Меню Рубрики

Буровое оборудование компрессорная установка

УСТРОЙСТВО И РАБОТА КОМПРЕССОРНЫХ УСТАНОВОК

Современное компрессорное оборудование имеет широкие возможности и применяется во многих сферах человеческой жизнедеятельности. К «обычным» установкам обыватель уже привык, однако мало кто знает, что высокомощные передвижные компрессоры используют в горнодобывающей промышленности.

Компрессор для буровой установки – высоконадёжное оборудование, большой мощности, применяющее в качестве привода дизельный двигатель, способный длительное время поддерживать оптимальное рабочее давление при высокой производительности. Данное оборудование используется в качестве источника сжатого воздуха для многоцелевых буровых установок. Оборудование данного типа нередко используют во время ремонта мостов, строительства туннелей и иных подземных сооружений, но в большей степени потенциал высокомощных компрессоров раскрывается во время бурения.

УСТРОЙСТВО И РАБОТА КОМПРЕССОРНЫХ УСТАНОВОК

Для снабжения сжатым воздухом пневмосистем буровой установки применяют компрессорные установки с механическим приводом (контрприводом) от трансмиссий силовых агрегатов или с индивидуальным электроприводом.

Установки с электроприводом называются компрессорными станциями. В компрессорных установках используют двухступенчатые компрессоры типа КС-3М, КС-5М, КСР-5М, КТ-6 с подачей 3-5 м³/мин при рабочем давлении 0,8-0,9 МПа. Шифр компрессорной установки соответствует типу компрессора.

В компрессорных установках с механическим приводом приводной шкив соединён с валом компрессора через шинно-пневматическую муфту ШПМ-300. В компрессорных установках с электроприводом вал компрессора соединён с электродвигателем через упругую муфту.

Компрессорная установка КТ-6 с механическим приводом состоит из компрессора, опор привода, приводного шкива, смонтированного на раме. Привод с компрессором соединён муфтой ШПМ-300. Наружный воздух засасывается через воздухофильтр в цилиндры первой ступени сжатия, а затем по трубопроводу подаётся через холодильник в цилиндры второй ступени сжатия, откуда сжатый воздух поступает в воздухозаборники.Чуть ниже дана подробная схема компрессора КТ-6.

1 – клапанная коробка цилиндра низкого давления ЦНД (первой ступени); 2 – поршень ЦНД; 3 – сапун; 4 – клапанная коробка цилиндра высокого давления ЦВД (второй ступени); 5 – поршень ЦВД; 6 – цилиндр высокого давления ЦВД; 7 – узел шатунов; 8 – холодильник; 9 – всасывающий воздушный фильтр; 10 – предохранительный клапан; 11 – рым-болт; 12 – кронштейн вентилятора; 13 – болт регулировки натяжения ремня вентилятора; 14 – вентилятор; 15 – тройник для присоединения трубопровода от регулятора давления; 16 – манометр давления масла; 17 – бачок для гашения пульсаций стрелки манометра; 18 – корпус (картер); 19 – коленчатый вал; 20 – масляный насос; 21 – редукционный клапан; 22 – дополнительный балансир; 23 – винт крепления дополнительного балансира; 24 – шплинт; 25 – масляный фильтр; 26 – указатель уровня масла (щуп); 27 – пробка для залива масла; 28 – пробка для слива масла; 29 – цилиндр низкого давления ЦНД; 30 – поршневой палец.

Компрессорные установки работают в авторежиме, включаясь при потере давления в пневмосистеме до 0,7-0,75 МПа и выключаясь при 0,8-0,85 МПа. Работу компрессора в автоматическом режиме обеспечивают разгрузные клапаны, которые при достижении максимального давления в пневмосистеме срабатывают и подают воздух в разгрузочные устройства компрессоров, которые сжимают всасывающие клапаны обеих ступеней сжатия, в результате чего компрессоры при постоянном вращении коленвалов переходят на холостой ход. При снижении давления в пневмосистеме до нижнего предела разгрузочные клапаны перекрывают доступ воздуха в разгрузочные устройства и соединяют их с атмосферой, в результате чего всасывающие клапаны возвращаются в рабочее положение и компрессоры начинают подавать сжатый воздух в пневмосистему. Компрессорные установки с механическим приводом допускают работу без автоматики, для чего должна включаться и выключаться шинно-пневматическая муфта с пульта краном управления компрессора.

2 РАСЧЁТ ВИНТОВОГО КОМПРЕССОРА

Техническая характеристика винтового компрессора представлена в таблице 1.

