Обладнання бурової установки

[ виправити ] текст може містити помилки, будь ласка перевіряйте перш ніж використовувати.

Талевої системи
ПРИЗНАЧЕННЯ, СХЕМИ І ПРИСТРІЙ
У процесі проводки свердловини підйомна система виконує різні операції. В одному випадку вона служить для проведення СПО з метою заміни зношеного долота, спуску, підйому і утримання на вазі бурильних колон при відборі керна, ловильних або інших роботах у свердловині, а також для спуску обсадних труб. В інших випадках забезпечує створення на гаку необхідного зусилля для вилучення з свердловини прихопленої бурильної колони або при аваріях з нею. Для забезпечення високої ефективності при цих різноманітних роботах підйомна система має два види швидкостей підйомного гака: технічну для СПО і технологічні для інших операцій.

У зв'язку зі зміною ваги бурильної колони при підйомі для забезпечення мінімуму витрат часу підйомна система повинна мати здатність змінювати швидкості підйому відповідно до навантаження. Вона також служить для утримання бурильної колони, спущеної в свердловину, в процесі буріння.
Підйомна система установки (рис. III.1) представляє собою поліспастной механізм, що складається з кронблока 4, талевого (рухомого) блоку 2, сталевого канату 3, що є гнучким зв'язком між бурової лебідкою 6 і механізмом 7 кріплення нерухомого кінця каната. Кронблок 4 встановлюється на верхньому майданчику бурової вишки 5. Рухомий кінець А каната 3 кріпиться до барабана лебідки 6, а нерухомий кінець Б - через пристосування 7 до основи вишки. До талевого блоку приєднується гак 1, на якому підвішується на штропах елеватор для труб або вертлюг. В даний час Талевий блок і підйомний гак у багатьох випадках об'єднують в один механізм - крюкоблок.
ЕКСПЛУАТАЦІЯ Талевий СИСТЕМ
Підготовка талевого каната до оснащення:
Діаметр каната і число струн в оснащенні вибирають з урахуванням максимально можливого навантаження на гаку, при якій був би подвійний запас міцності, а при СПО - потрійний, найвигіднішим є чотирьох-п'ятикратне запас.
Канат необхідної міцності повинен мати діаметр, відповідний діаметру ринви шківів талевого блоку і кронблока.
Застосовувати в талевих системах канати з діаметром більше розрахункового не можна через можливість його защемлення в жолобах шківів і швидкого зносу. Допускається застосування канатів діаметром менше розрахункового на 10%. Необхідний для оснащення канат підбирають за паспортом і перевіряють відповідність маркування на бочці барабана паспортними даними, оглядають канат відповідно до інструкції і складають акт приймання, про що роблять відповідні записи в буровому журналі.
Фактичний коефіцієнт запасу міцності каната перевіряють шляхом порівняння агрегатної міцності каната, зазначеної в паспорті, з вірогідною найбільшою навантаженням на канат.
Для огляду бочку з канатом встановлюють на козли і обертають барабан по стрілці, зазначеної на бочці. При перемотуванні каната неприпустимо утворення петель і перекруток. Відрізають канат спеціальної канаторезкой. Перед тим, як відрізати канат, обидва майбутні його кінця повинні бути заправлені так, щоб уникнути їх розкручування. Кінці закладають щільною намотуванням в'язального дроту.
Новий канат слід зберігати на барабані в приміщенні або під навісом, що виключає попадання вологи в барабан. Іржаві канати або канати, що мають нещільності звивання пасом, порвані дроту та інші дефекти до експлуатації не допускаються.
Оснащення талевої системи:
У міру збільшення глибини свердловин вага бурильних колон, які доводиться спускати і піднімати, збільшується, а максимальна швидкість намотування провідною струни талевого каната на барабан лебідки залишається практично незмінною (близько 20 м / с) для бурових установок різних класів. Тому для кожної установки застосовують талеві систему зі своєю кратністю поліспаста від 4-х до 14. Це досягається застосуванням різних оснащень 2X3; 3X4;...; 7X8 (тут перша цифра - число шківів талевого блоку, а друга - кронблока).
Під оснащенням талевої системи розуміється навішування каната на шківи кронблока і талевого блоку в певній послідовності, що виключає перехрещення каната і тертя його струн один про одного. В даний час створено кілька типів оснащення. Перед тим як приступити до оснащення системи необхідно визначити число шківів у талевих блоків, тип каната, діаметр і розривне зусилля каната. Діаметр каната повинен відповідатирозміру канавок шківів талевого блоку і кронблока. При бурінні глибоких свердловин, коли глибина ще невелика і бурильна колона легка, для прискорення СПО канатом оснащують не всі шківи системи, а тільки частину. У подальшому проводять переоснащення до повного використання всіх шківів. Однак переоснащення трудомістка і не завжди доцільна.
Оснастку прагнуть виконати так, щоб провідна струна набігала на один із середніх шківів. У системах АСП струни каната не повинні заважати спуску талевого блоку з розташованої в ній свічкою. Неправильно виконана оснащення може викликати тертя канатів або закручування талевого блоку, що може призвести до аварії.
Існує два типи оснащень: паралельна, коли вісь талевого блоку паралельна осі кронблока, і хрестова, коли осі талевого блоку і кронблока перпендикулярні. Найбільш поширена хрестова оснащення (рис. III.14). Вона має ту перевагу, що виключає закручування талевого блоку і тертя струн каната один про одного.
Оснастку здійснюють наступним чином. Бухту каната встановлюють на металеву вісь пристосування, розташованого під підлогою бурової, і з'єднують кінець талевого каната з кінцем прядив'яного допоміжного каната. Потім розкріплюють барабан механізму кріплення і намотують на нього чотири-п'ять витків прядив'яного каната, після чого цей канат послідовно пропускають через шківи 6 кронблока і V талевого блоку, 1 кронблока і / талевого блоку, потім 5 - IV - 2 - / / - 4, як показано на рис. III.14.
Коли кінець талевого каната зі шківа 4 досягне підлоги бурової, від'єднують пеньковий канат, а кінець провідної струни талевого каната зміцнюють у затискному пристосуванні реборди барабана лебідки і намотують на барабан лебідки вісім - десять витків. Перед цим нерухомий кінець талевого каната повинен бути затиснутий в механізмі кріплення, після чого скріплюють його барабан з консольним важелем і таріруют датчик і індикатор ваги інструменту.
БУРОВІ ЛЕБІДКИ
ПРИЗНАЧЕННЯ, БУДОВА І КОНСТРУКТИВНІ СХЕМИ
Лебідка - основний механізм підйомної системи бурової установки. Вона призначена для проведення наступних операцій:
спуску і підйому бурильних і обсадних труб;
Утримання колони труб на вазі в процесі буріння або промивання свердловини; пріпод'ема бурильної колони і труб при нарощуванні; передачі обертання ротору; згвинчування і розгвинчування труб; допоміжних робіт по підтаскування в бурову інструменту, обладнання, труб та іншого; підйому зібраної вишки у вертикальне положення.
Бурова лебідка складається з зварної рами, на якій встановлені підйомний і трансмісійний вали, коробка зміни передач (КПП), гальмівна система, що включає основний (стрічковий) і допоміжний (регулюючий) гальма, пульт управління. Усі механізми закриті запобіжними щитами. Підйомний вал лебідки, отримуючи обертання від КПП, перетворює обертальний рух силового приводу в поступальний рух талевого каната, рухливий кінець якого закріплений на барабані підйомного валу. Навантажений гак піднімається з витратою потужності, що залежить від ваги піднімаються труб, а спускається під дією власної ваги труб або талевого блоку, гака та елеватора, коли елеватор опускається вниз за черговою свічкою.
Лебідки забезпечуються пристроями для підведення потужності при підйомі колони і гальмівними пристроями поглинання звільняється енергії при її спуску. Для підвищення к. п. д. під час підйому гака з ненавантаженим елеватором або колоною змінного ваги лебідки або їх приводи виконують багатошвидкісними. Перемикання з вищої швидкості на нижчу і назад здійснюється фрикційними оперативними муфтами, що забезпечують плавне включення і мінімальну витрату часу на ці операції. Під час підйому колон різної ваги швидкості в коробках передач перемикають періодично. Оперативного управління швидкостями коробки не потрібно.
Залежно від швидкості спуску або підйому гака і числа струн в талевої оснащенні канат на барабан лебідки навивається і звивається з різними швидкостями. Швидкість гака при підйомі колон великого ваги під час технологічних операцій (ходіня, ліквідація ускладнення і аварій у свердловині) становить 0,15-0,25 м / с, а іноді й менше. Ці швидкості називаються технологічними, а швидкості підйому бурильних колон і ненавантаженого елеватора при СПО змінюються від 0,5 до 1,8 м / с і називаються технічними. Більш високі швидкості підйому погіршують умови намотування каната на барабан і не дають істотного виграшу в часі.
Швидкості спуску колон визначаються їх вагою, довжиною та технологічними умовами свердловини. Найбільша швидкість спуску бурильних колон зазвичай не перевищує 3 м / с, найменша при спуску обсадних колон 0,2 м / с. У процесі буріння з по-міццю лебідки подається бурильна колона зі швидкістю до 1,5 м / хв.
При підйомі колони канат навивається на барабан лебідки під дією сили тяжіння всієї колони, а звивається при спуску ненавантаженого елеватора з невеликим натягом. У процесі спуску колон канат навивається при невеликому натягу і великої швидкості, а звивається під дією ваги всієї колони. Це створює важкі умови роботи каната, і він швидко зношується, особливо при багатошаровому навивці на барабан.
Потужність, що передається на лебідку, характеризує основні експлуатаційно-технічні її властивості і є класифікаційним параметром.
Приєднувальні розміри бурової лебідки: діаметр талевого каната; відстань від середини барабана до центру зірочки, встановленої на валу ротора. Діаметр каната повинен відповідати розмірам канавок на зовнішній поверхні барабана лебідки і розмірам канавок шківів талевої системи. У разі невідповідності канат буде швидко зношуватися. Порушення базового відстані від середини барабана до центру роторної зірочки викличе швидкий вихід з ладу ланцюга приводу ротора і практично унеможливить нормальне буріння свердловини роторним способом.
Сучасні вітчизняні бурові лебідки в основному виконуються за двома компоновочних схемах:
лебідка з усіма компонуються збірками монтується на одній загальній рамі; ці лебідки мають один головний вал, що приводиться в рух ланцюговимитрансмісіями від коробки передач (ЛБ-750, ЛБУ-1100, ЛБУ-1700 та ін);
дво-і трехвальной лебідки, в яких власне лебідка суміщена з КПП і являє собою один агрегат (У2-2-11, У2-5-5ідр.).
На рис. IV.1 показана одновальний лебідка ЛБ-750, змонтована на загальній рамі / с допоміжним гальмом 7 і станцією управління 8. Ця лебідка має головний вал з барабаном 5, ланцюгові трансмісії мерз, головне гальмо 4 і гальмівну рукоятку 2, яка служить для керування лебідкою з поста бурильника.
На рис. IV.2 наведено підйомний агрегат, що складається з двох блоків - одновальної бурової лебідки ЛБУ-1100 4 і КПП 6, - які транспортуються окремо, а при монтажі з'єднуються в один агрегат. Ланцюгові трансмісії передач приводу барабанного валу лебідки від КПП «тихої» 5 і «швидкої» 7 швидкостей закриті кожухами. Вони включаються оперативними пневматичними фрикційними муфтами з пульта керування 1, розташованого на підлозі 2 бурової. Головним гальмом лебідки управляють подовженою тягою 3 також з поста бурильника.
Дво-та трехвальной лебідки в даний час майже не виготовляються, але на нафтопромислах вони ще застосовуються.

