубин бурения по эмпирической формуле Уралмашзавода:

Эта формула предопределяет режим нагружения ротора (а также и вертлюга), поскольку от частоты вращения зависит крутящий момент на столе ротора.

По приведенным формулам можно найти мощность, требуемую для бурения скважины под направление, кондуктор, промежуточные и эксплуатационную колонны. По наибольшей полученной величине выбирается расчетная мощность ротора.

Зная значения N и nmin, можно определить максимальный крутящий момент (кН·м) по формуле

Максимальный крутящий момент используется в расчетах прочности бурильной колонны и деталей трансмиссии ротора.

В ГОСТ 4938-78, на параметры буровых роторов, задается базовое расстояние LР,под которым понимается длина, измеряемая от оси ротора до первого ряда зубьев цепной звездочки на быстроходном валу ротора.Величина Lp используется при проектировании цепного привода вращения от лебедки к ротору. Для роторов типоразмеров Р-460, Р-560, Р-700 и Р-950 она равна Lp= 1353 мм, для Р-1260, это условие не выдерживается и Lp=1651 мм.

Источник



Буровой ротор. Назначение конструкция и классификация

Ротор является одним из важнейших узлов установок для бурения скважин на нефть и газ. Ротор применяется на установках грузоподъемностью от 10 до 500 тонн, позволяющие бурить скважины глубиной от 100 до 15000 м.

Роторы буровой установки предназначены для передачи вращения буровому инструменту при роторном бурении, периодическом проворачивания инструмента при бурении забойными двигателями, а также для удержания колонны бурильных и обсадных труб при спуско-подъёмных операциях. Ротор является редуктором, передающим вращение вертикально подвешенной колонне бурильных труб от горизонтального вала трансмиссий.

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

Привод ротора осуществляется посредством цепных, карданных и зуб­чатых передач от буровой лебедки, коробки передач либо индивидуального двигателя. В зависимости от привода роторы имеют ступенчатое, непрерывно-ступенчатое и непрерывное изменение скоростей и моментов вра­щения. Для восприятия реактивного крутящего момента их снабжают сто­порными устройствами, устанавливаемыми на быстроходном валу либо на столе ротора. Подвижные детали смазываются разбрызгиванием и прину­дительным способом. Поставляют роторы в двух исполнениях – с пневма­тическим клиновым захватом (ПКР) для удержания труб и без него.

Конструкции буровых роторов

В буровых установках для эксплуатационного и глубокого раз­ведочного бурения используют роторы, неподвижно устанавливаемые над устьем скважины. Типовая конструкция ротора (рис. 3) состоит из ста­нины 9 и стола 2, приводимого во вращение от быстроходного вала 7 с по­мощью конических шестерни 10 и колеса 6. Межосевой угол передачи со­ставляет 90°.

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

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

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

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

Рис. 3. Буровой ротор УР-560

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

Читайте также:  Пошаговая установка Хакинтош на PC Как Windows заменить на Mac OS X

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

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

При бурении с использованием забойных двигателей стол ротора стопорится и благодаря этому предотвращается вращение бурильной колонны под действием реактивного крутящего момента. Стопорение осуществляет­ся фиксатором, который входит в радиальные пазы диска стола ротора.

В роторе, изображенном на рис. 4, на быстроходном валу установ­лено колесо 14 с пазами для зацепления со стопором 13, передвигающимся в направляющих втулках станины посредством рукоятки 11. Последняя со­единяется с валиком 12, имеющим шестеренку, которая входит в зацепле­ние с зубьями стопора. Шестеренка удерживает стопор от вращения, а ру­коятка 11 фиксирует его крайние положения. Благодаря установке стопор­ного устройства на быстроходном валу крутящий момент, действующий на стопорное устройство, уменьшается. Однако коническая передача и под­шипники ротора воспринимают действие реактивного момента, что приво­дит к снижению срока их службы.