Таблица 1 — Техническая характеристика винтового компрессора

Длина, мм Диаметр, мм Заходность ротора на статор Расход бурового раствора, л/с Частота вращения вала шпинделя Об/мин Перепад давления, МПа Момент силы на валу, кН м
9:10 30 — 40 100 — 130 5,0 – 6,0 6,5-8,0

1 Расчёт контурного диаметра рабочих органов (диаметр статора по впадинам зубьев):

Dк = 195 – 2×(15,6+9,75) = 144,3 мм,

где dм и dр— соответственно толщина стенки остова статора и минимальная толщина резиновой обкладки по впадинам зубьев;

dм = 0,08×195 = 15,6 мм

Исходя из условий заливки резинометаллических деталей типа статоров минимальная толщина резиновой обкладки должна быть не менее:

dр = 0,05×195 = 9,75 мм;

2 Вычислим эксцентриситет зацепления:

(4)

где Се=1,6÷2,5 — коэффициент формы зуба;

С=1,1÷1,5 — коэффициент внецентроидности;

Z1=10 — число зубьев статора.

3 Расчитаем площадь живого сечения рабочих органов:

S = 3,14×5,3×(144,3 – 2×5,3) = 2225 мм 2 ;

4 Определим шаг винтовой поверхности:

(6)

где Q = 2,4 м 3 /мин — расход жидкости;

n = 130 об/мин – частота вращения вала шпинделя;

Z2 =9 – число зубьев ротора.

При выборе Т следует учитывать, что его оптимальная величина должна находиться в пределах:

Т = (4,5÷6,5)×Dк; (7)

Т = (4,5÷6,5)×144,3 = 649,35÷937,95, т.е. 649,35 ≤ 922 ≤ 937,95

5 Вычислим шаг винтовой поверхности ротора:

t = T×Z2/Z1; (8)

t = 922×9/10 = 829,8 мм.

6 Определим основные размеры рабочих органов.

De = 144,3 – 4×5,3 = 123,1 мм.

di = 123.1 – 2×5,3 + 0,866 = 113,4 мм,

где d – диаметральный натяг

de = 113,4 + 4×5,3 = 134,6 мм.

7 Найдём длину рабочей части обкладки статора:

L = T×kL; (13)

L = 922×2,5 = 2305 мм,

где kL – число шагов статора

где [р] – допустимый перепад давления на один шаг, который при твёрдости резины 75 – 80 усл.ед. может быть принят равным 2 МПа;

р – перепад давления в двигателе.

8 Определим рабочий объём двигателя:

V = S×T×Z2; (15)

V = 2225×922×9 = 18460000 мм 3 .

9 Вычислим осевую гидравлическую нагрузку:

(16)

Н

источник

Компрессорное оборудование

Компрессоры используются для комплектации буровых установок УРБ-2А2, УРБ-2А, УРБ-2М, УБВ, УРБ-51, УРБ-74, УРБ-3А3, ПБУ-74, для того, чтобы обеспечить сжатым воздухом технологические процессы бурения и очистку скважин в составе вышеперечисленных буровых установок или пневмоинструмента.

Винтовые компрессорные установки КВ серии «С» разработаны специально для снабжения сжатым воздухом различных технологических процессов и приводом пневмоинструмента. Использование компрессорных установок для буровых КВ-10/10С, КВ-12/10С, КВ-12/12С в составе установок УРБ-2А2, УРБ-2А, УРБ-2М, УБВ, УРБ-51, УРБ-74, УРБ-3А3, ПБУ-74 позволяет увеличить КПД буровзрывных работ в полтора раза.

Компрессоры для бурения КВ-10/10С, КВ-12/10С, КВ-12/12С используются для комплектации буровых установок УРБ-2А2, УРБ-2А, УРБ-2М, УБВ, УРБ-51, УРБ-74, УРБ-3А3, ПБУ-74, для того, чтобы обеспечить сжатым воздухом технологические процессы бурения и очистку скважин в составе вышеперечисленных буровых установок или пневмоинструмента.

В настоящее время компрессор для буровой успешно применяется на буровых установках производства ООО «Производственная Компания ФОБОС”.

Предпусковой обогреватель, которым снабжен дизельный компрессор для буровой КВ, позволяет использовать его при отрицательных температурах. Учитывая все параметры, мы сможем подобрать такую компрессорную установку, которая отвечает Вашим требованиям:

От 3 кубов (м3/мин) до 30 кубами (м3/мин)

От 8 атмосфер (МПа) до 25 атмосфер (МПа).

Кроме подбора установки мы сможем обеспечить также рядом дополнительного оборудования по подготовке воздуха, а также договориться на проведение пневмоаудита, пусконаладочных работ и последующего сервисного обслуживания.

У Вас есть вопросы?

В случае возникновения вопросов или каких-либо затруднений, Вы можете позвонить нашим специалистам по телефону 8 (800) 555-94-90 или заказать звонок.