РОТОР

ПРИЗНАЧЕННЯ І ПРИСТРІЙ
Ротори призначені для обертання вертикально підвішеною бурильної колони з частотою 30-300 об / хв при роторному бурінні або сприйняття реактивного крутного моменту при бурінні забійними двигунами. Вони служать також для підтримки на вазі колон бурильних або обсадних труб, які встановлюються на його столі на елеваторі або клинах. Ротори також використовуються при відгвинчування і згвинчення труб у процесі СПО, ловильних і аварійних робіт. Ротор являє собою як би конічний зубчастий редуктор, ведене конічне колесо якого насаджено на втулку, з'єднану зі столом. Вертикальна вісь столу розташована по осі свердловини.
На рис. V.1 показана схема ротора. Стіл 5 має отвір діаметром 250-1260 мм в залежності від типорозміру ротора. В отвір столу встановлюють вкладиші 7 і затискачі провідної труби 6, через які передається крутний момент. Велике конічне колесо 4 передає обертання столу ротора, укріпленого на основний 3 та допоміжної 2 опорах, змонтованих в корпусі 1, створюючому одночасно масляну ванну для змащення передачі і підшипників.
Зверху стіл захищений огорожею 8. Швидкохідний ведучий вал 10 розташований горизонтально на підшипниках 11, сприймають радіальні і горизонтальні навантаження. Вал 10 наводиться: в обертання від ланцюгової зірочки 12 або за допомогою вилки карданного валу, розташованої на кінці валу. Ротор забезпечений стопором 9, при включенні якого обертання столу стає неможливим. Фіксація стола ротора необхідна при СПО та бурінні забійними двигунами для сприйняття реактивного
моменту.
Привід ротора в бурових установках з розташуванням лебідки на підлозі бурової здійснюється ланцюгової трансмісією від лебідки або від КПП карданної передачею, при установці лебідки нижче підлоги бурової - додаткової трансмісією від лебідки або індивідуальним приводом від електродвигуна постійного струму (рис. V.2), що розташовується під підлогою бурової. Така конструкція забезпечує вільний простір для роботи персоналу бурової бригади.

