Анашкина. Оборудование для бурения


1. Буровые установки: назначение, классификация, состав, основные параметры, условное обозначение?
Буровая установка предназначена для бурения глубоких разведочных и эксплуатационных скважин.
Существует 11 классов буровой установки зависящие от нагрузке на крюке (самый ходовой параметр) и глубины бурения.
БУ 5000/320ДГУ
БУ – буровая установка
5000 – глубина бурения (м)
320 – максимальная нагрузка на крюке (т)
ДГ – дизель-гидравлическая система
У – универсальная
Д – дизельный
Э – электрический
ЭП – электрический постоянного тока
ДЭР – дизель электрический регулируемый
БУ 3000/160ЭП
Состав:
Подземное оборудование: забойный двигатель, долото, бурильный трубы, замки, центраторы, обсадные трубы.
Наземное оборудование: ротор, вертлюг, талевая системы, лебедка, привод, насосы, циркуляционная система.
2. Буровой ротор: назначение, строение, его схема и его элементы, принцип действия.
Ротор предназначен для:
вращения поступательного движения бурильной колонны в процессе проходки скважины роторным способом;
восприятие реактивного крутящего момента и обеспечения продольной подачи бурильной колонны при использовании забойных движений;
удержание бурильной или обсадной колонны труб над устьем скважины при наращивании и СПО;
проворачивание инструмента при ловильных работах.

1,2 – конические шестерни и колеса;
3 – стол ротора;
4 – главная опора;
5 – вспомогательная опора;
6 – станина (корпус);
7 – клиновой захват (вкладыши клинового захвата);
Представляет из себя коническую передачу, помещенную в отливку и изменяет вращение вала в горизонтальной плоскости на вертикальную.
Быстроходный вал имеет отдельную систему смазки, главные и вспомогательные опоры, смазывающиеся из общей масляной ванны.
Главная опора воспринимает динамические нагрузки (радиальную от передаваемого момента и осевые от трения ведущей трубы о зажимы ротора).
Статические – от веса буровой колонны при установке на стол ротора.
Вспомогательная опора воспринимает: 1) удары снизу-вверх при подъеме колонны 2) Радиальные нагрузки от зубчатой передачи.
Вращающий момент от привода через цепную передачу передается на венец, соединенный со столом ротора, крутящий момент момент развиваемый столом ротора передается бурильной колонне.
3. Буровой ротор: график награждения, основные параметры?
Буровой ротор, график нагружения:

Основные параметры:
1) D (диаметр проходного отверстия стола)
D=Dн+δDн – диаметр долота под направление
δ- диаметральный зазор, 30÷50мм
2) Допустимая динамическая нагрузка на стол
Gmax≤P≤Cогде Gmax – максимальный вес бурильной колонны
Cо-статическая грузоподъемность главной опоры
3) Частота вращения стола ротора, ограниченная максимальной частотой долота
При бурении абразивных пород N=50 об/мин
При авариях N=15 об/мин
4) Мощность ротора - достаточна для вращения бурильной колонны и разрушения забоя
Nхв – мощность, затраченная на холостое вращение бурильной колонны
Nз - затрачивается на скалывание породы
N=(Nхв – Nз)/ƞ
Ƞ - к.п.д. насоса
Nхв зависит от массы трубы.
Nз – зависит от осевой силы, коэффициента крепости породы, частоты вращения.
Nз – P •n •µ •Rср5) Базовое расстояние – расстояние от первого ряда зубьев звездочки до центра ротора.
4. Буровой вертлюг: назначение, схема, элементы его конструкции?
Вертлюг – промежуточное звено между поступательно перемещающимся талевым блоком с крюком, буровым рукавом и вращающейся бурильной колонны. Вертлюг предназначен для подвода бурового раствора во вращающуюся бурильную колонну.
Конструкция.
Корпус литой, стальной с двумя карманами для присоединения к     штропа при помощи пальцев. В корпусе имеется горизонтальная перемычка, служащая опорной поверхностью основной опоры. Над основной опорой находится вспомогательный упорный подшипник, воспринимающий усилия, возникающие вдоль оси от ротора к вертлюгу, и верхней радиальный подшипник.
Второй радиальный подшипник централизует ствол вертлюга. Эти подшипники мало нагружены и смазываются консистентной смазкой. Главная опора и низший радиальный подшипник смазываются жидкой смазкой.
На опоры действуют – осевые нагрузки:
главная опора воспринимает вес бурильной колонны.
Радиальные подшипники – центрируют подвешенный на крюке вертлюг и воспринимают нагрузки, создаваемые его весом и частью веса прикрепленного к нему гибкого шланга.
5. Буровой вертлюг: основные параметры, схема вертлюга в рабочем положении?
Основные параметры.
1.      Допускаемая статическая нагрузка – постоянная осевая нагрузка, которую может выдержать вертлюг без разрушения при невращающемся стволе.
2. Максимальное давление – должно быть не меньше наибольшего давления насоса, используемых в буровой установке соответствующего класса.
3.  Диаметр проходного отверстия ствола -
с увеличением параметра – снижается скорость ротора, уменьшаются гидравлические потери и износ внутренней поверхности ствола. Следовательно, увеличиваются внешние габариты вертлюга, износ ствола, и его уплотнения.
4.   Частота вращения ствола вертлюга – совпадает с частотой вращения ствола ротора и изменяется в пределах 15 – 250 об/мин.
5. Высота штропа – должна быть достаточной для соединения вертлюга с крюком талевого механизма.
Схема вертлюга в рабочем положении:

6. Подъемный механизм. Назначение, схема, его элементы????????
7. Подъемный механизм. Основные параметры и основные нагрузки на его элементы????????
8. Талевая система: назначение, ее состав, схема рабочего положения, кратность остнастки, типы оснастки.
Талевая система предназначена проведения СПО с целью защиты изношенного долота, спуска, подъема, и удержания на весу бурильных колонн при отборке Керна
Состав:
Система неподвижных роликов - кронблоков, устанавливаются на верхней площадке
Подвижных роликов талевого блока
Крюк, подвешен к нижней серьге талевого блока
Талевый канат

Оснастки:
Под оснасткой талевой системы понимается навеска каната на шкивы кронблока и талевого блока в определенной последовательности
Буровые лебедки связаны с талевым блоком и кронблоком одной ходовой струной и поэтому кратность оснастки буровой установки равна числу рабочих струн каната
Существует два типа оснасток:
Паралельная, когда ось талевого блока паралельна оси кронблока
Крестовая, когда ось талевого блока перпендикулярна оси кронблока
Схема

9. Кронблок: назначение, схемы, состав, условное обозначение
Кронблок - неподвижная часть талевой системы, монтируется на верхней раме мачты или подкронблочных балках вышки
Назначение:
Поддержание на весу инструмента или обсадных труб
Спускоподъемные и технологические операции при проходке скважин
Конструкция:
Рама
секция шкивов
блок шкивов
вспомогательные шкивы
Условное обозначение:
УКБА - 400-6

10. Нагрузка на кронблок, основные параметры (Грузоподъемность, число шкивов, диаметр шкивов)
Нагрузка на кронблок
Pкр=Gтб+Ткр+1/3*Gтк+Рн+РвГрузоподъемность кронблока и число его роликов выбирают в соответствии с грузоподъемностью лебедки и максимальным усилием на крюке.
УКБ - 400 -6, 400Кн - грузоподъемность
Число шкивов:
Число шкивов кронблока всегда на один больше, чем в талевом блоке, а число струн каната в оснастке четное
Чем большее число шкивов системы участвует в работе (вращается), тем медленнее будет подниматься блок и тем меньше будет натяжение ведущего конца каната, например, если на подъемном крюке подвешена колонна весом GK= = 1,5 МН, а талевая система состоит из талевого блока с пятью шкивами и кронблока с шестью шкивами
Диаметр шкивов 1000 - 1500 мм
Диаметр канавок шкивов 900 - 1380мм
Диаметр оси 170 - 380мм
Диаметр каната 25 -38мм
11. Талевый блок: назначение, схемы, состав, условное обозначение.
Талевый блок является подвижной частью талевой системы. Предназначен, также как кронблок, для выполнения спуско-подъёмных операций и других работ, необходимых при бурении скважин. В буровых установках применяют талевые блоки двух видов:
одноосные – все шкивы смонтированы на одной оси, укреплённой в боковых щёках;
соосные с двумя осями – две сборки шкивов смонтированы каждая отдельно, а между осями оставлено пространство для пропуска свечи.

