Как правильно вести учет наработки талевого каната
Для учета наработки талевого каната могут использоваться несколько формул расчета. Как правило, на предприятии существует специальная инструкция, в которой прописываются нормы и правила учета, а также все технические характеристики наработки каната.
Любой канат талевый имеет определенный срок службы, или так называемую долговечность, на которые оказывают прямое влияние следующие эксплуатационные факторы:
• цикличность нагрузок в процессе работ: канат растягивается и изгибается, что приводит к естественной усталости проволоки и последующему ее разрушению;
• характер динамических нагрузок на канат в моменты разгона или торможения системы;
• характеристика процесса износа, который оценивается по двум параметрам: износ наружный и износ проволок внутри каната;
• появление различных деформаций, таких как изменение формы, сплющивание или раздавливание.
Следует отметить, что при соблюдении равномерной укладки каната на барабан особенно первого слоя при многослойной навивке, не допущении сжиманий или напряжения проволоки, аккуратном переходе с витка на виток – влияние последнего фактора можно существенно минимизировать.
Кроме того, существует понятие оптимальной наработки талевого каната, под которой имеется в виду его равномерный по всей длине износ при соблюдении всех условий его эксплуатации. А это – точный подбор диаметра, длины каната и правильной оснастки системы перепуска.
Эти стальные проволочные канаты обязательно должны проверяться раз в 15 дней (в зависимости от ведомственных инструкций предприятия – сроки могут меняться в меньшую сторону), и каждый раз после ликвидации прихватов или затяжек. Контроль за ведением учета возлагается на производственно-техническую службу предприятия, или на отдел главного механика, которые и имеют право принимать решение на основе анализа журналов и ведомостей о списании и замене каната.
Важным моментом, влияющим на долговечность эксплуатации и на безопасность, является соблюдение периодичности проверки его состояния. Проверка должна проводиться перед началом смены, а его результаты должны фиксироваться в вахтовом журнале. Как правило, это выполняет непосредственно специалист, работающий с оборудованием. Кроме того, дополнительно, вместе с мастером и механиком, проводится инструментальный контроль и визуальный осмотр на предмет обнаружения каких-либо дефектов. Полученные данные должны быть занесены в журнал проверки оборудования.
Источник
Petroleum Engineers
Вы здесь
Учет наработки талевого каната
Коллеги, по производственной необходимости занялся учетом наработки талевого каната. В сети и в книгах нашел несколько различным формул расчета. А по какой методике ведется учет на вашем предприятии?
Коллеги, по производственной необходимости занялся учетом наработки талевого каната. В сети и в книгах нашел несколько различным формул расчета. А по какой методике ведется учет на вашем предприятии?
1. Технические характеристики необходимости учета и наработки талевого
каната
Основными факторами, влияющими на долговечность талевого каната, являются:
1.1. Циклический характер воздействия нагрузок на канат в процессе его работы при спуско-подъемных операциях: как растягивающих, так и изгибающих в шкивах (талевого блока и кронблока) и на барабане лебедки. Сочетание растягивающих и изгибающих нагрузок вызывает усталость проволок в прядях, что приводит к их разрушению. Величина этих нагрузок зависит от изменяющейся глубины скважины и соответственно нагрузки. Интенсивный износ талевого каната происходит в случаях плохой навивки каната на барабан в местах перехода каната со слоя на слой, при переходе через вершины нижележащих витков, при прорезании вышележащих витков в промежутки между витками нижележащего слоя.
1.2. Динамические нагрузки в талевом канате возникают: при нагруженной системе в процессе бурения, а также в период нагружения талевой системы, в период разгона при подъеме загруженного блока и в период торможения системы при спуске.
1.3. Изгибные напряжения в проволоках талевого каната возникают при прохождении каната через шкивы кронблока и талевого блока в процессе бурения и при СПО. Все операции, связанные с работой талевой системы (бурение, СПО, наращивание и т.д.), сопровождаются многоцикловыми изгибами каната в зоне набегания на шкив и сбегания со шкива. В силу фиксированного положения неподвижной струны в части талевого каната, огибающего неподвижный шкив кронблока, образуются зоны накопления усталостных факторов, которые приводят к катастрофическому усталостному износу каната, сопровождающемуся в некоторых случаях авариями.
1.4. Износ (истирание) материала проволок каната. Износ может быть двух видов — износ проволок внутри каната и износ наружных проволок каната. Последний, в свою очередь, можно подразделить на износ при прохождении каната через шкивы талевой системы (от контакта с желобом шкива и от упругой деформации каната при изгибе на шкиве), а также износ каната на барабане лебедки, обусловленный большим относительным проскальзыванием витков каната на барабане относительно друг друга.
