Автор: Муравенко В.А. Муравенко А.Д
Теги: физика оборудование машины буровые машины буровые механизмы
ISBN: 5-93972-181-8
Год: 2002
Текст
В. А. Муравенко
А. Д. Муравенко
В. А. Муравенко
БУРОВЫЕ МАШИНЫ
И МЕХАНИЗМЫ
лмямкгакттк.«дцямщ wf* fbi
вммпаатм1мамяяч«аымммвам№№ш«чт№№«1'- - яг>mwwii <л.~*яют»ги жвыцтиттлюиммаив**». > «*
ТОМ 1
В. А. Муравенко
А. Д. Муравенко
В. А. Муравенко
БУРОВЫЕ МАШИНЫ
И МЕХАНИЗМЫ
ТОМ 1
Справочно-информационное издание
Москва ф Ижевск
2002
PDF => DJVU
THORNado
’if ;
уда 53
Издание осуществлено при финансоной поддержке АО «Удмур! нефть»
Интернет-магази 11
http://shop.rcd.ni
• ф и I и к а
• математика
• биология
• техника
Муравенко В. А., Му равен ко Л.ДМ Мура вен ко В. А.
Буровые машины и механизмы. Том I. Москва-Ижевск: Институт ком-
пьютерных исследований, 2002, S20 г ip9
В книге кратко описаны серийные м>мн»ек1ныс буровые установки для экс-
плуатационного и глубокого разведочного бурения, Приведены необходимые своде-
ния по буровым машинам и механи1мим» мнорыми комплектуются буровые усга-
новки. В книге даны расчеты, рекомеиддиии, указания практического назначения.
Значительная часть материала посвящена женлуанщии, техническому обслужива-
нию и ремонту бурового оборудования. Боныное внимание уделено вопросу смазки,
предложены возможности использования эффскin Бе пязносности в подшипниковых
узлах бурового оборудования.
Книга может быть использована как npaia ичсское пособие для студентов неф-
тяных вузов и факультетов, обучающихся но специальностям «Машины и оборудо-
вание нефтяных и газовых промыслов», «Бурение неф I иных и газовых скважин»;
может быть полезна для инженерно-технических ptiboi ников механических и тех-
нологических служб буровых предприятий, буровым мастерам и рабочим буро-
вых предприятий при обучении и повышении квалификации в нефтяных колледжах
и в учебно-курсовых комбинатах.
ISBN 5-93972-181-8
© В. А. Муравенко, А. Д. Муравенко, В. А. Муравенко, 2002
© Институт компьютерных исследований, 2002
http://rcd.ru
Оглавление
Список сокращенных названий............................... 7
Предисловие............................................... 8
РАЗДЕЛ L БУРОВЫЕ МАШИНЫ И МЕХАНИЗМЫ 11
Глава 1. Комплектные буровые установки................... 13
1. Шифры буровых установок........................... 13
2. Основные параметры буровых установок.............. 14
3. Характеристики подъемного механизма и привода ротора бу-
ровых установок ....................................... 16
4. Буровые установки отечественного и зарубежного производ-
ства .................................................. 20
5. Ввод в эксплуатацию буровых установок............. 83
6. Эксплуатация буровых установок.....................90
Глава 2. Буровые сооружения.............................. 95
1. Буровые вышки..................................... 95
2. Испытание буровых вышек............................99
3. Эксплуатация буровой вышки........................108
4. Основания.........................................111
Глава 3. Буровые лебедки.................................117
1. Применяемость буровых лебедок.....................117
2. Регулятор подачи долота на забой..................122
3. Лебедка вспомогательная...........................124
4. Эксплуатация буровых лебедок......................127
Глава 4. Талевые системы.................................137
1. Назначение и механизмы талевой системы............137
2. Кронблоки.........................................139
3. Талевые блоки.....................................143
4. Крюки и крюкоблоки................................148
4
Оглавление
5. Бурильные пиропы..................................152
6. Механизмы перепуска и крепления неподвижной ветви тале-
вого каната .....................t....................153
7. Талевые канаты....................................157
8. Перепуск талевого каната..........................161
9. Эксплуатация талевой системы .....................163
ГЛАВА 5. Вертлюги........................................167
L Применяемость вертлюгов...........................167
2. Эксплуатация вертлюгов............................174
Глава 6. Роторы и пневматические клинья..................178
1. Применяемость роторов ............................178
2. Клиновые захваты..................................183
3. Эксплуатация роторов и клиньев ПКР................190
Глава 7. Буровые насосы .................................194
1. Назначение, применяемость буровых насосов.........194
2. Буровые насосы большой мощности ..................196
3. Буровые насосы малой мощности.....................217
4. Эксплуатация буровых насосов .....................226
Глава 8. Механизмы и инструменты для спуско-подъемных опера-
ций ...................................................237
1. Автоматические буровые ключи. Устройство..........237
2. Эксплуатация буровых ключей АКБ...................261
3. Машинные ключи....................................269
4. Элеватор-спайдеры.................................277
5. Корпусные элеваторы типа КМ и ЭК..................279
6. Комплекс механизмов АСП...........................296
7. Схема работы комплекса механизмов АСП.............313
Глава 9. Силовые приводы буровых установок...............317
1. Требования к силовым приводам.....................317
РАЗДЕЛ II. КОМПЛЕКС ОБОРУДОВАНИЯ ЦИРКУ-
ЛЯЦИОННОЙ СИСТЕМЫ 323
Глава 10. Применяемость циркуляционных систем............325
Оглавление
5
Глава 11. Оборудование для очистки бурового раствора......336
1. Вибрационные сита..................................336
2. Обеспечение стартовой готовности вибросита.........343
3. Смена кассет на вибросите..........................345
4. Рекомендации контроля вибросит и ситовых кассет....346
5. Выбор типоразмера сетки для вибросита..............350
6. Гидроциклоны.......................................355
7. Замечания по эффективности работы гидроциклона.....369
8. Насосы шламовые 6Ш8 и 6Ш8-2........................370
9. Гидравлические перемешиватели в емкостях ЦС........376
10. Механические перемешиватели в емкостях ЦС .........377
Глава 12. Оборудование для приготовления бурового раствора . 381
1. Механические двухвальные мешалки...................382
2. Фрезерно-струйные мельницы.........................384
3. Гидравлические мешалки.............................386
4. Блоки приготовления растворов БПР..................390
РАЗДЕЛ III. УПРАВЛЕНИЕ БУРОВЫМИ УСТАНОВ-
КАМИ 397
Глава 13. Система воздухоснабжения.........................402
1. Компрессорная станция 4ВУ1-5/9М2...................402
2. Система автоматического управления и аварийной защиты
компрессора с электроприводом......................407
3. Особенности автоматизированного управления компрессора
с контрприводом.........................................409
4. Компрессор АВШ-6/8.................................410
5. Воздухосборники....................................412
Глава 14. Исполнительные механизмы системы пневматического
управления..............................................421
1. Шинно-пневматические муфты.........................421
2. Пневматические цилиндры............................427
ГЛАВА 15. Управляющие пневматические устройства...........429
1. Двухклапанный кран.................................429
2. Четырехклапанный кран..............................432
3. Кран пневматического торможения....................437
6
Оглавление
Глава 16. Воздухопроводы..................................441
1. Вертлюжки..........................................441
2. Клапан-разрядник...................................444
3. Обратный и переключательный клапаны................445
4. Трубопроводы.......................................447
РАЗДЕЛ IV. СМАЗКА И ГОРЮЧЕ-СМАЗОЧНЫЕ МА-
ТЕРИАЛЫ 449
Глава 17. Виды смазочных материалов и методы смазывания . . 451
Глава 18. Минеральные и синтетические масла...............454
1. Общие сведения.....................................454
2. Классификация и назначение масел...................458
3. Классификация и назначение присадок к маслам.......460
4. Классификация моторных масел.......................463
5. Классификация трансмиссионных масел................469
6. Классификация индустариальных масел................473
7. Классификация компрессорных масел..................476
8. Классификация турбинных масел......................478
9. Классификация электроизоляционных масел............479
10. Классификация гидравлических масел.................480
11. Указания по выбору жидкой смазки...................485
12. Топливомаслоустановки..............................491
Глава 19. Пластичные смазочные материалы..................495
1. Общие сведения.....................................495
2. Область применения и основные параметры качества пла-
стичных смазок.........................................499
3. Традиционное условие на смазку подшипникового узла . . . 502
4. Добавка смазки в подшипниковый узел................503
5. Эффект безызности в подшипниковых узлах бурового обо-
рудования .............................................506
ГЛАВА 20. Топливо.........................................510
1. Общие сведения.....................................510
2. Бензин ............................................512
3. Дизельное топливо .................................515
4. Топливо для тихоходных дизелей.....................517
5. Печное и котельное топливо.........................518
Список сокращенных названий
БУ — буровая установка
ЦС — циркуляционная система
РД — руководящий документ
ВЗБТ — Волгоградский завод буровой техники
НБ — насос буровой
НБТ — насос буровой трехпоршневой
СЛ — список литературы
ТО — техническое обслуживание
Т — текущий ремонт
К — капитальный ремонт
РЦ — ремонтный цикл
МРП — межремонтный период
МУ — методические указания
«Система ТО и ПР» — Система технического обслуживания и планового
ремонта бурового оборудования
УЗД — ультразвуковая дефектоскопия
КИП — контрольно-измерительные приборы
ГИВ — гидравлический индикатор веса
РПДЭ — регулятор подачи долота электрический
УБР ~ управление буровых работ
ЦИТС — центральная инженерно-технологическая служба
БПО — база производственного обслуживания
ПРЦБО — прокатно-ремонтный цех бурового оборудования
ВМЦ — вышкомонтажный цех
АТЦ — автотранстпортный цех
ЦКС — цех крепления скважин
ОГМ — отдел главного механика
ОТБ — отдел техники безопасности
ИП — избирательный перенос при эффекте безызносности
ПМ — шинно-пневматическая муфта
Предисловие
Буровая установка — сложный комплекс агрегатов, машин и механиз-
мов, выполняющих различные, но связанные между собой функций в про-
цессе бурения скважины. Поэтому от инженеров-механиков по специаль-
ности «Машины и оборудование нефтяных и газовых промыслов» и от
горных инженеров по специальности «Бурение нефтяных и газовых сква-
жин» требуется не только знание техники и специфики бурения скважин
на нефть и газ, но и знание рекомендаций по жсплуатации, техническому
обслуживанию и ремонту бурового оборудования.
Цель практического пособия помочь студентам изучить курс «Буро-
вые машины и механизмы», а инженерно»техническим работникам меха-
нических и технологических служб буровых предприятий — организовать
поддержание буровых установок, буровых машин и механизмов в надле-
жащем и работоспособном техническом состоянии, выполняя требования
правил эксплуатации, технического обслуживания и планового ремонта.
Творчески работающий инженер всегда заботится об организации лич-
ной библиотеки технической литературы нс только по своей, но и по смеж-
ным специальностям. Отсюда следует, что в личной библиотеке должно
быть достаточное и разнообразное количество книг, хотя некоторые из них
могут пригодиться спустя годы.
Хорошо по этому поводу сказал великий физик II. Н. Лебедев: «Книж-
ный шкаф знает больше, чем я, но я физик, а он нет!»
На первых порах молодой специалист, оказавшись на производстве
после окончания вуза, инженером только называется.
Настоящим инженером ему предстоит еще стать: самодисциплина; чте-
ние периодической технической литературы по своей специальности; уме-
ние работать с книгой и добывать техническую информацию; проявление
наблюдательности и пытливости инженера; поиск нового в обыденной тех-
нологии производства; не позволение себе ограничиваться текучкой повсе-
дневных однообразных дел; стремление познания того, что находится за
пределом своих обязанностей по должности; ведение записей своих мыс-
лей, идей, нерешенных проблем с первых дней работы на производстве;
периодическое просматривание этих записей и возвращение к повторному
Предисловие
9
изучению одного и того же вопроса — только так можно стать подлинным
инженером.
Настоящая книга является итогом многолетней работы авторов по ор-
ганизации эксплуатации, технического обслуживания и ремонта бурового
оборудования, многолетнего опыта преподавания курса «Буровые машины
и механизмы» в нефтяном колледже и учебно-курсовом комбинате, итогом
изучения технической литературы, авторам которых мы глубоко призна-
тельны. Заранее приносим извинения тем своим коллегам, конструкторам
заводов, должную признательность которым поименно невозможно выска-
зать за их техническую информацию на совещаниях, конференциях.
Особую признательность и благодарность за ценные замечания и ре-
комендации по содержанию и оформлению рукописи, за советы и практи-
ческую помощь по изданию настоящей книги выражаем Кудинову В. И.,
доктору технических наук, профессору, академику, заслуженному деятелю
науки и техники Российской Федерации.
Авторы книги готовы с благодарностью принять все замечания и по-
желания с целью сделать будущее издание подобной работы более полным
и, следовательно, более полезным.
Все предложения авторы просят направлять по адресу: 426036,
г. Ижевск, Удмуртская Республика, ул. Университетская, 1, Удмуртский го-
сударственный университет, нефтяной факультет.
Раздел I
Буровые машины
и механизмы
Глава 1
Комплектные буровые установки
1. Шифры буровых установок
С началом серийного выпуска комплектных буровых установок по-
явилась необходимость их классификации, и основные параметры буровых
установок закреплены ГОСТ 16293-821 «Установки буровые комплектные
для эксплуатационного и глубокого разведочного бурения. Основные пара-
метры», а шифры — «Методическими рекомендациями» ВНИИБТ.
В шифрах буровых установок принято:
БУ — буровая установка;
Первое число — условная глубина бурения, в метрах;
Второе число — соответствует допускаемой нагрузке в десятках кН
(в тонн-силах);
Э — электрический (переменного тока) привод основных ме-
ханизмов с питанием от промышленной электросети;
ДГ — дизель-гидравлический привод основных механизмов;
ЭР, ЭП — электрический регулируемый (тиристорный) привод
основных механизмов с питанием от промышленной
электросети;
ДЭР, ДЭП — электрический регулируемый (тиристорный) привод
основных механизмов с питанием от автономных ди-
зель-электрических станций;
У — универсальная монтажеспособность;
К — кустовое бурение;
1, IM, 2М — модификации установок.
Условная глубина бурения определяет глубину бурения при массе
погонного метра бурильной колонны 30 кг, при этом нагрузка на крюке *
Действует с 01.05.87 «Изменение № 1» ГОСТ 16293-82 «Установки буровые комплектные
для эксплуатационного и глубокого разведочного бурения. Основные параметры».
Действует с 01.02.88 «Изменение № 2» ГОСТ 16293-82.
Действует ГОСТ 16293-89.
14
Глава 1
от наибольшей массы бурильной колонны составляет 0,5 допускаемой на-
грузки на крюке. Допускается увеличивать нагрузку на крюке от массы
бурильной колонны до 0,6 допускаемой нагрузки на крюке. При этом допу-
щении расчетная глубина бурения может отличаться от условной и должна
указываться наряду с ней в технической документации. Площадь подсвеч-
ников (вместимость магазинов) для буровых свечей должна обеспечивать
размещение бурильной колонны длиной не менее 1,25 L, где L — условная
глубина бурения.
Допускаемая нагрузка на крюке является определяющим параметром
при выборе буровой установки и может быть использована при ликвида-
ции аварий с прихватом бурильного инструмента или для предварительного
натяжения эксплуатационной колонны перед ее цементированием в парона-
гнетательной скважине. За весь срок службы буровой установки количество
циклов нагружения с допускаемой нагрузкой на крюке не должно превы-
шать 15 000. Время одного цикла нагружения не регламентируется. Время
между двумя последующими циклами нагружения не должно быть меньше
20 минут. После проведения каждых 20 циклов нагружений необходимо
провести бригадой БОБВ (бригада осмотра буровой вышки) осмотр вышки
с целью выявления возможных дефектов и повреждений. При выявлении
дефектов дальнейшая эксплуатация буровой установки должна быть пре-
кращена до их полного устранения.
Допускаемая нагрузка на крюке определяется прочностью каната
в оснастке талевой системы. Коэффициент запаса прочности талевого ка-
ната при спуско-подъемных операциях бурения должен быть нс менее 3,
а при спуске обсадных колонн и ликвидации аварий — не менее 2.
2. Основные параметры буровых установок
В таблице 1 приведены основные параметры по ГОСТ 16293-82 с из-
менением № 1 01.05.87 для одиннадцати классов буровых установок. По
отдельному заказу в классах 3, 8, 9 и 11 разрешается изготовление буро-
вых установок с допускаемыми нагрузками на крюке соответственно 1400,
4500, 5800 и 9000 кН. На морские буровые комплексы не распространя-
ются следующие параметры: расчетная мощность, развиваемая приводом
на входном валу подъемного агрегата; диаметр отверстия в стволе рото-
ра; мощность бурового насоса и высота основания (отметка пола буро-
вой).
Таблица 1. Основные параметры буровых установок по ГОСТ 16293-82 с «Изменением № 1» 01.05.87
Наименование параметров Значения параметров для классов буровых установок
1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 1 п1
Допускаемая нагрузка на крюке, кН 800 1000 1250 1600 2000 2500 3200 4000 5000 6300 8000
Условная глубина бурения, м 1250 1600 2000 2500 3200 4000 5000 6500 8000 10000 12500
Скорость подъема крюка при расхаживании колонны, м/с 0,1-0,25 - -
Скорость подъема крюка без на- грузок, м/с 1,5 1,6 - -
Расчетная мощность, развивае- мая приводом на входном валу подъемного агрегата, кВт 2 200-240 240-360 300-440 440-550 550-670 670-900 900-1100 1100-500 1500-2200 — —
Диаметр отверстия в столе рото- ра, мм 460 560 700 950 — -
Расчетная мощность привода ро- тора, кВт, не более 180 370 440 550 - —
Мощность бурового насоса, кВт 375 475 600 750 | 750 950 950 1180 — —
Высота основания (отметка пола буровой), м, не менее 3 5 5,5 6 8 9 — —
1 Неуказанные параметры буровых установок 10 и 11 классов устанавливают в технических заданиях.
2 Не распространяются на морские буровые комплексы.
'. Основные параметры буровых установок
16
Глава 1
В буровых установках классов 1-8, предназначенных для работы
в условиях агрессивных сред, высота основания (отметка пола буровой)
должна быть не менее 8 м.
Стандартом предусмотрено применение в бурении свечей длиной 25
или 27 м. Исключение составляет установка первого класса в самоходном
исполнении. Свечи длиной 36 м в ГОСТ не включены с целью изъятия
вышек высотой 53 м, которые более трудоемки в монтаже. Установки спе-
циального назначения могут комплектоваться вышками высотой 53 м.
3. Характеристики подъемного механизма и привода
ротора буровых установок
Таблица 2.
Характеристика подъемного медашгма Характеристика привода ротора
Шифр буро- Номер Оснастка 5x6 Оснастка 4x5 При нормальном режиме
вой установки скорости (передачи) Скорость крюка» м/с Нагрузка на крюке, кН (те) Скорость крюка, м/с Нагрузка на крюке, кН (тс) Номер скорос- ти (передачи) Т?ст. р,, об/мнн Afxp ст. р.> к11‘М(кгс-м)
1. БУ1600/100ДГУ 1-я передала (САТ-450 - 2 шт) — 0,35 0,45 0,52 0,63 1000(100) 800(80) 600(60) 400(40) 1-я передача 63 8,0 5,6 (800 560)
2-я передана 0,25 0,35 0,40 0,5-0,7 1,2-1,4 1,8 650(65) 500 (50) 400(40) 200(20) 100(10) пустой элеватор 2-я передача 195 $,6О (560 0)
2. БУ1600/100ЭУ 1 II Ш IV - 0,25 0,55 0,75 1,7-1,75 100-600 (100-60) 600-400 (60^0) 400-200 (40-20) 200 —пустой (20) элеватор I И Ш IV 30 70 82 187 8,0 6,8 (800 680) 6,8 5,5 (680 550) 5,5 4,3 (550 430) 4,3 0 (430 0)
3. БУ2500 1/160ДГУ-М При работе от 3-х САТ-450 I п ш IV 0,25-0,42 0,30-0,55 0,50-0,90 0,9-2,0 1600-900 (160-90) 1500-800 (150-80) 1150-520 (115-52) 500 - пустой (50) элеватор - - I п III IV 65-75 90-110 100-155 100 200 16-2,5 (1600-250) 16-2,5 (1600-250) 15-2,5 (1500-250) 15-2,5 (1500-250)
При работе от 2-х САТ-450 1 п ш IV 0,2-0,3 0,3-0,45 0,42-0,8 0,7-1,8 1500-900 (150-90) 950-650 (95-65) 750-250 (75-25) 350 — пустой (35) элеватор - -
3. Характеристики подъемного механизма и привода ротора...
17
Продолжение таблицы 2
Шифр буро- вой установки Характеристика подъемного механизма Характеристика привода ротора
Номер скорости (передачи) Оснастка 5x6 Оснастка 4x5 При нормальном режиме
Скорость крюка, м/с Нагрузка на крюке, кН (тс) Скорость крюка, м/с Нагрузка на крюке, кН (тс) Номер скорос- ти (передачи) Ист р ♦ об/мин Мкр. cl р. кН м(кгс-м)
При работе от одного САТ-450 1 II Ш IV 0,2-0,3 0,32-0,6 0,4-0,9 0,8-1,3 850-350 (85-35) 400-75 (40-75) 300 — пустой (30) элеватор 100 — пустой (10) элеватор -
3 БУ2500/160ЭП БУ2500/160ДЭП-1 БУ25ОО/16ОЭПК 1-я передача 0,2-0,42 0,42-0,82 1600-960 (160-96) 960-500 (96-50) 1-я передача 50 35 (3500)
2-я передача 0,82-1,55 1,55 500-250 (50-25) 250 — пустой (25) элеватор 2-я передача 0-135 135-220 220 10(1000) 10-6 (100-600) 6-0 (600-0)
4 БУ320 (У200ДГУ-1 При работе от 2-х СА-10-1У2 I П Ш IV 0,11-0,20 0,23-0,43 0,41-0,76 0,87-1,61 2100(210) Ограничена таг 2100-1570 (210-157) 1330-890 (133-89) 630-420 (63-42) (свой систем' ой 1 и Ш IV 9,5-19-35* 20-40-73,5 30,2-60,4-110,7 63,5-127,8-234,3
При работе от ОДНОГО СА-10-1У2 I и ш IV 0,11-0,20 0,23-0,43 0,41-0,76 0.87-1,61 2100-1760 210-176 1225-808 (123-81) 686-453 (69-45) 323-245 (32-25)
5 БУ3200/200ЭУ1 I п ш IV 0,19 0,40 0,70 1,50 2000 (200) 1320(132) 730(73) 310(31) — I II ш IV 32 68 102 216
6 БУ3200/200ЭУК-2М I II ш IV 0,19 0,40 0,70 1,50 2000 (200) 1320 (132) 730 (73) 310(31) ОДО 0,50 0,90 1,85 1600(160) 1080(108) 580(58) 250(25) 1 п 79,6** 66,8 35,3 168,5 141,5 76,9
7. БУ5Ш Ю/320ДГУ При работе трех силовых агрегатов I II ш IV V VI 0,18-0,31 0,28-0,49 0,45-0,76 0,70 1,18 1,07-1,81 1,70-2,87 3200-1665 (320-167) 2750-1060 (275-106) 1730-670 (173-67) 1120-420 (112-42) 730-260 (732-26) скорость д ля п< не рекомендует >дьема ся I 37*** 74 89 102
п 56 112 135 154
ш 89 178 214 245
18
Глава 1
Продолжение таблицы 2
Шифр буро- вой установки Характеристика подъемного механизма Характеристика привода ротора
Номер скорости (передачи) Оснастка 5x6 Оснастка 4 х 5 При нормальном режиме
Скорость крюка, м/с Нагрузка на крюке, кН (тс) Скорость крюка, м/с Нагрузка на крюке, кН (тс) Номер скорос- ти (передачи) псп р.» об/мин мкр ст р, кН-м(кгС’М)
При работе одного силового агрегата 1 11 Ш 0,18-0,49 0,45-0,76 0,70-1,18 2820-560 (282-56) 1850-350 (185-35) 1160-210 (116-21) Реверс 61 122 147 168
При работе двух силовых агрегатов IV V 1,07-1,81 1,70-2,87 750-125 (75 13) 500-100 (50-10)
8. БУ5000/320ЭУ1 I II ш IV VI 0,18 0,27 0,43 0,66 1,01 1,60 3200 (320) 1720(172) 1049 (105) 637 (64) 373 (37) 196 (19,6) 100**** 200 300 400 500 600 700 730 27,7 55,4 83,1 110,8 138,5 166,2 193,8 221,5 32 (3200) 31 (3100) 30 (3000) 29 (2900) 28,8 (2880) 21,1 (2110) 14,4 (1440) 7,2(720)
9. БУ5000/320ЭР-1 БУ5000/320ДЭР-1 1 п ш IV 0-0,4 0,4-0,7 0,7-1,1 1,1-1,9 3200 (320) 1320(132) 780(78) 400(40) 50 100 150 200 250 275 27 (2700) 24(2400) 21 (2100) 17 (1700) 14 (1400) 12(1200)
10. БУ6500/400ЭР БУ6500/400ДЭР АБГ 0,8 1,74 1180 (118) — на крюке при подъеме 1730 (173) - на крюке при спуске 530 (53) - на крюке при подъеме 760 (76) — на крюке при спуске итд. соответственно 200 400 600 800 50 100 162 220 37,5(3750) 33 (3300) 27 (2700) 20 (1000)
а2ез 0,295 0,589 3215 (322) 4000(400) 1720 (172) 2480(248) 100 277 15 (1500)
а4кл 0,218 3450(345) 4250(425)
АМН 0,52 0,589 0,872 1,09 1,308 1,526 1,744 2500(250) 3100(310) 1890(189) 2550(255) 1380(138) 2030(203) 1180(118) 1730(173) 990(99) 1450 (145) 900(90) 1300(130) 700(70) 1000(100)
а2пр 0,4 0,589 3450(345) 4250(425) 2200(220) 2870 (287)
а4в 0,7 1980(198) 2730 (273)
3. Характеристики подъемного механизма и привода ротора...
19
Продолжение таблицы 2
Шифр буро- вой установки Характеристика подъемного механизма Характеристика привода ротора
Номер скорости (передачи) Оснастка 5x6 Оснастка 4 х 5 При нормальном режиме
Скорость крюка, м/с Нагрузка на крююе, кН (тс) Скорость крюка, м/с Нагрузка на крюке, кН (тс) Номер скорос- ти (передачи) 'Пег. р., об/мин А/кр. ст. р.. кН М(КГС'М)
а4д 0,5 2990 (299) 3370 (337)
а4с 0,3 3450(345) 4250 (425)
11 БУ8000/500ЭР АВД 0,96 1,2 1,44 1,6 2279 (228) 2650 (265) 1800(180) 2150(215) 1520(152) 1900(190) 1400 (140) 1600(160) 100 200 300 400 500 26 53 79 105 131 40 (4000) 40(4000) 40(4000) 40 (4000) 40(4000)
АБГ 0,96 1,2 1,6 1140 (114) 1310(131) 900(90) 1150(115) 650 (65) 750 (75)
AiBiTi 0,33 0,48 0,67 3045 (305) 3100(310) 2140 (214) 2600 (260) 1520(152) 2200(220)
А1Б1Д1 0,33 0.48 0,67 5200 (520) 3900(390) 3035 (303.5)
Примечания.
1. Обозначения: туст. р. — число оборотов стола ротора; Мкр. ст. р. ~ крутящий момент на
столе ротора;
2. Для БУ3200/200ДГУ: 9,5-19-35(1) * и т. д. — число оборотов стола ротора при оборотах
трансмиссии соответственно 300-600-1100 об/мин;
3. Для БУ3200/200ЭУК: 79,6-66,8-35,3 ** и т. д. — число оборотов стола ротора при числе
зубьев сменной звездочки на валу ротора (Zp = 21; Zp = 25; Zp = 46);
4. Для БУ5000/320ДГУ: 37-74-89-102 *** и т.д. — число оборотов стола ротора при обо-
ротах трансмиссии соответственно 400-800-9600-1100 об/мин;
5. **** Числа оборотов в минуту трансмиссии привода ротора для БУ5000/320ЭУ-1;
БУ6500/400ЭР; БУ6500/400ДЭР; БУ8000/500ЭР;
6. Обозначения в графике характеристики подъемного агрегата БУ6500/400ЭР
и БУ6500/400ДЭР:
АБГ — характеристика привода на подъем при однодвигательном режиме работы «на-
прямую»;
А2ЕЗ — характеристика привода на подъем при однодвигательном режиме через цепную
трансмиссию;
А4КЛ — характеристика привода на подъем при двухдвигательном режиме через цепную
трансмиссию при максимальной нагрузке;
20
Глава 1
АМН — характеристика привода на подъем при двухдвигательном «напрямую» (суммар-
ная мощность 1475 кВт);
Аз ПР — характеристика привода на подъем при двигательном режиме через трансмиссию
(1475 кВт);
АдВ — характеристика при скорости спуска 0,7 м/с;
А4Д — характеристика при скорости спуска 0,5 м/с;
А4С — характеристика при скорости спуска 0,3 м/с.
7. Обозначения в графике характеристики спускоподъемного агрегата БУ8000/500ЭР:
АВД — характеристика привода при подъеме от электродвигателей «напрямую»;
АВГ — характеристика привода при подъеме от электродвигателя «напрямую»;
Ai Б1Г1 — характеристика привода при подъеме от одного электродвигателя через обводную
трансмиссию;
А1Б1Д1 — характеристика привода при подъеме от двух электродвигателей через обводную
трансмиссию.
4. Буровые установки отечественного и зарубежного
производства
4.1. Буровые установки Волгоградского завода буровой техники
Волгоградский завод буровой техники (ВЗБТ), начиная с 1957 года,
является ведущим предприятием по разработке и поставке буровых устано-
вок для эксплуатационного и разведочного бурения скважин на нефть и газ
глубиной до 3000 метров.
В 1985 году завод разработал и в настоящее время осваивает производ-
ство и осуществляет поставку на рынок новых унифицированных буровых
установок двух классов, а именно, с допускаемой нагрузкой на крюке 100 тс
(второй класс) и 160 тс (четвертый класс) с электрическим, дизель-гидрав-
лическим и дизель-электрическим приводом.
В новых буровых установках в полной мере сохранены традиционные
конструктивные особенности: полная комплектность, повышенная завод-
ская готовность, универсальность монтажа и транспортировки; реализова-
ны последние достижения отечественного и зарубежного машиностроения,
в том числе повышенные технические параметры; введены регулируемые
приводы буровых насосов, лебедки, ротора; укомплектованы утепленными
укрытиями, системой обогрева рабочих мест и помещений.
Буровые установки поставляются заводом в блочно-модульном испол-
нении, то есть оборудование с приводами и коммуникациями монтируется
4. Буровые установки отечественного и зарубежного производства 21
на отдельных модулях на заводе, что исключает сложные монтажные й цен-
тровочные работы на местах эксплуатации, а установка механического обо-
рудования не требует высокой квалификации персонала. С целью упроще-
ния монтажа оборудования все соединения снабжены компенсирующими
и фиксирующими элементами.
Карданные валы, установленные в приводе, сокращают время монтажа
и снижают трудоемкость. Они также исключают возможные отказы меха-
низмов, вызванные расцентровкой оборудования во время работы буровой
установки.
Буровые установки ВЗБТ сочетают в себе все преимущества стацио-
нарных и передвижных установок, а именно: устойчивость вышки и осно-
вания, улучшенные условия труда и хорошую мобильность.
Буровые установки транспортируются с места на место следующими
способами (в зависимости от рельефа местности):
— крупными блоками (вышечно-лебедочный с поднятой или демон-
тированной вышкой, а также насосный блок на гусечных или колесных
транспортных средствах);
— мелкими блоками-модулями на автомобильных платформах грузо-
подъемностью до 40 тс;
— агрегатами на универсальном автомобильном транспорте или верто-
летами грузоподъемностью 8-10 т.
Максимальная масса узлов не превышает 15 т. Буровой насос и лебедку
можно демонтировать на несколько частей. Основное оборудование (насо-
сы, лебедка и буровая площадка с ротором) расположено в трех уровнях.
Низкий уровень расположения насосов и лебедки создает благоприятные
условия для монтажа и работы.
Возможна поставка по особому заказу специального транспортного
средства на гусенечном или колесном ходу для перевозки опущенной вышки
в собранном виде.
Транспортировка вышечно-лебедочного блока с установленными бу-
рильными свечами на подсвечнике и насосно-циркуляционного блока от од-
ного устья скважины к другому, расположенными на расстоянии нескольких
метров друг от друга, осуществляется на сборной конструкции, передвижка
которой выполняется с помощью гидравлических цилиндров-толкателей по
специальным рельсам.
Для бурения скважин в труднодоступных районах, а также в райо-
нах с высокой стоимостью земли ВЗБТ изготавливает уникальную буровую
установку для кустового наклонно-направленного бурения.
22
Глава 1
Буровые установки ВЗБТ зарекомендовали себя надежными при самых
суровых условиях эксплуатации благодаря тому, что:
— расчетная долговечность основных узлов составляет 12000-15000
часов, а срок службы более 10 лет;
— металлоконструкции и механизмы выполнены из качественных ле-
гированных марок стали;
— применяются современные технологии изготовления с использовани-
ем высокоточных станков и оборудования с числовым программным управ-
лением;
— основные детали узлов и механизмов подвергаются объемной и по-
верхностной термической обработкам с последующим покрытием их за-
щитными и износостойкими материалами;
— учтены все существующие нормы безопасности и охраны окружаю-
щей среды;
— надежная система блокировок позволяет исключать случайные по-
ломки механизмов и позволяет включать и выключать оборудование с пуль-
та бурильщика;
— система укрытий и обогрева сокращают вынужденные простои в ра-
боте.
Волгоградский завод буровой техники освоил в серийном произ-
водстве следующие буровые установки: БУ1600/100ЭУ; БУ1600/100ДГУ;
БУ2500/160ЭП; БУ2500/160ДЭП-1; БУ2500/160ЭПК; БУ2500/160ДГУ-М.
Буровая установка БУ1600/100ЭУ (рис. 1)
Буровая установка БУ1600/100ЭУ (второй класс) с электрическим (пе-
ременного тока) приводом с допускаемой нагрузкой на крюке 1000 кН
(100 тс) должна соответствовать техническим условиям ГОСТ 16293-82
и комплекта документации Б4.00.00.000. Она предназначена для бурения
эксплуатационных и разведочных скважин на нефть и газ условной глуби-
ной 1600 м в условиях умеренного климата, климатическое исполнение «У»,
категория I по ГОСТ 15150-69 при температуре окружающего воздуха от ми-
нус 45°С до плюс 90°С. Питание этой установки должно осуществляться
от промышленной электросети (ЛЭП) переменного тока напряжением 6 кВ
с частотой 50 Гц.
С буровой установкой БУ1600/100ЭУ поставляются следующие техни-
ческие описания и инструкции эксплуатации:
Б4.00.00.000ТО — Буровая установка БУ 1600/100ЭУ;
4. Буровые установки отечественного и зарубежного производства 23
Рис. 1. Кинематическая схема буровой установки БУ1600/100ЭУ.
24
Глава 1
Б7.02.00.000ТО — Лебедка буровая, трансмиссия ротора;
Б4.00.00.000Т02 — Талевая система и вертлюг;
Б4.00.00.000ТОЗ — Пневмоуправление и коммуникации;
Б4.00.00.000Т04 — Электрооборудование;
Б4.01.00.000ТО — Вышка;
Б4.08.00.000ТО — Лебедка вспомогательная;
Б1.39.00.000ТО — Комплект приспособлений.
Основные параметры БУ1600/100ЭУ
1. Допускаемая нагрузка на крюке, кН (тс) ............ 1000 (100)
2. Условная глубина бурения, м.............................1600
3. Допускаемая глубина бурения (при массе единицы длины буриль-
ной 25 кг/м), м............................................2450
4. Тип привода лебедки и ротора...................... групповой
5. Тип привода буровых насосов...................индивидуальный
6. Предел регулирования частоты вращения вниз от номинальной, % . 30
7. Наибольшая оснастка талевой системы......................4x5
8. Диаметр талевого каната, мм ..............................25
9. Число передач вращения на подъемный вал лебедки............4
10. Скорость подъема крюка при расхаживании коллонн (ликвидация
аварий), м/с.......................................от 0,1 до 0,25
И. Скорость установившегося движения при подъеме элеватора (без
нагрузки), м/с, не менее................................. 1,5
12. Расчетная мощность, развиваемая приводом на входном валу подъ-
емного агрегата, кВт................................... 240-360
13. Число основных буровых насосов НБТ-475 .................. 2
14. Мощность бурового насоса, кВт, не менее.................475
15. Наибольшее давление на выходе насоса, МПа................25
16. Диаметр отверстия в столе ротора, мм....................560
17. Допускаемая статическая нагрузка на стол ротора, кН .. 2500
18. Расчетная мощность привода ротора, кВт, не более........180
19. Максимальная нагрузка на балки при установленном на подсвеч-
нике инструменте, кН.......................................1000
20. Крутящий момент на столе ротора, кН • м, не более........35
21. Диапазон технологических частот вращения стола ротора от вспо-
могательного привода, с-1 (об/мин)..............0,03-0,2 (1,8-12)
4. Буровые установки отечественного и зарубежного производства 25
22. Диапазон рабочих частот вращения стола ротора,
с"1 (об/мин)...................................... 0,5-3,33 (30-200)
23. Предельная масса бурильной колонны, т.......................60
24. Производительность компрессорных станций при частоте враще-
ния 12,5 с-1 (750 об/мин), м3/с..............................0,156
25. Наибольшее давление воздуха для заполнения компенсаторов бу-
ровых насосов, МПа .............................................15
26. Наибольшее давление воздуха в пневмосистеме, МПа..........0,85
27. Полезный суммарный объем емкостей циркуляционной системы,
м3...........................................................60
28. Полезная высота вышки, м.................................38,72
29. Номинальная длина свечи, м........................... 25 ± 0,5
30. Высота основания (отметка пола буровой), м, не менее........ 5
31. Технические характеристики комплектующих механизмов смотреть
в инструкциях заводов-изготовителей.
32. Масса установки, т.........................................237
33. Средний ресурс (срок службы), год ..........................10
34. Способы монтажа и транспортирования:
— транспортирование вышечного блока на 3-х тяжеловозах ТГП-70
(ТГ-60) и Т-60 с поднятой вышкой по колее 10,7 м, без вышки — по
колее 3,1 м;
— транспортирование насосного блока на 3-х тяжеловозах по колее 3,6 м;
— транспортирование оборудования блоками и секциями на трейлерах
грузоподъемностью 40 т;
— агрегатный способ монтажа и перевозки оборудования транспортом
общего назначения;
— транспортирование вышечного блока на 4-х тяжеловозах в сторону
приемного моста по колее 10,7 м без демонтажа, если по особому
заказу поставлен дополнительный узел «Балка перевозочная»;
— транспортирование блоков на передвижной платформе:
а) секция насосная: габариты (высота х ширина х длина) — 2125 х
х 3150 х 9400 мм; масса ~ 26608 кг; расположение секции на
платформе — электродвигателем по ходу движения;
б) лебедка: габариты — 2317 х 3194 х 5294 мм; масса — 15480 кг;
в) блок энергетический: габариты — 4800 х 3350 х 6845 мм; масса —
6400 кг; расположение секций на платформе — трансформатором
по ходу движения;
26
Глава 1
г) секция компрессорная: габариты — 2850 х 2600 х 5920 мм;
масса — 5110 кг; расположение секции на платформе — ото-
пительно-вентиляционным по ходу движения;
д) секция воздухосборников: габариты — 2680 х 1455 х 2150 мм;
масса — 1838 кг.
Комплектность БУ1600/100ЭУ
В комплект буровой установки входит:
1. Блок вышечный комплект..................................... 1
в том числе:
— вышка с механизмом подъема вышки, комплект............... 1
— лебедка с четырехскоростной коробкой передач с электродвига-
телем 4АОКБ-450Х-6УХЛ2, комплект......................... 1
— основание вышечного блока, комплект.................... 1
— лебедка вспомогательная с электрооборудованием, комплект . . 1
— установка регулятора нагрузки на долото автоматическим мо-
дернизированным регулятором нагрузки на долото АРНД-1М-1
ТУ 39-04-840-83, комплект................................ 1
— шкаф управления вспомогательными механизмами, шт....... 1
— шкаф пневмоуправления, шт...............................2
— установка кабины, комплект ............................ 1
— кронблок, шт........................................... 1
— тормоз ТЭИ-710-18 со шкафом управления Ш9304-4274ХЛ2
ТУ 16-656114-86, шт...................................... 1
— блок талевый, комплект................................. 1
— установка деталей общей сборки вышечного блока, комплект . . 1
— трансмиссия ротора, комплект........................... 1
— вал карданный, шт...................................... 1
— ролик обводной, шт..................................... 1
— стояк, комплект........................................ 1
— коммуникации вышечного блока, комплект................. 1
— установка пневмораскрепителя, комплект................. 1
— укрытие буровой площадки, комплект..................... 1
— укрытие лебедочно-приводного отсека, комплект ......... 1
— трассировка кабелей вышечного блока, комплект.......... 1
— укрытие люльки, комплект............................... 1
4. Буровые установки отечественного и зарубежного производства 27
— установка люльки, комплект ............................ 1
— крюк, шт............................................... 1
— противозатаскиватель, комплект ........................ 1
— механизм крепления каната, комплект.................... 1
— установка тормозной рукоятки, комплект................. 1
— вертлюг, шт............................................ 1
— секция воздухосборников, комплект...................... 1
монифольд блоков вышечного и насосного, комплект......... 1
— освещение вышечного блока, комплект.................... 1
— пульт бурильщика электрический, комплект............... 1
— комплектное устройство КУ-ТРС-300, шт.................. 1
- ключ АБК-ЗМ2 по ТУ 26-02-28-79, шт..................... 1
— ротор Р560, шт......................................... 1
2. Блок насосный, комплект .................................... 1
в том числе:
— основание насосного блока, комплект ................... 1
— секция насосная левая с насосом НБТ-475 по ГОСТ 6031-81
с двигателем АКСБ-15-446-6УХЛ2 ТУ 16-513.483-80, комплект . 1
— секция насосная правая с насосом НБТ-475 по ГОСТ6031-81
с двигателем АКСБ-15-446-6УХЛ2 ТУ 16-513.483-80, комплект . 1
— пульт насосов, шт...................................... 2
— трассировка кабелей насосного блока, комплект.......... 1
— шкаф пневмоуправления, шт.............................. 1
— освещение насосного блока, комплект.................... 1
— компрессор воздушный КР-2 ТУ 26-0509.328-75, шт........ 1
— манифольд насосного блока, комплект.................... 1
3. Мосты приемные, комплект.................................... 1
4. Секция компрессорная с компрессором КТ-6У2 ТУ 34-38-109-85
и агрегатом отопительно-вентиляционным, комплект............... 1
5. Коммуникации, комплект...................................... 1
6. Лестницы и площадки, комплект .............................. 1
7. Трассировка кабелей, комплект............................... 1
8. Комплект приспособлений..................................... 1
9. Комплект инструмента........................................ 1
10. Установка бухты талевого каната, шт........................ 1
11. Блок энергетический с устройством распределительным типа
КРУНБ-6-У1-2 по ТУ 16-536.613-79 и трансформатором
ТМБ-250/10-69У16/0,4кВ по ТУ 16-518.853-75, комплект....... 1
28
Глава 1
12. Комплект запасных частей................................... 1
13. Приборы контроля бурения. Установка, комплект.............. 1
14. Блок с двумя комплектными устройствами КУ-АВК-500 и сек-
ция с двумя трансформаторами ТМБ 400/10-82У16/0,525, У/О-П
по ТУ 16-672.105-85, комплект ................................. 1
15. Насос К-20/30-У2 по ГОСТ22247-85, шт ...................... 1
16. Циркуляционная система ЦС100Э, комплект.................... 1
17. Балка перевозочная (по особому заказу), комплект........... 1
18. С каждой буровой установкой поставляется комплект запасных ча-
стей и инструмента согласно ведомости ЗИП (ЗИ).
19. К каждому комплекту буровой установки прикладывается эксплу-
атационная документация согласно ведомости эксплуатационных
документов.
20. На каждую буровую установку согласно ведомости ЗИП (ЗИ) насо-
са НБТ-475 в одном комплекте поставляются инструмент, принад-
лежности и приспособления.
Буровая установка БУ1600/100ДГУ (рис. 2)
Буровая установка с дизель-гидравлическим приводом БУ1600/1ООДГУ
(второй класс) с допускаемой нагрузкой на крюке 1000 кН (100 тс) пред-
назначена для бурения эксплуатационных и разведочных скважин на нефть
и газ условной глубиной 1600 метров в условиях умеренного климата, кли-
матическое исполнение «У», категория I по ГОСТ 15150-69.
Эта буровая установка должна соответствовать условиям ГОСТ 16293-82
и комплекта документации Б7.00.00.000.
Основные параметры БУ1600/100ДГУ
1. Допускаемая нагрузка на крюке, кН........................1000
2. Условная глубина бурения, м..............................1600
3. Допускаемая глубина бурения, м.......................... 2450
4. Общая установленная мощность привода основных механиз-
мов, кВт................................................... 494
5. Мощность силового аргегата, кВт..............................247
6. Тип привода......................групповой, дизель-гидравлический
7. Наибольшая оснастка талевой системы..........................4x5
Рис. 2. Кинематическая схема буровой установки БУ1600/100ДГУ.
4. Буровые установки отечественного и зарубежного производства
30
Глава 1
8. Диаметр талевого каната, мм ..............................25
9. Число передач вращения на подъемный вал лебедки............2
10. Скорость подъема крюка при расхаживании колон-
ны, м/с.............................................от 0,1 до 0,25
11. Скорость подъема крюка без нагрузки, м/с, не менее..... 1,5
12. Число основных буровых насосов, шт....................... 2
13. Насос буровой трехпоршневой НБТ-475 ГОСТ 6031-81
14. Мощность бурового насоса, кВт, не менее.................475
15. Наибольшая объемная подача насосов, обеспечиваемая приво-
дом при числе двойных ходов пх = 140 и давлении 8,2 МПа,
дм3/с................................................... 45 ± 4,5
16. Наибольшее давление на выходе насоса (в манифольде), МПа ... 25
17. Диаметр отверстия в столе ротора, мм......................560
18. Максимальная нагрузка на балки стола ротора при установленном
на подсвечнике инструменте, кН...............................1000
19. Расчетная мощность привода ротора, кВт....................180
20. Крутящий момент на столе ротора, кН • м................... 8
21. Диапазон рабочих частот вращения стола ротора,
с"1 (об/мин)..................................... 0,4-3,3(24-200)
22. Вышка буровая..............мачтовая, А-образная, секционная,
трубная с трехгранным сечением ног
23. Высота вышки, м.........................................40,7
24. Механизм подъема вышки.................................встроенный
25. Расстояние от стола ротора до низа рамы кронблока, м....38,72
26. Номинальная длина свечи, м............................ 25 ± 0,5
27. Полезная площадь подсвечника, м2 (штук свечей 041/2//) . . 2,94 (84)
28. Высота основания (отметка пола буровой), м, не менее........... 5
29. Масса установки, т............................................240
30. Номинальная мощность дизель-элекгрического агрегата, кВт . . . 200
31. Производительность компрессоров, м3/с............... 0,0834
32. Давление компрессоров, МПа ..................................1,275
33. Максимальное давление воздуха от компрессора высокого давления
для заполнения компенсаторов буровых насосов, МПа..............15
34. Полезный суммарный объем емкостей циркуляционной систе-
мы, м3, не менее............................ ,.................60
35. Способы монтажа и транспортирования (смотреть пункт 34 «Основ-
ные параметры БУ1600/100ЭУ)
4. Буровые установки отечественного и зарубежного производства 31
Комплектность БУ1600/100ДГУ
В комплект буровой установки входит:
1. Блок вышечный, в том числе:
1. вышка с механизмом подъема вышки, комплект.............. 1
2. лебедка с гидротормозом и двухскоростной коробкой перемены
передач, комплект.......................................... 1
3. основание вышечного блока, комплект..................... 1
4. установка деталей общей сборки вышечного блока, комплект . . 1
5. редуктор цепной, шт .................................... 1
6. стояк, шт............................................... 1
7. коммуникации вышечного блока, комплект.................. 1
8. укрытие вышечного блока с утеплением и мягким покрытием,
комплект................................................... 1
9. трассировка кабелей вышечного блока, комплект........... 1
10. кран консольный, комплект.............................. 1
11. секция компрессорная с компрессором 2ВУ1-2,5/13М4
ТУ 26-12-584-81 (или КТ6.У2 ТУ 34-38-109-85), комплект . . . . 1
12. пульт дизелиста, шт.................................... 1
13. привод вспомогательный, шт............................. 1
14. пульт бурильщика, шт................................... 1
15. секция трансмиссионная с приводами насосов, комплект ... 1
16. манифольд вышечного блока, комплект.................... 1
17. освещение вышечного блока, комплект.................... 1
18. установка регулятора нагрузки на долото, комплект...... 1
19. шкаф пневмоуправления, шт.............................. 2
20. установка кабины, комплект............................. 1
21. лебедка вспомогательная с электрооборудованием, комплект . 1
22. кронблок, шт........................................... 1
23. блок талевый, шт....................................... 1
24. трансмиссия ротора, комплект........................... 1
25. ролик обводной, шт..................................... 1
26. установка пневраскрепителя, комплект................... 1
27. установка люльки, комплект............................. 1
28. крюк, шт............................................... 1
29. противозатаскиватель, комплект......................... 1
30. механизм крепления каната, комплект.................... 1
32
Глава 1
31. установка тормозной рукоятки, комплект................. 1
32. вертлюг, шт............................................ 1
33. вал карданный, шт...................................... 3
34. силовой агрегат, шт.................................... 2
35. шкаф Ш9114-4674БХЛ2 ТУ 16-656.114-86, шт............... 1
36. ключ АКБ-ЗМ2 ТУ 26-02-28-79, шт........................ 1
37. ротор Р560, шт......................................... 1
38. канат ОС-25-1-1666 (170) ГОСТ 16853-88, длиной 1000 м, бухта
(катушка)................................................... 1
39. устройство переговорное сигнализирующее УПС
ТУ 39-01-06-705-81 ......................................... 1
2. Блок насосный, в том числе:
1. основание насосного блока, комплект...................... 1
2. трассировка кабелей насосного блока, комплект........... 1
3. манифольд блока насосного, комплект..................... 1
4. компенсатор, шт......................................... 1
5. коммуникации блока насосного, комплект.................. 1
6. укрытие с утеплением и мягким покрытием, комплект....... 1
7. освещение насосного блока, комплект..................... 1
8. насос НБТ-475 ГОСТ 6031-81, шт.......................... 2
9. компрессор Т1,5-0,3/150А1 ТУ 26-12-778-88, шт........... 1
10. кран консольный, комплект.............................. 1
11. шкаф пневмоуправления, шт.............................. 1
12. переход насосного блока, комплект...................... 1
3. Мосты приемные, комплект..................................... 1
4. Коммуникации, комплект...................................... 1
5. Лестницы и площадки буровой установки, комплект.............. 1
6. Трассировка кабелей, комплект................................ 1
7. Комплект запасных частей..................................... 1
8. Комплект приспособлений...................................... 1
9. Комплект инструмента......................................... 1
10. Площадка под установку крана, комплект...................... 1
11. Установка бухты талевого каната, комплект................... 1
12. Система обогрева, комплект.................................. 1
13. Приборы контроля бурения. Установка, комплект............... 1
14. Блок дизельгенератора АСДА200, комплект..................... 1
4. Буровые установки отечественного и зарубежного производства 33
15. Электроагрегат АД100С-Т400-Р. 16Ц.643.113 ТУ 16-516.220-77, ком-
плект ........................................................... 1
16. Комплекс оборудования циркуляционной системы буровой установ-
ки БУ 100Э.ЦС100Э.00.000ТУ, комплект............................. 1
17. Насос К-20/30-У2 ГОСТ 22247-85, шт.......................... 1
18. Установка топливномасляная ТМУ-1-25 ТУ 26-02-31-77, комплект . 1
С каждой буровой установкой поставляется комплект запасных частей
и инструмента согласно ведомости ЗИП (ЗИ).
К каждому комплекту буровой установки прикладывается:
1. Эксплуатационная документация согласно ведомости эксплуатаци-
онных документов (ЭД).
2. Комплект товарораспорядительной документации.
Буровая установка БУ2500/160ЭП (рис. 3)
Буровая установка с тиристорным электроприводом основных механиз-
мов с питанием от промышленной электросети БУ2500/160ЭП (четвертый
класс) с допускаемой нагрузкой на крюке 1600 кН (160 тс) предназначе-
на для бурения эксплуатационных и разведочных скважин на нефть и газ
условной глубиной 2500 метров в условиях умеренного климата, климати-
ческое исполнение «У», категория I по ГОСТ 15150-69.
Эта буровая установка должна соответствовать техническим услови-
ям ГОСТ 16293-82 и комплекта документации Б1.00.00.000.
Буровая установка БУ2500/160ДЭП-1 (рис. 3)
Буровая установка с тиристорным электроприводом основных ме-
ханизмов с питанием от автономных дизель-электрических станций
БУ2500/160ДЭП-1 (четвертый класс) с допускаемой нагрузкой на крю-
ке 1600 кН (160 тс) предназначена для бурения эксплуатационных и разве-
дочных скважин на нефть и газ условной глубиной 2500 метров в усло-
виях умеренного климата, климатическое исполнение «У», категория I
по ГОСТ 15150-69.
Эта буровая установка должна соответствовать техническим услови-
ям ГОСТ 16293-82 и комплекта документации Б9.00.00.000.
ЧА 250 у$уз
37кдг
7ЗУ
Рис. 3. Кинематическая схема буровых установок БУ2500/160ЭП, БУ2500/160ДЭП-1, БУ2500/160ЭПК.
4. Буровые установки отечественного и зарубежного производства 35
Буровая установка БУ2500/160ЭПК (рис. 3)
Буровая установка с тиристорным электроприводом основных механиз-
мов с питанием от промышленной электросети БУ2500/160ЭПК (четвертый
класс) с допускаемой нагрузкой на крюке 1600 кН (160 тс) предназначена
для кустового бурения эксплуатационных скважин на нефть и газ услов-
ной глубиной 2500 метров в условиях умеренного климата, климатическое
исполнение «У», категория I по ГОСТ 15150-69.
Эта буровая установка должна соответствовать техническим услови-
ям ГОСТ 16293-82 и комплекта документации Б8.00.00.000.
Буровая установка БУ2500/160ДГУ-М (рис. 4)
Буровая установка с дизель-электрическим приводом БУ2500/160ДГУ-М
(четвертый класс) с допускаемой нагрузкой на крюке 1600 кН (160 тс) пред-
назначена для бурения эксплуатационных и разведочных скважин на нефть
и газ условной глубиной 2500 метров в условиях умеренного климата, кли-
матическое исполнение «У», категория I по ГОСТ 15150-69.
Основные параметры БУ2500/160ЭП, БУ2500/160ДЭП-1
и БУ2500/160ЭПК
1. Допускаемая нагрузка на крюке, кН (тс) ............ 1600 (160)
2. Условная глубина бурения, м............................. 2500
3. Допускаемая глубина бурения, м........................... 3400
4. Наибольшая оснастка талевой системы.......................4x5
5. Диаметр талевого каната, мм ...............................28
6. Тип привода основных механизмов
(лебедки, ротора, буровых насосов)...........тиристорный, электро-
привод постоянного
тока, индивидуальный
7. Регулирование привода основных механизмов.............плавное
8. Расчетная мощность, развиваемая приводом на входном валу
подъемного агрегата, кВт.....................................550
9. Наибольшая нагрузка от массы бурильной колонны, кН (тс) . . 960 (96)
10. Скорость установившегося движения при подъеме элеватора (без
нагрузки), м/с .......................................1,54 ± 0,04
Рис. 4. Кинематическая схема буровой установки БУ2500/160ДГУ-М.
Глава 1
4. Буровые установки отечественного и зарубежного производства 37
И. Скорость подъема крюка при расхаживании колонн (ликвидации
аварий), м/с.........................................0,
12. Число основных буровых насосов НБТ-600 или НБТ-600-I
по ГОСТ 6031-81, шт.......................................... 2
13. Мощность бурового насоса, кВт...........................600
14. Наибольшее давление на выходе насоса (в манифольде), МПа ... 25
15. Диапазон регулирования производительности бурового насоса, дм3/с
БУ2500/160ЭП и БУ2500/160ЭПК...............0-43
БУ2500/160ДЭП-1 .............0-46,7
16. Диаметр в столе ротора, мм...............560
17. Расчетная мощность привода ротора, кВт...............180
18. Допускаемая статическая нагрузка на стол ротора,
кН (тс)............................................... 2500 (250)
19. Крутящий момент на столе ротора, кН • м, не более .... 2500(250)
20. Диапазон регулирования частоты вращения стола ротора, с-1 (об/мин)
БУ2500/160ЭП.................. 0,166-3,66 (10-220)
БУ2500/160ДЭП-1................0,166-3,33 (10-200)
БУ2500/160ЭПК................. 0-3,33(0-200)
21. Скорость подачи инструмента, обеспечиваемая тормозом ТЭП-45-VI
ТУ 16-538.186-80, м/с.....................................0-2,0
22. Наибольшее давление в пневмосистеме, МПа...............0,85
23. Наибольшее давление воздуха от компрессора высокого давления
для заполнения компенсаторов, МПа............................15
24. Полезная высота вышки, м...............................40,8
25. Номинальная длина свечи, м............................25; 27
26. Высота основания (отметка пола буровой), м.......5,5; 5,5; 7,75
27. Полезный суммарный объем емкостей циркуляционной систе-
мы, м3...............................................90; 90; 120
28. Суммарная номинальная установленная мощность электростанций
(количество и мощность электростанций), кВт
БУ2500/160ЭП........................нет
БУ2500/160ДЭП-1 ...........2 х 1000; 1 х 200
БУ2500/160ЭПК.....................1 х 200
29. Статическая грузоподъемность вертлюга, кН............. 2500
30. Максимальное давление прокачиваемой жидкости
в вертлюге, МПа...........................................25
31. Максимальная скорость вращения ствола вертлюга,
с-1 (об/мин)......................................... 3,33 (200)
38 Глава 1
32. Основные параметры только для буровой установки БУ2500/160ЭПК:
— метод бурения скважин............................кустовой
— расстояние между скважинами, м......................... 5
— количество скважин в кусте................не ограничивается
— устройство для перемещения
блоков буровой установки.............. гидравлического дей-
ствия на колесах по
направляющим
— давление направляющих на грунт, МПа ................. 0,1
— высота выравнивания вышечного блока встроенными гидродом-
кратами, мм.............................................500
— усилие, развиваемое гидротолкателями, кН............2 х 300
— просвет, обеспечиваемый при съезде со скважины, м.....2,65
33. Масса комплекта буровой установки, т:
БУ2500/160ЭП.................................................300
БУ2500/160ДЭП-1.......................362
БУ2500/160ЭПК...................... 5252
34. Способ монтажа и транспортирования:
— Буровые установки БУ2500/160ЭП и БУ2500/160ДЭП-1 крупными
блоками на тяжеловозах ТГ-60:
1. вышечный блок с поднятой вышкой на трех тяжеловозах по
колее 10,7 м и со снятой вышкой на трех тяжеловозах по ко-
лее 3,25 м; при поставке по особому заказу дополнительного
узла «Балка перевозочная» — на четырех тяжеловозах в сторону
приемных мостов по колее 10,7 м с поднятой вышкой;
Насосный блок — на трех тяжеловозах по колее 3,6 м;
3. транспортирование блоков БУ2500/160ЭП на передвижной плат-
форме ПП-40Бр:
а) секция насосная: габариты (высота х ширина х длина) —
3098 х 3150 х 9400 мм; масса — 39600 кг; расположение
секции на платформе — электродвигателем по ходу движе-
ния;
б) лебедка: габариты — 2130 х 4980 х 3190 мм; масса — 22200 кг;
в) секция ротора: габариты — 1710 х 1520 х 5930 мм; масса —
11563 кг;
г) блок тиристорный: габариты — 3150 х 3036 х 8790 мм; мас-
са — 23405 кг;
2С учетом системы обогрева и утепленных укрытии
4. Буровые установки отечественного и зарубежного производства 39
д) секция компрессорная: габариты — 2850 х 2600 х 5920 мм;
масса ~ 5110 кг; расположение секции на платформе — агре-
гатом отопительно-вентиляционным по ходу движения;
е) секция воздухосборников: габариты — 2675 х 1120 х 3530 мм;
масса — 1865 кг;
ж) блок трансформаторов: габариты — 3230 х 3070 х 7130 мм;
масса — 15615 кг; расположение на платформе — масляным
трансформатором по ходу движения.
4. Транспортирование блоков БУ2500/160ДЭП-1 на передвижной
платформе ПП-40Бр:
а) секция насосная: габариты — (высота х ширина х длина) —
3098 х 3150 х 9400 мм; масса 32200 кг; расположение на
платформе — электродвигателем по ходу движения;
б) секция лебедочная: 3247 х 3245 х 10260 мм; масса — 26656 кг;
в) секция ротора: габариты — 1710 х 1520 х 5930 мм; масса —
11645 кг;
г) блок тиристорный: габариты — 3150 х 3086 х 8790 мм; мас-
са — 10500 кг;
д) блок дизель-генератора: габариты — 2730 х 2920 х 6620 мм;
масса — 7350 кг;
е) секция реакторов: габариты — 2815 х 3050 х 3930 мм; масса—
3950 кг.
— Буровая установка БУ2500/160ЭПК крупными блоками на тяжелово-
зах ТГ-60 или ТГ-70 по узкой колее с габаритом транспортных средств
по ширине не более 5,5 м- транспортирование между кустами.
Комплектность БУ2500/160ЭП, БУ2500/160ДЭП-1 и БУ2500/160ЭПК
1. Блок вышечный, комплект...................................... 1
в том числе:
1. вышка Б11.01.00.000 с механизмом подъема Б1.01.31.000 выш-
ки, комплект................................................ 1
2. лебедка двухскоростная с тормозом электромагнитным порош-
ковым ТЭП-45-VI ТУ 16-538.186-80, комплект.................. 1
3. основание вышечного блока, комплект...................... 1
4. шкаф пневмоуправления Б1.66.00.000, шт................... 1
5. пульт бурильщика электрический из комплекта КУ-БУ-2500ЭП
ТУ 16-657.050-84, шт........................................ 1
40
Глава 1
6. лебедка вспомогательная, комплект...................... 1
7. кронблок Б1.10.00.000, шт ............................. 1
8. крюкблок СБ11Б/2500ЭУ, шт.............................. 1
9. секция ротора с ротором Р560, комплект................. 1
10. детали общей сборки вышечного блока, комплект......... 1
11. секция воздухосборников с воздухосушкой, комплект..... 1
12. вертлюг ШВ15-250 ТУ 26-02-255-77 (или Б1.56.00.000), шт . . 1
13. ключ буровой АКБ-ЗМ2 (или АКБ-ЗМ2Э2), шт.............. 1
14. установка тормозной рукоятки, комплект................ 1
15. установка пневраскрепителя, комплект.................. 1
16. шкаф управления вспомогательными механизмами,
комплект.................................................. 1
17. коммуникации, трассировка кабелей, освещение, укрытия по
перечню
2. Блок насосный, комплекты по перечню буровых установок
3. Блок тиристорный с комплектом устройств для буровой установки
БУ2500/160ЭП КУ-БУ-2500ЭП, ТУ 16-657.050-84, с утеплением,
обогревом, кондиционированием, комплект....................... 1
4. Блок трансформаторов (БУ2500/160ЭП и БУ2500/160ЭПК) с транс-
форматором ТМБ-630/lO-VI, ТУ 16-672.105-85, трансформатором
ТРСЗП-2500/10БУХЛ2, ТУ 16-672.064-75 и шкафом распредели-
тельным КРУЭ-10В-400-20ХЛ2, исполнение I ТУ 16-536.664-84,
комплект...................................................... 1
5. Для буровой установки БУ2500/160ДЭП-1:
1. дизель-электрический агрегат АСДА-200, ТУ 24.06.343-74,
комплект.................................................. 1
2. электростанция ЭД-1000-Т400-2РКС, исп. 2, ТУ 16-561.003-84,
комплект.................................................. 2
6. Для буровой установки БУ2500/160ЭПК:
блок дизель-генератора АСДА-200, шт........................... 1
7. Комплекс оборудования циркуляционной системы
(для БУ2500/160ЭП и БУ2500/160ДЭП-1) буровой
установки БУ2500ЭП-ЩСМ2500ЭП.00.00.000ТУ, комплект .... 1
8. Циркуляционная система ЦС2500ЭПК (для БУ2500/160ЭПК),
комплект...................................................... 1
9. Топливномаслянная установка ТМУ-1-25 по ТУ 26-02-31-77
(БУ2500/160ДЭП-1 и БУ2500/160ЭПК), комплект................... 1
10. Секция копрессорная, комплект ............................ 1
4. Буровые установки отечественного и зарубежного производства 41
11. Установка крана поворотного КП-2, ТУ 26-02-24-80, комплект ... 1
12. Электронасос КМ65-50-160-СД-У2, комплект.................... 1
13. Механизм передвижения и выравнивания (для БУ2500/160ЭПК),
комплект........................................................ 1
в том числе:
1. тележка передняя с двумя гидродомкратами, шт............. 1
2. тележка задняя с двумя гидродомкратами, шт............... 2
3. гидроцилиндр, шт......................................... 1
4. станция насосная, шт..................................... 1
5. пульт механизма передвижения, шт......................... 1
14. Эксплуатационная документация согласно ведомости эксплуатаци-
онных документов (ЭД)
Основные параметры БУ2500/160ДГУ-М
1. Допускаемая нагрузка на крюке, кН (тс) ............. 1600 (160)
2. Условная глубина бурения, м............................. 2500
3. Вышка ....................................А-образная, секционная,
трубчатая, с четырех-
гранным сечением ног
4. Полезная высота вышки, м..................................42,2
5. Номинальная длина свечей, м............................25 или 27
6. Высота основания (отметка пола буровой), м............... 5,5
7. Тип привода..............................дизель-гидравлический
8. Схема главного привода...............................групповая
9. Общая установленная мощность привода основных механизмов,
кВт...........................................................750
10. Мощность силового аргегата, кВт...........................250
11. Наибольшая оснастка талевой системы ......................4x5
12. Диаметр талевого каната, мм................................28
13. Усилие в канате лебедки при допускаемой нагрузке, кН (тс) . 200 (20)
14. Мощность на приводном валу подъемного агрегата, кВт.......550
15. Число передач вращения на подъемный вал лебедки.............4
16. Скорость подъема крюка:
— при расхаживании обсадных колонн и ликвидации
аварий, м/с.......................................от 0,1 до 0,2
— скорость установившегося движения при подъеме
незагруженного элеватора, м/с..............................1,95
42
17.
18.
19.
20.
21.
22.
23.
24.
25.
26.
27.
28.
29.
30.
31.
32.
33.
34.
35.
36.
37.
Глава 1
Диапазон технологических скоростей подъема от вспомогательного
привода, м/с....................................от 0,027 до 0,108
Скорость подачи (спуска) инструмента, обеспечиваемая
ТЭП-45-VI, м/с....................................от 0,5 до 2,5
Число основных насосов..................................... 2
Насос буровой трехпоршневой по ГОСТ 6031-81 .......НБТ-600-1
Мощность привода бурового насоса, кВт .....................600
Наибольшее давление на выходе насоса
(в манифольде), МПа (кгс/см2)........................ 25 (250)
Наибольшая объемная подача насосов, обеспечиваемая
приводом при числе двойных ходов пх = 135
и Р = 6,3 МПа, м3/с........................ 0,0429 х 2 = 0,0858
Проходной диаметр стола ротора, мм ........................560
Мощность на приводном валу ротора, кВт.....................180
Допускаемая статическая нагрузка на стол ротора,
кН (тс)........................................... 2500 (250)
Максимальная нагрузка на балки стола ротора, кН (тс) . . 1400 (140)
Момент, передаваемый столом ротора, кН »м (кгс • м) . . . . 30 (3000)
Диапазон рабочих частот вращения стола
ротора, с-1 (об/мин)..................от 1,1 (66) до 4,17 (250)
Число передач вращения на стол ротора (реверсирование передач
осуществляется электродвигателем вспомогательного привода) . . 4
Мощность дизель-генераторной станции, кВт..................200
Производительность компрессорной станции, м3/с:
— с контрприводом при частоте вращения 7,5с -1
(450 об/мин)............................................0,043
— с электроприводом при частоте вращения 12,5 с-1
(750 об/мин)..........................................0,075
Наибольшее давление воздуха в пневмосистеме, МПа
(кгс/см2)...........................................0,85(8,5)
Максимальное давление воздуха от компрессора высокого
давления для заполнения компенсаторов буровых
насосов, МПа (кгс/см2) ...............................15(150)
Полезный суммарный объем емкостей циркуляционной
системы, м3 ...............................................90
Площадь подсвечников, м2.................................. 4,4
Управление основными агрегатами........пневматическое и элек-
трическое дистанционное
4. Буровые установки отечественного и зарубежного производства 43
38. Средства механизации. . пневмораскрепитель; автоматический буро-
вой ключ АКБ-3М2; пневмоклинья, встро-
енные в роторе; вспомогательная лебед-
ка грузоподъемностью Зтс; консольно-пово-
ротный кран грузоподъемностью 2 тс; таль
грузоподъемностью 1 тс; вспомогательный
тормоз ТЭП-45-VI, обеспечивающий авто-
матическую подачу долота на забой.
39. Способы монтажа
и транспортирования . . крупными блоками на тяжеловозах ТГ-60
с поднятой вышкой по широкой колее (12 м),
со снятой вышкой по узкой колее (5,2 м);
мелкими блоками на передвижных платфор-
мах типа ПП-40; поагрегатно на универсаль-
ном транспорте; вертолетами.
— транспортирование блоков на платформе типа ПП-40:
а) секция насосная: габариты (высота х ширина х длина) — 3003 х
х3391 х 8230 мм; масса — 26175 кг; затаскивание на платформу
со стороны насоса;
б) секция трансмиссионная: габариты — 1936 х 3145 х 8200 мм;
масса — 13104 кг;
в) секция лебедочная: габариты — 2950 х 2530 х 9900 мм; масса —
16623 кг;
г) секция приводная: габариты — 2550 х 3210 х 9900 мм; масса —
16070 кг;
д) блок дизель-генераторный: габариты — 2948 х 2820 х 10536 мм;
масса — 14624 кг.
40. Масса буровой установки, т .................................380
41. Технические описания, поставляемые с буровой установкой:
БУ2500ДГУ-М ТО1 .........................Установка буровая
БУ2500ДГУ ТО1........................Привод вспомогательный
БУ2500ДГУ ТО2............Трансмиссия лебедки, редуктор цепной
БУ2500ДГУ ТОЗ...............Пневмоуправление и коммуникации
БУ2500ДГУ ТО4.........................Электрооборудование
БУ2500ДГУ-М ТО5.............................Блок насосный
44
Глава 1
БУ2500ДГУ ТО6..............................Каркасы укрытий
БУ2500ЭУ ТО1........................................Вышка
БУ2500ЭУ ТО2...............................Коробка передач
БУ2500ЭУ ТОЗ............................Трансмиссия ротора
БУ2500ЭУ ТО4...............................Валы карданные
БУ2500ЭУ ТО7........................Комплект приспособлении
CAT-450 (58АН) ТО.............Агрегат силовой CAT-450 (58АН)
ТБК4-140 ТО..............................Крюкоблок ТБК4-140
ЛВ-3 ТО.............................Лебедка вспомогательная
ПНК-20 ТО........................... Приспособление ПНК-20
ЛБ-750 ТО............................Лебедка буровая ЛБ-750
НБТ-600-1 ТО.........Насос буровой трехпоршневой НБТ-600-1
ПП-40 ТО........................Передвижная платформа ПП-40
Примечание.