Талевый блок шестишкивный(состав):
1 – серьга; 2 – подвеска; 3 – корпус; 4 – кожух; 5 – ось шкивов; 6 – роликоподшипники; 7 – шкив; 8 – крышка
Услоное обазначение:
УТБА-5-2250 . 2250-грузоподъемность (н),5 –число канатных шкивов
Талевый блок: УТБ-5-250
Кронблок: УКБ-6-250
где У-Уралмашзавод
5- число шкивов талевого блока
6-число шкивов кронблока
12. Нагрузка на талевый блок, основные параметры талевого блока!
При неподвижном крюке ветви талевого каната равномерно нагружены силой
P=Q/U т.с.
где Q — нагрузка на крюке (весом талевого блока можно пренебречь, так как при геологоразведочном бурении он незначителен); U т.с— число струн I талевой системы, т.е. число подвижных ветвей каната за исключением ветви, наматываемой на барабан лебёдки Рл.
В процессе движения вследствие трения в шкивах и изгиба каната усилия в ветвях полиспаста Р1, Р2, ... Рн распределяются неравномерно. Поэтому нагрузка на крюке будет равна
Q=Pлη (1-ηU т.с.) / (1-η).
Натяжение ведущей ветви находят из выражения
Рл=Q (1-η) / η(1-ηU т.с.)
Усилие в неподвижной ветви каната —из выражения
Pн=Q [ηU т.с.(1-η)] / (1-ηU т.с.)
В выражениях (4.41), (4.42) и (4.43.) п — это КПД одного шкива; для шкивов на подшипниках качения η = 0,98. КПД талевой системы составляет:
c=η (1-ηU т.с.) / U т.с.(1-η)
При определении числа струн талевой оснастки исходят из наибольшей нагрузки на крюк Q, которую определяют при подъеме наиболее тяжелого бурильного инструмента или наиболее тяжелой колонны обсадных труб.
U т.с.=Q / Pл.н. λ1ηс (4.43)
где Pл.н. — натяжение ведущей ветви каната, соответствующее номинальной грузоподъемности лебедки; λ1 — коэффициент длительной перегрузки двигателя (для электродвигателей λ1= 1,3, для двигателей внутреннего сгорания λ1 = 1,10:1,15).
13. Крюки и крюкоблоки: схемы, состав, условное обазначение.
Назначение:
- спускоподъемные операции;
- поддержание на весу колонны бурильных и обсадных труб и бурового инструмента в процессе бурения.
Преимущества:
- небольшие габариты по радиусу вращения и литой крюк удобны при ручной расстановке труб;
- встроенная удлиненная литая защелка обеспечивает автоматический захват штропов вертлюга;
- гидроамортизатор и ориентатор делают работу удобной и безопасной. В корпусе крюка размещают упорный подшипник, ствол, пружину, амортизатор и другие устройства. Подшипник служит для облегчения лёгкости поворота крюка при захвате свечей или их свинчивании во время спуско-подъемных операций.
Крюки, жестко соединенные с талевым блоком, называют крюкоблоками.
Показатели ВЗБТ ПО «Уралмаш> Крюкоблоки Крюки ТБК-3-100 ТБК-4-160 УК-225 УК-320 У5-300
Крюкоблок может быть скомпонован из крюка и талевого блока в зависимости от располагаемого оборудования.
Основание вышечного блока служит для установки на нем мачты 2 (со стояком и гибким шлангом 3, вертлюгом 4, крюкоблоком 5, талевым канатом 6, балконом 7 и лестницами 8), ротора 11 и пакетов 10 свечей или обсадных труб.
Схема расположения вертлюга в буровой: / — пол буровой; 2 — ротор; 3 — ведущая труба; 4 — буровой рукав; 5 — вращатель ведущей трубы; 6 — вертлюг; 7 — стояк; 8 — крюкоблок Буровой крюк состоит из трёх рогов – двух боковых и одного центрального. Центральный рог крюка служит для захвата штропа вертлюга; два боковых – для захвата штропов элеватора, что позволяет быстро снимать и надевать на крюк вертлюг при переходе от бурения к СПО. При этом штропы элеватора остаются висеть на крюке, что облегчает работу персонал
14. Нагрузка на крюк, основные параметры крюка и кронблока.
Допускаемая нагрузка на крюке, кН- 800 1000 1250 1600 2000
Крюки и другие специальные подвески, присоединяемые к талевому блоку, предназначены для: подвешивания вертлюга и бурильной колонны при бурении скважины; подвешивания с помощью штропов и элеватора колонн бурильных и обсадных труб при спуско-подъемных операциях; подвешивания и перемещения на площадке буровых тяжелого оборудования при монтажно-демонтажных работах и инструмента при бурении скважины.
Крюки используются при ручной расстановке свечей.
При работе с комплексом АСП крюки заменяются специальными подвесками.
В современных буровых установках применяются трех-рогие крюки, отличающиеся грузоподъемностью.
Конструкции буровых крюков существенных различий не имеют.
15. Талевые канаты: назначение, классификация по различным признакам, (направление свивки, вид сердечника и др.), состав, материалы, основные диаметры.
Используются на буровых установках для эксплуатационного и глубокого разведочного бурения нефтяных и газовых скважин.
Канаты должны изготовляться правой крестовой свивки. Направление свивки проволок в прядях каната должно быть противоположным направлению свивки каната. Допускается изготовлять канаты левой крестовой свивки.
Сердечник может быть металлическим или органическим.
Диаметры 25,28,32,35,38 мм
Примеры условных обозначений:
Канат с металлическим сердечником, диаметром 32 мм, марки В, правой крестовой свивки, повышенной точности изготовления Т, маркировочной группы по временному сопротивлению разрыву 1570 Н/мм2 (160 кгс/мм2):
Канат МС-32-В-Т-1570 ГОСТ 16853-88
То же, марки 1, левой крестовой свивки, нормальной точности изготовления:
Канат МС-32-1-Л-1570 ГОСТ 16853-88