Конструкції ротора І ЇХ ЕЛЕМЕНТІВ
Ротор Р-560 (рис. V.3) складається з наступних основних збірок і елементів. Станина 7 - основний елемент ротора. Зазвичай вона являє собою сталеву виливок коробчатої форми, усередині якої змонтовані основні збірки і деталі. Внутрішня порожниста частина станини - масляна ванна для змащення конічної зубчастої пари і підшипників опор стола ротора і приводного валу.
Стіл ротора 2 - основна обертальна частина, приводить в обертання через роз'ємні вкладиші 4 і затискачі 5 провідну трубу і сполучену з нею спущену в свердловину бурильну колону. Стіл ротора монтується на двох кульових опорах - головної 3 та допоміжної 8. Головна опора 3 сприймає динамічні циклічно діючі навантаження - радіальну від переданого крутного моменту і осьові від тертя провідної труби про затискачі 5 ротора при подачі колони і від ваги стола ротора, а також статичну навантаження від ваги колон труб та інших елементів при установці їх на стіл ротора.
Допоміжна опора 8 столу служить для сприйняття радіальних навантажень від зубчастої передачі і осьових ударів при бурінні або підйомі колони. Периферійний зазор між станиною 7 і столом 2 ротори виконаний у вигляділабіринту, що попереджає проникнення бурового розчину і бруду всередину станини і викидання мастила з ротора при обертанні столу. Зверху стіл ротора закритий огорожею /, що служить для установки на ньому елеваторів та іншого обладнання при СПО та захисту операторів.
Горизонтальний приводний вал 6 виконується зазвичай у вигляді окремої збірки, в якій вал з ведучою конічною шестірнею, насадженої на ньому, монтується на роликопідшипниках у втулці. Здвоєний радіально-упорний підшипник, що сприймає радіальні і осьові навантаження від зубчастої передачі, встановлюється поряд з конічною шестірнею. Друга опора вала - циліндричний роликопідшипник. На зовнішньому кінці вала монтується або ланцюгова зірочка 9 при приводі ротора ланцюговою передачею від лебідки, або шарнір карданного валу.
Роз'ємні вкладиші 4, що складаються з двох половин, встановлюють у прохідний отвір ротора, верхня частина якого забезпечена квадратної виїмкою. Верхня частина вкладишів також має квадратну форму, в яку входять виступи верхньої частини затискачів 5 провідної труби або роликового затиску при бурінні. При ВПЗ в отвір вкладишів вставляють конусну втулку для клинового захоплення. При бурінні затискачі 5 або роликові затискачі закріплюють болтами, залишають на провідній трубі і разом з нею відпускають в отвір вкладишів 4.
Стопорне пристрій 10 служить для фіксації стола ротора. Рукоятка управління стопорним пристроєм розташована в поглибленні верхній огорожі ротора. У поглибленні вона захищена від пошкоджень і, крім того, не заважає працювати. При перекладі рукоятки в робоче положення висувається упор, що входить в одну із спеціальних прорізів на зовнішній поверхні столу, і перешкоджає обертанню.

Для полегшення праці робітників і прискорення СПО ротори комплектують пневматичними клиновими захопленнями, для чого на роторі передбачений кронштейн, до якого приєднується механізм підйому і опускання в отвір ротора клинів.
Діаметр отвору в столі ротора і максимальна статичне навантаження на стіл ротора-основні класифікаційні параметри. Вони визначають максимальний діаметр долота і максимальні діаметр і вага обсадної колони, яка може бути спущена в свердловину.
Основні характеристики роторів наведено в табл. VI
Для забезпечення взаємозамінності внутрішні розміри роторів і вкладишів і зовнішні розміри вкладишів стандартизовані. Також стандартизовані довжина і діаметр кінця приводного валу ротора і відстань від осі отвору столу до площині першого ряду зубів приводної зірочки, що забезпечує можливість застосування ротора на будь-який буровій установці.

















