Приведенные основные параметры буровой установки рассчитаны, ис-
ходя из мощности, развиваемой силовыми агрегатами, при нормальных
условиях и при полной подаче топлива.
Комплектность БУ2500/160ДГУ-М
1. Блок вышечный, комплект....................................... 1
В составе:
— вышка с механизмом подъема, комплект..................... 1
— основание, комплект...................................... 1
— трансмиссия ротора, шт................................... 1
— лебедка вспомогательная, шт.............................. 1
— секция лебедочная, комплект.............................. 1
В составе:
— рама, шт................................................ 1
— лебедка ЛБ-750 с электромагнитным тормозом ТЭП-45-VI,
комплект.................................................. 1
— установка охладительная ТЭП-45-VI, шт................. 1
— секция приводная, комплект................................. 1
В составе:
— рама, шт................................................ 1
— коробка передач, шт................................... 1
— вспомогательный привод, шт............................ 1
— трансмиссия лебедки, шт............................... 1
4. Буровые установки отечественного и зарубежного производства 45
— вал карданный, шт..................................... 1
— пневмоуправление, комплект............................ 1
— шкаф управления № 1, шт............................... 1
— шкаф управления № 2, шт............................... 1
— кронблок КБ5-185, шт..................................... 1
— крюкоблок КБК4-140, шт................................... 1
— установка пневмораскрепления, комплект................... 1
— приспособления для крепления и перепуска талевого кана-
та ПНК-20, шт................................................ 1
— вал карданный, шт........................................ 2
— детали общей сборки, комплект............................ 1
— установка тормозной рукоятки, комплект................... 1
— противозатаскиватель, шт................................. 1
— пульт бурильщика, шт..................................... 1
— каркас укрытия, комплект................................. 1
2. Блок приводной, комплект...................................... 1
В составе:
— основание, комплект........................................ 1
— каркас укрытия, комплект................................. 1
— вал карданный, шт.........................................4
— секция дизельная с тремя силовыми агрегатами САТ-450
или 58АК, комплект........................................... 1
В составе:
— рама, шт................................................ 1
— редуктор цепной, шт................................... 1
— установка компрессора, шт............................. 1
— секция воздухосборника, комплект........................... 1
В составе:
— рама, шт................................................ 1
— воздухосборник, шт.................................... 2
— фильтр-влагоотделитель................................ 1
— пульт компрессора, шт................................. 1
— масловлагоотделитель, шт.............................. 1
— станция компрессорная с электродвигателем, шт......... 1
— агрегат АПВ 200 х 140, шт............................. 1
3. Блок насосный, комплект ..................................... 1
В составе:
— основание, комплект........................................ 1
46
Глава 1
— пульт дизелиста, шт..................................... 1
— компрессор высокого давления, шт........................ 1
— секция насосная, комплект,...............................2
В составе:
— рама, шт............................................ 1
— кожух, шт ........................................... 1
— привод насоса, шт.................................... 1
— насос буровой НБТ-600-1 ............................. 1
4. Блок дизель-генераторный, комплект.......................... 1
В составе:
— основание с укрытием, комплект.......................... 1
— основание дизель-генераторного блока, комплект.......... 1
5. Вертлюг ШВ15-250, шт........................................ 1
6. Ротор Р560 с клиновым захватом ПРК-560МОР, комплект......... 1
7. Ключ буровой АКБ-ЗМ2 (АКБ-ЗМ2Э2), комплект.................. 1
8. Талевый канат 028 мм, длиной 1200 м, бухта.................. 1
9. Лестницы и площадки, комплект............................... 1
10. Детали общей сборки, комплект.............................. 1
11. Мосты приемные, комплект................................... 1
12. Манифольд, комплект........................................ 1
13. Стояк, шт.................................................. 1
14. Насос водяной, шт.......................................... 1
15. Коммуникации и трассировка кабелей, комплект .............. 1
16. Установка крана поворотного КП-2, комплект................. 1
17. Комплекс оборудования циркуляционной системы 1ЦС2500ДГУ,
комплект................................................... 1
18. Комплект инструмента....................................... 1
19. Комплект приспособлений.................................... 1
20. Комплект запасных частей................................... 1
21. Топливомаслоустановка ТМУ-125, шт.......................... 1
4.2. Буровые установки Уралмашзавода
Уралмашзавод (ныне АО «Уралмаш», г. Екатеринбург) с момента ор-
ганизации серийного изготовления буровых установок (1946 г.) в поисках
лучшего решения выпустил много модификаций различных типов буровых
установок и отдельных агрегатов.
4. Буровые установки отечественного и зарубежного производства 47
С 1978 г. Уралмашзавод изготавливает буровые установки и агрегаты
для глубокого и сверхглубокого бурения на суше и на море.
Буровые установки, выпускаемые в настоящее время заводом, соответ-
ствуют техническим требованиям ГОСТ 16293-82 «Установки буровые ком-
плектные для эксплуатационного и глубокого разведочного бурения. Основ-
ные параметры»и предназначены для бурения скважин глубиной 3200,4000,
5000, 6500, 8000,10000,12500 и 16000 м во всех районах с целью разведки
и эксплуатации месторождений нефти и газа, а также для изучения строения
верхних слоев земной коры.
Эти буровые установки наиболее полно удовлетворяют современным
требования проводки скважин и обладают большими потенциальными воз-
можностями в повышении производительности бурения, обладают высокой
унификацией узлов и агрегатов, что создает благоприятные условия для
организации обслуживания, ремонта и снабжения запасными агрегатами,
узлами и деталями.
АО «Уралмаш» освоило в серийном производстве следующие буро-
вые установки: БУ3200/200ДГУ-1; БУ3200/200ЭУ-1; БУ3200/200ЭУК-2М;
БУ5000/320ДГУ-1; БУ5000/320ЭУ-1; БУ5000/320ДЭР-1; БУ5000/320ЭР-1;
БУ6500/400ДЭР; БУ6500/400ЭР; БУ8000/500ЭР.
Буровая установка БУ3200/200ДГУ-1 (рис. 5)
Буровая установка с дизель-гидравлическим приводом БУ3200/200ДГУ-1
(пятый класс) с допускаемой нагрузкой на крюке 2000 кН (200 тс) предна-
значена для бурения эксплуатационных и разведочных скважин на нефть
и газ условной глубиной 3200 метров в условиях умеренного климата, кли-
матическое исполнение «У», категория I по ГОСТ 15150-69.
Способ монтажа и транспортирования
Конструкция буровой установки предусматривает:
— крупноблочное транспортирование вышечно-лебедочного и насос-
но-приводного блоков на тяжеловозах ТГП-70 (ТГ-60) и Т-60;
— транспортирование средними блоками на трайлерах и платфор-
мах ПП40Бр грузоподъемностью 40 тонн;
— агрегатный способ перевозки транспортом общего назначения.
Рис. 5. Кинематическая схема буровой установки БУ3200/200ДГУ-1.
Глава 1
4. Буровые установки отечественного и зарубежного производства 49
Транспортирование вышечно-лебедочного блока с вышкой осуще-
ствляется на 6-ти тяжеловозах по широкой колее — 10,3 м и без выш-
ки — на 4-х тяжеловозах по узкой колее — 6 м.
Транспортирование насосно-приводного блока осуществляется на
3-х тяжеловозах с колеей 10 м.
Буровая установка БУ3200/200ЭУ-1 (рис. 6)
Буровая установка с электрическим (переменного тока) приводом
БУ3200/200ЭУ-1 (пятый класс) с допускаемой нагрузкой на крюке 2000 кН
(200 тс) предназначена для бурения эксплуатационных и разведочных сква-
жин на нефть и газ условной глубиной 3200 метров в условиях умеренного
климата, климатическое исполнение «У», категория I по ГОСТ 15150-69.
Способ монтажа и транспортирования
Конструкция буровой установки предусматривает:
— крупноблочное транспортирование вышечно-лебедочного и насосного
блоков на тяжеловозах ТГП-70 (ТГ-60) и Т-60;
— транспортирование средними блоками на трайлерах и платфор-
мах ПП40Бр грузоподъемностью 40 тонн;
— агрегатный способ перевозки транспортом общего назначения.
Транспортирование вышечно-лебедочного блока с вышкой осуще-
ствляется на 6-ти тяжеловозах по широкой колее — 10,3 м и без вышки —
на 4-х тяжеловозах по узкой колее — 6 м.
Транспортирование насосного блока осуществляется на 3-х тяжелово-
зах по широкой колее — 9 м и узкой колее — 3,9 м.
Буровая установка БУ3200/200ЭУК-2М (рис. 7)
Буровая установка с электрическим (переменного тока) приводом
БУ3200/200ЭУК-2М (пятый класс) с допускаемой нагрузкой на крюке
2000 кН (200 тс) предназначена для бурения эксплуатационных и разве-
дочных скважин на нефть и газ условной глубиной 3200 метров в усло-
виях умеренного климата, климатическое исполнение «У», категория I по
ГОСТ 15150-69.
Рис. 6. Кинематическая схема буровой установки БУ3200/200ЭУ-1.
Глава 1
10
-3 I&
О|
*€
----!О
2H-S0.9
г,»2<
24»25-
2^^
U,2-j-4oO~t<~-SO
маюго
о
ЦОРЕу*» tojf!
1^4 2S0H ^2.
PHrlO МЛЗсяо
J^0
о
2М-5М
МЛЛ>©
<о
о
01
Ф65о
5®
<flOO>
ФН“»<
МП^й?
ТЗП-45-vi
О|---L-
ог>^*^5
_И“
П
r-J
П
r-J
'ЗНВТ-ИО
АКСВI5-5H-6
ВЫЗкВТ,
10 91
, | ^ГоШ
20 ценней Л
|р 01
ЛК4Г-Н-б2-«>£
ВоокВг, ТУо^/к**
4. Буровые установки отечественного и зарубежного производства
Рис. 7. Кинематическая схема буровой установки БУ3200/200ЭУК-2М.
52
Глава 1
Способ монтажа и транспортирования
Конструкция буровой установки предусматривает:
— эшелонную передвижку в пределах куста вышечно-лебедочного, на-
сосного и циркуляционного блоков;
— транспортирование с куста на куст крупными блоками (вышечно-ле-
бедочный блок с опущенной вышкой), средними блоками на трайле-
рах и платформах ПП40Бр грузоподъемностью 40 тонн и агрегатным
способом транспортом общего назначения.
Транспортирование осуществляется на 4-х тяжеловозах ТПГ-70 (ТГ-60)
и Т-60 по широкой колее — 9,2 м и по узкой колее — 4 м.
Транспортирование насосного блока и циркуляционного блока осуще-
ствляется на 3-х тяжеловозах с колеей — 5 м.
Основные параметры БУ3200/200ДГУ-1; БУ3200/200ЭУ-1;
БУ3200/200ЭУК-2М
1. Допускаемая нагрузка на крюке, кН (тс) ........... 2000 (200)
2. Условная глубина бурения, м........................... 3200
3. Скорость подъема крюка при расхаживании колонн (ликвидация
аварий), м/с.............................................. 0,2
4. Скорость установившегося движения при подъеме элеватора
(без нагрузки), м/с....................................... 1,5
5. Расчетная мощность, развиваемая приводом на входном валу
подъемного агрегата, кВт:
БУ3200/200ДГУ-1 .............670
БУ3200/200ЭУ-1...............660
БУ3200/200ЭУК-2М.............650
6. Диаметр отверстия в столе ротора, мм....................700
7. Расчетная мощность привода ротора, кВт
БУ3200/200ДГУ-1 .............280
БУ3200/200ЭУ-1;БУ3200/200ЭУК-2М..............370
8. Мощность бурового насоса, кВт...........................950
9. Высота основания (от пола буровой), м
БУ3200/20ДГУ-1; БУ3200/200ЭУ-1...............................6
БУ3200/200ЭУК-2М............ 7,2
4. Буровые установки отечественного и зарубежного производства 53
10. Просвет для установки сборки превенторов, м
БУ3200/20ДГУ-1; БУ3200/200ЭУ-1............................. 4,7
БУ3200/200ЭУК-2М.............. 5,7
11. Максимальное натяжение подвижного конца талевого каната, кН
БУ3200/20ДГУ-1...............................................217
БУ3200/200ЭУ-1...............200
БУ3200/200ЭУК-2М...............211
12. Диаметр талевого каната, мм..............................28
13. Диаметр тормозного шкива (обода), мм...................1180
14. Наибольшая оснастка талевой системы.....................5x6
15. Максимальное давление, развиваемое насосом, МПа
(кгс/см2)............................................... 32 (320)
16. Максимальная подача насоса, л/с..........................46
17. Максимальная нагрузка на стол ротора, кН................5000
18. Максимальная нагрузка на ствол вертлюга, кН ............ 2500
19. Максимальная частота вращения ствола вертлюга, с”1
(об/мин) ............................................. 3,33 (200)
20. Вышка............................................А-образная
21. Маскимальная нагрузка вышки, кН....................... 2500
22. Рабочая высота вышки, м..................................45
23. Расстояние между ногами вышки, м.......................10,3
24. Суммарный объем циркуляционной системы, м3 .............120
25. Пропускная способность, дм3/с
вибросита ................60
пескоотделителя..............65
илоотделителя................45
26. Число компрессоров, шт................................... 3
27. Производительность компрессора, м3/мин................... 5
28. Рабочее давление пневмосистемы, МПА..................0,6-0,8
29. Элементы механизации.........комплекс механизмов АСП-ЗМ; кли-
новой захват ПКРБО-700; лебедка
вспомогательная; ключ АКБ-ЗМ2;
регулятор подачи долота РПДЭ-3;
кран консольно-поворотный КП-2.
30. Масса, т
БУ3200/200ДГУ-1 ..........................................582
БУ3200/200ЭУ-1.............553
БУ3200/200ЭУК-2М.............598
54
Глава 1
Комплектность БУ3200/200ДГУ4; БУ3200/200ЭУ4
1. Вышка ВМА-45 х 2004, шт..................................... 1
2. Устройство для подъема вышки, комплект...................... 1
3. Устройство для транспортирования вышки, комплект ........... 1
4. Вертлюг УВ-250МА, шт....................................... 1
5. Приспособление для подвески вертлюга, шт.................... 1
6. Ротор Р700 ТУ 24.00.1038-80 с ПКРБО-700 ТУ 26-024027-86 .... 1
7. Лебедка вспомогательная ЛВ-44, шт........................... 1
8. Пульт управления, шт........................................ 2
9. Упор, шт.................................................... 8
10. Механизм крепления каната, шт.............................. 1
11. Ключ буровой АКБ-ЗМ2 по ТУ 26-02-28-79, шт................. 1
12. Подвеска машинных ключей, шт............................... 1
13. Насос буровой трехпоршневой УНБТ-950, шт....................2
14. Кран консольно-поворотный, шт.............................. 2
15. Кран поворотный КП-2, ТУ 26-02-24-80, шт................... 1
16. Талевый канат для оснастки 5x6, бухта...................... 1
17. Кронблок УКБА-6-250, шт.................................... 1
18. Блок талевый УТБА-5-200, шт................................ 1
19. Агрегат спуско-подъемный, шт............................... 1
20. Механизм управления тормозом, шт.......................... 1
21. Стабилизатор, шт........................................... 1
22. Агрегат трансмиссии ротора, шт............................ 1
23. Водопровод ЭМТ-4500, шт................................... 1
24. Лебедка-моноблок, шт ..................................... 1
25. Регулятор подачи долота РПДЭ-3, шт........................ 1
26. Электромагнитный тормоз ЭМТ-450-VI, шт.................... 1
27. Электродвигатель АКБ-13-62-8У1 (для БУ3200/200ЭУ-1), шт .... 1
28. Передача на насос (для БУ3200/200ДГУ-1), шт................ 2
29. Привод насоса (для БУ3200/200ЭУ-1), комплект...............2
30. Электродвигатель АКСБ-15-54-6УХЛ2 ТУ 16-513.483-80
(для БУ3200/200ЭУ-1), шт....................................... 1
31. Ролик обводной, шт........................................ 1
32. Привод ротора, комплект.................................... 1
33. Воздухопровод высокого давления с электрокомпрессором КР2
по ТУ 26-0509-328-75, комплект................................. 1
34. Воздухопровод низкого давления (для БУ3200/200Э-1), комплект . . 1
4. Буровые установки отечественного и зарубежного производства 55
35. Воздухопровод низкого давления, включая компрессор 4ВУ1-5/9-М1
с контрприводом (для БУ3200/200ДГУ-1), комплект................. 1
36. Воздухосборник, шт...........................................2
37. Компрессор воздушный 4ВУ1-5/9-М2 по ТУ 26-12-532-78, шт ... . 2
38. Установка для осушки воздуха УВ-10-МВ2М по ТУ 26-01-215-75,
шт ............................................................. 1
39. Комплекс средств наземного контроля и управления процессом бу-
рения
СКУБ М1-02 ТУ 25-1613.005-84, комплект...................... 1
40. Комплекс механизмов АСП-ЗМ1, комплект...................... 1
41. Основания, комплект........................................ 1
42. Мост приемный со стеллажами, комплект...................... 1
43. Рама желоба, шт............................................ 1
44. Основание вышечно-лебедочного блока, комплект.............. 1
45. Основание наосоного блока, комплект........................ 1
46. Устройство транспортное, комплект.......................... 1
47. Энергоблок утепленный с агрегатом Wola или агрегатом АСДА-200,
шт ............................................................. 1
48. Укрытия, комплект.......................................... 1
49. Укрытие насосов, комплект.................................. 1
50. Укрытие буровой площадки (для БУ3200-00ДГУ-1), комплект ... 1
51. Укрытие лебедки (для Бу3200-00ДГУ-1), комплект.............. 1
52. Укрытие привода (для БУ3200-00ДГУ-1), комплект.............. 1
53. Укрытие поста управления (для БУ3200-00ДГУ-1), комплект . ... 1
54. Электрооборудование, комплект.............................. 1
55. Освещение, комплект......................................... 1
56. Центратор обсадных труб, шт................................. 1
57. Кран 3,2-5,1, ГОСТ 7413-80, шт ............................. 2
58. Приспособление для расстановки УБТ, комплект................ 1
59. Пост бурильщика, шт......................................... 1
60. Пневмораскрепитель, шт..................................... 1
61. Ограничитель подъема талевого блока, комплект .............. 1
62. Ограждения, комплект....................................... 1
63. Механизм упоров поворотных, комплект....................... 1
64. Пост дизелиста (* для БУ3200/200ДГУ-1), комплект............ 1
65. Привод силовой с трансмиссией (*), комплект................ 1
66. Трансмиссия цепная (*), шт................................. 1
67. Комплект силовых агрегатов CA.10-I, ТУ 24.06.274-88 (*).... 3
56
Глава 1
68. Топливо-масло установка, набор (*)....................... 1
69. Трубопровод выхлопной (*), комплект...................... 1
70. Трубопровод слива масла (*), комплект ................... 1
71. Трубопровод топливо подачи (*), комплект ................ 1
72. Трубопровод водоподогревателя (*), комплект.............. 1
73. Комплекс оборудования циркуляционной системы:
— буровой установки БУ3000ДГУ-1
ЦС3200ДГУ-00.00.000ТУ, комплект.......................... 1
— буровой установки БУЗОООЭУ-1
ЦС3200ЭУ-00.00.000ТУ, комплект........................... 1
74. Манифольд МБ2У-1.3000ДГУ-1 (для БУ3200/200ДГУ-1), комплект . 1
75. Манифольд МБ2У-1.3000ЭУ-1 (для БУ3200/200ЭУ-1), комплект . . 1
76. Комплект инструмента и принадлежностей, комплект......... 1
77. Эксплуатационные документы на установку согласно ведомости
эксплуатационных документов (ЭД), комплект................... 1
Комплектность БУ3200/200ЭУК-2М
1. Вышка BMP 45 х 200У, шт .................................. 1
2. Устройство для подъема вышки, комплект ................... 1
3. Устройство для транспортирования вышки, комплект ......... 1
4. Лебедка-моноблок.......................................... 1
В том числе:
— электродвигатель АКБ 13-62-8У1, шт.................... 1
— тормоз порошковый ТЭП-45-VI, шт ...................... 1
— 0локи аппаратуры, комплект ........................... 1
5. Ротор Р700 с ПКРБ0700 или с ПКР-560М-ОР, комплект......... 1
6. Насос буровой трехпоршневой УНБТ-950, комплект.............2
7. Блок буровых насосов...................................... 1
8. Кран консольно-поворотный, шт............................. 2
9. Вертлюг УВ-250МА, шт...................................... 1
10. Лебедка вспомогательная ЛВ-15 с двумя пультами управления,
комплект..................................................... 1
11. Ключ буровой АКБ-ЗМ2, шт................................. 1
12. Механизм крепления каната, комплект...................... 1
13. Кран ручной подвесной 5,0-5,1 по ГОСТ7813-80, шт......... 1
14. Кран поворотный КП-2 на мостках, шт...................... 1
15. Крюкоблок УТБК-5-225, шт................................. 1
4. Буровые установки отечественного и зарубежного производства 57
16. Кронблок УКБ-6-250, шт.................................... 1
17. Подвеска машинных ключей, комплект ....................... 1
18. Укрытие буровой площадки, комплект........................ 1
19. Укрытие лебедки, комплект................................. 1
20. Укрытие циркуляционной системы и насосного блока,
комплект...................................................... 1
21. Основание вышечно-лебедочного блока, комплект............. 1
22. Устройство транспортное, комплект......................... 1
23. Мост приемный, комплект................................... 1
24. Основание блока насосов, комплект......................... 1
25. Основание блока резервуаров, комплект..................... 1
26. Металлоконструкция межблочная, комплект................... 1
27. Воздухопровод низкого давления, комплект.................. 1
28. Компрессорный блок утепленный, комплект................... 1
В том числе:
— воздухосборник, шт...................................... 2
— компрессор воздушный с электрическим приводом 2ВУ1-5/9М2
по ТУ 26-12-532-78, шт.................................... 3
— установка для осушки воздуха УВ-10-МВ2М, комплект..... 1
29. Ограждения и площадки блока компрессоров, комплект ....... 1
30. Воздухопровод высокого давления с электрокомпрессором КР2
по ТУ 26-0509-328-75, комплект............................ 1
31. Привод ротора, комплект................................... 1
32. Привод насоса с электродвигателем АКСБ15-54-6-6УХЛ2,
шт ........................................................... 2
33. Механизм подачи бурильных труб, комплект ................. 1
34. Механизм упоров поворотных, комплект...................... 1
35. Энергоблок с агрегатом АСДА-200, комплект................. 1
36. Талевый канат для оснастки 5x6, комплект.................. 1
37. Пневмораскрепитель, шт.................................... 1
38. пост бурильщика, комплект................................. 1
39. Ограничитель подъема талевого блока, комплект............. 1
40. Механизм перемещения и выравнивания с направляющими
балками, комплект............................................. 1
41. Площадки нижние, комплект................................. 1
42. Механизм управления ленточным тормозом, комплект.......... 1
43. Установка желобов, комплект.............................. 1
44. Установка электрокалориферов, комплект................... 1
58 Глава 1
45. Комплекс оборудования циркуляционной системы
ЦСЗ-ЗОООЭУК-01-VI по ТУ 26-02-914-85, комплект................ 1
46. Манифольд нагнетательный для кустового бурения в блочном
исполнении I по ТУ 26-02-1016-85, комплект.................... 1
47. Ключи и инструмент, комплект.............................. 1
48. Эксплуатационная документация на установку согласно ведомости
эксплуатационных документов (ЭД), комплект.................... 2
Буровая установка БУ5000/320ДГУ-1 (рис. 8)
Буровая установка с дизель-гидравлическим приводом БУ5000/200ДГУ-1
(седьмой класс) с допускаемой нагрузкой на крюке 3200 кН (320 тс) пред-
назначена для бурения эксплуатационных и разведочных скважин на нефть
и газ условной глубиной 5000 метров в условиях умеренного климата, кли-
матическое исполнение «У», категория I по ГОСТ 15150-69.
Буровая установка БУ5000/320ЭУ-1 (рис. 9)
Буровая установка с электрическим (переменного тока) приводом
БУ5000/320ЭУ-1 (седьмой класс) с допускаемой нагрузкой на крю-
ке 3200 кН (320 тс) предназначена для бурения эксплуатационных и разве-
дочных скважин на нефть и газ условной глубиной 5000 метров в усло-
виях умеренного климата, климатическое исполнение «У», категория I
по ГОСТ 15150-69.
Способ монтажа и транспортирования БУ5000/320ДГУ-1;
БУ5000/320ЭУ-1
Конструкция этих двух буровых установок предусматривает:
— транспортирование вышечно-лебедочного блока (без вышки) на 3-х тя-
желовозах ТПГ-70 (ТГ-60) и Т-60 с колеей 14,63 м;
— транспортирование средними блоками на трайлерах и платфор-
мах ПП40Бр грузоподъемностью 40 тонн;
— агрегатный способ монтажа и перевозки оборудования транспортом
общего назначения.
4. Буровые установки отечественного и зарубежного производства
59
Рис. 8. Кинематическая схема буровой установки БУ5000/320ДГУ-1.
Рис. 9. Кинематическая схема буровой установки БУ5000/320ЭУ-1.
Глава 1
4. Буровые установки отечественного и зарубежного производства 61
Буровая установка БУ5000/320ДЭР-1 (рис. 10)
Буровая установка БУ5000/320ДЭР-1 (седьмой класс) с допускаемой
нагрузкой на крюке 3200 кН (320 тс) с регулируемым электроприводом
основных механизмов с питанием от автономных дизель-электрических
станций предназначена для бурения эксплуатационных и разведочных сква-
жин на нефть и газ условной глубиной 5000 метров в условиях умеренного
климата, климатическое исполнение «У», категория I по ГОСТ 15150-69.
Буровая установка БУ5000/320ЭР-1 (рис. 10)
Буровая установка с регулируемым электроприводом основных меха-
низмов с питанием от промышленной сети БУ5000/320ЭР-1 (седьмой класс)
с допускаемой нагрузкой на крюке 3200 кН (320 тс) предназначена для бу-
рения эксплуатационных и разведочных скважин на нефть и газ условной
глубиной 5000 метров в условиях умеренного климата, климатическое ис-
полнение «У», категория I по ГОСТ 15150-69.
Способ монтажа и транспортирования БУ5000/320ДЭР-1;
БУ5000/320ЭР-1
Конструкция этих двух буровых установок предусматривает:
— транспортирование вышечного блока (с вышкой) на 6-ти тяжелово-
зах ТПГ-70 (ТГ-60) и Т-60 с колеей 16,98 м;
— транспортирование лебедочного блока на 3-х тяжеловозах с коле-
ей 7,83 м;
— транспортирование средними блоками на трайлерах грузоподъемно-
стью 40 тонн;
— агрегатный способ монтажа и перевозки оборудования транспортом
общего назначения.
Основные параметры БУ5000/320ДГУ-1; БУ5000/320ЭУ-1;
БУ5000/320ДЭР-1; БУ5000/320ЭР-1
1. Допускаемая нагрузка на крюке, кН (тс) ............. 3200 (320)
2. Условная глубина бурения, м............................. 5000
Глава 1
Рис. 10. Кинематическая схема буровых установок БУ5000/320ДЭР-1; БУ5000/320ЭР-1.
4. Буровые установки отечественного и зарубежного производства 63
3. Скорость подъема крюка при расхаживании колонн (ликвидации
аварии), м/с............................................0,18
4. Скорость установившегося движения при подъеме элеватора
(без нагрузки), м/с
БУ5000/320ДГУ-1........1,69
БУ5000/320ЭУ-1; БУ5000/320ДЭР-1; БУ5000/320ЭР-1 .... 1,60
5. Расчетная мощность, развиваемая приводом по входному валу
подъемного агрегата, кВт
ДГУ-1; ДЭР-1; ЭР-1.........1100
ЭУ-1..........950
6. Диаметр отверстия в столе ротора, мм......................700
7. Расчетная мощность привода ротора, кВт....................370
8. Мощность бурового насоса, кВт.............................950
9. Высота основания (от пола буровой), м.................... 8,0
10. Просвет для установки сборки превенторов, м ........... 6,7
11. Максимальное натяжение подвижного конца талевого каната, кН
ДГУ-1; ЭУ-1...........288
ДЭР-1; ЭР-1............370
12. Диаметр талевого каната, мм
ДГУ-1; ЭУ-1............32
ДЭР-1; ЭР-1 ...........35
13. Диаметр тормозного шкива (обода), мм
ДГУ-1; ЭУ-1................................................1450
ДЭР-1; ЭР-1...........1270
14. Наибольшая оснастка талевой системы
ДГУ-1; ЭУ-1 ................................................6x7
ДЭР-1; ЭР-1 ............5x6
15. Максимальное давление, развиваемое насосом, МПа
(кгс/см2)................................................ 32 (320)
16. Максимальная подача насоса, л/с...........................46
17. Максимальная нагрузка на стол ротора, кН................ 5000
18. Максимальная нагрузка на ствол вертлюга, кН............. 3200
19. Максимальная частота вращения ствола вертлюга, с-1
(об/мин) .............................................. 3,33 (200)
20. Вышка.............................................А-образная
21. Максимальная нагрузка вышки, кН........................ 3750
22. Рабочая высота вышки, м...................................45
23. Расстояние между ногами вышки, м........................10,3
64 Глава 1
24. Суммарный объем циркуляционной системы, м3 ..............180
25. Пропускная способность, дм3/с
вибросита.............76
пескоотбелителя..........90
илоотделителя...........45
центрифуги (м3/час)........18
26. Число компрессоров, шт.................................... 3
27. Рабочее давление пневмосистемы, МПа (кгс/см2).........0,8 (8,0)
28. Производительность компрессора, м3/мин.................. 5,0
29. Элементы механизации...........комплекс механизмов АСП-4М;
клиновой захват ПКРБО-700;
ключ буровой АКБ-3 М2; лебед-
ка вспомогательная; грузоподъ-
емные средства для обслужива-
ния механизмов
30. Масса, т
БУ5000/320ДГУ-1...........665
БУ5000/320ЭУ-1............627
БУ5000/320ДЭР-1...........897
БУ5000/320ЭР-1...........776
Комплектность БУ5000/320ДГУ-1
1. Привод силовой с трансмиссией, комплект.................... 1
2. Лебедка ЛБУ 1100Э-1, шт.................................... 1
3. Механизм управления ленточным тормозом лебедки, комплект ... 1
4. Стабилизатор ходового конца талевого каната, шт............ 1
5. Водопровод для охлаждения вспомогательного тормоза, комплект . . 1
6. Передача на лебедку ПЦ-1,84-875, шт........................ 1
7. Кронблок УКБА-7-400, шт.................................... 1
8. Блок талевый УТБА-6-320, шт................................ 1
9. Механизм крепления неподвижного конца талевого каната с крон-
штейнами для крепления, комплект.............................. 1
10. Канат диаметром 32 мм для талевой системы, бухта ......... 1
11. Ротор Р700 с ПКРБО-700, комплект.......................... 1
12. Вкладыш роликовый направляющий, шт........................ 1
13. Вертлюг УВ-320 с приспособлением для подвески, шт......... 1
14. Насос УНБТ-950, шт........................................ 2
4. Буровые установки отечественного и зарубежного производства 65
15. Передача на насос, шт ......................................2
16. Ограждение, комплект ...................................... 1
17. Передача на ротор, комплект................................ 1
18. Агругат трансмиссии ротора, шт............................. 1
19. Воздухопроводы низкого и высокого давления, комплект....... 1
20. Блок компрессорный, шт..................................... 1
21. Пост бурильщика, шт........................................ 1
22. Пост дизелиста, шт......................................... 1
23. Средства механизации спуско-подъемных и грузоподъемных опе-
раций, комплект
— комплекс механизмов АСП-ЗМ4 с пультом управления и обвод-
ным роликом................................................ 1
— ключ буровой АКБ-ЗМ2 с пультом, шт..................... 1
— подвеска машинных ключей, комплект..................... 1
— пневмораскрепитель с пультом, комплект ................ 1
— лебедка вспомогательная ЛВ-15 с двумя пультами управления,
комплект................................................... 1
— центратор для центрирования труб обсадной колонны, шт ... 1
— приспособление для расстановки УБТ, комплект........... 1
— кран консольно-поворотный КП-2, комплект............... 1
— кран ручной подвесной грузоподъемностью 3,2 тс, шт.....2
— кран на насосе грузоподъемностью 0,8 тс, шт.............2
24. трубопроводы, комплект..................................... 1
25. Энерблок, шт.............................................. 2
26. Установка топливомасляная, комплект........................ 1
27. Энергооборудование, комплект............................... 1
28. Электроблок, шт............................................ 1
29. Основание установки, комплект............................. 1
30. Укрытие, комплект.......................................... 1
31. Вышка ВМА-45 х 320-1М с устройством для подъема, комплект . . 1
32. Устройство для транспортирования вышки, шт................. 1
33. Комплекс оборудования циркуляционной системы, комплект .... 1
34. Манифольд нагнетательный типа МБ-320-ЭР1, комплект......... 1
35. Запасные части согласно ведомостей ЗИП, комплект........... 1
Комплектность БУ5000/320ЭУ-1
1. Лебедка ЛБУ-1100Э-1, шт..................................... 1
66
Глава 1
2. Механизм управления ленточным тормозом лебедки, комплект . . . 1
3. Водопровод ЭМТ-4500, комплект.............................. 1
4. Кронблок УКБА-7-400, пгт................................... 1
5. Блок талевый УБТА-6-320, шт................................ 1
6. Механизм крепления неподвижного конца талевого каната, шт . . . 1
7. Канат диаметром 32 мм для талевой системы, бухта........... 1
8. Ротор Р700 с ПКРБО-700, комплект........................... 1
9. Вкладыш роликовый направляющий, шт......................... 1
10. Вертлюг УВ-320 с подвеской, комплект...................... 1
11. Воздухопровод высокого давления с электрокомпрессором КР-2,
комплект...................................................... 1
12. Насос УНБТ-950, шт.........................................2
13. Привод насоса с электродвигателем АКСБ-15-51-6 (800 кВт,
1000 об/мин) с системой АВК (50% регулирование), комплект . . 2
14. Привод ротора, комплект................................... 1
15. Привод лебедки ЛБУ-1100Э1, комплект....................... 1
16. Воздухопровод, комплект................................... 1
17. Комплекс механизмов АСП-ЗМ4............................... 1
18. Ключ буровой АКБ-ЗМ2, комплект............................ 1
19. Подвеска машинных ключей, комплект ....................... 1
20. Пневмораскрепитель с пультом, комплект.................... 1
21. Лебедка вспомогательная ЛВ-15 с двумя пультами управления,
комплект...................................................... 1
22. Центратор для центрирования труб обсадной колонны, шт..... 1
23. Приспособление для расстановки УБТ, шт.................... 1
24. Кран ручной подвесной грузоподъемностью 50 кН (5 тс), шт ... . 1
25. Кран консольно-поворотный грузоподъемностью 5 кН (0,5 тс),
шт ............................................................2
26. Таль электрическая грузоподъемностью 20 кН (2 тс), шт..... 1
27. Основания, комплект....................................... 1
28. Укрытия, комплект......................................... 1
29. Вышка ВМА-45-320-1М, шт................................... 1
30. Устройство для транстпортирования вышки, шт............... 1
31. Устройство для подъема вышки, комплект.................... 1
32. Энергоблок, шт............................................ 1
33. Электрооборудование, комплект............................. 1
34. Кран поворотный КП-2 грузоподъемностью 20 кН (2 тс), шт ... . 1
35. Комплекс оборудования циркуляционной системы, комплект .... 1
4. Буровые установки отечественного и зарубежного производства 67
36. Манифольд нагнетательный в блочном исполнении на два буровых
насоса, комплект................................................. 1
37. Запасные части по ведомостям ЗИП, комплект.................. 1
Комплектность БУ5000/320ДЭР-1; БУ5000/320ЭР-1
1. Лебедка ЛБУ37-1100 с коробкой передач и регулятором подачи до-
лота РПДЭ-3, комплект...................................... 1
2. Механизм управления ленточным тормозом лебедки, комплект ... 1
3. Стабилизатор ходового конца талевого каната, шт............. 1
4. Водопровод для охлаждения вспомогательного тормоза, комплект . . 1
5. Кронблок УКБА-6-400, шт..................................... 1
6. Блок талевый УТБА-5-320, шт................................. 1
7. Механизм крепления неподвижного конца талевого каната с при-
способлением для установки датчика веса и кронштейнами для
крепления, комплект............................................ 1
8. Канат диаметром 32 мм для талевой системы, бухта............ 1
9. Ротор Р700 ТУ 24.00.1932-80 с клиновым захватом ПКРБО-700
ТУ 26-02-1027-86 и упорами центрирования, комплект......... 1
10. Вкладыш роликовый направляющий, шт......................... 1
11. Вертлюг УВ-320МА с приспособлением для подвески, комплект . . 1
12. Воздухопровод высокого давления с электрокомпрессором КР-2,
комплект....................................................... 1
13. Насос УНБТ-950 с левым расположением шкива диаметром 1000 мм,
ТУ 24.00.2098-82, шт............................................2
14. Привод ротора, комплект.................................... 1
— электродвигатель 4ПС-450-1000УХЛ2, 1000 кВт, 1000 об/мин,
800 В, шт ................................................. 1
— передача на ротор, комплект ........................... 1
15. Привод буровой лебедки, комплект........................... 1
— электродвигатель 4ПС-450-1000УХЛ2, 100 кВт, 1000 об/мин,
800 В, шт ................................................. 1
— резервный привод лебедки, комплект..................... 1
16. Привод бурового насоса, комплект........................... 2
К каждому приводу насоса относятся:
— электродвигатель 4ПС-450-1000УХЛ2, 1000 кВт, 1000 об/мин,
800 В, шт ................................................. 1
— рама, шкив, муфта и ограждения, комплект............... 1
68
Глава 1
17. Воздухопровод установки, комплект......................... 1
— электрокомпрессор 4ВУ1-5/9М2, шт .......................2
— воздухосборник, шт..................................... 2
— пост бурильщика, шт.................................... 1
— ограничитель подъема талевого блока, комплект.......... 1
— установка для осушки воздуха УВ-10МВ2В, комплект....... 1
18. Средства механизации спуско-подъемных и грузоподъемных опе-
раций, комплект............................................... 1
— комплекс механизмов АСП-ЗМ4, комплект.................. 1
— ключ буровой АКБ-ЗМ2, комплект......................... 1
— подвеска машинных ключей, комплект..................... 1
— пнавмораскрепитель с пультом управления, комплект...... 1
— лебедка вспосмогательная ЛВ-44 с двумя пультами управления,
комплект.................................................. 1
— центратор для центрирования труб при спуске осадочных ко-
лонн, шт.................................................. 1
— кран мостовой ручной грузоподъемностью 3,2 тс по ГОСТ 7413-80,
комплект.................................................. 1
— кран консольно-поворотный грузоподъемностью 0,8 тс,
шт........................................................ 2
— кран поворотный КПБ-3 грузоподъемностью 3 тс, шт....... 1
— таль передвижная червячная 5 тс ГОСТ 1106-74, шт........2
— таль передвижная червячная 1 тс ГОСТ 1106-74, шт........4
— мост приемный механизированный МПМ-2 со стеллажами, ком-
плект .................................................... 1
— лебедка канатная ЛКУ, шт............................... 1
19. Сварные металлоконструкции оснований, комплект............ 1
— основание вышечного блока, комплект.................... 1
— основание лебедочного блока, комплект.................. 1
— установка желобов, комплект............................ 1
20. Сварные металлоконструкции и укрытия, комплект............ 1
— укрытие вышечного блока, комплект...................... 1
— укрытие лебедочного блока, утепленное, комплект........ 1
— укрытие насосного блока, утепленное, комплект.......... 1
— укрытие противовыбросного оборудования, комплект....... 1
— укрытие поста дизелиста, комплект...................... 1
21. Вышка ВМП-45-320, шт...................................... 1
4. Буровые установки отечественного и зарубежного производства 69
22. Устройство для подъема вышки, комплект.................... 1
23. Дизель электрический агрегат АСДА-200, шт................. 1
24. Металлоконструкции энергоблока, комплект.................. 1
25. Электрооборудование, комплект............................. 1
26. Комплекс средств наземного контроля СКУБ-М1, комплект..... 1
27. Комплектное распредустройство КРУНБ-6У1-1, комплект....... 1
28. Тормоз электромагнитный ЭМТ-4500-VI, шт .................. 1
29. Кабельные изделия, комплект............................... 1
30. Освещение, комплект....................................... 1
31. Комплектное тиристорное устройство КТУ-К-1-УХЛ, в контейнер-
ном исполнении, комплект.................................. 1
32. Пульт бурильщика, шт...................................... 1
33. Шкаф управления буровым насосом, шт....................... 2
34. Преобразовательный агрегат для регулятора подачи долота,
комплект.................................................. 1
35. Шкафы и станции управления, комплект...................... 1
36. Двигатель постоянного тока регулятора подачи долота, тип
4ПС-2Б-280М-УХЛ, шт.................................... 1
37. Трансформатор, шт......................................... 1
38. Комплекс оборудования циркуляционной системы ЦС5000ЭР-УХЛ-1,
комплект.................................................. 1
39. Манифольд нагнетательный буровых насосов в блочном исполне-
нии МБ320, комплект....................................... 1
40. Устройство обогрева, комплект............................. 1
41. Энергоблок, включая дизель-генератор автоматизированный
ДГА-1000/1500 (для БУ5000/320ДЭР), комплект............... 1
42. Топливомаслоустановка ТМУ-50 по ТУ 34-38-10450-82, шт.....2
Буровая установка БУ6500/400ДЭР (рис. 11)
Буровая установка с регулируемым электроприводом основных ме-
ханизмов с питанием от автономных дизель-электрических станций
БУ6500/400ДЭР (восьмой класс) с допускаемой нагрузкой на крюке 4000 кН
(400 тс) предназначена для бурения эксплуатационных и разведочных
скважин на нефть и газ условной глубиной 6500 метров в услови-
ях умеренного климата, климатическое исполнение «У», категория I по
ГОСТ 15150-69.
о
Ь/|)$ООк|Ц 2лю]«<ю °*/ншл.
MlUtfo
800 кВт, г^о/уао^м*
Рис. 11. Кинематическая схема буровых установок БУ6500/400ДЭР, БУ6500/400ЭР.
4. Буровые установки отечественного и зарубежного производства 71
Способ монтажа и транспортирования БУ6500/400ДЭР, БУ6500/400ЭР
Конструкция установки предусматривает монтаж и транспортирование
блоками на большегрузных трайлерах грузоподъемностью 40 т и агрегат-
ный способ монтажа и перевозки оборудования транспортом общего назна-
чения.
Буровая установка БУ6500/400ЭР (рис. 11)
Буровая установка с регулируемым электроприводом основных меха-
низмов с питанием от промышленной электросети БУ6500/400ЭР (восьмой
класс) с допускаемой нагрузкой на крюке 4000 кН (400 тс) предназначе-
на для бурения эксплуатационных и разведочных скважин на нефть и газ
условной глубиной 6500 метров в условиях умеренного климата, климати-
ческое исполнение «У», категория I по ГОСТ 15150-69.
Основные параметры БУ6500/400ДЭР, БУ6500/400ЭР
1. Допускаемая нагрузка на крюке, кН (тс) ............. 4000 (400)
2. Условная глубина бурения, м............................. 6500
3. Скорость подъема крюка при расхаживании колонн (ликвидации
аварий), м/с................................................ 0,2
4. Скорость установившегося движения при подъеме элеватора
(без нагрузки), м/с.........................................1,74
5. Расчетная мощность, развиваемая приводом на входном валу
подъемного агрегата, кВт....................................1475
6. Диаметр отверстия в столе ротора, мм......................700
7. Расчетная мощность привода ротора, кВт....................440
8. Мощность бурового насоса, кВт.............................950
9. Высота основания (от пола буровой), м...................... 8
10. Просвет для установки сборки превенторов, м ............ 6,7
11. Максимальное натяжение подвижного конца талевого каната, кН . . 365
12. Диаметр талевого каната, мм...............................35
13. Диаметр тормозного шкива, мм ...........................1450
14. Наибольшая оснастка талевой системы......................6x7
15. Максимальное давление, развиваемое насосом, МПа
(кгс/см2)................................................ 32 (320)
72
Глава 1
16. Максимальная подача насоса, л/с..........................46
17. Максимальная нагрузка на стол ротора, кН................ 5000
18. Максимальная нагрузка на ствол вертлюга, кН .......... 3200
19. Максимальная частота вращения ствола вертлюга, с-1
(об/мин) ............................................. 3,33 (200)
20. Вышка УВ-45х400А.................................А-образная
21. Максимальная нагрузка, кН............................. 5000
22. Рабочая высота, м........................................45
23. Расстояние между ногами, м.............................10,8
24. Суммарный объем циркуляционной системы, м3 .............500
25. Масса, т
БУ6500/400ДЭР..............................................1385
БУ6500/400ЭР...........1225
Комплектность БУ6500/400ДЭР, БУ6500/400ЭР
1. Кронблок УКБА-7-470, шт................................... 1
2. Блок талевый УТБА-6-400, шт............................... 1
3. Вертлюг УВ-320МА, шт...................................... 1
4. Вертлюг УВ-450МА, шт...................................... 1
5. Ротор Р700 ТУ 24.00.1932-80 с захватом клиньевым пневматическим
ПКРБО-700 ТУ 26-02-1027-86, комплект..................... 1
6. Вкладыш ротора Р700, шт................................... 1
7. Упоры, комплект........................................... 1
8. Приспособление для подвески вертлюга, шт.................. 2
9. Механизм крепления каната, шт............................. 1
10. Шкив вспомогательный, шт................................. 1
11. Кран для обслуживания приемных мостков грузоподъемно-
стью 6,3 тс, шт.............................................. 1
12. Подвеска машинных ключей, комплект ...................... 1
13. Лебедка канатная ЛКУ, шт................................. 1
14. Ключ буровой АКБ-ЗМ2, ТУ 26-02-28-79, шт................. 1
15. Комплекс механизмов АСП-ЗМ5, ТУ 24-1-1671-77, комплект .... 1
16. Лебедка вспомогательная ЛВ-15М с двумя пультами управления,
комплект..................................................... 1
17. Насос УНБТ-950, ТУ 24-00.2098-82, комплект............... 3
18. Мост приемный механизированный, комплект................. 1
19. Механизм поворотных упоров, комплект..................... 1
4. Буровые установки отечественного и зарубежного производства 73
20. Приспособление для расстановки УБТ, комплект............... 1
21. Центратор, шт.............................................. 1
22. Воздухопровод, комплект................................... 1
— установка воздухосборника, шт............................2
- компрессор 4ВУ1-5/9М2, ТУ 26-12-532-78, шт...............3
— осушка воздуха УВ-10МВ2М, ТУ 26-01-215-75, шт........... 1
23. Воздухопровод высокого давления, комплект................. 1
24. Энергоблок, комплект...................................... 1
— дизель-электрическая станция АСДА-200, шт............... 1
— металлоконструкции, утепления, комплект................. 1
25. Ограничитель подъема талевого блока, комплект.............. 1
26. Спуско-подъемный агрегат, комплект........................ 1
— лебедка ЛБУ-2000ПС, шт.................................. 1
— электродвигатель ДПЗ-99/85-6КМ2, шт......................2
— стабилизатор, комплект.................................. 2
27. Пневмораскрепитель, шт.................................... 1
28. Кран поворотный грузоподъемностью 1 тс, шт................. 1
29. Пост бурильщика, шт....................................... 1
30. Привод ротора, комплект.................................... 1
31. Электродвигатель привода ротора 4ПС-450-1000УХЛ2, шт...... 1
32. Привод насоса, комплект.................................... 3
33. Электродвигатель привода насоса 4ПС-450-1000УХЛ2, шт.......3
34. Канат оснастки, комплект................................... 1
35. Комплект приспособлений для бурового насоса................ 3
36. Блок буровой, комплект..................................... 1
37. Основания, комплект........................................ 1
38. Вышка мачтовая 4-х опорная УВ45х400А, шт................... 1
39. Укрытие, комплект.......................................... 1
40. Электрооборудование
— система контроля процессов бурения СКУБ-М1-05, комплект . . 1
— комплектное высоковольтное устройство КРУНБ-6У1-1,
комплект...................................................2
— трансформатор силовой трехфазный масляный в буровом
исполнении, 630 кВА, ТМБ-630/lO-VI ТУ 16.672.105-85, шт. . . 2
— трансформатор масляный 3-х обмоточный напряжением
6000/660 В, ТРМП-3200/106УХЛ1, шт......................... 3
— устройство комплектное тиристорное в контейнерном исполне-
нии КТУ-К-2УХЛ1, шт....................................... 1
74
Глава 1
— шкаф динамического торможения Ш9004-5230АМ2, шт.........2
41. Стеллажи, площадки, лестницы, комплект..................... 1
42. Таль передвижная 5 тс, шт...................................2
43. Опора под бухту талевого каната, шт........................ 1
44. Устройство для монтажа, комплект........................... 1
45. Сварочный выпрямитель ВДЗОБУЗ, шт.......................... 1
46. Манифольд нагнетательный, комплект......................... 1
47. Система приготовления и очистки промывочной жидкости,
комплект....................................................... 1
48. Энергоблок (для БУ6500/400ДЭР), комплект................... 4
включая:
— электроагрегат дизельный АД1000-ТБ300-2Р, шт............4
— металлоконструкции, комплект........................... 4
49. Топливомаслоустановка ТМУ-50, шт........................... 2
50. Электрооборудование, комплект.............................. 1
Буровая установка БУ8000/500ЭР (рис. 12)
Буровая установка с регулируемым электроприводом основных меха-
низмов с питанием от промышленной электросети БУ8000/500ЭР (девятый
класс) с допускаемой нагрузкой на крюке 5000 кН (500 тс) предназначе-
на для бурения эксплуатационных и разведочных скважин на нефть и газ
условной глубиной 8000 метров в условиях умеренного климата, климати-
ческое исполнение «У», категория I по ГОСТ 15150-69,
Способ монтажа и транспортирования
Конструкция буровой установки предусматривает монтаж и транспор-
тирование оборудования блоками на большегрузных трайлерах грузоподъ-
емностью 40 т и агрегатный способ монтажа и перевозки оборудования
транспортом общего назначения.
Основные параметры БУ8000/500ЭР
1. Допускаемая нагрузка на крюке, кН (тс) ............. 5000 (500)
2. Условная глубина бурения, м............................. 8000
на
Рис. 12. Кинематическая схема буровой установки БУ8000/500ЭР.
4. Буровые установки отечественного и зарубежного производства
76
Глава 1
3. Скорость подъема крюка при расхаживании колонн (ликвидации
аварий), м/с................................................ 0,2
4. Скорость установившегося движения при подъеме элеватора
(без нагрузки), м/с......................................... 1,6
5. Расчетная мощность, развиваемая приводом на входном валу
подъемного агрегата, кВт................................... 2200
6. Диаметр отверстия в столе ротора, мм......................950
7. Расчетная мощность привода ротора, кВт....................500
8» Мощность бурового насоса, кВт............................1180
9. Высота основания (от пола буровой), м......................10
10. Просвет для установки сборки превенторов, м ............ 8,6
11. Максимальное натяжение подвижного конца талевого каната,
кН ..........................................................456
12. Диаметр талевого каната, мм...............................38
13. Диаметр тормозного шкива, мм ...........................1600
14. Наибольшая оснастка талевой системы......................6x7
15. Максимальное давления, развиваемое насосом, МПа
(кгс/см2)................................................ 40 (400)
16. Максимальная подача насоса, л/с...........................46
17. Максимальная нагрузка на стол ротора, кН............... 6300
18. Максимальная нагрузка на ствол вертлюга, кН ............4500
19. Вышка УВ-45-500 ............................ 4-х опорная мачта
20. Максимальная нагрузка, кН.............................. 6000
21. Расстояние между ногами, м.............................11 х 8
22. Суммарный объем циркуляционной системы, м2 ..............500
23. Масса, т................................................1568
Комплектность БУ8000/500ЭР
1. Блок буровой, комплект..................................... 1
— вышка УВ-45-500А, шт................................... 1
— основание, комплект.................................... 1
2. Мост приемный механизированный, комплект................... 1
3. Устройство для монтажа бурового блока, комплект............ 1
4. Лебедка канатная ЛКУ, шт................................... 1
5. Желоб для аварийного спуска, комплект...................... 1
6. Комплекс механизмов АСП-ЗМ6, комплект...................... 1
7. Блок талевый УТБА-6-500, шт................................ 1
4. Буровые установки отечественного и зарубежного производства 77
8. Кронблок УКБА-7-600, шт.................................... 1
9. Ротор Р-950 с ПКР, комплект................................ 1
10. Привод ротора, комплект................................... 1
— электродвигатель постоянного тока 4ПС-450-1000УХЛ2,
шт........................................................ 1
11. Шахта, шт................................................. 3
12. Ключ буровой АКБ-ЗМ2, комплект............................ 1
13. Вертлюг УВ-320МА, шт...................................... 1
14. Вертлюг УВ-450МА, шт...................................... 1
15. Спуско-подъемный агрегат, комплект........................ 1
— лебедка ЛБУ-3000М1, шт................................. 1
— электродвигатель постоянного тока ДПЗ-99/85-6КМ2, шт ... . 2
— электродвигатель постоянного тока 2ПФ3157У4, шт........ 1
16. Лебедка вспомогательная ЛВ-15М с двумя пультами управления,
комплект...................................................... 1
17. Воздуховод высокого давления, комплект.................... 1
18. Комплект деталей воздуховода, комплект.................... 1
— компрессор 4ВУ1-5/13М2 (или 4ВУ1-5/9М2), шт..............4
— установка воздухосборника, шт...........................4
— воздухоосушка УВ10МВ-2М, шт........................... 2
19. Энергоблок, комплект...................................... 1
— дизель-электрический агрегат АСДА-200
(или 632РР-52Н12 Wola)
20. Насос буровой УНБТ-1180, шт............................... 3
21. Электропривод бурового насоса УНБТ-1180, комплект......... 3
— электродвигатель постоянного тока 4ПС-450-1000УХЛ2, шт. . . 3
22. Циркуляционный комплекс................................... 1
23. Детали площадок для обслуживания превенторов и ПКР,
комплект...................................................... 1
24. Кран поворотный КПМ-6,3, шт............................... 1
25. Двухмашинный преобразовательный агрегат
4АМ28054УЗ + 4ПНГ2805УХЛ4, комплект........................... 1
26. Двухмашинный преобразовательный агрегат
4АМ180М4УЗ + 4ПНГ2259УХЛ4, комплект............................2
27. Трансформатор ТМБ-400/10, шт.............................. 2
28. Система контроля ПКР-8000, комплект....................... 1
29. Комплектный тиристорный электропривод КТЭБ-1600/750
1Т-00-00000УХЛ4, комплект......................................4
78
Глава 1
30. Устройство комплектное высоковольтное КРУНБ-6У1-2,
комплект....................................................... 1
31. Автокран грузоподъемностью 16 тс (КС-4572), шт............. 1
32. Укрытия (лебедочного, вышечного, электроблока, насосного блока),
комплект....................................................... 1
33. Средства механизации монтажа противовыбросного оборудования,
комплект....................................................... 1
34. Запасные части, инструмент и принадлежности согласно ведомо-
сти ЗИП, комплект.............................................. 1
4.3. Передвижные установки фирмы «Кремко»
Передвижные, трейлерные и самоходные установки производства
«Кремко» применяются для проведения всех видов буровых работ, капи-
тального ремонта скважин, различных работ по ремонту и техническому
обслуживанию скважин. Для того чтобы охватить все это разнообразие
практических применений, фирма «Кремко» осуществляет производство
широкого типоразмерного ряда установок по их мощности, в состав ко-
торого входят установки с допускаемой нагрузкой на крюке 36, 40, 60, 80,
100,125,160,170, 180 и 200 тс. По своей мощности лебедка, ходовая часть
и мачта подбираются из расчета обеспечения оптимальной рабочей харак-
теристики.
В стандартном исполнении установки «Кремко» имеют следующие
особенности:
— все шланги и трубы прокладываются таким образом, чтобы не допу-
стить их замерзания и облегчить их продувку;
— все трубопроводы там, где возможно, выполняются из жестких труб;
— во всех трубопроводах сливные отверстия располагаются в самой
нижней точке с тем, чтобы исключить замерзание трубопроводов во время
хранения и транспортировки;
— весь настил выполняется из рифленой листовой стали, чтобы обес-
печить безопасность при ходьбе по поверхности настила в условиях его
обледенения или увлажнения;
— установки производства фирмы «Кремко» рассчитаны на хранение
при температуре от —50 до +60°С;
— установки производства рассчитаны на размещение на них (по до-
полнительному заказу) защиты против непогоды вокруг балкона верхового
4. Буровые установки отечественного и зарубежного производства 79
рабочего и вокруг рабочей площадки; защита против непогоды представ-
ляет собой укрывающий полог из арктической гипреновой ткани, стойкой
к воздействию условий крайнего севера;
— по дополнительному заказу возможна установка обогревателей для
двигателя и масла, используемого в качестве рабочей жидкости в гидравли-
ческих системах, а также для обогрева рабочих зон;
— все мачты производства фирмы «Кремко», как нераздвижные, так
и телескопические, изготавливаются из высокопрочных холоднотянутых
безшовных стальных труб квадратного сечения; применение труб квадрат-
ного сечения позволяет обеспечить максимальную грузоподъемность и наи-
большую жесткость на кручение при минимальной массе мачты, кроме то-
го, труб квадратного сечения легче заменять в полевых условиях в случаях
повреждения отдельных элементов мачты;
— пульт управления бурильщика располагается таким образом, что-
бы обеспечивался беспрепятственный обзор верхового рабочего, талевого
блока в ходе его движения, роторного стола и лебедок;
— с пульта бурильщика осуществляется управление всеми первичными
функциями, в том числе:
— двигателем;
— коробкой передач;
— лебедками;
~ инерционным тормозом;
— включением ротора и изменением его оборотов;
— вспомогательной лебедкой;
— аварийным выключением двигателя;
— насосом гидросистемы;
— аварийным сигнализирующим устройством;
— установки производства фирмы «Кремко» оборудуются гидравличе-
скими системами, рассчитанными на тяжелые условия эксплуатации и спо-
собными обеспечивать достаточную мощность для привода гидравлических
трубных и штанговых ключей, роторов, вертлюгов и ручного инструмента;
— насос гидравлической системы приводится от вала отбора мощности,
расположенного наверху трансмиссии; такая конструкция защищает насос
от грязи и пыли при транспортировке установки и обеспечивает легкость
техобслуживания»
В ОАО «Удмуртнефть», имеющем совместное российско-канадское
предприятие «ИжДрил» по изготовлению установок, находятся в эксплуата-
80
Глава 1
ции комплектные установки К160 (два комплекта) и К200 (один комплект).
Уникальность этих установок состоит в том, что они сочетают в себе вы-
сокую прочность тракторного шасси «Кировец», построенного в России,
и надежность буровых механизмов производства фирмы «Кремко», благода-
ря чему созданы установки, обладающие непревзойденной Бездоходностью.
При проектировании этих установок «Кремко», помимо требований
Американского нефтяного института и Американского института сталь-
ных конструкций, учитывались также и требования ГОСТов, действующих
в России. Произведены разработки на совместимость и взаимозаменяемость
обычных быстроизнашивающихся деталей (тормозные колодки, цилиндро-
вые втулки насосов, клапана, поршни, талевый канат, приводные роликовые
цепи) с аналогичными деталями российского производства. Вся механиче-
ская часть рассчитана на эксплуатацию и обслуживание с применением
смазочных материалов российского производства.
Установки моделей К160 и К200 оснащаются двумя дизельными дви-
гателями, развивающими суммарную максимальную мощность (рис. 13)
от 340 до 650 кВт, в зависимости от требований заказчика. Каждый такой
двигатель спаривается с трансмиссией, имеющей 5 скоростей переднего
хода и одну скорость заднего хода. Мощности двух дизелей суммируются
с помощью компаунд-агрегата. Комбинирующий агрегат своим выходным
валом соединяется с коробкой передач, входной и выходной валы которой
расположены под прямым углом друг к другу и через которую поток мощ-
ности передается на лебедки.
Компоновка привода монтируется на 6-осной платформе ходовой части
модели К12 или 7-осной платформе модели К14.
На комплектных установках устанавливаются лебедки соответствен-
но K160D и K200D. Главный барабан имеет диаметр 457 мм при ши-
рине 914 мм, а на его поверхности выполнены спиральные канавки под
талевый канат диаметром 28 мм. Тормозные шайбы имеют диаметр 1188 мм
и ширину 279 мм, обеспечивая угол обхвата 330 градусов.
Лебедки оснащаются автоматическим тормозом размером 560 мм с гид-
равлическим приводом, который применяется на них в качестве стандарт-
ного оборудования.
Стандартный тартальный барабан имеет диаметр 330 мм при ши-
рине 991 мм, причем емкость его достаточна для наматывания на бара-
бан 5180 мм каната диаметром 14 мм.
Мачты моделей К160М и К200М выпускаются в телескопическом ис-
полнении высотой 35 и 36 м. Мачты оснащаются балконами верхового
4. Буровые установки отечественного и зарубежного производства 81
Рис. 13. Передвижные установки К160 и К200 фирмы «Кремко».
82
Глава 1
рабочего с обеспечением возможности регулировки высоты расположения
балконов. Место их установки зависит от высоты мачты и длины свеч бу-
рильных труб.
Стандартный кранблок имеет конфигурацию, рассчитанную на раз-
мещение четырехшкивного талевого блока (оснастка 4x5), с че-
тырьмя 762-миллиметровыми шкивами и одним 914 мм шкивом. Еще
один 510 мм дополнительный шкив устанавливается для тартального ка-
ната.
По заказу возможна установка другого варианта кранблока, рассчитан-
ного на размещение пятишкивного талевого блока (оснастка 5 х 6), с пятью
шкивами диаметром 762 мм и одним шкивом диаметром 914 мм.
Совместно принято решение из трех разновидностей (из которых два
типа «Ящик» и «Интеграл») изготавливать и комплектовать установки ра-
бочими площадками типа «Параллелограмм».
Рис. 14. Рабочая площадка типа «Параллелограмм».
Рабочая площадка типа «Параллелограмм» (рис. 14) сконструирована
с целью быстрого габаритного складирования для транспортировки. Пло-
щадка для бурения может быть установлена с позиции транспортировки
в рабочую позицию при помощи самоходных кранов вышкостроения или
при помощи лебедки, установленной на платформе установки.
По требованию заказчика может быть поставлена платформа на колесах
для более легкого передвижения рабочей площадки.
Внутри рабочей площадки имеется грузоподъемный комплекс для мон-
тажа и подвески превенторов при транспортировке совместно срабочей пло-
щадкой или выноса и погрузки их для транспортировки с другим оборудо-
ванием.
5. Ввод в эксплуатацию буровых установок
83
Рабочая площадка «Параллелограмм» после незначительной доработки
позволяет монтировать ротор Р-560 с пневмоклиньями ПКР-560М и ключом
АБК-ЗМ2 российского производства.
5. Ввод в эксплуатацию буровых установок
«Правилами безопасности в нефтяной и газовой промышленности»
(РД 08-200-98) установлены требования пуска в эксплуатацию оборудова-
ния буровой установки.
Пункт 1.5.8: «Пуск в эксплуатацию вновь смонтированного, модерни-
зированного, капитально отремонтированного оборудования осуществляет-
ся в соответствии с положением, разработанным предприятием.»
Пункт 2.7.1.1: «Ввод смонтированной буровой установки в работу осу-
ществляется после полной готовности, испытания, обкатки всего обору-
дования и при наличии укомплектованной буровой бригады по решению
комиссии по приемке буровой установки. Готовность к пуску оформляется
актом.»
Ниже приводится один из примеров разработки предприятием порядка
пуска в эксплуатацию буровых установок.
Утверждаю
Начальник УБР
____________ И.О.Ф.
« »_________20... г.
Положение
о порядке пуска в эксплуатацию вновь смонти-
рованных буровых установок на новых кустах
скважин и после последующего демонтажа
1. Настоящее положение устанавливает порядок пуска в эксплуатацию
вновь смонтированных буровых установок новых и бывших в эксплуатации,
на новых кустах, а также пуск буровых в эксплуатацию после последующего
перемонтажа на кустах.
2. Положение является обязательным для всех служб, цехов и подраз-
делений управления буровых работ.
3. После первичного монтажа буровой установки комиссия в составе:
бурового мастера, механика, электромеханика БПО, прораба ВМЦ, прора-
84
Глава 1
ба АТЦ производят проверку соответствия техническим условиям плани-
ровку куста, качество строительства земляных амбаров и обвалок, качество
строительства буровой установки, исправность бурового и энергетическо-
го оборудования, укомплектованность всем необходимым оборудованием,
запасными частями и контрольно-измерительными приборами, необходи-
мыми для бурения скважины, при необходимости дают заявку на базу про-
изводственного обслуживания на недостающие позиции.
4. Проводят необходимые испытания оборудования, предохранитель-
ных устройств, оформляют документацию на пуск буровой.
5. База производственного обслуживания, получив заявку с буровой,
комплектует необходимые запасные части, оборудование, КИП и, в крат-
чайшие сроки, отправляет на буровую.
6. Контроль за выполнением заявок осуществляет центральная инже-
нерно-технологическая служба.
7. После устранения всех выявленных нарушений, проведения испы-
таний и оформления соответствующей документации, комиссия в составе:
бурового мастера, механика и электромеханика БПО осуществляет обкат-
ку оборудования, предварительный пуск буровой в эксплуатацию; буровой
мастер вызывает центральную постоянно-действующую комиссию.
8. До прибытия центральной постоянно-действующей комиссии разре-
шается бурения направления и шурфа.
9. Пуск буровых установок после демонтажа и монтажа на «старом»
кусту осуществляется комиссией ЦИТС после тщательной проверки обо-
рудования, устранения выявленных нарушений комиссией: буровой мастер,
механик и электромеханик БПО.
10. Пуск смонтированного, модернизированого, капитально отремон-
тированного оборудования АТЦ, ЦКС, цехов БПО осуществляется комис-
сиями в составе: начальник цеха, механик цеха, электромеханик БПО под
председательством главного механика УБР, а при пуске энергетического
оборудования, под председательством главного энергетика УБР.
Руководитель разработки:
Главный инженер УБР И. О. Ф.
Ответственный исполнитель:
Инженер ОТБ И. О. Ф.
Основным документом на пуск буровой является «Акт о вводе в экс-
плуатацию буровой установки» (Приложение 1).
5. Ввод в эксплуатацию буровых установок
85
К этому акту прилагаются:
«Акт об испытании нагнетательных линий буровых насосов» (Прило-
жение 2);
«Акт об испытании ограничителя подъема талевого блока» (Приложе-
ние 3);
«Акт об опрессовке пневмосистемы буровой установки» (Приложе-
ние 4);
«Акт о проверке технического состояния буровой вышки и привышеч-
ных сооружений после монтажа» (Приложение 5);
«Акт о проверке электрооборудования и испытании заземляющих
устройств» (Приложение 6).
Проведение необходимых испытаний оборудования, предохранитель-
ных устройств осуществляется согласно инструкции по видам работ, а ре-
зультаты испытаний оформляются по форме выше перечисленных актов.
Инструкции по видам работ разрабатываются предприятием на основе
и в соответствии с требованиями Госгортехнадзора по обеспечению без-
опасности труда в конкретных условиях на протяжении всего цикла работ
(сл-48, пункт 1.1.4).
Ниже приводятся требования Госгортехнадзора по видам работ испы-
тания перед пуском в эксплуатацию буровой установки:
Пункт 2.5.8: «Нагнетательный трубопровод буровых насосов и сто-
як после изготовления, ремонта подлежат гидравлическому испытанию на
максимальное рабочее давление насоса по п. 1.5.21 настоящих Правил. Ис-
пытание трубопроводов буровыми насосами запрещается.»
Пункт 1.5.21: «Нагнетательные трубопроводы после их монтажа, а так-
же после ремонта с применением сварки должны быть опрессованы в соот-
ветствии с требованиями «Правил устройства и безопасной эксплуатации
технологических трубопроводов», утвержденных Госгортехнадзором Рос-
сии 02.03.95 г.»
Пункт 2.5.2: «Пневматическую систему буровой установки (трубопро-
воды, краны) на заводах-изготовителях необходимо подвергать испытаниям
на давление, превышающее рабочее в 1,5 раза, а после монтажа и ремонта
на буровых — на давление превышающее рабочее в 1,25 раза, но не менее,
чем на 3 кгс/см2 (0,3 МПа).»
Пункт 1.6.1.1: «Проектирование, монтаж, наладка, испытание и экс-
плуатация электрооборудования буровых и нефтепромысловых установок
должны проводится в соответствии с требованиями «Правил техники без-
опасности при эксплуатации электроустановок потребителей» (ПТБЭ), уст-
86
Глава 1
вержденных Минэнерго 21.12.84 г, «Правил технической эксплуатации
электроустановок потребителей» (ПТЭЭ) , уствержденных Госэнергонад-
зором 31.03.92 г. и ПЭУ.»
Пункт 1.6.1.6: «Для определения технического состояния заземляюще-
го устройства должны проводится:
— внешний осмотр видимой части заземляющего устройства;
— осмотр с проверкой цепи между заземлителем и заземляемыми эле-
ментами (выявление обрывов и неудовлетворительных контактов в провод-
нике, соединяющем аппарат с заземляющим устройством), а также проверка
пробивных предохранителей трансформаторов;
— измерение сопротивления заземлющего устройства (с составлением
акта);
— проверка цепи «фаза-ноль»;
— проверка надежности соединения естественных заземлителей;
— выборочное вскрытие грунта для осмотра элементов заземляющего
устройства, находящегося в земле.»
Для примера предлагается одна из инструкций по видам работ:
Инструкция
по охране труда при испытании противоза-
таскивателя талевого блока под кронблок
1. Введение
Данная инструкция разработана в соответствии с требованиями «Типо-
вой инструкции по безопасности работ при строительстве нефтяных и га-
зовых» Госгортехнадзор России 12.07.96 г., Приказ Министерства топлива
и энергетики РФ, № 178 от 12.07.96 г., Постановление Верховного Сове-
та профсоюза работников нефтяной и газовой промышленности, № 4 от
12.07.96 г.,
2. Общие требования
2.1 ; Испытание ограничителя подъема талевого блока (противозатас-
кивателя) производится после окончания монтажа и ремонта оборудования
буровой установки перед забуриванием скважины, после аварий и несчаст-
ных случаев, если это оговорено в мероприятиях по их расследованию,
после ремонта тормозной системы лебедки, а также перед освоением сква-
жины с бурового блока, если перед началом работ оборудование буровой
установки простаивала длительное время.
2.2 . Испытание противозатаскивателя производится комиссией в соста-
ве механика по эксплуатации бурового оборудования, буровой)1 мастера или
5. Ввод в эксплуатацию буровых установок
87
мастера по освоению скважин, мастера подготовительно-наладочной брига-
ды (при отсутствии ПНБ в комиссию включается бурильщик, участвующий
в испытании).
Для всех рабочих, участвующих в испытании, проводится дополни-
тельный инструктаж с росписью в журнале инструктажа на рабочем ме-
сте.
3. Подготовительные работы
3.1. Перед испытанием противозатаскивателя необходимо:
— произвести проверку технического состояния и опрессовку пневмо-
системы буровой установки;
— проверить техническое состояние тормозной системы буровой ле-
бедки, правильность регулировки тормозных лент, состояние тормозных
шкивов и прилегание тормозных колодок к тормозным шкивам;
— проверить крепления системы противозатаскивателя, легкость хо-
да рычагов кранов конечного выключателя путем опускания контргрузов,
действие клапанов-разрядников и тормозного цилиндра;
— проверить исправность конечного выключателя электродвигателя
привода буровой лебедки.
3.2. Опустить талевый блок в нижнее положение до ротора.