1.5. Потери формы, овальность, сплющивание и раздавливание каната, обусловленные особенностями многослойной навивки каната на барабан. Потери формы возникают при:
-неравномерной укладке первого слоя талевого каната на барабан лебедки;
-многослойной укладке каната, вызывающей сжимающие и контактные напряжения в проволоках и витках нижележащих слоев;
-многослойной укладке каната на барабан в переходных зонах — в зонах перехода витка- виток и перехода с одного слоя на другой.
1.6. Выпучивание одной пряди из каната или наоборот западание пряди в центр каната на место органического сердечника.
1.7. Локальное раскручивание каната с выдавливанием органического сердечника и потерей правильной формы каната.
2. Оптимальная наработка талевого каната
2.1. Под оптимальной наработкой талевого каната понимается отработка каната при равномерном его износе по всей длине с соблюдением условий, при которых перепускаемый участок каната подходит к предельному состоянию усталостного износа. Это достигается правильным выбором диаметра каната, его исходной длины, рациональной оснасткой эффективной системой перепуска. Оптимальная отработка талевых канатов на буровой достигается при помощи системы перепусков талевых канатов, способствующих повышению технического ресурса. Благодаря перепуску каната достигается равномерный износ его по длине, снижаются относительные потери от недоработки каната на участке, прилегающем к неподвижной ветви, что обеспечивает снижение расхода каната на метр проходки.
Перепуск талевого каната необходимо производить:
Таблица №1
Длина
перепуска, м 0 60 60 60 60 60 60 60 60 60 60 60 60 60
Наработка до
очередного 3900 3200 3100 3000 3000 3000 3000 3000 3000 3000 3000 3000 3000 3000
перепуска, т. км 7100 10200 13200 16200 19200 22200 25200 28200 31200 34200 37200 40200 43200
Канат необходимо перетянуть или заменить, даже если нормативную наработку до следующей перетяжки он не выполнил, в случаях:
а) одна из его прядей оборвана или вдавлена;
б) он деформирован (вытянут или сплющен) и его первоначальный диаметр уменьшался на 25 % и более;
в) число оборванных проволок на шаге свивки каната более 10 % от числа проволок наружных прядях;
г) на канате имеется скрутка «жучок»;
д) в результате износа диаметр проволоки уменьшился на 40 % и более;
е) на нем имеются следы пребывания в условиях высокой температуры (цвета побежалости, окалина) или короткого электрического замыкания (оплавление от электрической дуги);
ж) коэффициент запаса прочности не соответствует, указанному в Правилах безопасности п. 1.7.2.
2.2. Расчет наработки талевого каната.
2.2.1. При компоновке бурильной колонны из труб однородного материала работа талевого каната определяется следующим образом:
а) определяется средний вес 1 п/метра бурового инструмента (q) с учетом вeca, подвешенного на канате постоянного груза в момент отрыва инструмента от забоя. Средний вес 1 п./метра инструмента (q) определяется отношением веса инструмента, подвешенного на канате Q в килограммах, определяемого по показанию индикатора веса или расчетным путем к глубине данного рейса (Н) в метрах.
Пример: Для глубины до 1000м.
Q = 60000 кг. — вес;
Н = 900 м. — глубина рейса;
К-КПД талевой системы (К=0,93);
q — средний вес 1 п/метра инструмента;
q = Q / Н*К = 60000/900*0,93 = 71,7кг /м.
б) в зависимости от величины (q) на графике №1 наработки талевого каната (приложение № 1) выбирается кривая для определения работы за данный рейс:
q = 71, 7 кг/м,
в) из точки пересечения горизонтали (Н=900м.) с кривой (71,7кг.) проводим перпендикуляр к оси работ (А) и получаем:
А=76т/кг.
На графиках определения наработки талевого каната кривые даны с интервалами для среднего веса 1 п/метра через 5 и 10 кг. Для промежуточных значений кривая интерполируется.
г) для определения наработки талевого каната при глубине свыше 1000м. используется график №2 (приложение №2).
2.2.2. При комбинированной компоновке или компоновке бурильной колонны из труб разнородного материала (ЛБТ, СБТ и т.д.) сначала определяется величина работы для верхнего участка (А1), а затем величина работы для нижнего участка колонны (А2).
2.2.3. При спуске обсадных колонн работа талевого каната (А) корректируется коэффициентом Кок=0.