БУРОВІ НАСОСИ І ОБЛАДНАННЯ Циркуляційні системи

ФУНКЦІЇ І СХЕМА Циркуляційні системи
Бурові насоси і циркуляційна система виконують такі функції:
нагнітання бурового розчину в бурильну колону для забезпечення циркуляції у свердловині в процесі буріння та ефективного очищення вибою і долота від вибуреної породи, промивки, ліквідації аварій, створення швидкості підйому розчину в затрубному просторі, достатньої для виносу породи на поверхню;
підведення до долоту гідравлічної потужності, що забезпечує високу швидкість витікання (до 180 м / с) розчину з його насадок для часткового руйнування породи та очистки вибою від вибурену частинок;
підведення енергії до гідравлічного вибійного двигуна.
На рис. VII. 1 показані схема циркуляції бурового розчину і зразкову розподіл втрат напору в окремих елементах циркуляційної системи свердловини глибиною 3000 м при бурінні роторним способом.
У процесі буріння в більшості випадків розчин циркулює по замкнутому контуру. З резервуарів 13 очищений і підготовлений розчин надходить у підпірні насоси 14, які подають його у бурові насоси /. Останні перекачують розчин під високим тиском (до 30 МПа) за нагнітальної лінії, через стояк 2, гнучкий рукав 3, вертлюг 4, провідну трубу 5 до гирла свердловини 6. Частина тиску насосів при цьому витрачається на подолання опорів в наземній системі. Далі буровий розчин проходить по бурильної колоні 7 (бурильних трубах, ОБТ і вибійного двигуна 9) до долоту 10. На цьому шляху тиск розчину знижується внаслідок витрат енергії на подолання гідравлічних опорів.
Потім буровий розчин внаслідок різниці тисків всередині бурильних труб і на вибої свердловини з великою швидкістю виходить з насадок долота, очищаючи забій і долото від вибуреної породи. Частина, що залишилася енергії розчину витрачається на підйом вибуреної породи і подолання опорів у затрубному кільцевому просторі 8. Піднятий на поверхню до гирла 6 відпрацьований розчин проходить по розчинопроводів 11 в блок очищення 12, де з нього віддаляються в комору 15 частки вибуреної породи, пісок, мул, газ та інші домішки, надходить у резервуари 13 із пристроями 16 для відновлення його параметрів і знову направляється в підпірні насоси.
Нагнітальна лінія складається з трубопроводу високого тиску, за яким розчин подається від насосів / до стояка 2 і гнучкого рукаву 3, що з'єднує стояк 2 з вертлюгом 4. Напірна лінія обладнується засувками і контрольно-вимірювальною апаратурою. Для роботи в районах з холоднимкліматом передбачається система обігріву трубопроводів.
Зливна система обладнується пристроями для очищення і приготування бурового розчину, резервуарами, всмоктуючої лінією, фільтрами, нагнітальними відцентровими насосами, засувками і ємностями для зберігання розчину.
Вертлюг і БУРОВІ РУКАВА
ПРИЗНАЧЕННЯ І СХЕМИ
Вертлюг - проміжна ланка між поступально переміщається талевих блоком з гаком, буровим рукавом і обертається бурильної колоною, яка за допомогою замкової різьблення з'єднується через провідну трубу зі стволом вертлюга. Для забезпечення подачі бурового розчину чи газу переміщується вертлюг з'єднаний з напірної лінією за допомогою гнучкого бурового рукава, один кінець якого кріпиться до відведення вертлюга, а другий - до стояка на висоті, трохи більшої половини його довжини.
На рис. VIII. 1 показана схема розташування вертлюга в буровий при бурінні.
Вертлюг забезпечує можливість вільного обертання бурильної колони при невращающіхся корпусі і талевої системі. Він підвішений на її гаку і виконуєфункції сальника для подачі всередину обертається колони бурового розчину, що закачується насосами за гнучким рукаву.
На рис. VIII.2 показана принципова схема вертлюга для буріння глибоких свердловин. Основна обертається його деталь - порожнистий стовбур 1, сприймає вага бурильної колони. Стовбур, змонтований у корпусі 3 на радіальних 4 і 7 і наполегливих 5 і 6 підшипниках, забезпечений фланцем, що передає вага колони через головну опору 5 на корпус 3, підвішений до гака на штропе 12. Опористовбура фіксують його положення в корпусі, перешкоджають осьовим, вертикальним і радіальним переміщенням і забезпечують стійке положення і легкість обертання.
Вага корпусу вертлюга зі шлангом, осьові поштовхи і удари колони знизу вгору сприймаються допоміжної опорою 6. Стовбур вертлюга - ведений елемент системи. При прийнятому в бурінні нормальному напрямку обертання бурильної колони (за годинниковою стрілкою, якщо дивитися зверху на ротор) ствол і всі деталі, пов'язані з ним, щоб уникнути самовідгвинчування мають ліві різьби. Штроп 12 кріпиться до корпусу на осях 16, змонтованих у припливах корпусу.Припливи мають форму кишень, які обмежують кут повороту штропа (- 40 °) для установки його в положення, зручне для захоплення гаком, коли вертлюг з ведучою трубою знаходиться в шурф.
До кришки корпусу 15 прикріплений відвід 13, до якого приєднується бурової рукав 14. Буровий розчин надходить з рукава через відвід в приєднану до нього напірну трубу 9, з якої він потрапляє у внутрішній канал ствола вертлюга. Зазор між корпусом напірного сальника 10 і напірної трубою 9 ущільнений сальником 11, що забезпечує герметичність при великих робочих тисках бурового розчину.
Напірний сальник 11 у час роторного буріння експлуатується у важких умовах, термін його служби (50-100 год) у багато разів менше, ніж інших деталей вертлюга, тому він виконується бистросменним. У верхній і нижній частинах корпусу вертлюга для ущільнення зазору між корпусом і обертовим стовбуром встановлюють самоущільнюються манжетні сальники 2 і 8, які оберігають від витікання масла з корпусу і попадання в нього зовні вологи та бруду.
У вертлюгах є пристрої для заливання, спуску масла та контролю його рівня, а також сапун для врівноваження з атмосферним тиском парів всередині корпусу, що створюється при нагріванні в процесі роботи. Це пристрій не пропускає масло при транспортуванні вертлюга в горизонтальному положенні.
Типорозмір вертлюга визначається динамічним навантаженням, яку він може сприймати в процесі обертання бурильної колони, допустимої статичної навантаженням і частотою обертання, граничним робочим тиском прокачуваного бурового розчину, масою і габаритними розмірами. Кожен вертлюг має стандартну ліву конічну замкову різьбу для приєднання до провідної трубі двох-трьох розмірів. Корпус вертлюга виконується обтічної форми для того, щоб він не чіплявся за деталі вишки при переміщеннях. Вертлюги пристосовані до транспортування будь-якими транспортними засобами без упаковки.
КОНСТРУКЦІЇ Вертлюг
По конструкції вертлюги для буріння глибоких свердловин, виготовляються вітчизняними заводами, відрізняються мало. Розглянемо конструкцію вертлюга УВ-250МА (рис. VIII.3). Він складається з литого сталевого корпусу 5 з двома кишенями для приєднання до нього штропа 11 за допомогою пальців. Внутрішня порожнину корпусу розділена по висоті горизонтальної перемичкою, яка є опорною поверхнею основної опори стовбура, посиленою для жорсткості вертикальними ребрами. Ця перемичка має кільцеву площадку, на яку встановлюється основний опорний підшипник 4.
Над основною опорою в корпусі знаходяться допоміжний завзятий підшипник 6, що сприймає зусилля, які виникають вздовж осі від ротора до вертлюг, і верхній радіальний підшипник 7. Другий радіальний підшипник 3, центрирующий стовбур вертлюга 1, розташований в нижній частині корпусу. Стовбур вертлюга / з обертовими елементами підшипників 3, 4, 6 і 7 і верхнім напірним сальником 9 складають групу обертових деталей вертлюга.
Зверху корпус вертлюга має круглий отвір. Цей отвір закривається кришкою з кронштейном 8, до якого кріпиться підвід 10. У кришці 8 встановлено верхнє сальникове ущільнення корпусу, а нижнє ущільнення 2 кріпиться до нижньої частини корпусу. Цей сальник служить для попередження витоку масла з корпусу вертлюга в процесі роботи.
Верхній радіальний 7 і завзятий 6 підшипники малонагружени і змащуються консистентним мастилом, для чого в кришці передбачена прес-маслянка. Головна опора і нижній радіальний підшипник змащуються рідким мастилом, якої наповнена масляна ванна корпусу. Рідке масло служить не тільки для мастила, але і для відведення тепла, що виділяється в підшипниках. Треба мати на увазі, що при прокачуванні через вертлюг бурового розчину з високою температурою масло у ванні вертлюга нагрівається і додаткове тепло тертя призводить до підвищення температури вище допустимої (іноді більше 100 ° С).
Застосування швидкознімне напірного сальника значно спростило і прискорило його заміну, а конструкція стовбура стала простіше і меншої довжини. Практика експлуатації показує, що застосування великої кількості манжет в сальнику не збільшує термін служби ущільнення вертлюга, так як відбувається перегрів манжет і їх руйнування внаслідок поганого тепловідведення. Оптимальним є використання двох-трьох робочих манжет. Залежно від конструкції ущільнення здійснюється або першої, або останньої манжетою, при виході з ладу якої починає працювати друга манжета і т. д.
Швидкознімне напірне ущільнення (мал. VIII.4), що застосовується в вертлюг УВ-250МА, забезпечує подачу в стовбур вертлюга бурового розчину під тиском до 25 МПа. Розчин від підведення 4 вертлюга надходить через напірну трубу 9, розташовану в стовбурі 15 вертлюга. Ця трубажорстко не закріплена і є як би плаваючою. На її верхньому кінці встановлена ​​шпонка, що входить у паз кільця 7, нерухомо прикріпленого верхньої натискної гайкою 3 до втулки 5.
Зазори між підведенням 4, кільцем 7 і трубою 9 ущільнені торцевої 6 і радіальної 8 манжетами. Необхідна натискання на ущільнення створюється верхньої натискної гайкою 3 нагвинчування її на втулку 5. Нижня обертове ущільнююче пристрій складається із стакана 2, притиснутого нижньої натискною гайкою / до торця стовбура 15 вертлюга. У склянці розміщені чотири самоущільнюються манжети 10, розділені між собою кільцями 12, створюють камери, що обмежують деформацію манжет під тиском прокачуваного розчину.
Для зменшення тертя і зносу труби 9 і манжет 10 в манжетні камери періодично закачують ручним насосом через прес-маслянку 11 консистентне мастило. Верхня манжета служить для утримання мастила при закачуванні, а нижні три манжети ущільнюють зазори між трубою 9, кільцями 12 і грундбуксой 13, нижній торець якої ущільнений торцевої манжетою 14. Необхідна натискання на елементи сальника здійснюється нижньої натискною гайкою /.
Ущільнювальні манжети сальника виготовляють з маслостойки гум або резіноасбестовая композицій, або пластмас поліуретанової групи. Напірні труби виготовляють з низьколегованих цементуємих сталей марок 12ХН2А, 20ХНЗА та ін Зовнішня поверхня труб піддається термохімічної обробці для створення шару завтовшки 1,5-3 мм твердістю 56-62 HRC. Зовнішня поверхня піддається високоточної механічній обробці, полірується або вигладжується роликом для зменшення шорсткості.