3.3. Подготовить вспомогательный канат диаметром 4-9 мм, дли-
ной 32-35 метров.
3.4. На высоте палатей верхового рабочего закрепить один конец вспо-
могательного стального каната диаметром 4-9 мм к ноге вышки, второй
конец пропустить между струнами оснастки талевого блока, перекинуть
через пояс другой ноги вышки, опустить его вниз до грузов кранов ко-
нечного выключателя и закрепить за траверсу спарки грузов с помощью
шплинта.
3.5. Поднять давление в пневмосистеме до 0,8 МПа (8 кгс/см2) и под-
держивать его до окончания проведения испытания.
3.6. Удалить всех, не участвующих в испытании, с территории буровой
на расстояние высоты вышки плюс 10 метров.
3.7. Перед проверкой работоспособности тормозной системы откре-
пить (отсоединить)вспомогательный канат от траверсы, удерживая контр-
груза руками в верхнем положении.
4. Порядок испытания
4.1. Произвести подъем ненагруженного талевого блока на высшей ско-
рости лебедки на высоту 10-12 метров от ротора, сбросить удерживаемые
88
Глава 1
в руках контргруза, проверив тем самым работоспособность тормозной си-
стемы. Вернуть талевый блок в исходное нижнее (у ротора) положение.
4.2. Повторно закрепить вспомогательный канат за траверсу спарки
конечного выключателя, присоединить конечный выключатель электродви-
гателя буровой лебедки.
4.3. Произвести подъем ненагруженного талевого блока на высшей
скорости лебдки до срабатывания ограничителя подъема талевого блока.
4.4. Замерить тормозной путь, который не должен превышать 3,7 мет-
ра. Если тормозной путь больше указанного, необходимо найти причину
и устранить дефекты. Псоле этого произвести повторное испытание.
4.5. При положительных результатах испытаний убрать вспомогатель-
ный канат, а основной канат противозатаскивателя установить в рабочее
положение в соответствии со схемой монтажа.
4.6. Результаты испытания противозатаскивателя оформить актом.
4.7. При освоении скважины с бурового блока сразу после окончания
бурения, указанный акт передается в бригаду, производящую освоение.
5. Требования к установке противозатаскивателя
5.1. Краны противозатаскивателя устанавливать в горизонтальном по-
ложении. Сверху краны закрывать металлическим кожухом с ограничите-
лем хода рычагов с контргрузами вверх. Под контргрузами устанавливать
площадку на амортизаторах.
5.2. Не допускается нахождение случайных предметов под контргруза-
ми.
5.3. Основной трос противозатаскивателя устанавливается на высоте
из расчета — тормозной путь талевого блока на высшей скорости лебедки
плюс 2 метра, но не ближе 6 метров от кронблока.
5.4. Один конец троса прочно закрепляется на траверсе вышки на вы-
бранной высоте, другой конец пропускается между струнами оснастки та-
левого блока и через блочок, установленный на противоположеной траверсе
вышки, в строго горизонтальном положении, опускается вниз и закрепля-
ется с помощью шплинта за траверсу кранов противозатаскивателя.
Свободный конец троса противозатаскивателя должен иметь длину не
менее 7-10 метров для того, чтобы его можно было легко достать рукой
при поворотной установке шплинта.
5.5. Трос противозатаскивателя не должен касаться элементов вышки.
5.6. Проверка исправной работы противозатаскивателя производится
при приеме вахты бурильщиком и один раз в 10 дней буровым мастером
5. Ввод в эксплуатацию буровых установок 89
с записью в журнал состояния предохранительных устройств без составле-
ния акта.
5.7. Запрещается производство спуско-подъемных операций при отсо-
единенном тросе противозатаскивателя.
Такие инструкции подписываются разработчиком, согласовываются со
службой ОТК, главного механика (энергетика или технолога), с председа-
телем профсоюзного комитета УБР и утверждаются главным инженером
предприятия.
При опрессовке пневмосистемы буровой установки необходимо выпол-
нять требования Госгортехнадзора по «Правилам устройства и безопасной
эксплуатации сосудов, работающих под давлением» (ПБ 10-115-96), Госгор-
технадзор России от 18.04.95 г., № 20.
Кроме того, выполнять требования «Правил устройства и безопасной
эксплуатации технологических трубопроводов», Госгортехнадзор России
02.03.95 г., так как пневмосистема — это технологический пневматический
трубопровод.
При этом виде опрессовки необходимо испытательное давление (Ри =
— 1,25Рр) принимать от рабочего давления пневмосистемы (Рр = 0,8 МПа)
(8 кгс/см2), а не воздухосборника (1 МПа).
Требования правил по технологическому трубопроводу должны выпол-
няться при испытании нагнетательных линий буровых насосов.
Пункт 8.1.8: «Давление испытания должно контролироваться двумя
манометрами, проверенными и опломбарованными. Манометры должны
быть классом не ниже 1,5, диаметром корпуса не менее 160 мм и со шка-
лой на номинальное давление 4/3 измеряемого. Место установки — один
у опрессовочного агрегата после запорного вентиля, другой — на воздуш-
нике в точке трубопровода наиболее удаленной от опрессовочного агрега-
та.»
Пункт 8.2.2: «Величина пробного давления на прочность (гидравличе-
ским или пневматическим способом) устанавливается проектом и должна
составлять не менее
Рпр = 1,25Р^р,
И*
где: Р — расчетное давление сосуда, МПа (кгс/см2); [а]2о — допускаемые
напряжения для материала трубопровода, сосуда или его элементов соот-
ветственно при 20°С и расчетной температуре, МПа (кгс/см2).
90
Глава 1
Для испытания трубопроводов буровой установки поправку на отно-
шение [<т]2о/[<т]* не используют, так как рабочая температура стенки трубо-
провода не может быть выше 200°С.»
Испытательное давление выдерживают в течение 10 минут (испыта-
ние на прочность), после чего его снижают до рабочего давления, при
котором производят тщательный осмотр сварочных швов (испытание на
плотность).
По окончании осмотра давление вновь повышают до испытательно-
го и выдерживают еще 5 минут, после чего снова снижают до рабочего
и вторично тщательно осматривают трубопровод. В продолжительность ис-
пытания на плотность засчитывается время обоих осмотров трубопровода
и проверки разъемных соединений.
Трубопровод считается выдержавшим испытание, если давление на
манометре за время испытания не снижается, а в сварных швах и в других
соединениях отсутствуют утечки и отпотины.
6. Эксплуатация буровых установок
Современная буровая установка — комплекс тесно взаимодействую-
щего оборудования, нормальный цикл эксплуатации которого обеспечивает
без сбоев выполнение последовательных операций, связанных с проходкой,
спуском и подъемом бурильного инструмента.
В процессе бурения практически необходима безотказная работа всех
механизмов, так как проведение ремонтных работ в условиях буровой уста-
новки довольно сложно и трудно. Фактически допустимы лишь отказы,
которые легко и быстро устраняются обслуживающим персоналом на бу-
ровой. Отказы же, для устранения которых требуется смена оборудования
или проведение сложных ремонтных работ, недопустимы.
Эксплуатационные требования к буровым установкам в целом, так
и к отдельным узлам и механизмам диктуются как конкретным эксплу-
атационным документом, прилагаемым к каждой буровой установке, так
и другими обязательными рекомендациями и указаниями, изложенными
в стандартах, технических условиях, правилах и руководящих документах.
Эти требования важны не только с точки зрения организации эффектив-
ной эксплуатации, технического обслуживания, обкатки, транспортирова-
ния, хранения, но, главным образом, с точки зрения обеспечения условий
безопасного производства буровых работ.
6. Эксплуатация буровых установок
91
Для надежности, безотказности, работоспособности, долговечности,
непрерывной сохраняемости основных параметров комплектные буровые
установки должны изготовляться, монтироваться, эксплуатироваться и под-
держиваться в исправном техническом состоянии на протяжении все-
го срока службы с учетом требований к ним на обеспечение промыш-
ленной безопасности строительства скважин и охраны окружающей сре-
ды.
1. Буровые установки должны соответствовать требованиям «Положе-
ния о порядке разработки (проектирования), допуска к испытаниям и серий-
ному выпуску нового, бурового, нефтепромыслового, геологического обору-
дования, оборудования для трубопроводного транспорта и проектирования
технологических процессов, входящих в перечень объектов, подконтроль-
ных Госгортехнадзору России, утвержденных Госгортехнадзором России
21.03.94 г.
2. Основные параметры буровых установок должны устанавливаться
по стандартам:
2.1. ГОСТ 16293-82 «Установки буровые комплектные для эксплуата-
ционного и глубокого разведочного бурения. Основные параметры.»; «Из-
менение № 1» с 01.05.87; «Изменение № 2» с 01.02.88 г.
2.2. ГОСТ 6031-81 «Насосы буровые. Основные параметры.»
2.3. ГОСТ 4938-78 «Роторы буровых установок. Основные параметры
и размеры.»
3. Обоснование применения типа буровой установки необходимо про-
изводить по «Методическим рекомендациям ВНИИБТ по выбору комплект-
ной буровой установки при составлении проекта на строительство сква-
жины с учетом требований РД 08-200-98 «Правила безопасности в нефтя-
ной и газовой промышленности» пункт 2.2.3.14: «Обоснование типа бу-
ровой установки». При этом нагрузка на крюке не должна превышать
0,6 величины параметра «Допускаемая нагрузка на крюке» от расчетной
массы бурильной колонны; 0,9 — от расчетной массы обсадной колонны;
«единицы» — от величины указанного параметра при ликвидации прихва-
тов.»
4. Проектирование, монтаж, наладка, испытание и эксплуатация элек-
трооборудования буровых и нефтепромысловых установок должны про-
водиться в соответствии с требованиями «Правил техники безопасности
при эксплуатации электроустановок потребителей» (ПТБЭ), утвержденных
Минэнерго 21.12.84 г.; «Правил технической эксплуатации электроустано-
92
Глава 1
вок потребителей» (ПТЭЭ), утвержденных Госгортехнадзором 31.03.92 г.;
«Правил устройства электроустановок» (ПЭУ), утвержденных Минэнерго,
Госгортехнадзором 05.10.79 г.
5. Все грузоподъемные сооружения, электрокранбалки, краны пово-
ротные, кран-укосины, стальные канаты, применяемые в качестве грузо-
вых, несущих, тяговых и стропов, для оснастки грузоподъемных механиз-
мов, талевой системы буровых установок, агрегатов по ремонту скважин
должны отвечать требованиям «Правил устройства и безопасной эксплуа-
тации грузоподъемных кранов» (РД 08-200-98, пункт 1.7.1.), утвержденных
Госгортехнадзором России 30.12.92 г. [ПБ-10-14-92].
6. Все сосуды, работающие под давлением и применяемые для комплек-
тации буровых установок, должны отвечать требованиям «Правил устрой-
ства и безопасной эксплуатации сосудов, работающих под давлением»,
утвержденных Госгортехнадзором России 18.02.95 [ПБ-10-115-96].
7. Эксплуатация буровых установок, оборудования, инструмента, КИП
должна производится с учетом требований эксплуатационной документа-
ции, поставляемой с каждой буровой установкой и составленной в соответ-
ствии с ГОСТ 2.601-68 «Эксплуатационные документы». Импортное обо-
рудование и инструмент эксплуатируются в соответствии с технической
документацией фирм-поставщиков (РД 08-200-98, пункт 1.5.2.).
8. Обязательно выполнять по буровой установке комплекс меропри-
ятий предупредительного характера, направленных на поддержание обо-
рудования в постоянной эксплуатационной готовности и обеспечиваю-
щих предупреждение прогрессирующего износа оборудования, наиболь-
шую производительность и высокое качество выполняемых работ, сни-
жение затрат на эксплуатацию и ремонт согласно рекомендаций «Систе-
мы технического обслуживания и планового ремонта бурового и нефте-
промыслового оборудования в нефтяной проиышленности» (ВНИИОЭНГ,
1982 г.) и «Инструкции по проведению дефектоскопии бурового, неф-
тепромыслового оборудования и инструмента на предприятиях и в объ-
единениях Министерства нефтяной и газовой промышленности (г. Уфа,
1977 г.).
9. Проверку технического состояния вышек и их испытания рекомен-
дуется проводить в соответствии с «Правилами устройства и безопасной
эксплуатации подъемников (вышек)» ПБ-10-11-92 Госгортехнадзор России
№ 33 от 19.11.92 г. и «инструкцией по применению неразрушающего спосо-
ба испытания буровых вышек в промысловых условиях», Госгортехнадзор
России 21.06.96 г.
6. Эксплуатация буровых установок
93
10. Выполнять по буровой установке все требования РД 08-200-98
(пункт 1.5.26) и «Методических указаний по проведению обследования
буровых установок с истекшим сроком службы», Госгортехнадзор России
30.05.97 г.
11. На постоянных рабочих местах буровых установок за счет надле-
жащих центровок оборудования, применения амортизирующих подставок,
хомутов, звукопоглощающих покрытий, глушителей шума, не допущения
разбалансировки вращающихся деталей добиваться снижения уровня шу-
ма и вибрации до санитарных норм согласно требований ГОСТ 12.1.003-83
ССБТ «Шум. Общие требования безопасности» и ГОСТ 12.1.012-90 ССБТ
«Вибрация. Общие требования безопасности».
12. Поддерживать надлежащий вид буровых установок за счет своевре-
менной чистки, мойки и покраски бурового оборудования по рекомендаци-
ям РД 39-3-543-81 «Рекомендации по эстетизации производственной среды
предприятий нефтедобычи» и ГОСТ 12.4.026-76 ССБТ «Цвета сигнальные
и знаки безопасности».
13. При получении буровых установок необходимо осмотреть их и убе-
диться в отсутствии повреждений при транспортировании, проверить ком-
плектность поставки оборудования, запасных частей, инструмента и доку-
ментации.
14. Производится монтаж буровой согласно рекомендации завода-изго-
товителя и технических условий на вышкомонтажные работы.
15. После монтажа проверяется качество сборки, установки оборудо-
вания на фундаменты, соосность его и центровка.
16. Производится подготовка оборудования к пуску, необходимые
осмотры и испытания с оформлением «Акта о вводе буровой установки
в эксплуатацию» с приложением необходимых актов: акт осмотра вышки,
акт испытания манифольда и обвязки буровых насосов, акт испытания пнев-
матической системы, акт испытания противозатаскивателя талевого блока
под кронблок и др.
17. После проверки, испытаний и устранения обнаруженных недостат-
ков и неисправностей необходимо приступать к пуску и опробованию всего
оборудования буровой установки согласно регламента на этот вид работы
с проведением необходимых инструктажей обслуживающего персонала по
устройству, управлению, по особенностям эксплуатации и правилам без-
опасности при работе буровой установки.
18. Поручать постоянное квалифицированное наблюдение за буровыми
машинами и механизмами во время работы и допускать к управлению толь-
94 Глава 1
ко лиц, прошедших специальную подготовку и сдавших экзамены на право
управления и допуск на ведение горных работ (требование к персоналу
буровой бригады).
19. Иметь инструкции и производить работы по особенностям экс-
плуатации механизмов буровой установки в полевых условиях, в условиях
горной, пустынной местности и при других не соответствующих классу
климатических условиях с учетом требований ГОСТ 2.124-85.
20. Производить своевременно согласно графиков смену смазки, про-
ведение технического обслуживания и текущих ремонтов в процессе экс-
плуатации на буровой, обеспечивать снятие оборудования в капитальный
ремонт, не допуская работы неисправного оборудования.
Глава 2
Буровые сооружения
1. Буровые вышки
Буровая вышка предназначается для подвешивания с помощью талевой
системы бурильного инструмента во время бурения скважин, обсадных труб
при креплении скважины, размещения вспомогательного инструмента для
свинчивания и развинчивания труб, а также для размещения бурильных
труб во время спуско-подъемных операций.
Применяемость буровых вышек для комплектных буровых установок
выпуска после 1990 года:
1. Вышка БУ1600/100: буровые установки БУ1600/100ЭУ, БУ1600/100ДГУ;
2. Вышка БУ2500/160: буровые установки БУ2500/160ЭП, БУ2500/160ДЭП-1, БУ2500/160ЭПК, БУ2500/160ДГУ-М;
3. Вышка ВМА-45х200: буровые установки БУ3200/200ДГУ-1, БУ3200/200ЭУ-1;
4. Вышка ВМР-45х200У: буровая установка БУ3200/200УЭК-2М;
5. Вышка ВМА-45х320-1М: буровые установки БУ5000/320ЭУ-1, БУ5000/320ДГУ-1;
6. Вышка ВМП-45х320: буровые установки БУ5000/320ЭР-1, БУ5000/320ДЭР-1;
7. Вышка УВ-45х400А: буровые установки БУ6500/400ЭР, БУ6500/400ДЭР;
8. Вышка УВ-45х500А: буровая установка БУ8000/500ЭР.
Буровая вышка вместе с оборудованием, смонтированным на ней, от-
носится к грузоподъемному сооружению, поэтому осмотры, проверки и ис-
пытания осуществляются с учетом повышенных требований безопасной
эксплуатации их (смотреть «Эксплуатация буровых вышек»).
96
Глава 2
Кроме этого, к буровым вышкам и мачтам, как к буровому сооружению,
предъявляются специальные отраслевые требования:
— надежность (при заданной грузоподъемности) в процессе выполне-
ния технологических операций за время строительства скважины;
— работоспособность без ремонта в различных климатических услови-
ях на весь заданный период эксплуатации;
— мобильность в монтаже и демонтаже, а также возможность перетас-
кивания в вертикальном положении на новую точку;
— возможность размещения во внутреннем пространстве вышки бал-
конов для второго помощника бурильщика и механизмов системы АСП;
— удобство обслуживания установленного на вышке оборудования
и механизмов, безопасность работы персонала;
— возможно меньшая стоимость и трудоемкость изготовления.
До внедрения ГОСТ 16293-82 в бурении применялись вышки двух ти-
пов: башенные и мачтовые. Выпускаемые в настоящее время буровые уста-
новки комплектуются мачтовыми, А-образными вышками с 3-х или 4-х
гранным сечением ног. Цифры, включенные в шифр буровых вышек Урал-
машзавода, обозначают: первая — полезная высота вышки в метрах: вто-
рая — допускаемая нагрузка на крюке в тонн-силах. Буква «А», что вышка
рассчитана на механизированную расстановку свечей с помощью комплек-
са АСП.
Мачтовые вышки (рис. 15) имеют две несущие ноги, состоящие из
секции (три или четыре). Ноги в верхней части связаны между собой на-
головником (кронблочной площадкой) с кронблоком, а нижней их части
шарнирно опираются на нижние балки (ланжероны) основания. На выш-
ке смонтированы средства механизации спуско-подъемных операций. На
вышке подвешены лестницы и площадки с ограждениями. Вышки удержи-
ваются в вертикальном положении с помощью двух подкосов, собирают их
в горизонтальном положении. С помощью специальной оснастки портала
(механизма подъема) вышку поднимают (опускают) в вертикальное (гори-
зонтальное) положение. Устойчивость вышек обеспечивают четыре растяж-
ки. Секции вышек спарены из труб диаметром 140 мм с толщиной стенки
8-9 мм из стали 09Г2С, а решетка секций — из 76 мм труб с толщиной
стенки 5 мм.
Мачтовые А-образные вышки по конструктивным решениям, по спосо-
бу монтажа, подъема (спуска) и обслуживанию идентичны. Различие в кон-
структивном исполнении балкона, смонтированного на соответствующей
высоте, при ручной расстановке свеч с люлькой второго помощника бу-
1. Буровые вышки
97
Рис. 15. Вышка ВМА-45-200.
1 — направляющие канаты; 2 — подвижный центратор; 3 — автоматический элеватор;
4 — подсвечник; 5 — механизм подъема свечи; 6 — верхний магазин; 7 — полати ме-
ханизма расстановки свечей; 8 — механизм захвата свечи; 9 — вертикальные фермы;
10 — опора вышки; 11 — горизонтальная растяжка; 12 — диагональная растяжка;
13 — подкосы; 14 — нижняя опора подкоса; 15 — козлы; 16 — маршевые лестницы;
17 — лестница тоннельного типа.
98
Глава 2
рильщика и при механизированной — полати механизма расстановки свеч
и верхнего магазина (гребенки). Поэтому остановимся, для примера, на од-
ной вышке ВМА-45-200, используемой в буровых установках Уралмашза-
вода с расстановкой свеч с помощью комплекса механизмов типа АСП.
Вышка (рис. 15) состоит из двух наклонных ферм 9, шарнирно опи-
рающихся на стойки 10 основания, в верхней части поясами 11 и двумя
парами винтовых стяжек 12, а в нижней части — жесткостью основания,
к которому приварены стойки (опоры вышки).
Устойчивость вышки в вертикальном состоянии обеспечивается двумя
подкосами 13. Подкосы в верхней части соединены с вышкой шарнирно,
а в нижней опираются на подвижные опоры 14, укрепленные на основании.
Опоры с помощью винта могут перемещаться в горизонтальной плос-
кости и придавать вышке требуемое вертикальное положение.
Таблица 3. Техническая характеристика вышек
Параметры Буровые вышки
БУ1600/100 БУ2500/160 ВМА-45-200 ВМА-45-320-1М
1. Грузоподъемность выш- ки, отнесенная к нагруз- ке на крюке, кН (тс) * 1000 (100) 1600 (160) 2000 (200) 3200 (320)
2. Полезная высота от сто- ла ротора до нижней плоскости подкронблоч- ных балок, м 40,1 40,5 45 45
3. Высота крепления балко- на от пола основания, м 22,8 22,1 24,1 20,4
4. Общая высота вышки от оси опор до верха ко- зел, м 42,35 43,2 52,08 51,85
5. Расстояние между осями опор ног вышки, м 7,5 7,2 10,3 10,3
6. Масса, кг 19510 21100 27100 44100
(с механизмами подъема вышек)
* Действительная грузоподъемность вышки складывается из нагрузки на крюке
(на автоматическом элеваторе) с добавлением нагрузок от натяжения неподвижной
и набегающей (ведущей) на барабан ветви талевого каната.
2. Испытание буровых вышек
99
На подкранбалочной раме установлены козлы 15 с роликом для снятия
кронблока в ремонтных целях, кронблок и ограждение подкронблочной
площадки.
На левой стороне ног вышки от пола основания до балкона укрепле-
на маршевая лестница 16, а выше, до подкронблочной площадки — лест-
ница туннельного тала 17. В правой (со стороны мостков) стороне фер-
мы приварена лестница-стремянка для подъема на площадку обслужива-
ния.
На соответствующей отметке на ногах вышки укреплен балкон 7, на
полатях которого размещен механизм расстановки свечей с механизмом
захвата 8 их. Расстановка свечей осуществляется в верхний гребенчатый
магазин 6, с опорой их в нижней части на подсвечники 4. Технические
характеристики вышек приведены в таблице 3.
2. Испытание буровых вышек
В РД 08-200-98 «Правила безопасности в нефтяной и газовой про-
мышленности» (Утверждены Госгортехнадзором России № 24 от 9 апреля
1998 г.) записано в пункте 2.5.15:
«Проверку технического состояния вышек и их испытание рекомен-
дуется осуществлять в соответствии с «Инструкцией по проверке техни-
ческого состояния вышек буровых установок АО «Уралмаш», Госгортех-
надзор России 16.07.96 г; «Инструкцией по испытанию буровых вышек
в промысловых условиях», Госгортехнадзор России 25.10.96 г.; «Инструк-
цией по применению неразрушающего способа испытания буровых вышек
в промысловых условиях», Госгортехнадзор России 21.06.96 г. и «Мето-
дическими указаниями по проведению обследования буровых установок
с истекшим сроком службы», Госгортехнадзор России 30.05.97 г.»;
в пункте 2.4.14:
«Каждая вышка должна быть снабжена металлической табличкой, при-
крепленной на видном месте. На этой табличке должны быть указаны:
— дата изготовления;
— завод-изготовитель;
— заводской номер вышки (буровой установки);
— грузоподъемность (номинальная) вышки;
— сроки следующего испытания (проверки технического состояния)
вышки.»
100
Глава 2
В «Сборнике инструкций по определению технического состояния вы-
шек буровых установок» (Москва, 1996 г.) представлены три методики про-
верки технического состояния вышек буровых установок:
1. «Инструкция по испытанию буровых вышек в промысловых усло-
виях», разработанная Научно-исследовательским институтом разработки
и эксплуатации нефтепромысловых труб (ОАО ВНИИТнефть). Действие
«Инструкции» распространяется на вышки буровых установок всех типов.
2. «Инструкция по проверке технического состояния вышек буровых
установок АО «Уралмаш», разработанная Научно-исследовательским ин-
ститутом тяжелого машиностроения (НИИтяжмаш) АО «Уралмаш». Дей-
ствие «Инструкции» распространяется только на вышки АО «Уралмаш».
3. «Инструкция по применению неразрушающего способа испытания
буровых вышек в промысловых условиях», разработанная Московским го-
сударственным авиационным институтом (МАИ). Действие «Инструкции»
распространяется только на вышки башенного типа.
Все три методики одобрены и рекомендованы к применению на терри-
тории Российской Федерации и стран СНГ Решением конференции Ассоци-
ации Буровых Подрядчиков 18.09.96 г., г. Дубовка Волгоградской области.
Испытание буровых вышек всех типов (методика № 1)
После окончания установленного заводом-изготовителем расчетного
срока службы (обычно в паспорте вышки записано —10 лет) буровые вышки
должна осматривать комиссия и подвергать их испытанию по утвержденной
методике (инструкции). Периодичность проверки технического состояния
и испытания вышек определяет комиссия.
Для проведения подготовительных работ и испытания буровых вы-
шек предприятие-владелец силами служб аппарата управления осуществля-
ет разработку и утверждение следующих документов:
1. Приказ: «Испытание буровых вышек и продление их срока служ-
бы» — создание комиссии под председательством (руководством) главного
инженера, включая в нее специалистов служб главного механика, энергети-
ка, вышкостроения, базы производственного обслуживания, охраны труда
и приглашения для работы в комиссии инспектора местного органа Госгор-
технадзора России.
2. «Инструкция по проведению испытания буровых вышек (перечис-
ление шрифтов) в промысловых условиях», согласованная с местной ин-
спекцией Госгортехнадзора и утвержденная главным инженером предприя-
2. Испытание буровых вышек
101
тия. Данная инструкция должна составляться с соблюдением общих правил
построения, изложения, оформления, согласования и утверждения, изло-
женных в ГОСТ 2.105-79 ЕСКД «Общие требования к текстовым докумен-
там», ГОСТ 2.114-95 ЕСКД «Технические условия» и положений методики
(№ 1, № 2 или № 3), принятой на предприятии. Например, методика № 1
предлагает следующие разделы инструкции: Общие требования (предпо-
чтительней — «Вводная часть»); осмотр и ремонт буровой вышки; под-
готовка к испытанию; испытание буровой вышки; оформление результатов
испытания; требование техники безопасности при испытании; заключитель-
ные работы после испытания (из опыта автора).
3. «Положение (или методические указания) о периодичности проверки
технического состояния и испытания буровых вышек (перечисление шиф-
ров) после окончания расчтеного (нормативного) срока службы», утвер-
жденное главным инженером предприятия.
Цель испытания — определение способности вышки надежно выдер-
живать допускаемую (паспортную) нагрузку на крюке после окончания рас-
четного срока службы.
Статическое испытание должно производиться на нагрузку, превы-
шающую на 20% допускаемую паспортную нагрузку на 1фюке (QHC =
” £?доп)»
Подготовка к проведению испытания буровой вышки проводится под
руководством главного инженера или назначенного специалиста из числа
членов комиссии (обычно главного механика).
Главный механик (заместитель председателя комиссии по испытанию
буровых вышек) в период подготовки проверяет и дает распоряжения:
1. Подготовить оснастку для испытания вышки (канат заякоряющий,
комплект однороликовых блоков, комплект огибающих основание стропов,
съемных опор, вспомогательной тяговой оснастки и других элементов по
перечню).
2. Проверяет наличие и надлежащее оформление следующих докумен-
тов:
— паспорт на вышку;
— паспорт на кронблок;
— паспорт на талевый блок (кронблок);
— паспорт на крюк или автоматический элеватор;
— сертификаты на канаты: заякоряющей петли, огибающих стропов,
оснастки талевой системы буровой установки, вспомогательной
тяговой оснастки;
102
Глава 2
— паспорта и тарировочные таблицы на применяемые КИП (кон-
трольно-измерительные приборы);
— акт о проверке технического состояния вышки;
— необходимые для работы комиссии бланки: акты проверки техни-
ческого состояния буровой вышки (Приложение 7), акт о промыс-
ловых испытаниях буровой вышки (Приложение 8), бланк записи
показаний ГИВ-6 и замеров деформации (просадки) и боковых
отклонений вышки по этапам испытаний, диаграммы индикатор-
ные;
3. Подготовить два индикатора веса (показывающий и контрольный)
под канат оснастки буровой установки, вышка которой подлежит испыта-
нию; причем, обеспечить тарировкой показания испытательной нагрузки на
90-м делении, сделав цветные наклейки полос на циферблате показываю-
щего прибора по трем этапам испытания.
4. Подготовить нивелирные рейки, прибор замера деформации и от-
клонений вышки, бинокль для руководителя испытания.
5. Организовать толщинометрию несущих элементов вышки в момент
нахождения ее в горизонтальном положении при проверке технического
состояния.
6. Концентрирует сбор информации по результатам осмотра буровой
вышки и оборудования, которое будет использовано при ее испытании, про-
веряет устранение обнаруженных дефектов, отмеченных в акте о проверке
технического состояния вышки и организует его оформление.
7. Дает распоряжение на подъем вышки в вертикальное положение
и на переход к непосредственной подготовке ее к испытанию, согласовывая
назначение руководителя этих работ по предложению руководителя вышко-
строения.
8. Согласовывает с председателем комиссии кандидатуру непроизвод-
ственного руководителя процессом испытания вышки в присутствии ко-
миссии или принимает эти обязанности на себя; существует единоличность
управления процессом испытания вышки этим руководителем, всякие из-
менения, дополнения, приостановки выполняются им только по команде
председателя комиссии.
Обследование металлоконструкций и статическое испытание вышек
в промысловых условиях рекомендуется проводить в летний период, в свет-
лое время суток, при благоприятных условиях погоды.
Предъявляемая к обследованию вышка, основание, установленное на
них оборудование, должны быть очищены от грязи, замазученности, ржав-
2. Испытание буровых вышек 103
чины. Окраска вышки, основания специально к обследованию не допус-
кается.
Осмотр и ремонт буровых вышек желательно проводить, когда они в го-
ризонтальном положении. Объем работ должен соответствовать инструкции
методики № 1 и РД 39-22-180-79 «Методические указания по осмотру бу-
ровых вышек специальными бригадами».
При проверке технического состояния вышки выявляются изменения
геометрических форм вышки и отдельных элементов, ослабления местных
сечений, вмятины, трещины, коррозия и другие дефекты.
Величина (стрела) прогиба для ног, поясов, подкосов, раскосов вышек
башенного типа не должна превышать 1,5 мм на 1 погонный метр длины,
а для секций мачтовых вышек 1 мм и их элементов 2 мм на 1 погонный
метр длины.
При сохранении прямолинейности трубных элементов допускаются
вмятины (без исправлений) площадью S при глубине Н для труб диамет-
ром от 60 до 102 мм — 4 см2, Н = 5 мм; для труб диаметром от 114
до 180 мм — 4 см2, Н = 10 мм.
Прогибы и вмятины, превышающие допускаемые значения, устраня-
ются согласно рекомендации завода-изготовителя и технических условий
на эти виды работ.
Кроме того, пока вышка находится в горизонтальном положении, про-
изводится контроль толщины стенок несущих элементов с помощью уль-
тразвукового толщиномера. Допускаемые минимальные толщины стенок не
должны быть менее 80% от их номинальной величины.
Буровая вышка перед испытанием должна быть отцентрирована. Сме-
щение талевой системы относительно центра ротора свыше 50 мм не до-
пускается.
На кронблочной площадке вышки в двух плоскостях устанавливают
и закрепляют нивелирные рейки.
Показывающий и контрольный индикаторы веса, оттарированные
с учетом диаметра талевого каната в оснастке и величины испытатель-
ной нагрузки, должны располагаться за обшивкой буровой в удобном для
наблюдения месте.
На территории буровой на расстоянии, превышающем высоту вышки
на 10 м, устраивают наблюдательный пункт с геодезическими приборами.
Натяжение талевой системы обеспечивают буровой лебедкой от вспо-
могательного привода (РПДЭ) или тяговым трактором через вспомогатель-
ную оснастку, подсоединенную к переброшенному через барабан лебедки
104
Глава 2
Блочки заякоривающей системы условно не показаны
Рис. 16. Схема испытания А-образной вышки тяговым трактором.
2. Испытание буровых вышек
105
ходовому (ведущему) концу талевого каната и удаленную на расстояние
высоты вышки плюс 10 м (рис. 16).
Соединение крюка (или автоматического элеватора) талевой системы
с опорными частями подвышечного основания осуществляется через пет-
ли заякоривающего каната с помощью специально подготовленных стро-
пов (рис. 17).
Рис. 17. Соединение специальных штропов с подвышенным основанием.
Длина канатной петли L (рис. 18) принимается равной 30-45 м для
вышек высотой до 41 м и 40-50 м для вышек высотой 53 м; длина стро-
пов — 12-15 м. Диаметр каната петли и стропов обычно изготавливают из
талевого каната того же диаметра, что в оснастке талевой системы. Тогда
коэффициент запаса прочности каната будет не менее 2.
Испытание буровой вышки проводится в три этапа с замером на каж-
дом этапе отклонения наголовника и усадки вышки в нагруженном состоя-
нии и после снятия нагрузки.
106
Глава 2
Рис. 18. Канатная петля заякоряющего каната.
2. Испытание буровых вышек
107
Все испытательные нагрузки должны выдерживаться в течение 10 ми-
нут, После каждого этапа вышка полностью разгружается.
Для различных этапов нагружения рекомендуются следующие значе-
ния испытательных нагрузок в % от допустимой паспортной нагрузки на
крюке:
— на первом этапе нагружения — 60;
— на втором этапе нагружения — 100;
— на третьем этапе нагружения — 120.
Допускается остаточное проседание вершины вышки после снятия на-
грузки для вышек высотой 41-42 м — 20 мм и высотой 53-54 м — 30 мм.
Если остаточное проседание превышает допустимое, то комиссия вы-
являет причины и принимает решение о возможности дальнейшей эксплу-
атации вышки.
Результаты испытания вышки оформляются актом. В акте приводится
заключение комиссии о пригодности вышки к дальнейшей эксплуатации
с указанием срока. К первому экземпляру акта должны прилагаться инди-
каторные диаграммы и тарировочные таблицы к ним.
К вышеперечисленным осмотрам, освидетельствованиям и испытани-
ям буровых вышек следует дать уточнение, что эти работы предприятие-вла-
делец проводит совместно со специалистами организации, имеющей лицен-
зию органов Госгортехнадзора России на осуществление такого вида дея-
тельности. Эта организация на акте о промысловых испытаниях буровой
вышки после заключения комиссии предприятия и ниже их подписей за-
писывает окончательное решение о пригодности дальнейшей эксплуатации
вышки и продления срока службы.
Это уточнение представлено на основании пункта 1.5.26 РД 08-200-98:
«Возможность и срок продления эксплуатации сверх установленного опре-
деляется предприятием по согласованию с территориальным органом
Госгортехнадзора России после проведения освидетельствования и необхо-
димых испытаний такого оборудования специалистами организации, имею-
щей лицензию на осуществление такого вида деятельности. По результатам
освидетельствования и испытаний составляется заключение, которое явля-
ется основой для принятия решения о продлении срока службы».
Выписки из «Инструкции по проверке технического
состояния вышек буровых установок АО «Уралмаш»:
Инструкция определяет порядок проведения проверки технического
состояния вышек буровых установок, выпускаемых АО «Уралмаш», с целью
108
Глава 2
определения возможности дальнейшей эксплуатации вышек без проведения
статических испытаний.
Предприятиям, технически не подготовленным к работе по данной
«Инструкции», разрешается проводить испытание вышек буровых устано-
вок по «Инструкции по испытанию буровых вышек в промысловых усло-
виях силовым методом».
Многолетний опыт проектирования, изготовления, эксплуатации буро-
вых вышек показал, что техническое состояние вышек АО «Уралмаш» после
истечения нормативного срока эксплуатации остается удовлетворительным,
поэтому «Инструкция» определяет порядок периодических проверок, заме-
нив ими статические испытания.
Первичное обследование вышки следует проводить после истечения
5 лет со времени ввода в эксплуатацию.
Периодичность обследования при сроке эксплуатации до 10 лет не реже
одного раза в 5 лет; при сроке эксплуатации свыше 10 лет — не реже одного
раза в 3 года.
Предельный срок эксплуатации вышки со времени окончания ее мон-
тажа не должен превышать 20 лет. Вопрос об эксплуатации вышки свыше
20 лет должен быть решен комиссией. Комиссия может разрешить дальней-
шую эксплуатацию вышки, но не свыше 10 лет, при этом периодичность
обследования устанавливает Комиссия.
3. Эксплуатация буровой вышки
Срок службы буровых вышек по определению заводов-изготовителей
имеет большую разницу: Волгоградский завод буровой техники записывает
в паспорт расчетный (нормативный) срок службы 10 лет; АО «Уралмаш»
указывает, что предельный срок эксплуатации вышки со времени окончания
ее монтажа не должен превышать 20 лет.
Не вдаваясь в причины такой разницы оценок сроков службы, необ-
ходимо в процессе эксплуатации своевременно проводить плановые и вне-
очередные проверки технического состояния буровых вышек.
К плановым проверкам технического состояния буровой вышки отно-
сятся:
1. Осмотр и проверка механиком РИТС и буровым мастером. Перио-
дичность — один раз в два месяца. Результаты осмотра и проверки за их
подписями должны заноситься в журнал проверки технического состояния
оборудования.
3. Эксплуатация буровой вышки
109
2. Ежегодный осмотр и проверка бригадой по осмотру и ремонту буро-
вых вышек (БОБВ), которая создается при каждом вышкомонтажном управ-
лении (конторе, цехе)приказом (распоряжением). В это время вышка и ее
основание должны проверяться на потерю толщины стенок металла, для
чего производят замеры в контрольных точках 1-го пояса вышки и несущих
элементов основания. Результаты замеров должны быть записаны в жур-
нал проверки технического состояния оборудования. Результаты проверки
технического состояния вышки оформляются актом за подписями работ-
ников (механик РИТС, буровой мастер, бригадир БОБВ), производивших
этот ежегодный осмотр и проверку (Смотреть форму «Акта о проверке
технического состояния буровой вышки»: «Испытание буровых вышек по
методике № 1», только вместо «Комиссия, назначенная приказом...» на-
чать оформлять акт словами «Мы, нижеподписавшиеся: механик РИТС...
и т. д.»).
3. Осмотр и проверка после окончания расчетного (нормативного) сро-
ка службы, установленного заводом-изготовителем (сл-53, стр. 7), в насто-
ящее время — 10 лет. Этот осмотр и проверку также производит бригада
БОБВ, но в присутствии комиссии, назначенной приказом для испытания
вышки, так как за подписью полного состава этой комиссии оформляется
«Акт о проверке технического состояния буровой вышки». Кроме провер-
ки состояния основных элементов вышки, производится «контроль тол-
щины стенок несущих элементов с помощью стандартного мерительного
инструмента или специальной аппаратуры (например, ульразвукового тол-
щиномера). Допускаемые минимальные толщины стенок не должны быть
менее 80% от их номинальной толщины», (сл-53, стр. 9).
4. Статическое испытание вышки нагрузкой на 20% превышающей до-
пускаемую паспортную нагрузку на крюке после вышеприведенной провер-
ки технического состояния и с дополнительным оформлением «Акта о про-
мысловых испытаниях буровой вышки» (Смотреть форму «Акта» в прило-
жении «Испытание буровых вышек»).
5. Последующие осмотры, проверки и испытания, сроки которых на-
значены комиссией после первого испытания вышки.
К внеочередным проверкам технического состояния буровой вышки от-
носятся проверки с участием представителей вышкомонтажного цеха (бри-
гады БОБВ):
1. перед вводом в эксплуатацию после монтажа;
2. до начала и после окончания передвижки;
3. перед спуском обсадной колонны;
110
Глава 2
4. до начала и после окончания ловильных работ, требовавших рас-
хаживания прихваченной колонны труб;
5. после открытых фонтанов и выбросов;
6. после сильного ветра со скоростью для открытой местности 15 м/с,
а для лесной местности или когда вышка сооружена в котловане —
21 м/с.
Эти осмотр и проверка также оформляются актом единой формы с из-
менением, приведенным в пункте 2 плановых проверок.
При всех видах вышеприведенных проверок должны быть выявлены
все существующие дефекты, влияющие на работоспособность и эксплуата-
ционную пригодность вышки:
— отклонения от проектных положений конструкций и элементов;
— отклонения геометрических размеров;
— непрямолинейность элементов;
— трещины в основном металле;
— трещины в металле сварных швов и околошовной зоне;
— местные механические повреждения (разрывы, изломы, погнутости,
вмятины и т. п.);
— расслоение основного металла;
— коррозионные повреждения, дефекты антикоррозионной защиты;
— некачественные крепежные соединения (ослабление затяжки, срыв
резьбы, отсутствие шплинтовки, болтов, контргаек и др.).
Кроме того, выясняется наличие и состояние страховочных элементов
и канатов площадок, балконов, откидных шарнирных пальцев, состояние
ступеней лестниц, перильчатых ограждений, наличие тетив, бортовых пла-
нок, правильность установки торсика противозатаскивателя, отсутствие ка-
сания его и канатов легкости элементов вышки, состояние диагональных
и горизонтальных стяжек, наличие смещения талевой системы относитель-
но центра ротора (свыше 50 мм не допускается), состояние основания под
вышкой.
Осмотр, проверку и выбраковку элементов буровой вышки производят
согласно технических условий, утвержденных главным инженером пред-
приятия.
Нарушение прямолинейности основных ног вышки: допускается стре-
ла прогиба ноги до 6 мм на всю длину секции; правка секции запрещается;
при видимых трещинах секция подлежит замене.
Нарушение прямолинейности поясов и раскосов между основными но-
гами вышки: допускается стрела прогиба до 15 мм на 1 погонный метр дли-
4. Основания
111
ны; гнутые пояса и раскосы свыше указанных допусков исправляются прав-
кой или накрытием радиусной планкой с перекрытием прогиба и ее обвар-
кой; поломанные пояса и раскосы исправляются путем вырезки и постанов-
ки других элементов от ремонтного резерва секции с приваркой встык с по-
следующей в обоих случаях подкраской во избежание коррозии; при види-
мых трещинах весь пояс или раскос исправляется аналогично поломанным.
Износ элементов в местах соприкосновения подвесок стояка с вышкой
допускается не более 2 мм на одну сторону трубы, при больших износах
секция должна заменяться.
Коррозия элементов не должна превышать 2 мм на сторону для труб-
ных вышек (проверять условие остаточной толщины не менее 80%); при
большей коррозии труб основных ног вышки — секция подлежит замене,
а поясов и раскосов — ремонту с вырезкой.
Болтовые соединения, неподдающиеся раскреплению, считать негод-
ными, подлежащими замене.
Овальность отверстий под болтовое соединение допускается в преде-
лах 3 мм от номинального диаметра; овальность отверстия следует устра-
нять привариванием шайбы соответствующего диаметра и установкой дру-
гих болтов.
Трещины в сварных соединениях не допускаются, сварочные швы
с трещинами разделываются и провариваются с перекрытием бывшей тре-
щины на 15 мм в каждую сторону.
Местные вмятины на несущих трубах секций вышки глубиной
10-12 мм и длиной до 150 мм могут быть исправлены установкой и при-
варкой ромбовидных радиусных накладок толщиной не менее 6 мм из низ-
колегированной стали с перекрытием вмятины на 15 мм в каждую сторону
по ширине и по 50 мм в каждую сторону по длине.
Все эти неисправности должны оформляться соответствующими чер-
тежами с методиками исправления.
Более крупные повреждения, такие как деформация основных несущих
ног или поясов и раскосов с изменением геометрической формы секции
вышки, должны рассматриваться отдельно в каждом конкретном случае
обязательно с консультацией на заводе-изготовителе.
4. Основания
Основанием называется комплекс металлических конструкций, собира-
емых из отдельных балок, секций ферм, сваренных из профильного проката
112
Глава 2
или из труб, устанавливаемый на поверхности земли (желательно без спе-
циальных фундаментов).
Основание относится к буровым сооружениям и предназначено для
размещения на нем оборудования, обеспечивая нормальную удобную экс-
пликацию этого оборудования без недопустимой вибрации, а также транс-
портировку без демонтажа оборудования на новую точку.
Кроме того, основание предназначено для восприятия следующих на-
грузок:
— от собственной массы и массы оборудования, установленного на нем;
— действующих во время бурения и спуско-подъемных операций;
— действующих от наибольшей массы обсадной колонны или возника-
ющих при ликвидации прихвата бурильной колонны;
— возникающих при демонтаже и монтаже;
— возникающих при транспортировке основания с установленным на
нем оборудовании;
— от вибрации, возникающей при работе установленного на основании
оборудования;
— от ветровых, снеговых и гололедных воздействий.
Основание буровой установки в зависимости от размещаемого на нем
оборудования подразделяется на блоки:
1) вышечный, на котором устанавливают А-образную вышку и меха-
низм крепления неподвижной ветви талевого каната;
2) лебедочный, на котором устанавливают спуско-подъемный агрегат;
3) подсвечников;
4) энергетический для силовых агрегатов;
5) насосный для буровых насосов;
6) для приготовления буровых растворов.
Число и размеры блоков определяются типом буровой установки, ко-
личеством, габаритными размерами и массой устанавливаемого оборудова-
ния.
Согласно требований Госгортехнадзора (сл-48, пункт 2.4.10): «Кон-
струкция основания буровой вышки должна предусматривать возможность:
— монтажа превенторной установки на устье скважины и демонтажа
основания при установленной фонтанной арматуре или части ее;
— установки стола ротора на уровне пола буровой;
— рационального размещения:
— средств автоматизации, механизации и пультов управления;
— обогреваемого подсвечника со стоком раствора;
4. Основания
113
— воздухе-, масло-, топливопроводов и средств системы обогрева;
— механизма крепления неподвижной ветви талевой системы;
— механизма по изменению положения машинных ключей по вы-
соте;
— механизма крепления страховых и рабочих канатов машинных
ключей;
— шурфов для наращивания, установки ведущей трубы и утяже-
ленных бурильных труб,»
Кроме основания буровой установки, к буровым сооружениям отно-
сятся мостки со стеллажами и укрытия.
Мостки со стеллажами предназначены для складирования бурильных
и обсадных труб, длинномерного инструмента, подачи их на рабочую пло-
щадку к ротору для смены инструмента или наращивания колонны, а также
для выброса их с рабочей площадки после отработки или окончания буре-
ния.
Мостки состоят из наклонной и горизонтальной цельносварных про-
странственных ферм из профильного проката или из труб (изготовления
УБР). Горизонтальная ферма снабжается полозьями, что позволяет транс-
портировать ее с помощью трактора. Наклонная и горизонтальная фермы
между собой соединяются на шарнирах. Обе фермы обшиваются металли-
ческим настилом, обеспечивающим перемещение по нему узлов бурового
оборудования, инструмента и других грузов.
Согласно требований Госгортехнадзора (сл-48, пункт 2.4.5): «Работы
на приемном мосту буровой по затаскиванию и выбросу труб должны быть
механизированы, а управление грузоподъемными механизмами для работы
на приемном мосту — дистанционным.»
Кроме того, пунктом 2.4.7: «Буровая установка должна быть укомплек-
тована:
— приемным мостом с горизонтальным участком длиной не менее 14 м,
шириной — не менее 2 м и стеллажами. Запрещается укладка труб на стел-
лажах в штабели высотой более 1,25 м.»
Высота приемных мостков определяется высотой транспортных средств,
обслуживающих буровую установку и выбирается в пределах 1,2-2 м.
В конце приемных мостков монтируется трап. Стеллажи примыкают
к приемным мосткам, их количество должно соответствовать полному ком-
плекту бурильных труб для обеспечения проектной глубины скважины.
Плоскость продольных балок стеллажей необходимо выдерживать на од-
ном уровне с плоскостью мостков.
114
Глава 2
Укрытия предназначены для улучшения условий труда буровой брига-
ды (обслуживающего персонала) и обеспечения нормальной работы обору-
дования в различных климатических условиях. Различают сборно-каркас-
ные и бескаркасные укрытия.
В состав первых, помимо металлического каркаса, входит обшивка,
прикрепляемая к фермам каркаса. Бескаркасное укрытие состоит из соеди-
ненных между собой жестких щитов различной конфигурации, восприни-
мающих силовые воздействия.
В качестве обшивки используют деревянные и металлические щиты,
а также мягкие тканевые материалы с пропиткой и брезенты. Примене-
ние в качестве обшивки металлических листов хотя несколько увеличива-
ет металлоемкость буровых сооружений, но в настоящее время наиболее
рационально, так как обеспечивает длительный срок службы, пожарную
безопасность, простоту крепления и обслуживания.
Укрытия делятся на две группы: 1) укрытия вышки; 2) укрытия при-
вышечных сооружений (для буровых насосов, силовых агрегатов, компрес-
сорных станций, спуско-подъемного агрегата, оборудования приготовления
и очистки растворов).
Укрытие вышки размещено по периметру рабочей площадки основания
на высоте 6-8 м.
Укрытие привышечных сооружений — это комплекс металлоконструк-
ций и каркасов, на которых крепятся не только укрытия, но и балки под-
крановые для механизации работ обслуживания и ремонта оборудования.
Лестницы, площадки, ограждения
Количество лестниц, необходимых для подъема основания, определяет-
ся конструкцией буровой установки. Размеры их и размеры перил, ступенек
выполняются в соответствии с правилами Госгортехнадзора (сл-48):
— Пункт 1.4.15 «Расстояние между отдельными механизмами должно
быть не менее 1 м, а ширина рабочих проходов — 0,75 м. Для передвиж-
ных и блочно-модульных установок и агрегатов ширина рабочих проходов
допускается не менее 0,5 м.»
— Пункт 1.4.16: «Объекты, для обслуживания которых требуется подъ-
ем рабочего на высоту до 0,75 м, оборудуются ступенями, а на высоту
выше 0,75 м — лестницами с перилами.»
— Пункт 1.4.17: «Маршевые леастницы должны иметь уклон не бо-
лее 60° (у резервуаров — не более 50°), ширина лестниц должна быть не
4. Основания
115
менее 65 см, у лестниц для переноса тяжестей — не менее 1 м. Расстояние
между ступенями по высоте должно быть не более 25 см. Ступени должны
иметь уклон вовнутрь 2-5°.
С обеих сторон ступени должны иметь боковые планки или бортовую
обшивку высотой не менее 15 см, исключающую возможность проскаль-
зывания ног человека. Лестницы должны быть с двух сторон оборудованы
перилами 1 м.»
— Пункт 1.4.18: «Лестницы тоннельного типа должны быть металличе-
скими шириной не менее 60 см и иметь предохранительные дуги радиусом
35-40 см, скрепленные между собой полосами. Дуги располагаются на рас-
стоянии не более 80 см одна от другой. Растояние От самой удаленной точки
дуги до ступеней должно быть в пределах 70-80 см.
Лестницы необходимо оборудовать промежуточными площадками,
установленными на расстоянии не более 6 м по вертикали одна от дру-
гой.
Расстояние между ступенями лестниц тоннельного типа и лест-
ниц-стремянок должно быть не более 35 см.»
— Пункт 1.4.19: «Рабочие площадки на высоте должны иметь настил,
выполненный из металлических листов с поверхностью, исключающей воз-
можность скольжения, или досок толщиной не менее 40 см, перила высо-
той 1,25 см с продольными планками, расположенными на расстоянии не
более 40 см друг от друга, и борт высотой не менее 15 см, образующий
с настилом зазор не более 1 см для стока жидкости.»
— Пункт 1.4.23: «Все потенциально опасные места объектов нефтегазо-
добычи (открытые емкости, трансмиссии и т. п.) должны иметь ограждения,
закрывающие доступ к ним со всех сторон.
Открывать дверцы ограждений или снимать ограждения следует после
остановки оборудования или механизма. Пуск оборудования или механизма
разрешается только после установки на место и надежного закрепления всех
съемных частей ограждения.»
— Пункт 1.4.24: «Высота перильных ограждений должна быть не менее
1,25 м (для приводных ремней не менее 1,5 м), высота нижнего пояса огра-
ждения должна равняться 15 см, промежутки между отдельными поясами
должны составлять не более 40 см, а расстояние меаду осями смежных сток
не более 2,5 м. При использовании перильных ограждений для приводных
ремней с внешней стороны обоих шкивов на случай разрыва устанавли-
ваются металлические лобовые щиты. Допускается использование периль-
ных ограждений для закрытия доступа к движущимся частям оборудования
116
Глава 2
и механизмов, если имеется возможность установки ограждений на рассто-
янии более 35 см от опасной зоны,»
— Пункт 1,4.25: «Высота сетчатого ограждения движущихся элементов
должны быть не менее 1,8 м. Механизмы высотой менее 1,8 м ограждаются
полностью. Размер ячеек сеток должен быть не более 30 х 30 мм. Сетчатое
ограждение должно иметь металлическую оправу (каркас).»
— Пункт 1.5.11: «... поверхности оградительных и защитных
устройств должны быть окрашены в сигнальные цвета в соответствии
с ГОСТ 12.4.0.26-76 ССБТ.»
— Пункт 1.5.15: «Открытые движущиеся и вращающиеся оборудования
аппаратов, механизмов ограждаются или заключаются в кожухи... Огра-
ждение должно быть быстросъемным и удобным для монтажа. Конструкция
и крепление ограждения должны исключать возможность непреднамерен-
ного соприкосновения работающего с огражденным элементом.»
Кроме выше перечисленных требований, следует добавить:
— зубчатые и цепные передачи ограждаются сплошными металличе-
скими кожухами, имеющими съемные части и приспособления для удобной
сборки и разборки;
— выступающие детали движущихся частей станков и машин (в том
числе шпонки валов) и вращающиеся соединения закрывают кожухами по
всей окружности вращения; допускается применение открытых в нижней
части кожухов, если кромка кожуха расположена ниже движущейся детали
не менее чем на 100 м и не выше 0,5 м от уровня пола.
Глава 3
Буровые лебедки
1. Применяемость буровых лебедок
Буровая лебедка предназначена для подъема и спуска бурильного ин-
струмента, нагруженного элеватора, спуска обсадных колонн, удержания на
весу неподвижной колонны или медленного ее спуска при подаче долота на
забой в процессе бурения или расширения ствола скважины, производства
вспомогательных работ при монтаже буровых вышек и оборудования на
них; может быть использована для подъема и опускания вышек.
Применяемость буровых лебедок для комплектных буровых установок
после 1990 года:
1. Лебедка БУ1600/100: буровые установки БУ1600/100ЭУ;
БУ1600/100ДГУ;
2. Лебедка БУ2500/160: буровые установки БУ2500/160ЭП;
БУ2500/160ДЭП-1; БУ2500/160ЭПК;
3. Лебедка ЛБ-750Бр: буровая установка БУ2500/160ДГУ-М;
4. Лебедка ЛБУ-1200К: буровые установки БУ3200/200ЭУ-1;
БУ3200/200ДГУ-1;
5. Лебедка ЛБУ-1200КА: буровая установка БУ3200/200ЭУК-2М;
6. Лебедка ЛБУ-1100ЭУ1: буровые установки БУ5000/320ЭУ-1;
БУ5000/320ДГУ-1;
7. Лебедка ЛБУ-37-1100: буровые установки БУ5000/320ЭР-1;
БУ5000/320ДЭР-1;
8. Лебедка ЛБУ-2000ПС: буровые установки БУ6500/400ЭР;
БУ6500/400ДЭР;
9. Лебедка ЛБУ-ЗОООМ-1: буровая установка БУ8000/500ЭР;
Буровая лебедка и регулятор подачи долота на забой относятся
к спуско-подъемному агрегату буровой установки, являются грузоподъем-
118
Глава 3
ными механизмами, поэтому осмотры, проверки и испытания осуществля-
ются с учетом повышенных требований безопасной эксплуатации.
Кинематические схемы буровых лебедок необходимо смотреть соответ-
ственно их применяемости на кинематических схемах буровых установок
(рис. 1—12), а технические возможности — в таблице 2 «Характеристики
подъемного механизма и привода ротора» для каждой буровой установ-
ки.
Шифры лебедок следует читать следующим образом:
ЛБ — лебедка буровая;
У — Уралмашзавод;
Цифры — расчетная мощность, развиваемая приводом
(1100; 1200; на входном валу подъемного агрегата, кВт;
2000; 3000)
Ml — не применяется водяное охлаждение тормозов;
К — для буровых установок кустового бурения;
ПС — лебедка первой сборки (разработки).
Лебедки, выпускаемые ВЗБТ, имеют тот же шифр, что и буро-
вые установки, для которых они предназхначены, кроме ЛБ-750 — для
БУ2500/160ДГУ-М.
В конструкции каждой буровой лебедки имеется подъемный вал с ба-
рабаном и ленточной тормозной системой. Привод подъемного вала осуще-
ствляется двойной цепной передачей или карданной передачей. Конструк-
тивно лебедки отличаются числом валов и кинематическим соотношением
передач между ними, типом и конструкцией передачи вращения ротора
и другими конструктивными особенностями.
Исходя из назначения, функции и условий эксплуатации, к буровым
лебедкам применяют следующие основные требования:
— кинематическая схема лебедки и выбранные соотношения скоростей
должны обеспечивать наиболее рациональное использование установлен-
ной мощности привода; при этом коэффициент полезного действия агрегата
в целом должен иметь высокое значение;
— для подъема нагруженного элеватора в каждой лебедке необходимо
предусмотреть независимую повышенную скорость на подъемном валу;
— тормозная система должна быть надежной в эксплуатации; каждую
лебедку следует оснащать двойной тормозной системой;
— необходимо, чтобы скорости лебедки включались при помощи муфт
фрикционного типа оперативно, легко и плавно;
1. Применяемость буровых лебедок
119
— кинематическая схема лебедки должна предусматривать возмож-
ность передачи движения на механизм подачи долота и ротор;
— конструкция лебедки должна обеспечивать бесперебойную ее работу
до капитального ремонта или списания; затраты времени на монтаж и де-
монтаж лебедки должны быть минимальными; все передачи необходимо
закрывать прочными ограждениями;
— конструкция лебедки должна позволять проведение текущего ремон-
та и технического обслуживания ее в условиях буровой.
В буровых лебедках ВЗБТ и Уралмашзавода предусматривается две
тормозные системы — основная и вспомогательная.
Основная — для торможения барабана лебедки при выполнении спуска
бурильной и обсадной колонн.
Вспомогательная — для оперативного торможения, для фиксации (сто-
порения) барабана в нужном положении, а также для торможения барабана
в следующих аварийных ситуациях:
— разгерметизация пневмосистемы, подводящей сжатый воздух к раз-
личным пневматическим устройствам;
— при переподъеме талевой системы;
— при повышении частоты вращения барабана лебедки;
— при обесточивании электродвигателей.
Основное торможение осуществляется гидравлическим тормозом
УТГ-2-1000 или УТГ-1-1450 (в основном в буровых лебедках вы-
пуска 1990 г.), электромагнитным индукционным тормозом (перемен-
ный ток) ЭМТ-4500-VI (лебедки буровых установок БУ3200/200ДГУ-1,
БУ3200/200ЭУ-1; БУ5000/320ДГУ-1, БУ5000/320ЭУ-1, БУ5000/320ДЭР-1,
БУ5000/320ЭР-1), электротормозом порошковым ТЭП-45-VI (лебедка буро-
вой установки БУ3200/200ЭУК-2М), подъемными электродвигателями (по-
стоянный ток), работающими при торможении в режиме генераторов (ле-
бедки буровых установок БУ6500/400ЭР, БУ6500/400ДЭР, БУ8000/500ЭР).
Вспомогательное торможение производится механическим спаренным
ленточным тормозом, воздействующим непосредственно на барабан лебед-
ки и обеспечивающим замедление движения и полной остановки крюка
(автоматического элеватора АСП) в любом месте по высоте вышки. Если
в конструкции лебедки отсутствуют специальные устройства для регули-
рования скорости подачи долота на забой в процессе бурения скважины,
эту функцию вручную выполняет бурильщик с помощью ленточных тор-
мозов. В связи с тем, что при небольших скоростях движения величина
коэффициента трения нестабильна, обеспечить равномерную подачу доло-
120
Глава 3
та на забой ленточными тормозами невозможно. Поэтому, если нет специ-
ального устройства, современные конструкции лебедок оснащены регуля-
торами подачи долота РПДЭ-3 (все, кроме БУ6500/400ЭР, БУ6500/400ДЭР,
БУ8ООО/5ООЭР, в которых эти функции выполняют подъемные электродви-
гатели постоянного тока).
Во время торможения спускаемой бурильной колонны выделяется
огромное количество тепла. В случае торможения ленточным тормозом тем-
пература поверхности тормозного шкива (ВЗБТ называет тормозной обод)
и соприкасающейся с ней поверхности тормозных колодок может достиг-
нуть 800°С. Сколько-нибудь действенного способа отвести это тепло от
вращающихся поверхностей тормозных шкивов нет.
Во избежании авварийных ситуаций необходимо торможение при спус-
ке бурильных и обсадных колонн выполнять основным тормозом, торможе-
ние ленточным тормозом недопустимо, так как он на такое торможение не
рассчитан.
Техническая характеристика гидравлических тормозов приведена в та-
блице 5.
Гидравлический тормоз очень несовершенный агрегат, имеющий низ-
кий коэффициент полезного действия, крайне неудобен в эксплуатации, осо-
бенно в зимнее время вследствие возможности замерзания воды и постоян-
ной угрозы размораживания гидротормоза и холодильника.
Отсутствие надежного устройства для торможения в момент спуска
колонны, обеспечивающего автоматическое отключение тормоза при подъ-
еме порожнего элеватора, соединение вала гидротормоза с валом барабана,
а также отсутствие устройства, автоматически регулирующего тормозной
момент в зависимости от массы спускаемой колонны, делают нежелатель-
ным применение этих тормозов.
Все эти недостатки создали объективную необходимость замены гид-
равлических тормозов специальными электрическими тормозными ма-
шинами, например электромагнитным индукционным тормозом типа
ЭМТ-4500-VI (лебедка ЛБУ-1100) или использовать в качестве тормоз-
ной машины приводные электродвигатели постоянного тока (лебедка
ЛБУ-3000).
Краткая техническая характеристика электродинамического тормоза
типа ЭМТ-4500-VI приведена ниже:
1. Тормозной момент при 50 об/мин, кН • м.................45
2. Номинальная глубина бурения, м........................40Q0
3. Мощность тормоза, кВт.................................1100
1. Применяемость буровых лебедок
121
4 . Габариты, мм:
— диаметр корпуса тормоза................................1300
— ширина с учетом консоли вала...........................1100
Таблица 4. Техническая характеристика буровых лебедок
Параметры Буровые лебедки
БУ1600/100 ЛБ-750Бр ЛБУ-1100ЭУ ЛБУ-ЗОООМ1
1. Максимальное натяжение подвижного конца талево- го каната, кН (тс) 145 (14,5) 225 (22,5) 288 (28,8) 456 (45,6)
2. Диаметр талевого каната, мм 25 28 32 38
3. Диаметр бочки барабана, мм 550 700 750 935
4. Диаметр тормозного шки- ва, мм 1180 1180 1450 1600
5. Максимальная мощность привода, кВт 300 550 950 2200
6. Шифр основного тормоза гидравли- электрический электромаг- двигатели
7. Вспомогательный тормоз 8. Шифр регулятора подачи долота ческий УТГ-2-1000 порошковый ТЭП-45-VI двухлев нитный ЭМТ-4500-VI точный РПДЭ-3 привода РПДЭ-3-300
9. Габаритные размеры, мм длина 5294 5970 7780* 8740
ширина 3194 3190 5920 3340
высота 2317 2217 3430 2560
10. Масса, кг 15480 13500 42800* 45000
* Более подробно:
9. Габаритные размеры:
9.1. подъемного агрегата
7078 х 2026 X 2430
10. Масса, кг
23450
9.2. трансмиссионного агрегата
6280 х 2110 х 2115
15580
9.3. трансмиссии ротора 2993 X 1193 х 1760 3770 42800
122
Глава 3
Таблица 5. Техническая характеристика гидротормозов
Параметры УТГ-2-1000 УТГ-1-1450
1. Активный диаметр ротора, мм 1000 1450
2. Число роторов 2 1
3. Максимальный развиваемый тормозной момент
при полном заполнении гидротормоза водой
в кН • м при частоте вращения ротора, об/мин:
100 320,00
200 180,00 900,00
4. Рабочая жидкость вода вода
5. Высота центра ротора от подошвы, мм 900 895
6. Габаритные размеры тормоза, мм:
— высота 1590 1870
— ширина 1435 1710
7. Общая масса (без воды), кг 3306 5200
8. Габаритные размеры холодильника, мм:
— высота 1950 2140
— диаметр 478 720
9. Вместимость холодильника, м3 0,4 0,8
10. Масса холодильника (без воды), кг 245 469
2. Регулятор подачи долота на забой
Регулятор подачи долота на забой — неотъемлемый узел буровой ле-
бедки, образующий вместе с ней спуско-подъемный агрегат, который в со-
ответствии с технологическим процессом проводки скважин по заданию
бурильщика может автоматически поддерживать постоянство нагрузки на
долото или постоянство подачи долота на забой.
Регулятор подачи используют в качестве аварийного привода для подъ-
ема бурильной колонны (при выходе из строя главного привода), а также для
создания нагрузки на талевую систему при испытании вышки статическим
нагружением.
Регуляторы подачи долота на забой Уралмашзавод выпускает двух ти-
пов: РПДЭ-3 и РПДЭ-З-ЗОО.
2. Регулятор подачи долота на забой
123
Регулятор подачи долота на забой (рис. 19) состоит из редукто-
ра 1, приводной вал которого эластичной муфтой 3 соединяется с элек-
тродвигателем 4 постоянного тока, а тихоходный — зубчатой муфтой 6
с валом, на котором посажена звездочка 7 цепной передачи, соеди-
няющей регулятор с трансмиссионным валом буровой лебедки. В за-
висимости от передаваемого усилия применяют звездочки для работы
с трех и четырехрядными втулочно-роликовыми цепями. На приводном
валу редуктора (на редукторную полумуфту) установлен колодочный тор-
моз 2.
Рис. 19. Регулятор подачи долота на забой.
Все узлы регулятора смонтированы на общей раме 8, которая должна
надежно крепиться на металлическом основании. Для охлаждения электро-
двигателя применяется вентилятор 5. Регулятором управляют с электро-
пульта, вмонтированного в пульт бурильщика или установленного рядом
с ним.
Техническая характеристика регуляторов подачи долота приведена
в таблице 6.
124
Глава 3
Таблица 6. Техническая характеристика подачи долота на забой
Параметры РПДЭ-3 РПДЭ-З-ЗОО
1. Максимальная скорость подачи и подъема 90 63
(аварийный подъем) при г?да = 1000 об/мин, м/ч 2. Минимальная скорость подачи, м/ч 0,5 0,5
3. Изменение скоростей бесступенчатое
4. Максимальное натяжение цепи, кН 100 180
5. Передаточное число редуктора, ip 48,57 48,57
6. Общее передаточное число до барабана подъ- 167 270
емной лебедки, г 7. Максимальный крутящий момент на тихоход- 17,80 36,00
ном валу редуктора, кН-м 8. Привод от двигателя: мощность, кВт 42 75
частота вращения, об/мин 1000/1250 1000/1200
9. Редуктор типа PM-650-I-3C6 PM-1000-I
10. Тормоз (колодочный) переменного тока гид- ТКТГ-300 ТКТГ-400
равлический 11. Тормозной момент, кН-м 80,00 150,00
12. Габаритные размеры *, мм длина 1930 2780
ширина 1627 2285
высота 1237 1265
13. Масса* с электрооборудованием, кг 2284 4900
* Габаритные размеры и масса регуляторов подачи долота на забой приведены, когда
они представляют собой отдельный агрегат.
3. Лебедка вспомогательная
В буровых установках выпуска до 1990 г. зачастую применялись трех-
вальные буровые лебедки, на катушечном валу которых монтировалась
фрикционная катушка КЛ-3. В настоящее время все буровые установки
комплектуются отдельным механизмом — лебедкой вспомогательной, пред-
назначенной для механизации работ на приемном мосту и внутри буро-
3. Лебедка вспомогательная
125
вой: транспортирование грузов и инструмента с приемных мостков, подъ-
ема груза, а также для свинчивания-развинчивания бурильных и обсадных
труб. Ниже приводятся технические характеристики лебедок вспомогатель-
ных: по черт. Б4.08.00.000 (для буровых установок Волгоградского завода
буровой техники) и по черт. 4066.44.000-4 (лебедка ЛВ-15 — для буровых
установок Уралмашзавода).
К конструкции вспомогательной лебедки обязательно замечание
Госгортехнадзора (сл-48, пункт 2.4.6):
«Конструкция вспомогательной лебедки должна обеспечивать плавное
перемещение и надежное удержание груза на весу. С пульта управления
лебедкой оператору должен быть обеспечен обзор места работы и переме-
щения груза. При невозможности выполнения этого требования устанавли-
вается дублирующий пульт.»
Техническая характеристика лебедки вспомогательной ВЗБТ
(черт. Б4.08.00.000)
1. Привод............................................электрический
2. Тяговый барабан:
— максимальное тяговое усилие, кН (тс)...............15 (1,5)
— скорость навивки каната, м/с.....................0,26-0,53
3. Грузовой барабан:
— максимальное тяговое усилие, кН (тс)...............30 (3,0)
— скорость навивки каната, м/с......................0,2-0,39
4. Диаметр рабочего каната, мм ...............................13,5
5. Редуктор:
— тип................................................ЦЗУ-200
— передаточное число....................................51,8
6. Электродвигатель:
— двухскоростной................................4АМ160М/4ХЛ2
— число оборотов, об/мин (с-1)....................... 750 (12,5)
— мощность при ПВ-100%, кВт.............................9-13
7. Тормоз:
— тип.................................................ТГ-200
— тормозной момент, Н м..................................200
8. Управление........................................дистанционное
с пульта буриль-
щика
126
Глава 3
9. Габаритные размеры, мм
длина
ширина
высота
10. Масса, кг
Техническая характеристика вспомогательной лебедки ЛВ-15
1. Натяжение каната, кН (тс):
— номинальное на барабане 0285 мм..........................44 (4,5)
— кратковременное на барабане 0285 мм..................54 (5,5)
— кратковременное на барабане 0550 мм..................30 (3,0)
2. Скорость навивки каната, м/с:
— на барабане 0285 мм........................................ 0,4
— на барабане 0550 мм.................................... 0,7
3. Тормозной момент тормоза ТКГ-300, Н • м (кгс - м)...... 294 (30)
4. Максимальный момент, передаваемый предохранительной
муфтой, Н • м (кгс - м).................................. 265 (27)
5. Габаритные размеры, мм
длина........................................................1480
ширина...................................................1430
высота...................................................1630
6. Масса с электродвигателем, кг............................ 2075
7. Замечания по поставке:
7.1. Для оснащения малого барабана лебедки рекомендуется ка-
нат 14-Г-1-Ж-Н-1764(180) ГОСТ 3064-80, который заводом не
поставляется.
7.2. В комплект поставки лебедки не входит пульт управления
4066.44.500. При поставке лебедки отдельно от комплекта бу-
ровой установки пульт управления поставляется по заявке
Заказчика.