3. Периодичность проверки состояния талевого каната
3.1. Бурильщик обязан:
а) проверить состояние талевого каната перед началом смены, для этого необходимо: поднять талевый блок, как можно выше, под ограничитель хода талевого блока противозатаскивателя), а затем, медленно опуская талевый блок, осмотреть ходовую ветвь;
б) данные проверки состояния талевого каната занести в вахтовый журнал.
3.2. Буровой мастер обязан:
а) ежедневно совместно с одним из бурильщиков проверить состояние талевого каната согласно п. 3.1 (а), данные проверки занести в вахтовый журнал;
б) еженедельно совместно с механиком произвести визуальный и инструментальный контроль состояния талевого каната с целью выявления дефектов, данные проверки занести в журнал проверки бурового оборудования;
в) вести ведомость наработки каната (приложение 1) и заполнять её:
— после каждого рейса;
— до и после спуска каждой обсадной колонны;
— после ликвидации каждой затяжки или прихвата бурильной или обсадной колонны.
3.3.Проверочная комиссия при обследовании буровой проверяет состояние талевого каната, талевой системы и учет его наработки.
3.4. Контроль за организацией учета наработки и оптимальной отработки талевых канатов осуществляется работниками ПТС. По окончании отработки каната ведомость наработки каната сдается в ПТС на соответствующую обработку. Начальник ПТС после получения и анализа ведомости дает разрешение на списание отработанного каната.
3.5. Для обеспечения нормальных условий работы талевого каната необходимо иметь 5-10 витков на барабане лебедки в первом слое при нижнем положении талевого блока.
3.6. Перед проведением работ связанных с продолжительным воздействием интенсивных знакопеременных нагрузок на талевую систему (расхаживание бурильной колонны, ликвидации прихватов и т.д.) произвести осмотр талевой системы механиком, мастером по сложным работам, буровым мастером, по результатам осмотра составить акт. В случае выявления признаков значительного износа — произвести замену изношенной части талевого каната
По окончании работ, связанных с продолжительным воздействием интенсивных нагрузок на талевую систему:
при расхаживании бурильной колонны в течение 48 часов — произвести осмотр талевого каната в оснастке и в случае выявления износа превышающего предельно-допустимый, произвести замену изношенной части.
при расхаживании бурильной колонны от 48 до 100 часов — произвести осмотр талевого каната в оснастке и в случае выявления износа превышающего предельно-допустимый, произвести замену изношенной части. В случае отсутствия износа превышающего предельно допустимый произвести плановую перетяжку в зависимости от типа вышки (80 или 60 метров)
при расхаживании бурильной колонны свыше 100 часов произвести смену талевого канала в оснастке.
Источник
Наработка талевого каната. Потребность каната за цикл бурения скважины. 1 страница
Под наработкой талевого каната понимается отработка каната при равномерном его износе по всей длине с соблюдением условий, при которых перепускаемый участок каната подходит к предельному состоянию усталостного износа. Это достигается правильным выбором диаметра каната, его исходной длины, рациональной оснасткой эффективной системой перепуска. Оптимальная отработка талевых канатов на буровой достигается при помощи системы перепусков талевых канатов, способствующих повышению технического ресурса. Благодаря перепуску каната достигается равномерный износ его по длине, снижаются относительные потери от недоработки каната на участке, прилегающем к неподвижной ветви, что обеспечивает снижение расхода каната на метр проходки.
17. Буровые лебедки: назначение, классификация, кинематическая схема и состав, условное обозначение
Буровые лебедки являются основным механизмом спуско-подъемного комплекса буровой установки.
|
1. По числу скоростей подъема – 2х, 3х, 4х, 6ти скоростные.
2. По используемому приводу – со ступенчатым, непрерывно-ступенчатым и бесступенчатым изменением скоростей.
3. По схеме включения быстроходной передачи – с независимой и зависимой «быстрой» скоростью.
4. По числу валов – одно, двух и трех-вальные буровые лебедки.
5. По способу управления подачей долота – с ручным и автоматическим управлением.
6. По способу смазки цепных передач – капельный, струйный.
7. По способу охлаждения тормозных шкивов – воздушное, водяное.
8. По вспомогательным тормозам – электромагнитные и гидравлические
9. По способу управления – ручное, дистанционное.
По конструкции буровые лебёдки делятся на две группы:
1. Двух или трёхвальные (У2-5-5 и У2-2-11). Расшифровка обозначений: У – завод Уралмаш; первая цифра – номер агрегата; вторая цифра – число скоростей лебёдки (для У2-5 с учётом скоростей коробки скоростей, а для У2-2 с учётом только скоростей лебёдки без коробки скоростей); третья цифра – номер модели в хронологической порядке проектирования.
