Эксплуатационное и разведочное бурение скважин нефти и газа

13..При длительных перерывах в работе ключом  производится дополнительное перекрытие подачи сжатого воздуха к пневмосистеме пульта ключа путем перекрытия второго крана, расположенного на воздухосборнике, с вывешиванием соответствующего предупредительного плаката.

14.Категорически запрещается: 

а) производить включение в работу любого механизма ключа, если около него находится человек;

б) принудительно открывать клапан отсекатель путем нагружения грузом или привязкой ножной педали;

в) снимать решетчатое ограждение рукояток пульта;

г) изгибать направление планки копирного устройства пульта;

д) применять челюсти, не предусмотренные заводской инструкцией для данного диаметра труб или замков, самовольная комплектовка челюстей прокладками под сухарем, не предусмотренными для данного диметра; применять челюсти разных размеров в одном комплекте;

е) отключать цилиндр совмещения разъема разрезной шестерни с разъемом корпуса ключа;

ж) работать без дугообразных пружин раскрытия челюстей;

з) снимать передние и задние амортизирующие пружины верхней трубозажимной головки;

и) снимать  пружины фиксатора рукояток пульта;

к) производить  любую разукомплектовку ключа или  эксплуатировать разукомплектованный ключ;

л) использовать ключ в качестве тягового устройства путем наматывания канат на верхнем трубозажимном устройстве;

м) использовать колонну ключа как якорное  или обводное устройство при подтягивании различных грузов;

и) во время работы ключа кому-либо из рабочих подходить близко к ключу и работающим механизмам ключа;

о) производить  какие-либо подправки при работающих механизмах ключа;

п) производить  спуск-подъем колонны труб при не полностью отведенном ключе;

р) подводить  ключ к колонне труб до окончательной  посадки ее на клинья или элеватор;

с) подводить  ключ к бурильной колонне в  момент установки свечи (трубы) в муфту спущенной в скважину колонны труб. Подвод ключа к трубе производится после установки свечи к муфте и отхода рабочего на безопасное расстояние, вне зоны действия ключа.

До  начала работ с АКБ убедиться  в плавности ходя АКБ, к трубе  и обратно, на салазках. Скорость подвода и отвода отрегулировать ограничителями, установленными на цилиндрах подвода.

т) вращение трубозажимного устройства, если поднятая из скважины свеча (труба) находится  под натягом за счет пружины крюка или от натяжения талевой системы;

у) освобождать  заклинившиеся на трубе ключа  ломами или другими предметами без отключения ключа и выпуска избыточного в механизмах ключа воздуха;

ф) производить  подвод-отвод, а также вращение трубозажимного устройства и включение вспомогательного цилиндра нижних челюстей, если кто-либо из рабочих находится в опасной зоне действия ключа.

15.Опасной зоной действия ключа считается зона в пределах 1,5 метра от ключа АКБ-ЗМ.

Особо опасной считается зона между  ключом и центром скважины, когда в скважину спущены трубы.

ВНИМАНИЕ! Крайне опасно находиться в  опасной зоне или проходить по ней даже при неработающем ключе без выполнения требований пункта 12!!!

16.Запрещается производить работы при любых неисправностях:

• в механических частях ключа;
• пневматической линии;
• предохранительном клапане в пневмолинии;
• при давлении в пневмосистеме выше 10 кгс\см²;
• пульта управления;
• негерметичности кранов управления.

17.При  ограничении работы   ключом   центральный   кран пульта управления должен быть закрыт, рукоятка крана снята с пульта. Рукоятки пульта управления  должны находиться в нейтральном (выключенном) положении и застопорены в этом положении верхней утолщенной частью рукоятки.

18. При  смене вахт должны производиться  сдача всего оборудования ключа, о чем производить соответствующие отметки в буровом журнале.

19. В   условиях низких температур запрещается  производить отогрев ключа горячей  водой. При необходимости такого отогрева необходимо принять меры, исключающие попадание воды в картер редуктора и двигателя. После пропарки  ключа конденсат необходимо  удалить,  и  сразу произвести смазку ключа:    подшипники смазать консистентной смазкой, в картер залить масло «инедустриальное-50».

20. С  целью выявления пультов, техническое  состояние которых не удовлетворяет требованиям безопасной работы, каждому пульту управления ключом необходимо производить ревизию не реже одного раза в течение 3-х месяцев работы согласно заводской инструкции.