8. Сборочные единицы лебедки ЛВ-15, шт:
8.1. — 4066/44/029 — Ролик обводной......................... 1
8.2. — 4066/44/050-1 — Механизм управления муфтой........... 1
8.3. — 4066.44.100-1 — Вал подъемный........................ 1
8.4. — 4066.44.200-1 — Вал трансмиссионный.................. 1
8.5. — 4066.44.320 — Муфта предохранительная................ 1
4. Эксплуатация буровых лебедок 127
9. Прочие изделия в комплекте лебедки ЛВ-15, шт
9.1 Редуктор 1ЦЗУ-250-20-11ЦУ2............................. 1
9.2 . Тормоз ТКГ-300, ТУ 24-1-1635-77...................... 1
10. Запасные части, шт:
10.1. — 4066.44.301-3 — Диск предохранительной муфты .......2
10.2. — 4066.44.309 — Пружина предохранительной муфты .... 4
4. Эксплуатация буровых лебедок
Буровые лебедки рассчитаны на длительную работу в тяжелых усло-
виях, но нормальная безаварийная и безопасная эксплуатация их возможна
только при условии регулярного тщательного ухода, и технического обслу-
живания. Одним из условий безопасной работы является содержание лебед-
ки всегда в исправном состоянии, своевременное выявление и устранение
всех дефектов.
Перед пуском лебедки необходимо проверять:
1. Правильность сборки и монтажа. Лебедка должна быть закреплена
на все болты, предусмотренные заводом-изготовителем. Валы ее должны
быть горизонтальны, а оси параллельны между собой, цепные колеса (пары)
установлены строго в одной плоскости.
2. Надежность крепления талевого конца каната на барабане лебедки
и его неподвижного конца. Винты (болты) крепления плашек должны быть
затянуты до отказа и зашплинтованы, а шпильки иметь гайки и контргайки.
3. Состояние и регулировку ленточного тормоза. Следует добиваться
равномерного прилегания лент к тормозным шкивам (ободам) и расположе-
ния конца тормозной ручки при полном торможении на расстоянии 0,8-0,9 м
от пола буровой; при расторможенном состоянии ленты не должны прика-
саться к поверхности тормозных шкивов (между новыми колодками и тор-
мозными шкивами должен обеспечиваться зазор в пределах 2-3 мм, а при
изношенных колодках зазор не должен превышать 9 мм).
4. Состояние шинно-пневматических муфт. Сработка тормозных на-
кладок (остаточная толщина), отсутствие пропусков воздуха, зазор между
колодками и шкивами. Зазоры должны быть не менее 2-3 мм и равномер-
ными по всей окружности.
5. Герметичность системы воздухопровода и пусковых устройств. Про-
пуски воздуха необходимо устранить.
128
Глава 3
6. Работоспособность и надежность противозатаскивателя талевого
блока.
7. Установку гидродинамического тормоза и механизм его включения
и отклячения.
8. Наличие и состояние щитов ограждений, кожухов и надежность их
крепления.
9. Недопустимость попадания масла на тормозные обода и под колодки
шинно-пневматических муфт.
10. Работу лебедки и ее отдельных узлов без нагрузки.
После опробования обнаруженные неисправности немедленно должны
устраняться.
При эксплуатации лебедки необходимо выполнение следующих требо-
ваний:
1. Проверять состояние тормозных шкивов и производить выбраковку
их по следующим признакам:
1.1. при сработке ободов на глубину более 10 мм на сторону (рис. 20),
при этом износ не будет превышать 45% первоначальной толщины обода;
1.2. при наличии частой сетки трещин длиной 80-90 мм, шири-
ной 1,5-2 мм и глубиной более 1 мм;
1.3. при выходе трещины на реборду;
1.4. наличие хотя бы одной сквозной трещины даже при малой сработке
поверхности.
2. Запрещается охлаждение водой нагревшихся тормозных ободов
(шкивов).
3. Следить за состоянием тормозных колодок, запрещая работу при
остаточной толщине А 10 мм (рис. 21); смену производить комплекта-
ми.
4. Предупреждать попадание масла и воды на рабочую поврехность
тормозных ободов и шкивов муфт.
5. Проверять и регулярно крепить болтовые соединения.
6. Проверять состояние смазки цепных передач и в соответствии с ин-
струкцией осуществлять их осмотр, проверку и оценку технического состо-
яния.
7. Следить за подшипниковыми узлами; все подшипники должны ра-
ботать бесшумно и плавно; температура нагрева их не должна превышать
70°С (при смазке солидолом УС-2) и 90°С (при смазке литолом-24).
8. Наблюдать за работой ленточного тормоза и по мере необходимости
регулировать его.
4. Эксплуатация буровых лебедок
129
Рис. 20. Выбраковка тормозных шкивов по сработке.
9. Производит смену колодок пневматических муфт комплектами
(ПМ-500 — 12 шт; ПМ-700 — 18 шт; ПМ-1070 — 26 шт) при остаточной
толщине асбобакелитовой накладки т± <2,5 мм для ПМ-700 и ПМ-1070
(рис. 22); набор колодок ПМ должен обеспечивать расстояние между ними
не менее 5 мм; обязательно производить замену порванной паранитовой
прокладки под колодкой (паранит толщиной 0,4-0,6 мм).
10. Производить оценку технического состояния цепных передач по
следующим критериям:
10.1. цепь выбраковывается при удлинении ее до 3% первоначальной
длины (увеличение шага на 0,7-1 мм);
10.2. по прогибу цепи — более 0,02 межцентрового расстояния (напри-
мер: 45-65 мм для БУ75Бр);
130
Глава 3
Рис. 21. Выбраковка тормозной колодки ретинакс.
Баллон ПМ
Накладка колодки
Рис. 22
10.3. утонение зуба звездочки по средней линии для цепи шагом
31,75 мм и 44,45 мм соответственно 3 и 4,5 мм, для цепи шагом 50,8 мм —
6 мм; 103,2 мм — 12 мм;
10.4. износ зубьев звездочек по боковой поверхности на стороне более
1,5 мм;
10.5. относительное смещение зубьев в вертикальной плоскости друг
относительно друга более 1 мм.
11. Нагружать лебедку следует в соответствии с характеристиками по
4. Эксплуатация буровых лебедок
131
грузоподъемности для всех частот вращения; перегрузка недопустима, так
как вызывает более быстрый износ деталей.
12. Для облегчения работы бурильщика, а также увеличения срока
службы лебедки, особенно тормозных колодок и шкивов, включать гид-
ротормоз при спуске инструмента рекомендуется как можно раньше (после
десятой свечи).
13. Торможение при спуске бурильной колонны должно осуществлять-
ся только основным тормозом (гидроматом), электродвигателями постоян-
ного тока или специальной томрозной машиной.
14. Обеспечивать постоянный уход за пневмосистемой; воздухопрово-
ды и приборы не должны давать утечки воздуха; давление в воздушной сети
(показание манометра на пульте бурильщика) при работе лебедки должно
быть 0,6-0,9 МПа; работать при давлении ниже 0,6 МПа запрещается.
Возможные неисправности приводятся ниже (неисправность — возмож-
ная причина — способ устранения):
1. Крюк на подъем идет с остановками — пробуксовка муфт вследствие
попадания масла на колодки и шкивы — устранить причины попадания
масла; удалить масло со шкивов и колодок.
2. Не включается барабан лебедки или ротор — неисправность воздуш-
ной линии — выявить и устранить неисправность.
3. Порожний крюк медленно идет вниз — колодки тормоза не отходят от
тормозных ободов; колодки тормоза трутся о реборды тормозных ободов;
кожух муфты прижат к баллону — немного отпустить тормозные ленты
и отрегулировать их натяжками; правильно установить колодки на лентах;
отогнуть кожух от муфты и создать достаточный зазор.
4. Рычаг тормозов доходит до крайнего нижнего положения, но не дает
торможения — увеличенный износ колодок тормоза; попадание масла на
тормозные шкивы — подтянуть тормозные ленты или заменить колодки;
устранить причины попадания масла и удалить его со шкивов.
5. Не включается пневматический цилиндр тормоза—заело перекидной
клапан или забиты пневмопроводы (зимой замерз конденсат) — отсоединить
клапан, трубопроводы и очистить, продуть их.
6. Фрикционная катушка не дает обратного хода при растормажива-
нии — ленты механизма управления катушкой не отходят от тормозных
шкивов — заново отрегулировать ленты, обеспечив максимальный зазор.
7. Для поднятия груза фрикционной катушкой требуется большое уси-
лие на рукоятке механизма управления, катушка не удерживает груз на
весу — попадание масла на шкивы под ленты; ленты опущены; износ тор-
132
Глава 3
мозных накладок — устранить причину попадания масла; удалить масло со
шкивов; подтянуть ленты; в случае износа заменить ленты.
8. Масло к цепным передачам не поступает — засорилась брызгала;
не работает масляный насос — устранить причины засорения; проверить
масляный насос.
9. Подшипники нагреваются свыше 70°С — отсутствие смазки; износ
подшипника — заправить свежую смазку; заменить подшипник.
10. Повышенный шум работы вспомогательной лебедки — нарушена
центровка вала редуктора с барабаном — отцентрировать.
Комплекс работ технического обслуживания буровой лебедки произво-
дится один раз в месяц согласно рекомендательного перечня работ (смотреть
в разделе «Система ТО и ПР»):
1. Очистка и мойка:
1.1. очистка наружной поверхности щитов, кожухов, станин от сгустков
канатной смазки;
1.2. очистка тормозной системы, валов, подшипниковых корпусов, вну-
тренней поверхности щитов и кожухов от замазученности, используя скреб-
ки и металлические щетки;
1.3. мойка очищенных поверхностей буровой лебедки и мест, требую-
щих осмотра, проверок, замеров, регулировок и креплений при выполнении
комплекса работ ТО.
2. Осмотр, проверка и оценка технического состояния:
2.1. осмотр и проверка надежности крепления рамы лебедки к основа-
нию буровой установки;
2.2. осмотр и проверка надежности крепления стоек тормозного вала
к основанию, штока пневмотормоза с тормозным валом, тормозных шпи-
лек и их фиксации контргайками, узлов присоединения тормозных лент
с тормозным валом и валиками, крепления тормозных колодок к тормоз-
ным лентам, надежности крепления тормозных ободов (шкивов) к реборде
бочки барабана подъемного вала;
2.3. проверка надежности крепления ведущей ветви талевого каната
к бочке барабана и наличия шплинтовки головок винтов;
2.4. проверка крепления опорных подшипниковых корпусов подъем-
ного, трансмиссионного и катушечного валов к стойкам станины, наличия
шплинтовок винтов (или контргаек болтов);
2.5. проверка надежности крепления планшайб к ступицам, ободов
к планшайбам, баллонов пневматических муфт ПМ-700 и ПМ-1070 к обо-
дам;
4. Эксплуатация буровых лебедок
133
2.6. проверка состояния баллонов ПМ-700 и ПМ-1070 визуально
и с пробной подачей сжатого воздуха на обжатие шкива;
2.7. проверка крепления колодок к баллонам ПМ, наличия шплинтовок
пальцев крепления, замер остаточной толщины накладок, оценка равномер-
ности и величины зазоров между колодками и шкивом;
2.8. визуальный осмотр состояния и необходимый замер сработок тор-
мозных лент, тормозных колодок и тормозных ободов;
2.9. проверка правильности регулировки тормозной системы по обес-
печению положения высоты тормозной рукоятки от пола буровой;
2.10. проверка надежности винтов и пружин, обеспечивающих равно-
мерность отхода тормозных лент от ободов в расторможенном состоянии;
2.11. проверка состояния цепных передач: целостность щечек, роликов,
наличие шплинтовок пальцев приводных цепей;
2.12. замер сработок зубьев цепных колес, прогиба цепи, шага звена
и определение необходимости замены или натяжения их;
2.13. проверка целостности и правильности показаний приборов на
пульте бурильщика;
2.14. опробование и продувка пневмоуправления, проверка срабатыва-
ния системы противозатаскивателя талевого блока под кронблок;
2.15. проверка состояния тормозных лент вспомогательной лебедки (ка-
тушки лебедки), состояние их регулировки и надежность крепления контр-
гаек регулировочных муфточек;
2.16. провекра состояния кулачковых муфт соединения подъемного ва-
ла с валом гидродинамического тормоза и плавности перемещения рычага
включения, надежности крепления этих узлов;
2.17. проверка состояния смазочных систем цепных передач и смазоч-
ных масленок;
2.18. оценка состояния передних, задних, боковых щитов лебедки, ко-
жухов ПМ, цепных ванн и крышек.
3. Устранение выявленных нарушений технических требований; заме-
на быстроизнашивающихся и крепежных деталей по результатам осмотра,
проверок и замеров и по мере необходимости:
3.1. полная замена тормозных колодок;
3.2. смена колодок ПМ-700 и ПМ-1070 и замена баллонов;
3.3. смена тормозных лент;
3.4. замена вилки и тормозной шпильки ленточного тормоза;
3.5. смена отдельной цепи привода;
3.6. смена лент вспомогательной лебедки;
134
Глава 3
3.7. расхаживание кулачкового соединения подъемного вала с гидроди-
намическим тормозом;
3.8. замена пружины винтов оттяжки тормозных лент;
3.9. замена негодных крепежных деталей;
3.10. ремонт сваркой трещин на кожухах, щитах ограждений, восста-
новление мест их крепления к платикам;
3.11. регулировочные работы по тормозной системе;
3.12. устранение расцентровок, биений, вибраций.
4. Смена и добавка масел в масляную систему, добавка пластичных
смазок в подшипниковые узлы, если такие регламентные работы совпадают
по карте и графикам смазки на момент проведения ТО буровой лебедки
(таблица 7).
5. Приведение лебедки в соответствующий эстетический вид (зачистка,
покраска, обновление надписей и указателей).
Таблица 7. Карта смазки буровой лебедки БУ75Бр, БУ1600/100ЭУ
Наименование узла Сведения о подшипниках Расход смазки, см3
Номер № К-во, шт Размеры, DbxDhxB, мм Масса одно- го подшип- ника, кг На один «сухой» подшип- ник Добавка смазки
на один подшип- ник периодич- ность добавки
1. Вал барабана сб.02-357 При смаз- ке Ли-
1.1. опорные 1.2. под барабаном 3628 2 140x300x102 35,2 1153 153 тол-24 — один раз
ПМ-1070 2. Вал трансмиссионный сб.02-50А 3528 2 140x250x68 14,5 443 81 в 3 месяца При смазке УС-2 (со- лидол) —
2.1. опорные 2.2. под барабаном 3628 2 140x300x102 35,2 1153 153 один раз в месяц
ПМ-700 3. Вал катушечный сб.02-15 3528 2 140x250x68 14,5 443 81 -//-
3.1. опорные 3524 2 120x215x58 9,27 268 62 -//-
3.2. оси сателлита 3.3. катушки 60206 6 30x62x16 0,188 12 5 -//-
сб.02-25 45511 2 55x100x100 2,48 379 50 -//-
сб.02-26 65911 2 53,977 х Х92,079x70,5 1.97 425 32 -//-
4. Эксплуатация буровых лебедок
Продолжение таблицы 7
135
Наименование узла Сведения о подшипниках Расход смазки, см3
Номер № К-во, шт Размеры, Z>BxDHxB, мм Масса одно- го подшип- ника, кг На один «сухой» подшип- ник Добавка смазки
на один подшип- ник периодич- ность добавки
4. Вал промежуточный сб.02-96А (опорные) 3620 2 100x215x73 13,0 420 78 —И—
5. Гидродинамичес- кий тормоз сб.11-1 (опорные) 32234 2 170x310x52 18,0 450 81 —//’—
БУ1600/100ЭУ
б. Вал барабанный Б7.02.02.000 (опорные) 7. Тормоз лебедки Б4.02.07.000 3630 2 150x320x108 43,1 1284 173 -II-
7.1. вал промежуточный 7.2. вал тормозной 80212 2 60x110x22 0,773 51 12 —и—
слева 3612 1 60x130x46 3,1 85 30 -II-
справа 8. Вспомогательная лебедка Б4.08.00.000 3614 1 70x150x51 4,32 154 38 -II-
8.1. опорные барабана 8.2. ролика 3516 2 80x140x33 2,23 58 23 -II-
отводного 80206 1 30x62x16 0,188 12 5 -II-
80208 1 40x80x18 0,345 22 7 -II-
8.3. редуктор ЦЗУ-200-50-22 7606 2 30x72x28,75 0,574 Жидкая
7609 2 45x100x38,25 1,34 смазка из
7314 2 70x150x38 3,02 картера
Примечание:
1. Цепные передачи лебедки БУ75Бр:
1.1. Бак — ванна для масла.
1.2. Смесь масел И20А и ИЗОА — по 50%
1.3. Заправочная емкость бака — 230 литров.
136
Глава 3
1.4. Периодичность смены масла — через 1500 часов (для УБР
ОАО «Удмуртнефть» — 1 раз через 4 месяца), долив по мере
надобности по меткам щупа — ориентировочно 30 литров в ме-
сяц.
2. Редуктор ЦЗУ-200-5-22 вспомогательной лебедки Б4.08.00.000
БУ1600-00ЭУ:
2.1. Изготовитель — редукторный завод, г. Ижевск.
2.2. 3-ступенчатый.
2.3. 200 мм — межосевое расстояние тихоходной ступени.
2.4. 50 — передаточное число.
2.5. 22 — вариант сборки (выход на одну сторону быстроходного
валов).
2.6. Масло — ТАП-15В ГОСТ 23652-79.
2.7. Объем заправочный — 12 литров.
2.8. Периодичность смены масла — 1 раз в три месяца, долив по мере
надобности — 1,5-2 л в месяц.
3. По аналогичной форме должны составляться карты смазки других
механизмов буровых установок, находящихся в эксплуатации.
Глава 4
Талевые системы
1. Назначение и механизмы талевой системы
Талевая система — часть подъемного комплекса буровой установки —
предназначена для подъема и спуска бурильных колонн при выполнении
спуско-наладочных операций и поддержания на весу бурильной колонны
при бурении или проработке ствола скважины, также — для спуска обсадных
колонн и выполнения некоторых монтажно-демонтажных работ на буровой.
Талевая система служит для преобразования вращательного движения
барабана лебедки в поступательное движение крюка с подвешенной на ней
бурильной или обсадной колонн или ненагруженного элеватора.
Талевая система выполняет функцию полиспаста, значительно умень-
шая натяжение ведущей ветви талевого каната на барабане лебедки, чем
достигается снижение вращательного момента на подъемном валу и всех
нагрузок на лебедку и силовой привод.
К талевым системам буровых установок предъявляют следующие тре-
бования:
— эксплуатационная надежность, так как выход из строя элементов
талевой системы ведет к серьезным авариям;
— удобство и безопасность обслуживания — все движущиеся элементы
должны быть защищены кожухом и иметь обтекаемые формы, исключаю-
щие возможность задевания за вышку;
— долговечность;
— возможность осуществления быстрого монтажа и демонтажа, смены
каната при переоснастках;
— взаимозаменяемость однотипных механизмов и элементов мевду
собой;
— удобство для погрузки всех механизмов талевой системы на транс-
портные средства и возможность многократных перемещений их на неболь-
шие расстояния в пределах мест работы бурового предприятия.
Талевая система имеет следующие механизмы и устройства:
138
Глава 4
1. Кронблок — неподвижная часть талевой системы.
2. Талевый блок — подвижная часть талевой системы.
3. Буровой крюк.
4. Устройство для крепления неподвижной ветви талевого каната, до-
пускающее перепуск каната.
5. Штропа (2 шт) и элеватор для подвешивания колонны бурильных или
обсадных труб.
6. Талевый канат — гибкая связь между кронблоком и талевым блоком
(крюкоблоком).
От кронблока один конец талевого каната идет к лебедке и закрепляется
на ее барабане. Эту ветвь (струну) принято называть ведущей. Другой конец
каната от кронблока идет к специальному устройству, наподвижно закреп-
ляющему канат на основании вышки. Эту ветвь называют неподвижной.
В талевых системах буровых установок число шкивов кронблока всегда на
единицу больше, чем у талевого блока. Талевая система характеризуется
оснасткой (3 х 4; 4 х 5; 5 х 6; 6 х 7). Показатель оснастки талевой систе-
мы — число рабочих струн (ветвей) каната — т, которое равно удвоенному
числу задействованных шкивов талевого блока: т = 2п.
Талевые системы характеризуются допускаемой нагрузкой на крюке,
числом рабочих струн каната и его диаметром. В талевых системах следует
применять канаты диаметром от 20 до 50 мм.
При подъеме крюка канат навивается на барабан лебедки слоями. Что-
бы верхние (наружные) витки каната не врезались в нижние слои (что
приведет к ускоренному его износу), необходима плотная укладка по сло-
ям навивки. Это достигается, если скорость движения ведущей ветви не
превышает 20 м/с (скорость крюка vK = а число слоев навивки не
более двух — трех.
При выборе и оценке конструкции талевой системы следует иметь
в виду, что от ее типа и конструкции во многом зависит скорость СПО,
являющаяся важным фактором в процессе проводки скважин.
Процесс спуско-подъемных операций (СПО) бурильной колонны со-
стоит из циклически повторяющихся в определенной последовательности
операций:
— подъема всей колонны на длину, немного большую длины одной
свечи;
— остановки колонны в подвешенном состоянии;
2. Кронблоки
139
— установки колонны на стол ротора на клинья и освобождение под-
нятой свечи от растягивающей нагрузки;
— отвинчивание свечи от колонны и установка ее внутри буровой в спе-
циальный магазин;
— спуска ненагруженного крюка и элеватора с очередной свечой;
— захвата и подъема колонны на длину следующей свечи.
Спуск колонны производят в обратной последовательности.
Особенно много времени занимают эти работы при бурении глубоких
скважин, а тем более в тяжелых осложненных условиях бурения.
Так как талевые системы работают в довольно напряженных услови-
ях, то к точности изготовления и качеству материалов предъявляют повы-
шенные требования. Изготовление и приемку производить в соответствии
с требованиями правил для грузоподъемных машин.
2. Кронблоки
Кронблок — неподвижная часть талевой системы.
Применяемость кронблоков по шифрам буровых установок следую-
щая:
1. Кронблок БУ1600/100: буровые установки БУ1600/100ЭУ,
БУ1600/100ДГУ;
2. Кронблок БУ2500/160: буровые установки БУ2500/160ЭП,
БУ2500/160ДЭП-1; ДУ2500/160ЭПК;
3. Кронблок КБ5-185: буровая установка БУ2500/160ДГУ-М;
4. Кронблок УКБ-6-250: буровая установка БУ3200/200ЭУК-2М;
5. Кронблок УКБА-6-250: буровые установки БУ3200/200ДГУ-1,
БУ3200/200ЭУ-1;
6. Кронблок УКБА-7-400: буровые установки БУ5000/320ДГУ-1,
БУ5000/320ЭУ-1, БУ5000/320ДЭР-1,
БУ5000/320ЭР-1;
7. Кронблок УКБА-7-470: буровые установки БУ6500/400ЭР,
БУ6500/400ДЭР-1;
8. Кронблок УКБА-7-600: буровая установка БУ8000/500ЭР.
В настоящее время Волгоградский завод буровой техники в основ-
ном не присваивает шифры буровому оборудованию (исключение только
140
Глава 4
по буровой установке БУ2500/160ДГУ-М) и относят их к шифрам буровых
установок; Уралмашзавод (АО «Уралмаш») производит обозначение шиф-
ров кронблоков следующим образом — например кронблок УБКА-7-400:
У — завод-изготовитель — Уралмашзавод; А — применяется с комплексом
механизмов АСП; 7 — число рабочих шкивов (роликов) кронблока; 400 —
грузоподъемность, тс, отнесенная к нагрузке на крюке.
В таблице 8 приведены основные характеристики кронблоков различ-
ных конструкций, а на рис. 23 показан общий вид пятишкивного кронблока
одноосного с двумя опорами и в сборе его конструкция. Этот кронблок
Таблица 8. Техническая характеристика кронблоков
Параметры БУ1600/100 БУ2500/160 КБ-185 УКБ-6-250 УКБА-6-250 УКБА-7-400 УКБА-7-470 УКБА-7-600
1. Грузоподъем- ность, как до- пускаемая на крюке, кН (тс) 1000 (100) 1850 (185) 2500 (250) 4000 (400) 4700 (470) 6000 (600)
2. Максимальное натяжение ве- дущей ветви талевого кана- та, кН 145 225 217 288/365 465
3. Число канат- ных шкивов (роликов), шт 5 5 6 7 7
4. Диаметр шки- ва по дну ка- навки, мм 800 800 1000 1120/1400 1500
5. Канавки под талевый канат диаметром, мм 25 28 28 32/35 38
6. Габариты, мм: длина 910 1630 4370 2160/2220
ширина 900 906 2780 4230/5090
высота 900 1285 2000 2980/2280
7. Масса, кг 1005 1320 5810 7000/11700
2. Кронблоки
141
Рис. 23. Кронблок пятишкивный одноосный: а — общий вид; б — в сборке; 1 — рама;
2 — опора; 3 — ось шкивов; 4 — масленка; 5 — шкивы; 6 — кожух; 7 — подшипник;
8 — штифт стопорный.
имеет сварную стальную раму, на которой укреплена ось пятью шкивами,
смонтированными на подшипниках.
Такое конструктивное решение обеспечивает прочность, жесткость
и удобство обслуживания. Ось кронблока закреплена в двух корпусах, смон-
тированных на раме. Каждый шкив смонтирован на оси на двух цилин-
дрических роликоподшипниках, внешние кольца которых зафиксированы
в ступице шкива пружинным кольцом, а внутреннее — на оси распорными
кольцами. Смазка к подшипникам каждого шкива подается через пресс-мас-
ленку по каналу, просверленному в оси. Для защиты вращающихся шки-
142
Глава 4
bob и предохранения от соскакивания каната эта одноосная сборка закрыта
кожухом, который крепится на шарнирах и стопорится спереди, но при
необходимости быстро и легко откидывается.
Кронблоки в современных буровых установках для глубокого бурения
имеют в основном однотипную конструкцию. Они обычно состоят из двух
сборок (секций) шкивов, оси которых неподвижно закреплены в разъемных
опорах на раме, сваренной из профильного проката.
Рассмотрим устройство кронблока УКБА-7-470, имеющего другое по
сравнению с одноосным конструктивное решение (рис. 24).
Рис. 24. Кронблок УКБА-7-470.
Он состоит из двух секций шкивов — трехшкивной 6 и четырехшкив-
ной 7. Все шкивы смонтированы на осях, которые неподвижно закреплены
в разъемных опорах 3 и 4. Нижние части разъемных опор приварены к верх-
ним полкам рамных балок. Каждый шкив смонтирован на радиально-упор-
ных роликоподшипниках, которые имеют общее наружное кольцо и двойное
внутреннее. Подшипники крайних в секции шкивов защищены с наружной
стороны от загрязнения крышками. Между шкивами имеются кольца, одна
сторона которых запрессована в ступицу, а вторая — входит с небольшим
зазором в кольцевую канавку на ступице соседнего шкива. Таким образом,
создается лабиринтное уплотнение подшипников между шкивами. Между
подшипниками соседних шкивов на оси установлены распорные кольца.
3. Талевые блоки
143
Рама 1 сварена из продольных и поперечных балок. На стыках про-
дольных и поперечных балок снаружи приварены толстые вертикальные
листы, торцами которых рама опирается на подкронблочные балки наго-
ловника вышки. К нижней полке одной из наружных балок подвешивают
вспомогательные блоки 8, через которые пропускают канат от вспомога-
тельной лебедки или других грузоподъемных устройств. Между секциями
рабочих шкивов на средних продольных балках установлен вспомогатель-
ный блок 5, предназначенный для канат тартальной лебедки. Сверху секции
рабочих шкивов закрыты сплошными кожухами 2, которые шарнирно за-
креплены на раме кронблока. Один шкив вспомогательного блока по дну
канавки имеет диаметр 450 мм, а другой — 700 мм. Во всех шкивах при-
меняется канат диаметром 17 мм. Максимальное натяжение каната от 40
до 80 кН.
Анализируя характеристики кронблоков, видим, что масса кронблоков
двухосного исполнения на нагрузки 3000-5000 кН на 30-60% больше, чем
у одноосных конструкций, и габариты по ширине — на 10-15% больше.
3. Талевые блоки
Талевый блок вместе в подвешенным к нему буровым крюком и элева-
тором относится к подвижной части талевой системы.
Применяемость талевых блоков по шифрам буровых установок следу-
ющая:
1. Талевый блок БУ1600/100: буровые установки БУ1600/100ЭУ,
БУ1600/100ДГУ;
2. Крюкблок БУ2500/160: буровые установки БУ2500/160ЭП,
БУ2500/160ДЭП-1, БУ2500/160ЭПК;
3. Крюкблок УТБА-5-225: буровая установка БУ3200/200ЭУК-2М;
4. Талевый блок УТБА-5-200: буровые установки БУ3200/200ДГУ-1,
БУ3200/200ЭУ-1;
5. Талевый блок УТБА-6-320: буровые установки БУ5000/320ДГУ-1,
БУ5000/320ЭУ-1;
6. Талевый блок УТБА-5-320: буровые установки БУ5000/320ЭР-1,
БУ5000/320ДЭР-1;
7. Талевый блок УТБА-6-400: буровые установки БУ6500/400ЭР,
БУ6500/400ДЭР;
144
Глава 4
8. Талевый блок УТБА-6-500: буровая установка БУ8000/500ЭР.
В настоящее время Волгоградский завод буровой техники комплектует
буровые установки шифра БУ2500/160 крюкоблоками, а БУ1600/100 — тале-
выми блоками; Уралмашзавод — талевыми блоками, предназначенными для
работы с комплексом механизмов типа АСП (исключение — буровая уста-
новка БУ3200/200ЭУК-2М, которая комплектуется крюкоблоком). Шифры
талевых блоков и крюкоблоков означают: У — Уралмашзавод, ТБ — талевый
блок; К — крюк; 5 или 6 ~ число рабочих шкивов талевого блока; 200, 225,
320,400, 500 — допускаемая нагрузка на крюке в тонн-силах.
Талевые блоки изготавливают двух видов: одноосными (все шкивы
смонтированы на одной оси, укрепленной в боковых щеках) и соосными
с двумя осями (две сборки шкивов смонтированы каждая отдельно, а между
осями оставлено пространство для пропуска свечи). Талевый блок должен
иметь минимальные габаритные размеры, особенно по ширине, так как он
движется внутри вышки в пространстве между пальцами магазинов с бу-
рильными свечами и должно быть обеспечено минимальное безопасное
расстояние между блоком и элементами вышки.
Массу талевого блока в отличие от других механизмов не следует стре-
миться уменьшать, так как от массы подвижной части талевой системы за-
висит плотность навивки каната на барабан лебедки при подъеме пустого
элеватора. Масса талевого блока также влияет на скорость пустого элевато-
ра: чем больше масса, тем быстрее разгон.
В таблице 9 приведены основные характеристики талевых блоков раз-
личных конструкций.
Талевый блок, предназначенный для выполнения спуско-подъемных
операций с ручной расстановкой свечей, показан на рис. 25. Он состоит из
двух боковых щек 4, которые в верхней части жестко соединены травер-
сой 10, а внизу шарнирно с серьгой 1. Траверса соединяется с боковыми
щеками с помощью сдвоенных кронштейнов 3, приваренных к щекам. Крон-
штейны в нижней части оканчиваются проушинами, в которые вставляются
пальцы 2, обеспечивающие их шарнирное соединение с серьгой. Таким
образом, щеки с верхней траверсой и серьгой образуют жесткий рамный
каркас талевого блока.
В средней части щек неподвижно установлена ось 7 со щеками. Ось
торцов закреплена гайками 8, которые предотвращают ее осевое смещение.
К щекам приварены кольца 9, предохраняющие гайки оси от забоин при
случайных ударах.
3. Талевые блоки
145
Таблица 9. Техническая характеристика талевых блоков
Параметры БУ 1600/100 УТБА-5-200 УТБА-5-320 УТБА-6-320 УТБА-6-400 УТБА-6-500
1. Допускаемая на- грузка на крюке, кН (тс) 1000 (100) 2000 (200) 3200 (320) 4000 (400) 5000 (500)
2. Максимальное натяжение веду- щей ветви тале- вого каната, кН 145 225 288 365 456
3. Число канат- ных шкивов (роликов), шт 4 5 5/6 6 6
4. Диаметр шкива по дну канавки, мм 800 1000 1120 1400 1500
5. Канавки под та- левый канат, мм 25 28 32 35 38
6. Габариты, мм: длина 1583 2635 2220/2535 2965
ширина 746 1450 1100/1418 1840
высота 940 1350 1170/1440 1572
7. Масса, кг 2348 7300 6700 9600 12500
Каждый из шкивов 5 смонтирован на оси на двух роликоподшипни-
ках 6. На оси между подшипниками в ступице шкива и между шкива-
ми находятся распорные втулки. Шкивы закрыты с двух сторон откидны-
ми кожухами 11с прорезями для пропуска талевого каната. Эти кожухи,
предохраняя рабочих от несчатных случаев, одновременно предупреждают
возможность выскакивания талевого каната из канавок (ручьев) шкивов (ро-
ликов). Ось с торцов имеет отверстия, предназначенные для смазки ролико-
подшипников 6 канатных шкивов. Смазка осуществляется через масленки,
установленные в этих отверстиях.
Талевый блок, предназначенный для работы с комплексом механизмов
АСП, показан на рис. 26, но он может быть использован и при ручной
расстановке свечей. В этом случае вместо автоматического элеватора к нему
подвешивается трехногий крюк. Такой талевый блок состоит из сдвоенной
146
Глава 4
Рис. 25. Талевый блок.
рамной конструкции 4 с укрепленной в центре трубой 3 с вырезом для
продольного направления его при движении по свече. В верхней части на
трубе установлена съемная головка 2, сменяемая для каждого типоразмера
труб. Рама состоит из четырех продольных щек 7, жестко соединенных
вверху траверсоами 5, а внизу — двумя осями 9. Таким образом, созданы
две жестко соединенные между собой рамные секции, в средней части
которых смонтированы две трехшкивные секции 6.
В средней части щек закреплены неподвижно оси, на которых на ради-
ально-упорных роликоподшипниках смонтировано по три канатных шки-
ва 6.
3. Талевые блоки
147
Рис. 26. Талевый блок УТБА-6-320.
Каждая трехшкивная секция с двух боков защищена кожухами 1, предо-
храняющими талевый канат от выпадания из ручьев (желобов) шкивов.
В нижней части щек укреплены на осях 9 мощные подвески 8. В проушины
148
Глава 4
подвесок вставлены пальцы 10, предназначенные для подвески автоати-
ческого элеватора или штропов трехрогого буровойго крюка. Оси шкивов
и оси нижних подвесок закреплены от осевого смещения с помощью торце-
вых гаек, которые защищены от забоев приваренными к щекам кольцами.
Размеры желобов шкивов кронблоков и талевых блоков имеют опре-
деленную зависимость от диаметра каната, т. е. профиль канавки шкива
должен иметь:
— глубину канавки Н = 1,75/к и
— радиус канавки R = 0,5dK + (0,02-0,07)dK,
что исключает заклинивание и вызванный этим износ каната. Боковые по-
верхности канавки должны быть касательными к дуге в 5/6тг (150°), огра-
ничивающей дно канавки.
4. Крюки и крюкоблоки
Подъемный крюк отдельно или подъемный крюк с талевым блоком
(крюкоблок) талевой системы составляет ее подвижную часть.
Применяемость крюков и крюкоблоков по шифрам буровых установок
следующая:
1. Крюк БУ1600/100: буровые установки БУ1600/100ЭУ,
БУ1600/100ДГУ;
2. Крюкоблок БУ2500/160: буровые установки БУ2500/160ЭП,
БУ2500/160ДЭП-1, БУ2500/160ЭПК;
3. Крюкоблок УТБК-5-225: буровая установка БУ3200/200УЭК-2М.
По остальным шифрам буровых установок с талевыми блоками УТБА
применяются автоматические элеваторы, которые входят в комплекс меха-
низмов типа АСП и будут рассмотрены в соответствующем разделе.
В процессе бурения крюк удерживает подвешенный на штропе вер-
тикально перемещающийся вертлюг с вращающейся бурильной колонной;
воспринимает крутящий момент, возникающий на опоре вертлюга, при вра-
щении бурильной колонны ротором; обеспечивает автоматическое запира-
ние центрального рога после входа в него штропа, когда ведущая труба
находится в шурфе при переходе от СПО к бурению, или, наоборот, осво-
бождает штроп вертлюга с ведущей трубой, устанавливаемых в шурф при
переходе от бурения к подъему; надежно удерживает в зеве крюка штроп
вертлюга при внезапных остановках в скважине спускаемой колонны.
4. Крюки и крюкоблоки
149
При операциях спуска и подъема крюк обеспечивает: надежное удер-
жание штропов при спуске и подъеме бурильной или обсадной колонны;
легкое поворачивание крюва и манипулирование им в процессе захваты-
вания и освобождения свечей; разгрузку резьб замковых соединений от
массы свечи при ее отвинчивании от бурильной колонны; автоматический
приподъем отвинченной от колонны свечи (при операциях ее подъема) на
высоту, несколько большую длины замковой резьбы; автоматическую уста-
новку элеватора в заданной позиции для захвата очередной свечи из-за
пальца вышки или при подъеме для освобождения свечи.
Наиболее сложные функции крюк выполняет при работе с бурильными
колоннами, и это определяет его конструкцию. Буровой крюк для установок
глубокого бурения выполняется из трех рогов: двух боковых и одного цен-
трального. Основной рог, как правило, используется только для подвески
вертлюга. На боковых рогах постоянно находятся два штропа для подвески
элеватора, которые висят на крюке во время бурения.
По способу изготовления буровые крюки бывают литыми (крюк
БУ1600/100 и крюк крюкоблока БУ2500/160), коваными или пластинча-
тыми (крюк крюкоблока УТБК-5-225). Большое преимущество у крюков,
составленных из пластин — их повышенная надежность. Если в одной из
пластин возникает усталостная трещина, то она повреждает только одну
пластину и распространяется до границы с соседними пластинами. В мо-
нолитных крюках возникшая усталостная трещина представляет серьезную
опасность для целостности всей конструкции.
В корпусе крюка размещают упорный подшипник, ствол, пружину,
амортизатор и другие устройства. Подшипник служит для обеспечения лег-
кости поворота крюка при захвате свечей или их свинчивании во время
СПО. Пружина необходима для автоматического извлечения ниппеля из
муфты замка свечи при ее отвинчивании. Ход крюка должен быть несколько
больше длины резьбы замка (от 127 до 254 мм) а усилие пружины больше
массы свечи (в зажатом состоянии от 13 до 30 кН, а в сжатом — от 25
до 50 мм).
Основные технические характеристики крюков (крюковой части крю-
коблоков) приведены в таблице 10.
На рис. 27 показана наиболее распространенная конструкция трехро-
гого бурового крюка на примере крюка УК-225 крюкоблока УТБК-5-225.
Крюк состоит из пластинчатого крюка 16, соединяющегося осью 15
со стволом 14, и корпуса 12, который с помощью осей 11 подвешивается
к удлиненной части щек талевого блока или к штропам.
150
Глава 4
Таблица 10. Техническая характеристика крюков
Параметры БУ1600/100 БУ2500/160 УК-225
1. Допускаемая нагрузка, кН (тс) 2. Грузоподъемность боковых ро- 1000 (100) 1600 (160) 2250 (225)
гов, кН (тс) 3. Размер зева крюка под вертлюг, 1000 (100) 1600 (160) 2500 (250)
мм 170 170 220
4. Размер зева боковых рогов, мм 85 110 150
5. Рабочий ход пружины, мм 6. Грузоподъемность пружины, кгс: 145 175 145
— вначале рабочего хода 1840 1700 3700
— при выбраном ходе пружины 7. Габариты, мм: 4130 4000 10000
высота, мм 2115 2040* 2615
ширина по корпусу крюка 550 660 750
ширина по боковым рогам 513 710 670
8. Масса, кг 790 4480 ** 2900
* Размеры крюка крюкоблока БУ2500/160.
** Масса крюкоблока, а крюка отдельно — 930 кг.
Внутри корпуса помещается стакан 13, опирающийся на упорный ша-
риковый подшипник 10, установленный на кольцевую площадку расточки
корпуса крюка. Внутри стакана помещается ствол, имеющий в верхней
части трапециедальную упорную резьбу и навинченную на нее гайку 8,
опирающуюся на пружину 9. Пружина 9 в свою очередь опирается на дни-
ще стакана. Стакан в нижней части снаружи имеет кольцевую проточку,
в которой установлены полумуфты стопорного устройства 5. Фиксатор 6
стопорного механизма под воздействием пружины, установленной в сто-
порном механизме, входит в цилиндрические отверстия, выполненные по
окружности торца крюка. С помощью стопорного механизма пластинча-
тый крюк фиксируется в определенном положении относительно корпуса
крюка.
Пружина для крюков состоит из двух секций.
4. Крюки и крюкоблоки
151
Рис. 27. Трехрогий крюк УК-225.
В верхней части стакана вертикально с противоположных сторон при-
варены планки, служащие направляющими для гайки 8, имеющей продоль-
ные прорези. При помощи приваренных планок и прорезей в гайке крюк
152
Глава 4
со стаканом, опирающимся на подшипник, может поворачиваться, а с по-
мощью стопорного устройства фиксироваться в определенном направлении
относительно корпуса.
Для предохранения ствола крюка от отвинчивания установлена план-
ка 19, которая входит в поперечную прорезь, выполненную с торца и одно-
временно в гайке 8 и стволе 14. Планка крепится к стволу двумя болтами.
Между плоскостями гайки и планки должен быть зазор 3-4 мм. Сверху ста-
кан 13 закрывается крышкой, которая предохраняет внутреннюю полость
стакана от попадания влаги и загрязнения.
Собственно крюк выполнен из четырех пластин легированной и термо-
обработанной листовой стали высокого качества, соединенных между со-
бой заклепками с потайными головками. Для предохранения пластин крюка
и штропа вертлюга от повреждений в зеве крюка укреплена на заклепках
защитная подушка 1 из литой стали. Пластинчатый крюк имеет расточку,
в которую запрессована ось 18, изготовленная также из высококачественной
легированной стали и являющейся боковыми рогами крюка, предназначен-
ными для подвешивания штропов элеватора.
Для предохранения от соскакивания штропов, подвешенных на боко-
вые рога, предусмотрены откидные скобы 17, а с основного рога — за-
щелка, состоящая из корпуса 3, вращающегося на оси 2. Внутри корпуса
помещается подпружиненный стопор 4, входящий в отверстие, выполнен-
ное в крюке. Защелка действует автоматически, так как штроп вертлюга при
подъеме крюка надавливает на хвостовик защелки, который поворачивает
корпус в крайнее закрытое положение. Стопор под воздействием пружины
заскакивает в стопорное отверстие.
5. Бурильные штропы
Штропы применяются, главным образом, для соединения элеваторов
с подъемным крюком талевой системы. Они воспринимают нагрузку при
спуско-подъемных операциях. Штропы по конструктивному исполнению
бывают двухветвевые и одноветвевые (см. рис. 28). Штропы двухветвевые
представляют собой вытянутую по одной оси стальную петлю овальной
конфигурации, один конец которой изогнут для более удобного расположе-
ния в рогах подъемного крюка.
Штропы изготавливаются по ГОСТ 24944-81, ТУ 26-02-442-72,
ТУ 26-02-452-72.
6. Механизмы перепуска и крепления неподвижной ветви талевого каната 153
Рис. 28. Штропы: а — двухветвевый; б — одноветвевый.
Двухветвевые штропы бывают типа ШБН и ШБУ, где «Н» — нормаль-
ной длины и «У» — укороченные. По своей конструкции они одинаковые,
но различаются размерами и грузоподъемностью (допускаемой нагрузкой
на пару штропов).
Штропы изготавливают из углеродистой стали марки 35 цельнокован-
ными или цельнокатанными или сварными с последующей термической
обработкой. Штропы ВЗБТ изготавливают из стали 20ХГСА. Штропы ком-
плектуются парами с разницей длины по внутренней части не более 5 мм.
Испытание штропов осуществляется парами на 1,5-кратную допускаемую
нагрузку на пару этого типа штропов.
Техническая характеристика штропов приведена в таблице 11.
6. Механизмы перепуска и крепления неподвижной ветви
талевого каната
Механизм перепуска и крепления неподвижной ветви талевого ка-
ната предназначен для крепления этой ветви, для осуществления Пере-
154
Глава 4
Таблица 11. Техническая характеристика штропов
Шифр Допускаемая нагрузка пары, кН (тс) Длина L, мм Диаметр Р, мм Масса пары, кг
ШЭ-28 280 (28) 850 35 31
ШЭ-50 500 (50) 980 45 52
ШБЭУ-75 750 (75) 975 60 120
ШБЭН-75 750 (75) 1300 60 154
ШБЭД-75 750 (75) 1740 60 150
Черт. 39-46Б1-ВЗБТ 1000 (100) 1510 60 150
ШБУ-125 1400 (140) 1200 75 180
ШБН-125 1400 (140) 1940 75 279
ШБУ-200 2000 (200) 1300 85 284
ШБН-200 2000 (200) 2000 85 380
ШБУ-300 3000 (300) 1350 90 326
ШБН-300 3000 (300) 2000 90 424
Примечание: У — укороченные, Н — нормальные, Д — длинные.
пуска талевого каната и измерения нагрузки в талевой системе буровой
установки.
Этот механизм имеет шифр МПКД и включен в спецификацию приспо-
соблений и устройств по технике безопасности и малой механизации, при
бурении скважин некомплектными буровыми установками, при эксплуата-
ции скважин, и выпускаются как МПКД-1 (и МПКД-2) по ТУ 39-01-245-76:
1. пределы измерения максимального натяжения неподвижной ветви
талевого каната при давлении во вторичных приборах 1 МПа — 110-170
(150-230) кН;
2. соотношение плеч рычага —1:5 (1:5);
3. диаметр (мм): эффективной мембраны датчика веса — 200 (230);
нагруженой вращающейся обоймы — 670 (770); талевого каната — 28 (32);
4. число витков, навиваемых на обойму — 5 (5);
5. габариты (мм): длина — 1425 (1600); ширина — 550 (600); высота —
950 (950);
6. масса механизма (кг): 1000 (1200).
Кроме того, заводы-изготовители комплектных буровых установок по-
ставляют МПКД своих конструкций, требования к которым аналогичны.
6. Механизмы перепуска и крепления неподвижной ветви талевого каната 155
Для создания наиболее благоприятных условий эксплуатации механиз-
ма необходимо соблюдать следующее: надежно крепить механизм к балкам
металлоконструкций основания или к отдельному специальному фундамен-
ту; механизм надо устанавливать так, чтобы неподвижная ветвь каната нахо-
дилась в центре канавки шкива (ролика) кронблока и не задевала элементов
вышки, АСП; для предотвращения загрязнения механизма буровым раство-
ром следует прикрывать его защитным козырьком.
Перед началом оснастки талевой системы или перепуска каната необ-
ходимо соблюдать следующий порядок действий: опустить талевый блок на
пол буровой таким образом, чтобы он во время оснастки сохранял устойчи-
вое положение; убедиться в свободном вращении от руки шкивов на тале-
вых блоках и проверить смазку подшипников; проверить надежность креп-
ления всех соединений механизма; проверить легкость вращения обоймы;
освободить обойму от барабана; освободить зажимное устройство каната.
При разматывании каната с барабана не допускается образование пе-
тель на нем. Заламывание прядей и местное перекручивание каната от об-
разовавшейся петли резко сокращает срок его службы, а иногда полностью
исключает возможность применения каната. Для предупреждения образо-
вания петель не допускается разматывать канат с барабана, уложенного на
ротор буровой, а также с неподвижного барабана путем сбрасывания витков
каната. Правильное разматывание каната без образования петель возможно
только при условии вращения барабана на оси, установленного на специ-
альных кронштейнах. При этом канат следует разматывать снизу.
В буровых установках Уралмашзавода применяют механизмы креп-
ления неподвижной ветви талевого каната трех типов: МПКД-черт.
4076.59.000 — для буровых установок с допускаемой нагрузкой на крюке
1700-3200 кН; МПКД-черт. 4050.59.000— для буровых установок с допус-
каемой нагрузкой на крюке 3200-4000 кН; МПКД-черт. 4087.59.000 — для
буровых установок с допускаемой нагрузкой на крюке 3200-5000 кН.
Последний из перечисленных МПКД проще по конструкции, доступен
для изготовления и удобен для обслуживания и ремонта.
Технические характеристики выше перечисленных МПКД Уралмашза-
вода приводятся в таблице 12, а описание конструкции МПКД-черт.
4087.59.000 — по рисунку 29.
Этот механизм состоит из литой стойки 8, в которую запрессована
ось 10, образующая две консоли. На одной консоли на подшипник 7 поса-
жен барабан 3, а на другую на подшипник 9 посажен рычаг 4, имеющий
возможность с помощью валика 6 соединяться с барабаном. Настройка по-
156
Глава 4
Таблица 12. Технические характеристики механизмов перепуска и крепления непо-
движной ветви талевого каната (МПКД конструкции Уралмашзавода)
Параметры МПКД черт. 4076.59.000 МПКД черт. 4050.59.000 МПКД черт. 4087.59.000
1. Допускаемая нагрузка на крюке бу- ровой установки, кН 1700-3200 3200-4000 3200-5000
2. Максимальное натяжение непод- вижной ветви талевого каната, кН 196-335 335-420 335-460
3. Нагрузка на датчик, кН 60-80 80-200 80-200
4. Диаметр талевого каната, мм 28; 32; 35 35; 38 38
5. Диаметр барабана навивки талевого каната, мм 750 930 930
6. Число витков на барабане 4 3,5 4
7. Длина плеча рычага, мм 544 1060* 780
8. Габариты, мм: длина 1250 1980 1390
ширина 565 830 500
высота 1175 500 1285
9. Масса, кг 860 1730 1470
* Допускается установка датчика веса на 200 кН при плече 530 мм.
ворота рычага 4 осуществляется регулировочным болтом 5. Между рыча-
гом 4 и стойкой 8 устанавливается датчик веса 1.
Механизм работает следующим образом. На барабан 3 навивается та-
левый канат, одна ветвь А идет к кронблоку, а другая Б крепился к ры-
чагу 4 зажимами 2. При работе механизма барабан и рычаг соединяются
валиком 6. Под воздействием натяжения каната А барабан стремится повер-
нуться по часовой стрелке вместе с рычагом, который соединен с датчиком
веса. Нагрузки, которые воспринимает датчик веса, передаются к указате-
лю, установленному у пульта бурильщика, и на регистрирующие приборы
(самописцы).
При перепуске каната валик 6 вынимают и освободившийся барабан
может свободно вращаться.
Перед перепуском каната следует освободить подвижную ветвь каната,
закрепленную на барабане лебедки, оставляя на бочке барабана семь-восемь
витков.
7. Талевые канаты
157
Рис. 29. Механизм крепления неподвижной ветви талевого каната, черт. 4087.59.00.
При перепуске каната необходимо, чтобы двое рабочих в процессе
вращения барабана лебедки подтягивали и собирали освободившийся канат,
работая в рукавицах.
Бурильщик, стоящий у пульта управления лебедки, должен хорошо
видеть механизм для перепуска каната. В случае недостаточного обзора
бурильщик должен руководствоваться сигналами специально назначенно-
го рабочего, в поле зрения которого должны находиться бурильщик, бухты
с новым канатом и собираемый изношенный канат. Чтобы исключить воз-
можность образования петель, канат следует перепускать при наименьшей
частоте вращения барабана лебедки. Для замены изношенного каната но-
вым их концы необходимо срастить по длине не менее чем на 300 мм так,
чтобы место сращивания канатов свободно проходило через шкивы.
По окончании работ перепуска каната или замены изношенного каната
новым необходимо оставлять на барабане механизма четыре витка каната,
застопорить барабан механизма, а канат закрепить в зажимном устройстве
и убедиться в надежности крепления всех узлов.
7. Талевые канаты
Талевый канат — гибкая связь между кронблоком и талевым блоком
буровых установок.
158
Глава 4
Стальные талевые канаты изготавливают различной конструкции из
высокоуглеродистой (сталь 50; 55; 60; 65; 70) марганцовистой (0,5-0,8%
марганца) канатной проволоки с пределом прочности (временным сопро-
тивлением разрыву) 1570 Н/мм2; 1670 (170) и 1770 (180).
Из большого разнообразия конструкций в талевых системах буро-
вых установок применяют стальные канаты правой крестовой свивки типа
ЛК-РО конструкции 6 х 31 +1 м.с. или 6 х 314-1 о.с. (шесть прядей по 31-й
проволоке в пряди плюс один металлический сердечник (м.с.) или один ор-
ганический сердечник (о.с.)); всего 6 х 31 = 186 проволок с металлическим
сердечником конструкции 7 х 7 = 49 проволок.
Канат ЛК-РО 6 х 31 +1 м.с. (7 х 7) млм ЛК-РО 6 х 31 +1 о.с. — канат
с линейным касанием проволок, в слоях прядей имеются проволоки как
разного, так и одинакового диаметра, а наружный слой каждой пряди свит из
одинаковых проволок большего диаметра. Металлический сердечник свит
из тонких проволок (рис. 30 и рис. 31).
Рис. 30. Шестипрядный канат ЛК-РО
6 х 31 + 1 м.с.; 6х 31 = 186 проволок
с металлическим сердечником 7x7 =
= 49 проволок.
Рис. 31. Шестипрядный канат ЛК-РО
6 х 31 + 1 о.с.; 6 х 31 = 186 проволок
с ограническим сердечником.
Канат ЛК-РО изготавливается по ГОСТ 16853-88 «Канаты стальные
талевые для эксплуатационного и глубокого разведочного бурения. Техни-
ческие условия».
7. Талевые канаты
159
Техническая характеристика талевых стальных канатов приведена в та-
блице 13.
Таблица 13. Характеристики талевых стальных канатов
Диаметр каната, мм Площадь сечения, мм2 Масса 1 пог. м, кг/м Разрывное усилие каната в целом, кН, при временном сопротивлении разрыву Н/мм2 (кгс/мм2) Диаметр проволок внешнего слоя, мм
1570 (160) | 1670 (170) | 1770 (180)
Канат типа ЛК-РО 6 х 31 + 1 м.с. (1 + 6 4- 6/6 4-12) 4 7 х 7(1 + 6);
6 х 31 = 186 проволок
25* ** 300,64 2,66 400,5 426,0 451,0 1,60
28 376,50 3,38 502,0 533,0 564,5 1,80
32 475,75 4,20 634,5 673,5 713,0 2,00
35 564,13 5,05 752,0 799,0 846,0 2,20
38 672,50 5,98 896,5 952,5 1009,0 2,40
Канат типа ЛК-РО 6 х 31 + 1 о.с. (1 + 6 + 6/6 + 12); 6 х 31 = 186 проволок
25* ** 262,18 2,45 349,0 371,0 393,0 1,60
28 329,95 3,00 439,5 467,5 494,5 1,80
32 409,94 3,80 546,5 580,5 615,0 2,00
35 494,01 4,64 658,5 700,0 741,0 2,20
38 585,92 5,45 781,0 830,0 878,5 2,40
* Предельные отклонения диаметров талевых канатов по ГОСТ 16853-88 должны
быть:
— для канатов повышенной точности (Т)
tf % с металлическим сердечником;
с органическим сердечником;
— для канатов нормальной точности (—)
i®% с металлическим сердечником;
^ 10% с органическим сердечником;
** Длина нормальная (укороченная) канатов различных диаметров на барабанах
поставки:
025 мм — 1000 м (450 м); 028 мм — 1200 м (570 м);
032 мм — 1500 м (850 м); 038 мм — 1500 м (850 м).
В талевых системах канаты подвержены многоцикловым перегибам на
шкивах блоков и барабане лебедки, поэтому и целесообразно, что и реко-
160
Глава 4
мендовано ГОСТ, применение канатов с линейным касанием проволок (ЛК).
Кроме того, для талевых систем, предназначенных для бурения неглубоких
скважин с небольшим числом СПО, следует выбирать канаты более про-
стых конструкций с прядями простой свивки и органическим сердечником.
В талевых системах для бурения глубоких скважин (на глубины свы-
ше 1800 м) с большим числом СПО нужно выбирать канаты с хорошей
гибкостью и высокой разрывной прочностью и сопротивлением истира-
нию внешних проволок, хорошо сохраняющих форму поперечного сечения.
Этим условиям отвечают канаты с металлическим сердечником, у которых
наружный слой прядей свит из проволок большего диаметра, а внутренние
слои — из проволок меньшего диаметра.
Для безопасной и безаварийной эксплуатации талевого каната и преду-
преждения несчастных случаев необходимо следить за состоянием талевых
канатов. Разрыв талевого каната приводит к тяжелой аварии, сопровождаю-
щейся несчастными случаями. Для предупреждения разрыва талевый канат
необходимо защитить от повреждения острыми предметами. Его следу-
ет тщательно закреплять в подъемном барабане при помощи специальных
планок. Длина каната должна быть такой, чтобы не менее пяти витков пер-
вого ряда его всегда находилось на барабане лебедки. С момента работы
талевого каната за ним должно быть установлено наблюдение для оценки
его технического состояния и проведения своевременного перепуска или
замены.
Согласно РД 08-200-98 «Правила безопасности в нефтяной и газовой
промышленности», утвержденные Госгортехнадзором России № 24 от 9 ап-
реля 1998 г. предусмотрены пунктом 1.7 «Требования к стальным канатам»:
— пункт 1.7.1 «Стальные канаты, применяемые в качестве грузовых,
несущих, тяговых и стропов, для оснастки грузоподъемных механизмов,
талевой системы буровых установок, агрегатов по ремонту скважин долж-
ны отвечать требованиям «Правил устройства и безопасной эксплуата-
ции грузоподъемных кранов», уствержденных Госгортехнадзором России
30.12.92 г.
К канатам должен прикладываться сертификат (свидетельство) пред-
приятия-изготовителя каната.»
— пункт 1.7.2 «При строительстве скважин коэффициент запаса проч-
ности талевого каната (отношение разрывного усилия каната к силе натя-
жения ходового конца талевого каната) должен быть не менее трех. Как
исключение, при спуске тяжелых обсадных колонн и производстве аварий-
ных работ допускается снижение этого коэффициента до двух.»
8. Перепуск талевого каната
161
— пункт 1.7.3 «Соединение канатов должно выполняться с применени-
ем коуша с заплеткой свободного конца каната или установкой не менее трех
вынтовых зажимов. При этом расстояние между ними должно составлять
не менее шести диаметров каната.»
Осмотр, обслуживание и отбраковка стальных канатов должны про-
изводиться в соответствии с требованиями международного стандарта
ИСО 4309, приведенных в приложении 10 «Правил устройства и безопасной
эксплуатации грузоподъемных кранов. ПБ-10-14-92.»
8. Перепуск талевого каната
С момента работы талевого каната за ним должно быть установлено
наблюдение. Требования по выработке талевого каната приведены в пунк-
те IV.7. В процессе эксплуатации износ талевого каната происходит нерав-
номерно. Участки каната, находящиеся к контакте с роликами талевого
блока и кронблока, испытывают во время приложения нагрузки большие
напряжения и износ. При перепуске и вырубке талевого каната со стороны
барабана лебедки необходимо следить за тем, чтобы длина вырубаемой ча-
сти не была равной кратному числу длины витка каната по первому ряду на
барабане лебедки (например: БУ1600/100ЭУ; диаметр бочки барабана 550
мм; длина бочки 800 мм; длина витков каната по первому ряду 57,8 мм);
не была равна кратному числу длины, соответствующей длине при подъеме
свечи (27 м); не была равна кратному числу длины интервала между ролика-
ми кронблока и талевого блока при крайних верхнем и нижнем положениях
последнего (31 м). В противном случае наиболее нагруженные участки ка-
ната при перепуске с одних роликов на другие ролики. Чтобы исключить
это, следует вырубать канат длиной, равной произведению целого числа
витков (без 2-х витков) на длину витка первого ряда по барабану плюс одна
треть длины этого витка — 2) • (550 + 25) • 3,14 + | • 3,14 • (550 4-
+ 25) « 54600 мм « 55 м].
Наиболее надежным критерием перепуска талевого каната является ра-
боты каната в тоннокилометрах, которая определяется по формулам пунк-
та 6 (том 2, стр. 273) или начислением наработки по таблице 14 для каждого
долбления после подъема с г-глубины окончания долбления.
Пример начисления наработки талевого каната по условиям бурения
скважины после каждого долбления и нарастающим итогом приведен в та-
блице 15.
162
Глава 4
При отсутствии опытных данных перепуска можно использовать дан-
ные испытания талевых канатов:
1. Первый перепуск при начислении наработки нарастающим итогом
3100 ткм на 55 м, второй и последующие перепуски соответственно через
3000,2900 ткм и т. д. каждый раз на 55 м.
2. Первый перепуск через 3100 ткм, второй — через 2900 ткм, после-
дующие — через 2000 ткм каждый раз на 45 м.
Оснастку и перепуск талевого каната необходимо производить при опу-
щенном на пол талевом блоке.
При бурении скважин в условиях сильных вибраций необходимо при-
менять и устанавливать над долотом универсальный гаситель колебаний
(амортизатор). При отсутствии амортизатора следует уменьшать наработку
каната до перепуска в 1,5 раза, т. е. первый перепуск через 2000 ткм. В этом
случае и в случае принятия первого варианта перепуска снижение нарабо-
ток через 100 ткм производится до 1500-1600 ткм, с достижением которой
производятся перепуски до расходования талевого каната с этой бухты.
Таблица 14. Начисление наработки талевого каната после окончания подъема с г-ой глубины
долбления
Глубина скважи- ны, м Наработка ткм при подъеме с глубины
Бур. труб 73x9 Бур. труб 114x9 Бур. труб 127x9 Обе. труб 102x9 (спуск) Обе. труб 146x9 (спуск) Обе. труб 245 x9 (спуск) ВЗД-105 ЗТСШ-195 ЗТСШ-240 УБТ-178 (20 м)
150 2,2 3,0 3,1 2,0 0,1 5,3 8,4 3,8
200 зд 4,3 4,4 3,0 0,1 5,6 8,7 4,0
300 5,0 7,1 7,4 5,4 0,3 6,0 9,0 4,2
350 6,1 8,7 9,1 6,8 0,3 6,3 9,3 4,4
400 7,3 10,4 11,0 8,4 0,3 6,6 9,6 4,6
450 8,5 12,3 12,9 10,1 0,4 7,0 10,0 4,8
500 9,9 14,3 15,0 12,0 0,4 7,3 10,6 5,0
550 11,2 16,3 17,3 14,0 0,4 7,6 11,0 5,2
600 12,8 18,5 19,7 16,2 0,5 8,0 11,6 5,4
650 14,3 20,9 22,2 18,5 0,5 8,3 12,0 5,6
700 15,9 23,3 24,8 21,0 0,5 8,6 12,6 5,8
750 17,6 25,8 27,6 23,6 0,6 9,0 13,0 6,0
800 19,3 28,5 30,5 26,3 0,6 9,3 13,6 6,2
850 21,2 31,3 33,6 29,2 0,6 9,6 14,0 6,4
900 22,1 34,2 36,7 32,3 0,7 10,0 14,4 6,6
9. Эксплуатация талевой системы
Продолжение таблицы 14
163
Наработка ткм при подъеме с глубины
Глубина скважи- ны, м Бур. труб 73x9 Бур. труб 114x9 БуР- труб 127x9 Обе. труб 102x9 (спуск) Обе. труб 146x9 (спуск) Обе. труб 245x9 (спуск) ВЗД-105 ЗТСШ-195 ЗТСШ-240 УБТ-178 (20 м)
950 25,1 37,3 40,0 35,5 0,7 10,3 15,0 6,8
1000 27,2 40,4 43,5 13,9 23,8 38,9 0,7 10,6 15,4 7,0
1050 29,3 43,7 47,0 15,1 25,8 42,3 0,8 11,0 16,0 7,2
1100 31,5 47,1 50,7 16,2 27,9 45,7 0,9 11,3 16,4 7,4
1150 33,8 50,6 54,6 17,4 30,0 49,0 0,9 11,6 17,0 7,6
1200 36,2 54,2 58,6 18,6 32,2 53,4 1,0 12,0 17,6 7,8
1250 38,6 57,9 62,7 19,9 34,6 56,8 1,0 12,3 18,0 8,0
1300 41,2 61,8 67,0 21,2 36,9 60,4 1,2 12.6 18,4 8,2
1350 43,8 65,8 71,3 22,5 39,5 63,8 1,2 13,0 18,8 8,4
1400 46,4 69,9 75,8 23,9 42,0 67,2 1,3 13,3 19,2 8,6
1450 49,1 74,1 80,5 25,3 44,6 70,6 1,3 13,6 19,6 8,8
1500 51,9 78,5 85,3 26,8 47,2 74,0 1,4 14,0 20,0 9,0
1550 54,8 82,9 90,2 28,3 49,8 1,4 14,3 20,6 9,2
1600 57,7 87,5 95,3 29,8 52,4 1,5 14,6 21,0 9,4
1650 60,8 92,2 100,5 31,4 55,0 1,5 15,0 21,3 9,6
1700 64,0 97,0 105,8 33,0 57,4 1,5 15,3 21,6 9,8
1750 67,1 102,0 111,3 34,7 59,8 1,6 15,6 22,0 10,0
1800 70,4 107,0 116,8 36,4 62,4 1,6 16,0 22,3 10,4
1850 73,7 112,5 122,5 38,1 64,8 1,6 16,3 22,6 10,6
1900 77,1 117,5 128,5 39,9 67,2 1,7 16,6 23,0 10,8
1950 80,6 122,9 134,4 41,7 69,6 1,7 17,0 23,3 11,0
2000 84,1 128,4 140,5 43,6 72,0 1,8 17,3 23,6 11,2
2050 87,8 134,0 146,8 45,5 74,6 1,8 17,7 24,0 11,4
2100 91,5 139,8 153,2 47,4 77,2 1,9 18,0 24,3 11,6
2150 95,3 145,7 159,7 49,4 79,7 1,9 18,4 24,7 11,8
2200 99,1 151,7 166,4 51,4 82,3 2,0 18,7 25,0 12,0
9. Эксплуатация талевой системы
Во время эксплуатации ролики кронблоков и талевых блоков должны
вращаться свободно, плавно, без заедания и шума в подшипниках. Нагрев
164
Глава 4
Таблица 15. Пример начисления наработки талевого каната
Проходка по долбле- ниям, м Забой скважи- ны, м Наработка по элементам подъема (спуска) Наработка нараста- ющим ито- гом, ткм
Бур. труб 114x9 ЗТСШ-240 ЗТСШ-195 УБТ-178 Обсади, труб 245x10 Обсади, труб 146x9
250 250 5,7 9,0 — — — 14,7
200 450 12,3 10,0 — — — — 37,0
Проработка 450 12,3 10 — — — — 59,3
спуск 245x10 450 — — — — 10,1 — 69,4
100 550 16,3 — 7,6 5,2 — — 98,5
120 670 22,1 — 8,4 5,7 — — 134,7
150 820 29,9 — 9,4 6,3 — — 180,3
60 880 32,8 — 10,0 6,6 — — 229,7
100 980 38,9 — 10,6 6,9 — — 286,1
200 1180 52,4 — 11,8 7,7 — — 358,0
40 1220 56,1 — 12,1 7,9 — — 434,1
150 1370 67,9 — 13,1 8,5 — — 523,6
150 1520 80,7 — 14,1 9,1 — 627,5
100 1620 89,9 — 14,8 9,5 — — 741,7
10 1630 89,9 — 15,0 — — — 846,6
10 1640 90,9 — 15,0 — — — 952,5
10 1650 92,2 — 15,0 — — — 1059,7
Проработка 1650 92,2 — 15,0 — — — 1166,9
Спуск 146x9 1650 — — — — 55 1221,9
подшипников выше 80° недопустим. Если подшипники нагреваются, то на-
до промыть их при помощи ручного насоса керосином, маслом, после чего
смазать свежей пластичной смазкой. Регулярно производить добавку смаз-
ки, согласно карте смазки (таблица 16). Следить за износом ручьев роли-
ков; ролики, расположенные ближе к ведущей ветви каната, несут большую
нагрузку, поэтому износ ручьев роликов неравномерен. При обнаружении
этого явления необходимо повернуть секцию на 180°. Следует проверять:
срабоку ролика по дну ручья (желоба), не допуская ее величину более 5 мм;
боковой износ ручья — более 5 мм; во время обнаруживая одностороннею
сработку реборды и сквозную трещину или откол хотя бы в одной спице;
поверхность серьги талевого каната в месте соединения со штропом крюка,
не допуская выработку более 5 мм глубиной и 10 мм шириной; то же самое
по зеву крюка и подъемных штропов в месте подвески на боковые рога
крюка и подвески элеватора.
9. Эксплуатация талевой системы
165
Таблица 16. Карта смазки механизмов талевой системы
Наиме- нование механиз- ма и узла Сведения о подшипниках Расход смазки, см3
Номер № Кол-во, шт £>вХ£>нхВ Масса од- ного под- тип., кг На один «сухой» подшип. Добавка
На один подшип. Периодичность добавки
БУ-75Бр и БУ1600/100Э
1. Ось крон- 42234 10 170x310x52 18,3 450 80 Литол-24 — один
блока раз в 3 месяца
2. Ось тале- вого блока 42234 8 170x310x52 18,3 450 80 Солидол УС-2 — один раз в месяц
3. Подвеска ствола крю- ка 8244Л 1 220x300x63 13,9 290 95 Литол-24 — один раз в месяц, УС-2 — два раза в месяц
4. Ось бара- 3614 2 70x150x51 4,32 155 40 После каждого
бана меха- низма креп- ления кана- та 97516 2 80x140x74 4,76 160 55 перепуска каната
Следует систематически проверять крепление кронблока к вышке
и осей кронблока в подшипниках, а оси талевого блока в щеках, следить,
чтобы реборды роликов не задевали за защитные кожухи; проверять крепле-
ние вспомогательных роликов к раме кронблока; осматривать сварные швы
рамы кронблока.
Во время работы крюка необходимо следить:
— за исправностью защелок зева основного и бокового рогов;
— за исправностью стопорного механизма;
— за наличием зазора между стопорной планкой крюка, укреплен-
ной болтами на торце ствола, и гайкой, который должен быть не ме-
нее 3-4 мм; болты, крепящие стопорную планку, необходимо надежно затя-
гивать и предохранять от свинчивания шплинтовочной проволокой;
— за работой пружины; работать со сломанной пружиной запрещает-
ся, хотя поломка пружины не вызывает аварии, однако крюк теряет одно
из своих важных назначений — приподнимать свечу при отворачивании
так, чтобы ниппель нижнего замка полностью вышел из замковой муфты;
предварительно сжатая пружина должна развивать усилие, равное полуто-
ракратной массе свечи; зазор между витками в сжатом состоянии обычно
должен быть 3-5 мм; ход пружины должен быть равен 130-145 мм.
166 Глава 4
В начале каждой вахты следует осматривать крюк, штроп, боковые
рога; при наличии трещин крюк нельзя использовать.
В указаниях по эксплуатации талевых канатов ГОСТ 16853-88 опре-
деляет, что заправка каната на талевую систему должна производиться по
крестовой оснастке, а в отдельных случаях допускается использование па-
раллельной оснастки; не допускается работа каната без успокоителя-стаби-
лизатора; канат отрабатывать с периодическим перепуском в процессе про-
водки скважины по системе, утвержденной руководством предприятия-по-
требителя.
Глава 5
Вертлюги
1. Применяемость вертлюгов
Вертлюг предназначен для поддержания на весу бурильного инстру-
мента, для герметизации канала промывочной жидкости в месте сопряжения
неподвижных деталей с вращающейся колонной бурильных труб; вертлюг
также используется при промывке скважины и доливе в нее раствора во
время подъема бурильных колонн с обратным клапаном.
Вертлюг — промежуточное звено, отделяющее вращающуюся и по-
ступательно движущуюся бурильную колонну от перемещающихся только
поступательно частей талевой системы и бурового рукава.