2. Одновальные с коробкой переменных передач (ЛБУ-750, ЛБУ-1100, ЛБУ-1700). Расшифровка обозначений: ЛБ – лебёдка буровая; У – завод Уралмаш; 750, 1100, 1700 – мощность на барабане в лошадиных силах.
Буровые лебёдки первой группы состоят из сварной рамы, на которой вмонтирован подшипник качения, подъёмный вал с барабаном для навивки талевого каната, промежуточные и трансмиссионные валы. Все валы кинематически связаны между собой цепными передачами, которые передают им крутящие моменты и используются для регулирования частоты вращения валов. На промежуточном валу, кроме звёздочек цепной передачи, в ряде случаев установлены специальные катушки для проведения работы по подтаскиванию грузов, навинчиванию и развинчиванию труб, при спуско-подъёмных операциях. Такие валы называются катушечными. В одно и двухвальных лебёдках катушки не устанавливаются, а для выполнения работ по подтаскиванию грузов и свинчиванию труб используют вспомогательные лебёдки и пневмораскрепители. Рама лебёдки закрыта предохранительными щитами.
Одновальная лебёдка ЛБ-750 состоит из: станины, на которой на двух кронштейнах в подшипниках смонтирован подъёмный вал барабана с тормозными шкивами, шинопневматическими фрикционными муфтами и кулачковой муфтой, а также звёздочками цепных передач. На станине также смонтирован пульт управления лебёдкой, промежуточный вал привода ротора и вспомогательный тормоз.
18. Буровые лебедки: основные параметры (мощность, скорость подъема, тяговое усилие); тяговая характеристика, основные параметры барабана лебедки.
Мощность 
N6-Мощность на барабане лебедки, кВт; G6.k.-вес бурильной колонны, кН; GT-вес подвижных частей талевого механизма, кН; Vp-расчетная скорость подъема крюка, м\с; nT.C.-кпд талевой системы
Nд.в.— мощность от вала двигателя, кВт; nтр— кпд трансмиссии (от вала двигателя до барабана лебедки)
для талевых систем с кратностью оснастки iт.с.≤10
для талевых систем с кратностью оснастки iт.с.≥ 10
Минимальная скорость 
Основные параметры барабана лебедки:
Диаметр барабана- зависит от диаметра талевого каната 
Диаметр конечного слоя навивки на барабан 
Средний диаметр навивки 
Длина барабана учитывается таким образом, чтобы при полной навивки, было 3-4 слоя каната.
19. Ленточный тормоз буровой лебедки: назначение, схема, устройство, условие работы, основные требования, фрикционные материалы.
Предназначены для остановки и удержания в неподвижном состоянии бурильной колонны, а так же инструментов, спускаемых и поднимаемых из колонны.
а, б, в, г – кинематические схемы ленточных тормозов; 1 – рукоятка; 2 – шкив тормозной; 3 – барабан лебедки; 4
– ленты стальные; 5 – шейка мотылевая; 6 – кран Казанцева; 7 – цилиндр тормозной; 8 – вал коленчатый; 9 –
10 – балансир; 11 – подшипник; 12, 15 – рычаг; 13 – вал; 14 – тяга; 16 – проушина; 17 – шейка тормозного вала;
18 – баллон; 19 – пневмоцилиндр; 20 – клапан
Тормоз лебедки, состоит из двух шкивов, смонтированный на барабане, которые охватываются лентами с колодками. Тормозные ленты соединены одним концом с балансиром, который служит для равномерного распределения тормозного усилия между обеими лентами; другим – с коленчатым валом. На коленчатом валу с одной стороны находится тормозной рычаг управления, а одно из его колен соединено с пневматическим цилиндром, увеличивающим тормозное усилие. Неподвижные концы лент закреплены на балансире, а подвижные прикрепленные к шейкам коленчатого вала, при повороте его перемещаются, охватывают шкивы и прижимают к ним ленту с колодками, осуществляя тем самым торможение. Управление тормозом производят тормозными рычагами, связанными с подвижными концами лент системой рычагов и коленчатым валом. Этот вал проворачивают либо рычагом, либо поршнем пневматического цилиндра. Управление пневматическим тормозом осуществляется рукояткой, находящейся на тормозном рычаге или пульте бурильщика.
Наиболее важные показатели фрикционных материалов тормозов:
Коэффициент трения, стабильность коэффициента трения, допускаемое контактное давление, допускаемая скорость скольжения, износостойкость, теплостойкость. Часто в ленточных тормозах используют ретинакс.