Наилучший вариант кредитования для Вас

На все буровые установки гарантия 1 год

Мы обеспечиваем доставку бурового оборудования по всей России и СНГ

Полноценный сервис и ремонт в кратчайшие сроки

источник

СИСТЕМА ПНЕВМАТИЧЕСКОГО УПРАВЛЕНИЯ БУРОВЫХ УСТАНОВОК

Пневматическая система служит для дистанционного управле­ния агрегатами и механизмами буровой установки при эксплуа­тации, а также для питания сжатым воздухом пневмораскрепителей, пневматических двигателей буровых ключей, применяе­мых для свинчивания и развинчивания труб.

В систему пневматического управления входят: агрегаты и оборудование снабжения сжатым воздухом — компрессорные установки (станции), воздухосборники (ресиверы), охладители, устройства для очистки и осушения воздуха, .предохранительные разгрузочные и обратные клапаны, клапа­ны-разрядники, вертлюжки, трубопроводы;

исполнительные устройства—пневматические муфты, при помощи которых соединяются или разобщаются валы трансмис­сий, и цилиндры, посредством которых приводятся в действие механизмы;

управляющие устройства — краны различных конструкций, вентили и регуляторы, смонтированные на пультах, при помощи которых управляют оборудованием буровой установки;

Читайте также:  Краматорск установка газового оборудования

контрольно-измерительные приборы для контроля за исправ­ностью пневмосистемы.

Источником получения сжатого воздуха являются компрес­сорные установки или станции.

Пневматические системы управления монтируют в такой по­следовательности. Компрессорные установки и оборудование си­стемы монтируют одновременно. Каждая буровая установка комплектуется двумя компрессорами с электрическим и механи­ческим приводом. Тяжелые буровые установки комплектуют тре­мя компрессорами. В буровых установках с электроприводом все компрессорные установки имеют электрический индивиду­альный привод. Место монтажа компрессоров с механическим приводом определяют в зависимости от расположения их при­вода, который может осуществляться от одного из силовых аг­регатов или от цепного редуктора, где имеется специальный шкив. Для клиноременной передачи на компрессор. Монтируют компрессор на двух металлических балках, укрепленных на основании привода. На шкивы надевают клиновидные ремни и натягивают их путем передвижения компрессора распорными винтами. К балкам компрессор крепят болтами, на передачу ставят ограждение. Компрессор с электроприводом можно устанавливать как на одном основании около компрессора с ме­ханическим приводом, так и в другом свободном месте. Гори­зонтальность монтажа компрессора проверяют по уровню. От­клонение от горизонтальной плоскости в продольном и попереч­ном направлениях не должно превышать 1 мм на 1 м.

На буровых установках с электроприводом компрессоры обычно монтируют на основании лебедочного блока или на от­дельном основании вместе с воздухосборниками и воздухоосушкой, образуя компрессорный блок. Принципиальная схема пнев­матического управления приведена на рис. 72.

Компрессоры 1 соединяют воздухопроводом из стальных бес­шовных труб. К нагнетательному коллектору компрессора тру­бопровод присоединяют при помощи фланцев, между которыми устанавливают прокладки из паронита. На воздухопроводе у каждого компрессора монтируют обратные клапаны 2, слу­жащие для разгрузки компрессора от обратного давления воздуха, когда компрессор не работает.

Рис. 72. Принципиальная схема управления исполнительными механизмами бу­ровой установки

Крышка обратного клапа­на должна находиться в верхнем положении. При установке клапана стрелка на корпусе должна быть направлена в сторону движения воздуха от компрессора. Между клапанами на трубо­проводе ставят тройник, при помощи которого трубопровод со­единяют с охладителем 3, масловлагоотделителем 4 и воздухо­сборником 5.

Воздухосборники служат для накопления сжатого воздуха и выравнивания давления в системе пневматического управления. Монтируют воздухосборники на основании компрессорного бло­ка и отделяют от компрессоров перегородкой. Их можно мон­тировать отдельно от .компрессоров на специальном основании в безопасном месте под укрытием.

Для охлаждения сжатого воздуха, идущего от компрессоров к воздухосборникам, применяют агрегат (охладитель) АПВ-200/140, состоящий из обдуваемого воздухом калорифера. Охладитель устанавливают около воздухосборника и крепят к раме ‘болтами.

В верхней части воздухосборника устанавливают манометр 6 и предохранительный клапан 7, а в нижней части — влагосборник 5 с вентилем.

От воздухосборника через воздухоосушку 9 или минуя ее сжатый воздух подается по трубопроводу .к пультам управления механизмов буровой установки. На пультах смонтированы воз­душные коллекторы, к которым подключены краны 10 для» включения или выключения муфт 13 или цилиндров 18 исполни­тельных механизмов.