Применяемость вертлюгов для комплектных буровых установок:
1. Вертлюг БУ1600/100: буровые установки БУ1600/100ЭУ;
БУ1600/100ДГУ;
2. Вертлюг ШВ15-250: буровые установки БУ2500/160ЭП;
БУ2500/160ДЭП-1; БУ2500/160ЭПК;
БУ2500/160ДГУ-М;
3. Вертлюг УВ-250МА: буровые установки БУ3200/200ДГУ-1;
БУ3200/200ЭУ-1; БУ3200/200ЭУ-1;
БУ3200/200ЭУК-2М;
4. Вертлюг УВ-320: буровыеустановкиБУ5000/320ДГУ-1;
БУ5000/320ЭУ;
5. Вертлюг УВ-320МА: буровые установки БУ5000/320ЭР-1;
БУ5000/320ДЭР-1;
6. Вертлюг УВ-450А: буровые установки БУ6500/400ДЭР;
БУ6500/400ЭР; БУ8ООО/5ООЭР.
Вертлюг — ответственный и тяжелонагруженный узел буровой установ-
ки. Его работоспособность в значительной мере определяет безопасность
в работе буровой установки в целом и существенно влияет на производи-
тельность труда буровой бригады.
168
Глава 5
Конструкции вертлюгов должны удовлетворять следующим требова-
ниям:
— обеспечение прочности нагруженных деталей, исключающей воз-
можность разрушения или пластических деформаций при действии макси-
мальной нагрузки;
— долговечность и безотказность работы в процессе бурения скважины;
— герметичность уплотнения зазора между вращающимся стволом
и наподвижным подводом, предотвращение утечки бурового раствора;
— герметичность зазоров между корпусом и вращающимся стволом
вертлюга, предотвращение утечки масла и из корпуса и его загрязнения
извне в процессе работы, транспортировок и хранения.
Параметрами вертлюга являются: условный диапазон глубин бурения
скважин, для которого предназначен данный типоразмер вертлюга; наи-
большая статическая нагрузка на вращающийся ствол; длительная дина-
мическая нагрузка на вращающийся ствол; наибольшее давление раствора,
при котором длительное время сохраняется герметичность уплотняющего
устройства высокого давления; наибольшая допустимая частота вращения
ствола; диаметр канала ствола для прохода бурового раствора; размеры при-
соединительной замковой резьбы и соединительного патрубка к буровому
рукаву; масса и габариты.
Долговечность вертлюга определяют, главным образом, подшипнико-
вые узлы и прежде всего основная подшипниковая опора, а также уплот-
нительные устройства и напорная трубка. По схеме монтажа ствола на
подшипниках вертлюги бывают двух-, трех- и четырехопорные.
Вертлюг состоит из деталей двух групп: невращающихся (корпус,
штроп и отвод) и вращающихся (ствол и переводник); кроме того, имеются
подшипниковые и сальниковые узлы. Техническая характеристика вертлю-
гов приведена в таблице 17.
Для вертлюга УВ-250 (рис. 32) невращающиеся детали: корпус вертлю-
га 3, крышка 4, штроп 5 и отвод 6; вращающиеся детали: ствол вертлюга 2
и переводник, резьба которого защищена колпачком 1.
Корпус вертлюга представляет собой стальную полую отливку с крон-
штейнами, в которых выполнена горизонтальная расточка, частично затра-
гивающая и корпус вертлюга, для валиков 12, соединяющих вертлюг со
штропом 5.
Кронштейн корпуса вертлюга фиксирует штроп в положении, удобном
для соединения его с подъемным устройством, когда с ведущей трубой
(квадратной штангой) установлен в шурф.
1. Применяемость вертлюгов
169
Таблица 17. Техническая характеристика вертлюгов
Параметры БУ1600/100 ШВ15-250 УВ-250МА УВ-320МА УВ-450МА
1. Допускаемая на- грузка, кН
— статическая на
ствол 1000 2500 2500 3200 4500
— при частоте враще- ния ствола 100 об/мин 600 1600 1600 2000 3000
2. Условный диапазон глубины бурения, м 3. Максимальная ча- 1600-2000 2000-2500 2500-4000 3200-5000 4000-6500
стога вращения ство- ла, об/мин 200 250 300 300 200
4. Наибольшее дав- ление прокачиваемой жидкости, МПа 5. Диаметр отверстия 25 25 25 32 40
в стволе, мм 76 76 76 76 76
6. Резьба переводника для соединения с ве- дущей трубой 7. Резьба ствола верт- 3-147Л 3-147Л 3-152Л 3-152Л
люга 8. Габаритные разме- ры, мм — высота с переводни- 3-171Л 3-171Л 3-171Л
ком 2980 3040 2850 3000 3270
— ширина по оси пальцев штропа 9. Вместимость мас- 760 1016 1090 1200 1320
ляной ванны, л 46 55 60 80 80
10. Масса (без масла),
кг 1310 1815 2300 2980 3815
Валики 12 предохраняются от продольного перемещения и проворачи-
вания стопорными планками, входящими в продольные пазы, находящиеся
с торца валиков и приваренные к корпусу вертлюга. Валики имеют с торца
отверстие и резьбу для подвода смазки к трущимся поверхностям.
170
Глава 5
Рис. 32. Вертлюг УВ-250.
1. Применяемость вертлюгов
171
Внутри корпус вертлюга имеет кольцевую площадку А, на которую
устанавливается основной упорный роликовый подшипник 13, восприни-
мающий через ствол 2 нагрузку от бурильной колонны. В нижней части кор-
пуса расположена расточка для установки роликоподшипника 14. Ролико-
подшипник 14 с аналогичным подшипником 9, установленном в крышке 4,
центрируют ствол вертлюга. Наружная обойма подшипника фиксируется
пружинным кольцом, установленным в кольцевой паз, выполненный в кор-
пусе вертлюга. Снизу корпус вертлюга закрывается крышкой 15. В нижней
части корпуса предусмотрено уплотнение, предохраняющее утечку масла
из ванны.
Сверху корпус вертлюга закрывается крышкой, в которой смон-
тирован подшипник 9, центрирующий ствол вертлюга, а в верхней
части — манжетное уплотнение 8, предохраняющее внутреннюю по-
лость корпуса от попадания раствора и загрязнения. На фланце верт-
люга установлен упорный подшипник 11, закрепленный сверху наруж-
ной обоймой подшипника 9, установленного в крышке 4. Этот подшип-
ник фиксирует ствол вертлюга в вертикальном направлении и воспри-
нимает вертикальные нагрузки, возникающие в процессе проводки сква-
жин.
С помощью стакана 10, крепящегося к фланцу ствола, образована мас-
ляная ванна для смазки верхнего центрирующего и упорного подшипников.
Между отводом 6 и крышкой 4 зажата резьбовая втулка, к которой кре-
пится верхняя гайка быстросъемного уплотнения 7. Нижняя гайка быстро-
съемного уплотнения присоединяется к резьбовой части ствола вертлюга.
В верхней части крышки корпуса вертлюга установлен отвод 6, к кото-
рому прикреплен бронированный шланг для подвода жидкости (раствора)
в вертлюг.
Быстросъемное уплотнение (рис. 33), примененное в вертлюге УВ-250,
обеспечивает подачу жидкости (раствора) под давлением до 25 МПа от
неподвижного отвода 6 и 4 в канал вращающегося ствола и возможность
быстрой замены износившихся деталей уплотнения.
Это уплотнение состоит из неукрепленной (плавающей) сменной тру-
бы 9, помещающейся между торцами отвода 4 и торцом ствола вертлюга.
В верхней части использованы две манжеты: 6 — для создания торцового
уплотнения и 8 — для создания радиального уплотнения между трубой 9
и кольцом 7, в которое вмонтированы обе манжеты. Нагрузка на обе ман-
жеты создается верхней нажимной гайкой 3, навинчивающейся на втулку 5,
зажатую между крышкой вертлюга и отводом.
172
Глава 5
Рис. 33. Быстросъемное уплотнение.
Нижнее уплотнение состоит из
манжеты 13, создающей уплотне-
ние между торцом ствола вертлюга
и нижним кольцом 12 грундбуксы.
Для радиального уплотнения тру-
бы 9 в нижней части применен ста-
кан 2 грундбуксы с четырьмя са-
моуплотняющимися манжетами 10,
разделенными кольцами 11. Необхо-
димое нажатие на самоуплотняющи-
еся манжеты осуществляется ниж-
ней гайкой (нажимной) 1 грундбук-
сы.
Практика эксплуатации показы-
вает, что при применении большо-
го числа манжет не увеличивает-
ся срок службы уплотнения верт-
люга, так как происходит пере-
зрев вследствие плохого теплоотво-
да. Оптимальным является исполь-
зование двух-трех рабочих манжет,
так как уплотнение осуществляется
первой, при выходе из строя кото-
рой начинает работать вторая манже-
та и т. д.
Манжеты напорных сальников
изготавливают из теплостойких материалов, асбеста с графитом, теплостой-
ких резин и т. д.
Резьбовые соединения позволяют быстро снимать и менять весь саль-
ник комплектно с напорной трубой. Для удобства отвинчивания гайки име-
ют выступы с отверстиями для рычага. Материалом для изготовления на-
порных труб служат цементируемые на глубину 1,5—3 мм легированные
стали 12ХН2А, 20ХНЗ, твердость поверхности которых HRC 56-62. По-
верхность напорных труб упрочняют нанесением слоя хрома или азотиро-
ванием.
Вертлюги УВ-320 и УВ-450 по конструкции аналогичны вертлюгу
УВ-250. Отличие состоит в том, что основные детали, воспринимающие
нагрузку от бурильных колонн (соответственно 3200 и 4500 кН) и давление
1. Применяемость вертлюгов
173
цом во внутреннюю обойму под
Рис. 34. Уплотнение масляной ванны.
(соответственно 32 и 45 МПа), создаваемое насосами, рассчитанными на
эту нагрузку, получились мощными и привели к некоторому увеличению
габаритных размеров и массы этих вертлюгов.
Сложным при работе вертлюга является предохранение утечки масла
из масляной ванны при вращении вертикально установленного ствола верт-
люга. В вертлюгах Уралмашзавода применена оригинальная конструкция
уплотнения, исключающая утечку масла из масляной ванны.
Уплотнение (рис. 34) состоит
из двух манжет 4, смонтированных
в нижней части крышки 9 корпуса
вертлюга и поджимающихся коль-
цом 8 с помощью болтов 7. Манже-
ты прилегают к наружной поверх-
ности втулки 3, надетой на ствол
вертлюга 5. Втулка 3 крепится гай-
кой 6, навинченной на ствол верт-
люга и упирающейся верхним тор-
шипника 1, фиксируя эту обойму.
В верхней части втулка 3 име-
ет утолщение с кольцевой проточ-
кой, в которую вставлено резино-
вое уплотнительное кольцо 2. Че-
рез масленку 10 в полость между
манжетами подводится густая смаз-
ка. Манжетное уплотнение предохраняет утечку масла из масляной ванны,
а резиновое кольцо 2 — просачивание масла между стволом вертлюга и втул-
кой.
Втулка 3 предохраняет поверхность ствола и по мере износа заменяется
новой. Своевременная замена втулки 3 исключает утечку масла.
В буровых установках Уралмашзавода при выполнении спуско-подъ-
емных операций применяют автоматический элеватор. Конструкция этого
элеватора не позволяет осуществить непосредственную подвеску вертлю-
га во время бурения без дополнительного звена. Таким звеном является
подвеска вертлюга (рис. 35), состоящая из двух петлевых штропов 2, наде-
вающихся на боковые рога автоматического элеватора 1.
Снизу к петлевым штропам подвешена центральная скоба 3, имеющая
расточку для оси 4. На ось 4 подвешена скоба 5, а на нее штроп вертлюга 7.
174
Глава 5
Рис. 35. Подвеска вертлюга.
К ветвям штропа скобами 8 крепятся рамы 6, ограничивающие перемеще-
ние штропа вертлюга на скобе 8. Ось 5 крепится гайкой 9 и фиксируется
шплинтом 10.
Подвески вертлюга, которыми оснащаются буровые установки, по кон-
струкции одинаковы, а отличаются только грузоподъемностью.
2, Эксплуатация вертлюгов
Вертлюг является весьма ответственным механизмом буровой установ-
ки и от правильной эксплуатации зависит безотказность и долговечность его
работы.
Перед пуском вертлюгов в эксплуатацию должно быть проверено:
2. Эксплуатация вертлюгов
175
— крепление отвода к крышке, крышки и сальника к корпусу вертлюга;
— состояние переводника и ствола при обнаружении повреждении резь-
бы или трещин вертлюг к эксплуатации не допускается;
— легкость вращения ствола, который должен вращаться от усилия,
приложенного одним рабочим к ключу с плечом 1 м;
— уровень масла в корпусе; если уровень ниже отметки, необходимо
добавить масло.
Новый вертлюг должен быть поставлен на обкатку без нагрузки в те-
чение 1-1,5 ч. Если в момент его доставки скважина имеет глубину, то
рекомендуется при обкатке постепенно доводить нагрузку до полной массы
инструмента.
В период эксплуатации необходимо периодически проверять:
1. Состояние масла в ванне корпуса; если масло загрязнено, его следует
слить, ванну промыть керосином или дизельным топливом, а затем еще раз
промыть чистым маслом И12А, нагретым до 80-100°С, после чего залить
свежее смазочное масло.
2. Состояние нижнего уплотнения; при утечке масла необходимо сме-
нить уплотняющие кольца (манжеты), а полость уплотнения набить пла-
стичной смазкой.
3. Температуру вертлюга при работе; нагрев вертлюга свыше 70°С не
допускается.
4. Состояние напорного сальника напорной (грязевой) трубы; при про-
пусках бурового раствора зашприцевать в сальник смазку; в случае непре-
кращения утечки сменить сальник.
5. Утечки раствора через резьбовое соединение переводника со ство-
лом; при пропусках раствора вертлюг надо заменить.
6. Утечки раствора через прокладку между напорной трубой и отводом;
при обнаружении течи подтянуть гайки или сменить прокладку; следует
проверить износ отвода; при большом износе отвод сменить.
7. Состояние затяжки гаек и исправность всех деталей.
Смазка всех элементов вертлюга, а также добавка и смена масла в ванне
корпуса должна производиться в соответствии с указаниями, приведенными
в карте смазки (пример карты смазки в таблице 18).
При техническом обслуживании (после окончания бурения каждой
скважины — для УБР ОАО «Удмуртнефть» — 1 раз в месяц) следует оце-
нивать техническое состояние, устранять отклонения, производить регули-
ровки по следующим рекомендациям:
— при регулировках устанавливать осевой люфт — 0,1-0,15 мм;
176
Глава 5
Таблица 18. Карта смазки вертлюгов БУ-75Бр и БУ1600/100
Наименование узла Сведения о подшипниках Смазка *
БУ-75Бр БУ1600/100 Z?b х Z?h х В Масса од- ного под- шил., кг
№ Кол-во, шт № Кол-во, шт
1. Верхняя опора ствола — — 9019436К 1 180x360x109 55,4
2. Верхняя опора ствола 9039364 1 — — 320x500x109 83,3
3. Нижняя опора ствола 7168436 1 — — 180x360x82 32,6
— — 8236Л 1 180x250x56 9,0
4. Подшипник цен- рирования ствола — — 32136ЛМ 1 180x280x46 П,1
* 1. Смазка — картерная, жидкая:
1.1 Масло индустриальное — И40А.
1.2 Емкость корпусной ванны — 46 литров.
1.3 Долив по мере надобности — ориентировочно 10 л в месяц.
1.4 Периодичность замены — через три месяца.
2. Смазка пальцев штропов, манжеты грязевого сальника:
2.1 Смазка ЛИТА, ТУ 38-001264-76 (или солидол УС-2).
2.2 Смазывать шприцом два раза в месяц (солидолом — один раз в неделю).
— в процессе эксплуатации допускается увеличение осевого люфта
до 0,25-0,30 мм, после чего заново производится регулировка;
— производить в условиях эксплуатации дефектоскопию штропа, кар-
мана корпуса и переводника один раз в год;
— соединительные пальцы штропа не должны иметь выработку более
2 мм по диаметру;
— выработка в штропах не должна быть более 5 мм глубиной и 10 мм
шириной;
— ствол в местах работы сальников не должен иметь задиров и износов
более 3 мм на диаметр;
— износ рабочей поверхности напорной (грязевой) трубы не должен
быть более 3 мм на диаметр;
— бронзовые втулки грязевого сальника не должны иметь износ по
внутреннему диаметру более 1 мм.
2. Эксплуатация вертлюгов
177
Возможные неисправности приводятся ниже по схеме записи: неис-
правность — возможная причина — способ устранения.
1. Нагрев корпуса вертлюга более 70°С — много смазки; недостаточно
смазки; смазка загрязнена — слить часть масла; добавить масла; слить все
масло через спускное отверстие, расположенное в нижней части корпуса,
промыть масляную ванну и заполнить ее свежим маслом.
2. Тугое вращение ствола; ствол не поворачивается — неправильно от-
регулирован люфт основного и упорного подшипников при сборке вертлюга
(люфт недостаточен, основной и упорный подшипники зажаты) — отрегу-
лировать люфт посредством установочной втулки; вращение втулки на один
оборот увеличивает или уменьшает люфт на 2 мм.
3. Заедание ствола; ствол поворачивается с трудом или совсем не пово-
рачивается — разрушились основная опора и центрирующие подшипники;
другие внутренние повреждения — направить вертлюг на ремонт.
4. Протекание раствора через верхнее уплотнение — большой износ или
промыв внутренней трубы; износились манжеты — заменить внутреннюю
трубу; заменить манжеты (запрещается заменять их пеньковой набивкой).
5. Протекание раствора в резьбовое соединение переводника в ство-
ле — слабое крепление переводника; повреждение резьбы на стволе; промыв
резьбы — закрепить переводник на стволе машинными ключами; сменить
вертлюг.
6. Масло течет по стволу, протекая через нижнее уплотнение — сальник
не подтянут — подтянуть сальник гайкой; сменить сальниковую набивку.
7. Масло протекает снаружи установочной втулки — Манжеты не под-
тянуты; манжеты износились — подтянуть манжеты; сменить манжеты.
8. Протекание промывочного раствора через отвод — пробита проклад-
ка — установить новую прокладку; заменить отвод новым.
Глава 6
Роторы и пневматические клинья
1. Применяемость роторов
Ротор предназначен для вращения бурильной колонны с частотой
30-300 об/мин в процессе бурения или для восприятия (удержания) реактив-
ного момента при вращении долота забойными двигателями, для удержания
на весу бурильных или обсадных колонн, устанавливаемых на его столе, на
элеваторе или клиньях при свинчивании свечей при спуско-подъемных опе-
рациях, ловильных и вспомогательных работах.
Кроме того, ротор предназначен для вращения бурильной колонны:
при «проработке» ствола скважины для ликвидации сужений, калибров-
ки ствола и удаления со стенок глинистой корки перед спуском обсадной
колонны и ее цементированием; при развинчивании «прихваченной» в сква-
жине бурильной колонны с целью извлечения ее верхней свободной части,
а также в процессе фрезерования оборванной ее части или металлических
предметов на забое; при свинчивании ловильного резьбового инструмента
с оставленной в скважине частью бурильной колонны.
Применяемость роторов в комплектных буровых установках:
1. Ротор Р560: буровые установки БУ1600/100ЭУ;
БУ1600/1ООДГУ; БУ2500/160ЭП;
БУ2500/160ДЭП-1; БУ2500/160ЭПК;
БУ2500/160ДГУ-М;
2. Ротор Р700: буровые установки БУ3200/200ДГУ-1;
ТУ 24.00.1032.80 БУ3200/200ЭУ-1; БУ3200/200ЭУК-2М;
БУ5000/320ДГУ-1; БУ5000/320ЭУ-1;
БУ5000/320ЭР-1; БУ5000/320Д ЭР-1;
БУ6500/400ЭР; БУ6500/400ДЭР;
3. Ротор Р950: БУ8000/500ЭР.
Основные параметры роторов: наибольшая статическая нагрузка на
невращающийся стол ротора; динамическая грузоподъемность главной опо-
1. Применяемость роторов
179
ры стола ротора; наибольшая допустимая частота вращения стола ротора;
наибольший допустимый крутящий момент на столе ротора; диаметр про-
ходного отверстия в роторе; расстояние от центра до плоскости первого
ряда зубьев приводной звездочки.
Ротор представляет собой угловой редуктор с конической зубчатой пе-
редачей, служащей для передачи вращения под углом, изменяя его с го-
ризонтального на вертикальное, и для снижения частоты вращения. Этот
механизм должен обеспечить надежную работу при всех рабочих числах
оборотов стола ротора, а также передачу требуемой мощности и крутящего
момента.
Принципиальных отличий в конструктивном исполнении и многообра-
зия типов роторов не имеется. Однако, исходя из условий работы ротора
при глубоком бурении, необходимо учитывать при конструировании и мо-
дернизации их ряд важных рекомендаций:
1. Привод ротора должен быть индивидуальным, чтобы в зависи-
мости от типа и размера долота, проходимых грунтов и глубины бу-
рения можно было подбирать наиболее рациональные числа оборотов
стола (индивидуальный привод ротора имеется в буровых установках:
БУ2500/160ДЭП-1; БУ5000/320ЭУ-1; БУ5000/320ЭР; БУ5000/320ДЭР-1;
БУ6500/400ЭР; БУ6500/400ДЭР; БУ8000/500ЭР).
2. Зубчатую передачу ротора для обеспечения требуемой долговечности
следует выбирать конической со спиральными зубьями.
3. Основную опору необходимо усиливать в соответствии с расчет-
ными исходными нагрузками. Шариковые упорно-радиальные подшипники
наиболее надежны для работы ротора.
4. Вспомогательную опору надо располагать в нижней части стола для
более надежного ее крепления.
5. Основную опору надо рассчитывать на статическую грузоподьеность
на наибольшей массе бурильной и обсадной колонны и на долговечность
по эквивалентной нагрузке.
6. Подшипники ведущего вала самоустанавливающиеся, радиальные,
двухрядные, сферические должны иметь отдельную изолированную лаби-
ринтами ванну.
7. Масляная ванна основной опоры должна быть предохранена от по-
падания промывочного раствора. Смазку зубчатой передачи и остальных
частей ротора следует производить из общей ванны. Объем масляной ван-
ны должен быть достаточным не только для смазки, но и для отвода тепла,
выделяемого при работе.
180
Глава 6
8. Необходимо предусмотреть возможность механизации спуско-подъ-
емных операции путем установки встроенных в ротор пневматических кли-
ньев и установки ключа типа АБК (КБГ).
9. Диаметр проходного отверстия стола ротора следует выбирать в за-
висимости от конструкции скважин; при этом надо учитывать следующее:
усиление основной опоры конструктивно связано с размером проходного от-
верстия, а применение клиньев, встроенных в ротор, уменьшает проходное
отверстие стола примерно на 150 мм. Поэтому диаметр проходного отвер-
стия следует принять 700 мм (а не 760 мм), учитывая, что при установке
встроенных клиньев (ПКРБО-700) фактический размер составит 560 мм,
что обеспечит возможность работы ротором на больших глубинах без уда-
ления клиньев при смене долота.
10. Верхняя плокость кожуха стола ротора должна быть рифленой,
а конфигурация кожуха — прямоугольной для улучшения эксплуатационных
качеств ротора и увеличения безопасности его работы (без скатывания труб,
опирающихся на ротор).
11. Для фиксирования положения при отвинчивании долота следует
предусматривать специальную защелку.
12. Вкладыши и зажим должны иметь специальные защелки, вмонти-
рованные в столе ротора. Желательно применять роликовые зажимы.
Ротор Р560 наиболее широко применяется в глубоком бурении и изго-
тавливается ВЗБТ и Уралмашзаводом, технические характеристики которых
приведены в таблице 19, а конструкция на рисунке 36.
Ротор состоит из следующих узлов и деталей. Станина 7 является
основным элементом ротора. Она представляет собой стальную отливку,
внутри которой смонтированы почти все остальные узлы и детали, за ис-
ключением крышки 1 и цепного колеса 9 (когда привод осуществляется
через буровую лебедку цепной передачей; вместо цепного колеса могут
быть элементы перехода на привод карданной передачей от КПП или от ин-
дивидуального привода). Внутренняя полая часть станины является также
масляной ванной для конической пары и опор стола ротора.
Стол ротора 2 — это основная вращающаяся его часть, приводящая
во вращение при помощи разъемных вкладышей 4 и зажимов 5 ведущую
трубу и соединенную с ней спущенную в скважину бурильную колонну.
Стол ротора монтируется на двух шаровых опорах — главной 3 и вспомо-
гательной 8. Главная опора 3 воспринимает осевые статические нагрузки
от массы колонны, спущенной в скважину и действующие динамические
нагрузки — радиальную от передаваемого крутящего момента и осевые от
1. Применяемость роторов
181
Таблица 19. Техническая характеристика роторов
Параметры Р-560 ВЗБТ Р-560 Уралмаш Р-700 Р-950 Р-1260
1. Допускаемая нагруз- ка на стол ротора, кН — статическая 3000 4000 5000 6300 8000
— при частоте враще- ния 100 об/мин 1780 1780 2300 3200 3200
2. Наибольшая частота вращения стола, об/мин 350 250 250 250 250
3. Диаметр отверстия в столе, мм 560 560 700 950 1260
4. Условный диапазон глубин бурения, м 1600-2500 2500-400 3200-5000 4000-8000 6500-12500
5. Расстояние от оси стола до плоскости пер- вого ряда зубьев при- водной звездочки, мм 1350 1353 1353 1353 1353
6. Передаточное отно- шение конической па- ры 2,7 3,61 3,13 3,81 3,96
7. Максимальная мощ- ность, кВт 280 370 370 500 600
8. Габариты, мм: — длина 2310 2310 2270 2420 2870
— ширина 1350 1620 1540 1850 2180
— высота 750 750 680 750 780
9. Масса, кг 5700 5800 4800 7000 10270
10. Вместимость мас- ляной ванны, л 6 + 28* 22 55 55 92
* 6л — объем масляной ванны подшипников ведущего вала; 28л — объем масляной
ванны зубчатой пары и подшипников стола ротора.
трения ведущей трубы о вкладыши при подаче колонны труб и от массы
стола ротора.
Вспомогательная опора 8 стола служит для восприятия радиальных на-
грузок от зубчатой передачи и от осевых ударов при бурении или подъеме
182
Глава 6
Рис. 36. Ротор Р560.
колонны. В верхней части стол имеет лабиринтные уплотнения между кор-
пусом и столом ротора 2, предупреждающие возможность проникновения
бурового раствора внутрь станины и выбрасывание смазки из ротора при
вращении стола.
2. Клиновые захваты
183
Приводной вал 6 установлен в станине на двух роликовых подшипни-
ках, один из которых, находящийся рядом с конической шестерней, сдво-
енный радиально-упорный. На один конец вала насажена коническая ше-
стерня, а на другой — цепное колесо 9, установленное на консольной части
вала, вне станины. Это колесо соединено цепью со звездочкой лебедки.
Привод во вращение осуществляется включением пневматической муф-
ты.
Верхняя крышка 1 образует площадку, удобную для работы при
спуско-подъемных операциях, а также предохраняет внутреннюю часть ста-
нины от загрязнения.
Кронштейн 11 предназначен для присоединения механизма подъема
и опускания в отверстие ротора клиньев при спуско-подъемных операциях.
Разъемные вкладыши 4, состоящие из двух половин, закрывают отвер-
стие ротора. Во вкладыши вставляют клинья для спуско-подъемных опе-
раций, а при бурении — квадратные зажимы ведущей трубы. Зажимы 5
обычно закрепляются болтами на ведущей трубе и вместе с ней опускают-
ся в отверстие разъемных вкладышей.
Стопорное устройство 10 предназначено для фиксирования роторного
стола. Рукоятка управления стопорным устройством находится на поверх-
ности крышки стола в специальном углублении, предохраняющем ее от по-
вреждения. Кроме того, находясь в углублении, она не мешает работе. При
переводе рукоятки в рабочее положение выдвигается упор, входящий в одну
из специальных лунок на наружной поверхности стола и препятствующий
вращению последнего.
2. Клиновые захваты
Пневматические клиновые захваты предназначены для механизирован-
ного захвата в ротора насоснокомпрессорных, бурильных, утяжеленных
и обсадных труб, оперативный, механизированый или облегченный руч-
ной отвод приводной части от клинозахватных узлов, облегченный монтаж
клиньевого захвата в процессе бурения.
Пневматические клиновые захваты, которые называют пневматические
клинья ротора, имеют следующие шрифты:
ПКР-560М-ОР — ручной отвод привода;
ПКР-560М-ОМ — механизированный отвод привода;
ПКРО-560 — для обсадных труб большого диаметра;
184
Глава 6
ПКРБО-700 — для бурильнывх обсадных труб; уста-
навливается в ротор Р-700.
Механизм ПКР-560М выпускается в основном исполнении с ручным
отводом привода (рис. 37).
В отверстие стола ротора установлен корпус 2 с внутренним отверсти-
ем 400 мм. С наружной стороны корпус имеет четыре вертикальных паза,
служащих направлением для направляющих планок 3, связанных с коль-
цом 8. Во внутреннее отверстие корпуса устанавливаются вкладыши 7
с центратором. Вкладыши 7 являются гнездами для клиньев 5. Клинья 5,
шарнирно связанные с державками 4, прикрепляются последними к верх-
ним концам направляющих планок 3.
Опорная поверхность клиньев выполнена в виде плоскости с уклоном
1 : 6 относительно зубчатой поверхности плашек. На внутренней поверхно-
сти вкладышей 7 имеются наклонные плоскости, служащие направлением
при движении клиньев и опорой при захвате колонны бурильных и обсад-
ных труб.
Клинья снабжены плашками с зубчатой насечкой, которая обеспечивает
надежный захват труб; в каждый клин устанавливается три плашки.
Клинья 60-146 укомплектованы сменными плашками для работы с тру-
бами диаметром 60, 73, 89, 102, 114, 127, 140 и 146 мм.
Клинья 168-178 укомплектованы соответствующими плашками для ра-
боты с трубами диаметром 168-178 мм.
Для работы с клиньями 60-102 должен применяться центратор с про-
ходным отверстием 165 мм; для клиньев 114,127,140 и 164 мм — центратор
с отверстием 225 мм.
Цилиндр управления 10 устанавливается на прикрепленном к ротору
кронштейне 11. Фиксирование пневмоцилиндра на кронштейне произво-
дится щеколдами 12.
На кронштейне 9 цилиндра управления 10 смонтирован рычаг 6, длин-
ный конец которого соединен с помощью роликов с кольцом 8, а корот-
кий — со штоком пневматического цилиндра. С помощью пневматического
цилиндра и рычага производится подъем или опускание кольца 8 с планка-
ми 3 и клиньями 5. Управление пневматическим цилиндром производится
краном управления 1.
Для организации заказа отдельных узлов и деталей ПКР-560М-ОР
(черт. ПКР-560М.01.00.000) ниже приводится спецификация (номера по
рис. 37):
2. Клиновые захваты
185
Рис. 37. Пневматические клинья ротора ПКР-560М-ОР.
186
Глава 6
1. ПКР 560.07.00.000 — Кран управления;
2. ПКР 560.03.00.000 - Корпус;
3. ПКР 560М.02.01.000,
ПКР 560М.02.02.000 — Направляющие планки;
4. ПКР 560.01.03.А.000 —Державка клиньев;
5. ПКР 560М.01.00.000 (для труб 60-146),
ПКР 560М.09.01.000 (для труб 168-176)- Клин;
6. ПКР 560М.03.00.000-Рычаг;
7. ПКР 560.02.00.000 — Вкладыш;
8. ПКР 56ОМ.О2.ОО.ОО1 — Кольцо;
9. ПКР 560М.05.01.000 — Кронштейн цилиндра управления;
10. ПКР 56ОМ.О5.ОО.ООО — Цилиндр управления;
11. ПКР 560М.04.00.000 — Кронштейн подроторный.
- ПКР-560М.01.00.002-01-Плашка 114;
- ПКР-560М.01.00.002 — Плашка 127;
- ПКР-560М.05.00.013 - Воротник 45;
- ПКР-560.05.00.014 - Воротник 200;
— ПКР-560.08.01.000 — Приспособление для установки вклады-
шей.
и для ПКРО-560 (черт. ПКРО 560.00.00.000):
1. ПКРО-560.07.00.000 - Клин 219;
2. ПКРО-560.05.00.000 — Клин 273;
3. ПКРО-560.06.00.001 - Плашка 245;
4. ПКРО-560.07.00.002 - Плашка 219;
5. ПКРО-560.05.00.002 - Плашка 273;
6. ПКРО-560.01.00.002 — Плашка 299;
7. ПКРО-560.02.00.006 - Центратор 219;
8. ПКРО-560.02.00.005 - Центратор 245;
9. ПКРО-560.02.00.004 - Центратор 273;
10. ПКРО-560.01.01.000 — Державка клина;
11. Кольцо ПКРО-560.04.00.004 - Кольцо.
2. Клиновые захваты
187
Техническая характеристика ПКР-560М-ОР:
1. Грузоподъемность, кН (тс)............................. 3200 (320)
2. Условный диаметр захватываемых труб, мм........60; 73; 89; 102; 114;
127; 146; 168; 178
3. Расчетная максимальная длина колонны бурильных
труб диаметром 114 х 9, 10, 11 мм с пределом
текучести материала 75 кгс/мм1 2, м....................... 6500
4. Управление........................................дистанционное
5. Технические условия...............................ТУ 26-02-542-82
6. Габариты, мм.................................. 1700 х 820 х 1500
7. Масса комплекта поставки, кг (сборка под трубы
диаметром 140 мм).............................................1720
Техническая характеристика ПКРО-560:
1. Грузоподъемность, кН (тс)............................. 3200 (320)
2. Диаметр захватываемых обсадных труб, мм............194; 219; 245;
273; 299; 324
3. Приводная часть .... верхняя ось крепления приводной части к ро-
тору, цилиндр управления, кран управления,
нижняя ось крепления приводной части к ро-
тору, рычаг в сборе с роликами используется
от пневматических клиньев ПКР-560М-ОР
4. Технические условия..................................ТУ 26-02-4-75
5. Габариты, мм................................... 700 х 700 х 1488
6. Масса комплекта поставки, кг...............................1785
7. Внутренний диаметр центратора
(для труб диаметром), мм...................... 225 (194); 255 (219);
280 (245); 310 (273);
335 (299); 360 (324).
Надежная работа клиньев в пределах заданных нагрузок (таблица 20)
обеспечивается при соблюдении следующих условий:
1. размеры клиньев (плашек) должны соответствовать размерам захваты-
ваемых труб; плашки должны заменяться комплектами, одновременно
для всех четырех клиньев клиньевого захвата;
2. зубчатая поверхность плашек должна быть ровной — без заусениц,
трещин, смятии;
188
Глава 6
3. опорные поверхности клиньев и вкладышей должны очищаться и сма-
зываться;
4. шарнирные соединения должны поворачиваться свободно; подъем
и опускание клиньев должно производиться плавно;
5. трубы в местах захвата не должны иметь повреждений;
6. посадка колонны труб на клинья должна производиться только после
полной остановки колонны;
7. фактические нагрузки не должны превышать 320 тс.
Таблица 20. Расчетные допустимые нагрузки и предельные длины колонн бурильных
и обсадных труб, захватываемых клиньями ПКР-560М-ОР
Диаметр и толщина Масса колонны труб, тс. Предельная длина колонны, м
группа прочности материала труб при а. Г (кгс/мм2)
стенки С д К Е Л м Р
трубы, мм сгт “ 32 сгт — 38 сгт = 50 сгт == 55 сгт — 65 (7Т = 75 <7Т — 95
Трубы бурильные 60 х 7 30/2270 42/3210 47/3530 55/4170 64/4810
х9 — 46/3000 61/3950 67/4490 79/5130 92/5930 —
73x7 40/2950 52/3880 57/4270 68/5040 76/5820 —
х9 — 50/3050 65/4010 72/4420 85/5220 98/6020 —
Х11 — 59/3100 77/4080 85/4480 101/5300 116/6110 —
89x7 — 48/2870 63/3770 70/4160 82/4910 95/5670 —
х9 — 61/3000 80/3950 86/4340 104/5130 120/5920 —
Х11 — 72/3030 95/3980 104/4380 123/5180 142/5980 —
102 х 7 — 55/1930 72/2540 79/2780 93/3200 108/3800 —
х8 — 62/2030 81/2670 89/2940 106/3480 122/4010 —
х9 — 69/2130 91/2810 100/3090 118/3650 136/4210 —
хЮ — 76/2210 100/2910 110/3200 130/3780 150/4360 —
114x7 — 61/2810 80/3700 88/4070 104/4800 120/5550 —
х8 69/2860 91/3760 ЮО/4140 118/4890 136/5650 —
х9 — 77/2910 101/3830 111/4210 131/4980 152/5740
хЮ — 85/2940 111/3870 123/4260 145/5030 167/5800 —
Х11 — 92/2970 122/3910 134/4300 158/5080 182/5260
2. Клиновые захваты
189
Продолжение таблицы 20
Диаметр и толщина стенки трубы, мм Масса колонны труб, тс. Предельная длина колонны, м
группа прочности материала труб при сгт (кгс/мм2)
С <Тт — 32 д <7т = 38 II « g Е (Тт ~= 55 Л (7Т = 65 М <7Т = 75 Р <7т = 95
127 х 7 — 67/2810 88/3700 97/4070 114/4800 132/5550 __
х8 — 76/2860 100/3760 110/4140 130/4890 150/5640 —
х9 — 85/2900 111/3820 122/4200 145/4960 167/5720 —
хЮ — 93/2920 123/3840 135/4230 160/5000 164/5770 —
140x8 82/2650 108/3490 119/3840 141/4530 163/5230
х9 — 92/2710 121/3570 133/3920 157/4630 182/5350 —
хЮ — 102/2770 134/3640 147/4010 174/4730 201/5470 —
Х11 — 111/2890 146/3680 161/4060 190/4790 219/5520 —
146x9 — 96/2570 126/3380 139/3720 164/4390 189/5070 —
хЮ — 106/2620 139/3450 153/3790 181/4480 209/5170 —
Х11 116/2660 152/3500 168/3850 198/4550 229/5250 —
х12 — 125/2680 165/3530 181/3880 214/4590 247/5290 —
168 х 9 — 108/2610 142/3430 156/3820 185/4510 215/5210 —
хЮ — 119/2670 157/3510 173/3860 204/4570 236/5270 —
Х11 — 130/2690 172/3540 189/3890 224/4600 258/5310 —
Трубы
обсадные
114x6 48/2938 57/3488 75/4590 82/5045 97/5959 112/6885 142/8722
х 7 55/2962 65/3517 86/4628 94/5090 111/6016 128/6942 163/8793
х 8 63/2967 74/3523 98/4635 108/5099 127/6026 147/6953 187/8808
х 9 70/2952 83/3550 109/4612 120/5079 142/5996 164/6918 207/8763
127x6 52/2838 61/3370 81/4434 89/4877 105/5764 121/6651 154/8425
х 7 61/2875 72/3414 95/4492 104/4941 123/5839 142/6738 181/8535
х 8 69/2863 81/3423 107/4550 118/4955 140/5256 161/6757 2048558
х 9 77/2898 91/3441 120/4528 156/5886 180/6792 180/6792 228/8603
140x6 57/2802 67/3327 89/4378 97/4815 115/5691 135/6567 169/8318
х 7 66/2804 78/3329 103/4381 113/4819 134/5695 154/6571 195/8324
х 8 75/2827 89/3357 117/4417 128/4858 152/5742 175/6625 222/8392
х 9 84/2832 99/3363 134/4425 144/4867 170/5752 196/6637 249/8407
хЮ 93/2841 110/3373 145/4439 159/4882 182/5770 217/6658 276/8434
190
Глава 6
Продолжение таблицы 20
Диаметр и толщина Масса колонны труб, тс. Предельная длина колонны, м
группа прочности материала труб при а. Г (кгс/мм2)
стенки С д К Е Л м Р
трубы, мм сгт = 32 сгт = 38 сгт = 50 сгт = 55 От ~ 65 сгт = 75 сгт = 95
Х11 101/2852 119/3386 157/4456 173/4901 205/5793 236/6684 299/8486
146 х 6,5 64/2989 76/3549 100/5137 130/6071 150/7005 196/8873
х 7 69/2793 81/3304 107/4348 118/4783 140/5652 161/6522 204/8262
х 8 78/2800 92/3325 121/4375 134/4812 158/5687 182/6562 231/8312
х 9 87/2811 100/3338 135/4392 149/4831 176/5709 203/6588 258/8345
хЮ 96/2824 114/3353 150/4412 165/4853 195/5736 225/6616 285/8383
Х11 105/2832 124/3383 164/4425 180/4867 213/5752 246/6637 311/8407
168 х 6,5 72/2698 81/3203 112/4215 123/4637 146/5480 168/6323 223/8009
х 7 77/2709 91/3216 120/4232 132/4656 156/5502 180/6349 228/8042
х 8 88/2720 104/3230 132/4250 154/4675 178/5525 206/6375 261/8075
х 9 99/2734 117/3246 154/4271 170/4699 201/5553 232/6407 293/8116
хЮ 109/2743 129/3267 170/4285 187/4714 221/5571 255/6428 323/8143
Х11 119/2753 141/3269 185/4301 204/4731 241/5592 278/6452 353/8172
х12 130/2760 154/3277 203/4312 223/4743 264/5604 304/6468 385/8193
х14 150/2763 178/3281 234/4317 257/4748 304/5610 354/6475 400/8362
3. Эксплуатация роторов и клиньев ПКР
Надежная и длительная работа ротора во многом зависит от правиль-
ности его монтажа и эксплуатации. Ротор устанавливается в пазах подро-
торного основания. Глубина пазов или ограничительных бортов должна
быть не менее 100 мм. Горизонтальность стола следует проверять уровнем.
Центр проходного отверстия ротора должен строго совпадать с геометриче-
ским центром вышки и скважины (допускается отклонение центра вышки
от центра проходного отверстия ротора на величину не более 50 мм).
У новых роторов или поступивших на буровую после капитального ре-
монта необходимо проверить наличие смазки и ее качество. Затем усилием
одного рабочего необходимо провернуть стол на несколько оборотов; если
стол вращается свободно (без рывков), то его следует проверить на враще-
3. Эксплуатация роторов и клиньев ПКР
191
ние от силового привода в течение 15-20 минут, наблюдая за плавностью
работы и температурой.
В первые 2-3 дня работы тщательно следить за состоянием смазки
и температурой корпуса ротора и не допускать ее повышения более чем
до 180°С. Если на предыдущей буровой наблюдались нагрев корпуса, рыв-
ки и стуки, следует поднять стол, вынуть роторный вал, промыть опоры
и осмотреть их, затем собрать ротор, отрегулировать зубчатое зацепление
и установить предохранительный щит.
Уход за ротором в процессе эксплуатации заключается в следующем:
1. промывке ротора водой снаружи и снятии с него посторонних пред-
метов;
2. проверке состояния стопорного механизма (закрытый стопор при
эксплуатации вызовет поломку механизмов);
3. осмотре вкладышей и зажимов ротора, которые должны быть за-
креплены защелками (защелки должны свободно проворачиваться от руки);
4. проверке стола до закладки зажимов — стол должен вращаться сво-
бодно и без рывков;
5. креплении болтов и затягивании гаек;
6. смазка цепи (карданного вала) привода ротора и установлении предо-
хранительного щита;
7. проверке уровня и качества масла — смотреть карту смазки (табли-
ца 21).
При смене ротора необходимо соблюдать меры предосторожности: под-
нимать и перемещать ротор надо с помощью талевой системы; при подъеме
ротор должен быть подвешен в трех точках, чтобы исключить его перево-
рачивание с одной стороны на другую, что может вызвать травмирование
рабочих.
Возможные неисправности ротора и способы из устранения приведены
ниже (неисправность — возможная причина — способ устранения):
1. Осевое перемещение стола ротора — наличие люфта при сборке
стола; ослабли болты, крепящие крышку верхней опоры — устранить люфт
подтягиванием болтов; при необходимости удалить прокладку из-под крыш-
ки; закрепить болты шплинтами.
2. Коническая пара работает с ударами — большой износ; излом зуба —
проверить зацепление.
3. Ротор односторонне нагревается — смещение вертикальной оси бу-
ровой вышки от оси скважины — проверить и устранить перецентровкой.
192
Глава 6
Таблица 21. Карта смазки ротора Р560 ВЗБТ
Наименование узла № подшипника Количество, шт £>в х £>н х В, мм Масса одного подшипника, кг
1. Основная опора (верхняя) 91682/670 1 670 х 900 х 140 220
2. Вспомогательная опора (нижняя) 31688/630 1 630 х 780 х 112 112
3. Опора ведущего вала 3634 2 170 х 360 х 120 60,3
1. Масляная ванна подшипников ведущего вала:
— масло индустриальное И50А ГОСТ 20799-75;
— объем заправки на верхней отметке щупа — 6 л;
— добавление по мере надобности;
— смена масла через три месяца.
2. Масляная ванна зубчатой пары и подшипников стола ротора:
— масло индустриальное И50А;
— объем заправки — 28 л;
— смена через три месяца;
— добавка по мере надобности: ориентировочно 10 л в месяц.
4. Сильно греется ротор — отсутствие смазки; загрязнение смазки; течь
в масляной ванне — добавить смазку; промыть ротор и залить новое масло;
сменить ротор.
5. Неплотно садится вкладыш в гнездо стола ротора — наклеп на кромке
гнезда стола — срубить наклеп по кромке гнезда стола до образования фаски.
6. Стол ротора при вращении вибрирует — большой люфт в опорах
стола — отрегулировать.
7. Зависание клиньев и направляющих ПКР — загрязнение конусных
поверхностей и направляющих — очистить, промыть.
Перед началом работы и при передаче вахты следует произвести внеш-
ний осмотр пневматических клиньев ротора и опробовать действие его уз-
лов; при этом все замеченные неисправности должны быть устранены.
В процессе эксплуатации необходимо не реже одного раза в неделю
проверять крепление узлов и деталей, состояние поверхностей, подвергаю-
щихся износу, и производить регулировку механизма. При работе следует
3. Эксплуатация роторов и клиньев ПКР 193
особенно оберегать рабочую поверхность клиньев и направляющих планок
от забоин, чаще смазывать их. При осмотре механизма необходимо периоди-
чески заполнять смазкой с помощью шприца оси крана управления, а также
смазывать шток цилиндра и шарнирные соединения клиньев. Не менее двух
раз в год необходимо разбирать пневматический цилиндр и смазывать его
рабочую поверхность. Запрещается работать механизмом при неполностью
поднятых в верхнее положение клиньях, так как это может повлечь за со-
бой задевание муфтой бурильной трубы за клин и последующую аварию.
Необходимо следить за чистотой и смазкой опорных плоскостей клиньев
и вкладыше, чаще смывать водой с их поверхности загустевший раствор.
Опорную поверхность клиньев и вкладышей необходимо смазывать гра-
фитной смазкой, это исключает случаи заклинивания клиньев в роторе.
Глава 7
Буровые насосы
1. Назначение, применяемость буровых насосов
Буровой насос предназначен для нагнетания промывочной жидкости
под высоким давлением в скважину при геологоразведочном, эксплуатаци-
онном и глубоком разведочном бурении.
Буровой насос подает промывочную жидкость через колонну буриль-
ных труб на забой скважин, для охлаждения долота и выноса разрушенной
долотом горной породы, а также для передачи энергии потока промывоч-
ной жидкости гидравлическому забойному двигателю и связанному с ним
долоту.
Буровые насосы эксплуатируются в очень тяжелых условиях. Они пере-
качивают вязкие растворы, приготовленные обычно на основе глинисто-вод-
ных смесей и утяжеленные добавками барита или гематита. Растворы со-
держат до 2% абразивных частиц выбуренной породы и перекачиваются
насосами при температуре 40-70°С. Кроме того, они часто содержат хи-
мические реагенты: известь, каустическую соду, кислоты, соли и другие
вещества.
Буровые растворы нередко содержат поверхностно-активные веще-
ства, 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.
Буровой насос должен обладать способностью самовсасывания и устой-
чиво работать при высоте всасывания 2-3 м. Он должен допускать кратко-
временное повышение давления для продавки пробок и сальников образу-
ющихся в скважине; быть простым по конструкции, достаточно надежным
и удобным в эксплуатации; позволять быструю смену цилиндровых втулок,
поршней, штоков, клапанов, сальников и других быстроизнашивающихся
деталей. Ресурс насоса должен составлять не менее 10 тыс. ч., конструк-
ция его должна позволять в 2-3 раза увеличивать или уменьшать подачу
и давление за период бурения скважины. Привод насоса должен быть уни-
версальным от дизеля, электродвигателя или группового привода.
1. Назначение, применяемость буровых насосов
195
Буровые насосы должны обеспечивать достаточную равномерность по-
дачи, быть безопасными в эксплуатации, удобными в обслуживании и ре-
монте в полевых условиях.
Масса, габаритные размеры и конструкция насоса должны допускать
его транспортировку при помощи транспортных средств бурового предпри-
ятия в пределах районов бурения, а иногда и на расстояния до 100 км; для
этого насосы, кроме своей рамы, снабжаются блок-основаниями.
Многолетней практикой бурения глубоких скважин установлено, что
требованиям технологии проводки удовлетворяет только поршневой гори-
зонтальный насос. На практике при бурении геологоразведочных, эксплу-
атационных и глубоких скважин применяют поршневые насосы с привод-
ной мощностью 32, 50, 80, 125, 190, 235, 300, 375, 475, 600, 750, 950,
1180 и 1840 кВт (ГОСТ 6031-81) с максимальной подачей 40-50 л/с, раз-
вивающие максимальное давление 90 МПа при минимальных подачах. Ре-
гулирование подачи насоса от 5-20 л/с до максимальной осуществляется
ступенчато сменой поршней и цилиндровых втулок различных диаметров
(108-200 мм).
ГОСТ 16293-82 «Установки буровые комплектные для эксплуатацион-
ного и глубокого разведочного бурения» предусматривал по срокам пере-
ход на комплектацию буровых установок насосами трехпоршневыми одно-
стороннего действия. В настоящее время этот переход завершен, но еще
10-12 лет в глубоком бурении будут эксплуатироваться насосы двухсторон-
него действия (УНБ-600), а в геологоразведочном бурении, на хозяйствен-
ных нуждах глубокого бурения, на спецработах и промыслах нефтедобы-
чи — двухпоршневые двухстороннего действия насосы малой мощности,
как-то НБ-32; НБ-50; НБ-80; НБ-125, 9Т.
Применяемость насосов трехпоршневых одностороннего действия рас-
пределяется следующим образом:
1. НБТ-475: БУ1600/100ЭУ; БУ1600/100ДГУ.
2. НБТ-600: БУ2500/160ДГУ-М;БУ2500/160ДЭП-1;
БУ2500/160ЭП-1; БУ2500/160ЭПК.
3. УНБТ-950: БУ3200/200ДГУ-1; БУ3200/200ЭУ-1;
БУ3200/200ЭУК-2М; БУ5000/320ЭУ-1;
БУ5000/320ДЭР-1; БУ5000/320ЭР-1;
БУ5000/320ДГУ-1; БУ6500/400ДЭР.
4. УНБТ-1180: БУ8000/500ЭР.
196
Глава 7
Эти насосы по сравнению с двухпоршневыми двойного действия имют
ряд преимуществ:
1. обеспечена большая (почти в 2 раза) равномерность подачи раствора;
2. уменьшена пульсация раствора в результате использования шаро-
вых диафрагменных компесаторов, что обеспечивает высокий показатель
работы;
3. уменьшена на 25-35% масса насоса и улучшена монтажеспособ-
ность;
4. улучшены условия ремонтных работ и сокращено ремонтное время
обслуживания насосов в бурении;
5. увеличен срок службы при высоких давлениях (30-40МПа) и подаче.
2. Буровые насосы большой мощности
Двухпоршневой насос УНБ-600
Буровой насос УНБ-600 (рис. 38), несмотря на сложную конструкцию,
большую неравномерность подачи, достигающую 55% и более, находит еще
широкое распространение, хотя и заменяется при комплектации буровых
установок трехпоршневыми насосами модели НБТ (УНБТ).
Буровой насос УНБ-600 состоит из двух гидравлических коробок 2,
приемной коробки 1 и приемным компенсатором, нагнетательного тройни-
ка 4, предохранительного клапана 3, компенсатора 5 и приводной части 6.
Приводная часть и гидравлические коробки прочно соединены между собой
и укреплены на сварной раме.
Гидравлическая часть насоса УНБ-600 (рис. 39) состоит из двух коро-
бок 3, прочно соединенных с корпусом 7. Снизу к ним крепится приемная
коробка 1 с компенсатором, а сверху нагнетательный тройник 5, к которо-
му крепится компенсатор и предохранительный клапан 4. Гидравлические
коробки и нагнетательный тройник, изготовленные из литой легированной
стали, вместе с четырьмя клапанными коробками рассчитаны на высокое
давление, возникающее во время работы. В нижних клапанных коробках
установлены всасывающие, а в верхних — нагнетательные клапаны 6. В ци-
линдрические горизонтальные расточки гидравлических коробок установ-
лены и закреплены с помощью шпилек, гаек и стаканов 2 съемные ци-
линдровые втулки 10, в которых двигаются поршни 9. Уплотнение штока
осуществляется грундбуксой 8. В зависимости от необходимого давления
и подачи определяется внутренний диаметр втулок. Наружные размеры всех
2. Буровые насосы большой мощности
197
Рис. 38. Буровой насос УНБ-600.
цилиндровых втулок, а также конструкция всех клапанов для всех насосов
одинаковы.
Цилиндровые втулки, клапаны, седло клапана и шток — быстроизна-
шивающиеся сменные детали насоса, стойкость которых в конечном счете
определяет работоспособность насоса.
Для повышения износостойкости цилиндровые втулки изготавливают
из высокоуглеродистой стали (сталь 70 ГОСТ 1050-74), а внутреннюю по-
верхность из закаливают ТВЧ на твердость HRC == 60-64 и шлифуют.
Штоки изготавливают из стали 40Х, закаливают на твердость HRC —
= 40-60 и шлифуют, седла, клапана — из стали 38ХС с общей закалкой на
твердость HRC = 50-56.
Приводная часть насоса (п. 6, рис. 38) состоит из трансмиссионного
(приводного) вала, кривошипного (коренного) вала, соединенного шатунами
с крейцкопфами.
От шкива, ручьи которого обработаны под клиновой ремень профи-
ля Д (Е), и трансмиссионного мощность передается на кривошипный вал
цилиндрическим косозубым зубчатым зацеплением.
Кривошипный вал (рис. 40) состоит из цилиндрического вала 15 и по-
саженного на него эксцентрикового вала 9. Эксцентриковый вал выполнен
198
Глава 7
Рис. 39. Гидравлическая часть насоса УНБ-600.
из литой стали из двух половин, сваренных в стык по бочке, на которую
после обработки насаживается бандаж из кованной легированной стали для
зубчатого венца 8. После посадки эксцентрикового вала на цилиндриче-
ский вал и посадки бандажа производится окончательная обработка всех
поверхностей и нарезка зубьев под углом 9° 22'.
Кривошипный вал опирается на конические роликовые подшипники 6,
посаженные в стаканы 3, установленные в расточки, выполненные в кор-
пусе 1 и крышке 10 станины насоса. Наружные кольца подшипников 6
удерживаются от продольного перемещения торцовыми крышками 4, кре-
пящимися болтами к торцам стаканов. Регулировка подшипников осуще-
ствляется прокладками 14, устанавливаемыми между торцовой крышкой 4
и торцом стакана 3. Стаканы 3 имеют кольцевые буртики, упирающиеся
в торец расточек в корпусе и таким образом фиксирующие кривошипный
2. Буровые насосы большой мощности
199
Рис. 40. Кривошипный вал насоса УНБ-600.
вал в нужном положении. Внутренние кольца подшипников 6 крепятся с по-
мощью шайбы 5 болтами к торцу вала 15.
Эксцентрики кривошипного вала, смещенные друг относительно друга
на 90°. На эксцентрики вала 9 также на конических роликоподшипниках 7
надеты шатуны 11. Наружные и внутренние кольца роликоподшипников 7
удерживаются от осевого перемещения кольцевыми накладками 12 и 13, ко-
торые крепятся болтами к торцам эксцентриков. Регулировка подшипников
осуществляется прокладками, устанавливаемыми между торцом большой
головки шатуна и кольцевой накладкой 12.
Для лучшего смазывания подшипников большой головки шатуна сна-
ружи кольцевой накладки 12 укреплен разбрызгиватель 2.
200
Глава 7
Малая головка шатуна 7 насоса УНБ-600 с помощью пальца 1 соеди-
няется с крейцкопфом 2 (рис, 41). В расточку малой головки шатуна запрес-
сована втулка 3 из оловянистой бронзы. Палец 1 для лучшего охлаждения
и выпрессовки выполняется пустотелым. Палец 1 имеет с одной стороны
конусность, которой он входит в конусное отверстие крейцкопфа. С помо-
щью стопорной планки 8, входящей в поперечный паз пальца, и болтов,
ввинченных в крейцкопф, осуществляется запрессовка пальца в конусное
отверстие крейцкопфа и предохранение его от продольного перемещения
и поворота.
Рис. 41. Малая головка шатуна.
Крейцкопф имеет цилиндрическую поверхность, к которой крепятся
снизу и сверху чугунные накладки 6. Аналогичные чугунные накладки 5, по
которым движутся крейцкопфы, крепятся к станине 4 насоса. Зазоры между
направляющими крейцкопфа устанавливаются в пределах 0,2-0,5 мм.
Уплотнение штока (рис. 42). Втулка 1, установленная с внутренней сто-
роны горизонтальной расточки гидравлической коробки 8 для удержания
цилиндровой втулки, служит одновременно корпусом манжетного уплотне-
ния штока.
Для предохранения просачивания раствора между наружной поверх-
ностью втулки 1 и расточкой в гидравлической коробке установлено ман-
жетное уплотнение, состоящее из распорного кольца 2, нажимного кольца 4
и манжеты 3.
2. Буровые насосы большой мощности
201
Рис. 42. Уплотнение штока.
Уплотнение происходит нажатием гайки 5, навинчиваемой на резь-
бовую часть втулки 1, на стакан 11. Уплотнение штока состоит из двух
опорных втулок 9, распорных колец 10 и 13, выполненных из капрона,
и манжет 12.
Уплотнение штока 14 осуществляется нажатием специальной гайки 7,
навинчивающейся на резьбовую часть втулки 1, на грундбуксу 6, которая,
перемещаясь, оказывает давление на опорную втулку 9, распорное кольцо,
а последнее на манжеты. В гайке 7 имеются отверстия для ломика, с по-
мощью которого ее навинчивают. Шток поршня 14 ввинчивается в шток 17
ползуна, на котором укреплен отбойник 16. Раскрепление штока предохра-
няется контргайкой 15.
Клапан насоса (рис. 43) с уплотняющим кольцом ромбовидной формы
обеспечивает долговечность и работу при высоких давлениях. Конструкция
клапана: 1 — седло; 2 — тарель со штоком; 3 — уплотнение тарели; 4 —
элемент крепления; 5 — пружина. Уплотняющая поверхность коническая с
углом наклона 30-45°.
Сферический компенсатор (рис. 44) изготавливают двух видов. Первый
ПК-70-250, рассчитанный на рабочее давление 25 МПа и ПК-70-320 на ра-
бочее давление 32 МПа. Кроме того, на трехпоршневых насосах (НБТ-600
и НБТ-600-I) ВЗБТ используются аналогичной конструкции сферические
202
Глава 7
Рис. 43. Клапан насоса.
компенсаторы ПК-40-250. Все эти компенсаторы имеют соответственно
объем 70 л и 40 л. Сферический компенсатор состоит из стального сфери-
ческого корпуса 9 (сталь 35Л — ПК-70-250; сталь 14Х2ГМРЛ — ПК-70-320;
сталь 35Л-Ш — ПК-40-250). В корпусе имеются две горловины. Верхняя за-
крывается крышкой 5 и крепится к корпусу с помощью шпилек, ввернутых
в корпус, и гайками. В расточку нижней горловины вставляется седло 2
с фланцем. Корпус компенсатора с помощью шпилек 10 и гаек крепится
к фланцу нагнетательного блока 1, крепящегося, в свою очередь, к гидрав-
лическим коробкам насоса.
Между фланцем нагнетательного патрубка и корпусом компенсатора
зажимается фланец седла 2. Внутри компенсатора помещается диафрагма 7
из прорезиненной ткани, имеющая в центральной части конусное утолще-
ние с металлической арматурой 8, к которой с помощью болта крепится
горизонтальный диск 6, выполненный также из прорезиненной ткани.
Внутренняя полость компенсатора выполнена из гладкой с плавным
сопряжением с внутренней стороны поверхностью седла (место А). Угол-
2. Буровые насосы большой мощности
203
Рис. 44. Сферический компенсатор.
204
Глава 7
щение центральной части диафрагмы, применение армировки, утолщен-
ного горизонтального диска рассчитаны на сохранение диафрагмы в мо-
мент перекрытия диафрагмой отверстия Б под давлением сжатого возду-
ха.
На крышке компенсатора установлен манометр 4, показывающий дав-
ление в пневмокамере. Соединение манометра необходимо осуществлять
через вентиль в целях сохранения его от пульсирующей нагрузки. Кроме
того, на крышке установлен вентиль 3, через который осуществляется за-
полнение компенсатора сжатым воздухом.
Крепление и уплотнение цилиндровой втулки приведено на рис. 45.
Цилиндровая втулка 11, применяющаяся в последних модификациях на-
сосов, не имеет кольцевых буртиков, и поэтому крепление ее в расточке
гидравлической коробки возможно только с торцов втулки.
Рис. 45. Крепление и уплотнение цилиндровой втулки.
Цилиндровая втулка по наружному цилиндру имеет посадочные пояс-
ки, которые центрируют ее в расточках гидрокоробки. Правым торцом втул-
ка упирается в торец распорного стакана 12, установленного между цилин-
дровой втулкой и фланцем втулки 13, находящейся на внутренней стороне
гидрокоробки и использующейся для уплотнения штока. Стакан 12 имеет
окна для прохода раствора. С левой стороны цилиндровая втулка упирается
в стакан 7, а он — в торец крышки 4. Крышка 4 крепится к гидрокоробке
гайками 2, навинчивающимися на шпильки, укрепленные также в гидроко-
робке. Для уплотнения крышки 4 между хрундбуксой 5 и втулкой 8 уста-
новлены самоуплотняющиеся манжеты 6. Уплотнение цилиндровой втул-
2. Буровые насосы большой мощности
205
ки осуществляется комплектами самоуплотняющихся манжет 10. Первый
комплект устанавливается на втулку 11 между кольцевым буртиком, выпол-
ненным в гидрокоробке и распорной втулкой 9, второй комплект — между
торцами распорных втулок 8 и 9. Распорная втулка 8 имеет окна для про-
хода раствора и левым торцом уплотняется через манжетное уплотнение 6
(уплотнение крышки 4) в гидробуксу 5. Подтягивание манжетных уплот-
нений 6 и 10 осуществляется болтами 3, ввинчивающимися в резьбовые
отверстия во фланце крышки 4 и упирающимися во фланец грундбуксы 5.
Болты 1, ввинченые во фланец крышки 4, служат для выпрессовки этой
крышки при смене цилиндровой втулки и манжет.
Запасные части бурового насоса УНБ-600:
1. 14015.53.130сб — Пневмокомпенсатор ПК-70-250
2. 4045.53.267-2-ДиафрагмаД-70
3. 4066.53.705-2 — Коробка гидравлическая (правая)
4. 4066.53.706-2 — Коробка гидравлическая (левая)
5. 4066.53.541 — Втулка (капролит) — уплотнение штока
6. 4066.53.52 — Кольцо упорное (резина) — уплотнение штока
7. 4066.53.53 — Манжета (резина) — уплотнение штока
8. 4066.53.68 — Кольцо опорное (капролит) — уплотнение штока
9. 4066.53.520 (14023.53.002-2) - Шток поршня
10. 4066.53.514 — Шток ползуна
11. 4066.53.578 — Уплотнение цилиндровой втулки
12. 14023.53.090-02сб —Клапан
13. 4066.53.679сб — Уплотнение клапанной крышки
14. 4066.53.501-07 — Втулка цилиндровая диаметром 130 мм
15. 4066.53.501-06--//- 140 мм
16. 4066.53.501-05--//- 150 мм
17. 4066.53.501-04--//- 160 мм
18. 4066.53.501-03--//- 170 мм
19. 4066.53.501-02--//- 180 мм
20. 4066.53.504-01 - -И- 190 мм
21. 4066.53.501 - -//- 200 мм
22. Поршни:
206
Глава 7
22.1. поршни серийного производства: П130-7; П140-7; П150-7;
П160-7; П170-7; П180-7; П190-7; П200-7.
22.2. поршни сборные научного производственно-коммерческого объ-
единения «НИВА ЛТД» (рис. 46): ПК70.0020 — 130 мм;
ПК70.0020-01 - 140 мм; -02 - 150; 02 - 160; 04 - 170; 05 - 180;
06 — 190; 07 — 200 (404120, г. Волжский, Волгоградская область,
ОЦСП, А/Я 161).
22.3. новые сборные поршни фирмы МНПЭК (многоотраслевой науч-
но-производственный экспериментальный комплекс — 400081,
г. Волгоград, ул. Калеганова, 5) для насосов УБН-600 ПСД7-160;
ПСД7-170; ПСД7-180; ПСД7-200 (рис. 47): 1 - сердечник
7СД160-200; 2 - манжета МА160-200; 3 - шайба ШД160-200;
4 — кольцо — 075-085-58; 5 — втулка В160-200, и для
насосов НДТ-475; НБТ-600; УНБТ950: ПСТ-130; ПСТ-140;
ПСТ-150; ПСТ-160; ПСТ-170; ПСТ-180 (рис. 48): 1 - сердечник
СТ130-180, 2 - манжета МА130-180, 3 - шайба ШТ130-180,
4 — кольцо — 050-060-58.
Рис. 46. Поршень сборный насоса УНБ-600 НПКО «Нива ЛТД».
2. Буровые насосы большой мощности
207
Рис. 47. Поршень сборный насоса УНБ-600. Фирма МНПЭК.
Рис. 48. Поршень сборный насосов НБТ. Фирма МНПЭК.
208
Глава 7
Преимущества новых сборных поршней МНПЭК:
— наиболее дорогостоящие и трудоемкие в изготовлении части
(сердечники и втулки) не подвержены износу, предохранены от
коррозии защитными покрытиями и могут эксплуатироваться без
замены практически неограниченное время;
— конструкцией поршней предусмотрены съемные манжеты и за-
щитные шайбы; ресурс манжет и защитных шайб обеспечивает-
ся применением в манжетах защитного слоя из композиционной
резины и закалкой на высокую твердость поверхности шайб, на-
ходящихся в зоне износа;
— невозможность самопроизвольной разборки при эксплуатации;
— замена изношенных манжет и защитных шайб проста и удобна,
не требует применения каких-либо приспособлений и съемников,
а также не требует распрессовки сердечника со штока;
— для длительной эксплуатации поршней достаточно приобретать
взамен изношенных новые манжеты, а защитные шайбы могут
быть как приобретены, так и, вследствие своей простоты, изго-
товлены самими потребителями.
23. 4045.53.106-4 — Направляющая верхняя (для крейцкопфа)
24. 4045.53.105-4 — Направляющая нижняя
25. 4045.53.867 —Накладка крейцкопфа
26. 4045.53.76-Палец
27. 4045.53.66-1 — Втулка бронзовая
28. 4066.53.271 — Мембрана латунная
Трехпоршневой насос НБТ-600
В трехпоршневом насосе одностороннего действия в отличие от двух-
поршневого насоса двухстороннего действия нет камеры со штоком и уплот-
няющего сальника, что не только упрощает конструкцию, но и исключает
износ штока и облегчает эксплуатацию насоса, так как не надо подтягивать
и менять сальники и изношенные штоки. Кроме того, зеркало цилиндра
со стороны коренного вала открыто и позволяет его интенсивно обмывать,
охлаждать и очищать от бурового раствора.
Общий вид трехпоршневого насоса НБТ-600 показан на рис. 49, а тех-
ническая характеристика в таблице 22.
2. Буровые насосы большой мощности
209
00
Рис. 49. Трехпоршневой насос НБТ-600.
210
Глава 7
Таблица 22. Техническая характеристика буровых насосов большой мощности
Параметры НБ-375 (БРН-1) УНБ-600 (У8-6МА2) НБТ-475 НБТ-600 УНБТ-950 УНБТ-1180
1. Тип насоса Горизонтальный двух- поршневой двойного действия Горизонтальный трехпоршневой односто- роннего действия
2. Мощность, кВт 3. Полезная мощность, 375 600 475 600 950 1180
кВт 4. Длина хода поршня, 325 475 375 475 750 1060
мм 5. Максимальное число 300 400 250 250 300 300
двойных ходов в минуту 6. Максимальная частота вращения трансмисси- 72 65 140 135 125 125
онного вала, с” У об/мин 7. Параметры 5,0/300 5,33/320 7,40/430 см. та* 7,08/425 блицы 9,26/556 9,26/556
8. Передаточное число 4,15 4,92 3,152 3,152 4,448 4,448
9. Число ремней «Д(Е)>> 10. Предохранительный 12 16 16 16 20 20
клапан мембранный КП-250 КП-250 КП-50-350 КП-50-400
11. Пневмокомпенсатор — объем камеры, дм3 ПК-40-200 ПК-70-250 ПК-40-250 ПК-40-250 ПК-70-350 ПК-70-400
(л) — наибольшее давле- 40 70 40 40 70 70
ние воздуха, МПа 6,0 9,0 7,0 7,0 10,0 10,0
12. Диаметр шкива, мм 13. Габаритные размеры, мм 1600 1400 1700 1800 1120 1120 710 800 1000 1000
длина 4320 5100 4300 4400 5550 5550
ширина 2620 3004 2720 3100 3250 5400
высота 14. Масса насоса со шки- 2715 3305 1640 2630 3250 3400
вом, кг 14700 25450 16650 20090 23939 24100
Гидравлическая часть насоса состоит из всасывающего коллектора 1
и высасывающего компенсатора-колпака 2, гидравлической коробки 3, в ко-
торой размещены три цилиндра с поршнями, втулками и клапанами, сбрасы-
вающей линии, предохранительного клапана, нагнетательного коллектора 4
с компенсатором высокого давления 6.
2. Буровые насосы большой мощности
211
Вращение трансмиссионного вала 6 от двигателя передается клино-
ременной или цепной передачей. Гидравическая коробка 3 прикрепле-
на к станине 8 при помощи болтов. Насос смонтирован на раме-салаз-
ках 7.
На рис. 50 показан разрез этого насоса. Буровой раствор поступает
в нагнетательную камеру из всасывающего коллектора 1 через всасываю-
щий клапан 2, при ходе вправо поршня со штоком 7. Последний соединен
быстросъемным хомутом 8 с контрштоком 9, который соединен резьбой
с ползуном 10. При ходе влево поршень выталкивает раствор из камеры че-
рез нагнетательный клапан 4 в напорный колектор 5, на котором укреплен
шаровой диафрагменный компенсатор 15.
Трансмиссионная часть насоса состоит из вала 13 с зубчатой шестер-
ней, передающей вращение зубчатому колесу, укрепленному на коренном
валу 14. На этом валу смонтированы на роликоподшипниках шатуны И,
соединенные пальцем с ползуном 10. Станина насоса 12 имеет съемную
крышку и укреплена на раме-салазках.
Втулки цилиндров крепятся к гидравлической коробке быстросъемным
соединением, а крышки клапанов — зажимами 3.
Конструкция трансмиссионной части показана на рис. 51: 1, 2 — экс-
центриковые барабаны вала; 3 — зубчатое колесо; 4 — подшипник шатуна;
5 — стакан; 6 — подшипник; 7 — вал; 8, 9, 11 — секторы крепления под-
шипников шатунов; 10 — шатун; 12 — подшипник трансмиссионного вала;
13 — трансмиссионный вал; 14 — шестерня.