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

Рис. 4. Буровой ротор УР-760

Рис. 5. Быстроходный вал ротора в сборе

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

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

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

В фиксирующей опоре внутренние кольца подшипников закреплены между заплечиком вала и маслоразбрызгивающим кольцом 4, которое упи­рается в торец шестерни. Наружные кольца подшипников 5 и 9 закрепле­ны между внутренним 3 и наружным 11 фланцами стакана с помощью ме­таллических прокладок и дистанционной втулки 8. Внутреннее кольцо ро­ликового подшипника крепится между заплечиком вала и кольцом 10, затя­нутым торцовым фланцем 16 через промежуточные детали 1315 и дис­танционное кольцо 17.

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

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

Роликовый зажим (рис. 6) состоит из корпуса 2 и откидной скобы 3.

Источник

Назначение, устройство и принцип работы ротора бурильной установки. Основные параметры

Буровой ротор предназначен для выполнения следующих операций:

— вращения поступательно движущейся бурильной колонны в процессе проходки скважины роторным способом;

— восприятия реактивного крутящего момента и обеспечения продольной подачи бурильной колонны при использовании забойных двигателей;

— удержания бурильной или обсадной колонны труб над устьем скважины при наращивании и спуско-подъемных операциях;

— проворачивания инструмента при ловильных работах и других осложнениях, встречающихся в процессах бурения и крепления скважины.

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

1 — стол ротора; 2, 13 — зубчатые конические шестерни; 3, 4 — главная и вспомогательная опоры; 5 — станина; 6 — крестовина карданного вала или цепное колесо (звездочка); 7 — подшипник, воспринимающий радиальные и основные нагрузки; 8 — ведущий вал; 9 — стопорное устройство; 10 — ограждение стола ротора; 11 — вкладыши ротора; 12 — зажимы; 14 — радиальный подшипник; 15 — втулка; 16 — масло

РАСЧЕТ И ВЫБОР ОСНОВНЫХ ПАРАМЕТРОВ Параметры ротора определяют исходя из конструкции скважины, компоновки бурильной колонны и требований, предъявляемых технологиями бурения и крепления скважин.

Диаметр проходного отверстия в столе ротора должен быть достаточным для спуска долот и обсадных труб, используемых при бурении и креплении скважины. Для этого необходимо, чтобы отверстие в столе ротора было больше диаметра долота при бурении под направление: D=Dдн+δ,

где D—диаметр проходного отверстия в столе ротора; Dдн— диаметр долота при бурении под направление скважины; б— диаметральный зазор, необходимый для свободного прохода долота (6=30—50мм).

Допускаемая статическая нагрузка на стол ротора должна быть достаточной для удержания в неподвижном состоянии наиболее тяжелой обсадной колонны, применяемой в заданном диапазоне глубин бурения.

Исходя из рассмотренных условий, можно записать: Gmax<P<C

Мощность ротора должна быть достаточной для вращения бу­рильной колонны, долота и разрушения забоя скважины: N=(Nхв+Nд)/ h

где Nxв — мощность на холостое вращение бурильной колонны; Nд—мощность на вращение долота и разрушение забоя; η— к. п. д., учитывающий потери в трущихся деталях ротора.

Мощность на холостое вращение бурильной колонны (момент, передаваемый долоту, равен нулю) расходуется на преодоление сопротивлений вращению, возникающих в системе бурильная колонна—скважина.

Мощность, расходуемая на вращение долота и разрушение забоя скважины, рассчитывается по формуле NдPnRcp

Максимальный вращающий момент (в кН-м) определяют по мощности и минимальной частоте вращения стола ротора:Mmax=N η/nmin

Читайте также:  Приточные калориферы в Москве 758 товаров

где N—мощность ротора, кВт; nmin — минимальная частота вращения, об/мин.

Источник

Роторы

Ротор нужен для осуществления вращения бурильной колонны (подвешенной), он также необходим при бурении забойными двигателями (с его помощью осуществляется восприятие реактивного крутящего момента) и при проворачивании инструмента в ходе ловильных работ. Роторы также эффективны при поддержании обсадных труб или бурильных колонн на весу.

Роторы выглядят как конический редуктор с зубцами. Коническое колесо аппарата соединено со столом и насажено на втулку, а ось стола расположена по оси скважины. Ротор так же используют для свинчивания и развинчивания труб.