В пневматическом управлении буровых установок применяют прямоточную систему питания воздухом шинно-пневматичесиих муфт. При такой системе воздушная камера включенной муфты на протяжении всего периода работы соединена с воздухосбор­ником через питающую ее линию и все части системы находятся под постоянным давлением. При выключении муфты питающий ее воздухопровод перекрывается двухклапанным краном, а ка­мера муфты сообщается с атмосферой. Для ускорения выпуска воздуха из муфты и ее выключения в непосредственной близо­сти от камеры муфты устанавливают клапан-разрядник 11.

Воздух к вращающимся муфтам подводится через торцовые вертлюжки 12, которые крепят на торцах вращающихся валов трансмиссии исполнительных механизмов. Валы имеют продоль­ные отверстия для подачи воздуха через штуцеры и шланги к камерам муфт. Вертлюжки с воздухопроводом и клапаном-разрядником соединяют гибкими резинотканевыми шлангами. Крепятся шланги стяжными хомутами. Применяются объединен­ные вертлюжки и клапаны-разрядники, которые называются вертлюжки-разрядники.

Для плавного торможения барабана лебедки к цилиндру тормозной системы воздух подается через кран машиниста 15, который используется и как кран управления тормозом лебед­ки. Кран машиниста укреплен на специальной стойке, соединен­ной с рамой лебедки, около нижней части рычага ручного управ­ления тормозом 16. На стойке кран установлен горизонтально с таким расчетом, чтобы нажимной стержень крана и толкатель тормозного рычага лебедки были на одной оси. Толкатель при­водится в действие поворотом ручки тормозного рычага вокруг своей оси. Воздухопроводы к крану машиниста присоединяются при помощи накидных гаек. Для уплотнения между штуцерами ставятся резиновые прокладки.

Кран машиниста обладает высокой чувствительностью, по­этому на воздухопроводе около крана устанавливают воздуш­ный фильтр тонкой очистки 14. От крана машиниста к тормоз­ному пневмоцилиндру воздух подводится через переключатель­ный клапан 17.

Топливными насосами двигателей буровых установок с ди­зельным приводом управляют дистанционно с пульта бурильщи­ка при помощи сервомеханизмов. Воздух в сервомеханизмы по­дается также через кран машиниста, который размещается на пульте бурильщика.

Трубопроводы и шланги перед монтажом следует продувать сухим сжатым воздухом. Резьбовые соединения собирают на сурике с достаточной длиной завинчивания концов труб и шту­церов. Для облегчения надевания на наконечники трубопрово­дов резинотканевых шлангов внутренняя поверхность их покры­вается сухим тальком. Концы хомутов не должны плотно сходиться, так как это не обеспечит необходимой натяжки и гер­метичности соединения. В этом случае на концы шлангов под­матывают изоляционную ленту.

Большинство трубопроводов системы пневматического управ­ления помещено на рамах исполнительных механизмов: сило­вых агрегатов, буровой лебедки, цепном редукторе и др. Поэтому монтаж пневмосистемы в основном сводится к соеди­нению трубопроводов с агрегатами снабжения воздухом и управляющими устройствами. В местах прохождения шлангов через вырезы в рамах или около кромок других металлических деталей шланги защищают резиновыми втулками. Не допуска­ется также большое провисание шлангов, так как в этих местах возможно скопление влаги и замерзание трубопровода в зимний период. Все открытые части трубопроводов надежно защищают от повреждений.

После монтажа буровой установки вся система пневматиче­ского управления проверяется опрессовкой воздухом на давле­ние, равное 1,25 от рабочего давления, но не менее 0,3 МПа вы­ше рабочего. Места негерметичности трубопроводов определяют при помощи смачивания соединений мыльным раствором.

Результаты опрессовки пневматической системы оформляют актом.

Современные буровые установки насыщены всеми необходи­мыми для бурения скважин основными и вспомогательными механизмами, приспособлениями, блокировочными и предохра­нительными устройствами с довольно сложными схемами пнев­матического управления.

источник

Буровые установки, оборудование и инструмент

Бурение скважин осуществляется с помощью буровых установок, оборудования и инструмента.

Буровая установка — это комплекс наземного оборудования, необходимый для выполнения операций по проводке скважины.

В состав буровой установки входят (рис. 4.1):

— оборудование для механизации спускоподъемных операций;

— наземное оборудование, непосредственно используемое прибурении;

— циркуляционная система бурового раствора;

Буровая вышка — это сооружение над скважиной для спуска и подъема бурового инструмента, забойных двигателей, бурильных и обсадных труб, размещения бурильных свечей (соединение двух-трех бурильных труб между собой длиной 25-36 м) после подъема их из скважины и защиты буровой бригады от ветра и атмосферных осадков.

Различают два типа вышек: башенные (рис. 4.2) и мачтовые (рис. 4.3).

Их изготавливают из труб или прокатной стали.