Коренной вал укреплен в корпусе на конических роликоподшипниках,
установленных на концах вала. Литой эксцентриковый барабан укреплен
на валу на шпонке и посадке. Шатуны смонтированы на эксцентриках на
двухрядных конических роликоподшипниках. Коренной вал смонтирован
в корпусе также на двухрядных конических роликоподшипниках, а шатуны
на двухрядных сферических роликоподшипниках. Такой монтаж позволяет
некоторую самоустановку шатуна при перекосе осей пальца головки и ко-
ренного вала.
Конструктивно гидравлические части буровых насосов выполняются
весьма разнообразно. Они различаются расположением и конструкцией кла-
панных, поршневых и цилиндрово-втулочных устройств, так как конструк-
торы по-разному решают проблему производства и быстрой установки и за-
мены сменных элементов гидравлической части насоса.
Наиболее удачна конструкция гидравлической коробки с разноосным
ступенчатым расположением всасывающих и нагнетательных клапанов
м
)—*
N>
Рис. 50. Разрез насоса НБТ-600.
Глава 7
2. Буровые насосы большой мощности
213
Рис. 51. Трансмиссионная часть насоса НБТ-600.
с раздельными крышками, обеспечивающими независимые установку и из-
влечение клапанов и демонтаж цилиндровой втулки в сторону трансмисси-
онной части насоса НБТ-600 (рис. 52).
Основными элементами гидравлической части бурового насоса НБТ-600
являются: 1 — гидравлическая коробка; 2,10 — всасывающий и нагнетатель-
ный коллекторы; 3,4 — крепление штока и втулки; 5 — крышка клапанной
коробки; 6 — поршень и шток; 7 — втулка; 8, 9 — нагнетательный и всасы-
вающий клапаны.
214
Глава 7
Рис. 52. Гидравлическая коробка с разноосным ступенчатым расположением клапа-
нов.
Оптимальные режимы бурения обеспечиваются установкой цилиндро-
вых втулок и поршней одного из типоразмеров. Рабочие параметры насоса
НБТ-600 приведены в таблице 23, а насоса УНБТ-950 — в таблице 24.
Особенностью этих насосов является быстроходность поршней и по-
этому требуется подпор во всасывающем трубопроводе. Подпор обеспе-
чивают центробежным насосом с подачей 45-50 л/с. Для выравнивания
скорости потока промывочной жидкости во всасывающем трубопроводе
и снижения динамических нагрузок на рабочее колесо подпорного насо-
са и улучшения всасывающей характеристики бурового насоса применяют
пневмокомпенсатор ПК-20/4 (объем 20 л и рабочее давление до 4 кгс/см2)
(см. рис. 53): 1 — корпус; 2 — диафрагма (резина 2959, ТУ38-005.1166-73);
3 — крышка; 4 — колпак; 5 — манометр (МГП-100 на 0,6 МПа); 6 — вентиль.
Запасные части бурового насоса НБТ-600:
2. Буровые насосы большой мощности
215
Таблица 23. Рабочие параметры насоса НБТ-600 при 100% наполнении цилиндров
Диаметр поршня, мм Давление на выходе, МПа (кгс/см2) Подача при отсутствии объемных потерь л/с (м3/ч)
при числе ходов в мин.
135 (600/475)* 125 (555/439) 115 (511/404) 100 (445/352)
180 11,3/113 42,9 (154,4)** 39,7 (142,9) 36,5 (131,4) 31,8 (114,5)
170 12,7/127 38,3 (137,9) 35,4 (127,4) 32,6 (117,4) 28,3 (101,9)
160 14,3/143 33,9 (122,0) 31,4 (113,0) 28,9 (104,0) 25,1 (90,4)
150 16,2/160 29,8 (107,3) 27,6 (99,4) 25,4 (91,4) 22,1 (79,4)
140 18,7/187 26,0 (93,0) 24,0 (86,4) 22,1 (79,4) 19,2 (69,1)
130 21,6/216 22,3 (80,3) 20,7 (74,5) 19,0 (68,4) 16,6 (59,8)
120 25,0/250 19,1 (68,8) 17,7 (63,7) 16,2 (58,3) 14,1 (50,8)
* 600/475: 600 — мощность, кВт; 475 — полезная мощность, кВт.
* * Qp = 42,9 л/с — расчетная (идеальная) объемная подача при расчетном числе
двойных ходов поршня в минуту (пр ~ 135);
_ _ Пф _ Л Л
= Qp -tjq - — — фактическая объемная подача; где: 770 = 0,9 — рекомендованный
для расчетов коэффициент объемной подачи; Пф — фактическое число двойных ходов
поршней в минуту.
1. С6.00СБ ПК-40/250 Пневмокомпенсатор
2. С6.00СБ ПК-20/4 Пневмокомпенсатор
3. Сб.00-1 - Диафрагма (ПК-40/250)
4. 00-5 — Диафрагма (ПК-20/4)
5. 01.7-1 — Коробка клапанная
6. 01-11 - Шток
7. 03-36 — Шток ползуна
8. сб.01-5СБ — Кольцо уплотнительное цилиндровой втулки
9. 01-27БРН-1 — Уплотнение крышки клапана
10. Втулка цилиндровая:
10.1. 01-120-0 —диаметром 120 мм
10.2. 01-120-01 — диаметром 130 мм
10.3. 01-120-02 —диаметром 140 мм
10.4. 01-120-03 — диаметром 150 мм
10.5. 01-120-04 —диаметром 160 мм
216
Глава 7
Таблица 24. Рабочие параметры насоса УНБТ-950 при 100% наполнении цилиндров
Частота ходов в мин. Подача идеальная л/с (м3/ч) *
при диаметр е цилиндровых втулок, мм (предельное давление, МПа)
180 (19,0) 170 (21,0) 160 (24,0) 150 (27,5) 140 (32,0)
1 0,368 (1,3) 0,328 (1,2) 0,291 (1,0) 0,255 (0,9) 0,222 (0,8)
5 1,8 (6,5) 1,6 (5,8) 1,4 (5,0) 1,3 (4,7) 1,1 (4,0)
15 5,5 (19,8) 4,9 (17,6) 4,4 (15,8) 3,8 (13,7) 3,3 (11,9)
25 9,2 (33,1) 8,2 (29,5) 7,3 (26,3) 6,4 (23,0) 5,6 (20,2)
35 12,9 (46,4) 11,4(41,0) 10,2 (36,7) 8,9 (32,0) 7,8 (28,1)
45 16,5 (59,4) 14,8 (53,3) 13,1 (47,2) 11,5 (41,4) 10,0 (36,0)
55 20,2 (72,7) 18,0 (64,8) 16,0 (57,6) 14,0 (50,4) 12,2 (43,9)
65 23,9 (86,0) 21,3 (76,7) 18,9 (68,0) 16,6 (59,8) 14,4 (51,8)
75 27,6 (99,4) 24,6 (88,6) 21,8 <78,5) 19,2 (69,1) 16,7 (60,1)
85 31,3 (112,7) 27,9 (100,4) 24,7 (88,9) 21,7 (78,1) 18,9 (68,0)
95 35,0 (126,0) 31,3 (112,7) 27,7 (99,7) 24,2 (87,1) 21,1 (76,0)
105 38,6 (139,0) 34,1 (122,8) 30,6(110,2) 26,8 (96,5) 23,3 (83,9)
115 42,3 (152,3) 37,7 (135,7) 33,5 (120,6) 29,3 (105,5) 25,5 (91,8)
125 46,0 (165,6) 41,0 (147,6) 36,4 (131,0) 31,9 (114,8) 27,8 (100,1)
* Значения подачи одинаковы и для УНБТ-1180, а предельные давления изменяются:
180 (23,5); 170 (26,5); 160 (30,0); 150 (34,0); 140 (40,0).
10.6. 01-120-05 —диаметром 170 мм
10.7. 01-120-06 — диаметром 180 мм
11. ПоршниНБТ-600;НБТ-600-1;НБТ-475;УНБТ-950:ПТ2-120;ПТ2-130;
ПТ2-140; ПТ2-150; ПТ2-150; ПТ2-160; ПТ2-170; ПТ2-180 (монолит-
ные).
12. Поршни сборные «НИВА ЛТД» (рис. 46) для насосов НБТ-600;
НБТ-600-1;НБТ-475;УНБТ-950: ПК50.0000- 130мм;ПК50.0000-01 -
140 мм; 02 - 150; 03 - 160; 04 - 170; 05 - 180.
13. Поршни сборные МНПЭК для НБТ-600; НБТ-600-1; НБТ-475;
УНБТ-950: ПСТ-130;ПСТ-140;ПСТ-150;ПСТ-160;ПСТ-170;ПСТ-180
(рис. 48): 1 — сердечник СТ130-180; 2 — манжета МА130-180; 3 —
шайба ШТ130-180; 4 — кольцо — 050-060-58.
14. С6.01-4СБ - Клапан К7 (К7.00.00.000СБ)
15. 03-37 — Накладка станины
3. Буровые насосы малой мощности
217
Рис. 53. Пневмокомпенсатор ПК-20/4.
16. 03-4 —Палец
17. Сб.00-1 — Поршень клапана предохранительного КП-250
18. 00-3 — Демпфер (резина) КП-250
3. Буровые насосы малой мощности
Насосы буровые малой мощности — НБ-32, НБ-50, НБ-80 — горизон-
тальные, двухпоршневые, двустороннего действия предназначены для на-
гнетания промывочной жидкости в скважину при геологическом бурении на
нефть и газ, а также для различных перекачек воды, промывочной жидко-
сти хозяйственного назначения при бурении эксплуатационных и глубоких
разведочных скважин.
218
Глава 7
Эксплуатация этих насосов осуществляется в условиях умеренного
климата при температуре окружающего воздуха от — 45°С до +45°С.
В качестве перекачиваемой жидкости используется глинистый раствор
или вода с примесью нефти по объему не более 20%. Содержание механи-
ческих примесей (песка, твердых частиц) должно быть не более 1%.
Двухпоршневой насос НБ-50 (табл. 25 и 26)
Из вышеперечисленных насосов производства АО «Ижнефтемаш», рас-
сматриваем конструкцию насоса НБ-50, общий вид которого представ-
лен на рис. 54: 1 — блок гидравлический НБ50.02.000; 2 — блок приво-
да НБ50.01.000; 3 — рама НБ32.00.030; 4 — крышка в сборе 11Гр.15.000;
5 — крышка станины НБ32.03.000.
Выпуском предусмотрены исполнения насоса:
01 — со шкивом с правой стороны;
02 — со шкивом с левой стороны;
03 — с пневмомуфтой и шкивом с правой стороны;
04 — с пневмомуфтой и шкивом с левой стороны;
1860
Рис. 54. Насос НБ-50. Общий вид.
3. Буровые насосы малой мощности
219
05 — с фрикционной муфтой и шкивом с правой стороны;
06 — с фрикционной муфтой и шкивом с левой стороны;
07 — со шкивом с правой стороны и боковым расположением манометра;
08 — со шкивом с левой стороны и боковым расположением манометра;
09 — с пневмомуфтой, шкивом с правой стороны и боковым расположением
манометром;
10 — с пневмомуфтой, шкивом с левой стороны и боковым расположением
манометра;
11 — с фрикционной муфтой, шкивом с правой стороны и боковым распо-
ложением манометра;
12 — с фрикционной муфтой, шкивом с левой стороны и боковым распо-
ложением манометра.
Например: Исполнение 01 (02) — со шкивом с правой (левой) сто-
роны — рис. 55; Исполнение 11 (12) — с фрикционной муфтой, шкивом
с правой (левой) стороны и боковым расположением манометра.
При определении правой и левой стороны насоса взгляд должен быть
направлен от гидравлической части к приводной.
Рис. 55. Исполнение насоса НБ-50-01.
220
Глава 7
Блок гидравлический (НБ50.02.000) состоит из следующих деталей
(рис. 56): 1 — блок цилиндров со шпильками НБ32.02.100; 2 — уплотне-
ние втулки НБ32.02.103; 5 - кольцо 140-150-58-2-2 ГОСТ 9833-73; 6 -
клапан 11Г-3-4; 7 — седло 11Г-3-13; 8 — крышка клапана НБ32.02.002;
9 — шпилька М24-6дх50 ГОСТ 22034-76; 11 — компенсатор сфериче-
ский КС-10.00.00.000; 14 — шток поршня НБ32.02.501; 15 — манжета
11ГрИ.04.004; 16 — коллектор всасывающий НБ32.02.300.
Уплотнение цилиндровой втулки (НБ32.02.103) (рис. 57): 2 — уплот-
нение втулки НБ32.02.103; 3 — крышка НБ32.02.001; 4 — кольцо распорное
НБ32.02.104; 10 — втулка цилиндровая; 12 — гайка 11Г-1-10; 17 — поршень.
Уплотнение штока поршня (рис. 58): 15 — манжета 11ГрИ04.004;
18 — корпус сальника 11ГрИ.04.005; 19 — втулка нажимного фланца
11ГрИ.04.003; 20 — фланец нажимной 11ГрИ.04.001; 21 — гайка М16.6.06
ГОСТ 5927-70.
Блок привода (НБ50.01.000) Предназначен для понижения скорости
и преобразования вращательного движения в возвратно-поступательное
(рис. 59): 2 — шатун НБ40.04.121; 7 — накладка НБ40.00.004-02; 8 — ста-
нина НБ32.01.001; 10 — шток ползуна НБ32.01.002; 11 — шплинт 6,3 х 50
ГОСТ 397-79; 12 — корпус сальника НБ32.01.004; 13 — кольцо НБ32.01.003;
14 — диск-отражатель НБ32.00.006; 15 — фланец НБ32.01.005; 16 — болт
М12 х 30 ГОСТ 7805-70; 28 — маслоуказатель НБ32.00.040.
Основой для блока привода является чугунная станина, которая имеет
направляющие параллели для крейцкопфов, расточки отверстий для под-
шипников эксцентрикового и трансмиссионного валов для масляной ванны.
Смазка кинематических пар блока привода осуществляется маслом, за-
ливаемым в картер станины. Уровень масла в картере контролируется мас-
лоуказателем. Смазка поверхностей трения блока привода осуществляется
маслом, разбрызгиваемым при вращении зубчатой передачи.
Блок привода (рис. 60 — разрез по валам) специфицируется следу-
ющим образом: 1 — вал эксцентриковой с шестерней НБ32.01.007-02;
3 — подшипник № 2226 ГОСТ 8328-75; 17 — вал трансмиссионный
НБ32.00.009-02; 18 — подшипник № 7516 ГОСТЗЗЗ-79; 19 — подшипник
№ 7520 ГОСТ333-79; 20-прокладка 11Г-1-31; 11Г-1-31-01; 21 - проклад-
ка 11Г-1-35; 11Г-1-35-01; 22 — шкив 11ГрИ.01.301.
В крейцкопфной части, кроме сменных накладок (7-НБ40.00.004-02)
имеются детали сборки узла: НБ32.01.050 — корпус крейцкопфа;
НБ32.01.008 — палец крейцкопфа; 11Г-1-15 — втулка биметаллическая.
3. Буровые насосы малой мощности
221
Рис, 56. Блок гидравлический насоса НБ-50.,
222
Глава 7
Рис. 57. Уплотнение цилиндровой втулки.
Рис. 58. Уплотнение штока поршня.
На блоке гидравлическом с помощью тройника 9 (рис. 61) установлен
компенсатор сферический с клапаном предохранительным 12 и трехходовой
кран 13: 1 — ограждение КС-10.01.00.000; 2 — манометр; 3 — вентильное
3. Буровые насосы малой мощности
223
Рис. 59. Блок привода насоса НБ-50.
устройство (переходник в сборе) КС-10.11.00.000; 5 — крышка компенсато-
ра КС-10.00.00.012А; 6 — корпус компенсатора КС-10.03.00.000; 7 — диа-
фрагма КС-10.04.00.000; 8 — стабилизатор КС-10.00.00.002; 9 — тройник
КС-10.05.00.000; 10 — прокладка 11Г-2-1; И — сердечник КС-10.04.00.001;
12 — клапан предохранительный КС-10.12.00.000; 13 — кран трехходовой
НБ40.01.110.
Компенсатор сферический (объем камеры — Юл; максимальное дав-
ление газа в компенсаторе — 3,8 МПа) предназначен для снижения нерав-
номерности давления на выходе из насоса, вызванной неравномерностью
подачи промывочной жидкости.
Запасные части буровых насосов НБ-32, НБ-50, НБ-80.
1. Цилиндровые втулки:
1.1. НБ32.02.020 - диаметр 80 мм (НБ-32);
1.2. НБ32.02.020-01 - диаметр 90 мм (НБ-32; НБ-50);
1.3. НБ32.02.020-02 - диаметр 100 мм (НБ-32; НБ-50);
1.4. НБ32.02.102-02 - диаметр 110 мм (НБ-32; НБ-50);
;24
Глава 7
1.5. НБ32.02.102-03 - диаметр 120 мм (НБ-50).
2. Поршня1:
2.1. 11Г-3-56 - П1-2-80 (НБ-32; НБ-80);
2.2. 11Г-3-55 - П1-2-90 (НБ-32; НБ-50; НБ-80);
2.3. 11Гр.И.02.200 - Ш-2-100 (НБ-32; НБ-50; НБ-80);
2.4. НБ40.01.270-01 - П1.4-110 (НБ-32; НБ-50; НБ-80);
2.5. НБ40.01.200 - П1.4-120 (НБ-50; НБ-80).
3. НБ32.02.501 - шток поршня (НБ-32; НБ-50; НБ-80).
4. 11Гр.И.04.004 — манжета (уплотнение штока НБ-32; НБ-50; НБ-80).
I Для насосов НБ-32, НБ-50, НБ-80, НБ-125,9МГр-61 можно использовать поршня МНПЭК:
тД-80; ПШ-90; ПШ-100; ПШ-110; 1Ш1-115; ПШ-120; ПШ-127.
3. Буровые насосы малой мощности
225
Рис. 61. Компенсатор сферический.
5. НБ32.01.003 — кольцо (уплотнение штока ползуна НБ-32; НБ-50).
6. НБ32.02.103 — уплотнение втулки (НБ-32; НБ-50; НБ-80).
7. НБ80.01.00.008 — кольцо (уплотнение штока ползуна НБ-80).
8. КС-10.04.00.000-1 — диафрагма компенсатора (НБ-32; НБ-50; НБ-80).
9. 11Г-3-4; 11Г-3-19; 11Г-3-13; 11Г-3-17А— клапан, уплотнение клапана,
седло, пружина (НБ-32; НБ-50).
10. ТУ26-02-967-87 - клапан К4А (НБ-80).
11. НБ80.02.00.023 — пружина клапана Пр52 (НБ-80).
226
Глава 7
12. НБ80.02.00.009 — уплотнение крышки клапана (НБ-80).
13. КС-10.00.00.013 — шпилька предохранительная (НБ-32; НБ-50).
14. НБ80.05.02.004 — шпилька предохранительная (НБ-80).
15. Цилиндровые втулки (НБ-80):
15.1. НБ80.02.07.000 - диаметр 80 мм (НБ-80);
15.2. НБ80.02.07.000-01 — диаметр 90 мм;
15.3. НБ80.02.07.000-02 — диаметр 100 мм;
15.4. НБ80.02.00.001-04 —диаметр 110 мм;
15.5. НБ80.02.00.000-05 — диаметр 120 мм.
16. Технические условия:
НБ32 ТУ 26-02-855-87;
НБ50 ТУ 26-02-855-87;
НБ80 ТУ 26-02-855-88.
Таблица 25. Рабочие параметры насосов НБ-32, НБ-50, НБ-80 при 100% заполнении
цилиндров
Диаметр ци- линдровых втулок, мм НБ-32 НБ-50 НБ-80
Давление, МПа (кгс/см2) Подача, л/с (м3/ч) Давление, МПа (кгс/см2) Подача, л/с (м3/ч) Давление, МПа (кгс/см2) Подача, л/с (м3/ч)
ОА 4,0 4,9 10,4 6,1
80 40 17,6 104 22,0
90 4,0 6,4 6,3 6,4 8,0 8,0
40 23,0 63 23,0 80 28,8
100 3,2 8,1 5,0 8,1 6,3 10,1
32 29,2 50 29,2 63 36,4
100 2,6 9,9 4,1 9,9 5,2 12,4
26 35,6 41 35,6 52 44,6
120 "J 3,4 11,9 4,3 14,9
34 42,9 43 53,6
4. Эксплуатация буровых насосов
Буровые насосы эксплуатируются в различных климатических усло-
виях при температуре воздуха до ±50°С и температуре бурового раствора
4. Эксплуатация буровых насосов
227
Таблица 26. Техническая характеристика буровых насосов малой мощности
Параметры НБ-32 НБ-50 НБ-80
1. Мощность насоса, кВт 32 50 80
2. Полезная мощность насоса, кВт 25 40 70
3. Производительность (подача), л/с,
наибольшая 9,9 11,9 14,9
наименьшая 4,9 6,4 6,1
4. Давление наибольшее, МПа 4,0 6,3 10,4
5. Длина хода, мм 160 160 200
6. Частота двойных ходов в минуту 105 105 105
7. Вакууметрическая высота всасыва- 4 4 4
ния, м. водяного столба
8. Угловая скорость трансмиссионно- 6,6 6,6 6,8
го вала, с-1 (об/мин) 394 394 408
9. Передаточное число зубчатой пары 3,75 3,75 3,89
10. Тип клинового ремня «В» «В» «В»
11. Число ремней 5 5 6
12. Диаметр шкива, мм 620 620 680
13. Диаметр всасывающего патруб- 113/50 113/50 113/55
ка/нагнетательного, мм
14. Габаритные размеры, мм
длина 1860 1860 1915
ширина 740-1000 740-1000 820-1020
высота 1330 1330 1215
15. Масса, кг, при исполнении
01; 02; 07; 08 1040 1040 1220
03; 04; 09; 10 1080 1080 1305
05; 06; 11; 12 1180 1180 1385
16. Изготовитель — АО «Ижнефтемаш» г. Ижевск
от —1 до +80°С. Плотность растворов обычно составляет 1200-1300 кг/м3,
а в некоторых случаях понижается до 800 кг/м3 или же повышается до
2000 кг/м3 и даже более.
Время работы насоса колеблется от 30 минут до 200 ч и более в зависи-
мости от длительности работы долота. Продолжительность периодических
228
Глава 7
технологических остановок может составлять 3-15 минут для наращива-
ния бурильной колонны и 10 часов и более для спуска и подъема долота
с больших глубин или спуска обсадных колонн.
Насос должен быть удобным в эксплуатации, обслуживании и ремонте
в полевых условиях, допускать быструю смену быстроизнашивающихся
деталей — поршней, штоков, цилиндровых втулок, сальников, клапанов и др.
Даже при нормальных условиях эксплуатации срок службы бы-
строизнашивающихся деталей ограничен и составляет в часах: поршней
100-200; штоков 150-200; цилиндровых втулок 200-300; клапанов 300-400.
Иногда срок службы этих деталей сокращается до нескольких десятков ча-
сов. Поэтому быстрота и удобство их замены, а также малая трудоемкость
операций имеют большое значение.
В связи с этим большое значение приобретает правильная эксплуатация
буровых насосов и своевременное техническое обслуживание их, чтобы
обеспечить ресурс до капитального ремонта не менее 10 тыс. ч.
После монтажа следует проверить:
1. Горизонтальность установки насосов на основании.
2. Положение шкивов привода и бурового насоса в вертикальной плос-
кости.
3. Состояние ограждений.
4. Наличие и качество масла в картере.
5. Наличие смазки в подшипниковых узлах.
6. Гидравлическую часть насоса.
7. Заполнение компенсаторов сжатым воздухом.
8. Состояние предохранительного устройства.
9. Крепление всех узлов и соединений.
После вышеназванных проверок следует произвести:
1. Гидравлическое испытание нагнетательного трубопровода буровых
насосов и стояка на прочность и герметичность (п. 1.5.21, РД 08-200-98).
2. Заливку клапанов промывочной жидкостью, пробный пуск насоса на
выкид, проверку поступления смазки в крейцкопфную часть и равномерно-
сти подачи насоса.
Далее пуск под нагрузку и наблюдение:
1. за показанием манометров;
2. за состоянием сальников и уплотнений;
3. за работой клапанов и поршней по стуку;
4. за непрерывным охлаждением штоков;
5. за состоянием корпусов подшипников и их нагревом;
4. Эксплуатация буровых насосов
229
6. за состоянием крепления штоков и контрштоков;
7. за состоянием крепления клапанных крышек;
8. за состоянием клиновых ремней привода;
9. за содержанием песка в промывочной жидкости (не более 2-2,5%).
Давление, развиваемое насосом, должно соответствовать характери-
стике насоса» Допускается лишь кратковременное (до 10 мин.) повышение
нормальных давлений не более чем на 10%. Стрелка манометра во вре-
мя работы должна слегка вибрировать. Если она неподвижна, то манометр
неисправен и его надо заменить, так как работать на неисправном манометре
запрещается. Стук клапанов, поршней и цилиндровых втулок недопустим.
Сальниковые и манжетные уплотнения должны обеспечивать полную
герметичность. Нагрев крейцкопфов, подшипников, стук пальцев крейцкоп-
фа и повышеннный шум зубчатого зацепления недопустимы. При нагреве
этих узлов свыше 70° С насос следует остановить и выяснить причины на-
грева и стука. Необходимо тщательно следить за состоянием зубчатого за-
цепления, направляющих крейцкопфа и штоков, так как при повреждении
их поверхностей работы недопустима.
Большое внимание следует уделять креплению гидравлических коро-
бок к станине. Клиноременная передача привода должна быть выверена
по осям ручьев; биение шкива должно быть не более 2-3 мм; непараллель-
ность осей шкивов более 1 мм на 1000 мм длины; осевое смещение канавок
шкивов допускается не более 2 мм на 1000 мм межосевого расстояния и уве-
личиваться более чем на 0,2 мм на каждые 100 мм межосевого расстояния
свыше 1 м. Канавки шкивов должны быть чистыми: на них не должны
попадать смазка и промывочная жидкость. Они не должны закрашиваться
красками. Натяжение ремней в процессе эксплуатации необходимо перио-
дически контролировать, замеряя прогиб посередине межцентрового рас-
стояния. Прогиб ветви f в мм должен быть равен
где А — межосевое расстояние, мм.
Например, натяжение ремней длиной 10000-12500 мм контролируется
при помощи груза массой 10 кг, подвешенного к середине пролета каждого
ремня, а прогиб должен быть 130-140 мм.
Навеска клиновых ремней по длине должна быть одной группы ком-
плектации или, в крайнем случае, рядом расположенных групп длины
(для ремней длиной 7100-10000 мм — 6 групп; для ремней Д (Е) 10000:
230
Глава 7
(9970-9985); (9985-10000); (10000-10015); (10015-10030); (10030-10045);
(10045-10060)).
Необходимо систематически подтягивать крепление цилиндровых вту-
лок и следить за постоянной обмывкой штоков водой или маслом.
При замене цилиндровых втулок, если их диаметр изменяется, следует
устанавливать соответствующую предохранительную диафрагму (табл. 27).
Таблица 27. Калиброванные кольца предохранительного диафрагменного устройства
Диаметр ци- линдровой втулки, мм Насос УНБ-600 Насос НБ-375 (БРН-1)
Давление, МПа Отверстие кольца, мм Давление, МПа Отверстие кольца, мм
200* 10,0* 58,9* — —
190 11,5 48,2 __ —
180 12,5 43,0 10,0 42
170 14,5 35,4 11,0 36
160 16,5 30,1 12,5 32
150 19,0 25,3 15,0 26
140 22,5 20,7 17,0 23
130 25,0 18,4 180 22
190 21
200 20
1. В зависимости от диаметра цилиндровых втулок и разрешенного рабочего
давления необходимо менять калиброванные по внутреннему отверстию кольца.
2. В диафрагменном предохранительном устройстве латунная диафрагма толщи-
ной 0,5 мм должна быть изготовлена из латуни Л-63М, замена Л-63М на другой
материал категорически запрещается.
3. Установку предохранительного набора в диафрагменный корпус производить
в следующей последовательности: ремень прорезиненный толщиной 3-5 мм с от-
верстием диаметром 45 мм для НБ-375 и диаметром 60 мм для УНБ-600, затем
латунная диафрагма, калиброванное кольцо и весь набор должен быть зажат разь-
бовым стаканом.
Чтобы исключить промыв гидрокобки, необходимо, седло клапана
плотно посадить в гнездо, что и делают следующим образом. На кониче-
ской поверхности расточки гнезда в гидрокоробке, а также на поверхности
седла клапана не должно быть повреждений. Перед посадкой эти поверхно-
сти надо тщательно насухо вытереть. Седло клапана без ударов и толчков
4. Эксплуатация буровых насосов
231
(чтобы не повредить коническую поверхность расточки под седло клапана)
опускают в коническую расточку.
На установленное седло клапана ставят специальный распорный ста-
кан и завинчивают крышку клапанной коробки со значительным усилием
вручную (два человека). После запрессовки крышку отвинчивают, убира-
ют стакан, устанавливают клапан и т.д. Такая запрессовка седла клапана
наиболее надежна и эффективна по сравнению с другими способами.
Необходимо следить за посадкой клиноременного шкива на вал и по
мере необходимости подтягивать крепление.
Периоды смены долота следует использовать для осмотра насоса, осо-
бенно его клапанов и поршней, устранения неполадок и замены изношен-
ных деталей. Первые две недели для лучшей приработки подшипников ка-
чения, зубчатого зацепления и других рабочих узлов насос надо нагружать
не более чем на 50-60% номинальной мощности.
Прикатка зубчатого зацепления выполнена односторонне и соответ-
ствует вращению, указанному стрелкой на станине. При необходимости
изменения направления вращения следует произвести обкатку зубчатого
зацепления без нагрузки насоса до получения пятна касания зубьев не ме-
нее 60% по высоте и 50% по длине, а также устранить возможный нагрев
направляющих крейцкопфов путем приработки их во время обкатки насо-
са.
Зазор между втулкой и пальцем крейцкопфа при износе бронзовой
втулки допустим не более 0,3-0,4 мм. Работать при большем зазоре запре-
щается.
Производить регулировку в 1фейцкопфной группе, когда зазор достига-
ет величины 1-1,2 мм; регулировочный зазор между накладкой крейцкопфа
и направляющей в станине устанавливать в пределах 0,2-0,5 мм.
Подкачку шаровых компенсаторов сжатым воздухом следует произво-
дить своевременно. Давление сжатого воздуха в компенсаторе должно быть
РКОм = 0,4РРаб, где Рраб — рабочее давление перекачиваемой промывочной
жидкости, разрешенное для установленной на насосе размере цилиндровой
втулки.
Другие замечания по эксплуатации и техническому обслуживанию:
1. гнездо цилиндровой втулки и ее уплотнение перед установкой необ-
ходимо смазывать;
2. гайки шпилек затягивать равномерно с обходом «1фест на крест»;
3. нажимную коронку цилиндровой втулки устанавливать по направле-
нию «окон» (указатель-стрелка) для лучшего направления потока;
Таблица 28. Карта смазки буровых насосов НБ-375 и УНБ-600
Наименова- ниеузла Сведения о подшипниках Расход смазки, см3
НБ-375 УНБ-600 ОвхОдхВ Масса од- ного под- шип., кг На один «сухой» подшип. На добавку
№ подш. Кол-во, шт Xs подш. Кол-во, шт На один подшип. Периодичность
1. Вал трансмис- 7532 4 — — 160x290x85 22,0 1100 125 Литол-1 — один
сионный 2. Вал с шатунами — — 3636 2 180x380x126 70,4 2100 240 раз в два меся- ца или солидол
2.1. опорные 10079/500 4 7352М 4 500x 670 x 85 260x 540x110 76,0 111,0 3590 2600 285 300 УС-3 — один раз в месяц
2.2. большая го- 7538М 4 — — 190x340x98 35,4 1600 170 -//-
ловка шатуна 3. Трансмиссия — — 10079/710М 4 710x950x114 195,0 Сма эка окунай ием в масло
(опорные) 4. Съемник вту- 3624 2 3624 2 120x260x86 23,9 550 120 См. п. 1 и п. 2 Солидол УС-3 —
лок цилиндровых — — 8314 1 70x125x40 1,09 70 25 один раз в 6 ме- сяцев
232 Глава 7
1. Жидкая смазка из картера насоса 1.1. Крейцкопфная группа (подшипники большой го- ловки шатуна и бронзовая втулка малой головки шатуна) УНБ-600: — масло индустриальное И50А; — объем заправки — 350 л (320 кг); — замена через 1000 часов машинного времени; “ долив по мере надобности — ориентировочно 120 л в месяц. 1.2. Крейцкопфная группа НБ-375: — масло индустриальное И50А; — объем заправки — 150 л (130 кг); — замена 1 раз в два месяца; — долив по мере надобности — 40 л в месяц. 2. Смазка и охлаждение штоков УНБ-600: — бак (ванна) для смеси; — смесь: дизельное топливо + индустриальное мас- ло И12А (5 частей + 1 часть) — зимой; вода + И12А (1 часть + 1 часть) — летом; — емкость бака — 110 л; — замена по мере загрязнения. 3. Гидросъемник седел клапанов: НБ-375 — 0,25 л — масло И20А; УНБ-600 — 0,60 л — масло И20А.
4. Эксплуатация буровых насосов
233
4. при посадке отверстие поршня и конус штока вытирать насухо, не
допуская грязи и пленки масла;
5. при посадке поршня в цилиндровую втулку наобходимо смазывать;
6. уплотенение штока смазывают, самоуплотняющую часть направляют
в сторону гидрокобки с умеренной затяжкой;
7. верхние торцы запрессованных седел должны выступать на 6-12 мм;
8. штока выбраковывать (для насосов НБ-375 и УНБ-600) при сработке
диаметра на 1 мм и наличии продольных рисок глубже 0,8 мм;
9. штока выбраковывать при срыве более трех ниток резьбы;
10. цилиндровые втулки подлежат замене при выработке размера на
1,5 мм на диаметр и наличии продольных рисок глубиной более 1,5 мм по
зеркальной поверхности;
11. сработка направляющей втулки в клапанной крышке под верхний
шток клапана (зазор более 1,3 мм) требует замены этой втулки;
12. поршни хранить в вертикальном положении, а штока, цилиндровые
втулки, клапана — в законсервированном состоянии;
13. заливка в ванну масла с пониженной вязкостью может послужить
причиной задира зубьев шестеренчатой пары; подшипники качения смазы-
вают в соответствии с картой смазки (табл. 28);
14. возможные неисправности насосов и способы их устранения при-
ведены в табл. 29.
Таблица 29. Возможные неисправности насосов и способы их устранения
Неисправность Характерный признак Возможная причина Способ устранения
1. Уменьшение или прекращение пода- чи масла в обе каме- ры крейцкопфа Нагрев направляю- щих крейцкопфа — Насос установ- лен с уклоном Выровнять насос по уровню
— Маслопроводы засорены Почистить масло- проводы
— Недостаточное количество масла в ванне зубчатой пары Пополнить маслом масляную ванну зубчатой пары до необходимого уровня
234
Глава 7
Продолжение таблицы 29
Неисправность Характерный признак Возможная причина Способ устранения
2. Течь раствора че- рез контрольное от- верстие в цилиндро- вой части гидравли- ческой коробки. Па- дает давление Глухой, прерыви- стый, шипящий звук в цилин- дровой части гидравлической коробки Износилось уплот- нение цилиндро- вой втулки Сменить уплотне- ние цилиндровой втулки
3. Биение клиноре- менного шкива Биение шкива на трансмиссионном валу — Ослабление по- садки конуса шки- ва на валу Произвести затяж- ку конуса шкива болтом и закон- трить его
— Шпоночный паз или шпонка изно- шены Заменить шпонку, восстановить паз
4. Уменьшилась или прекратилась пода- ча жидкости Снижение давле- ния или прекра- щение циркуляции в желобах — Неплотности на всасывающей ли- нии Подтянуть болты фланцевых соеди- нений или сменить прокладки
— Засорение вса- сывающей линии приемной емкости или фильтра Очистить емкость и всасывающую линию
— Неплотность поршней, износ цилиндровых втулок, износ уплотнения клапа- на Сменить срабо- танные, промытые поршня, втулки, клапана
— Посторонний предмет попал под тарелку Очистить клапан- ное гнездо
4. Эксплуатация буровых насосов
Продолжение таблицы 29
235
Неисправность Характерный признак Возможная причина Способ устранения
— Износ штоков, заедание клапанов Сменить штоки, если они имеют продольные канав- ки глубиной более 1 мм. Проверить подъем клапа- нов; устранить заедания
5. Насос работает толчками, неровно Колебания давле- ния Износ или неис- правность одного из поршней или одного из клапанов Заменить сра- ботанные или сломанные клапа- ны и поршни
6. Падает подача на- соса Глухие звуки на всасывающей ли- нии Неплотность вса- сывающей линии Сменить проклад- ки
7. Шипящий звук в клапанной короб- ке Давление и подача падают Износ стенок в ме- сте посадки седла Сменить клапан- ную коробку
8. Стуки в клапан- ной коробке Давление и подача падают — Ослабление гай- ки штока и упора цилиндровой втул- ки Подтянуть гайки штоков и упоры втулок
— Износ уплотне- ния клапана Сменить уплотне- ние клапана
— Поломка пружи- ны или клапана Сменить сломан- ные детали
— Износ уплотне- ния цилиндровой втулки Сменить уплотне- ния
9. Увеличение затра- чиваемой мощности Давление и подача падают Засорение фильтра на выкиде Очистить фильтр
10. Стук в привод- ной части Давление и подача падают — Износ накладок крейцкопфа или станины Отрегулировать или сменить накладки
236
Глава 7
Продолжение таблицы 29
Неисправность Характерный признак Возможная причина Способ устранения
— Ослабление што- ка с надставкой и крейцкопфом Подтянуть шток с надставкой и крейцкопфом и застопорить
— Ослабление под- шипников шатуна Отрегулировать подшипники
— Износ или разре- гулирование под- шипников корен- ного вала Сменить или от- регулировать под- шипники при по- мощи прокладок
— Износ пальца или втулки крейц- копфа Сменить изношен- ные детали
— Износ ступи- цы крейцкопфа под палец Сменить изношен- ные детали
11. Нагрев подшип- ников Давление и подача падают — Недостаток смазки Добавить масло
— Излишек смазки Убавить масло
— Пережаты под- шипники Поставить до- полнительные прокладки
— Износ подшип- ников Сменить подшип- ники
12. Гидравлические удары в насосе и в манифольде Вибрация насоса и манифольда — Отсутствие воз- духа в компенсато- рах Подкачать воздух до требуемого дав- ления
— Чрезмерно высо- кое давление в ком- пенсаторах Снизить давле- ние воздуха до рекомендуемой величины
Глава 8
Механизмы и инструменты для
спуско-подъемных операций
1. Автоматические буровые ключи. Устройство
Автоматические стационарные буровые ключи предназначены для ме-
ханизации и автоматизации процессов свинчивания и развинчивания бу-
рильных обсадных труб при спуско-подъемных операциях на буровых уста-
новках глубокого эксплуатационного и разведочного бурения всех классов.
Ключи рассчитаны на совместную работу с пневматическими клиньями на
буровых с ручной расстановкой свеч, а также на автоматизированных буро-
вых установках.
Ключи изготавливаются трех разновидностей по роду привода:
АКБ-ЗМ2 — с пневмоприводом; АКБ-ЗМ2Э2 — с электроприводом; КГБ-2 —
с гидроприводом, технические характеристики которых приводятся в табли-
це 32.
Автоматический стационарный буровой ключ АКБ-ЗМ2 состоит из
трех основных узлов: блока ключа 1, колонны ключа с кареткой 2 и пульта
управления 3 (рис. 62).
Блок ключа (рис. 63, 64) является основным механизмом, выполняю-
щим операции свинчивания и развинчивания бурильных и обсадных труб.
Блок ключа представляет собой корпус, на котором смонтировано тру-
бозажимное устройство I, понизительный редуктор П, двигатель III, ма-
ховик IV, пневмомасленка V, блок цилиндров VI, цилиндр зажима челю-
стей VII.
Блок ключа внизу имеет направляющие полозья, на которых он пе-
ремещается вдоль каретки под действием двух пневматических цилиндров
двойного действия. Благодаря такому устройству блок ключа может приво-
диться или отводиться от бурильной трубы (центра скважины).
Трубозажимное устройство, в основном, состоит из верхнего «плава-
ющего» корпуса 9 с зажимным приспособлением 14, нижнего зажимного
Рис. 62. Автоматический ключ буровой АКБ-ЗМ2. Общий вид.
Глава 8
1. Автоматические буровые ключи. Устройство
239
А-А
Рис. 64. Блок ключа АКБ-ЗМ2 (вид сверху).
240 Глава 8
L Автоматические буровые ключи. Устройство
241
приспособления 39, вмонтированного в корпус редуктора, разрезной ше-
стерни 5 с втулкой 7 и промежуточного диска с тремя ведущими пальцами 6.
Трубозажимное устройство и корпус ключа в передней части имеют
вырез для прохода бурильной трубы.
Верхние и нижние зажимные приспособления состоят из пары сменных
челюстей 7,13, которые вставляются в челюстедержатели 4 и 11 и удержи-
ваются в них дугообразными пружинами 37, 15 и болтами 36, 12, вклады-
шей со спиральной поверхностью 11°, а в верхний корпус трубозажимного
устройства устанавливается пара вкладышей 7° на завинчивание и пара
вкладышей 9° на развинчивание.
Челюстедержатели 4 и 11 из своего первоначального положения могут
поворачиваться на некоторый угол относительно своих корпусов, при этом
челюсти 7, 13, скользя по спиральной поверхности вкладышей сближаются
и сжимают в замок (трубу). Для надежного сцепления челюстей с замком
(трубой) челюсти имеют вставные сухари с насечкой 16.
При изменении диаметра бурильного инструмента производится заме-
на рабочих элементов ключа — челюстей 7, 13 и упоров 35, 17 на соответ-
ствующие размеры.
Проворот нижнего челюстедержателя осуществляется от пневматиче-
ского цилиндра двойного действия VII, шток которого шарнирно связан
с поводком нижнего челюстедержателя.
Проворот верхнего челюстедержателя осуществляется с помощью хра-
пового устройства, представляющего собой пару шариков 41 и 42, уста-
новленных во втулке 7 и нижнем челюстедержателе 4. Шарик 42 является
неподвижным, а шарик 41 выдвигается штоком пневматического цилин-
дра 47 (блока цилиндров) в момент зажатия челюстями бурильного замка.
Верхний челюстедержатель имеет хвостовик 38, свободно входящий в паз
втулки 7.
При вращении разрезной шестерни в момент упора неподвижного ша-
рика храпового устройства в шарик, выдвинутый штоком 47 пневматиче-
ского цилиндра, происходит кратковременная остановка втулки и связанно-
го с ней верхнего челюстедержателя. В результате дальнейшего вращения
верхнего корпуса относительно неподвижного челюстедержателя происхо-
дит зажатие замка.
Для установки и фиксации верхнего челюстедержателя в среднем (ней-
тральном) положении, при холостом вращении верхнего корпуса относи-
тельно трубы, челюстедержатель подпирается двумя бойками и стопориться
шариковым фиксатором 19.
242
Глава 8
Быстрая и точная остановка вращающихся частей трубозажимного
устройства в нейтральном положении по окончании свинчивания или раз-
винчивания для последующего отвода ключа от трубы осуществляется спе-
циальным устройством. Это устройство состоит из штока 30, который под
действием поршня пневматического цилиндра (блока цилиндров VI) выдви-
гается вверх и, вскакивая в гнездо разрезной шестерни производит останов-
ку. Для смягчения удара и предохранения деталей от поломок верхняя часть
штока с двух сторон имеет скосы. Такие же скосы имеются и в гнезде ше-
стерни. Включение штока 30 может происходить только при вращении ше-
стерни на малых оборотах, что предусмотрено конструкцией пульта управ-
ления. Для совмещения разрезной шестерни включение пневмодвигателя
производится в сторону освобождения челюстей.
Подробная конструкция блока цилиндров для стопорного и храпового
устройства показана на рис. 63. Блок цилиндров имеет два поршня, из
которых один соединен с нижней частью храпового устройства включения
верхних челюстей 40, а другой соединен со стопором-штоком 30. Поршни
обоих цилиндров, при выключении цилиндров из работы, опускаются под
действием собственного веса и пружин.
Для спуска конденсата каждый цилиндр имеет спускную пробку.
Для устранения компрессии в верхней полости цилиндров над порш-
нями имеются отводные трубки 28. Подвод и отвод сжатого воздуха осуще-
ствляется по трубкам 26.
Верхний корпус трубозажимного устройства 9 удерживается на неко-
тором расстоянии относительно промежуточного диска четырьмя стаканчи-
ками 8. При свинчивании верхний корпус сжимает пружины стаканчиков
и опускается вниз. При развинчивании верхний корпус поднимается вверх,
удерживаясь на замке (трубе) за счет сжатия трубы челюстями.
Верхний корпус 9 может также перемещаться в горизонтальной плос-
кости в двух направлениях относительно разрезной шестерни. Одно переме-
щение осуществляется за счет зазоров между ведущими пальцами и оваль-
ными окнами корпуса, а другое, перпендикулярное к первому, — за счет зазо-
ров между двумя пальцами разрезной шестерни и окнами промежуточного
диска. Благодаря такой конструкции верхний корпус самоустанавливается
по бурильному замку (трубе).
В передней части верхнего корпуса вмонтировано два толкателя с пру-
жинами 8, 12, с помощью которых верхний корпус прижимается к буриль-
ному замку (трубе) упором 17, центрируя верхний корпус относительно
бурильного замка (трубы).
1. Автоматические буровые ключи. Устройство 243
В передней части зева ключа на нижнем и верхнем корпусах устанав-
ливаются четыре накладки 9 для работы с замками размером 146-155 мм
и специальной накладки для работы с замками размером 108-118 мм. При
работе с замками размером более 155 мм эти накладки снимаются.
Для непрерывной работы передачи вращения разрезная шестерня цен-
трируется десятью роликами 33 и опирается на пять конических подпоров,
вмонтированных в корпус редуктора (в ключе АКБ-ЗМ — пятнадцать ро-
ликов и без подпоров). Все остальные шестерни редуктора вращаются на
роликоподшипниках.
Наружные шестерни закрыты защитным кожухом 19.
На ведущем валу редуктора посажен маховик IV. Маховик введен в кон-
струкцию с целью увеличения крутящего момента, обеспечивающего рас-
крепление и закрепление ведущего резьбового соединения труб (замков),
а также для сообщения трубе более равномерной скорости вращения.
Вращение трубы при свинчивании и развинчивании осуществляется за
счет работы пневмодвигателя III (П11-16), мощностью 11 кВт.
Соединение коленчатого вала двигателя с ведущим валом осуществля-
ется через маховик и шлицевой валик 24.
Колонна ключа с кареткой (рис. 65) состоит из пяти частей: каретки 1,
двух цилиндров 3, колонны 6, тумбы 8 и домкрата 9.
В верхней части каретки имеются свободно установленные на непо-
движных осях четыре ролика 12, являющиеся нижней опорой полозьев
блока ключа. Роль направляющих выполняют четыре Г-образных бронзо-
вых вкладыша 11, одновременно являющихся верхней и боковой опорами
полозьев блока ключа.
Каретка свободно вращается при на верхней части колонны, и ее по-
ложение при работе ключа фиксируется чекой 10.
Смещение каретки вдоль колонны ограничено пальцем 13, свободно
установленным в бобышке каретки и связанным с последней шплинтом;
плоский конец пальца 13 находится в кольцевой проточке колонны 6. С двух
сторон к каретке жестко прикреплены пневматические цилиндры подво-
да-отвода блока ключа двустороннего действия (рис. 66). Цилиндры имеют
с обеих сторон пневматические амортизаторы, предназначенные для плав-
ной остановки в крайних положениях. Степень амортизации регулируется
иглами 1 и 4 за счет изменения проходного сечения каналов 2 и 5.
В передней и задней крышках цилиндра имеются спусковые пробки 3
для спуска влаги (конденсата) из полости цилиндра. Подвод и отвод воздуха
к цилиндрам осуществляется металлической обвязкой из труб 1/2". Оба
1
Рис. 65. Колонна ключа с кареткой.
Глава 8
1. Автоматические буровые ключи. Устройство
245
246
Глава 8
штока цилиндров подвода-отвода шарнирно соединяются с проушинами
блока ключа при помощи подвесок 2.
Для установки ключа на разной высоте колонна имеет возможность
вертикально перемещаться в основании. При этом каждое положение ее по
высоте фиксируется валиком 7.
Для бесступенчатой регулировки ключа по высоте при работе с элева-
торами имеется домкратное устройство 9 с ходом винта 150 мм.
Конструкция основания тумбы 8 предусматривает два варианта уста-
новки ключа около ротора: под углом 40° и под углом 24°.
Пульт управления (рис. 67) состоит из корпуса 3, двух кранов 5,
входного крана 8, кожуха 2, двух верхних рукояток 1, 4, нижней съемной
рукоятки 1фасного цвета 7, ограждения 10 и рукавов с накидными гайками
и угольниками.
Краны клапанные 5 взаимозаменяемые.
Пооперационная схема включения рукояток пульта при управлении
ключом указана на рис. 68.
Применяемость челюстей и упоров приведена для бурильных труб в та-
блице 30, а для обсадных труб — в таблице 31.
Для оформления заказа ниже приводится спецификация шифров и на-
именований основных узлов и быстроизнашивающихся деталей для ключей
типа АКБ:
1. Буровой ключ АКБ-ЗМ2:
1.1. АКБ-ЗМ2.1 СБ — Блок ключа;
1.2. АКБ-ЗМ2.2СБ — Колонна ключа с кареткой;
1.3. АКБ-ЗМ2.15СБ — Пульт управления.
2. Буровой ключ АКБ-ЗМ2Э2:
2.1. АКБ-ЗМ2.Э2.01.00.000 — Блок ключа;
2.2. АКБ-ЗМ2.2СБ — Колонна ключа с кареткой;
2.3. АКБ-ЗМ2.Э2.23СБ — Пульт управления;
2.4. ГОСТ 13268-83 - Электронагреватель ТЭН-60А13/0,4С, 22В,
R30, № 208.
2.5. ТУ 16-535.930-76 - Арматура типа АС.440.23.ХЛ2.220;
2.6. ТУ 16-522.140-78 — Выключатель автоматический АК63-1 МУЗ
в пластмассовой оболочке, 50 Гц, 10 х 12;
1. Автоматические буровые ключи. Устройство
247
Рис. 67. Пульт управления.
248
Глава 8
Рис. 68. Включения рукояток ключа.
2.7. ТУ 16-522.139-78 — Выключатель автоматический АП40БЗ МУЗ
340 х 10, 380 В, 50 Гц, 50 А;
2.8. ТУ 16-526.391-79 — Пускатель магнитный ПМА4200;
2.9. ТУ 16-522.4869-81 - Выключатель ВП-16Г, 23 А;
2.10. АКБ-ЗМ2Э.02.00.000СБ — Станция управления.
3. Быстроизнашивающиеся детали:
3.1. Челюсти: АКБ-ЗМ2.У34СБ - челюсть 118; АКБ-ЗМ2.У25С6 -
челюсть 146; АКБ-ЗМ2.У29СБ—челюсть 155; АКБ-ЗМ2.У36СБ—
челюсть 162; АКБ-ЗМ2.У24СБ—челюсть 172; АКБ-ЗМ2.У23СБ-
челюстъ 178; АКБ-ЗМ2.УЗОСБ - челюсть 185; АКБ-ЗМ2.У27С6 -
1. Автоматические буровые ключи. Устройство
249
Таблица 30. Применяемость челюстей, упоров для бурильных труб
Тип бурильного замка Маркировка Длина упора, мм Количество прокладок под сухарем
Обозначение Наибольший диаметр, мм челюсти упора
ЗН-108;
ЗШ-108; ЗУ-108 108,5 118 108 92 2*
ЗШ-118; ЗУ-118 118,5 118 118 87
ЗШ-146 146,5 146 146 74
ЗУ-155 155,5 155 155 71
ЗН-162 162,5 162 162 67,5
ЗН-172 172,5 172 172 63,5
ЗШ-178 178’5 178 178 59,5
ЗУ-185 185,5 185 185 56
ЗН-197 197,5 197 197 50
ЗШ-203 203,5 203 203 47,5
ЗУ-212 212,5 212 212 42,5
Бурильные трубы
для электробура 216,5 216 216 40,5
* Для труб, размеры которых не предусмотрены размерами выпускаемых челю-
стей, необходимо применять имеющиеся челюсти, компенсируя разницу размеров
установкой под сухари челюстей одной или двух прокладок толщиной 2,5 мм.
Длина упора в этом случае должна быть
, 297-Р , ™
I =------ (Рис- 69)’
где D — диаметр трубы (замка, муфты), мм.
челюсть 197; АКБ-ЗМ2.У22С6- челюсть 203; АКБ-ЗМ2.У26СБ—
челюсть 212; АКБ-ЗМ2.У28С6 — челюсть 216.
3.2. Упоры: АКБ-ЗМ2.У 110 - упор 108; АКБ-ЗМ2.У109 - упор 118;
АКБ-3 .У 18 —упор 146; АКБ-ЗМ.У56—упор 155; АКБ-ЗМ.У101 -
упор 162; АКБ-З.У17 - упор 172; АКБ-З.У16 - упор 178;
АКБ-ЗМ.У57 - упор 185; АКБ-З.У20 - упор 197; АКБ-З.У15 -
упор 203; АКБ-З.У19 - упор 212; АКБ-З.У21 - упор 216.
3.3. АКБ-ЗМ2.У21СБ — Сухарь;
3.4. АКБ-ЗМ.1-7В — Шток совмещения;
250
Глава 8
Рис. 69. Длина упора.
Таблица 31. Применяемость челюстей, упоров для обсадных труб
Обсадная труба, муфта Маркировка Длина упора, мм Количество прокладок под сухарем
Обозначение Наибольший диаметр, мм челюсти упора
Обсадная труба 0141 143,5 146 146 74
Обсадная труба 0146 148,5 146 146 74
Обсадная труба 0159 162,3 172 172 63,5 2
Муфта для обсадных труб 0141 и 0146 168,5 172 172 63,5
Обсадная труба 0168 170,5 172 172 63,5
Муфта для обсадной трубы 0159 181,7 185 185 56
Муфта для обсадной трубы 0162 190,9 197 197 50 1
Обсадная труба 0194 * 196,8 197 197 50
* Для центрирования ключа на муфте обсадной трубы 0194 мм в нижний корпус
трубозажимного устройства установить челюсти и упоры 216.
1. Автоматические буровые ключи. Устройство
251
3.5. АКБ-ЗМ2.2-70 — Вкладыш каретки;
3.6. АКБ-ЗМ2.2-73А — Втулка ролика каретки;
3.7. АКБ-3.11-2СБ — Фиксатор шариковый верхнего челюстедержа-
теля;
3.8. АКБ-ЗМ2.12-51ВСБ — Подпор разрезной шестерни (без детали
12-199Б «Стойка»);
3.9. АКБ-3.12-35А — Втулка верхняя роликовой опоры;
3.10. АКБ-3.12-140А — Втулка нижняя роликовой опоры;
3.11. АКБ-3.12-44-1 — Ролик опоры;
3.12. АКБ-3.12-45-1 — Палец роликовой опоры;
3.13. АКБ-3.12-46-1 - Вкладыш 11°;
3.14. АКБ-ЗМ2.16-59 — Манжета 100;
3.15. АКБ-ЗМ2.16-60- Манжета 30;
3.16. АКБ-ЗМ2.13-35 - Манжета 65;
3.17. АКБ-ЗМ2.13-36- Манжета 120.
Ключи буровые автоматические стационарные с гидроприводом типа
КБГ предназначены для механизации свинчивания-развинчивания буриль-
ных, утяжеленных, насосно-компрессорных труб и долот с контролем и ав-
томатическим ограничением крутящего момента, а также для механизации
наращивания бурильной колонны через дополнительный шурф. Возможно
применение для разборки забойных двигателей (трубопроводов) на буро-
вой.
Ключи типа КБГ могут применяться на буровых установках 1-11 клас-
сов по ГОСТ 16282-82 г. со всеми типами встроенных в ротор клиньевых
захватов и могут эксплуатироваться в условиях умеренного и холодного
макроклиматических районов по ГОСТ 16350-80 при температуре окружа-
ющего воздуха от минус 60° до 40°С.
Ключ КБГ-2 (техническая характеристика приведена в таблице 32) со-
стоит из следующих основных узлов: вращатель, стопорный ключ, меха-
низм позиционирования, пульт управления, установка силовая, коммуни-
кации, комплект сменных частей, комплект запасных частей, комплект ин-
струмента и принадлежностей, комплекс контроля параметров свинчивания
«КУСТ».
При работе ключом КБГ-2 рекомендованы следующие величины мо-
ментов свинчивания резьбовых соединений УБТ и крутящих моментов
крепления замковых соединений бурильных труб и переводников:
252
Глава 8
Таблица 32. Техническая характеристика буровых ключей
Параметры Данные по ключам
АКБ-ЗМ2 АКБ-ЗМ2.Э2 КБГ-2
1. Условный диаметр труб и зам-
ковых соединений, свинчивае- мых и развинчиваемых клю- чом, мм: — бурильные трубы с замками 108-216 108-216
— обсадные трубы 114-194 114-194 —
— челюстедержатель с проход- ным отверстием 390 мм
— минимальный диаметр — — 60
— максимальный диаметр — — 340
— челюстедержатель с проход- ным отверстием 540 мм — — 351-508
2. Разность диаметров охватывав- 9 9 —
мых одним комплектом захват- ных устройств, мм
— в диапазоне диаметров 60-340 — — 45 ±5
— в диапазоне диаметров 340-508 — — 60 ±6
3. Количество передач 4. Частота вращения трубозажим- 1 2 2
ного устройства, с”1 (об/мин) — на I скорости (быстрая) 1,3-1,4 (80-84) 0,6 (36) 0-1,5 (0-90)
— на I скорости (быстрая) — 1,2 (72) 0-0,75 (0-45)
— на I скорости (медленная) — — 0-0,108 (0-6,5)
— на I скорости (медленная) — — 0-0,054 (0-3,2)
5. Максимальный крутящий мо- 50 30 90 ±9
мент, кН-м 6. Привод вращателя ключа пневмодвигатель электродвигатель гидромотор
7. Марка двигателя TI\X-6lefteqn * 209.25.28.21 ТУ 22-5329-82
8. Мощность двигателя, кВт 11 15 22
9. Длина хода блока ключа, мм 1000 1000 —
10. Максимальная величина верти- — — 1900
кального перемещения ключа, мм
11. Максимальный угол поворота — — 120
ключа вокруг оси, градус
12. Давление воздуха (у пульта), 0,7-0,9 0,7-0,9 —
МПа
1. Автоматические буровые ключи. Устройство 253
Продолжение таблицы 32
Параметры Данные по ключам
АКБ-ЗМ2 АКБ-ЗМ2.Э2 КБГ-2
13. Расход воздуха на цикл, м3 1,2 0,2 —
14. Максимальное давление в гид- росистеме, МПа — —- 32
15. Максимальный расход рабочей жидкости, л/мин — — 85
16. Емкость бака гидростанции, л 17. Габаритные размеры: — — 200
— блока ключа с кареткой и ко- лонной 1655x1013x2388 1655x1013x2388 2065x1050x3300
— пульта управления 750 x 415x1300 750 x415x1300 570x690x1650
— станции управления — 1600x700x650 —
— установки силовой — — 1670x1150x1300
18. Масса ключа в сборе, кг 2800 3290 4100
19. Масса полного комплекта, кг 2900 3450 4600
* Пневмомотор Ш1-16 поршневой специальный со звездообразным расположением цилин-
дров (пять цилиндров) предназначен для привода в действие бурового ключа АКБ-ЗМ2 и имеет
следующую техническую характеристику:
1. Номинальное давление воздуха на входе в пневмомотор, МПа (кгс/см2) .... 0,5 (5)**
2. Номинальная мощность, кВт.............................................11 + 1,32
3. Номинальная частота вращения выходного вала, с-1 (об/мин)......... 16,67 (1000)
4. Условный проход воздухоканала, мм ..........................................25
5. Габаритные размеры, мм............................................ 420x465x460
6. Масса, кг, не более....................................................... 110
** Допускается работа пневмомотора при давлении сжатого воздуха 0,6 МПа (6 кгс/см2).
В заторможенном состоянии допускается кратковременное повышение давления до 1 МПа
(10 кгс/см2).
1. УБТ сбалансированное (предел текучести материала ат = 65 кгс/мм2):
наружный диаметр 89 мм — крутящий момент 450 кгс • м; 108 — 660;
120-800; 133-1140; 146- 1500; 178-2530; 203-3650; 229-5000;
254 - 8100; 273 - 8100; 299 - 8100.
2. УБТ несбалансированные (предел текучести материала аТ =
= 40 кгс/мм2): наружный диаметр 146 мм — крутящий мо-
мент 1200 кгс • м; 176 — 2080; 203 — 3100.
3. Трубы бурильные и переводники: (обозначение замковой резь-
бы — 3-62) — (минимальный 415-485 максимальный крутящий мо-
254
Глава 8
мент кгс-м); (3-73) - (415-485); (3-76) - (830-965); (3-92) -
(690-965); (3-88) - (965-1250); (3-102) - (1050-1380); (3-108) -
(1250-1650); (3-122) - (1700-2300); (3-117 и 3-121) - (1650-2200);
(3-133) - (1800-2350); (3-140) - (3200-3750); (3-147) - (2600-3200);
(3-161) - (2750-3300); (3-152) - (3650-4200); (3-171) - (3100-3650).
1.1. Подготовка к работе
Перед пуском ключа в работу для выполнения спуска-подъема буриль-
ных работ необходимо следующее:
— в трубозажимное устройство ключа в верхний и нижний корпуса
вставить по одному комплекту челюстей с упорами под соответствующий
размер бурильных труб (замков); в челюсти вставить дугообразные пружи-
ны; закрепить челюсти и упоры болтами 12, 18, 34, 36 (рис. 63);
— при спуске инструмента, перед процессом свинчивания, левый ниж-
ний фиксаторный палец 4 (рис. 64) (со стороны цилиндров) поднять, а пра-
вый 6 опустить, тем самым давая возможность производить зажатие и осво-
бождение замка нижними челюстями только при свинчивании;
— при подъеме инструмента, перед процессом развинчивания, для ра-
боты нижними челюстями левый нижний фиксаторный палец 4 опустить,
а правый 6 поднять;
— установить оба верхних фиксаторных пальца 3 (рис. 64) трубозажим-
ного устройства в верхнем положении;
— открыть ротор для возможности его проворачивания.
Перед пуском ключа в работу для выполнения спуска обсадной колон-
ны необходимо произвести следующее:
— в трубозажимное устройство ключа в верхний и нижний корпуса
вставить комплект челюстей с упорами соответственно размеру обсадных
труб и муфт;
— верхний правый фиксаторный палец 3 трубозажимного устройства
опустить вниз, а левый — поднять; это включение фиксаторов производится
в целях более надежной фиксации челюстедержателя в верхнем корпусе
(в нейтральном положении при вращении верхнего корпуса в обратную
сторону завинчиванию, при совмещении ударов и реверсов для дополни-
тельных ударов при подкреплении).
Подготовка пульта заключается в следующем:
— приступая к работе на пульте управления, ключом, необходимо от-
крыть 2" кран, для чего вставить красную рукоятку и повернуть ее в вер-
1. Автоматические буровые ключи. Устройство
255
тикальное положение; управление ключом производится с пульта (рис. 67)
двумя рукоятками 1 и 4;
— при перерыве в работе рукоятки 1 и 4 должны находиться в ней-
тральном положении входной кран закрыт и красная рукоятка снята с пульта
с тем, чтобы пневматическая система ключа не находилась под давлением.
1.2. Порядок работы
Управление работой ключа при завинчивании и развинчивании буриль-
ной колонны в процессе спуска-подъема инструмента производится пооче-
редным включением в работу механизмов ключа. Прежде чем начать рабо-
ту ключом, бурильная колонна должна быть посажена на клинья (элеватор),
при этом замок, предназначенный к завинчиванию или развинчиванию, дол-
жен находиться на уровне нижних и верхних челюстей. После этого присту-
пают к выполнению следующих операций: подводу ключа к трубе, зажатию
нижними челюстями бурильного замка, завинчиванию или развинчиванию
бурильного замка, совмещению трубозажимных устройств, освобождению
нижних челюстей и отводу ключа от трубы.
Для подвода ключа к бурильной колонне необходимо левую рукоятку
пульта управления отклонить «от себя» до отказа. После прижатия упора
трубозажимных устройств ключа к замку бурильной колонны производит-
ся зажатие замка нижними челюстями путем отклонения той же рукоятки
влево — при завинчивании и вправо — при развинчивании (рис. 68). Про-
цесс свинчивания с докреплением и развинчивания с раскреплением может
производиться и без включения в работу нижних челюстей, если бурильная
колонна надежно удерживается в клиньях от поворота при запертом роторе.
После отвода ключа включают пневморотор поворотом рукоятки 4 пра-
вой руки до отказа «на себя» при завинчивании или «от себя» при развин-
чивании. При этом положении рукоятки 4 происходит холостое вращение
верхнего корпуса трубозажимного устройства вокруг бурильного замка —
период разгона вращающихся масс. Затем отклонением этой рукоятки влево
производят включение верхних челюстей, которые зажимая верхнюю поло-
вину бурильного замка, передают вращение бурильной трубе. Как только
верхние челюсти зажали трубу (замок) и началось вращение бурильной
трубы, рукоятку 4 отводят вправо до упора с тем, чтобы не было лишних
ударов храповиков.
Примечания. 1. При работе с бурильными замками 0146 мм и менее
для обеспечения надежного захвата замка верхними челюстями включе-
256
Глава 8
ние храповика необходимо производить непосредственно после включения
вращения верхнего трубозажимного устройства.
2. Если при первом включении верхних челюстей при развинчивании
натяг в резьбе замка будет снят не полностью, то необходимо пневморо-
тор выключить и произвести кратковременное включение пневморотора
в обратную сторону для освобождения верхних челюстей путем отклоне-
ния «на себя» рукоятки 4. Затем отклонением рукоятки «от себя» включить
пневморотор и снова произвести раскрепление замка.
3. Если резьбовое соединение замка не раскрепляется после двух уда-
ров без участия нижних челюстей в работе, то необходимо замок зажать
нижними челюстями.
4. При необходимости дополнительного подкрепления соединения по-
сле завинчивания операцию завинчивания повторяют, но не более двух раз.
5. Операция зажатия замка нижними челюстями при завинчивании для
ускорения процесса должна производиться во время вращения трубы при
свинчивании, но к моменту докрепления нижние челюсти уже должны быть
включены.
6. При развинчивании или завинчивании в процессе вращения трубы
(свечи), если последняя заметно искривлена, что приводит к сильному ее
раскачиванию, необходимо обороты пневморотора несколько снизить путем
отвода рукоятки 4 к центру копира.
После окончания завинчивания или развинчивания бурильного зам-
ка рукоятка 4 устанавливается в нейтральное положение. Из нейтрального
положения правую рукоятку 4 отклоняют вправо до упора, включая шток
совмещения 30 (рис. 67). Затем эту же рукоятку отклоняют «от себя» после
завинчивания или «на себя» после развинчивания, включая пневморотор на
малые обороты для совмещения трубозажимных устройств. После совме-
щения трубозажимных устройств рукоятка 4 устанавливается в нейтральное
положение.
Операция совмещения трубозажимных устройств при развинчивании
может осуществляться и отклонением рукоятки 4 в прорези копира пульта
«для совмещения» в ту же сторону, т. е. по ходу движения при развинчива-
нии свечи. В этом случае рукоятка 4 из прорези развинчивания должна быть
быстро переключена в прорезь совмещения без остановки вращения трубы.
При этом совмещении включение челюстей происходит за счет инерции
вращающейся трубы в момент остановки верхнего корпуса штоком сов-
мещения. Эта операция совмещения при развинчивании выгодна тем, что
осуществляется быстрее, чем вышеуказанная при развинчивании и, кро-
1. Автоматические буровые ключи. Устройство 257
ме этого, исключаются случаи захвата последней ниткой конусной резьбы
ниппеля за резьбу муфты замка.
Освобождение нижних челюстей от захвата замка производится пово-
ротом рукоятки 1 левой рукой слева направо с переходом за нейтраль — при
завинчивании и справа налево также с переходом за нейтраль — при развин-
чивании. После этого производят отвод ключа поворотом той же рукоятки
на нейтраль и «на себя» через центральное положение до упора. Когда ключ
будет отведен от центра скважины, рукоятка устанавливается в нейтральное
положение. Следует иметь в виду, что для ускорения процесса, операция
освобождения нижних челюстей при развинчивании должна производить-
ся во время вращения трубы после снятия натяга в резьбовом соединении
замка.
Управление работой ключа при завинчивании и докреплении обсадных
труб в процессе спуска обсадной колонны производится в основном так же,
как и при завинчивании бурильных труб, с той лишь разницей, что завин-
чивании трубы начинают с минимально малых оборотов вращения трубы
и к концу свинчивания обороты доводят до максимальных, при этом рукоят-
ку 4 перемещают в прорези копира пульта управления «для обсадных труб».
Докрепление резьбы обсадных труб производится так же, как и бурильных
труб — ударами. Для надежного закрепления резьбы необходимо произвести
4-5 ударов до момента трогания муфты обсадной трубы. Обсадная колонна
удерживается от проворота клиньями при запертом роторе.
1.3. Характерные неисправности и методы их устранения
Перечень наиболее часто встречающихся или возможных неисправно-
стей приведен в таблице 33.
Таблица 33. Характерные неисправности и методы их устранения
Неисправность Вероятная причина Метод устранения
1. Верхние челюсти про- буксовывают по трубе (не закусывают трубу) а) выкрошены сухари; б) маломерный замок (сработка более допусти- мой); в) челюсти или упоры не соответствуют разме- ру замка; а) заменить новыми; б) заменить замок; в) поставить челюсти и упоры соответствую- щих размеров;
258
Глава 8
Продолжение таблицы 33
Неисправность Вероятная причина Метод устранения
г) не включается хра- повое устройство блока из-за заедания, попада- ния грязи или стружки; д) сильное загрязнение. г) проверить работу храповика включением и выключением его с пульта, очистить от грязи или стружки; д) промыть водой и сма- зать челюсти и внутрен- нюю полость верхнего корпуса.
2. Верхние челюсти не а) челюсти не соответ- а) установить челюсти
отпускают трубу (для ствуют размеру замка; соответствующие замку;
освобождения надо по- б) заедание ролика челю- б) заменить ролик или за-
ставить верхний кор- пус в среднее нейтраль- сти; менить исправной челю- стью;
ное положение и вклю- в) лопнул вкладыш или в) вкладыш заменить на
чить стопор совмещения. Путем проворота рото- ром в обратную сторо- большие надиры на по- верхности вкладыша; годный;
ну произвести освобо- ждение челюстей). г) сильное загрязнение. г) промыть и смазать че- люсти и внутренние по- верхности верхнего кор- пуса и челюстедержате- ля.
3. Верхний корпус при а) чрезмерно большой а) установить колонну
вращении закусывает перекос колонны ключа ключа вертикально в со-
и отпускает трубу. относительно бурильной колонны; б) сильное загрязнение; в) чрезмерно большие обороты. ответствии с расположе- нием бурильной колон- ны; б) промыть водой и сма- зать челюсти; в) снизить обороты в мо- мент зажима челюстями замка.
1. Автоматические буровые ключи. Устройство
259
Продолжение таблицы 33
Неисправность Вероятная причина Метод устранения
4. После окончания за- а) сильная нарубка суха- а) взять челюстями за-
винчивания или развин- чивания при переходе рями поверхности замка; мок в другом месте, вы- ше или ниже;
к совмещению происхо- б) несоответствие разме- б) установить соответ-
дит произвольное закру- чивание челюстями зам- ра челюстей размеру тру- бы (замка); ствующие челюсти;
ка (трубы). в) заедает втулка храпо- вика; г) ослабли пружины верхних бойков; д) ослабла пружина сред- него шарикового фикса- тора. в) промыть и смазать; г) заменить новыми; д) заменить запасным фиксатором.