Канат с органическим сердечником, диаметром 32 мм, марки В, правой крестовой свивки, повышенной точности изготовления Т, маркировочной группы по временному сопротивлению разрыву 1770 Н/мм2 (180 кгс/мм2):
Канат ОС-32-В-Т-1770 ГОСТ 16853-88
То же, марки 1, левой крестовой свивки, нормальной точности изготовления:
Канат ОС-32-1-Л-1770 ГОСТ 16853-88.
16. Наработка талевого каната. Потребность каната за цикл бурения скважины.
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.
Она предназначена для проведения следующих операций:
1. спуска и подъема бурильных и обсадных труб;
2. удержания колонны труб на весу в процессе бурения или про­мывки скважины;
3. приподъема бурильной колонны и труб при наращивании;
4. передачи вращения ротору; свинчивания и развинчивания труб;
5. вспомогательных работ по подтаскиванию в буровую инстру­мента, оборудования, труб и др.;
6. подъема собранной вышки в вертикальное положение.
Классификация:
По числу скоростей подъема – 2х, 3х, 4х, 6ти скоростные.
По используемому приводу – со ступенчатым, непрерывно-ступенчатым и бесступенчатым изменением скоростей.
По схеме включения быстроходной передачи – с независимой и зависимой «быстрой» скоростью.
По числу валов – одно, двух и трех-вальные буровые лебедки.
По способу управления подачей долота – с ручным и автоматическим управлением.
По способу смазки цепных передач – капельный, струйный.
По способу охлаждения тормозных шкивов – воздушное, водяное.
По вспомогательным тормозам – электромагнитные и гидравлические
По способу управления – ручное, дистанционное.
По конструкции буровые лебёдки делятся на две группы:
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.
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)
Максимальная скорость
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 –
шейка шатунная;
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 11000с 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 7000с, скорости скольжения до 10 м\с, давлении до 1,5мПа. Тормозные шкивы изготавливают из износостойких сталей 60Г, 35ХНЛ, 35ХМЛ.
Требования:
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.
Условное обозначение:
УНБ-600, У-уралмаш, Н-насос, Б-буровой, 600 - приводная мощность (кВт)
Назначение:
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.
Классификация.
1)  по передаче движения от привода на поршень:
а) прямодействующие;
б) приводные;
2) по устройству:
а) поршневые;
б) плунжерные;
3) по роду действия:
а) одностороннего действия;
б) двухстороннего действия;
в) дифференциального действия;
г) многократного действия;
4) по расположению осей:
а) вертикальные;
б) горизонтальные.
Наиболее часто применяются двухпоршневые двухстороннего действия и трёхпоршневые одностороннего действия.
Условия работы.
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 (м3/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.
Н = h + pн – рвс/ρgНапор насоса
Полезная мощность Nп, затрачиваемая насосом на сообщение жидкости энергии, равна произведению удельной энергии Н на весовой расход жидкости γQ:
Nп = γQН = ρgQН
гдеρ (кг/ м3) – плотность перекачиваемой жидкости,
γ(кгс/ м3) – удельный вес перекачиваемой жидкости.
Мощность на валу:
Ne=Nп/ηн= ρgQН/ηнгде 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
Nдв = Ne/ ηперηдв= Nп / ηнηперηдв,
гдеηпер- к.п.д. передачи,
ηдв -к.п.д. двигателя.
ηнηперηдв- полныйк.п.д. насосной установки η, т.е.
η= ηнηперηдв = Nп /NдвИзвестно несколько способов регулирования подачи:
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.
Основные требования:
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;
манифольда 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.
Таблица 2
Условный проход ОП, ммПробное давление, МПа, при Рр7 14 21 35 70 105
До 350 включ. 2,0 Рр1,5 РрСв. 350 1,5 Рр2,0 Рр2.6. 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:
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)
превенторы универсальные (кольцевые) предназначены для перекрытия отверстия в скважине, если в ней находится любая часть бурильной колонны (замок, труба, ведущая труба)
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. Корпус представляет 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 вкладышей и резинового уплотнения. Плашку в собранном виде насаживают на Г-образный паз штока 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 поршнем гидравлического 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 плунжера и 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. Плунжер ступенчатой формы с центральным отверстием. Уплотнитель фиксируется крышкой и 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 стволу при помощи байонетного соединения и болтов. От проворачивания его предохраняют шпоночные выступы, входящие в вырезы ствола. В патроне превентора на двух радиальных и одном упорном подшипниках качения смонтирован ствол. Манжетные уплотнения служат 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:
Баллон Крутящий момент, кН.мЧастота вращения, мин Рабочее давление воздуха в баллоне, МПа Д~ Размеры, мм В Масса, кг
МП300х100 1,96 1500 0,588-0,981 302 650 115 100 6
МП500х125 2,65 1500 0,588-0,981 504 882 152 125 16
МП700х200 19,4 1000 0,588-0,981 708 ~ 246 200 36
МП1070х200 50,5 500 0,588-0,981 1078 226 246 200 52
МП155х50, мод. Н-325 0,225 1800 0,343-0686 156 226 68 50 3