Ретинакс ГОСТ 10851-73 бывает двух видов А — асбосмолянная композиция с включением латунной проволоки. При работе в паре с чугуном ЧНМХ допускается температура на поверхности до 1100 0 с при скорости скольжения до 50 м\с и давлении до 2,5мПА Б – асбосмолянная композиция при работе в паре с серым чугуном и легированными сталями при температуре до 700 0 с, скорости скольжения до 10 м\с, давлении до 1,5мПа. Тормозные шкивы изготавливают из износостойких сталей 60Г, 35ХНЛ, 35ХМЛ.
Тормозной момент должен быть достаточным для удержания в неподвижном состоянии колонны труб наибольшей массы, соответствующей допускаемой грузоподъемности лебедки
Привод тормоза должен обеспечивать плавное регулирование тормозного момента и мягкую псадку на стол ротора спускаемой в скважину колоны труб.
Тормоз должен растормаживаться одновременно с включением привода лебедки.
Температура на поверхности трения фрикционной пары не должна превышать допускаемой температуры нагрева материалов, используемых в тормозе.
Конструкция тормоза должна исключать самопроизвольное торможение и разтормаживание и должна обеспечивать легкость управления, удобство и доступность осмотра, регулирования и замены узлов.
23. Буровые насосы: назначение, схемы, устройство, класс-я, условия работы, обозначение.
Буровой насос – устройство, предназначенное для преобразования механической энергии работы двигателя привода в гидравлическую энергию потока промывочной жидкости. Б насос является главным элементом циркуляционной системы буровой установки.
УНБ-600, У-уралмаш, Н-насос, Б-буровой, 600 — приводная мощность (кВт)
1) нагнетание бурового раствора в буровую колонну с целью:
а) циркуляции в скважине в процессе бурения;
б) эффективной очистки забоя и долота от выбуренной породы;
в) промывки и ликвидации аварий;
2) подвод к долоту гидравлической мощности, обеспечивающей скорость истечения жидкости (до 180 л/с) из его насадок для частичного разрушения породы и очистки забоя. 
Принцип действия. Через трансмиссию 1 от двиг-ля вращение передаётся коренному валу с кривошипом 2, на которых смонтированы шатуны 3, соединённые с крейцкопфом 4. Кривошипно – шатунный механизм преобразует вращательное движение коренного вала в возвратно-поступательное движение крейцкопфа 4, штока 5 и поршня 6. Поршень 6 движется в цилиндре 7, в нижней части которого расположен всасывающий 10, а в верхней нагнетательный 8 клапаны (для насоса двухстороннего действия по 2 клапана сверху и снизу).
При движении поршня вправо в рабочей камере 9 создаётся разряжение, в результате которого создаётся разница давлений под и над клапаном, последний открывается – в камеру засасывается раствор. В это время нагнетательный клапан закрыт под действием разности давлений (в нагнетательном трубопроводе давление выше, чем в рабочей камере).
При ходе влево в камере повышается давление, всасыв клапан закрывается. Когда давление внутри камеры станет выше давления во всасыв трубопроводе, нагнетательный клапан откроется, т.к. давление в камере будет выше давления в нагнетательном трубопроводе. Происходит выталкивание жидкости из камеры. Затем цикл повторяется.
1) по передаче движения от привода на поршень:
2) по устройству:
3) по роду действия:
а) одностороннего действия;
б) двухстороннего действия;
в) дифференциального действия;
г) многократного действия;
4) по расположению осей:
Наиболее часто применяются двухпоршневые двухстороннего действия и трёхпоршневые одностороннего действия.
Буровые насосы эксплуатируются в очень тяжёлых условиях. Они перекачивают вязкие растворы, приготовленные обычно на основе глинисто – водных смесей и утяжелённые добавками гематита или барита. Растворы содержат до 2% абразивных частиц выбуренной породы и перекачиваются насосами при температуре 40-70С. Водные растворы при этой температуре наиболее коррозионна-активные. Кроме того, они часто содержат активные химические реагенты: известь, каустическую соду, дубильные кислоты, соли и другие вещества. Растворы характеризуются рН=5-12.
Буровые растворы нередко содержат поверхностно-активные вещества, нефть и нефтепродукты. Плотность растворов обычно составляет 1,2-1,3 г/см3, может подниматься до 2,5 г/см3 или снижаться до 0,8 г/см3. иногда насосы перекачивают коррозионно-активные аэрированные растворы. Химический состав и реологические свойства растворов могут быть самыми различными на разных месторождениях, они могут изменяться даже в процессе проходки одной скважины.