5. Не выключаются ниж- ние челюсти (повернуть ротором в обратную сто- а) сильное загрязнение; а) промыть и смазать че- люсти и нижнее трубоза- жимное устройство;
рону). б) не соответствуют раз- меры челюстей. б) заменить челюсти и упоры на соответству- ющие размеру труб.
6. Нижние челюсти за- Выработались сухари Заменить сухари, поста-
мок (трубу) не зажимают. или челюсти установле- ны большего размера. вить челюсти, соответ- ствующие размеру труб.
7. Верхний корпус не Неправильно установле- Установить ключ по раз-
проворачивается вхоло- на колонна ключа от- мерам, указанным на
стую вокруг трубы. носительно ротора или большой перекос оси ко- лонны относительно ко- лонны бурильных труб. чертеже.
8. При совмещении верх- а) не работает шток сов- а) проверить работу
него корпуса не проис- мещения из-за загрязне- штока. При включении
ходит четкой остановки его в нейтральном поло- жении. ний в цилиндрах; с пульта шток должен выдвигаться и при вращении шестерни заскакивать в гнездо;
260
Глава 8
Продолжение таблицы 33
Неисправность Вероятная причина Метод устранения
9. Ключ при подводе б) сильно выработаны поверхности штока или гнезда шестерни; в) большая скорость вра- щения; г) на штоке или гнезде шестерни имеется смаз- ка. Не работают воздушные б) изношенные детали заменить новыми; в) снизить обороты в мо- мент совмещения; г) протереть насухо. Включить воздушные
и отводе от трубы пере- амортизаторы цилиндров амортизаторы цилиндров
мещается с ударом в кон- подвода-отвода. отвода, т. е. завернуть до
це хода. 10. С нескольких уда- а) недостаточная ско- отказа иглы или умень- шить проходное сечение штуцера или не давать полного открытия крана, а) поднять давление
ров не происходит рас- рость вращения верхне- в воздушной линии или
крепления или закрепле- го корпуса ключа в пе- заменить пневморотор;
ния резьбового соедине- ния трубы (замка). 11. Оперативные руко- риод холостого хода-раз- гона из-за низкого давле- ния в линии или испор- чен пневморотор; б) нижние челюсти не включены или не удер- живают замок (трубу) от проворота из-за выработ- ки сухарей. а) забоины, заусенцы, б) включить в работу нижние челюсти. Сухари заменить новыми. а) запилить;
ятки пульта управления не возвращаются в ней- тральное (выключенное) острые кромки на по- верхности копиров; б) сильное загрязнение б) промыть и смазать;
положение штоков крана, поверхно- сти копиров и шаровой поверхности рукоятки;
2. Эксплуатация буровых ключей АКБ 261
Продолжение таблицы 33
Неисправность Вероятная причина Метод устранения
12. Оперативная рукоят- в) недостаточно усилие штоков, возвращающих рукоятку в нейтральное положение; г) заедание штоков из-за коррозии, забоин и за- диров на поверхности, а также из-за заедания в резиновых уплотни- тельных кольцах. а) лопнула или деформи- в) проверить пружины штоков и неисправные заменить; г) проверить и неисправ- ные детали заменить но- выми. а) заменить новой;
ка пульта управления не поднимается вверх и не стопорится в централь- ровалась пружина руко- ятки; б) сильное загрязнение б) промыть и смазать;
ном отверстии копира полости, где устанавли- вается пружина рукоят- ки; в) рукоятки кранов от- носительно центрально- го отверстия копира сме- щены из-за неправиль- ной установки кранов на плите. в) установить краны пра- вильно.
2. Эксплуатация буровых ключей АКБ
Правильные и своевременные проверки и уход за автоматическим клю-
чом обеспечат длительную и безотказную его работу.
Уход за ключом заключается в систематическом осмотре надежно-
сти крепления колонны ключа, в проверке исправности пульта управления,
в проверке наличия смазки во всех подшипниковых узлах, проверке уровня
масла в редукторе ключа и пневмомоторе, в проверке герметичности возду-
хопроводов и манжет цилиндров, а также содержание ключа в чистоте.
Проверка исправности пульта управления заключается в следующем:
1. Проверка правильности установки кранов относительно централь-
ного отверстия копиров и надежности их крепления.
262
Глава 8
2. Проверка возврата рукоятки управления из любого рабочего положе-
ния в нейтральное (выключенное) положение. Для этой проверки каждую
рукоятку устанавливать во все крайние положения прорези копиров, а за-
тем плавно ее отпускать и проверять, устанавливается ли она сама под
действием усилия пружин штоков в нейтральное (выключенное) положе-
ние и осуществляется ли при этом ее стопорение в центральном отверстии
копира под действием ее пружины.
3. Проверка на герметичность входного крана под давлением 0,98 МПа
(10 кгс/см2), для чего необходимо:
а) установить обе рукоятки в нейтральное положение;
б) закрыть входной кран;
в) отсоединить рукава в местах их присоединения к пневмоцилиндрам
и пневмомотору;
г) включить кран пульта в положение «подвод ключа» или «отвод клю-
ча»;
д) три-четыре раза открыть и закрыть входной кран; при этом убе-
диться, что при открытом входном кране воздух нормально поступает из
рукава крана «подвода-отвода», а при закрытии входного крана отсутствует
утечка воздуха через этот рукав; для окончательной проверки герметично-
сти необходимо выходной конец проверяемого рукава опустить в емкость
с водой — при закрытом входном кране не должно наблюдаться появление
пузырьков воздуха.
4. Проверка на герметичность кранов пульта при давлении 0,98 МПа
(10 кгс/см2), для чего необходимо:
а) выполнить пункты а, б, в;
б) открыть входной кран;
в) наклонить одну из рукояток вдоль прорези копира до упора, а затем
возвратить ее в нейтральное положение; при этом убедиться, что прове-
ряемый кран обеспечивает нормальную подачу воздуха из рукава при его
открытии и не обнаруживается утечки воздуха при его закрытии; для дли-
тельной проверки герметичности крана при нейтральном положении руко-
ятки необходимо выходной конец проверяемого рукава опустить в емкость
с водой — при этом не должно наблюдаться появления пузырьков воздуха;
г) подобную проверку этого крана произвести при наклоне рукоятки
в противоположную сторону, а также наклонах этой рукоятки во взаим-
ноперпендикулярном направлении в одну и в другую сторону; при этом
убедиться, что по всем четырем шлангам, выходящим из крана, соответ-
ствующим наклонам рукоятки, обеспечивается нормальная подача сжатого
2. Эксплуатация буровых ключей АКБ
263
воздуха и не обнаруживается утечка воздуха при установке рукоятки в ней-
тральное положение.
5. Аналогичную проверку провести со вторым краном согласно пунк-
ту 4.
По окончании бурения скважины все узлы ключа и пульта управле-
ния должны быть подвергнуты осмотру, проверке и оценке технического
состояния.
Разборку при ТО производят в условиях буровой с целью замены
отдельных узлов и наиболее изнашивающихся частей (верхний корпус,
пневмомотор, пневмоцилиндры, маховик, блок цилиндров, челюсти, ролики
и пальцы роликов, вкладыши, подпоры разрезной шестерни и др.).
При разборках (сборках) следует пользоваться комплектом инструмен-
тов и принадлежностей, прилагаемым к каждому буровому ключу.
В процессе сборки, в зависимости от объема ТО, необходимо проверить
следующее:
1. Установку вкладышей в корпусах трубозажимного устройства.
В верхнем корпусе должны быть установлены унифицированные (утолщен-
ные) вкладыши. В нижнем корпусе должны быть установлены вкладыши
под углом 11°. Вкладыши должны плотно прилегать к опорным поверхно-
стям гнезда в корпусах.
2. Четкость выдвижения храповика из нижнего челюстедержателя.
3. Проворачивание втулки храповика в шестерне. Втулка должна сво-
бодно проворачиваться в пределах люфта между хвостовиком и пазом втул-
ки.
4. Соединение хвостовика с верхним челюстедержателем. Хвостовик
должен свободно покачиваться на оси и не иметь заметного люфта вдоль
оси.
5. Установку промежуточного диска. Промежуточный диск должен от
руки перемещаться от нейтрального в оба крайние положения (в направле-
нии, перпендикулярном вырезу) не менее 15 мм. При этом в направлении
выреза в вертикальном направлении промежуточный диск не должен иметь
люфта относительно шестерни.
6. Максимальный угол поворота верхнего челюстедержателя относи-
тельно верхнего корпуса должен быть не менее 28° в обе стороны от ней-
трального положения, а у нижнего челюстедержателя относительно нижне-
го корпуса не менее 23° в обе стороны.
7. Фиксацию верхнего челюстедержателя в верхнем корпусе в ней-
тральном положении. Верхний челюстедержатель должен удерживаться
264
Глава 8
в нейтральном положении подпружиненным шариковым фиксатором и под-
пружиненными бойками.
8. Установку шарикового фиксатора и упора. Шарик должен равномер-
но по окружности касаться конусного углубления упора или иметь равно-
мерный зазор не более 0,3 мм.
9. Установку штока совмещения. В нижнем положении зазор между
штоком и низшей точкой торца шестерни должен быть не менее 0,4 мм.
В верхнем положении (при выдвинутом до отказа штоке) зазор между што-
ком и плоскостью впадины гнезда шестерни должен быть не более 1,5 мм.
10. Сборку челюстей:
а) ролики должны легко вращаться в челюсти и прилегать всей обра-
зующей;
б) сухари должны плотно, всей поверхностью, прилегать к поверхно-
сти паза челюсти; сухари должны быть надежно закреплены и не иметь
каких-либо боковых люфтов вдоль и перпендикулярно пазу;
в) челюсти, при их установке в гнезда челюстедержателей, должны
легко проворачиваться.
11. Сборку подпружиненных бойков толкателей и стаканчиков. Пере-
мещение их до своих крайних положений при нажатии должно происходить
плавно, без заеданий.
В управлении буровых работ каждую буровую бригаду обеспечива-
ют «Сборником инструкций по технике безопасности», в состав которого
входит «Инструкция по охране труда при эксплуатации автоматического
бурового ключа АКБ-ЗМ2». Настоящая инструкция предназначена для по-
мощников бурильщика. К управлению ключом допускаются помощники
бурильщика, прошедшие обучение, инструктаж по правилам безопасности,
имеющие навыки управления ключом и прошедшие проверку знаний. Рабо-
чие, прошедшие инструктаж, но не имеющие еще достаточно практических
навыков работы, допускаются к работе (стажировке) на посту управления
ключом в присутствии бурового мастера или бурильщика.
В процессе эксплуатации при выполнении технологических операций
запрещается следующее:
1. Производить работу ключом, если обнаружена какая-либо неисправ-
ность как в механической, так и в пневматической частях ключа.
2. Подводить ключ к трубе, если при посадке колонны на клинья, по-
следние начали пробуксовывать.
3. Включать пневмомотор, если ключ неплотно прижат нижним упором
к трубе.
2. Эксплуатация буровых ключей АКБ
265
4. Работать ключом, если установка челюстей и упоров не соответству-
ет диаметру бурильных замков и обсадных труб.
5. Работать ключом при неисправном пульте управления.
6. Производить спуск (или подъем) колонны при неполностью отве-
денном ключе.
7. Подвод ключа к колонне до момента его окончательной посадки на
клинья или элеватор.
8. Подвод ключа для наворота свечи (трубы) пока не будет направлен
резьбовой ниппель в муфту и не будет осуществлен отход людей в безопас-
ную зону.
9. Производить подвод-отвод ключа, вращение трубозажимного устрой-
ства и включение цилиндра нижних челюстей при нахождении людей около
ключа.
10. Переключение фиксаторов, смена челюстей, упоров без установки
фиксаторов на рычагах управления ключом, без перекрытия воздушного
крана на пульте бурильщика, без выпуска воздуха пневмосистемы ключа.
11. Производить вращение головки ключа, если поднятая свеча нахо-
дится под натягом пружины крюка или под натяжением талевой системы.
12. При отвороте очередной свечи подходить к ротору до выхода резь-
бового ниппеля из муфты и до отвода ключа в заднее положение.
13. Включать любой механизм ключа, если около него находятся люди.
14. Подходить к ключу во время его работы.
15. Производить какие-либо поправку или регулировку на работающем
ключе.
16. Производить работу ключом при отсутствии ограждений (кожухов)
на вращающихся частях.
17. Производить работу ключом при давлении в пневмосистеме свыше
1 МПа (10 кгс/см2).
18. Отворачивать ключом ловильный инструмент, переводник при от-
сутствии надежной фиксации низа инструмента в центре скважины.
Работа ключом должна производиться в полном соответствии с прави-
лами пооперационного включения механизмов ключа с пульта управления
как при процессах завинчивания и развинчивания бурильных труб, так и при
завинчивании обсадных труб.
После выполнения каждой операции свинчивания-развинчивания все
рукоятки пульта управления ставить в нейтральное (выключенное) поло-
жение и обязательно фиксировать предохранительным стопорным коль-
цом.
266
Глава 8
По окончании работы ключом должна быть снята с пульта нижняя ру-
коятка, то есть перекрыт главный кран пневматической линии. Рукоятки
пульта управления должны быть обязательно установлены в нейтральное
(выключенное) положение и застопорены в этом положении предохрани-
тельными стопорными кольцами.
Необходимо периодически (летом — один раз в неделю; зимой — один
раз в сутки) спускать конденсат из цилиндров и пневмомотора через специ-
альные для этого отверстия в этих механизмах.
Смазывать ключ нужно в полном соответствии с указаниями, приве-
денными в карте смазки (табл. 34).
Таблица 34. Карта смазки ключа АКБ-ЗМ2
№п.п. Место смазки Масла и смазки Указания по смазке
1. Центральные втул- ки каретки Солидол УС-2 Заправить шприцем один раз в ме- сяц через масленку на цилиндриче- ской части каретки
2. Втулки цилиндров подвода-отвода Солидол УС-2 Заправлять шприцем перед каждым спуском-подъемом не реже одного раза в неделю
3. Втулки роликов ка- ретки Солидол УС-2 Заправить шприцем один раз в неделю через масленки на осях роликов
4. Верхний подшип- ник промежуточно- го вала Солидол УС-2 Заправить один раз в неделю через масленку
5. Редуктор Масло ТАП-15В Залить маслом до уровня контроль- ной пробки (~ 9 л) на боковой крышке редуктора, доливая один раз в неделю и по мере надобности; смена масла один раз в три месяца
6. Полозья ключа Солидол УС-2 Смазывать помазком перед каждым спуском-подъемом, очистив поло- зья от грязи
7. Цилиндры зажима и подвода-отвода Индустриаль- ное ИЗОА Смазывать поршни цилиндров и внутреннюю полость один раз в три месяца
8. Зубья разрезной шестерни Солидол УС-2 Смазывать помазком один раз в неделю
2. Эксплуатация буровых ключей АКБ
Продолжение таблицы 34
267
№п.п. Место смазки Масла и смазки Указания по смазке
9. Ролики челюстей Графитная смазка УСсА Смазывать перед каждой установ- кой челюстей
10. Полости и вкла- дыши в корпусах трубозажимных устройств Солидол УС-2 Смазывать помазком перед каждым спуском-подъемом, очистив бетали от грязи
11. Подшипники пара- зитных шестерен редуктора Солидол УС-2 Заправлять шприцем один раз в ме- сяц через масленки, установленные внизу на редукторе
12. Пневмомотор Индустриаль- ное И-50А Уровень масла должен находиться в пределах щупа, масло сменять один раз в месяц, доливать еже- дневно
13. Блок цилиндров (VI, рис. 70?) И-30А — летом, И-20А — зимой Смазывать поршни и внутреннюю полость один раз в три месяца, очи- стив от грязи
14. Конические подпо- ры разрезной ше- стерни ЦИАТИМ-201 Заправлять при техническом ре- монте
15. Роликовая опора разрезной шестер- ни Солидол УС-2 Заправлять ежедневно с помо- щью солидолонагнетателя через две масленки, установленные на боковых поверхностях редуктора
Пневмомотор П11-16, поступивший с завода, перед монтажом на бу-
ровом ключе должен быть расконсервирован (необходимость расконсерва-
ции указана в паспорте пневмомотора). Консервационную смазку поверх-
ности пневмомотора удалите ветошью, смоченной в бензине-растворителе,
с внутренних поверхностей пневмомотора — залив в картер пневмомотора
50-100 г масла индустриального И-20А и включив пневмомотор на холо-
стом ходу при давлении сжатого воздуха 0,1 МПа (1 кгс/см2) в течение
5—10 мин. После расконсервации слейте масло из картера и залейте све-
жее масло И-50А с замером (в инструкции объем масла не приводится) до
уровня маслоуказателя или риски мерного щупа. Перед присоединением
к пневмомотору продуйте шланги для удаления влаги и пыли. Пневомо-
тор монтируется с помощью болтов на фланце редуктора бурового ключа.
268
Глава 8
При монтаже шлицевой конец редуктора бурового ключа должен легко, без
заеданий, входить в шлицевое отверстие коленчатого вала пневмомотора.
По окончании монтажа проверьте надежность затяжки болтов крепления
пневмомотора к буровому ключу, а также правильность соединения возду-
хопроводящих рукавов путем кратковременных включений пневмомотора.
Затем опробуй работу пневмомотора на холостом ходу при давлении сжа-
того воздуха 0,1-0,15 МПа (1,0-1,5 кгс/см2).
Таблица 35. Возможные неисправности и методы их устранения
Неисправность Вероятная величина Метод устранения
1. Малая могц- Недостаточное давле- Обеспечьте давление не ниже
ность ние сжатого воздуха на входе в пневмомотор Обмерзает выхлопной канал и колпак в свя- зи с большой влажно- стью сжатого воздуха 0,5 МПа (5 кгс/см2) Обеспечьте качество сжато- го воздуха с помощью вла- гоотделителей в соответствии с 10 классом чистоты по ГОСТ 17433-80
2. Снижение мощ- Повышенный износ Доставьте пневмомотор в ма-
ности и увеличе- поршневых колец, стерскую, разберите и замени-
ние дутья в вы- цилиндров и дета- те поршневые кольца, цилин-
хлопной колпак, лей золотникового дры и детали золотникового
а также увеличе- ние расхода масла устройства устройства
3. Пневмомотор В картер пневмомото- Залейте масло в картер до
греется (нагрев ра не залито масло или уровня маслоуказателя или до
цилиндров и гор- залито недостаточное верхней риски масломерного
ловины корпуса) количество масла щупа. Если пневмомотор про- должает греться при наличии достаточной смазки, прекра- тите работу и отправьте пнев- момотор в мастерскую для осмотра и ремонта
4. В пневмомо- Выход из строя дета- Отключите пневмомотор и от-
торе прослушива- ется посторонний шум лей пневмомотора правьте в мастерскую для за- мены вышедших из строя де- талей
3. Машинные ключи
269
С целью проверки качества сборки пневмомотора перед установкой
его на ключ необходимо провернуть коленчатый вал специальной рукоят-
кой, имеющей плечо 150 мм и вставляемой в шлицевое отверстие выходного
конца коленчатого вала. При этом коленчатый вал должен свободно прово-
рачиваться от руки усилием не более 10 кгс.
В холодное время года перед пуском в работу прогрейте пневмомотор
паром и периодически прогревайте его в процессе работы. При этом необ-
ходимо следить за тем, чтобы вода из паропроводного шланга не попала
в картер пневомомтора.
На ниппель выхлопного колпака следует надевать резиновый рукав
(внутренний диаметр 38 мм) длиной около 3 м для отвода выхлопного
воздуха и глушения шума выхлопа в рабочей зоне (рекомендуется конец
рукава на 150-200 мм выводить под пол буровой).
После 2-3 смен работы вновь установленного пневмомотора подтянуть
болты, крепящие фланец пневмомотора к буровому ключу.
Возможные неисправности пневмомотора и методы их устранения при-
водятся в таблице 35.
Максимально допустимые зазоры между основными деталями пневмо-
мотора П11-16 заимствованы из инструкции:
— зазор между золотником и золотниковой коробкой 0,10-0,15 мм;
— зазор между поршнем и цилиндром 0,5-0,6 мм;
— зазоры между поршневым пальцем и втулкой верхней головки шату-
на, а также между пальцем шатуна и втулкой нижней головки прицепного
шатуна 0,10-0,12 мм;
— осевой люфт коленчатого вала 1,5-2,0 мм;
— зазор в замке поршневых компрессионных и маслосъемных колец
1,0-1,2 мм (первоначальный сборочный зазор должен быть в пределах
0,25-0,5 мм; увеличение зазора ведет к повышенному расходу сжатого воз-
духа и к снижению мощности).
3. Машинные ключи
3.1. Машинный ключ типа КМБО
Машинный ключ типа КМБО (рис. 70) предназначен для докрепления
и раскрепления резьбовых соединений бурильных, утяжеленных бурильных
и обсадных труб при спуско-наладочных операциях.
?/()
Глава 8
Рис. 70. Машинный ключ типа КМБО.
3. Машинные ключи
2/1
Составные части ключа следующие: 1 — большая челюсть; 2 — малая
челюсть; 3 — сменная большая челюсть; 4 — сменная малая челюсть; 5 —
зубчатая челюсть; 6 — защелка; 7 — соединительная челюсть; 8 — плашки;
9 — рычаг; 10 — серьги; 11 — подвеска.
Техническая характеристика:
1. Максимальный крутящий момент, кН-м (кгс-м)....... 88,3 (9000)
2. Условные диаметры свинчиваемых труб (замковых соединений), мм:
— бурильных и УБТ................................. 90-299;
— обсадных................................. 324-351; 426-451
3. Допустимое усилие на конце рычага, кН (тс)............80,3 (8)
4. Габаритные размеры, мм, не более ........... 1500 х 525 х 1110
5. Масса (для диаметра 212 мм), кг, не более................195
3.2. Машинный ключ типа КМО
Машинный ключ типа КМО (рис. 71) предназначен для докрепления
и раскрепления резьбовых соединений обсадных труб различного диаметра
при проведении спуско-подъемных операций в бурении.
Составные части ключа следующие: 1 — большая челюсть; 2 — малая
челюсть; 3 — сменная большая челюсть; 4 — челюсть; 5 — зубчатая челюсть;
6 — защелка; 7 — соединительная челюсть; 8 — регулировочное устройство;
9 — сменная малая челюсть; 10 — плашки; И — рычаг; 12 — серьги; 13 —
подвеска.
Техническая характеристика:
1. Максимальный крутящий момент, кН м (кгс-м)......... 35 (3500)
2. Условные диаметры свинчиваемых и развинчиваемых труб
(замковых соединений), мм:......................... 146-820
3. Допустимое усилие на конце рычага, кН (тс)............30 (3)
4. Габаритные размеры, мм, не более ........... 1560 х 660 х 1100
5. Масса (для диаметра 212 мм), кг, не более................300
3.3. Машинный ключ типа КБТ-2
Машинный ключ типа КБТ-2 (рис. 72) предназначен для докрепления
и раскрепления бурильных труб и УБТ в процессе спуско-подъемных опе-
раций при бурении нефтяных и газовых скважин.
Ключ машинный состоит: 1 — челюсть большая; 2 — челюсть малая;
3 — челюсть соединительная; 4 — челюсть зубчатая; 5 — защелка; 6 — рычаг;
7 — подвеска; 8 — плашка; 9 — челюсть дополнительная.
Глава 8
Рис. 71. Машинный ключ типа КМО.
3. Машинные ключи
273
Рис. 72. Машинный ключ КБТ-2.
Настройка ключа на нужный диаметр осуществляется установкой соот-
ветствующей зубчатой челюсти и дополнительной челюсти: одна зубчатая
челюсть для работы в интервале 108-155 мм; другая — 168-212 мм; третья
и дополнительная — 229-245 мм; четвертая и дополнительная челюсть —
273-299 мм.
При работе защелку 5 необходимо замыкать на соответствующий зуб
челюсти зубчатой, как показано на рис. 73 и 74.
Техническая характеристика:
1. Максимальный крутящий момент, кН м (кгс м).......... 88 (9000)
2. Условные диаметры свинчиваемых и развинчиваемых труб
и замковых соединений, мм............................' 108-299
274
Глава 8
Рис. 73. Челюсти зубчатые 108-155 и 168-212.
3. Допустимое усилие на конце рычага, кН (тс)...............80 (8)
4. Габаритные размеры (длина х ширина х высота),
мм, не более.......................................ИЗО х 500 х 1090
5. Масса, кг, не более........................................180
В комплект поставки входят:
1. КБТ-2.00.000 Ключ машинный для бурильных труб............... 1
2. КБТ-2.06.000 Челюсть зубчатая 229-245....................... 1
3. КБТ-2.07.000 Челюсть зубчатая 268-212....................... 1
4. КБТ-2.08.000 Челюсть зубчатая 108-155 ...................... 1
5. КБТ-2.00.004 Плашка..........................................9
6. КБТ-2.00.005 Пружина защелки.................................2
7. КБТ-2.00.000ПС Паспорт...................................... 1
8. КБТ-2.00.000ИЭ Инструкция по эксплуатации................... 1
При поставке нескольких ключей в один адрес допускается приклады-
вать одну инструкцию по эксплуатации к пяти ключам.
Требования к установке машинных ключей приведены в РД 08-200-98
«Правила безопасности в нефтяной и газовой промышленности»:
Пункт 2.5.11 «Машинные ключи подвешиваются горизонтально на
стальных канатах диаметром не менее 12,5 мм и оборудуются контргру-
3. Машинные ключи
275
299
Рис. 74. Челюсти зубчатые 229-245 и 273-299.
зами для легкости регулирования высоты. Механизмы уравновешивания
машинных ключей должны быть ограждены.»
Пункт 2.5.12 «Машинный ключ, кроме рабочего каната оснащается
страховым канатом диаметром не менее 18 мм, который одним концом
крепится к корпусу ключа, а другим — к основанию вышечного блока или
ноге вышки в соответствии с требованием пункта 1.7.3 настоящих Правил.
Страховой канат должен быть длиннее рабочего на 5-10 см.»
Пункт 1.7.3 «Соединение канатов должно выполняться с применением
коуша с заплеткой свободного конца каната или установкой не менее трех
276
Глава 8
винтовых зажимов. При этом расстояние между ними должно составлять
не менее шести диаметров каната.»
При проверке технического состояния и подготовке машинного ключа
к работе необходимо:
1. произвести внешний осмотр изделия и его узлов — трещины на
деталях не допускаются; обязательно наличие замковых шайб и шплинтов;
резьбовые соединения должны быть затянуты;
2. проверить работу защелки (отвести защелку сжимая пружину и от-
пустить) — защелка должна легко открываться от руки и закрываться под
действием пружины;
3. установить необходимую зубчатую челюсть;
4. удостовериться в наличии смазки в шарнирных соединениях, при
необходимости смазать;
5. убедиться в надежности крепления шарнирных пальцев и оси-винта
подвески.
Ключ в раскрытом до отказа положении надвигают на трубу и зары-
вают защелку на соответствующем зубе. После захвата трубы создается
натяжение тягового каната пневмораскрепителя. Происходит поворот ры-
чага, обеспечивающий необходимое сцепление ключа с трубой и передачу
крутящего момента резьбовому соединению.
Снятие ключа производится в обратном порядке.
При возникновении неполадок в работе с ключом, работу с ним необ-
ходимо остановить до устранения дефекта:
— Ключ проскальзывает на трубе — износ или поломка зубьев пла-
шек; вытяжка звеньев ключа из-за перегрузки — заменить плашки; заменить
ключ.
— Заедание в шарнирных соединениях — отсутствие смазки; поломка,
изгиб шарнирных пальцев — смазать все шарниры; заменить пальцы.
— Ключ не устанавливается в горизонтальное положение — деформация
подвески — заменить подвеску.
В инструкции по эксплуатации КБТ-2.00.000ИЭ приводятся указания
мер безопасности:
1. В процессе работы с машинным ключом КБТ-2 должны соблюдаться
требования РД 08-200-98.
2. Постоянно проверять на деталях наличие износа, деформации, тре-
щин, а также надежность крепления шарнирных пальцев и оси винта под-
вески.
3. Проверять целостность пружин защелки.
4. Элеватор-спайдеры
277
4. Проверять наличие выработки контактных поверхностей зубьев че-
люстей.
5. Проверять целостность зубьев плашек; не допускается работа плаш-
ками с изношенными или выкрошенными зубьями.
6. Регулярно проводить чистку ключа и смазку всех шарнирных соеди-
нений.
7. Не допускается работа с ключом без страхового каната.
8. Не допускается нагружать ключ усилием более 80 кН.
9. Категорически запрещается применять тяговые средства (трактор,
подъемная лебедка, талевая система и т. п.), кроме пневматического раскре-
пителя свечей (ПРС) при давлении воздуха в цилиндре не более 0,8 МПа.
10. Запрещается приваривать к деталям ключа посторонние предметы,
а также заменять шарнирные пальцы ключа на детали меньшего диаметра.
11. Запрещается жесткая подвеска ключа (без компенсатора вертикаль-
ных перемещений в виде противовеса).
12. Запрещается находиться в зоне перемещения рычага ключа во время
работы.
13. Регистрировать в паспорте ключа все случаи отказов в работе и по-
ломок отдельных элементов.
14. Согласно рекомендаций «Системы ТО и ПР» своевременно прово-
дить дефектоскопию деталей ключа машинного КБТ-2.
4. Элеватор-спайдеры
Пневматический элеватор-спайдер ЭСП 114-426
Пневматический элеватор-спайдер ЭСП 114-426 (рис. 75) предназна-
чен для мезанизированного и частично автоматизированного захвата элева-
тором-спайдером обсадных труб с механизированным поворотом элевато-
ра-спайдера и дистанционным управлением.
Составные части следующие: 1 — корпус; 2 — клинья; 3 — верхняя
плита; 4 и 7 — цилиндр поворота; 5 — ограничитель; 6 — цилиндр подъема;
8 — штропы.
Техническая характеристика:
1. Допускаемая нагрузка (осевая), кН (тс).............. 5000 (500)
2. Условные диаметры захватываемых труб, мм:
минимальный ............................................114;
максимальный.............................................426
278
Глава 8
Рис. 75. Пневматический элеватор-спайдер ЭСП 114-426.
5. Корпусные элеваторы типа КМ и ЭК 279
3. Габаритные размеры, мм..................... 1330 х 1140 х 3045
4. Масса с клиньями (для труб диаметром 245 мм), кг........3100
Кроме этого, имеется пневматический элеватор-спайдер ЭСП 114-320
грузоподъемностью 3200 кН (320 тс), габаритами 1240 х 1050 х 2950 мм
и массой 2700 кг.
Элеватор-спайдер ЭОК 178-351
Элеватор-спайдер ЭОК 178-351 с клиньевым захватом (рис. 76) пред-
назначен для удержания за наружную поверхность колонны обсадных труб
при креплении скважин.
Составные части следующие: 1 — предохранительный хомут; 2 —
предохранительные кронштейны; 3 — рукоятка замка; 4 — предохранитель
штропа; 5 — корпус; 6 — направляющая воронка; 7 — подвеска клиньев;
8 — рычаг подъема клиньев.
Техническая характеристика:
1. Грузоподъемность, кН (тс), не более.................. 3200 (320)
2. Условные диаметры захватываемых труб, мм.............. 178-351
3. Габаритные размеры, мм........................1110 х 1075 х 920
4. Масса, кг, не более:
полного комплекта (без плиты)........................... 2332;
варианта сборки с воронкой без плиты (рабочее состояние) . . .1110
5. Корпусные элеваторы типа КМ и ЭК
Корпусные элеваторы типа КМ (табл. 36) и типа ЭК (табл. 37), предна-
значены для захвата и удержания на весу колонны бурильных и обсадных
труб при спуско-подъемных операциях при бурении скважин.
Обозначения на рис. 77 «Корпусной элеватор типа КМ»: 1 — корпус;
2 — защелка; 3 — рукоятка; 4 — предохранитель штропа; 5 — створка.
Обозначения на рис. 78 «Корпусной элеватор типа ЭК»: 1 — корпус;
2 — створка; 3 — защелка; 4 — предохранитель штропа; 5 — рукоятка; 6 —
пружина.
Каждый корпус подлежит проверке ультразвуковой или другой дефек-
тоскопией один раз в год.
Корпуса элеваторов, побывавших в аварийных ситуациях, приведших
к перегрузкам элеваторов или к воздействию на них больших ударных на-
грузок, подлежат внеочередной проверке ультразвуковой или другой дефек-
тоскопией.
280
Глава 8
1075
Рис. 76. Элеватор-спайдер ЭОК 178-351.
281
5. Корпусные нгытюры типа КМ и ЭК
Таблица 36. Основные параметры )лс1Ш0ров типа КМ
Шифр элеватора Грузоподъем- ность, кН (тс) Условный диаметр захваты- ваемых труб, мм Диаметр расточки, мм Габаритные размеры (дли- на х шири- на х высота), мм Масса, кг, не более
КМ60-125 60 63 67,0
КМ60Н-125 1250 (125) 60 63/71 610 х 265 х 250 66,0
КМ73-125 73 76 65,0
10473^-125 НН 73 76/86 62,0
КМ89-125 89 92 81,5
КМ89^-125 1250 (125) 89 92/102 645 х 285 х 250 80,5
КМ102-125 102 106 77,5
КМ102Н-125 102 106/118 75,5
КМ114-140 114 118 94,0
КМ114Н-140 114 118/131 91,0
КМ114НП-140 1400 (140) 114 118/127 670 х 305 х 260 92,0
КМ127-140 127 131 89,0
КМ127НП-140 127 131/142 86,0
КМ129Л-140 129 133 89,0
КМ140-170 140 144 131,0
КМ140Н-170 1700 (170) 140 144/158 750 х 340 х 290 127,0
КМ146-170 146 150 128,0
04146^-170 Н11 146 150/162 125,0
КМ168-170 168 172 134,0
КМ168тЗ=-170 НИ 1700 (170) 168 172/184 780 х 360 х 290 129,0
КМ178-170 178 182 129,0
КМ89-200 89 92 120,5
КМ89 j§j-200 2000 (200) 89 92/102 710 х 300 х 310 119,5
КМ102-200 102 106 116,5
КМ102Н-200 102 106/118 113,5
КМ114-250 114 118 155,0
КМ114Н-250 2500 (250) 114 118/131 760 х 330 х 320 151,0
КМ114НП-250 114 118/127 152,0
282
Глава 8
Продолжение таблицы 36
Шифр элеватора Грузоподъем- ность, кН (тс) Условный диаметр захваты- ваемых труб, мм Диаметр расточки, мм Габаритные размеры (дли- на х шири- на х высота), мм Масса, кг, не более
КМ127-250 127 131 149,0
КМ127НП-250 127 131/142 144,0
КМ140-320 140 144 193,0
КМ140Н-320 140 144/158 188,0
КМ146-320 3200 (320) 146 150 800 х 355 х 350 189,0
КМ1461Ш'320 146 150/162 185,0
КМ168-320 168 172 177,0
КМ168тЦ;-320 xili 168 172/184 171,0
КМ178-320 178 182 171,0
КМ194-320 194 198 261,0
КМ219-320 3200 (320) 219 224 850 х 400 х 350 237,0
КМ245-320 245 250 295,0
КМ273-320 3200 (320) 273 278 900 х 445 х 350 265,0
КМ299-320 299 304 340,0
КМ324-320 3200 (320) 324 331 1020 х 490 х 350 310,0
КМ340-320 340 347 363,0
КМ351-320 3200 (320) 351 358 1070 х 510 х 350 352,0
КМ377-320 3200 (320) 377 384 1100 х 535 х 350 395,0
Для безопасной работы с элеваторами конструкция замкового устрой-
ства не должна допускать самопроизвольного открывания элеватора как под
нагрузкой, так и при снятии ее.
В процессе открывания или закрывания элеваторов рабочим приходит-
ся затрачивать значительные физические усилия, а так как спуско-подъ-
емные операции продолжаются длительное время, то рабочие утомляются,
что, в свою очередь, приводит к опасности возникновения несчастных слу-
чаев. Поэтому конструкция элеватора должна обеспечивать закрытие двер-
цы усилием не более 5 кг-с и открытие — усилием не более 15 кг-с.
При выполнении спуско-подъемных операций рабочему приходится
перемещать элеватор по столу ротора. Для обеспечения этой операции необ-
5. Корпусные элеваторы типа КМ и ЭК 283
Таблица 37. Основные параметры элеваторов типа ЭК
Шифр элеватора Грузоподъем- ность, кН (тс) Условный диаметр захваты- ваемых труб, мм Диаметр расточки, мм Габаритные размеры (дли- на х шири- на х высота), мм Масса, кг, не более
ЭК194-170 1600 (160) 194 198 854 х 360 х 300 170,0
ЭК219-170 219 224 160,0
ЭК245-170 1600 (160) 245 250 880 х 385 х 300 178,0
ЭК273-170 273 278 910 х 414 х 300 185,0
ЭК299-170 1600 (160) 299 304 980 х 4850 х 300 255,0
ЭК324-170 324 331 230,0
ЭК340-170 1600 (160) 340 347 1010 х 510 х 300 212,0
ЭК351-170 351 358 207,0
ЭК377-170 377 384 328,0
ЭК407-170 1600 (160) 407 414 1140 х 605 х 320 307,0
ЭК426-170 426 433 294,0
ЭК508-320 3200 (320) 508 516 1220 х 700 х 350 445,0
Рис. 77. Корпусной элеватор типа КМ.
284
Глава 8
Рис. 78. Корпусной элеватор типа ЭК.
ходимо, чтобы элеватор имел гладкую опорную поверхность, так как в про-
тивном случае затрудняется подвод и отвод элеватора.
Для предотвращения несчастных случаев необходимо, чтобы конструк-
ция предохранителя штропа исключала возможность выпадания штропа при
СПО и при перевернутом элеваторе. Для обеспечения этого условия требу-
ется обеспечивать, чтобы расстояние от носка предохранителя до скоса
нижней лапы корпуса по перпендикуляру было меньше диаметра штропа
на 10 мм. Выполнение этого условия потребует удлинение предохранителей
штропов наплавкой электродом Э42 ГОСТ 9467-75: рис. 79 — предохрани-
тель штропа (доработка) для элеваторов грузоподъемностью 170 тс при ис-
пользовании штропов грузоподъемностью 75 тс (60 мм — диаметр штропа);
рис. 80 — предохранитель штропов (доработка) для элеваторов грузоподъ-
емностью 125 и 140 тс при использовании штропов С6.39-8/БУ80 БрД-2.
Труба в элеваторе должна свободно вращаться, т. е. выдерживать диа-
метр расточки (см. табл. 36).
Пружина замка должна быть тугая и исправная, иначе при подъеме
труб замок и дверцы элеватора могут самопроизвольно открыться.
При СПО запрещается работать с элеваторами, если в них обнару-
жены следующие неисправности: затвор туго вращается или имеет люфт
в шарнирном соединении; при захлопывании элеватора затвор не запирает-
ся защелкой; верхние торцовые поверхности корпуса и затвора не находятся
5. Корпусные элеваторы типа КМ и ЭК
285
Рис. 79. Предохранитель штропа (доработка) для элеваторов 170 тс при использова-
нии штропов 75 тс (диаметр 060 мм).
Рис. 80. Предохранитель штропа (доработка) для элеваторов 125 и 140 тс.
в одной плоскости; наблюдаются трещины и другие дефекты. Отбраковку
и ремонт производить согласно инструкции (по ТУ 26-02-933-82), в которой
приведены эскизы основных деталей элеваторов, указаны наиболее часто
286
Глава 8
встречающиеся дефекты деталей, номинальные и предельно-допустимые
размеры дефектуемых поверхностей, дано заключение, в каких случаях
браковать или ремонтировать детали с указанием рекомендуемых спосо-
бов ремонта.
При затаскивании труб с приемного моста элеватор должен быть надет
на трубу обязательно замком вверх, во избежание выпадения трубы при
открывании замка и травмировании близстоящих рабочих.
При подъеме бурильной колонны на одном штропе нельзя сажать эле-
ватор на ротор. Это ведет к возникновению обратного изгиба бурильной
колонны и поломке ее. Следует посадить колонну на клинья для бурильных
труб или клинья, встроенные в ротор.
Бурильщик должен начинать подъем бурильной колонны после сигнала
помощника о зацеплении элеватора двумя штропами.
Поднимать элеватор на ротор и снимать следует при помощи якоря
(кирмака) и только в закрытом состоянии. Сбрасывать его с ротора не сле-
дует, так как при этом можно задеть стоящих у ротора людей и повредить
элеватор.
Заводить элеватор под муфту трубы необходимо только после полной
остановки бурильной трубы.
5.1. Отбраковка и ремонт корпуса элеваторов типа КМ (рис. 81)
1. Обломы, трещина любого характера и расположения — браковать.
2. Выработка проушины элеваторов в месте посадки штропов:
2.1. для элеваторов КМ60-125; КМ60Н-125; КМ73-125; КМ73 Д-125;
1111
КМ89-125; КМ89 Д-125; КМ102-125; КМ102Н-125: номинальный размер
Н = 92 мм, предельный размер Н = 87 мм — браковать при размере 87 мм;
2.2. для элеваторов КМ114-140; КМ114Н-140; КМ114НП-140;
КМ127-140; КМ127НП-140; КМ129Л-140: номинальный размер Н =
= 100 мм, предельный размер Н = 95 мм — браковать при размере 95 мм;
2.3. для элеваторовКМ89-200; КМ89 Д-200; КМ102-200; КМ102Н-200:
НИ
номинальный размер Н = 128 мм, предельный размер Н = 123 мм — бра-
ковать при размере 123 мм;
2.4. для элеваторов КМ114-250; КМ114Н-250; КМ114НП-250;
КМ127-250; КМ127НП-250: номинальный размер Н = 132 мм, предель-
ный размер Н — 127 мм — браковать при размере 127 мм;
5. Корпусные элеваторы типа КМ и ЭК
287
Рис. 81. Корпус элеватора типа КМ.
2.5. для элеваторов КМ140-170; КМ140Н-170; КМ146-170;
KM146=g=-170;KM168-170;KM168^-170;KM178-170: номинальный раз-
НИ ни г
мер Н — 113 мм, предельный размер Н = 108 мм — браковать при размере
108 мм;
2.6. для элеваторов КМ140-320; КМ140Н-320; КМ146-320;
KM146jgj-320; КМ168-320; КМ168^-320; КМ178-320; КМ194-320;
КМ219-320; КМ245-320; КМ273-320; КМ299-320; КМ324-320; КМ340-320;
КМ351-320; КМ377-320: номинальный размер Н = 157 мм, предельный
размер Н ~ 152 мм — браковать при размере 152 мм;
3. Прогиб нижних лап корпуса: допустимая величина прогиба
а = 3 мм — браковать при размере более 3 мм.
4. Износ опорной поверхности под муфтой трубы:
4.1. для элеваторов КМ60-125; КМ60Н-125; КМ73-125; КМ73^-125;
КМ89-125; КМ89^-125; КМ102-125; КМ102Н-125; КМ114-140;
КМ114Н-140; КМ114НП-140; КМ127-140; КМ127Н-140; КМ129Л-140: но-
минальный размер b = 20+°’52 мм, предельный размер 6 = 26 мм;
4.2. для элеваторов КМ89-200; КМ89 j|j-200; КМ102-200; КМ102Н-200;
КМ114-250; КМ114Н-250; КМ114НП-250; КМ127-250; КМ127НП-250;
КМ140-170; КМ140Н-170; КМ146-170; КМ146^-170; КМ168-170;
КМ168^-170; КМ178-170; КМ140-320; КМ140Н-320; КМ146-320;
НН
288
Глава 8
KM146j2=-320; КМ168-320; КМ168^=-320; КМ178-320: номинальный раз-
НИ НН
мер b = ЗО+0,62 мм, предельный размер b = 36 мм;
4.3. для элеваторов КМ194-320; КМ219-320; КМ245-320; КМ273-320;
КМ299-320; КМ324-320; КМ340-320; КМ351-320; КМ377-320: номиналь-
ный размер b — 2+0’25 мм, предельный размер b = 8 мм — по пунктам 4.1;
4.2; 4.3 ремонтировать наплавкой изношенной поверхности с последующей
обработкой до номинального размера; наплавку изношенных мест деталей
элеватора производить электродами типа Э12Г4 марки 03Н-350У или типа
Э15Г5 марки 03Н-400У по ГОСТ 10051-75; местный нагрев перед сваркой
и отжиг после сварки не требуется.
5. Износ опорной поверхности А и Б:
5.1. для элеваторов КМ60-125; КМ60Н-125; КМ73-125; КМ73^-125;
КМ89-125; KM89jgj-125; КМ102-125; КМ102Н-125; КМ114-140;
КМ127НП-140; КМ129Л-140: номинальный размер Hi = 14О+0,4 мм, пре-
дельный размер Нт ~ 141,5 мм;
5.2. для элеваторовKM89-200;KM89jSj-200; КМ102-200; КМ102Н-200;
КМ114-250; КМ114Н-250; КМ114НП-250; КМ127-250; КМ127НП-250;
КМ140-170; КМ140Н-170; КМ146-170; КМ146^-170; КМ168-170;
КМ168^-170; КМ178-170; КМ140-320; КМ140Н-320; КМ146-320;
КМ146Ш1’320’ КМ168’320’ KM168jS_-320; КМ178-320; КМ194-320;
КМ219-320; КМ245-320; КМ273-320; КМ299-320; КМ324-320; КМ340-320;
КМ351-320; КМ377-320: номинальный размер Нт = 17О+0,4 мм, предель-
ный размер Нт = 171,5 мм — по пунктам 5.1 и 5.2 ремонтировать при
зазоре между корпусом и створкой (по размеру Нт) равным 4 мм путем
минимальной обработки изношенных поверхностей А и Б; при этом по-
верхности А и Б должны находиться в одной плоскости, а параллельность
их относительно поверхности В должна быть не более 0,1 мм.
5.2. Отбраковка и ремонт створки элеваторов типа КМ (рис. 82)
Каждая створка подлежит проверке ультразвуковой или другой дефек-
тоскопией один раз в год.
Створки элеваторов, побывавших в аварийных ситуациях, подлежат
внеочередной проверке дефектоскопией.
5. Корпусные элеваторы типа КМ и ЭК
289
Вид А
R = 3-1,0 мм для элеваторов г/п 125 и 140 тс
R = 3-1,0 мм для элеваторов г/п 170 и выше
Рис. 82. Створка элеваторов типа КМ.
1. Обломы, трещины любого характера и расположения — браковать.
2. Износ опорной поверхности под муфтой трубы:
— для элеваторов всех типоразмеров: номинальный размер b = 2+0,25 мм,
предельный размер b = 8 мм — ремонтировать наплавкой; обрабатывать
совместно с корпусом.
3. Износ опорной поверхности А и Б:
3.1. для элеваторов КМ60-125; КМ60Н-125; КМ73-125; КМ73 jgj-125;
КМ89-125; КМ89^-125; КМ102-125; КМ102Н-125; КМ114-140;
КМ114Н-140; КМ114НП-140; КМ127-140; КМ127НП-140; КМ129Л-140:
номинальный размер H=140Z^395 мм, предельный размер Н = 138 мм;
номинальный размер Hj = 139-0,5 мм, предельный размер Hi = 137 мм;
3.2. для остальных элеваторов всех размеров условного диамет-
ра захватываемых труб от 89 мм до 377 мм и грузоподъемностью
170-200-250-320 тс: номинальный размер Н = 1702^395 мм> предельный
размер Н = 168 мм; номинальный размер Hi = 169“0,5 мм; предельный
размер Hi = 167 мм по пунктам 3.1. и 3.2. ремонтировать при зазоре
между корпусом и створкой (по размеру Н) равным 4 мм наплавкой ме-
талла и последующей обработкой до размера, при котором зазор составит
не более 1,5 мм, при этом поверхности А и Б должны находиться в одной
плоскости.
290
Глава 8
4. Износ поверхности по диаметру d:
4.1. для элеваторов КМ60-125; КМ60Н-125; КМ73-125; КМ73^-125;
НН
КМ89-125; КМ89^-125; КМ102-125; КМ102Н-125; КМ114-140;
КМ114Н-140; КМ114НП-140; КМ127-140; КМ127НП-140; КМ129Л-140:
номинальный размер d = 2О+0,21 мм, предельный размер d = 21+4 мм
(до первого ремонта);
4.2. для элеваторов КМ89-200; КМ89^-200; КМ102-200; КМ102Н-200:
КМ114-250; КМ114Н-250; КМ114НП-250; КМ127-250; КМ127НП-250;
КМ140-170; КМ140Н-170; КМ146-170; КМ146^-170; КМ168-170;
НН
КМ168^-170; КМ178-170; КМ140-320; КМ140Н-320; КМ146-320;
НН
КМ146гЦ--320; КМ168-320; КМ1684^-320; КМ178-320; КМ194-320;
НН НН
КМ219-320: номинальный размер d = 28+0’21 мм, предельный размер d =
= 29+4 мм (до первого ремонта);
43. для элеваторов КМ245-320; КМ273-320; КМ299-320; КМ324-320;
КМ340-320; КМ351-320; КМ377-320: номинальный размер d = 36+0>25 мм,
предельный размер d = 37 мм (до первого ремонта) — по пунктам 4.1.,
4.2. и 43. ремонтировать при зазоре в створке с осью, равным 1,5 мм, путем
увеличения диаметра отверстия в створке и соответствующего отверстия в
корпусе при помощи развертки; отверстие выполняется с допуском по Н12;
соответственно новому диаметру изготовляется ось из материала сталь 45
с допуском под посадку Ы2; калить HRC 28-32; возможно повторное уве-
личение диаметра отверстия при последующем износе, но увеличивать диа-
метр более чем на 4 мм от номинального не допускается; конец оси отжечь
на длине 20 мм.
5. Износ зуба створки:
5.1. для элеваторов размеров условного диаметра захватываемых труб
от 60 мм до 129 мм и грузоподъемностью 125 и 140 тс: номинальные
размеры L = 65 мм, Li = 63“0’74 мм, предельный размер L\ = 60 мм;
5.2. для элеваторов размеров условного диаметра захватываемых труб
от 89 мм до 377 мм и грузоподъемностью 170-200-250-320 тс: номинальные
размеры L = 91 мм, Li = 88“0,87 мм, предельный размер Li = 85 мм — по
пунктам 5.1. и 5.2. ремонтировать наплавкой с последующей обработкой до
номинального размера.
5. Корпусные элеваторы тшш !\М и
п
5.3. Отбраковка и ремонт защелки элеваторов типа КМ (рис. НЗ)
Износ поверхности по диаметру d:
1. для элеваторов размеров условного диаметра захватываемых труб
от 60 мм до 129 мм и грузоподъемностью 125 и 140 тс: номинальный размер
d — 2О+0,21 мм, предельный размер d = 21 мм (до первого ремонта);
2. для элеваторов размеров условного диаметра захватываемых труб
от 89 мм до 377 мм и грузоподъемностью 170-200-250-320 тс: номиналь-
ный размер d = 28+0,21 мм, предельный размер d = 29 мм (до первого
ремонта) — ремонтировать (пункт 1 и 2) при зазоре между отверстием за-
желки и осью равным 1,5 мм путем увеличения диаметра отверстия защелки
и соответствующего отверстия в корпусе при помощи развертки; отверстие
выполняется с допуском по Н12; соответственно новому диаметру изготав-
ливается ось из материала сталь 45 с допуском под посадку Ы2; калить
HRC 28-32; конец оси отжечь на длине 20 мм; возможно повторное увели-
чение диаметра отверстия, но увеличивать диаметр более чем на 3 мм от
номинального размера, не допускается.
Рис. 83. Защелка элеватора типа КМ.
5.4. Отбраковка и ремонт рукоятки элеваторов типа КМ (рис. 84)
1. Износ поверхности Б:
1.1. для элеваторов размеров условного диаметра захватываемых труб
от 60 мм до 129 мм и грузоподъемностью 125 и 140 тс: номинальный размер
L = 38 ± 0,5 мм, предельный размер L = 35 мм;
292
Глава 8
Рис. 84. Рукоятка элеватора типа КМ.
1.2. для элеваторов размеров условного диаметра захватываемых труб
от 89 мм до 377 мм и грузоподъемностью 170-200-250-320 тс: номиналь-
Hbiq размер L — 46±0,5 мм, предельный размер L = 43 мм — по пунктам 1.1
и 1.2 ремонтировать наплавкой (см. VIIL5.1, пункт 4.3) с последующей об-
работкой до номинального размера.
2. Износ упора В:
для элеваторов всех типоразмеров — угол скоса изношенного упора не
должен превышать 6° — ремонтировать так же, как поверхность Б.
3. Износ поверхности по диаметру d:
для элеваторов всех типоразмеров — номинальный размер d =
= 1б+°,18 мм> предельный размер d = 17 мм — ремонтировать при зазоре
между отверстием в рукоятке и осью равным 1,5 мм путем увеличения диа-
метра отверстий и соответствующего отверстия в створке с допуском Н12
под новую ось, изготовленную с допуском Ы2 из стали 45 с закалкой
HRC 28-32; возможно многократное увеличение диаметра отверстия, но
не более чем на 4 мм от номинального размера.
5.5. Отбраковка и ремонт предохранителя штропа элеваторов
типа КМ (рис. 85)
Износ поверхности по диаметру d для элеваторов всех типоразмеров —
номинальный размер d = 18+0’18 мм, предельный размер d = 19 мм (до пер-
вого ремонта) — ремонтировать при зазоре между отверстием в предохра-
нителе и осью предохранителя равным 1,5 мм путем увеличения диаметра
отверстия в предохранителе штропа и соответствующего отверстия в кор-
пусе при помощи развертки; отверстие выполняется с допуском по Н12; со-
5. Корпусные элеваторы типа КМ и ЭК
293
d
Рис. 85. Предохранитель штропа элеватора типа КМ.
ответственно новому диаметру изготавливается ось из материала сталь 45
с допуском под посадку Ы2; возможно многократное увеличение диаметра
отверстия при последующем износе, но увеличивать диаметр более чем на
4 мм от номинального размера не допускается.
5.6. Отбраковка заклепки короткой элеваторов типа КМ (рис. 86)
Для элветоров всех типоразмеров допускается износ поверхности на
диаметре 10 мм в месте зацепа пружины на 2 мм — браковать при износе
более 2 мм — новую заклепку изготавливать из стали 35; калить HRC 24-28;
конец заклепки отжечь на длине 7 мм.
Рис. 86. Заклепка элеватора типа КМ.
5.7. Отбраковка пружин элеваторов типа КМ
Бракуются:
1. Все пружины при поломке витков, а также при обломе опорных
концов.
2. Пружины защелки, создающие усилие в плоскости соприкосновения
с зубом створки менее 8,5 кгс (85 Н) для элеваторов грузоподъемностью 125
294 Глава 8
и 140 тс (1250 и 1400 кН) и менее 9,5 кгс для элеваторов грузоподъемно-
стью 170, 200, 250 и 320 тс.
3. Пружины предохранителя штропа, создающие усилие на рукоятке
менее 0,4 кгс для всех элеваторов.
4. Пружины рукоятки, создающие усилия на ручке рукоятки вокруг оси
менее 0,6 кгс, а по оси менее 3 кгс для всех элеваторов.
Бракованные пружины заменяются запасными, которые должны обес-
печивать четкую работу элеватора и предохранителей ггропов.
5.8. Инструмент для развальцовки осей элеваторов типа КМ
При замене пружин и осей, развальцовку последних производят ин-
струментом, изготовленным по прилагаемым рис. 87, 88, 89 и 90.
1. Развальцовка 036 х 150 для осей створок элеваторов КМ245-320,
КМ273-320, КМ299-320, КМ340-320, КМ351-320 и КМ377-320 (рис. 87).
Рифление сетчатое
150
Рис. 87. Развальцовка 036 х 150.
2. Развальцовка 028 х 150 для осей защелки и створки элеваторов
грузоподъемностью 170, 200, 250, 320 тс (рис. 88).
3. Развальцовка 020 х 150 для осей защелки и створки элеваторов
грузоподъемностью 125,140 тс, а также для осей предохранителей штропов
элеваторов всех типоразмеров (рис. 89).
5. Корпусные элеваторы типа КМ и ЭК
295
023,1
Рис. 88. Развальцовка 028 х 150.
Рис. 89. Развальцовка 020 х 150.
Рис. 90. Развальцовка 010 х 110.
296
Глава 8
4. Развальцовка 010 х 110 для заклепок элеваторов всех типоразмеров
(рис. 90).
Материал: сталь 40Х ГОСТ 4543-71; HRC 50-55.
6. Комплекс механизмов АСП
Комплекс механизмов АСП предназначен для механизации и частичной
автоматизации спуско-подъемных операций при бурении нефтяных и газо-
вых скважин глубиной до 6000 м.
При проведении СПО комплекс позволяет:
1. совмещение во времени спуска и подъема колонны бурильных труб
и ненагруженного элеватора с установкой свечи на подсвечник, выносом ее
с подсвечника, свинчиванием и развинчиванием свечей;
2. механизацию установки свечей на подсвечник и выноса их к центру
скважины;
3. автоматизированный захват и освобождение колонны бурильных
труб;
4. механизацию наращивания бурильной колонны;
5. механизацию смазки резьбы замковых соединений свечей;
6. сокращение времени на СПО на 30-40% по сравнению с буровыми
установками, не оснащенными комплексами механизмов АСП.
Механизировать, частично автоматизировать, а также совместить
спуско-подъем можно введением в комплекс установки специальной тале-
вой системы и механизмов для расстановки свечей, не требующих участия
верхового рабочего и применения буровой лебедки. Это дает возможность
спускать и поднимать талевый блок без перерывов на захват и перемещение
отдельной свечи.
Талевый блок в комплексе АСП отличается от обычного тем, что со-
стоит из двух секций роликов (шкивов), раздвинутых относительно верти-
кальной оси (рис. 26) и позволяет пропускать через себя свечу.
К талевому блоку подвешивают автоматический элеватор, в корпусе
которого выполнено сквозное отверстие для пропуска колонны труб или
свечи. Автоматический элеватор, перемещаясь вверх по бурильной колонне
труб, пропускает средние замки и при подходе к верхнему концу колонны
автоматически захватывает замок трубы.
Комплекс АСП может работать только при оснащении буровой до-
полнительными механизмами, не входящими непосредственно в ком-
6. Комплекс механизмов АСП 297
плекс АСП, но без которых работа механизмов и выполнение спуско-подъ-
емных операций невозможны:
1. ключ типа АКБ для свинчивания и развинчивания свечей;
2. клинья типа ПКР, встроенные в ротор, для удержания колонны бу-
рильных труб;
3. пневмораскрепитель для раскрепления замков бурильных труб (све-
чей);
4. вспомогательная лебедка для механизации трудоемких процессов
работ, являющихся подготовительными при выполнении спуско-подъемных
операций, и в процессе бурения.
Уралмашзавод выпускает шесть модификаций комплексов АСП
(табл. 38). Конструкции модификаций АСП и принцип их действия от-
личаются только в зависимости от глубины скважины, на которую они
рассчитаны, длины применяемой свечи, грузоподъемности автоматического
элеватора и площади подсвечников, на которых устанавливаются свечи.
Комплексы механизмов АСП-ЗМ1, АСП-ЗМ2, АСП-ЗМ4 и АСП-ЗМ5
рассчитаны на работу со свечой длиной 27 м, а АСП-5 и АСП-6 — на работу
со свечой длиной 36 м.
В комплекс механизмов АСП входят: механизм подъема, механизм за-
хвата, механизм расстановки свечей, направляющие канаты и центратор,
автоматический элеватор, магазин и подсвечник, приспособление для под-
вески вертлюга (рис. 35), пульты управления, хомут-элеватор.
6.1. Механизм подъема свечи
Механизм подъема свечи (рис. 91) предназначен для приподъема
и опускания отдельной отвернутой свечи при СПО. Он состоит из блока
пневмоцилиндров двойного действия 3, подъемного каната 1, вспомога-
тельного цилиндра 5, регулировочного каната 4, воздухопровода 8, крон-
штейнов 2 и 6 для крепления механизма к ноге вышки 7, обводного ролика
и пульта управления. Два пневмоцилиндра сбалансированы на случай обры-
ва воздухопроводов к ним и больших утечек в воздушной линии. Верхний
цилиндр центрируется двумя роликами.
Когда рукоятка пульта управления находится в нейтральном положе-
нии, полости цилиндров отсечены золотниковыми кранами от сети и не со-
общаются с атмосферой, а штоки обоих цилиндров выдвинуты. После под-
вода механизма захвата к свече рабочий переводит рукоятку пульта с ней-
трального положения в положение «Захват». Воздух из сети через вентиль,
298
Глава 8
Таблица 38. Техническая характеристика комплекса механизмов АСП
Параметры АСП-ЗМ1 АСП-ЗМ2 АСП-ЗМ4 АСП-ЗМ5 АСП-5 АСП-6
1. Кронблок УКБА-6-200 УКБА-6-250 УКБА-7-320 УКБА-7-400-1 УЧ-300 УКБА-7-500
2.Талевый блок УТБА-5-170 УТБА-5-200 УТБА-6-250 УТБА-6-320 УЧ-300 УТБА-6-400
3. Длина свечи 23-29 23-29 23-29 23-29 34-37 33-40
4. Максимальная грузо- подъемность автомати- ческого элеватора, кН 2500 3200 3200 3200 3000 4000
5. Шифр автоматическо- го элеватора ЭА-250 ЭА-320 ЭА-320 ЭА-320 ЭА-300 ЭА-400
6. Грузоподъемность ме- ханизма подъема свечи в кг в зависимости от давления сжатого возду- ха- 0,3 МПа 2600 2600 2600 2600 3200 3200
0,7 МПа 6000 6000 6000 6000 7400 7400
1,0 МПа 8600 8600 8600 8600 10500 10500
7. Максимальный ход стрелы механизма рас- становки свечей, мм 4760 4760 5620 4200 4200 5620
8. Максимальный ход те- лежки, мм, влево 2200 2200 2750 2300 2300 5200
вправо 2200 2200 2750 2300 2300 3650
9. Пермещение тележки и стрелы от электродви- гателей МКТ-Ш-6, кВт 3,5 3,5 3,5 3,5 3,5 3,5
10. Механизм захвата свечей и автоматический элеватор, рассчитанные на работу с трубами диа- метром, мм: бурильные 114—146 89-146 89-146 89-146 89-146 114, 127
утяжеленные 114-178 114-178 114-178 114-178 114-178 129, 140
регулятор давления и золотниковый кран поступает под поршень нижнего
цилиндра, а полость болкировочного цилиндра соединяется через золот-
никовый кран с атмосферой. При этом пружина болкировочного цилиндра
отталкивает поршень и собачку в сторону оси блока цилиндров. Полость
нижнего цилиндра над поршнем через блокировочный цилиндр соединя-
ется с атмосферой. Полость верхнего цилиндра под поршнем соединяется
с воздухопроводом, а над поршнем — с атмосферой. Нижний и верхний
цилиндры под давлением воздуха движутся вниз. Подходя к собачке, фла-
нец нижнего цилиндра отталкивает ее и доходит до крайнего положения,
а собачка под действием прцжины фиксирует нижний цилиндр.
6. Комплекс механизмов АСП
299
Рис. 91. Механизм подъема свечи.
За время хода нижнего цилиндра на 550 мм механизм захвата захва-
тывает свечу и приподнимает ее. Чтобы вынести свечу из левого блока,
необходимо ее поднять; для этого рукоятку у пульта управления переводят
в положение «Подъем». В это время работает только кран управления —
верхний цилиндр. Полость под поршнем соединяется с атмосферой, а по-
лость над поршнем — с воздушной линией. Шток опускается на 800 мм до
крайнего нижнего положения.
Механизм захвата со свечой поднимается на 800 мм, а механизм рас-
становки переносит и устанавливает свечу на подсвечник; для этого руко-
300
Глава 8
ятку пульта управления надо перевести в положение «Спуск». В это вре-
мя полость верхнего цилиндра над поршнем соединяется с атмосферой,
а под поршень подается сжатый воздух. Поршень верхнего цилиндра пере-
ходит в крайнее верхнее положение. Механизм захвата со свечой опускается
на 800 мм. Рукоятку пульта управления переводят в положение «Освобо-
ждение». При этом полость нижнего цилиндра под поршнем соединяется
с атмосферой, а в полость над поршнем подается сжатый воздух, кото-
рый поступает через блокировочный цилиндр. Воздух давит на поршень
блокировочного цилиндра, сжимает пружину, отводя тем самым защелку,
и только после этого поступает в цилиндр. Затем блок цилиндров подни-
мается на 500 мм; механизм захвата со свечой опускается и освобождает
свечу. Далее цикл работы механизма подъема повторяется.
6.2. Механизм захвата свечи
Механизм захвата свечи (рис. 92) предназначен для захвата отвинчен-
ной свечи, поддержания ее на весу во время спуска и переноса от центра
скважины на подсвечник и обратно, а также для раскрытия кулачков цен-
тратора при выносе свечи из центра скважины при СПО.
Этот механизм предназначен для захвата бурильных труб диаметром
114, 141, 168 мм, рассчитан на максимально допустимую массу свечи
в 6000 кг и имеет высоту подъема свечи 910 ± 50 мм.
Основными узлами являются неподвижная направляющая часть, кото-
рая закреплена на конце выдвижной стрелы механизма расстановки свечей
с помощью оси, и подвижная часть, перемещающаяся в неподвижной. Непо-
движная часть представляет собой сварной узел, в который вмонтированы
восемь роликов для удержания и перемещения в них подвижной части. Два
ролика, установленные вверху и внизу неподвижной части, предохраняют
подвижную часть от бокового смещения.
Корпус подвижной части выполнен сварным и по свей длине имеет на-
правляющую планку, которая перемещается в роликах неподвижной части
механизма. После переноса на подсвечник или к центру скважины подвиж-
ная часть механизма подъема со свечой опускается до ее соприкосновения
с опорой (подсвечником или полом). При дальнейшем опускании подвиж-
ной части захвата свеча освобождается. Как только свеча коснется опоры,
с клиньев снимается нагрузка и они поднимаются в исходное положение,
освобождая свечу. После этого механизм захвата отводят от свечи стрелой
механизма расстановки в исходное положение.
6. Комплекс механизмов АСП
301
Рис. 92. Механизм захвата свечи. 1 — специальный болт; 2 — копир; 3 — ролик;
4 — амортизатор; 5 — тележки; 6 — стрела; 7 — специальный болт; 8 — клинья;
9 — рычажная система.
6.3. Механизм расстановки свечей
Механизм расстановки свечей (рис. 93) предназначен для переноса све-
чи с подсвечника к центру скважины и обратно при СПО.
Механизм расстановки свечей представляет собой смонтированный на
балконе комплекс механизмов, включающий токопровод 1 к приводу те-
лежки 2, собственно тележку 8, перемещающуюся на роликах 4, стрелу 6
с цепью привода 7, гидротормоз 9, муфту 10, червячный вал 11 и червячное
колесо 16.
302
Глава 8
Рис. 93. Механизм расстановки свечей.
6. Комплекс механизмов АСП
303
Балкон представляет собой ферменную металлоконструкцию и явля-
ется основанием, на котором установлены остальные механизмы. Тележка
перемещается в направляющих швеллерах 3, расположенных в вертикаль-
ной плоскости передней панели. На концах нижнего швеллера установлены
резиновые упоры, ограничивающие передвижение тележки влево и вправо
от нейтрального положения.
Тележка 8 представляет собой сварную раму, на которой смонтирова-
ны ее привод 2 и привод стрелы 7. Для перемещения выдвижной стрелы
в передней и задней стенках тележки установлены восемь катков 5. Тележ-
ка передвигается по направляющим швеллерам на блок-роликах 4. При-
воды тележки и стрелы, выполненные отдельными монтажными блоками,
однотипные из рамы, на которой установлен червячный редуктор 12. На
этом редукторе находится электродвигатель 2, вал которого соединен с бы-
строходным валом 17 редуктора 12. На тихоходном валу И редуктора 12
установлена муфта 13, предохраняющая электродвигатель от возможных
перегрузок.
Звездочка 15 совместно с отводными звездочками передает на цепь 14
необходимое усилие для передвижения тележки. Вращаясь и отталкиваясь
от неподвижно закрепленной на балконе цепи, звездочка передвигает те-
лежку. Колодочный тормоз, воздействуя на шкив 18, служит для остановки
тележки или стрелы, когда двигатель отключен.
Стрела 6 представляет собой балку коробчатого сечения. В перед-
ней части установлен амортизатор, к которому крепится механизм захва-
та свечи. Амортизатор служит для смягчения удара при подводе к све-
че механизма захвата. В задней части стрелы установлен упор, предо-
храняющий падение стрелы при монтаже механизма и наладочных ра-
ботах, а сверху стрелы приварены планки для конечных выключате-
лей.
В исходном положении тележка механизма расстановки свечей нахо-
дится посередине балкона, против центра скважины, а стрела полностью
задвинута в тележку. При подъеме бурильной колонны для того, чтобы взять
отвинченную свечу в центре скважины, рабочий у пульта управления ме-
ханизмом включает передний ход привода стрелы. В это время двигатель 2
через червячный редуктор 12 и муфту 13 приводит в движение звездочку 15,
которая, отталкиваясь от цепи 14, выдвигает стрелу 6 с захватом к отвин-
ченной в центре скважины свече. Упираясь механизмами захвата в свечу,
стрела продолжает выдвигаться до тех пор, пока не щелкнет шариковая
муфта 13.
304
Глава 8
После захвата свечи механизмом рабочий включает обратный ход стре-
лы.
Стрела, выдвигаясь в тележку, переносит захват со стрелой в исходное
положение, в котором конечный выключатель обратного хода стрелы авто-
матически отключается. Затем рабочий включает привод тележки, подводит
тележку со свечой против намеченной секции магазина и вновь заводит све-
чу на подсвечник и в магазин.
При спуске бурильной колонны работа выполняется в обратном поряд-
ке.
6.4. Подвижный центратор
Подвижный центратор, направляющие канаты (рис. 94) предназначе-
ны для удержания верхней части свечи в центре вышки при свинчивании
и развинчивании ее в процессе СПО.
При совместном движении с талевым блоком центратор удержива-
ет блок от ракачивания. Он включает собственно центратор и подвеску.
Центратор служит для поддержания верхнего конца свечи при спуско-
подъемных операциях, а подвеска — для направления движения центратора
и его удержания в горизонтальном положении. Собственно центратор состо-
ит из сварного корпуса 2, в центральной части которого имеется разрезное
отверстие с воронкой снизу. Сверху по центру отверстия к корпусу цен-
тратора крепится головка 5. В разрез отверстия центратора вмонтированы
кулачки 6 и 7, имеющие возможность на оси 12 поворачиваться и утапли-
ваться в нем при нажатии на них конусного наголовника механизма захвата,
а под действием пружин 4, регулируемых винтом 3, перекрывать разрез, за-
держивая этим верхний конец свечи в отверстии центратора.
По концам корпуса центратора закреплены кронштейны 11 и 13, в кото-
рые вмонтированы по четыре ролика 1 для направления каната подвески 8.
В нижней части кронштейна имеется держатель конуса 10 с резиновым
кольцом 9, которое при опускании центратора садится на конусные упоры
подвески.
Подвеска центратора состоит из кронштейнов, тяг с хомутами, предо-
хранительных звеньев, направляющих канатов и амортизаторов. Предохра-
нительное звено имеет срезной болт и предохраняет центратор от поломок.
Канаты служат направлением при движении центратора.
При подъеме колонны труб талевый блок с автоматическим элевато-
ром движется вверх. Подойдя к центратору, раструб талевого каната входит
6. Комплекс механизмов АСП
305
Рис. 94. Центратор.