Рис. VIII.5. Нижнє ущільнення масляної ванни вертлюга

Нижнє ущільнення масляної ванни вертлюга (рис. VIII.5) служить для запобігання витоку мастила при обертанні вертикально розташованого стовбура вертлюга. Ущільнююче пристрій складається з двох манжет 4, змонтованих в нижній частині
кришки 9 корпусу вертлюга. Кільце 8 за допомогою болтів 7 натискає на манжети 4, які прилягають до зовнішньої поверхні втулки 3, одягненою на стовбур 5 вертлюга. Втулка 3, що впирається в кільце підшипника 1, кріпиться на стовбурі 5 гайкою 6 і ущільнюється гумовим кільцем 2. У порожнину між манжетами 4 подається через прес-маслянку 10 консистентна змазка, що оберігає вихід олії з ванни. Втулка 3 оберігає від зносу поверхня стовбура, а при зносі її змінюють.
У нижній кришці корпусу передбачена відстійна зона, куди через отвори в корпусі потрапляють з маслом продукти зносу. З боку в нижній частині кришки передбачено зливний отвір, що закривається пробкою, через яку періодично спускають масло з ванни вертлюга.
Стовбур вертлюга - найбільш навантажена деталь. На нього діють сила, що розтягує від ваги бурильної колони, згинальний момент і внутрішній тиск розчину. Нижній кінець стовбура має ліву внутрішню замкову різьбу по ГОСТ 5286-75, що служить для з'єднання через запобіжний Перевідники з ведучою трубою. Стовбури виготовляють із конструкційних низьколегованих сталей марок 40Х, 40ХН, 38ХГН та ін Стовбур піддається загартуванню з відпусткою до твердості 280-320 НВ.
На опори стовбура вертлюга діють в основному осьові навантаження: головна опора сприймає вага бурильної колони, а радіальні підшипники центрують підвішений на гаку вертлюг і сприймають навантаження, створювані його вагою і частиною ваги прикріпленого до нього гнучкого шланга.
В якості головної опори в вертлюгах застосовують наполегливі або радіально-упорні підшипники. У важко навантажених вертлюгах для буріння глибоких свердловин використовують роликопідшипники з конічними, бочкоподібними і циліндричними роликами. Ці підшипники застосовують при частоті обертання не більше 100 об / хв, так як циліндричні ролики працюють з прослизанням, що призводить до їх зносу.
У вертлюгах для геологорозвідувального буріння свердловин невеликої глибини і при легких бурильних колонах використовують радіально-упорні або радіальні шарикопідшипники, для допоміжних опор вертлюгов зазвичай - завзяті кулькові або конічні роликопідшипники стандартнихсерій.
ПРИВОД БУРОВИХ УСТАНОВОК
ОСНОВНІ ВИЗНАЧЕННЯ
Приводом бурової установки називається сукупність двигунів і регулюючих їх роботу трансмісій і пристроїв, що перетворюють теплову абоелектричну енергію в механічну, керуючих механічною енергією і передають її виконавчому обладнанню - насосів, ротору, лебідці та ін Потужність приводу (на вході в трансмісію) характеризує основні його споживчі і технічні властивості і є класифікаційним (головним) параметром.
Залежно від використовуваного первинного джерела енергії приводи діляться на автономні, не залежать від системи енергопостачання, і неавтономні, залежні від системи енергопостачання, з живленням від промислових електричних мереж. До автономних приводам відносятьсядвигуни внутрішнього згоряння (ДВЗ) з механічною, гідравлічної або електроперед. До неавтономним приводам відносяться: електродвигунипостійного струму, що живляться від промислових мереж змінного струму через тиристорні випрямні станції управління; електродвигуни змінного струму з гідравлічною або електродинамічної трансмісією або регульовані тиристорними системами.
Відповідно до кінематикою установки привід може мати три основних виконання: індивідуальний, груповий і комбінований або змішаний.
Індивідуальний привід - кожен виконавчий механізм (лебідка, насос або ротор) наводиться від електродвигунів або ДВС незалежно один від одного. Більш широко цей вид приводу поширений з електродвигунами. При його використанні досягається висока маневреність в компонуванні і розміщенні бурового обладнання на підставах при монтажі.
Груповий привід - кілька двигунів з'єднані підсумовує трансмісією і наводять кілька виконавчих механізмів. Його застосовують при двигунах внутрішнього згоряння,
Комбінований привід - використання індивідуального і групового приводів в одній установці. Наприклад, насоси приводяться від індивідуальних двигунів, а лебідка і ротор від загального двигуна. У всіх випадках характеристики приводу повинні найбільш повно задовольняти необхідних характеристиках виконавчих механізмів.
Споживачами енергії бурової установки є: в процесі буріння - бурові насоси, ротор (при роторному бурінні), пристрої для приготування і очищення бурового розчину від вибуреної породи; компресор, водяний насос і ін;
при спуску і підйомі колони труб - лебідка, компресор, водяний насос і механізований ключ.
Приводи також діляться на головні (приводи лебідки, насосів і ротора) та допоміжні (приводи інших пристроїв і механізмів установки). Потужність, споживана допоміжними пристроями, не перевищує 10-15% потужності, споживаної головним обладнанням.
Гнучкість характеристики - здатність силового приводу автоматично або за участю оператора в процесі роботи швидко пристосовуватися до змін навантажень і частот обертання виконавчих механізмів. Гнучкість характеристики залежить від коефіцієнта пристосовності, діапазону регулювання частоти обертання валів силового приводу і прийомистості двигуна.
Коефіцієнт гнучкості характеристики визначається відношенням зміни частоти обертання до викликаного їм відхиленню моменту навантаження. Він пропорційний передавальному відношенню і обернено пропорційний коефіцієнту перевантаження.
Приемистостью називається інтенсивність здійснення перехідних процесів, тобто час, протягом якого двигун і силовий привід реагують на зміну навантаження і змінюють частоту обертання.
Пристосовність - властивість силового приводу змінювати крутний момент і частоту обертання залежно від моменту опору. Власна пристосовність-властивість двигуна пристосовуватися до зовнішньої навантаженні. Штучна пристосовність - властивість трансмісій пристосовувати характеристику двигуна до зміни зовнішнього навантаження.
ТРАНСМІСІЇ БУРОВИХ УСТАНОВОК
ЕЛЕМЕНТИ ТРАНСМІСІЇ БУРОВИХ УСТАНОВОК
У буровому обладнанні для здійснення кінематичного зв'язку між валами в механізмах, зміни швидкості і напряму обертання, перетвореннякрутних моментів використовують ланцюгові, кліноременниє та зубчасті передачі. В установках малої потужності для геологорозвідувального буріння при невеликих міжосьових відстанях між валами (до 0,5 м) використовують майже завжди зубчасті передачі, а при міжосьових відстанях більше 0,5 м - кліноременниє. В установках для експлуатаційного буріння для передачі «великих потужностей (500-2000 кВт і більше) і міжосьових відстанях більше 1 м застосовують багаторядні ланцюгові і кліноременниє передачі. Зубчасті передачі використовують при міжосьових відстані менше 1м - в редукторах насосів, реверсивних пристроях КПП, приводах роторів і ін


