Башенная вышка представляет собой правильную усеченную четырехгранную пирамиду решетчатой конструкции. Ее основными элементами являются ноги 1, ворота 2, балкон 3 верхнего рабочего, подкронблочная площадка 4, козлы 5, поперечные пояса 6, стяжки 7, маршевая лестница 8.

Вышки мачтового типа бывают одноопорные и двухопорные (А-образные). Последние наиболее распространены.

В конструкцию мачтовой вышки А-образного типа входят подъемная стойка 1, секции мачты 2, 3, 4, 6, пожарная лестница 5, монтажные козлы 7 для ремонта кронблока, подкронблочная рама 8, растяжки 9, 10, 14, оттяжки 11, тоннельные лестницы 12, балкон 13 верхнего рабочего, 15 — предохранительный пояс, маршевые лестницы 16, шарнир 17.

А-образные вышки более трудоемки в изготовлении и поэтому более дороги. Они менее устойчивы, но их проще перевозить с места на место и затем монтировать.

Основные параметры вышки — грузоподъемность, высота, емкость «магазинов» (хранилищ для свечей бурильных труб), размеры верхнего и нижнего оснований, длина свечи, масса. Грузоподъемность вышки — это предельно допустимая вертикальная статическая нагрузка, которая не должна быть превышена в процессе всего цикла проводки скважины. Высота вышки определяет длину свечи, которую можно извлечь из скважины и от величины которой зависит продолжительность спускоподъемных операций.

Читайте также:  Установка морозильного оборудования на газель

Чем больше длина свечи, тем на меньшее число частей необходимо разбирать колонну бурильных труб при смене бурового инструмента. Сокращается и время последующей сборки колонны. Поэтому с ростом глубины бурения высота и грузоподъемность вышек увеличиваются. Так, для бурения скважин на глубину 300-500 м используется вышка высотой 16-18 м, глубину 2000-3000 м — высотой — 42 м и на глубину 4000-6500 м — 53 м. Емкость «магазинов» показывает, какая суммарная длина бурильных труб диаметром 114-168 мм может быть размещена в них. Практически вместимость «магазинов» показывает, на какую глубину может быть осуществлено бурение с помощью конкретной вышки.

Размеры верхнего и нижнего оснований характеризуют условия работы буровой бригады с учетом размещения бурового оборудования, бурильного инструмента и средств механизации спускоподъемных операций. Размер верхнего основания вышек составляет 2 x 2 м или 2,6 x 2,6 м, нижнего 8 x 8 м или 10 x 10 м.

Общая масса буровых вышек составляет несколько десятков тонн.

Оборудование для механизации спускоподъемных операций включает талевую систему и лебедку. Талевая система состоит из неподвижного кронблока (рис. 4.4), установленного в верхней части буровой вышки, талевого блока (рис. 4.5), соединенного с кронблоком талевым канатом, один конец которого крепится к барабану лебедки, а другой закреплен неподвижно, и бурового крюка.

Талевая система является полиспастом (системой блоков), который в буровой установке предназначен в основном, для уменьшения натяжения талевого каната, а также для снижения скорости движения бурильного инструмента, обсадных и бурильных труб.

Иногда применяют крюкоблоки — совмещенную конструкцию талевого блока и бурового крюка. На крюке подвешивается бурильный инструмент: при бурении — с помощью вертлюга, а при спускоподъемных операциях — с помощью штропов и элеватора (рис. 4.6).

Буровая лебедка предназначена для выполнения следующих операций:

1) спуска и подъема бурильных и обсадных труб; удержания на весу бурильного инструмента; подтаскивания различных грузов, подъема оборудования и вышек в процессе монтажа установок и т.п. Буровая установка комплектуется буровой лебедкой соответствующей грузоподъемности.

Для механизации операций по свинчиванию и развинчиванию замковых соединений бурильной колонны внедрены автоматические буровые ключи АКБ-ЗМ и подвесные ключи ПБК-1, пневматический клиновой захват ПКР-560 для механизированного захвата и освобождения бурильных труб.

Ключ АКБ-ЗМ (рис. 4.7) устанавливается между лебедкой и ротором 4 на специальном фундаменте. Его основными частями являются блок ключа 1, каретка с пневматическими цилиндрами 2, стойка 3 и пульт управления 5. Блок ключа — основной механизм, непосредственно свинчивающий и развинчивающий бурильные трубы.

Он смонтирован на каретке, которая перемещается при помощи двух пневматических цилиндров по направляющим: либо к бурильной трубе, установленной в роторе, либо от нее.

Зажимные устройства, как и механизм передвижения блока ключа, работают от пневматических цилиндров, включаемых с пульта управления 4. Для этого в систему подается сжатый воздух от ресивера. Ключ ПБК-1 подвешивается в буровой на канате. Высота его подвески регулируется пневматическим цилиндром с пульта управления.