Ротор — один из основных механизмов буровой установки, поэтому существует несколько его классификаций.

Роторы могут различаться по диаметру проходного отверстия, по мощности и по допускаемой статистической нагрузке

Известна классификация по конструкторской характеристике : роторы неподвижные и перемещающиеся возвратно-поступательно относительно устья скважины. Перемещение происходит в вертикальном направлении.

Важнейшая технологическая компонента ротора — привод.
Привод может запускаться посредством:

цепных, карданных и зубчатых передач от буровой лебедки
индивидуального двигателя
коробки смены передач

Привод ротора обусловливает различное изменение скоростей и моментов вращения.
Оно может быть:

ступенчатым
непрерывно-ступенчатым
непрерывным

В буровых установках привод ротора управляется с помощью цепной трансмиссии от лебедки или КПП карданной передачи. При установке лебедки ниже пола буровой управление осуществляется дополнительной трансмиссией от лебедки.

Состав роторной установки:

Ротор состоит из станины с расточкой для стакана со смонтированным приводным валом. На столе и станине ротора расположены кольцевые проточки. Они образуют лабиринтные уплотнения для защиты масляной ванны от попадания в нее раствора. В станине так же установлен упорный подшипник, а снизу — вспомогательный подшипник. Вспомогательный подшипник ротора предназначен для центрирования стола ротора и восприятия направленных вверх нагрузок. Снизу установлено специальное лабиринтное колесо, предохраняющее попадание раствора в масляную ванну.

В табл. 30 приведена техническая характеристика роторов, изготавливаемых ВЗБТ и ПО «Уралмаш».

На рисунке показан ротор Р-560.

На сегодняшний день активно эксплуатируются следующие модификации роторов ПО «Уралмаш»: Р-700, Р-950 и Р-1260

Для них характерны следующие конструкторские новшества:

надежное лабиринтное уплотнение масляной ванны (это повышает эксплуатационный срок зубцов ротора и основной опоры стола)

стопорное устройство способно фиксировать стол (это также это повышает эксплуатационный срок зубцов ротора, продлевает срок службы опор)

зубчатые колеса характеризуются повышенной точностью и плавностью зацепления

Источник

Классификация роторов буровой установки

Ротор (rotor) — механизм, являющийся многофункциональным оборудованием буровой установки. Он передает вращение долоту через ведущую трубу и бурильную колонну и удерживает на весу бурильную колонну, если от неё отсоединена талевая система. Он является опорным столом при свинчивании и развинчивании бурильных труб во время спускоподъемных операций и опорным столом при спуске обсадных колонн; служит стопорным устройством для долота, свинчиваемого с УБТ или погружным двигателем; центрирует бурильную колонну в скважине и т.д.

Частоту вращения ротора изменяют при помощи передаточных механизмов путём смены цепных колёс. В основном все роторы имеют одинаковую конструкцию, различаются по грузоподъёмности, проходным отверстиям в столе и приводом ведущего вала – цепным или карданным.

В мобильных буровых и буровых оснащенных Системой верхнего привода используетсяПодвижный вращатель

Вращатель бурового станка — основной рабочий механизм, выполняющий при бурении основные технологические операции. Выбор его зависит от способа бурения, типа бурового снаряда и особенностей геологического разреза скважины.

Буровые установкис подвижным вращателемнашли широкое применение при использовании прогрессивных способов бурения вследствие следующих преимуществ:

· они обеспечивают наибольший эффект при скоростных методах бурения, осуществляемых без подъема бурильных труб для извлечения керна, таких, как бурение снарядами со съемными керноприемниками, с гидро- и пневмотранспортом керна, при бескерновом бурении, применении забойных машин и т. д.;

· установки более универсальны по методам бурения; устанавливая гидромоторы различной мощности или вводя простую коробку перемены передач, можно варьировать в широких пределах значениями частот вращения и крутящего момента на вращателе;

· из конструкции станка исключается ряд механических узлов, которые часто выходят из строя, что обеспечивает больший срок службы станка.