СИСТЕМИ управління бурових УСТАНОВКАМИ
ВИДИ, ВИМОГИ І ХАРАКТЕРИСТИКИ
Бурова установка являє собою складний комплекс різних машин і механізмів, що забезпечують виконання різноманітних технологічних операцій при проводці свердловин. Ефективність роботи цього комплексу залежить від експлуатаційних якостей, маневреності, чіткості і надійності роботи всіх його елементів. Важливу роль в комплексі відіграє система управління.
Системи управління забезпечують:
пуск, зупинку і регулювання роботи двигунів;
вмикання і вимикання трансмісій, які блокують двигуни, що приводять бурові насоса, ротор або лебідку;
вмикання і вимикання бурових насосів, лебідки, ротора, механізму подачі і гальм (гідравлічного, електричного і стрічкового); зміна частоти обертання барабана лебідки, насосів і ротора; вмикання і вимикання пристроїв для згвинчування і розгвинчування бурильних труб;
управління роботою ключів, клинів і інших механізмів при відгвинчування і установці бурильних свічок в магазин в процесі спуску і підйому колони;
управління обладнанням для герметизації гирла свердловини при бурінні і проявах газу;
вмикання і вимикання компресора, допоміжної лебідки або насоса, освітлювальної установки, пристроїв для очищення і приготування бурового розчину і інших допоміжних механізмів.
Для приведення в дію органів керування використовуються різні види енергії: в системах ручного механічного управління-сила оператора; в пневматичних, гідравлічних та електричних системах-енергія стисненого повітря, рідини або електрики.
Система управління складається з двох типів органів: керуючих функціямиголовних і допоміжних виконавчих механізмів та апаратури, що сигналізує оператора або реєструючої результати виконання команди.
Система управління (рис. XI. 1) містить п'ять основних органів:
1 - сприймає команду (кнопка, рукоятка, важіль, педаль та ін), на який впливає оператор - людина, запрограмоване пристрій або мікропроцесор;
2 - проміжний, що передає команду до виконавчих механізмів з використанням зовнішньої енергії: тяги, трубопроводу, електрокабелю та ін;
3 - виконавчий, що впливає на механізм, що виконує технологічну функцію: муфта зчеплення, золотник, кран та ін;
4 - фіксуючий або обмежує виконання команди: засувка, кінцевий вимикач, стопор і ін;
5 - зворотній зв'язок, інформує оператора про виконання команди або заданого режиму роботи: вимірювальний прилад, манометр, термометр, динамометр, світлова або звукова сигналізація.
У бурових установках застосовується три види систем управління:
централізована - розташована біля посту бурильника і дозволяє йому управляти основними виконавчими механізмами: лебідкою, насосами, ротором, превентора та ін;
індивідуальна або місцева - розташована поблизу того або іншого агрегату;
змішана - що дозволяє управляти агрегатом як з поста бурильника, так і безпосередньо біля агрегату; наприклад, ДВС з підсумовує трансмісією можуть управлятися дизелістом або бурильником та ін
Всіма пристроями керують з постів бурильника, дизелісти або з пульта, розташованого поблизу того або іншого агрегату (обладнання).Відповідно до виконуваних функцій ланцюга управління поділяються на незалежні і взаємопов'язані. Незалежні ланцюга застосовують у тих випадках, коли пристрої не пов'язані один з одним, наприклад, включення лебідки, насосів, ротора. Взаємопов'язані (зблоковані) системи управління використовують, коли неприпустимо одночасне включення декількох рухів, наприклад, одночасне включення прямого і зворотного обертання ротора чи двох швидкостей лебідки.
У зв'язку зі складністю і різноманіттям функцій, виконуваних механізмами для забезпечення маневреності, швидкості і зручності маніпулювання, в бурових установках застосовують комбіновані системи управління, що дозволяють найбільш повно задовольнити всі вимоги.
Ступінь досконалості системи управління залежить від її якостей, головними з яких є:
потужність, зусилля або крутний момент для здійснення операцій управління;
легкість, маневреність і автоматизм органів, на які впливає оператор і які здійснюють виконання команди.
Досконалість системи управління залежить як від конструкції органів системи управління, так і від робочої пози бурильника і зусиль, витрачених ним в процесі управління. Незручність пози робітника, необхідність докладання великих зусиль викликають швидке стомлення робітника і знижують його продуктивність. Зусилля, витрачається робітником на маніпуляції важелями, звичайно не більше 30-50 Н, гальмівної рукояткою-не більше 150 Н, ножними педалями і рідко перемикаються важелями - не більше 100-200 Н. Тиск рукоятки, крім гальмівний, зазвичай здійснюється протягом декількох секунд і невтомливо для бурильника. Рукоятки і педалі розташовують так, щоб ними було зручно користуватися без зміни робочої пози і місця бурильника.
Чіткість, стабільність і мнемонічность управління забезпечуються тим, що кожна команда відповідає певній функції і не викликає зміни положення інших органів управління. Величина ходу, наприклад, рукоятки, при включенні і виключенні повинна бути завжди однакова і стабільна при кожному повторенні команди.
Мнемонічность управління забезпечується таким розташуванням органів управління, при якому оператор звільнений від зайвої напруги пам'яті. Оператор не повинен кожен раз згадувати, де знаходиться той чи інший важіль управління, в який бік і на яку відстань слід його пересунути або повернути, щоб включити або виключити, наприклад, ключ для згвинчування або розгвинчування бурильних замків.
Напрямок руху руки оператора повинен співпадати з напрямом руху механізму. При вертикальному розташуванні важеля, наприклад гальмівного, гальмування здійснюється рухом важеля вниз, тому що при цьому зручніше прикласти до зусиллю руки ще вага тіла робітника, а при растормаживании навпаки. При горизонтальному розташуванні важелів включення, що вимагає великого зусилля робітника, здійснюється поворотом важеля «на себе», а вимикання - «від себе». Штурвали при включенні зазвичай обертають «від себе», а при вимиканні - «на себе». Педальне управління при робочій позі стоячи здійснюється тільки в механізмах, які потребують епізодичного включення. Включення здійснюється натисканням педалі «вниз», а вимикання - «вгору». При кнопковому управлінні - верхня кнопка «пуск», а нижня «стоп».
Пульт бурильника забезпечується табличкою з зазначенням напрямку руху кожної кнопки або важеля та виконання ними функцій. Написи повинні бути чіткими, добре висвітлюватися і легко читатися без зміни робочої пози оператора. Прогресивність, м'якість і гнучкість - важливі якості систем управління. Прогресивність забезпечує ненаголошеності і м'якість включення за рахунок того, що повне зусилля на органі управління виникає не відразу, а з деяким запізненням, а потім швидко й енергійно зростає до необхідної величини, здійснюючи включення без ривків і ударів. Наприклад, в стрічкових гальмах, бурових лебідок застосовують кулачкові або важільні механізми, за допомогою яких передавальне відношення змінюється в міру повороту важеля. Це забезпечує прогресивне збільшення гальмівного зусилля.
Швидкодія системи управління - важлива якість для таких механізмів, як підйомна система бурових лебідок, що виконує масові, часто повторювані операції при СПО. При цьому оператор повинен завжди знати або бачити, що