24. Буровые насосы: основные параметры, регулирование подачи
Основными параметрами насоса любого типа являются производительность, напор и мощность.
Производительность (подача) Q(м 3 /сек) определяется объёмом жидкости, подаваемой насосом в нагнетательный трубопровод в единицу времени.
Напор Н(м)— высота, на которую может быть поднят 1 кг перекачиваемой жидкости за счёт энергии, сообщаемой ей насосом.
Полезная мощность Nп,затрачиваемая насосом на сообщение жидкости энергии, равна произведению удельной энергии Нна весовой расход жидкости γQ:
Nп = γQН = ρgQН
ρ(кг/ м 3 ) – плотность перекачиваемой жидкости,
γ(кгс/ м 3 )–удельный вес перекачиваемой жидкости.
Мощность на валу:
где ηн –к.п.д. насоса.
Для центробежных насосов ηн– 0,6-0,7, для поршневых насосов – 0,8-0,9, для наиболее совершенных центробежных насосов большой производительности — 0,93 – 0,95.
Номинальная мощность двигателя
ηпер— к.п.д. передачи,
ηдв —к.п.д. двигателя.
ηнηперηдв— полныйк.п.д. насосной установки η, т.е.
Известно несколько способов регулирования подачи:
1. путём изменения числа ходов вытеснителя при помощи коробки передач. Последняя может быть встроена в механическую часть насоса (НБ-80/6,3 и др.) или вынесена в виде отдельного узла;
- путём изменения хода поршня или плунжера;
- путём комбинированного применения коробки передач и смены поршня или плунжера (насосы НБ-160/6,3);
- путём изменения длины хода и числа ходов поршня или плунжера.
Регулирование подачи насоса с помощью коробки передач имеет определенные преимущества перед другими способами за счет простоты, надежности, оперативности, а также возможности широкого диапазона изменения скорости, а, следовательно, и подачи насоса. Кроме того, применение коробки передач позволяет унифицировать оборудование.
Регулирование подачи путём изменения длины хода вытеснителя может осуществляться с помощью кулисного механизма или перемещением кривошипного пальца в эксцентрике. Такая система технологически целесообразна, так как позволяет бесступенчато изменять количество жидкости, подаваемой на забой. Однако при этом способе регулирования подачи существенно увеличивается объем «вредного пространства», что отрицательно влияет на всасывающую способность насоса. Этот способ не получил широкого распространения также и из-за сложности механизмов регулирования. Опыт эксплуатации ряда отечественных и зарубежных плунжерных насосов, подача которых регулируется изменением числа ходов с помощью коробки передач, показал, что они наиболее удобны и оперативны в работе, а также обладают высокой надёжностью.
25. Циркуляционная система: назначение, состав, схема устр-ва, нагнет манифольд, приемная линия.
Циркуляционная система буровых установок включает в себя наземные устройства и сооружения, обеспечивающие промывку скважин путем многократной принудительной циркуляции бурового раствора по замкнутому кругу: насос — забой скважины — насос. Многократная замкнутая циркуляция дает значительную экономическую выгоду благодаря сокращению расхода химических компонентов и других ценных материалов, входящих в состав буровых растворов. Важно также отметить, что замкнутая циркуляция предотвращает загрязнение окружающей среды стоками бурового раствора, содержащего химически агрессивные и токсичные компоненты. Циркуляционные системы буровых установок состоят из взаимосвязанных устройств и сооружений, предназначенных для выполнения следующих основных функций: приготовления буровых растворов, очистки бурового раствора от выбуренной породы и других вредных примесей, прокачивания и оперативного регулирования физико-механических свойств бурового раствора. В состав циркуляционной системы входят также всасывающие и напорные линии насосов, емкости для хранения раствора и необходимых для его приготовления материалов, желоба, отстойники, контрольно-измерительные приборы и др. Циркуляционные системы монтируются из отдельных блоков, входящих в комплект поставки буровых установок. Блочный принцип изготовления обеспечивает компактность циркуляционной системы и упрощает ее монтаж и техническое обслуживание.
Важнейшие требования, предъявляемые к циркуляционным системам буровых установок,— качественное приготовление, контроль и поддержание необходимых для данных геолого-технических условий состава и физико-механических свойств бурового раствора. При выполнении этих требований достигаются высокие скорости бурения и в значительной мере предотвращаются многие аварии и осложнения в скважине.
В числе требований, предъявляемых к циркуляционным системам, важное значение имеют механизация и автоматизация процессов приготовления и очистки буровых растворов. Исключение тяжелого и малоквалифицированного ручного труда при выполнении этих трудоемких процессов имеет не только производственное, но и важное социальное значение, так как преобразует работу буровиков, делая ее более производительной и привлекательной.