Пневматический клиновой захват ПКР-560 служит для механизированного захвата и освобождения бурильных и обсадных труб. Он монтируется в роторе и имеет четыре клина, управляемых с пульта посредством пневмоцилиндра.

Наземное оборудование, непосредственно используемое при бурении, включает вертлюг, буровые насосы, напорный рукав и ротор. Вертлюг (рис. 4.8) — это механизм, соединяющий не вращающиеся талевую систему и буровой крюк с вращающимися бурильными трубами, а также обеспечивающий ввод в них промывочной жидкости под давлением. Корпус 2 вертлюга подвешивается на буровом крюке (или крюкоблоке) с помощью штропа 4.

В центре корпуса проходит напорная труба 5, переходящая в ствол 7, соединенный с бурильными трубами. Именно к напорной трубе присоединяется напорный рукав (рис. 4.8) для подачи промывочной жидкости в скважину. Напорная труба и ствол жестко не связаны, а последний установлен в корпусе 2 на подшипниках 1, чем обеспечивается неподвижное положение штропа, корпуса и напорной трубы при вращении бурильных труб вместе со стволом. Для герметизации имеющихся зазоров между неподвижной и подвижной частями вертлюга служат сальники 3.

Буровые насосы служат для нагнетания бурового раствора в скважину. При глубоком бурении их роль, как правило, выполняют поршневые двухцилиндровые насосы двойного действия. Напорный рукав (буровой шланг) предназначен для подачи промывочной жидкости под давлением от неподвижного стояка к перемещающемуся вертлюгу.

Ротор (рис. 4.9) передает вращательное движение бурильному инструменту, поддерживает на весу колонну бурильных или обсадных труб и воспринимает реактивный крутящий момент колонны, создаваемый забойным двигателем. Ротор состоит из станины 1, во внутренней полости которой установлен на подшипнике стол 2 с укрепленным зубчатым венцом, вала 6 с цепным колесом с одной стороны и конической шестерней — с другой, кожуха 5 с наружной рифельной поверхностью, вкладышей 4 и зажимов 3 для ведущей трубы. Во время работы вращательное движение от лебедки с помощью цепной передачи сообщается валу и преобразуется в поступательное вертикальное движение ведущей трубы, зажатой в роторном столе зажимами.

Силовой привод обеспечивает функционирование всей буровой установки (рис. 4.10) — он снабжает энергией лебедку, буровые насосы и ротор.

Привод буровой установки может быть дизельным, электрическим, дизель- электрическим и дизель-гидравлическим.

Дизельный привод применяют в районах, не обеспеченных электроэнергией необходимой мощности. Электрический привод от электродвигателей переменного и постоянного тока отличается простотой в монтаже и эксплуатации, высокой надежностью и экономичностью, но применим только в электрифицированных районах. Дизель-электрический привод из дизеля, который вращает генератор, питающий, в свою очередь, электродвигатель. Дизель-гидравлический привод состоит из двигателя внутреннего сгорания и турбопередачи. Последние два типа привода автономны, но в отличие от дизельного не содержат громоздких коробок перемены передач и сложных соединительных частей, имеют удобное управление, позволяют плавно изменять режим работы лебедки или ротора в широком диапазоне.

Суммарная мощность силового привода буровых установок составляет от 1000 до 4500 кВт. В процессе бурения она распределяется на привод буровых насосов и ротора. При проведении спускоподъемных операций основная энергия потребляется лебедкой, а остальная часть — компрессорами, вырабатывающими сжатый воздух, используемый в качестве источника энергии для автоматического бурового ключа, подвесного бурового ключа, пневматического клинового захвата и др.

Циркуляционная система буровой установки служит для сбора и очистки отработанного бурового раствора, приготовления новых его порций и закачки очищенного раствора в скважину. Она включает (рис. 4.11) систему отвода использованного раствора (желоба 2) от устья скважины 1, механические средства отделения частичек породы (вибросито 3, гидроциклоны 4), емкости для химической обработки, накопления и отстоя очищенного раствора 6,8, шламовый насос 7, блок приготовления свежего раствора 5 и буровые насосы 9 для закачки бурового раствора по нагнетательному трубопроводу 10 в скважину.

К привышечным сооружениям относятся:

1) помещение для размещения двигателей и передаточных механизмов лебедки;

2) насосное помещение для размещения буровых насосов и их двигателей;

3) приемные мостки, предназначенные для транспортировки бурового технологического оборудования, инструмента, материалов и запасных частей;

4) запасные резервуары для хранения бурового раствора;

5) трансформаторная площадка для установки трансформатора;

6) площадка для размещения механизмов по приготовлению бурового раствора и хранения сухих материалов для него;

7) стеллажи для размещения труб.

Буровое оборудование и инструмент

В качестве забойных двигателей при бурении используют турбобур, электробур и винтовой двигатель, устанавливаемые непосредственно над долотом.