його команда виконана точно.
Структурна міцність органів системи управління та їх конструкція виконуються такими, щоб не відбувалося зносу і деформації їх елементів в процесі роботи, монтажу, демонтажу і транспортування бурової установки, що призводять до порушення точності і чіткості управління.
Безпека системи управління забезпечується хорошим розташуванням органів управління, легкістю їх обслуговування, дотриманням необхідних відстаней, гарною освітленістю, легкістю і зручністю маніпулювання. Все це виключає можливість травматизму обслуговуючого персоналу і псування обладнання.
ОБЛАДНАННЯ ДЛЯ ГЕРМЕТИЗАЦІЇ гирла свердловини
В даний час при бурінні не тільки розвідувальних, а й експлуатаційних свердловин широко застосовується обладнання для герметизації гирла свердловин. Раніше це обладнання використовували в основному для боротьби з викидами рідини і газу при проявах високих тисків в свердловині. У зв'язку із застосуванням більш легких розчинів для буріння тиск у свердловині в процесі буріння регулюють за допомогою Превен-торів. Змінилися вимоги до охорони навколишнього середовища і надр землі.
Для герметизації гирла свердловини використовують три види пре-венторов: плашкові - глухі або прохідні для повного перекриття отвору або кільцевого простору, якщо в свердловині знаходиться колона труб; універсальні - для перекриття отвори в свердловині, якщо в ній знаходиться будь-яка частина бурильної колони: замок, труба, ведуча труба, що обертаються - для ущільнення гирла свердловини з обертається в ній трубою чи провідною трубою.
Ні плашкові, ні універсальні превентора не розраховані на обертання колони, якщо вони повністю закриті.