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

                  7. Устройство и принцип работы турбобура Т-12МЗБ-240

ОДНОСЕКЦИОННЫЙ ТУРБОБУР

Серийный выпуск односекционных турбобуров типа Т12МЗ был освоен в 1952 г. Конструкция этих турбобуров первоначально отвечала требованиям повышения технико-экономических показателей бурения нефтяных и газовых скважин. Односекционные турбобуры изготовлялись диаметром 240, 212, 195 и 172 мм.

Турбобур типа Т12МЗ включает турбину, составленную из 100 - 120 ступеней, резинометалляческую пяту и корпусные детали. На рисунке 8 показана наиболее совершенная конструкция турбобура типа Т12МЗБ-240. На валу 22 размещены диски ротора 13, втулка 20 нижней опоры, две втулки 14 средней опоры и упорная втулка 18. Все перечисленные детали зажаты роторной гайкой 6, для предохранения которой от самопроизвольного отвинчивания предусмотрен обжимающий колпак 5, закрепляемый контргайкой 4.

Верхняя часть гайки  б имеет коническую форму и  продольные прорези. Колпак 5 под действием  контргайки внутренним конусом обжимает прорезанные участки роторной гайки 6 и прижимает ее к поверхности вала, создавая цанговый эффект. Благодаря этому осуществляется предохранение от самоотвинчивания роторной гайки 6. Упорная втулка 18 и втулка 20 нижней опоры фиксируются шпонкой 19 относительно вала 22. Внутри корпуса 3 размещаются диски статора 12, средние опоры 15, регулировочное кольцо 10, определяющее положение ротора относительно статора в собранном турбобуре, и подпятники 8. Ниппель 21 служит для закрепления в корпусе 3 системы дисков статоров, средних опор и подпятников. Роль верхнего упора выполняет торец переводника 1, который служит для соединения корпуса 3 с колонной бурильных труб. Вал 22 турбобура в нижней части имеет переводник 23 для присоединения долота или другого инструмента.

Ниппель 21 имеет цилиндрическую (турбобуры Т12МЗБ-9’’ и Т12М3Б-6 5/8”) или коническую (турбобуры Т12МЗБ-240, Т12МЗБ-8”, Т12МЗБ-7 1/2” и ТI2МЗЕ-6 5/8”) резьбу. При использовании конической резьбы в корпусе турбобура под ниппельный конец закрепляющей детали устанавливается регулировочное кольцо 16 резьбы. Уплотнительные кольца 11, 17 предохраняют от проникновения глинистого раствора в зазор между валом и роторами.

 

Рис. 8. Турбобур Т12МЗБ - 240

 

1 — переводник; 2 — втулка корпуса; 3 — корпус; 4 — контргайка;

5 — колпак; 6 — роторная гайка; 7 — диск пяты; 8 — подпятник; 

9 — кольцо пяты; 10, 16 — регулировочные кольца;

11, 17 — уплотнительные кольца; 12 — статор; 13 — ротор;

14, 20 — втулки средней  и нижней опоры соответственно;

15 — средняя опора; 18 — упорная втулка; 19 — шпонка;

21 — ниппель; 22 — вал; 23 — переводник вала

В турбобуре типа Т12МЗ кроме подпятников с привулканизированной резиной предусмотрено применение подпятников со сменными резиновыми вкладышами. В этом случае в шифр турбобура после размера добавляют буквы СР. В турбобурах размером 195 и 172 мм используют составные турбины, имеющие металлические ступицы и пластмассовые проточные решетки. В шифр турбобура при этом добавляют букву П.

Укороченные турбобуры  типа Т12МЗК изготовляют на базе односекционных турбобуров. Они отличаются значительно меньшим (30 —60) числом ступеней турбин и опор. Укороченные турбобуры применяют для ориентированного искривления скважин при наклонно направленном бурении.

Турбобуры ТБ применяются  при бурении вертикальных и наклонных  скважин малой и средней глубины без гидромониторных долот. Применение гидромониторных долот невозможно по тем причинам, что через нижнюю радиальную опору (ниппель) даже при незначительном перепаде давления протекает 10 – 25% бурового раствора.

Значительное снижение потерь бурового раствора достигается в турбобурах, нижняя секция которых, названная шпинделем, укомплектована многорядной осевой опорой и радиальными опорами, а турбин не имеет.

Присоединяется секция шпиндель к одной (при бурении  неглубоких скважин), двум или трём последовательно соединённым турбинным секциям.