Турбобур (рис. 4.12) — это многоступенчатая турбина (число ступеней до 350), каждая ступень которой состоит из статора, жестко соединенного с корпусом турбобура, и ротора, укрепленного на валу турбобура. Поток жидкости, стекая с лопаток статора, натекает на лопатки ротора, отдавая часть своей энергии на создание вращательного момента, снова натекает на лопатки статора и т.д. Хотя каждая ступень турбобура развивает относительно небольшой момент, благодаря их большому количеству, суммарная мощность на валу турбобура оказывается достаточной, чтобы бурить самую твердую породу.

Читайте также:  Установка переработка нефтешлама оборудование

При турбинном бурении в качестве рабочей используется промывочная жидкость, двигающаяся с поверхности земли по бурильной колонне к турбобуру. С валом турбобура жестко соединено долото. Оно вращается независимо от бурильной колонны.

При бурении с помощью электробура питание электродвигателя осуществляется через кабель, укрепленный внутри бурильных труб. В этом случае вместе с долотом вращается лишь вал электродвигателя, а его корпус и бурильная колонна остаются неподвижными.

Основными элементами винтового двигателя (рис. 4.13) являются статор и ротор. Статор изготовлен нанесением специальной резины на внутреннюю поверхность стального корпуса. Внутренняя поверхность статора имеет вид многозаходной винтовой поверхности. А ротор изготовляют из стали в виде многозаходного винта. Количество винтовых линий на одну меньше, чем у статора.

Ротор расположен в статоре с эксцентриситетом. Благодаря этому, а также вследствие разницы чисел заходов в винтовых линиях статора и ротора их контактирующие поверхности образуют ряд замкнутых полостей — шлюзов между камерами высокого давления у верхнего конца ротора и пониженного давления у нижнего. Шлюзы перекрывают свободный ток жидкости через двигатель, а самое главное — именно в них давление жидкости создает вращающий момент, передаваемый долоту.

Инструмент, используемый при бурении, подразделяется на основной (долота) и вспомогательный (бурильные трубы, бурильные замки, центраторы).

Как уже отмечалось, долота бывают лопастные, шарошечные, алмазные и твердосплавные.

Лопастные долота (рис. 4.14) выпускаются трех типов: двухлопастные, трехлопастные и многолопастные. Под действием нагрузки на забой их лопасти врезаются в породу, а под влиянием вращающего момента — скалывают ее. В корпусе долота имеются отверстия, через которые жидкость из бурильной колонны направляется к забою сква­жины со скоростью не менее 80 м/с. Лопастные долота применяются при бурении в мягких высокопластичных горных породах с ограниченными окружными скоростями (обычно при роторном бурении).

Шарошечные долота (рис. 4.15) выпускаются с одной, двумя, тремя, четырьмя и даже с шестью шарошками. Однако наибольшее распространение получили трехшарошечные долота. При вращении долота шарошки, перекатываясь по забою, совершают сложное вращательное движение со скольжением. При этом зубцы шарошек наносят удары по породе, дробят и скалывают ее. Шарошечные долота успешно применяются при вращательном бурении пород самых разнообразных физико-механических свойств. Изготавливают их из высококачественных сталей с последующей химико-термической обработкой наиболее ответственных и быстроизнашивающихся деталей, а сами зубки изготавливаются из твердого сплава.

Алмазные долота (рис. 4.16) состоят из стального корпуса и алмазонесущей головки, выполненной из порошкообразной твердо сплавной шихты. Центральная часть долота представляет собой вогнутую поверхность в форме конуса с каналами для промывочной жидкости, а периферийная зона — шаровую поверхность, переходящую на боковых сторонах в цилиндрическую.

Алмазные долота бывают трех типов: спиральные, радиальные и ступенчатые. В спиральных алмазных долотах рабочая часть имеет спирали, оснащенные алмазами и промывочные отверстия. Долота этого типа предназначены для турбинного бурения малоабразивных и среднеабразивных пород. Радиальные алмазные долота имеют рабочую поверхность в виде радиальных выступов в форме сектора, оснащенных алмазами; между ними размещены промывочные каналы. Долота данного типа предназначены для бурения малоабразивных пород средней твердости и твердых пород, как при роторном, так и при турбинном способах бурения. Ступенчатые алмазные долота имеют рабочую поверхность ступенчатой формы.

Они применяются как при роторном, так и турбинном способах бурения при проходке малоабразивных мягких и средней твердости пород. Применение алмазных долот обеспечивает высокие скорости бурения, снижение кривизны скважин. Отсутствие опор качения и высокая износостойкость алмазов повышают их срок службы до 200-250 ч непрерывной работы. Благодаря этому сокращается число спускоподъемных операций. Одним алмазным долотом можно пробурить столько же, сколько 15-20 шарошечными долотами. Твердосплавные долота отличаются от алмазных тем, что вместо алмазов они армированы сверхтвердыми сплавами.