Циркуляционная система бурового раствора:
1 — устье скважины; 2 — желоб; 3 — вибросито; 4 — гидроциклон;
5 — блок приготовления бурового раствора; 6 — ёмкость; 7 — шламовыйнасос;
8 — приёмная ёмкость; 9 — буровой насос; 10 — нагнетательный трубопровод.
Нагнетательный манифольд — сваривают из труб диаметром 60-90 мм, рассчитанных на давление выше рабочего в 2,5 и более раза. В конце манифольда перед стояком устанавливают задвижку высокого давления. Манифольд нагнетательный предназначен для транспортирования бурового раствора от буровых насосов до фланца стояка в буровой вышке и трубопроводу, обвязывающему устройство системы, а также для приготовления и очистки раствора буровых установок. В манифольд циркуляционной системы буровой установки входят следующие элементы: стояк, буровой рукав, вертлюг, ведущая труба.
29. Противовыбросное оборудование: назначение, основные требования, состав, схема расположения, схема управления превенторными установками.
Противовыбросовое оборудование — блок устройств, предназначенных для герметизации устья скважины, предотвращения открытых выбросов и фонтанов нефти и газа, возникающих при бурении, испытании, опробовании и освоении скважин в результате аномальных пластовых давлений.
Противовыбросовое оборудование включает превенторы, герметизирующие устье скважины; манифольды, предназначенные для обвязки превенторов с целью воздействия на скважину; системы дистанционного управления превенторами и задвижками манифольда. 
1 — Плашечный превентор; 2 – задвижка с ручным управлением; 3 – устьевая крестовина; 4 – манометр с запорным и разрядным устройствами и разделителем сред; 5 – регулируемы дроссель с ручным управлением; 6 – гаситель потока.
2.1. ОП в общем случае должно обеспечивать герметизацию устья строящихся и ремонтируемых скважин с находящейся в ней колонной труб или при ее отсутствии, при проворачивании, расхаживании колонны труб между замковыми и муфтовыми соединениями, а также протаскивание колонны бурильных труб с замковыми соединениями (с фасками по обе стороны замкового соединения под углом 18°), а также позволять производить циркуляцию промывочной жидкости с противодавлением на пласт.
2.2. Комплекс ОП должен состоять из:
превенторного блока ОП;
станции гидропривода ОП.
2.3. По требованию потребителя комплекс ОП должен дополняться сепаратором или трапно-факельной установкой, а также обеспечивать размещение замкового соединения бурильной колонны между трубными плашками двух плашечных превенторов.
2.4.* ОП конструктивно должно быть выполнено в виде блоков, удобных для эксплуатации, монтажа и транспортирования. Допускается конструктивное объединение составных частей, не изменяющее типовой схемы и не ухудшающее эксплуатационных свойств ОП (например, сдвоенные превенторы; плашечный превентор и крестовина, совмещенные в одном корпусе в виде превентора с боковыми отводами и др.).
* Пункт является рекомендательным.
2.5. Прочность корпусных деталей ОП, воспринимающих давление скважинной среды, должна обеспечивать возможность их опрессовки пробным давлением, кратным рабочему давлению Рр, указанному в табл. 2.
| Условный проход ОП, мм | Пробное давление, МПа, при Рр | |
| До 350 включ. | 2,0 Рр | 1,5 Рр |
| Св. 350 | 1,5 Рр | 2,0 Рр |
2.6. Стволовые проходы составных частей ОП должны быть соосны и обеспечивать беспрепятственное прохождение контрольного шаблона в соответствии с нормативно-технической документацией на ОП.
2.7. В ОП, предназначенном для бурения в условиях коррозионной среды, а по требованию потребителя, для морских и других ответственных скважин, должен быть предусмотрен превентор с перерезывающими плашками.
Гидравлическая схема управления превенторами и задвижками манифольда
1 – задвижка манифольда; 2 – плашечный превентор; 3 – универсальный превентор; 4,5 – гидравлические распределители; 6 – регулирующий клапан; 7 – вспомогательный пульт; 8 – муфтовый кран; 9 – основной пульт; 10 – вентиль; 11 – ручной насос; 12 – фильтр; 13 – обратный клапан; 14 – сетчатый фильтр; 15 – мясляный бак; 16 – шестеренчатый насос; 17 – предохранительный клапан; 18- электродвигатель; 19 – электроконтактный манометр; 20 – манометр; 21 – пневмогидроаккумулятор; 22 – муфта.