Поток бурового раствора, пройдя турбинные секции, поступает  в секцию – шпиндель, где основная его часть направляется во внутрь вала шпинделя и далее к долоту, а незначительная часть – к  опорам шпинделя, смазывая трущиеся поверхности дисков пяты и подпятников, втулок средних опор и средних опор. Благодаря непроточной конструкции опор и наличию уплотнений вала, значительно уменьшены потери бурового раствора через зазор между валом шпинделя  и ниппелем.

 

8. Техническая характеристика вертлюга БУ – 1600/100 ЭУ. Конструкция узла сальника

Вертлюгом называется промежуточный узел между  крюкоблоком и вращающейся бурильной колонной, к которому подсоединяется гибкий буровой рукав. Вертлюг должен обеспечивать герметичный подвод промывочной жидкости в бурильную колонну и свободное ее вращение.

Рис. 9. Вертлюг буровой

Основными узлами вертлюга являются: корпус, подвешенный  в зеве крюка с помощью штропа, вращающийся ствол, опирающийся на упорные шариковые подшипники, уплотнительный узел (сальник), герметизирующий соединение напорной трубы и ствола.

От надёжности вертлюга зависит безотказная работа всей буровой установки. Вертлюг, являясь верхней опорой для бурового инструмента, предназначен для подвода бурового раствора во вращающуюся бурильную колонну. В процессе бурения вертлюг подвешивается к автоматическому элеватору либо к крюку талевого механизма и посредством гибкого бурового шланга соединяется со стояком напорного трубопровода буровых насосов. При этом ведущая труба бурильной колонны соединяется с помощью резьбы с вращающимся стволом вертлюга, снабженным проходным отверстием для бурового раствора. Во время спускоподъемных операций вертлюг с ведущей трубой и гибким шлангом отводится в шурф и отсоединяется от талевого блока. При бурении забойными двигателями вертлюг используется для периодических проворачиваний бурильной колонны с целью предотвращения прихватов.

В процессе эксплуатации вертлюг испытывает статические  осевые нагрузки от действия веса бурильной колонны и динамические нагрузки, создаваемые продольными колебаниями долота и пульсацией промывочной жидкости. Детали вертлюга, контактирующие с раствором, подвергаются абразивному износу. Износостойкость трущихся деталей вертлюга снижается в результате нагрева при трении.

К вертлюгам  предъявляются следующие основные требования:

- поперечные габариты не должны препятствовать его свободному перемещению  внутри вышки при наращивании бурильной колонны и спускоподъемных  операциях;

- быстроизнашиваемые  узлы и детали должны быть  удобными для быстрой замены в промысловых условиях;

- подвод и  распределение масла должны обеспечить эффективную смазку и охлаждение трущихся деталей вертлюга;

- устройство  для соединения с талевым блоком должно быть надежным и удобным для быстрого отвода и выноса вертлюга из шурфа.

Параметры вертлюга должны отвечать требованиям бурения и промывки скважин и одновременно соответствовать аналогичным параметрам подъемного механизма и буровых насосов.

Допускаемая статическая  нагрузка – постоянная осевая нагрузка, которую может выдержать вертлюг без разрушения при невращающемся стволе. Уровень осевых нагрузок, действующих на ствол вертлюга, зависит от глубины бурения и достигает наибольших значений при подъеме прихваченной бурильной колонны либо при расхаживании обсадной колонны с циркуляцией бурового раствора. При этом в целях безопасности наибольший уровень действующих нагрузок не должен превышать допускаемой нагрузки на крюке, принятой для буровой установки соответствующего класса. Поэтому допускаемая статическая нагрузка вертлюга должна быть не менее допускаемой нагрузки на крюке буровой установки.

Динамическая  нагрузка установлена исходя из условия  обеспечения  расчетного ресурса основной опоры вертлюга при вращении с частотой  100 об/мин в течение 3000 ч. Основная опора вертлюга вращается с подвешенной к нему бурильной колонной, масса которой возрастает по мере углубления скважины и зависит от применяемых труб. Согласно этому динамическая нагрузка на вертлюг рассчитывается по наиболее тяжелой бурильной колонне, используемой при бурении скважин заданной глубины.

Таблица 4

Техническая характеристика вертлюгов

Максимальное  давление прокачиваемой жидкости определяются исходя из режима промывки скважины. Его значение должно быть не менее наибольшего давления насосов, используемых в буровой установке соответствующего класса.