1 – обод; 2 – воздухоподвод; 3 – баллон с фрикционными колодками; 4 – ступица; 5 – шкив; А – подвод воздуха.
32. Буровые долота: назначение, классификация, устройство и состав, условные обозначения.
Буровые долота — основной элемент бурового инструмента для механического разрушения горной породы в процессе бурения скважины.
В зависимости от способа отделения частиц горной породы от ее массива на забое различают долота:
дробящего (ударного) действия;
дробяще-скалывающего (ударно-сдвигающего) действия;
истирающе-режущего действия;
режуще-скалывающего действия.
Шарошечное буровое долото (или бурильная головка для колонкового бурения) состоит из (одной, двух, трёх, четырёх или шести конических) сферических или цилиндрических шарошек, смонтированных на подшипниках качения или скольжения (или их комбинации) на цапфах секций бурового долота.

Устройство:
Нипельная головка
Корпус
Шарошка
Породоразрушающий инструмент
Условное обозначение (шифр) долота:
III – 215,9 С-ГНУ 2354,
где III – трехшарошечное ;
215,9 – номинальный диаметр долота, мм;
С – тип долота (для бурения пород средней твердости);
Г – боковая гидромониторная промывка;
Н – опора для низкооборотного бурения на одном подшипнике скольжения;
У – опора маслонаполненная с уплотнительной манжетой;
2354 – заводской номер долота.
33. Бурильная колонна: назначение, компоновка, типы бурильных труб, условные обозначения, длина бурильной колонны.
Бурильная колонна - ступенчатый полый вал, соединяющий породоразрушающий инструмент (долото) с наземным оборудованием при бурении глубоких скважин, используется для создания осевой нагрузки, передачи вращения долоту, подачи раствора для очистки забоя и выноса шлама, подъема и спуска долота, проведения вспомогательных работ (проработка , расширение и промывка скважины, испытание пластов, ловильные работы и т.д.)