30.Превенторы: назначение, классификация, устройство плашечных, универсальных и вращающихся превенторов, условные обозначения.
Превентор — рабочий элемент комплекта противовыбросового оборудования, устанавливаемый на устье скважины. Основная функция превентора — герметизация устья нефтегазовой скважины в чрезвычайных ситуациях при строительстве или ремонтных работах на скважине.
По способу герметизации устья скважины превенторы бывают:
1. плашечные превенторы (делятся на трубные и глухие), так же к ним можно отнести превентора со срезающими плашками (у которых в случае ЧП (ГНВП или ОФ) буровая труба перекусывается и зажимается мощными гидравлическими плашками)
2. превенторы универсальные (кольцевые) предназначены для перекрытия отверстия в скважине, если в ней находится любая часть бурильной колонны (замок, труба, ведущая труба)
3. превенторы вращающиеся (герметизаторы роторные) предназначены для уплотнения устья скважины с вращающейся в ней трубой или ведущей трубой.
Маркировка превенторов состоит из букв ОП, после чего идёт номер схемы, по которой выполнен превентор, далее условный диаметр буровой трубы в мм, потом условный проход манифольда, и расчётное рабочее давление при выбросе в атмосферах.
Пример: ОП5 230/80х35
Плашечный превентор состоит из корпуса, внутри которого помещаются плашки и крышки с гидроцилиндрами. Корпуспредставляет собой стальную отливку коробчатого сечения, имеющую проходное вертикальное отверстие и сквозную горизонтальную прямоугольную полость, в которой размещаются плашки. Плашки превентора разъемной конструкции состоят из корпуса, сменных вкладышейи резинового уплотнения. Плашку в собранном виде насаживают на Г-образный пазштока и вставляют в корпус превентора. Полость корпуса с обеих сторон закрывается откидными крышками гидроцилиндров, шарнирно подвешенными на корпусе. Крышка к корпусу крепится болтами. Каждая плашка перемещается поршнемгидравлического цилиндра. Масло от коллектора по стальным трубкам и через поворотное ниппельное соединение под давлением поступает в гидроцилиндры. Поршень со штоком, крышка и цилиндры уплотняются при помощи резиновых колец.
Универсальный гидравлический превентор со сферическим уплотнением плунжерного действия состоит из корпуса, кольцевого плунжераи кольцевого резинометаллического сферического уплотнителя. Уплотнитель имеет форму массивного кольца, армированного металлическими вставками двухтаврового сечения для жесткости и снижения износа за счет более равномерного распределения напряжений. Плунжерступенчатой формы с центральным отверстием. Уплотнитель фиксируется крышкойи распорным кольцом. Корпус, плунжер и крышка образуют в превенторе две гидравлические камеры, изолированные друг от друга манжетами плунжера.
Основной элемент вращающегося превентора — уплотнитель, позволяющий протаскивать инструмент через его отверстие. Уплотнитель состоит из металлического основания и резиновой части, прикреплен к стволупри помощи байонетного соединения и болтов. От проворачивания его предохраняют шпоночные выступы, входящие в вырезы ствола. В патроне превентора на двух радиальных и одном упорномподшипниках качения смонтирован ствол. Манжетные уплотненияслужат для предохранения превентора от попадания в него жидкости из скважины между стволом, корпусом и патроном. Фиксация патрона в корпусе осуществляется защелкой, которая открывается под давлением масла, подаваемого ручным насосом через штуцер.
31. Муфты буровых установок: назначение, классификация. Шинно-пневматические муфты: назначение, устройство, типоразмеры, техническая характеристика, условные обозначения.
Муфты передают вращение с одного вала на другой или с вала на свободно сидящую на нем деталь (например, цепную звездочку, зубчатое колесо). Характерная особенность муфт заключается в том, что они не изменяют величину и направление передаваемого вращающего момента. Муфты делятся на механические, гидравлические и электромагнитные. Механические муфты по назначению подразделяются на постоянные и сцепные.
Муфты шинно-пневматические обжимного типа применяются для передачи крутящего момента на буровом, нефтепромысловом и нефтеперерабатывающем оборудовании.
Муфта шинно-пневматическая состоит из: наружного обода, фрикционных накладок, внутреннего барабана, съёмного резинокордного баллона, который, в свою очередь, состоит из каркаса из слоёв обрезиненного корда, резинового протектора, фрикционных накладок, ниппеля. Пример условного обозначения баллона шинно-пневматического съёмного с размерами Д=300 мм, В 100 мм: МП 300х 100 ТУ 38.10489-87.
Основные технические характеристики баллонов:
Источник