Бурильные трубы предназначены для передачи вращения долоту (при роторном бурении) и восприятия реактивного момента двигателя при бурении с забойными двигателями, создания нагрузки на долото, подачи бурового раствора на забой скважины для очистки его от разбуренной породы и охлаждения долота, подъема из скважины изношенного долота и спуска нового и т.п.

Бурильные трубы отличаются повышенной толщиной стенки и, как правило, имеют коническую резьбу с обеих сторон. Трубы соединяются между собой с помощью бурильных замков (рис. 4.17). Для обеспечения прочности резьбовых соединений концы труб делают утолщенными. По способу изготовления трубы могут быть цельными (рис. 4.18) и с приварными соединительными концами (рис. 4.19). У цельных труб утолщение концов может быть обеспечено высадкой внутрь или наружу.

При глубоком бурении используют стальные и легкосплавные бурильные трубы с номинальными диаметрами 60, 73, 89,102, 114, 127 и 140 мм. Толщина стенки труб составляет от 7 до 11 мм, а их длина 6, 8 и 11,5м.

Рис. 4.17 Бурильный замок: а — замковый ниппель; б — замковая муфта.

Рис. 4.18 Бурильные трубы с приварными соединительными концами

Рис. 4.19 Бурильные трубы с высаженными концами:

а — высадка внутрь; б — высадка наружу

Наряду с обычными используют утяжеленные бурильные трубы (УБТ). Их назначением является создание нагрузки на долото и повышение устойчивости нижней части бурильной колонны.

Ведущая труба предназначена для передачи вращения от ротора к бурильной колонне (роторное бурение) и передачи реактивного момента от бурильной колонны ротору (при бурении с забойным двигателем). Эта труба, как правило, имеет квадратное сечение и проходит через квадратное отверстие в роторе. Одним концом ведущая труба присоединяется к вертлюгу, а другим — к обычной бурильной трубе круглого сечения.

Длина граней ведущей трубы определяет возможный интервал проходки скважины без наращивания инструмента. При малой длине ведущей трубы увеличивается число наращиваний и затраты времени на проводку скважины, а при большой — затрудняется их транспортировка.

Бурильные замки предназначены для соединения труб. Замок состоит из замкового ниппеля (рис. 4.17 а) и замковой муфты (рис. 4.17 б).

Непрерывная многозвенная система инструментов и оборудования, расположенная ниже вертлюга (ведущая труба, бурильные трубы с замками, забойный двигатель и долото) называется бурильной колонной. Ее вспомогательными элементами являются переводники различного назначения, протекторы, центраторы, стабилизаторы, калибраторы, наддолотные амортизаторы.

Переводники служат для соединения в бурильной колонне элементов с резьбой различного профиля, с одноименными резьбовыми концами (резьба ниппельная-ниппельная, резьба муфтовая-муфтовая), для присоединения забойного двигателя и т.п. По назначению переводники подразделяются на переходные, муфтовые и ниппельные.

Протекторы предназначены для предохранения бурильных труб и соединительных замков от поверхностного износа, а обсадной колонны — от протирания при перемещении в ней бурильных труб. Обычно применяют протекторы с плотной посадкой, представляющие собой резиновое кольцо, надетое на бурильную колонну над замком. Наружный диаметр протектора превышает диаметр замка.

Центраторы применяют для предупреждения искривления ствола при бурении скважины. Боковые элементы центратора касаются стенок скважины, обеспечивая соосность бурильной колонны с ней. Располагаются центраторы в колонне бурильных труб в местах предполагаемого изгиба. Наличие центраторов позволяет применять более высокие осевые нагрузки на долото.

Стабилизаторы — это опорно-центрирующие элементы для сохранения жесткой соосности бурильной колонны в стволе скважины на протяжении некоторых, наиболее ответственных участков. От центраторов они отличаются большей длиной.

Калибратор — разновидность породоразрушающего инструмента для обработки стенок скважины и сохранения номинального диаметра ее ствола в случае износа долота. В бурильной колонне калибратор размещают непосредственно над долотом. Он одновременно выполняет роль центратора и улучшает условия работы долота.

Наддолотный амортизатор (забойный демпфер) устанавливают в бурильной колонне между долотом и утяжеленными бурильными трубами для гашения высокочастотных колебаний, возникающих при работе долота на забое скважины. Снижение вибрационных нагрузок приводит к увеличению ресурса бурильной колонны и долота. Различают демпфирующие устройства двух типов: амортизаторы-демпферы механического действия, включающие упругие элементы (стальные пружины, резиновые кольца и шары) и виброгасители-демпферы гидравлического или гидромеханического действия.

Не нашли то, что искали? Воспользуйтесь поиском:

источник