Типовая компоновка бурильной колонны: 1 - вертлюг; 2, 3 - ствол, переводник вертлюга; 4 - ведущая труба; 5 - переводник ведущей трубы; 6 - муфта замка; 7 - бурильная труба; 8 - ниппель замка; 9 - переводник; 10 - верхняя утяжелённая бурильная труба; 11 - нижняя утяжелённая бурильная труба; 12 - долото.
Типы бурильных труб:
Выпускаются следующие виды бурильных труб:
-трубы бурильные с высаженными внутрь концами (ТБВ);
-трубы бурильные с высаженными наружу концами (ТБН);
-трубы бурильные с приваренными замками (ТБПВ, ТБПН, ТБПК);
-трубы бурильные с высаженными внутрь концами и стабилизирующими поясками (ТБВК);
-трубы бурильные с высаженными наружу концами и стабилизирующими поясками (ТБНК);
-легкосплавные бурильные трубы (ЛБТ), которые называют также алюминиевыми бурильными трубами (АБТ);
-импортные бурильные трубы.
Труба В 114×9-Д ГОСТ 631-75
В - высаженными внутрь концами
144 – наружный диаметр трубы
9 – толщина стенки
Д - группа прочности
Б.К. разделяют на мелкие - глуб. до 2000 м, средние - до 4500 м, глубокие - до 6000 м, сверхглубокие - св. 6000 м
34. Обсадная колонна: назначение, компоновка, типы обсадных труб и муфт, условное обозначение.
Обсадная колонна - предназначена для крепления буровых скважин, a также изоляции продуктивных горизонтов при эксплуатации; составляется из обсадных труб путём последовательного их свинчивания.

Для крепления нефтегазовых скважин используют обсадные трубы. Отечественная промышленность выпускает 5 типов обсадных труб, которые отличаются типом резьбового соединения и производятся в соответствии с ГОСТ 632-80 "Трубы обсадные и муфты к ним":
-трубы муфтового соединения с резьбой треугольного профиля, в том числе с удлиненной (обозначаются "удл");
-трубы муфтового соединения с резьбой трапецеидального профиля ОТТМ;
-трубы муфтового соединения с резьбой трапецеидального профиля повышенной герметичности ОТТГ;
-трубы обсадные безмуфтовые (раструбные) с резьбой трапецеидального профиля повышенной герметичности ТБО;
-трубы обсадные безмуфтовые (гладкие) с резьбой трапецеидального профиля ОПм.
Эти трубы выпускаются, как и бурильные трубы, из стали семи групп прочности (Д, К, Е, Л, М, Р, Т) в двух исполнениях:
А - повышенной точности и качества;
В - обычное.
Труба – ОТТМ 245×10 – Д ГОСТ
Муфта – ОТТМ 215 – Д(С) ГОСТ
35. Турбобуры: назначение, устройство и конструкции, принцип работы, условное обозначение, основные параметры.
Турбобур – забойный гидравлический двигатель, предназначенный для бурения скважин в различных геологических условиях, с многоступенчатой гидравлической турбиной, приводимой в действие потоком бурового раствора.
Классификация:
с металлическими цельнолитыми турбинами;
с металлическими турбинами точного литья (шифр ТЛ);
 с составными турбинами из металлических ступиц и пластмассовых проточных частей (шифр П);
с резинометаллическими опорами с привулканизированной резиной;
 с резинометаллическими опорами со смешенными резиновыми вкладками (шифр СР);
с опорами качения (турбина А7Н1С, А7Н4С).
Классификация:
Турбобур типа Т12 – односекционный с числом ступеней турбины 100-120, диаметры 240, 215, 195, 172.
Т12М3 – для бурения вертикальных и наклонных скважин, до 2000 метров.
Т12РТ9” – для бурения стволов большого диаметра методом РТБ (реактивно турбинного бурения).
Турбобур, тип Т123К (укороченные) – для забуривания новых стволов, бурения сильно искривленных, многозабойных и горизонтальных скважин. Число ступеней турбин 30 и 60, диаметр 215 и 172 мм.
Секционные турбины типа ТС – состоят из двух и более секций. Число ступеней 200 и более, диаметр 240, 215, 195, а при бурении глубоких скважин – 172, 127, 104 мм. 
ТС4А-4” – при КРС (разбуривание цементных пробок).
Турбобуры типа КТД (колонковое турбодолото) – для отбора образцов пород при            бурении скважин, диаметром 238, 212, 196, 172, 164, 127 мм.
Шпиндельные турбобуры ТСШ – бурение глубоких скважин. Выпускаются как с обычной схемой промывки, так с алмазными и гидромониторными долотами, диаметры 240, 195, 185, 172, 164 мм. Диаметры 185 и 164 – для бурения с алмазными долотами. Шпиндельный турбобур собирается из шпинделя с 2-х или 3-х секций. Турбобуры с турбинами точного литья (ТЛ) из шпинделя и 2, 3, 4-х секций.
Турбобуры типа А7Н – для бурения вертикальных и наклонных скважин, диаметр 195 мм, двух секционные.
Шпиндели с шаровой опорой типа 1ШШ, диаметром 240 и 195. Для работы с турбинными секциями шпиндельных турбобуров взамен с резинометаллической опорой, а также взамен нижней секции 2-х и 3-х секционных турбобуров.
Устройство:
Турбина состоит из большого числа ступеней (до 370). Каждая ступень (рис. 1.7) состоит из статора с наружным 2 и внутренним 3 ободами, между которыми размещены лопатки 4 и ротора, обод 1 которого снабжен лопатками 5. Лопатки статора и ротора расположены под углом друг к другу, вследствие чего поток жидкости, поступающий под углом из каналов статора на лопатки ротора, меняет свое направление и давит на них. В результате этого создаются силы, стремящиеся повернуть закрепленный на валу ротор в одну сторону, а закрепленный в корпусе статор - в другую.
Далее поток раствора из каналов ротора вновь поступает на лопатки статора второй ниже расположенной ступени, на лопатки ее ротора, где вновь изменяется направление потока раствоpa. На роторе второй ступени также возникает крутящий момент. В результате раствор под действием энергии давления, создаваемой буровым насосом, расположенным на поверхности, проходит все ступени турбобура. В многоступенчатой турбине раствор движется вдоль ее оси. Активный крутящий момент, создаваемый каждым ротором, суммируется на валу, а реактивный (равный по величине и противоположный по направлению), создаваемый на лопатках статора, суммируется на корпусе турбобура.
Реактивный момент через корпус турбобура передается соединенной с ним бурильной колонне, а активный - долоту. На создание крутящего момента перепад давления, срабатываемый в турбобуре, составляет от 3 до 7 МПа, а иногда и более. Это является большим недостатком турбобура, поглощающего значительную часть энергии, создаваемую насосом и затрачивающего ее на вращение долота, а не на очистку и эффективное разрушение забоя скважины, что практически исключает возможность применения гидромониторных долот.
Условное обозначение турбобуров должно состоять из шифра, построенного по приведенной ниже схеме, и обозначения нормативно-технического документа.
XXXX-XX
1 2 3 4 - 5 6
1 - наименование изделия; 2 - тип; 3 - исполнение по конструкции (кроме исполнения ф); 4 - исполнение по регулирующему устройству; 5 - диаметр, мм; 6 - модификация
36. Винтовые забойные двигатели: назначение, устройство, и конструкции, принцип работы, условные обозначения, основные параметры.
Винтовые забойные гидравлические двигатели предназначены для бурения глубоких вертикальных, наклонно направленных и горизонтальных скважин различного назначения, в т. ч. с отбором керна, разбуривания цементных мостов, песчаных пробок, отложений солей в обсадных и НКТ при капитальном ремонте эксплуатационных скважин.
Устройство:
Состоит их трех основных частей: двигателей секции, шпиндельной и переливного клапана. Эти части соединены между собой с помощью конических резьб. Двигательная секция включает в себя статор и ротор; гибкий или карданный вал и переводники. В шпиндельной секции размещены опоры, функции аналогичны функциям опор турбобура.
По принципу действия представляет собой планетарно-роторную гидромашину объемного типа действия с внутренним козозубым зацеплением. Основными деталями двигателя является неподвижный статор и планетарно вращяющийся ротор. Статор – деталь, состоящая из стального корпуса и привулканизированной резиновой обкладки. Внутренняя часть представляет собой зубчатым венец с винтовыми зубьями с нарезками специального ротора. При установившемся статоре ось ротора смещяется на величену эксентриситета, равную половине высоты зуба, относительно оси статора.