· В то же время буровые установки с подвижным вращателем имеют и недостатки:

· потери мощности между приводным двигателем и вращателем в шпиндельных станках составляют около 10%, а в установках с подвижным вращателем — не менее 30%, что объясняется существенной потерей давления в гидравлической системе (гидромоторах, шлангах и др.);

· требуется, чтобы на станках работал более квалифицированный буровой персонал и имелась в наличии качественная ремонтная база.

Так же применяют погружные вращатели – это забойные двигатели и турбобуры. Наиболее часто встречающаяся комбинация это – Ротор+турбобур. Эта комбинация применяется на бурения наклонно-направленных скважин.

· Диаметр отверстия в столе ротора

· Допускаемая статическая нагрузка

· Максимальная частота вращения

20. Спуско-подъемный комплекс буровой установки. Условия работы, классификация, основные требования.

Спуско – подъёмный комплекс буровой установки представляет собой полиспастный механизм, состоящий из кронблока, талевого (подвижного) блока, стального каната, являющегося гибкой связью между буровой лебёдкой и механизмом крепления неподвижного конца каната. Кронблок устанавливается на верхней площадке буровой вышки. Подвижный конец каната крепится к барабану лебедки, а неподвижный конец – через специальное приспособление к основанию вышки. К талевому блоку присоединяется крюк, на котором подвешивается на штропах элеватор для труб или вертлюг. В настоящее время талевый блок и подъёмный крюк объединены в один механизм – крюкоблок.

Альтернативой классического СПК является применение Системы Верхнего Привода

СВП являются принципиально новым типом механизмов буровых установок, обеспечивающих выполнение целого ряда технологических операций. В принципе верхний привод представляет собой подвижной вращатель с сальником-вертлюгом, оснащенный комплексом средств механизации СПО-силовой вертлюг.
СВП буровых установок получили широкое распространение в мировой практике. СВП обеспечивает выполнение следующих технологических операций:

· вращение бурильной колонны при бурении, проработке и расширении ствола скважины;

· свинчивание, докрепление бурильных труб;

· проведение спуско-подъемных операций с бурильными трубами, в том числе наращивание бурильной колонны свечами и однотрубками

· проведение операций по спуску обсадных колонн;

· проворачивание бурильной колонны при бурении забойными двигателями;

· промывку скважины и проворачивание бурильной колонны при СПО;

· расхаживание бурильных колонн и промывку скважины при ликвидации аварий и осложнений.

21. Кронблоки, крюки, крюкоблоки, устройства для крепления каната. Основные требования, классификация.

Кронблоки являются составными частями талевой системы для проведения спуско-подъемных работ при освоении, текущем и капитальном ремонтах скважин. Их можно разделить на 2 большие группы: С отводным шкивом и без отводного шкива. Имеют различное количество шкивов, в зависимости от полиспаса. Главными параметрами являются: количество шкивов, грузоподъемность, диаметр канавки шкива.

Крюки отдельно практически не применяют, основное назначение – поддержание на весу колонны бурильных труб

Крюкоблоки являются подвижной частью талевой системы и предназначены для ведения спуско-подъемных операций, поддержания на весу колонны бурильных и обсадных труб и бурового инструмента в процессе бурения. Крюкоблоки снабжены боковыми проушинами для крепления штроп, которые используют для захвата элеватора. На основной крюк подвешивают вертлюг с квадратом. Крюкоблок снабжен механизмом вращения со стопорным пальцем. Так же внутри крюкоблок оборудован пружиной, которая выполняет функцию амортизатора при спуско-подъемных операциях.

Устройства для крепления каната имеют практически идентичную конструкцию и отличаются только своими характеристиками. Устройство для крепления неподвижной части каната представляет из себя шкив на который намотан канат. На неподвижной части каната крепиться датчик натяжения ветви каната. Устройство фиксирует канат благодаря 3 фиксаторам. Так же предусмотрена возможность перепуска каната для избегания перетирания неподвижной ветви каната(наиболее часто деформируеться), и через неподвижную ветвь каната производят замену каната если такая необходима.