СХЕМИ ОБЛАДНАННЯ ДЛЯ ГЕРМЕТИЗАЦІЇ гирла свердловини

Існує велика різноманітність конструкцій свердловин і умов буріння, тому для забезпечення надійності охорони навколишнього середовища і надр землі схеми обладнання устя свердловин стандартизовані. ГОСТ 13862-80 передбачає чотири типових схеми обладнання устя свердловин з числом плашкових превенторів від одного до чотирьох при бурінні на суші. Схеми обладнання при установці превенторів на дні моря і великий товщі води значно складніше.
У залежності від очікуваної інтенсивності нафтогазопроявами в свердловині рекомендуються наступні схеми монтажу обладнання для герметизації гирла свердловини:
двухпревенторная з двома лініями маніфольда (ріс.XIII.а);
трехпревенторная з двома лініями маніфольда (рис. XIII.1, 6);
трехпревенторная з трьома лініями маніфольда (рис. XIII.1, в);
трехпревенторная з чотирьох лініями маніфольда (рис. XIII.1, г).
Обв'язка превенторів - маніфольд - призначена для керування тиском в свердловині при нафтогазопроявами шляхом впливу на пласт закачуванням розчину і створення протитиску на нього. Маніфольд складається з ліній дроселювання і глушіння, які з'єднуються зі стовбурної частиною обладнання для герметизації і являють собою систему трубопроводів і арматури (засувки і регульовані дроселі з ручним або гідравлічним управлінням, манометри та ін.)
Лінія глушіння з'єднується з буровими насосами і служить для закачування в свердловину утяжеленного розчину по міжтрубному простору. При необхідності лінія глушіння використовується для зливу газованого бурового розчину в камеру-дегазатор циркуляційної системи бурової установки.
Лінія дроселювання служить для зливу бурового розчину і відбору флюїдів з свердловини з протитиском на пласт, а також для закачування в свердловину рідини за допомогою цементувальних агрегатів. У схемі на рис. XIII.1, м, що застосовується при бурінні свердловин з підвищеною небезпекою нафтогазопроявами, верхня лінія дроселювання служить резервною.
Маніфольди розраховують на робочий тиск 21, 35, 70 МПа. У залежності від конструкцій засувок вони бувають двох типів: МП - з клиновими засувками та МПП - з прямоточними засувками. Маніфольди типу МП у блочному виконанні шифруються МПВ. У шифрі маніфольдів цифрами вказується діаметр їх прохідного отвору (в мм) і робочий тиск (в МПа). Наприклад, маніфольд діаметром 80 мм (що приймається в даний час для всіх маніфольдів) на тиск 35 МПа шифрується МПВ-80Х35.
Маніфольди встановлюють на рамах-санчатах з телескопічними стійками, що дозволяють регулювати висоту їх розташування в межах 0,65-1,25 м залежно від положення колоною головки над гирлом свердловини. Висота розташування голівки змінюється після спуску та цементування кожної обсадної колони. Висота роз'ємного жолоби встановлюється за відстанню між фланцевої котушкою і ротором бурової установки.
Як видно зі схем на рис. XIII.1, на установках монтують один або два плашкових превентора. У морських свердловинах з гирлом на дні моря встановлюють три, а іноді і чотири плашкових превентора, а над ними універсальний превентора. У морських установках монтують іноді два універсальних превентора. При бурінні під тиском над цим превентора розташовують обертається превентора.
Після монтажу лінії маніфольдів превентора піддають гідровипробування під тиском в 1,5 рази перевищує робочий. Випробування проводять з використанням мастила «Нафто-газ-203» марки В або індустріального масла 12 або 20 по ГОСТ 20799-75 з добавкою 25-30% за об'ємом мастила «Неф-темаз-203» марки Б.
ПРИСТРІЙ І ПРИНЦИП ДІЇ превентора
Плашкові превентора
Превентора, що випускається ВЗБТ (рис. ХШ.2) складається із сталевого литого корпусу 7, до якого на шпильках кріпляться кришки / чотирьох гідравлічних циліндрів 2. У порожнині А циліндра 2 розміщений головний поршень 3, укріплений на штоку 6. Усередині поршня розміщений допоміжний поршень 4, службовець для фіксації плашок 10 в закритому стані отвори Г стовбура свердловини. Для закриття отвору плашками рідина, керуюча їх роботою, надходить у порожнину А, під дією тиску якої поршень переміщається зліва направо.
Допоміжний поршень 4 також переміщується вправо, і в кінцевому положенні він натискає на кільце-засувку 5 і фіксує тим самим плашки 10 в закритому стані, що виключає мимовільне їх відкриття. Щоб відкрити отвір Г стовбура, треба пересунути плашки вліво. Для цього керуюча рідина повинна бути подана під тиском в порожнину В, яка переміщує допоміжний поршень 4 по штоку 6 вліво і відкриває засувку 5. Цей поршень, дійшовши до упору в головний поршень 3, пересуває його вліво, тим самим розкриваючи плашки. При цьому керуюча рідина, що знаходиться в порожнині Ј, вичавлюється в систему управління.
Плашки 10 превентора можуть бути замінені в залежності від діаметра ущільнюються труб. Торець плашок по колу ущільнюється гумовою манжетою 9, а кришка 1 - прокладкою / /. Кожен з превенторів управляється самостійно, але обидві плашки кожного превентора діють одночасно. Отвори 8 в корпусі 7 служать для приєднання превентора до маніфольд. Нижнім торцем корпус кріпиться до фланця гирла свердловини, а до верхнього його торця приєднується універсальний превентора.
Як видно, плашковий превентора з гідравлічним управлінням повинен мати дві лінії управління: одну для управління фіксацією положення плашок, другу для їх переміщення. Превентора з гідравлічним управлінням в основному застосовують при бурінні на морі. У ряді випадків нижній превентора обладнується плашками зі зрізаними ножами для перерізання що знаходиться в свердловині колони труб.
Для буріння на суші застосовують в основному однокорпусні плашкові превентора з подвійною системою переміщення плашок: гідравлічної та механічної без системи гідравлічного управління їх фіксацією. За конструкцією ці превентора (рис. XIII.3) значно простіше. Такий превентора складається з корпусу 2, всередині якого поміщаються плашки і кришки з гідроциліндрами 1 і 5. Корпус 2 являє собою сталеву виливок коробчатого перетину, що має прохідне вертикальний отвір діаметром D і наскрізну горизонтальну прямокутну порожнину, в якій розміщуються плашки. Перекривають гирлі свердловини плашки комплектуються під певний розмір труби. При відсутності в свердловині бурильних труб гирлі перекривається глухими плашками.
Плашки превентора рознімної конструкції складаються з корпусу 9, змінних вкладишів 11 і гумового ущільнення 10. Плашки в зібраному вигляді насаджують на Г-подібний паз а штока 7 і вставляють у корпус превентора. Порожнину корпусу з обох сторін закривається відкидними кришками гідроциліндрів / і 5, шарнірно підвішеними на корпусі. Кришка до корпусу кріпиться болтами 4.
Кожна плашка переміщається поршнем 6 гідравлічного циліндра 8. Масло від колектора 3 по сталевих трубок і через поворотний ніпельні з'єднання під тиском надходить до гідроциліндрів. Порожнина плашок превентора в зимовий час (при температурі -5 ° С і нижче) обігрівається парою, що подається в паропроводи.Поршень зі штоком, кришка і циліндри ущільнюються за допомогою гумових кілець.
Універсальні превентора
Універсальний превентора призначений для підвищення надійності герметизації гирла свердловини. Його основний робочий елемент - потужне кільцеве пружне ущільнення, яке при відкритому положенні превентора дозволяє проходити колоні бурильних труб, а при закритому положенні - стискається, внаслідок чого гумове ущільнення обжимає трубу (провідну трубу, замок) і герметизує кільцевий простір між бурильної і обсадної колонами. Еластичність гумового ущільнення дозволяє закривати превентора на труби різного діаметру, на замках та УБТ. Застосування універсальних превенторів дає можливість обертати і ходити колону при герметизированном кільцевому зазорі.
Кільцеве ущільнення стискається або в результаті безпосереднього впливу гідравлічного зусилля на ущільнюючий елемент, або внаслідок впливу цього зусилля на ущільнення через спеціальний кільцевий поршень.
Універсальні превентора з сферичним ущільнюючим елементом і з конічним ущільнювачем виготовляє ВЗБТ.
Універсальний гідравлічний превентора з сферичним ущільненням плунжерного дії (рис. XIII.4) складається з корпусу 3, кільцевого плунжера 5 і кільцевого резінометал-ного сферичного ущільнювача /. Ущільнювач має форму масивного кільця, армованого металевими вставками двухтаврового перетину для жорсткості і зниження зносу за рахунок більш рівномірного розподілу напружень. Плунжер 5 ступінчастою форми з центральним отвором. Ущільнювач / фіксується кришкою 2 і розпірним кільцем 4. Корпус, плунжер і кришка утворюють в превентора два гідравлічні камери А і Б, ізольовані один від одного манжетами плунжера.
При подачі робочої рідини під плунжер 5 через отвір у корпусі превентора плунжер переміщається вгору і обжимає по сфері ущільнення / так, що воно розширюється до центру і обжимає трубу, яка знаходиться всередині кільцевого ущільнення. При цьому тиск бурового розчину в свердловині буде діяти на плунжер і підтискати ущільнювач. Якщо в свердловині немає колони, ущільнювач повністю перекриває отвір. Верхня камера Б служить для відкриття превентора. При нагнітанні в неї масла плунжер рухається вниз, витісняючи рідину з камери А в зливну лінію. Ущільнювач розширюється і приймає колишню форму.
Кільцевій ущільнювач дозволяє:
протягати колони загальною довжиною до 2000 м з замками або муфтами з конусними фасками під кутом 18 °;
ходити і провертати колони;
багаторазово відкривати і закривати превентора.
Конструкція превентора допускає заміну ущільнювача без його демонтажу. Управління універсальним превентора може здійснюватися або за допомогою ручного плунжерного насоса, або за допомогою насоса з електроприводом. Час закриття універсального превентора гідроприводом 10 с.
Обертові превентора

Обертовий превентора застосовується для герметизації гирла свердловини в процесі її буріння при обертанні і ходіння бурильної колони, а також при СПО і підвищеному тиску в свердловині. Цей превентора ущільнює провідну трубу, замок або бурильні труби, він дозволяє піднімати, спускати або обертати бурильну колону, бурити із зворотною промивкою, з аерованих розчинами, з продувкою газоподібним агентом, з рівноважною системою гідростатичного тиску на пласт, випробувати пласти в процесі газопроявлень.
Основний елемент обертового превентора (рис. ХШ.5) - ущільнювач 2, що дозволяє протягати інструмент через його отвір. Ущільнювач складається з металлич

Дата добавления: 2015-11-14