Статор
Ротор
Применение резины в качестве материала оплавки статора позволяет компенсировать погрешности изготовления ротора и статора по профилю, диаметрам, прямолинейности оси, одновременно с этим создает необходимое уплотнение, натяг рабочей пары, из-за превышения диаметра ротора над внешним диаметром статора. Также использование пары «металл-резина» позволяет достичь высокой износостойкости рабочей пары при использовании образивосодержащих бурильных растворов.
Процесс работы:
Винтовые зубья ротора и статора непрерывно контактируя между собой делят рабочий обьем на ряд полостей. Полости, гидравлически связанные с плоскостями высокого и низкого давления называются камерами. А полости, отделенные от полостей высокого и низкого давления называют шлюзами.
Рабочие камеры, образованные поверхностями ротора и статора, должны быть взаимоогибаемы, отделены друг от друга в течении всего рабочего цикла. Профили должны находится в непрерывном контакте между собой в любой фазе зацепления.
В каждом поперечном сечении рабочих органов на длине шага ротора возникает неуравновешанная гидравлическая сила, действующая на ротор, суммирую эти гидровлические силы, получается вращающий момент ротора и сила, вызывая возникновение перекашивающегося момента.

Основные параметры ВЗД (Д2-195)
Расход жидкости, дм3/с 35-40
Частота вращения, мин-1 140-170
Перепад давления, МПа 6-7
Вращающий момент, кН х м 6,5-8
Длина, мм 6900
Масса , кг 1140
37. Электробуры: назначение, устройство конструкции, принцип работы, условные обозначения, основные параметры.
Назначение: Электробур выступает в качестве очень чувствительного датчика забойного процесса, реагирующего на все изменения и отклонения при бурении, что позволяет оперативно осуществлять процесс управления.
Преимущество:
1.      обладает каналом связи, который может быть использован для телеметрии;
2.      независимость частоты вращения от нагрузки на долото момента и других параметров от количества подаваемой жидкости, её плотности и физических свойств и глубины скважины;
3.      постоянство частоты вращения, большая перегрузочная способность электродвигателя;
4.      возможность контроля кривизны, отклонения ствола скважины и процесса работы с поверхности земли;
5.      электробурение обладает необходимыми средствами для осуществления автоматизации процесса бурения.Недостатки:
1.      необходимость одновременной подачи к забою двух видов энергии – электрической и гидравлической;
2.      сложность конструкции;
3.      электрический кабель снижает площадь сечения бурильной колонны, что приводит к большим гидравлическим потерям (сопротивлениям).
Конструкция электробура:
Электробур – это цилиндрический герметичный маслонаполненный трехфазный асинхронный электродвигатель с короткозамкнутым ротором из нескольких секций.
Корпус статора – труба с соединительным резьбами и концами, в которую запрессованы пакеты магнитной стали. Последние служат для уменьшения электрических потерь с статора в местах установки подшипников вала ротора.
В пакетах ротора имеются пазы, в которых заложена обмотка. Концы её соединены с кабелем, имеющий контактный стержень, который расположен в верхнем переводнике электробура.
На пустотелом валу насажены пакеты ротора, собранные из шихтованной листовой немагнитной стали, с алюминиевой обмоткой типа “беличье колесо”. Каждый пакет – это небольшой коротко замкнутый ротор. Между пакетами устанавливается радиальный шарикоподшипник. Осевая нагрузка от веса ротора воспринимается нижним подшипником.
Герметизация двигателя осуществляется сальниковыми уплотнителями, установленными в нижней и верхней его частях, и уплотнением соединений корпусов. Давление масла двигателя должно превышать давление бурильного раствора 0,2…0,3 МПа. Для этого в верхнем корпусе устанавливается лубрикаторы, которые позволяют иметь запас масла и компенсировать его утечку при эксплуатации, и регулируют объем масла внутри электродвигатель при изменение температуры, что исключает опасность повышения давления и разрушения сальников.
Принцип работы: Электробур с долотом спускается в скважину на бурильных трубах, через которые прокачивается промывочная жидкость. Электроэнергия к электробуру подводится по кабелю, вмонтированному в бурильные трубы.
left377736700Условное обозначение
Основные параметры (мм)
Диаметр электробураДиаметр долотаДиаметр электробураДиаметр долота127 146 240 269,9; 295,3
164 187,3; 190,5 290 От 349,2 до 393,7
190 212,7; 215,9; 244,5 Диаметр электробура, ммГлубина бурения, м, не более Максимальная осевая нагрузка, кН (тс), не более
127 7000 100 (10)
164 6000 250 (25)
190 6000 300 (30)
240 5000 400 (40)
290 3500 450 (45)
Удельную массу электробура Му, кг/кВт × ч, следует вычислять по формуле
Му = ,где Мс - масса сухого изделия, кг;
Р - мощность, кВт;
Тр.п. - полный ресурс, ч.
38. Верхний привод (силовой вертлюг): назначение, компоновки, технические характеристики.
Назначение:
1. Вращение бурильной колонны с регулированием частоты при бурении, проработке и расширении ствола скважины, при подъеме/спуске бурильной колонны.
2. Торможение бурильной колонны и её удержание в заданном положении.
3. Обеспечение проведения спуско-подъемных операций в том числе:
4. наращивание/разборка бурильной колонны свечами и одиночными трубами;
5. свинчивание/развинчивание бурильных труб, докрепление/раскрепление резьбовых соединений переводников и шаровых кранов;
6. подача бурильных труб к стволу/удаление от ствола вертлюга.
7. Проведение операций по спуску обсадных колонн в скважину.
8. Промывка скважины и одновременное проворачивание бурильной колонны.
9. Задание и обеспечение величин крутящего момента и частоты вращения, их измерение и вывод показаний на дисплей шкафа управления, выносной дисплей, пульт управления и на станцию геолого-технических исследований.
10. Дистанционное управление.
11. Герметизация внутритрубного пространства шаровыми кранами.
Компоновки:??????Технические характеристики:
Допускаемая нагузка, кН (тс)
Передаточное отношение редуктора
Крутящий момент для вращения бурильной колонны, кН м (тс м):
-длительно действующий
-кратковременный
Максимальная частота вращения при крутящем моменте 41 кН м, с (об/мин)
Максимальная частота врещения, с (об/мин)