Читайте также:  Кронштейны для радиаторов отопления

22. Буровые лебедки. Общие сведения. Основные требования, классификация

· подъем и спуск бурильного инструмента;

· спуск обсадных труб;

· автоматическая подача инструмента на забой;

· остановка инструмента на весу

· подъем и опускание вышки.

2. Классификация лебедок по конструкции:

n По типу привода:

-механический (дизельный), гидромеханический

-электрический регулируемый (постоянного и переменного тока).

n По типу трансмиссии:

-зубчатая передача (цилиндрический или планетарный редуктор),

n По числу скоростей: одно-, двух- и многоскоростные

n По способу изменения скоростей

¨ Ступенчатый – механический и нерегулируемый электрический привод

¨ Непрерывно-ступенчатый – гидромеханический привод

¨ Бесступенчатый – регулируемый привод постоянного и переменного тока

n По конструкции муфты для плавного включения привода барабана

— ленточный или колодочный тормоз на планетарном редукторе

n По конструкции основной тормозной системы:

n По конструкции вспомогательных тормозов:

— Торможение приводным электродвигателем

n Регулятор подачи долота:

спец. электродвигатель с трансмиссией

— ленточный или колодочный тормоз

n По конструкции барабана:

3. Классификация по параметрам:

n Главный параметр – мощность на входном валу, кВт изменяется от 600 до 2000

n Основные параметры:

— грузоподъемность (при оснастке талевой системы) от 750 до 5000 кН

— скорость навивки каната от 2 до 20 м/с.

4. Критерии выбора:

· Экономический (привод лебёдки с частотным регулированием с наименьшими потерями времени и мощности, с наибольшим коэффициентом использования привода);

23.Циркуляционная система. Общие сведения, состав и основные требования

— для очистки бурового раствора от выбуренной породы;

— хранения запаса бурового раствора;

— приготовления бурового раствора заданной плотности и качества;

— дегазации бурового раствора (при необходимости);

— химической обработки бурового раствора;

— долива раствора в скважину;

— подачи раствора в скважину;

· Руководствуясь функциональными

признаками, всё оборудование ЦС традиционно разделяется на несколько блоков:

— блоки грубой и тонкой очистки;

— блок или блоки приготовления бурового раствора;

— блоки хранения раствора;

— система долива раствора в скважину;

— система удаления шлама.

По конструктивным признакам,

независимо от типа буровой установки, ЦС могут различаться по способу транспортирования на крупноблочные, блочно-модульные и блочные. Отличаются ЦС и по монтажеспособности у заказчика. Блочно-модульные ЦС повышенной заводской готовности проходят на заводе–изготовителе полную сборку с разводкой всех технологических трубопроводов и электрических коммуникаций с последующей стыковкой на быстроразъёмных соединениях, что даёт значительную экономию времени при первичном и повторном монтажах на месте бурения.

3. Основные технические параметры оборудования ЦС:

· Полезный объём бурового раствора вёмкостях ЦС. В зависимости от назначения ЦС и

класса буровой установки, полезный объём бурового раствора изменяется в широких

пределах от 100 м3 для неглубоких скважин до 500…600 м3 для стационарных буровых для

глубокого разведочного бурения. Изменение объёма достигается установкой в схеме ЦС

дополнительных блоков хранения. Иногда в состав ЦС включают специальные блоки до-

полнительных ёмкостей для хранения резервных запасов воды и буровых растворов.

· Количество ступеней очистки. Обычно в ЦС принимается не менее трех ступеней очистки, т.е. очистка на виброситах, пескоотделителях и илоотделителях. Четвертая ступень очистки производится на центрифугах. При необходимости используют специальное оборудование для обработки бурового раствора коагулянтами и флокулянтами с последующим выделением твердой фазы на центрифугах и получением технически чистой воды, которая может быть использована вторично или сброшена без ущерба природе.

· Параметры технологического оборудования ЦС.

4. Критерии выбора:

В зависимости от назначения скважины, её глубины и диаметра ствола скважины выбирают ёмкости по объёму из расчёта, что объём ёмкостей должен быть больше, чем объём в скважине. Вибросита выбирают по пропускной способности, глубине и степени

очистки. Эффективность разделения суспензии с помощью гидроциклонов повышается с

увеличением подачи бурового раствора, что приводит к увеличению давления на входе. Однако опыт работы с буровыми растворами показывает, что оптимальное давление для

пескоотделителей составляет 0,25 МПа, а для илоотделителей – 0,32 МПа.