Диапазон регулирования частоты вращения, %
Крутящий момент раскрепления, кН м (тс м)
Максимальное давление нагнетания прокачиваемой жидкости (бурового раствора), МПа (кг/см2)
Условный проход ствола, мм
Рабочее давление шаровых кранов (внутренних провеноров), МПа (кг/см2)
Диаметр бурильных труб, мм
Диаметр УБТ, мм
Тип электродвигателя
Мощность электродвигателя
Номинальная частота вращения электродвигателя, об/мин
Максимальная частота вращения электродвигателя, об/мин
39. Условные обозначения и конструкции современных силовых вертлюгов отечественного и зарубежного производства.
Отечественного производства:
Обозначение: СВП 320.
СВП – силовой верхний привод, 320 – допускаемая нагрузка, кН.Конструкция: 1 - вертлюг-редуктор, 2 - штропы вертлюга-редуктора, 3 - талевая система, 4 - электродвигатель постоянного тока, 5 - диско-колодочный тормоз, 6 - рама с роликами (каретка), 7 - блок роликовый, 8 - система разгрузки резьбы, 9 - трубный манипулятор, 10 - вертлюжная головка, 11 - штропы элеватора,12 - гидроцилиндры отвода штропов элеватора, 13 - трубный зажим.
Зарубежное производство:
Обозначение: DDM 650 Силовой верхний привод с электроприводом и допускаемой нагрузкой 650 т.
40. Оборудование и инструмент для СПО: машинные ключи УМК, стационарные буровые ключи АКБ, подвесные ПБК. Назначение, классификация, конструкции, устройство, состав.
Ключ УМК: состоит из четырёх шарнирно соединённых между собой челюстей и рычага . В комплект ключа входят две сменные челюсти , одна из которых предназначена для захвата труб диаметрами 108 - 178 мм, вторая - для труб диаметрами 140-212 мм. Все челюсти соединены между собой и с рычагом при помощи пальцев . Ключ закрывается защёлкой , прикреплённой к челюсти . Машинный ключ под действием смонтированных на корпусной челюсти пружин должен автоматически закрываться после установки его на трубу. В челюсти простроганы два паза типа «ласточкин хвост», в которые вставляются сменные плашки с насечкой (сухари УМК). Сухари обеспечивают достаточный момент трения в начале затяжки ключа, когда нормальное давление челюстей на трубу ещё относительно небольшое. В дальнейшем челюсти плотно обхватывают трубу и создаётся усилие, предупреждающее проскальзывание ключа по поверхности трубы, муфты или замка.
Два машинных ключа УМК-1 подвешены в горизонтальном положении у ротора на специальных канатах, которые перекинуты через блоки, прикреплённые к поясам вышки. К другим концам каната подвешиваются грузы, уравновешивающие ключи. Благодаря уравновешиванию ключи легко передвигаются по вертикали в процессе спускоподъёмных операций на необходимую высоту. Один из ключей ставится для задержки трубы от проворачивания. Для этого его хвостовик соединён канатом с ногой вышки. Этот ключ надевается на замковую муфту нижней трубы и отводится в крайнее положение. Второй ключ подвешен с противоположной стороны ротора. Он надевается на замковый ниппель верхней трубы. Хвостовик ключа соединён канатом со штоком пневмораскрепителя буровой лебёдки. За один ход пневмораскрепителя ключ проворачивается на 60 - 70°. Этот ключ относится к ключам дискретного действия.
АКБ: Ключ состоит из блока ключа, колонны с кареткой и пульта управления. Механизмы ключа работают при помощи пневмодвигателя и пневмо — цилиндров от сети сжатого воздуха.
Блок ключа – основной механизм, выполняющий операции свинчивания и развинчивания труб. По направляющим полозьям блок ключа перемещается вдоль каретки под воздействием двух пневматических цилиндров двои — ного действия и может подводиться к бурильной трубе или отводиться от нее.
Вращение трубозажимного устройства блока ключа – от пневмодвига — теля через редуктор. Каретка свободно вращается в верхней части колонны, ее положение при работе фиксируется. Каретка с блоком ключа может перемещаться вдоль колонны по высоте. Нижней частью ключ жестко крепится к основанию буровой.
Дистанционное управление работой ключа обеспечивает пульт.
Ключ буровой автоматический стационарный АКБ-ЗМ2.Э2 с двухско — ростным электроприводом вращателя разработан на базе ключа АКБ — ЗМ2. Область применения ключа АКБ —ЗМ2.Э2 и диапазон свинчивания и развинчивания соединений бурильных и обсадных труб в процессе спуско — подъемных операций аналогичны ключу АКБ — ЗМ2.
Основными узлами ключа являются блок ключа, колонна с кареткой и пульт управления. Ключ снабжен также системой обогрева (в зимний период) пневматических устройств.
Ключи буровые автоматические стационарные с гидроприводом КБГ и КБГ2 предназначены для механизации свинчивания — развинчивания бу—
рильных, утяжеленных обсадных, насосно — компрессорных труб и долот с контролем и автоматическим ограничением крутящего момента, а также для механизации наращивания бурильной колонны через дополнительный шурф разборки забойных двигателей на буровой. Применяются на буровых установках со всеми типами встроенных в ротор клиньевых захватов, в любых климатических условиях.
Буровой ключ КБГ2 состоит из механизма позиционирования, закрепленного на основании буровой, смонтированных на нем вращателя и стопорного ключа, а также пульта управления и силовой установки.
Вращатель – механизм, передающий крутящий момент на замок, выполняющий операции свинчивания — развинчивания. Защита резьбовых соединений от перегрузок обеспечена установкой датчика момента.
Стопорный ключ служит для удержания колонны от поворота, компенсации осевой нагрузки на резьбу от веса труб.
Вращатель со стопорным ключом могут плавно подниматься, опускаться и удерживаться на любом уровне механизма позиционирования, а также отводиться в сторону от центра скважины. Максимальный угол по — ворота ключа вокруг механизма позиционирования 120°.
С пульта осуществляется дистанционное управление всеми механизмами ключа.
Силовая установка компактно выполнена в виде отдельного блока.
Модульное исполнение трубозажимного устройства предусматривает возможность поставки ключа:
в комплекте с двумя трубозахватами на диапазон диаметров 48-508 мм;
в комплекте с трубозахватом на диапазон диаметров 48-340 мм;
в комплекте с трубозахватом на диапазон диаметров 341-508 мм.
ПБК: ??????????

Приложенные файлы

  • docx 8845446
    Размер файла: 774 kB Загрузок: 1

Добавить комментарий