24.Буровые насосы. Общие сведения, условия эксплуатации, основные требования, классификация.

Для обеспечения процесса промывки при проводке скважины используются буровые насосы, предназначенные для нагнетания в скважину бурового раствора с целью

очистки забоя и ствола от выбуренной породы и выноса ее на поверхность, охлаждения

долота, приведения в действие забойных двигателей гидравлического типа (турбобуров и ВЗД).

конструктивные отличия определяются:

— конструкцией привода: приводные насосы и насосы прямодействующие;

— числом поршней и их конструкцией одностороннего и двухстороннего действия, двух-, трёх- и многопоршневые.

· мощность насоса, кВт;

· подача насоса, л/с;

· давление на выходе, МПа;

· номинальная частота ходов поршня, мин -1 .

4. Критерии выбора насоса:

Исходя из глубины скважины, её диаметра выбирают насос по давлению, мощности и подаче.

25.Вертлюги. Общие сведения, условия работы, основные требования

· — обеспечивает вращение бурильной колонны при ее подвешенном состоянии, являясь своего рода подшипником;

· — поддерживает на весу бурильную колонну, с которой он связан посредством ведущей трубы и переводников;

· — служит гидравлическим каналом связи, пропуская через себя в колонну труб промывочный раствор от насосов; вертлюг соединяется с циркуляционной системой гибким рукавом-шлангом.

Основные параметры

Основные параметры, наиболее полно характеризующие условия работы вертлюга:

· — максимальное допустимое давление жидкости;

· — диаметр проходного отверстия в стволе;

· — допустимая частота вращения ствола.

Исходя из функций вертлюга как ответственного грузоподъемного устройства, допустимая статическая нагрузка на него должна соответствовать максимальной грузоподъемности бурового комплекса.

По допускаемому давлению вертлюг должен соответствовать напору, создаваемому насосными агрегатами.

Внутренний диаметр ствола вертлюга связан с расходом промывочной жидкости и определяет гидравлические сопротивления. С увеличением глубины скважин расход жидкости снижается, поэтому диаметр ствола для тяжелых буровых установок может быть уменьшен. Обычно диаметр канала соответствует диаметрам бурового рукава и ведущей трубы (75-100 мм). Расчеты показывают, что абсолютная потеря в вертлюге при переходе от диаметра 100 мм к диаметру 75 мм не превышает 1% от первоначального давления. Незначительность потерь объясняется небольшой общей длиной канала в вертлюге (около двух метров). Поэтому увеличение диаметра проходного отверстия в стволе с целью снижения гидравлических потерь не дает ощутимого эффекта, но усложняет создание надежной герметизации ствола. С увеличением размеров ствола увеличиваются окружные скорости на уплотняемых поверхностях и соответственно износ сальников.

Вертлюг как элемент вращательного комплекса должен соответствовать ротору. Ствол вертлюга — ведомая деталь, приводимая ведущей трубой от ротора, поэтому опорные подшипники вертлюга должны обеспечивать под нагрузкой частоту вращения до 300-400 мин -1 .

Учитывая возможность компоновки бурильной колонны из разных секций по диаметру, вертлюг должен допускать соединение с трубами двух-трех смежных размеров. Конфигурация и диаметр присоединительной части вертлюга должен соответствовать форме и размерам основного рога бурового крюка, к которому вертлюг подвешивается.

Конструкция вертлюга

Типовая конструкция вертлюга состоит из деталей трех групп: 1-невращающихся, подвешенных с помощью штропа к буровому крюку; 2 — вращающихся, связанных с колонной бурильных труб посредством ведущей трубы; 3 — промежуточных.

К группе невращающихся относятся: корпус 8, крышка 4, штроп 1, напорная труба 3, отвод для присоединения бурового рукава 2; к группе вращающихся — ствол 13 и переводник 14. К наиболее

Источник