в воронку центратора и балее движется вверх с центратором, поднимая ко-
лонну на длину свечи. Колонна устанавливается на клинья, и талевый блок
вместе с центратором движется вниз. При этом верхний конец свечи вхо-
дит в отверстие центратора. Далее центратор останавливается на подвеске,
а талевый блок опускается вниз по свече. В это время свеча отвинчивается,
а центратор удерживает ее верхний конец. После отвинчивания свечи ме-
ханизм захвата берет ее ниже центратора и поднимает. При этом конусный
наголовник механизма входит клином в отверстие центратора и утапливает
кулачки, а затем свободно выходит с захваченной свечой из центратора.
6.5. Магазин для свечей и подсвечник
Магазин для свечей (рис. 95) служит для поддержания верхних кон-
цов свечей, установленных на подсвечнике, и для расстановки их в опре-
деленном порядке, необходимом для захвата свечи механизмом. Магазин
размещается на А-образной вышке. Он состоит из левой 1 и правой 2 ча-
стей, расположенных симметрично относительно скважины. Конструкция
его представляет собой гребенку 3, сваренную из труб. Промежутки между
пальцами 4 гребенки образуют ячейку для укладки верхних концов свечей.
Подсвечник (рис. 96) предназначен для установки на нем свечей
в определенном порядке при подъеме бурильной колонны и для направ-
ления движения свечи в момент переноса при СПО.
306
Глава 8
Подсвечник включает в себя установленные на опорные плиты 1 фер-
менные стойки 2, образующие правую и левую опоры подсвечника, бата-
рею подогрева, состоящую из настила 3 и паропровода 13, перегородок 4,
дверок 5, фиксатора 6, амортизатора 7, створок 8, запирающей рейки 9,
ограждения Ии направляющих кронштейнов 12. Батарея подогрева имеет
ограждение 11, предохраняющее свечи 10 от выпадания. Площадка внутри
наружных ограждений 11 имеет внутренние перегородки 4, разграничива-
ющие площадь опоры на секции для правильной установки свечей в ряд
на каждой трубе батареи. Каждая секция закрывается дверкой 5. Крон-
штейны 12 служат для направления движения свечи в момент ее переноса.
С задней стороны расположен амортизатор 7, служащий для гашения удара
свечи о подсвечник, а также для направления свечи в одну из опор подсвеч-
ника.
Механизмами захвата и подъема берут отвинченную свечу, приподни-
мают ее над центром скважины и переносят на подсвечник. При этом дви-
жение нижнего конца свечи на пути между талевым блоком и подсвечником
направляется кронштейнами 12, установленными в рабочее положение. Для
завода свечи в опору подсвечника амортизаторы 7 ставят в положение, при
котором дверки 5 должны быть открыты, т. е. зафиксированы одна отно-
сительно другой в цепочку. После заполнения крайняя секция закрывается
дверкой 5 на рейке 9.
6. Комплекс механизмов АСП
307
Для заполнения другой опоры подсвечника амортизатор поворачива-
ется на 90° и фиксируется пальцем 6. При спуске работа производится
в обратном порядке. В зимнее время, пропуская горячую воду или пар че-
рез батареи 3, 13, отогревают замки труб и смывают с них грязь водой.
6.6. Автоматический элеватор
Автоматический элеватор предназначен для автоматического захвата
и освобождения бурильной колонны в процессе СПО с помощью комплекса
механизмов АСП, а также для подсоединения к нему вертлюга через спе-
циальную подвеску в процессе бурения. Автоматический элеватор (рис. 97)
состоит из двух основных групп деталей: силовых и рычажной системы.
Рис. 97. Автоматический элеватор (1).
Глава 8
6. Комплекс механизмов АСП
309
Рис. 98. Автоматический элеватор (2).
310
Глава 8
А-А
0750
Рис. 99. Автоматический элеватор (сеч. А-А).
К группе силовых деталей относятся детали, воспринимающие нагруз-
ку от массы колонны бурильных труб в процессе СПО и при бурении. К ним
относятся: комплект клиньев 1, стакан 2, упорный подшипник 3, траверса 4,
штропы 5, оси 6, пальцы 7, скоба 8.
Рычажная система состоит из: корпуса 9 с опорами 10, звеньев 11, 12,
средних рычагов 13, кареток 14 и 15, пружины 16, копира 17, рычагов 18,
подпружиненных пружиной 19, расположенной на пальце 20. Рычажная
система элеватора с силовыми цилиндрами (рис. 98), кроме того содержит
три силовых пневматических цилиндра 33, три упора 34, подвод 35, трубу 36
и крепежные детали.
Траверса 4 представляет собой стальную отливку с проушинами для
подсоединения к ней двух штропов 5, при помощи которых элеватор под-
6. Комплекс механизмов АСП
311
Рис. 100. Автоматический элеватор (сеч. Б-Б).
соединяется к осям талевого блока. Штропы к траверсе присоединяются
при помощи осей 6 и имеют возможность отклоняться от вертикальной оси
на определенный угол, необходимый для заводки штропов элеватора в про-
ушины талевого блока. Внутрь траверсы установлен упорный шарикопод-
шипник 3, обеспечивающий свободный поворот стакана 2 вместе с закреп-
ленной на нем рычажной системой, в случае свинчивания-отвинчивания
очередной свечи в процессе СПО. Внутренняя полость траверсы и подшип-
ник защищены от попадания бурового раствора лабиринтным уплотнением.
Для смазки полостей упорного подшипника предусмотрены две винтовых
масленки 25.
На упорный подшипник 3 устанавливается стакан 2, имеющий три
наклонных паза, по которым перемещаются клинья 1. На нижней части
стакана при помощи пальцев 7 крепится скоба 8. В верхней части стакана
имеется специальный бурт, служащий для исключения передачи нагрузки
от массы колонны бурильных труб на шпильки 26 (рис. 100) крепления
312
Глава 8
рычажной системы к стакану, при износе колец упорного подшипника 3.
Зазор между буртом и траверсой равен 2,5-3 мм, он всегда меньше, чем
зазор по высоте в лабиринтном уплотнении.
Скоба 8 представляет собой стальную отливку с двумя приливами для
подсоединения штропов подвески вертлюга или ручного элеватора. Оба зе-
ва, образованные приливами и нижней плоскостью траверсы 4, запираются
стопорами 27, которые исключают произвольное соскакивание штропов. На
нижней плоскости скобы предусмотрены проточка и отверстия для крепле-
ния центратора кольца элеваторного, установленного на столе ротора, или
же центратора механизма установки вертлюга в шурф. В верхней части
скобы в двух приливах установлены стопоры 28, которыми при бурении
фиксируют скобу относительно траверсы.
В наклонных пазах стакана 2 установлен комплект клиньев 1. В ниж-
нем положении клинья замыкаются своими боковыми поверхностями друг
на друга, образуя равномерную окружность; б этом положении клинья удер-
живают колонну бурильных труб под торец муфты замкового соединения,
а также под торец переводника или же специальной проточки. Для каждого
типоразмера бурильных труб, переводника или проточки в элеватор устанав-
ливается соответствующий комплект клиньев. На верхней плоскости клина
выбиты цифры, указывающие диаметр труб, для работы с которыми ис-
пользуется данный комплект. Клинья удерживают под торец специальный
соединительподвески вертлюга, в случае ее применения на буровой уста-
новке. Крепление клиньев быстроразборное, позволяет производить смену
их в процессе СПО без применения специального инструмента.
Рычажная система выполнена в виде самостоятельной сборочной еди-
ницы и крепится к стакану элеватора шпильками 26.
Корпус 9 представляет собой сварную металлоконструкцию и пред-
назначен для направления движения каретки внутренней 14, на которой,
в свою очередь, смонтирована каретка 15. К каретке 15 закреплены рыча-
ги 18, которые подпружинены пружинами 19. Рычаги 18 имеют ролики 19,
которые находятся при работе постоянно в контакте с бурильной свечой,
а также ролики 30, взаимодействующими со специальными поверхностями
копира 17.
Копир 17 (рис. 99) представляет собой сварную конструкцию и состоит
из кольца и копирными поверхностями и воронки для направления движе-
ния ниппеля свечи. Копир закреплен на корпусе 9 винтами и заштифтован
тремя осями 31, которые удерживаются от выпадания планками 32.
7. Схема работы комплекса механизмов АСП
313
Внутри воронки копира 17 и корпуса 19 установлена сменная втулка 43
для центрирования резьбы ниппеля свечи с муфтой верхнего конца колон-
ны бурильных труб. Копир 17, корпус, 9 и втулка 43 имеют три окна для
прохождения роликов 29 роликов рычагов 30.
Каретка внутренняя 14 подпружинена пружиной 16 и соединена систе-
мой звеньев 11 и 12 через средний рычаг 13 с клиньями 1.
На фланце корпуса 9 предусмотрены стойки 10 подшипниковых узлов
для вращения оси 45 среднего рычага 13.
К фланцу корпуса 9 крепится болтами корпус стопора 46 (рис. 100),
который предназначен для удержания каретки внутренней 14 в крайнем
нижнем положении. Для исключения самопроизвольного расстопорения ка-
ретки стопор снабжен тарельчатой пружиной 47.
Для установки и замены клиньев 1 применено быстроразъемное со-
единение (рис. 100). Оно состоит из оси стопора 48, пружины и соединяет
звено 12 со средним рычагом 13.
Элеватор с силовыми цилиндрами оснащен рычажной системой
(рис. 98), на копире которой установлено три пневматических цилиндра 33.
На каретке 15 приварены три упора 34, в которые упираются штоки цилин-
дров 37, когда осуществляется принудительный подъем клиньев. Воздух
к цилиндрам подводится от сети буровой установки через рукав, трубу,
подвод. Управление цилиндрами осуществляется краном с поста буриль-
щика.
7» Схема работы комплекса механизмов АСП
Последовательность работы механизмов АСП при выполнении спуско-
подъемных операций приведена на рис. 101 (Кронблок, направляющие ка-
наты и центратор условно повернуты на 90°).
Подъем инструмента
I. Талевый блок 4 находится в крайнем нижнем положении. Клинья
опущены и удерживают колонну труб, ключ АКБ 6 отведен от колонны,
а автоматический элеватор 5 подведен подмуфту замка. Отвинченная от ко-
лонны труб свеча удерживается механизмом расстановки свечей 8 на опре-
деленном расстоянии от центра скважины.
314
Глава 8
Спуск
Рис. 101. Схема работы комплекса механизмов АСП.
II. Талевый блок 4 и автоматический элеватор 5 поднимают колонну
бурильных труб, клинья подняты, а ключ 6 остается отведенным от ко-
лонны. Механизм расстановки 8 продолжает переносить свечу от центра
скважины.
Ш. Талевый блок 4, продолжая подъем, касается центратора 3 и под-
нимает его по направляющим канатам 2. Клинья остаются поднятыми,
а ключ 6 отведенным. Механизм расстановки 8 заводит свечу в магазин 9
и на подсвечник 7, после чего механизм подъема 11 опускает свечу, уста-
навливает ее на подсвечник и освобождает механизм захвата 10 от све-
чи.
IV. Талевый блок 4 поднимает колонну труб на длину одной свечи.
Клинья опускаются и захватывают колонну. Ключ 6 подводится к колонне,
механизм расстановки 8 передвигает механизм захвата 10 в исходное по-
ложение. Центратор 3 вместе с талевым блоком 4 находится в верхнем
положении.
V. Талевый блок 4 опускается по колонне труб и вместе с ним по
направляющим канатам 2 центратор 3 опускается в исходное положение.
7. Схема работы комплекса механизмов АСП
315
Клинья опущены и удерживают колонну, а ключ 6 отвинчивает свечу. Ме-
ханизм расстановки 8 передвигает механизм захвата 10 к центру скважи-
ны.
VI. Талевый блок 4 продолжает опускаться, а центратор 3 остается
в исходном положении и удерживает свечу по центру скважины. Клинья
остаются опущенными, а ключ 6 продолжает отвинчивать свечу. Механизм
захвата 10 подводится к свече.
VII. Талевый блок 4 находится в крайнем нижнем положении, кли-
нья остаются опущенными, свеча отвинчена, ключ 6 отведен от колонны,
а автоматический элеватор 5 подведен под муфту замка. Механизм захва-
та 10 при помощи механизма подъема 11 захватывает свечу и выводит ее из
центратора 3 и талевого блока 4, а автоматический элеватор 5 закрывается.
Дальнейшие операции при подъеме инструмента повторяются.
Спуск инструмента
I. Талевый блок 4 находится в нижнем положении, клинья опущены
и удерживают колонну труб, ключ 6 отведен. Механизм расстановки 8 под-
водит свечу к центру скважины, а механизм подъема 11 опускает ее в муфту
замка колонны и освобождает механизм захвата 10 от свечи. Автоматиче-
ский элеватор 5 открывается и освобождает муфту замка.
II. Талевый блок 4 вместе с элеватором 5 поднимается по свече, ключ 6
подводится к центру скважины и начинает свинчивать свечу. Механизм
расстановки 8 передвигает механизм захвата 10 от центра скважины за
очередной свечой. Клинья опущены и удерживают колонну, а центратор 3
кулачками удерживает верхний конец свечи по центру скважины.
Ш. Талевый блок 4 продолжает подниматься по свече и касается цен-
тратора 3. Клинья остаются опущенными, а ключ 6 заканчивает свинчи-
вание свечи с колонной. Механизм расстановки 8 продолжает движение
механизма захвата 10 от центра скважины.
VI. Талевый блок 4 вместе с центратором 3 поднимается в верхнее
положение, элеватор 5 захватывает колонну и приподнимает ее, клинья
поднимаются, ключ 6 отводится от колонны в исходное положение. Ме-
ханизм расстановки 8 подводит механизм захвата 10 к очередной свече на
подсвечнике 7.
V. Талевый блок 4 опускает колонну, центратор 3 занимает исход-
ное положение, клинья подняты, ключ 6 отведен. Механизм захвата 10
316 Глава 8
при помощи механизма подъема 11 захватывает очередную свечу и подни-
мает ее с подсвечника 7. Механизм расстановки 8 выносит свечу из под-
свечника 7 и магазина 9.
VI. Талевый блок 4 продолжает опускать колонну, клинья подняты,
ключ 6 отведен. Механизм расстановки 8 движется со свечой к центру
скважины.
VII . Талевый блок 4 опускает колонну в крайнее нижнее положение.
Клинья опускаются и удерживают колонну труб, ключ 6 отведен. Механизм
расстановки 8 продолжает движение со свечой к центру скважины.
В дальнейшем все операции при спуске инструмента повторяются.
Глава 9
Силовые приводы буровых установок
1. Требования к силовым приводам
Силовым приводом буровой установки называется совокупность дви-
гателей и регулирующих устройств, осуществляющих преобразование топ-
ливной или электрической энергии в механическую, управление преобра-
зованной механической энергией и передачу ее исполнительному оборудо-
ванию, насосам, ротору, лебедке и др.
В зависимости от используемого первичного источника энергии при-
воды делятся на автономные, не зависящие от системы энергоснабжения,
и неавтономные, зависящие от системы энергоснабжения, с питанием от
промышленных электрических сетей. К автономным приводам относятся
двигатели внутреннего сгорания (ДВС) с механической, гидравлической
или электропередачами. К неавтономным приводам относятся: асинхрон-
ные и синхронные электродвигатели трехфазного переменного тока с меха-
нической передачей; синхронные двигатели трехфазного переменного тока
с гидравлической или электродинамической передачей.
Пригодность того или иного типа двигателя для силового привода бу-
ровой установки определяется его характеристиками: гибкостью, приеми-
стостью, относительной массой, сложностью конструкции, требовательно-
стью к уходу и т. д. Сочетание этих факторов следует подбирать так, чтобы
возможно полнее удовлетворить требованиям технологии бурения.
При выборе типа двигателей, способа передачи энергии и схемы ком-
поновки всего силового привода для буровой установки необходимо все-
сторонне рассмотреть цикл действующих рабочих нагрузок исползования
мощности исполнительными механизмами и рабочую характеристику дви-
гателя и всего силового привода. В зависимости от этих факторов должны
быть выбраны такие схема и конструкция всех трансмиссий, приводящих
насосы, лебедку, ротор и другие агрегаты, чтобы обеспечить наиболее эф-
фективное их использование.
Буровая установка предназначена для бурения и спуско-подъемных
операций. Оба эти процесса самостоятельные, и во многих случаях бу-
318
Глава 9
рения потребная на эти операции мощность не сбалансирована. Напри-
мер, в начале бурения скважины турбинным способом на подъем инстру-
мента требуется меньшая мощность, а на прокачку промывочной жид-
кости большая. При больших глубинах скважины, наоборот, мощность
на подъем инструмента достигает максимума, а на прокачку промывоч-
ной жидкости вся установленная мощность не может быть использова-
на. При роторном бурении режим загрузки двигателей отличен от режи-
ма двигателей при турбинном способе бурения. В начале бурения рас-
ходуется меньшая мощность на прокачку промывочной жидкости, вра-
щение ротора и подъем инструмента, чем при достижении больших глу-
бин.
В процессе бурения скважин мощность установленных двигателей ис-
пользуется далеко не полно. Использование мощности и количество по-
требляемой энергии зависят от целого ряда факторов: глубины и диаметра
скважины, способа бурения, типа буровой установки, режима работы и т. д.
и могут значительно меняться для разных условий бурения.
Учитывая вышеприведенные зависимости силовые приводы должны
удовлетворять следующим требованиям:
а) легкость и надежность запуска двигателей, не зависящие от внешней
среды (температуры, загрязнения воздуха песком, влажности и т. д.);
б) гарантированный ресурс двигателей трансмиссии порядка 15-20 тыс.
машиночасов;
в) быстроту включения двигателя в работу;
г) оптимальный режим работы двигателей при широких колебаниях
нагрузки и температуры (во время СПО имеет место резко переменная на-
грузка от минимума до максимума, изменяясь через 2-3 мин., а в отдельных
случаях и чаще; при таком режиме двигатель должен обеспечить непрерыв-
ную работу до 10-12 час.);
д) выдерживать на приводе насосов работу с постоянной нагруз-
кой в пределах 60-100% суммарной номинальной мощности, обеспечивая
непрерывную работу от 30 мин. до 8-10 час. и более;
е) обеспечивать наиболее тяжелые условия при ликвидации аварий
в скважине (резко переменные нагрузки, частые реверс и передача мощно-
сти, обеспечивающей допускаемую нагрузку на крюке);
ж) позволять иногда эксплуатироваться при фонтанных проявлениях
в данной скважине или вблизи фонтанирующей скважины;
з) должен иметь необходимые грузоподъемные приспособления для
смены двигателей и элементов трансмиссии;
1. Требования к силовым приводам .49
и) не должен быть сложным и допускать его ремонт в полевых уело?
виях.
Принципиальные компоновки силовых приводов отражены на кинема-
тических схемах буровых установок (рис. 1—12).
Электродвигатели трехфазного переменного тока для привода бу-
ровой лебедки и ротора должны удовлетворять следующим требованиям:
1. Скорость вращения двигателя,
с"1 (об/мин).................................8,3-16,7 (500-1000)
2. Относительная масса...........................7,4—8,8 кг/кВт
3. Мощность двигателя............................310-880 кВт
4. Рабочее напряжение................................до 1000 В
5. Двигатель должен обладать гибкой характеристикой, значительным
пусковым и минимальным маховым моментами.
6. При вспомогательных операциях двигатель должен допускать сни-
жение чисел оборотов до 0,2-0,3 от номинального и устойчивую работу на
пониженной угловой скорости.
7. Двигатель должен обеспечивать плавный запуск и возможность осу-
ществления реверса.
8. Перегрузочная способность двигателя во избежание поломки меха-
низмов должна быть ограничена.
9. Конструкция двигателя должна быть простой и прочной, допуска-
ющей установку на открытом воздухе, защищенной от попадания влаги,
пыли и грязи, приспособленной к частым погрузкам и перевозкам в преде-
лах месторождения.
10. Двигатель должен быть безопасен в пожарном отношении и при-
способлен для работы в среде, насыщенной взрывоопасными газами.
11. Управление двигателем должно быть простое и надежное.
12. Срок службы двигателя не менее 10 лет — нормативно-расчетного
срока службы буровой установки.
Так как нерационально блокировать двигатели одной трансмиссией при
электроприводе, то для привода лебедки с ротором и буровых насосов при-
меняются различные двигатели, поэтому и требования к этим двигателям
несколько отличны.
Электродвигатели трехфазного переменного тока для привода бу-
ровых насосов должны удовлетворять следующим требованиям:
1. Скорость вращения двигателя,
с"1 (об/мин).................................8,3-16,7 (500-1000)
2. Относительная масса............................5,9-8,8 кг/кВт
320
I hlfut M
3. Мощноеib двигаюля..............................290-670 кВт
4. Рабочее напряжение................................до 6600 В
5. Пусковой момент должен обеспечивать запуск двигателя при вели-
чине момента сопротивления на валу порядка 0,4-0,6 от номинального.
6. Требования в отношении прочности, долговечности, влаго-пылеза-
щищенности, безопасности и другие аналогичны требованиям для электро-
двигателей буровых лебедок и роторов.
Двигатели внутреннего сгорания силовых приводов буровых уста-
новок. ДВС групповых силовых приводов с механическими и гидравли-
ческими трансмиссиями должны удовлетворять указанным ниже основным
техническим требованиям:
1. Скорость вращения коленчатого вала
двигателя, с^1 (об/мин).................... 11,7-25 (700-1500)
2. Мощность двигателя..............................150-600 кВт
3. Относительная масса............:...............4,5-11 кг/кВт
4. Направление вращения в одну сторону — обычно по часовой стрелке
(если смотреть со стороны радиатора).
5. При механических трансмиссиях и гидромуфтах двигатель должен
обладать гибкой характеристикой, т. е. коэффициентом приспособляемости
не менее 1,15 и широким диапазоном регулирования — до 4. При трубо-
трансформаторах гибкость характеристик двигателей может быть меньшая;
двигатели должны автоматически изменять режим работы в зависимости от
нагрузки.
6. Двигатели должны обеспечивать хорошую приемистость, устойчи-
вую работу на всем диапазоне регулирования от оборотов холостого хода
до максимальных; иметь небольшой маховой момент и быстро реагировать
на изменение нагрузки.
7. Равномерность хода у двигателей должна быть не ниже 1/100 при
всех диапазонах рабочих чисел оборотов.
8. Конструкция двигателя должна быть простой и прочной, рассчитан-
ной для работы на открытом воздухе в любых условиях, при температуре
окружающей среды ±50° С.
9. Запуск двигателя должен быть легким, надежным и быстрым при
помощи стартера, сжатого воздуха или вспомогательного двигателя вну-
треннего сгорания.
10. Двигатель должен быть не стационарным, а рассчитанным на пе-
риодические перевозки с одного места на другое.
1. Требования к силовым приводам
321
11. Управление двигателем должно быть простым, надежным и не тре-
бовать постоянного наблюдения обслуживающего персонала.
12. Срок службы двигателя до капитального ремонта (моторесурс) дол-
жен быть не менее 10000 час.
Силовой привод с двигателями внутреннего сгорания и электро-
передачей постоянного тока.
Для силовых установок с электроприводом постоянного тока двигатели
внутреннего сгорания могут применяться с менее гибкой характеристикой
и любым направлением вращения. Все остальные требования аналогичны
вышеприведенным.
Применение электропередач постоянного тока в трансмиссиях силовых
приборов буровых лебедок и роторов позволяет получить характеристику,
более полно отвечающую требованиям этих агрегатов.
Основными преимуществами электропривода постоянного тока по
сравнению с механической трансмиссией являются следующие:
1) электопривод постоянного тока может работать при «пиковых» на-
грузках в 2,5 раза больше номинальных, в то время как двигатели внутрен-
него сгорания могут работать при перегрузках не более, чем на 15%;
2) двигатели постоянного тока снижают скорость вращения при уве-
личении нагрузки, благодаря чему конструкция трансмиссии может быть
значительно проще;
3) двигатели внутреннего сгорания, вращающие генераторы постоян-
ного тока, защищены от вредного действия кратковременных перегрузок
и работают при постоянном режиме, что увеличивает их долговечность;
4) силовая часть привода — дизель-генераторная станция — располага-
ется в отдельном утепленном помещении, что особенно важно в районах
с суровыми климатическими условиями;
5) двигатели постоянного тока обеспечивают быстрый разгон больших
грузов при разных скоростях их подъема, благодаря таким лучшим тяговым
характеристикам достигается сокращение времени подъема инструмента
и обеспечивается хорошее использование мощности;
6) гибкая характеристика электропривода постоянного тока и возмож-
ность регулирования скоростей вращения в широких пределах позволяют
использовать его для привода ротора.
К числу недостатков этого типа привода следует отнести сложность из-
готовления и эксплуатационные неудобства машин постоянного тока в по-
левых условиях, большая масса и стоимость всей буровой установки.
Раздел II
Комплекс оборудования
циркуляционной системы
Глава 10
Применяемость циркуляционных систем
Циркуляционная система (ЦС) предназначена для очистки, циркуля-
ции, приготовления, химической обработки, хранения промывочной жид-
кости (бурового раствора) и транспортирования ее от устья скважины до
входа буровых насосов при бурении нефтяных и газовых скважин.
Применяемость циркуляционных систем приводится следующим пе-
речнем:
1.ЦС 100Э: буровые установки БУ1600/100ЭУ; БУ1600/100ДГУ.
2.1ЦСМ 2500ЭП: буровые установки БУ2500/160ЭП; БУ2500/160ДЭП-1; БУ2500/160ДГУ-М.
3. ЦС 2500: буровая установка БУ2500/160ЭПК.
4. ЦС 3200 (ЦС 3200-01): буровые установки БУ3200/200ЭУК-2М; БУ3200/200ДГУ-1.
5. ЦСЗ-ЗОООЭУК-ОЗ: буровая установка БУ3200/200ЭУК-2М.
6. ЦС 5000ЭР (ЦС 5000ЭУ): буровые установки БУ5000/320ЭУ-1; БУ5000/320ДГУ-1; БУ5000/320ДЭР-1; БУ5000/320ЭР-1.
7. КЦБО 6500: буровые установки БУ6500/400ЭР; БУ6500ДЭР.
8. КЦБО 8000: буровая установка БУ8000/500ЭР.
Схемы компоновки вышеперечисленных циркуляционных систем
представлены на рисунках: ЦС 100Э — на рис. 102; 1ЦСМ 2500ЭП —
рис. 103; ЦС 2500 - рис. 104; ЦС 3200 - рис. 105; ЦСЗ-ЗОООЭУК-ОЗ -
рис. 106; ЦС 5000ЭР - рис. 107; КЦБО 6500, КЦБО 8000 - рис. 108.
В процессе бурения в большинстве случаев раствор циркулирует по
замкнутому контуру, в разрыве которого от устья скважины до буровых на-
сосов монтируется комплекс оборудования циркуляционной системы. Этот
комплекс представляет собой ряд емкостей, соединенных трубопроводами
Рис. 102. Комплекс оборудования ЦС 100Э. 1 — трубопровод долива; 2 — растворопровод;
3 — блок очистки; 4 — приемный бак; 5 — электрооборудование.
Глава 10
Рис. 103. Комплекс оборудования ЩСМ 2500ЭП. 1 — трубопровод долива; 2 — растворопровод; 3 — блок
очистки; 4 — приемный блок; 5 — укрытие; 6 — блок распределительного устройства; 7 — резервуар хи-
мических реагентов; 8 — блок приготовления и обработки бурового раствора; 9 — промежуточный блок.
Применяемость циркуляционных систем
Рис. 104. Комплекс оборудования ЦС 2500. 1 — блок очистки; 2 — промежуточный блок (три);
3 — растворопровод; 4 — емкость долива; 5 — емкость для воды; 6 — резервуар химреагентов;
7 — блок приготовления химреагентов; 8 — шкафы управления; 9 — подпорные насосы; 10 — гид-
росмеситель; 11 — диспергатор.
Глава 10
3
буровые насосы
Рис. 105. Комплекс оборудования ЦС 3200 (ЦС 3200-01). 1 — блок очистки БО4-6; 2 — тру-
бопровод долива; 3 — растворопровод; 4 — укрытие; 5 — приемный блок; 6 — блок распре-
делительного устройства; 7 — резервуар химреагентов; 8 — блок приготовления и обработки
бурового раствора; 9 — промежуточный блок.
Применяемость циркуляционных систем 329
Рис. 106. Комплекс оборудования ЦСЗ-ЗОООЭУК-ОЗ. 1 — блок очистки; 2 — промежуточный блок;
3 — емкость долива; 4 — гидросмеситель; 5 — растворопровод; 6 — блок приготовления химреагентов;
7 ~ емкость для воды; 8 — емкости химреагентов; 9 — шкаф управления; 10 — подпорный насос;
11 — диспергатор; 12 — нижний коллектор; 13 — патрубок подсоединения нефтепровода; 14 — крон-
штейн подвески блока очистки.
330 Глава 10
буровые
Рис. 107. Комплекс оборудования ЦС 5000ЭР. 1 — блок очистки БО7; 2 — всасывающие трубопроводы;
3 — электрооборудование; 4 — подпорный трубопровод; 5 — блок подпорных насосов; 6 — укрытие;
7 — растворопровод; 8 ~ трубопровод долива.
Применяемость циркуляционных систем
u>
M
Рис. 108. Комплексы оборудования КЦБО 6500, КЦБО 8000. 1 — блок очистки; 2 — циркуляционная
система; 3 — блок приготовления; 4 — блок-модуль хранения; 5 — транспортер; 6 — склад4 7 — элек-
трооборудование; 8 — растворопровод; 9 — трубопровод долива; 10 — манифольд; 11 — укрытие.
Глава 10
Применяемость циркуляционных систем
333
и оснащенных оборудованием для очистки, приготовления, химической об-
работки, хранения и транспортирования бурового раствора и обеспечивает:
— трехступенчатую очистку бурового раствора от частиц выбуренной
породы;
— дегазацию бурового раствора;
— приготовление бурового раствора из порошкообразных материалов
(на концевом блоке предусмотрено место установки эжекторного сме-
сителя от БПР-70);
— приготовление и подачу жидких химреагентов в циркуляционную си-
стему;
— подачу раствора к буровым насосам из любой емкости циркуляцион-
ной системы;
— долив скважины.
Техническая характеристика циркуляционных систем приведена в табли-
це 39.
Для примера рассмотрим состав ЦС 5000ЭУ:
1. ЦС 5000ЭУ.03.00.000 Блок очистки — 1 комплект
— Вибросито ВС-1, шт. ......................................... 2
— Пескоотделитель ПГ-45, шт................................ 2
— Илоотделитель ИГ-45, шт................................. 1
— Агрегат электронасосный 6Ш8-2, шт....................... 3
— Агрегат электронасосный ПР63/22, шт..................... 1
- Калорифер КПС6-П-01УЗ, шт............................... 2
— Вентилятор В-06-300-5Н1, шт............................. 2
— Каркас укрытия, комплект................................ 1
— Укрытие резино-тканевое, комплект....................... 1
2. ЦС 5000ЭУ.02.00.000 Блок приемный — 1 комплект
— Перемешиватель гидравлический ПГ, шт......................... 1
— Перемешиватель лопастной ПЛ, шт......................... 2
— Агрегат электронасосный 6Ш8-2, шт....................... 3
- Калорифер КПС6-П-01УЗ, шт................................ 1
— Вентилятор В-06-300-5Н1, шт. ........................... 1
— Каркас укрытия, комплект................................. 1
— Укрытие резино-тканевое, комплект......................... 1
334
Глава 10
Таблица 39. Техническая характеристика циркуляционных систем
Параметры ЦС 100Э 1ЦСМ 25000ЭП цс 2500 цс 3200 ЦСЗ ЗОООЭУК ЦС 5000ЭР КЦБО 6500 КЦБО 8000
1. Количество емкостей 2. Суммарный объем 2 3 4 4 4 6 9 9
ЦС, м3 3. Пропускная способность средств очистки, м3/с (л/с): 60 90 120 120 120 180 540 540
— вибросит — ситогидроциклонного 0,03 (30) 0,065 0,076 (76) 0,06 0,076 (76) 0,09 (90) 0,065 0,09 (90) 0,065 0,09 (90) 0,065
сепаратора (СГС) — (65) — (60) — (65) (65) (65)
— пескотделителя — — 0,06 (60) — 0,09 (90) — — —
— илоотделителя 0,045 0,045 0,045 0,045 0,045 0,045 0,045 0,045
— глиноотделителя (45) (45) (45) (45)* (45) (45) (45) (45)
на базе центрифуги,м3/4 4. Наименьший размер удаляемых частиц, мм — — — — — — 18 18
— виброситом 0,16 — 0,16 — 0,16 — 0,16 0,16
— виброситом СГС — 0,1 — од — 0,1 0,09 0,09
— гидроциклоном СГС — 0,074 — 0,074 — 0,074 0,074 0,074
— пескоотделителем — — 0,04 — 0,08 — — —
— илоотделелителем 5. Полезный объем для 0,02 0,025 0,025 0,025 0,05 0,025 0,02 0,02
химических реагентов,м3 6. Производительность средств приготовления бурового раствора/ 4 9 9 9 2x9 12 15 15
химреагентов, м3/час 10/8 10/8 10/8 15/10 10/8 15/10 15/10 15/10
7. Масса, кг * 37000 71000 54800 81500 60000 1056000 3045000 3165000
* Масса указана с массой буровых насосов (иногда называют «насосно-циркуляционная система»).
3. ЦС 5000ЭУ.01.00.000 Блок промежуточный — 3 комплекта
— Перемешиватель гидравлический ПГ, шт..................... 6
— Перемешиватель лопастной ПЛ, шт.......................... 6
— Каркас укрытия, комплект................................. 3
— Укрытие резино-тканевое, комплект........................ 3
4. ЦС 5000ЭУ 14.00.000
Блок хранения химических реагентов — 1 комплект
— Резервуар для жидких химических реагентов, шт.............. 1
Применяемость циркуляционных стой м И %
— Агрегат электронасосный Х50-32-125Д, шт.............. , , I
— Перемешиватель лопастной ПЛ, шт.......................... I
— Калорифер КПС6-П-01УЗ, шт................................ 1
— Вентилятор В-06-300-5Н1, шт.............................. 1
— Каркас укрытия, комплект................................. 1
— Укрытие резино-тканевое, комплект........................ 1
— Шкаф управления Ш5102-4874У2, шт......................... 2
Блок очистки, блок приемный и блоки промежуточные представля-
ют собой прямоугольные емкости на полезный объем жидкости 35-36 м3
с ориентировочными габаритами (длина х ширина х высота) 9300 х 2620 х
х2200 мм. Емкость представляет собой несущую сварную конструкцию на
раме-салазках. Внутри емкостей имеется всасывающий коллектор с клапа-
ном, системой желобов и поверху — напорный трубопровод для гидравли-
ческих перемешивателей. В'каждой емкости имеются люки, через которые
производится их очистка и, при необходимости, может быть слит промы-
вочный раствор.
Все емкости соединены растворопатрубками диаметром 426 мм.
Промывочный раствор с выбуренной породой от устья скважины по
растворопроводу поступает на вибрационное сито блока очистки ЦС, явля-
ющееся первой ступенью очистки.
Глава 11
Оборудование для очистки бурового раствора
1. Вибрационные сита
Вибрационное сито предназначено для очистки промывочной жидко-
сти от выбуренной породы при бурении нефтяных и газовых скважин.
Для буровых предприятий в комплекте буровых установок или рос-
сыпью заводы предлагают следующие разновидности вибрационных сит:
ВС-1; СВ-1Л; ВС-11; СВ-12-01 и кассетно-модульное сито СКМ-1.
Вибрационное сито ВС-1 — наиболее распространенный и приме-
няемый механизм очистки, серийно выпускаемый по ТУ 39-01-08-416-78
(5276.00.00) (рис. 109):
Техническая характеристика ВС-1:
1. Максимальная пропускная способность (при установленных
кассетах с размером ячеек 0,16 х 0,16 мм) при бурении
на воде, м3/с (л/с)..................................... 0,038 (38)
2. Минимальный размер удаляемых частиц, мм...................0,16
3. Рабочая поверхность кассеты при ширине сетки, м2:
1300 мм..................................................2,67
1000 мм.................................................. 1,8
4. Материал сетки........................проволока тканная нержа-
веющая из стали XI8Н1 ОТ
5. Комплектация кассетами-сетками
с размерами ячеек, мм:.................0,9 х 0,9; 0,55 х 0,55;
0,40x0,40; 0,25 x 0,25;
0,16 х 0,16.
6. Число колебания вала вибратора в минуту....................1130
7. Число оборотов в минуту вала электродвигателя . . . 1450 (24,16с-1)
8. Амплитуда колебания вибратора, мм ...................3,7 ± 0,7
9. Угол наклона кассет к горизонту, радиан (град)
первой .................................................... 0
второй............................................ 0,087 (-5°)
1. Вибрационные сита
337
Рис. 109. Вибрационное сито ВС-1. 1 — станина; 2 — основание сетки; 3 — приемная
емкость; 4 — распорка; 5 — боковина; 6 — кассета; 7 — рама привода; 8 — рама
вибрирующая; 9 — пружина; 10 — тумба; 11 — лист; 12 — заслонка; 13 — поддон;
14 — полоз; 15 — поперечина; 16 — входной патрубок; 17 — станция смазки; 18 —
распределитель; 19 — рычаг; 20 — цепь; 21 —- клеммная коробка; 22 — кнопочный
пост; 23 — шибер.
10. Наработка до первого отказа, ч.............................1500
11. Ресурс до капитального ремонта, ч......................... 5000
12. Маркировка кассет по ТУ 39-01-548-80 . . . К016 (кассета с сеткой,
размер ячейки кото-
рой 0,16 х 0,16 мм);
К-020; К-025; К-040;
К-055; К-080; К-090
13. Габаритные размеры
(длинах ширинах высота), мм:................. 3000 х 1850 х 1640
14. Масса, кг .................................................2162
Вибросито ВС-1 устанавливается на емкости блока очистки ЦС или на
отдельном блоке таким образом, чтобы основание его было расположено
ниже врезки растворопровода от устья скважины не менее, чем на 1,3 м
(РД 39-2-443-80). Указанная разность отметок позволяет обеспечить рас-
ход раствора (пропускную способность кассет вибросита) через вибросито
0,055 м3/с (55 л/с). При необходимости повышения пропускной способно-
338
Глава 11
сти вибросита эту разность отметок следует увеличить, определяя
Qi = 48,2л/Ч
где Qi — искомый расход, л/с; hi — расстояние (разность отметок) от выхода
раствора с устья до основания вибросита, м.
Расчетом установлена пропускная способность при разности отметок:
0,5 м - 34 л/с; 0,75 м - 41,9; 1,00 - 48,2; 1,25 - 54; 1,5 - 58,9.
На очистном блоке у вибросита необходим подвод воды для смывания
шлама с поверхности сеток и орошения сеток перед началом работы. При
работе с утяжеленным раствором также необходим подвод сжатого возду-
ха. Если циркуляция приостанавливается больше, чем на 15 минут, сетки
вибросита необходимо очистить от бурового раствора и остатков шлама;
для утяжеленных растворов очистка производится струей сжатого воздуха,
для неутяжеленных — струей воды. Для эффективной работы вибросита
необходимо правильно выбрать сетку, обеспечивающую прохождение всего
объема прокачиваемого раствора.
Сито вибрационное с линейными колебаниями СВ-1Л создано по
аналогии с лучшими зарубежными образцами фирма «Свако», «Деррик»
и др. и имеет линейную траекторию движения виброрамы. Оно предназна-
чено для очистки увеличенных объемов бурового раствора, сброса более
сухого шлама и повышения степени очистки буровых растворов (рис. 110).
Для любых возможных ситуаций бурения вибросито настраивается пу-
тем изменения угла наклона виброрамы 1, амплитуды колебаний и других
особенностей, отличающих его от серийного вибросита ВС-1.
Угол наклона виброрамы регулируется двумя механическим домкра-
тами 2, чем обеспечивается угол наклона от +3° до —5°. Это позволяет
избежать уход бурового раствора в отвал и получить шлам пониженной
влажности.
Изменение амплитуды колебания от 0 до 2 мм осуществляется про-
стой раздвижкой дебалансов 3, что позволяет менять линейную траек-
торию движения виброрамы с ускорением от 3 g до 6 g. Это обеспе-
чивает увеличение пропускной способности и стойкости ситевых кассет
(увеличение срока службы сеток на 40-40%) по сравнению с виброситом
ВС-1.
Виброрама вибросита СВ-1Л совершает линейные колебания под уг-
лом 45° к горизонтали за счет вращения в противоположном направлении
двух дебалансов 3. Этот метод улучшает продвижение шлама в отвал.
1. Вибрационные сита
339
1756
Рис. ПО. Сито вибрационное СВ-1Л.
340
Глава 11
Растворосливная пластина 4 рассеивает энергию падающего на сетку 5
бурового раствора, что распределяет поток более равномерно по задней
части сетки и увеличивает ее долговечность.
Техническая характеристика СВ-1 Л:
1. Производительность по воде, л/с, на сетке 0,16 х 0,16 мм....45
2. Амплитуда колебания виброрамы, мм..........................1-2
3. Площадь поверхности ситовых кассет, м2.................... 2,8
4. Высота растворослива, мм..................................960
5. Мощность электродвигателей, кВт............................. 3
6. Мощность ячеек ситовых кассет, мм ......0,16 х 0,16; 0,2 х 0,2
(0,25 х 0,25); 0,4 х 0,4;
0,55 x 0,55; 0,9x0,9
7. Форма траектории движения виброрамы...................линейная
8. Частота колебания рамы вибрирующей, Гц............... 22 ± 0,5
9. Ускорение движения виброрамы, g............................3-6
10. Траектория движения виброрамы к горизонтали.........45° ± 5°/3°
И. Технологические особенности . . . быстросъемность узлов крепления
ситовых кассет, возможность по-
лучения необходимого усилия на-
тяжения, нечувствительность к от-
клонениям основных размеров
кассет в пределах ±5 мм
12. Минимальный размер удаляемых частиц, мм.................0,16
13. Потери раствора (объемные) от объема выбуренной породы, %,
не более......................................................15
14. Наработка на отказ (не включая замену сеток), ч.........1800
15. Установленный срок службы до первого капитального ремонта,
ч, не менее............................................... 10000
16. Срок службы вибросита, лет, не менее......................10
17. Средний ресурс кассет, ч, не менее.......................100
18. Уровень работающего вибросита не превышает допустимых преде-
лов санитарных норм ГОСТ 12.1.03-83, дб, не более..........85
19. Экономические показатели:
19.1 уменьшение содержания шлама в растворе, %...........5-7
19.2 снижение затрат долот, %............................4-7
19.3 снижение расхода химреагентов, % ..................5-10
19.4 увеличение скорости механического бурения, % .........5
1. Вибрационные сита
341
19.5 снижение расхода кассет, % ..........................30
20. Габариты вибросита
(длина х ширина х высота)...................... 3000 х 1756 х 1085
21. Масса, кг, не более.....................................2000
22. Применяемость..........................вибросито СВ-1Л в со-
ставе ЦС взаимозаменя-
емо с виброситом ВС-1
Вибрационное сито ВС-11
Вибросито (рис. 111) предназначено для очистки бурового раствора
от частиц выбуренной породы при бурении глубоких нефтяных и газовых
скважин на суше:
1. Пропускная способность
(по буровому раствору плотностью 1,2 г/см3), м3/с (л/с):
— при сетке 0,16 х 0,16, мм.......................... 0,03 (30)
— при сетке 0,55 х 0,55, мм.......................... 0,06 (60)
2. Площадь рабочей поверхности, м2 ........................... 2,4
3. Амплитуда колебаний, мм, не более.......................... 3,5
4. Установленная мощность электродвигателя, кВт............... 2,2
5. Габаритные размеры, мм ....................... 3110 х 1650 х ИЗО
6. Масса, кг..................................................1500
Вибрационное сито СВ-12-01
Вибросито (рис. 112) предназначено для очистки бурового раство-
ра от частиц выбуренной породы и является комплектующим издели-
ем для циркуляционных систем буровых установок с высотой основания
до 4,5 м:
1. Пропускная способность
(для сетки с ячейками 0,4 х 0,4 мм), м3/с (л/с)....... 0,03 (30)
2. Площадь рабочей поверхности сетки, м2......................1,65
3. Частота колебаний, с~] (об/мин)....................... 20,7 (1240)
4. Амплитуда колебаний, мм...................................2,5-3
5. Установленная мощность, кВт.................................. 3
6. Габаритные размеры, мм........................ 2250 х 1750 х 800
7. Масса, кг...................................................800
342
Глава И
Рис. 111. Вибрационное сито ВС-11. 1 — электродвигатель; 2 — станина; 3 — амор-
тизатор; 4 — эластичная муфта; 5 — вибратор; 6 — вибрирующая рама; 7 — узел
крепления; 8 — пневморукав; 9 — кассета.
Рис. 112. Вибрационное сито СВ-12-01. 1 — вибрирующая рама; 2 — распредели-
тельный бак; 3 — привод вибрирующей рамы; 4 — основание; 5 — амортизатор;
6 — кассета.
2. Обеспечение стартовой готовности вибросита 343
Кассетно-модульное сито СКМ-1
Вибросито (рис. 113) предназначено для очистки бурового раствора
от частиц выбуренной породы при бурении глубоких нефтяных и газовых
скважин на суше и на море:
1. Пропускная способность, м3/с (л/с), не более........... 0,07 (70)
2. Наименьший размер удаляемых частиц, мм.....................0,16
3. Установленная мощность электродвигателя, кВт............... 1,5
4. Амплитуда колебаний, мм, не более........................... 5
5. Площадь рабочей поверхности, м2 ..........................2x1,3
6. Время, затрачиваемое на смену сетки, мин..................... 5
7. Независимая регулировка углов наклона сеток.............имеется
8. Габаритные размеры, мм........................ 3000 х 1500 х 1100
9. Масса, кг...................................................960
Рис. 113. Кассетно-модульное сито СКМ-1 1 — вибрирующая рама; 2 — вибратор;
3 — пружина; 4 — станина.
2. Обеспечение стартовой готовности вибросита
1. Выполнение первоначально всех технических условий на монтаж
вибросита и схемы обвязки согласно технологических требований и выпол-
нения технологических мероприятий, как то, соблюдение разности отметок
устья скважины и вибросита; установление гребенки, позволяющей рабо-
ту всех вибросит или работу одного из них; монтаж трубопроводов воды
344
Глава 11
для смывания шлама с поверхности сеток и воздуха для работы с утяжелен-
ным раствором; установка надлежащих, надежных и безопасных площадок,
мостков, переходов и т. п.
2. Качественное выполнение предпусковых и испытательных меропри-
ятий: снять транспортные болты, сжимающие опорные пружины; проверить
затяжку болтов крепления вибросита к основанию, электродвигателя к виб-
рораме; убедиться в правильности подключения кабеля и крепления его
к виброраме (наличие компенсирующей петли с длиной кабеля в ней не
более 0,5) и др.
3. Качественное и своевременное выполнение работ по смазке согласно
карты и графика смазки.
4. Сначала при подключении, а затем и при каждом пуске электро-
двигателя обращать внимание на то, чтобы направление движения верхних
ветвей приводных ремней было от вибратора к двигателю.
5. Своевременно заменять изношенные сетки (кассеты): кассета счита-
ется изношенной, когда на ее ситовой поверхности появляется разрыв (по
основе ил по утку) длиной более чем 100 мм; не допускать принудитель-
ных порывов сеток, не применять неположенные приемы очистки ситовой
поверхности от шлама.
6. Производить смену кассет на вибросите с соблюдением последова-
тельности и технологических правил их натяжки (см. ниже: «Смена кассет
на вибросите»).
7. Выполнять необходимые работы, если циркуляция раствора приоста-
навливается более, чем на 15 мин.
8. Комплектовать вибросито сетками необходимой пропускной способ-
ности своевременно в технологический перерыв (остановки).
9. Перед спуско-подъемными операциями, сразу же при остановке цир-
куляции промыть сетку пресной водой (из гребенки под давлением), затем,
после окончания СПО перед пуском потока бурового раствора на очист-
ку, включить вибросито и сразу же смочить сетку водой (для растворов на
водяной основе).
10. При бурении соленосных и глинистых отложений может появить-
ся закупорка сетки. Поэтому в технологический перерыв, кроме промывок
пресной водой, необходимо вместе с промывкой совмещать на 20-40 сек
изменение направления вращения вала вибратора на противоположное при
очистке и, желательно, не дожидаясь закупорки, заблаговременно перед бу-
рением этих отложений оснастить вибросито сетками с различным разме-
3. Смена кассет на вибросите 345
ром ячеек: верхнюю — с меньшим размером ячеек, а нижнюю — с большим
размером ячеек.
3. Смена кассет на вибросите
При установке обеих кассет на вибросите сначала устанавливают верх-
нюю кассету, а затем нижнюю в следующей последовательности.
Перед установкой кассеты необходимо проверить состояние резиновых
накладок на поддерживающих опорах рамы вибросита, при необходимо-
сти — заменить износившиеся накладки (накладка считается изношенной
и подлежит немедленной замене, если размер ее по высоте уменьшился на
3-4 мм). Все резиновые накладки тщательно очищают, промывают, а стыки
опорных поверхностей заглажены.
При установке кассет необходимо соблюдать особую осторожность, не
допускать перегибов и коробления сетки кассеты.
Кассету устанавливать на вибрирующей раме таким образом, чтобы с
каждой стороны между боковиной вибросита и кассетой оставались равные
промежутки.
Установить на место прижимы и с помощью шести болтов натяжных
устройств, которые проходят через соответствующие отверстия в прижи-
мах, натянуть сетку кассеты (прижимы должны касаться только угольника
кассеты, но не самой сетки).
Шестью прижимными механизмами предварительно натянуть сетку
кассеты так, чтобы на каждом болте показалось 2-3 нитки резьбы (натя-
жение начинать с центральных механизмов, а затем производить затяжку
по краям).
Проверить, нет ли складок и провисания сетки, если они имеются,
значит прижимы расположены неровно и в этом случае необходимо их
выровнять и расправить сетку руками.
Затянуть гайки на центральных пружинных механизмах так, чтобы по-
казалось 15 витков резьбы (11-12 мм), а затем, перекрестно чередуя, ту же
операцию с остальными гайками.
Далее, по правилам затяжки болтов длиномерных деталей, каждый на
одну грань гайки затягивать до соприкосновения витков пружины (каса-
ние витков пружины, но не более). При таком состоянии сжатые пружины
сохраняют достаточное растягивающее усилие, обеспечивая натяжку сетки
346
Глава 11
«в струну». В случае, если после сжатия пружин сетка окажется прослаб-
лена, ее надо заменить новой.
Снимать кассету надо в обратном порядке.
Следует помнить, что если сетка размером ячейки 0,16 х 0,16 мм
была по какой-то причине снята после четырех часов работы, то ее нельзя
использовать повторно.
4. Рекомендации контроля вибросит и ситовых кассет
Настоящие рекомендации (из разработки ВНИИКРнефть, г. Краснодар)
определяют входной контроль вибросита и ситовых кассет с целью обнару-
жения дефектных изделий до начала эксплуатации и могут быть использо-
ваны при испытании находящихся в эксплуатации или отремонтированных
вибросит.
Входной контроль предполагает определение следующих позиций:
1. Вибросито-1 (ТУ39-01-08-416-78):
1.1. контроль конструкции и размеров;
1.2. контроль опорных пружин и дебалансов;
1.3. контроль амплитуды и частоты колебаний.
2. Ситовые кассеты к ВС-1 (ТУ39-01-548-80):
2.1. контроль качества ситового полотна;
2.2. контроль габаритных размеров;
2.3. контроль соответствия маркировки кассет действительному раз-
меру ячеек.
Испытуемое вибросито устанавливается на горизонтальной площад-
ке (допускается отклонение от горизонтали по длине вибросита не более
5 мм) без крепления с подкладкой под края станины резиновых ковриков
толщиной 5-8 мм.
Контроль внешнего вида, качество сварных швов и маркировки деталей
производится внешним осмотром.
Замер параллельности боковин виброрамы производится линейкой с
ценой деления 1 мм; согласно ТУ отклонения от параллельности не должны
превышать 3 мм (завышенная непараллельность боковин виброрамы при-
водит к неравномерной натяжке ситовых кассет и снижает срок их службы).
4. Рекомендации контроля вибросит и сшшты\ hdi нт Н /
Проверяется надежность болтовых соединений, производи н м подмой
чение электродвигателя; допускается испытание вибросит без yciatioiiMi
кассет.
Проверяется соосность канавок шкивов электродвигателя и вибрато
ра линейкой, приложенной к торцовой поверхности шкивов; отклонение
торцовых плоскостей допускается не более ±2 мм.
Допустимая разность по высоте опорных пружин, сжатых массой виб-
рорамы, не должна превышать 2,5 мм; отклонение жесткости пружин не
более 5%.
Осуществляется контроль ситовых кассет:
1. Внешним осмотром выявляются недопустимые дефекты, как то, ме-
ханические повреждения, разрывы и пропуски проволок, перегибы,
сшитые места.
2. Измерительной линейкой с ценой деления 1 мм проверяются габарит-
ные размеры: длина — 1212 ± 3 мм; ширина — 1140 ± 3 мм (ширина
проверяется не менее, чем в трех местах).
3. Визуальным счетом определить количество (п) ячеек на определенной
длине (7) и вычислить размер сторон ячеек (А) с учетом номинального
диаметра (d) проволоки сетки: А = ~ — d.
4. Следует обратить особое внимание на условия хранения кассет (хра-
нение должно осуществляться в упаковке на специальных стеллажах,
исключающих повреждение кассет другими предметами).
Определяется величина амплитуды колебаний виброрамы в вертикаль-
ной плоскости. Для контроля используется виброграф ВР-1 (ПО «Вибро-
граф», 347900, г. Таганрог, Ростовская область, Биржевый спуск, 8); замер
амплитуды и частоты колебаний виброрамы производится при установив-
шемся после включения вибросита режиме работы в шести точках (по три
точки на каждой боковине виброрамы). Согласно ТУ величина амплитуды
колебаний должна составлять 3,7 ± 20%.
При отсутствии указанного прибора амплитуду колебаний можно опре-
делить с помощью несложного приспособления (рис. 114).
Приспособление представляет собой струбцину, которая крепится
к станине 6 (рис. 115). Вибросита напротив контрольных точек (рис. 116).
348
Jлава 11
Рис. 114. Приспособление-струбцина.
В контрольных точках на виброраме 1 крепятся полоски бумаги клеем, лей-
копластырем и т. д. При работающем вибросите в приспособление вставля-
ется острозаточенный карандаш 4 и касанием грифелем бумаги в течение
0,5 секунды фиксируется кинематика движения контрольной точки.
В крайних точках нормально работающего вибросита кинематика дви-
жения представлена эллипсами, длинные оси которых расположены под уг-
лом а, близким к 60° (рис. 116). Кинематика движения центральной части
виброрамы представляет собой окружность. Измеряемая величина ампли-
туды соответствует вертикальной составляющей (а) эллипсов или окруж-
ностей. Существенное различие в величинах амплитуд отдельных точек
(более 20%) может приводить к неустойчивой работе вибросит.
Такие случаи могут быть вызваны:
— комплектованием опорных пружин вибросит пружинами разных
групп (на заводе каждое вибросито должно комплектоваться пружи-
нами одной из шести групп, отличающихся между собой по длине и
жесткости);
— несбалансированностью узлов дебалансов (согласно ТУ масса деба-
лансов не должна отличаться более, чем на 20 г);
— не горизонтальной установкой электродвигателя.
4. Рекомендации контроля вибросит и ситовых кассет
349
Рис. 116. Контрольные точки замера амплитуды.
350
Глава 11
5. Выбор типоразмера сетки для вибросита
Для эффективной работы вибросита необходимо выбрать сетку с требу-
емым минимальным размером ячеек, обеспечивающую прохождение всего
объема прокачиваемого раствора. Пропускная способность сетки с опреде-
ленным размером ячеек зависит от многих факторов.
Основными факторами, влияющими на пропускную способность виб-
росита, являются пластическая вязкость, тип бурового раствора и характе-
ристика шлама.
Вязкость бурового раствора оказывает заметное влияние на про-
пускную способность вибросита. С увеличением вязкости пропускная
способность уменьшается. Так, если пластическая вязкость буровых рас-
творов на водной основе плотностью 1,15-2,2 г/см3 находится в диапа-
зоне 10-60 мПас, то вязкость буровых растворов на нефтяной основе на-
ходится в пределах 30-100 мПа-c, что снижает пропускную способность
сеток от 10 до 25%.
Повышенную вязкость (40-60 мПа-c) имеют соленасыщенные буровые
растворы, обработанные высоковязкими полимерными реагентами (крах-
мал, КМЦ, акриловые). Таким образом, влияние типа бурового раствора
на пропускную способность вибросита определяется в основном величи-
ной его вязкости. Однако на данном этапе пластическая вязкость буровых
растворов в условиях буровой не замеряется, а оценку прокачиваемости
принято характеризовать косвенно условной вязкостью. Поэтому выбор се-
ток можно осуществить в зависимости от плотности бурового раствора (см.
таблицу 40), установив некоторые общие области изменения вязкости при
различной плотности бурового раствора: до 1,2 г/см3 — 10-20 мПа-c; от 1,2
до 1,6 г/см3 — 20-40 мПа-c; от 1,6 до 2,2 г/см3 — 40-60 мПа-с.
Для достижения максимально возможной пропускной способности
вибросита, оснащенного сетками с малым размером ячеек, необходимо
стремиться применять буровые растворы с минимально допустимой вяз-
костью.
Тип и размер частиц удаляемого бурового шлама может явиться при-
чиной возникновения закупорки ячеек, также вызывает закупорку наличие
мелких частичек соли и появление эффекта рекристаллизации соли из рас-
твора при бурении в солевых отложениях.
В прилагаемой таблице 40 приведены пропускные способности си-
товой поверхности вибросита в зависимости от плотности бурового рас-
твора на водной основе и размера ячейки сетки. Причем пропускная спо-
5. Выбор тинори мера «t nitiii б 14 тн »
< I
собность вибросита должна превышать производи юлы юс и» Ьуриит вы» н
сов на 25%.
При выборе типоразмера сетки для очистки вязких растворов на нефти»
ной основе табличные показатели пропускной способности следует умень-
шить в 1,25 раза, а соленасыщенных растворов — в 1,15 раза.
Пропускная способность сетки дается в таблице 40 при равномерном
распределении раствора на сетке, т. е. линия жидкости на второй сетке по
возможности прямее и находилась приблизительно на 25-30 см от нижнего
края сетки.
Порядок выбора типоразмера сеток для вибросита рассмотрим на при-
мере (данные взяты из примера тома 2, стр. 300 расчета гидроциклона):
бурение скважины осуществляется одним насосом УНБ, причем в этом
интервале бурения используются цилиндровые втулки диаметром 150 мм
и буровой раствор плотностью р = 1,2 кг/см3; как обычно, при опре-
делении производительности бурового насоса используется объемный ко-
эффициент ту0 = 0,9; в циркуляционной системе на выходе из скважины
смонтированы два вибросита ВС-1, которые могут включаться в работу
очистки выходящего из скважины бурового раствора одновременно или по
отдельности.
Предварительно подготавливаем необходимые сведения для пользо-
вания таблицей 40:
1. Теоретическая (идеальная при 100% заполнении) производительность
бурового насоса УНБ-600 при цилиндровых втулках диаметром 150
мм — QT — 27,5 л/с.
2. Фактическая производительность насоса УНБ-600
Q$ = Qt • = 27,5 • 0,9 = 24,8 л/с.
3. Пропускная способность вибросита при очистке бурового раствора
на водной основе должна превышать производительность бурового
насоса (насосов)
QB0 = 1,25 • £фк = 1,25 • 24,8 = 31 л/с.
4. Показатель пропускной способности вибросита при очистке бурово-
го раствора соленасыщенного и обработанного крахмалом (КМЦ) для
352
Глава 11
пользования таблицей растворов на водной основе следует увеличи-
вать
QCH = 1,15 • QB0 = 1,15 • 31 « 36 л/с.
5. Показатель пропускной способности вибросита при очистке бурового
раствора на нефтяной основе для пользования таблицей растворов на
водной основе тоже следует увеличивать
QH0 = 1,25 • QB0 = 1,25 • 31 ~ 39 л/с.
Процедура выбора типоразмера сетки по возможным вариантам и тех-
нологическим условиям очистки:
1. На очистке задействовано только одно вибросито ВС-1:
1.1. Раствор плотностью р = 1,2 г/см3 на водной основе: по строке
плотности 1,2 находим значение QB0 = 31 или ближайшее боль-
шее; находим Qbo = 35 и устанавливаем на ВС-1 верхнюю сетку
с ячейками 0,16 х 0,16, а на нижней — 0,25 х 0,25 мм.
1.2. Раствор соленасыщенный (с крахмалом, КМЦ) плотностью р =
= 1,2 г/см3: по строке плотности 1,2 находим значение QCH = 36
или ближайшее большее; находим QCH = 40 и устанавливаем на
ВС-1 верхнюю и нижнюю сетки с одинаковым размером яче-
ек 0,25 х 0,25 мм.
1.3. Раствор плотностью р = 1,2 г/см3 на нефтяной основе: по стро-
ке плотности 1,2 находим значение QH0 = 39 или ближайшее
большее; находим QH0 = 40 и устанавливаем на ВС-1 верхнюю
и нижнюю сетки с одинаковым размером ячеек 0,25 х 0,25 мм.
2. На очистке задействованы оба вибросита ВС-1:
2.1. Раствор плотностью р = 1,2 г/см3 на водной основе: по стро-
ке плотности 1,2 находим значение QB0 = 31/2 « 16 или
ближайшее большее; находим QBO = 30 и устанавливаем на
ВС-1 верхнюю и нижнюю сетки с одинаковым размером яче-
ек 0,16 х 0,16 мм.
2.2. Раствор соленасыщенный: QCh = 36/2 « 18; находим QCH = 30 ;
обе сетки — 0,16 х 0,16 мм.
5. Выбор типоразмера сетки для вибросита 353
2.3. Раствор на нефтяной основе: QH0 = 39/2 « 20; находим QH0 =
= 30; обе сетки — 0,16 х 0,16 мм
Изменим вышеприведенный пример только тем, что бурение скважины
осуществляется двумя насосами УНБ-600.
Предварительно:
1. QT = 27,5 л/с.
2. <Эф = 2 • 27,5 • 0,9 = 49,6 л/с.
3. QB0 = 1,25 • 49,6 = 62 л/с.
4. QCH — 1,15 • 62 = 71,3 л/с.
5. QH0 = 1,25-62 = 77,5 л/с.
Процедура выбора
1. по строке 1,2 —> QB0 — 62 —► QBo — 75 и устанавливаем обе сет-
ки 0,40 х 0,40 мм.
2. по строке 1,2 —> QCH = 71,3 QCH 7б> таКже 0,40 х 0,40 мм.
3. по строке 1,2 —* QHo = 77,5 —> QH0 _ §2 и устанавливаем на ВС-1
верхнюю сетку с размером ячеек 0,25 х 0,25 мм, а нижнюю - 0,55 х
хО, 55 мм. ’
4. по строке 1,2 —> QB0 = 62/2 = 31 q*q = 35 и устанавливаем на
обоих ВС-1 верхние сетки 0,16 х 0,16 мм, нижние - 0,25 х 0,25 мм.
5. по строке 1,2 —> QCH = 71,3/2 35 <2сн = 40 и устанавлива-
ем на обоих ВС-1 верхние и нижние сетки с одинаковым размером
ячеек 0,25 х 0,25 мм.
6. по строке 1,2—* Qho = 77,5/2 = 39 qh0 = 40 и устанавливаем на
обоих ВС-1 верхние и нижние сетки 0 25 X 0,25 мм.
При выборе вибрационных сит (кассет) для вибросита «Свако» необхо-
димо пользоваться методикой выбора их ддд ВС-1, ставя сита однослойные
с квадратными ячейками в меш (мм): 8x8 меш (2,46 х 2,46 мм); 10 х 10
(1,9x1,9); 12 х 12 (1,5x1,5); 14 х 14 (1 3 х 1,3); 16 х 16 (1,13 х 1,13);
20 х 20 (0,84 х 0,84); 30 х 30 (0,54 х 0,54); 40 х 40 (0,38 х 0,38); 50 х 50
354
Глава 11
(0,28 х 0,28); 60 х 60 (0,23 х 0,23); 80 х 80 (0,18 х 0,18); 100 х 100
(0,14 х 0,14); 120 х 120 (0,12 х 0,12); 150 х 150 (0,1 х 0,1) и с овальными
ячейками: 20 х 30 (0,89 х 0,47); 30 х 40 (0,59 х 0,38); 50 х 40 (0,29 х 0,42);
60 х 40 (0,20 х 0,41); 70 х 30 (0,18 х 0,66).
Натяжка сит должна осуществляться с моментом 50 фунт-фут (фунт —
~ 0,454 кг; фут = 0,3048 м), что соответствует моменту 50-0,454-0,3048 =
= 6,9 кгс-м.
Таблица 40. Выбор типоразмера сетки вибросита для очистки раствора на водной
основе
Вязкость Па-с Плотность раствора г/см3 Пропускная способность сеток, л/с, для раствора на водной основе
№016 №025 №040 №055 №016 и №025 №016 и №040 №025 и №040 №025 и №055 №040 и №055
(10-20) • 1О“3 1,00 38 48 84 104 43 56 64 90 94
1,05 36 46 82 102 41 54 62 88 92
1,10 34 44 80 100 39 52 60 86 90
1,15 32 42 78 98 37 50 58 84 88
1,20 30 40 76 96 35 48 56 82 86
(20-40) • 1О“3 1,25 28 38 74 94 33 46 54 80 84
1,30 26 36 72 92 31 44 52 78 82
1,35 24 34 70 90 29 42 50 76 80
1,40 22 32 68 88 27 40 48 74 78
1,45 20 30 66 86 25 38 46 72 76
1,50 19 29 64 84 23 36 44 70 74
1,55 17 27 62 82 21 34 42 68 72
1,60 15 25 60 80 19 32 40 66 70
(40-60) • 10“3 1,65 13 23 58 78 17 30 38 64 68
1,70 И 21 56 76 15 28 36 62 66
1,75 10 20 54 74 13 26 34 60 64
1,80 19 52 72 11 24 32 58 62
1,85 — 17 50 70 — 22 30 56 60
1,90 15 48 68 — 20 28 54 58
1,95 — 13 46 66 — 18 26 52 56
2,00 — 11 44 64 — 16 24 50 54
2,05 — 10 42 62 — 14 22 48 52
2,10 — — 40 60 — 12 20 46 50
2,15 — — 38 58 — 10 18 44 48
2,20 — — 36 56 — — 16 42 46
2,25 2,30 2,35 2,40 — — 34 32 30 28 54 52 50 48 14 12 10 40 38 36 34 44 42 40 38
6. Гидроциклоны
355
6. Гидроциклоны
Гидроциклоны — аппараты второй (ситогидроциклонные сепараторы)
и третьей (илоотделители) ступеней очистки промывочной жидкости, пред-
варительно очищенной на вибрационном сите.
Гидроциклоны весьма несложны по конструкции, компактны, облада-
ют высокой производительностью, дешевы в изготовлении и просты в экс-
плуатации. С их помощью могут быть выполнены различные производ-
ственные операции во многих отраслях промышленности.
В нефтяной промышленности гидроциклоны применяются при следу-
ющих видах работ и операциях:
1. Очистка нефти от минеральных механических примесей.
2. Очистка промывочной жидкости от песка при промывке песчаных
пробок.
3. Отмывка песка от нефти.
4. Очистка пластовых вод от песка.
5. Разделение двух несмешивающихся жидкостей типа вода-нефть.
6. Очистка промывочной жидкости от выбуренной породы при бурении
нефтяных и газовых скважин.
В основу гидроциклонного разделения твердых частиц и жидкости за-
ложен принцип использования центробежных сил, возникающих в аппарате
при прокачке через него жидкости.
Поток жидкости, содержащей частички твердых тел, под некоторым
напором вводится по касательной через патрубок 2 нагнетательной линии
и насадку 3 в верхнюю цилиндрическую часть конического сосуда 1 (диф-
фузора). Струя жидкости, двигаясь по внутренней стенке диффузора, при-
обретает вращательное движение (рис. 117).
Под действием центробежных сил более крупные и тяжелые частички
породы отбрасываются к стенкам конической части гидроцилиндра и в ре-
зультате винтообразного движения внешнего потока сползают (сбрасывают-
ся) в нижнюю коническую часть аппарата к насадке 4 выпуска шлама. Здесь
в первый момент работы аппарата происходит накопление некоторой части
356
Глава 11
Рис. 117. Схема гидроциклояа.
шлама до образования так называемой «постели», играющей роль гидравли-
ческого затвора на выкиде. После образования «постели» вновь поступаю-
щее количество шлама сбрасывается через насадку 4. Более мелкие частич-
ки и большая часть жидкости движутся во внутреннем спиральном потоке,
направленном снизу вверх, к сливному патрубку 5 и по сливному шлангу
сбрасывается в емкость циркуляционной системы буровой установки.
При бурении нефтяных и газовых скважин промывочная жидкость обо-
гащается песком и мелкими частицами выбуренной породы. Содержание их
достигает 5-7%, а иногда и больше, в то время как не должно превышать
0,5%.
Гидроциклонный способ очистки промывочной жидкости обладает вы-
сокой эффективностью и привлекает экономичностью по результатам иссле-
дований последнего времени: на 50-90% снижается расход запасных частей
буровых насосов; уменьшается износ бурильных труб, на 50% уменьшается
6. Гидроциклоны
35/
объем отстойных амбаров, на 30-90% снижается расход глины, химических
реагентов; в то же время значительно возрастает механическая скорость
проходки на долото, уменьшается возможность прихвата бурильного ин-
струмента, обсадных колонн и хвостовиков; снижается расход запасных
частей забойных двигателей.
Буровые растворы, поступающие на вторую ступень очистки, содержат
твердые частицы песка (0,16-0,07 мм) и ила (менее 0,07 мм).
Для удаления из раствора песка размером частиц более 0,07 мм при-
меняют гидроциклоны (пескоотделители) диаметром 150-300 мм, которые
компонуют по количеству в блоке — 1 шт.; 4 шт. или 6 шт.
Для выделения из раствора ила размером частиц менее 0,07 мм приме-
няют гидроциклоны (илоотделители) диаметром 75-100 мм, которые ком-
понуют блоком по 12-16 штук с общим вводом бурового раствора.
Степень очистки и производительность гидроциклона зависит от на-
пора и подачи подающего (питающего) насоса, вязкости и плотности про-
мывочной жидкости, концентрации твердых частиц в суспензии, формы
и размера частиц, размеров отверстия песковой насадки, диаметра гид-
роциклона и сливного патрубка. С увеличением диаметра гидроциклона
производительность его возрастает, а степень очистки снижается. Умень-
шение сечения патрубка нагнетательной линии и ее насадки увеличивает
угловую скорость потока и улучшает качество очистки, но ускоряет износ
гидроциклонной установки и повышает расход энергии вследствие возрас-
тания напора питающего насоса. Уменьшение диаметра сливного патрубка
ухудшает качество очистки, но при этом снижаются потери промывочной
жидкости с отделяемым шламом.
В зависимости от количества шлама и размера его частиц режим ра-
боты гидроциклона можно регулировать изменением диаметров песковой
и питающей насадок, поэтому каждая батарея гидроциклонов должна быть
обеспечена комплектом сменных насадок.
Из применяемых в последнее время гидроциклонных аппаратов сле-
дует отметить ситогидроциклонную установку 4СГУ-2, пескоотделитель
гидроциклонный ШГк и илоотделитель ИГ-45.
В кратком изложении, не вдаваясь в конструктивные элементы испол-
нения, 4СГУ-2 (рис. 118), это вибрационное сито и пескоотделитель ШГк,
смонтированные в единый блок.
Пескоотделитель ШГк (рис. 119) состоит из следующих основных
узлов: батареи гидроциклонов 1, трубы соединительной 2, емкости 3, вер-
358
Глава 11
Рис. 118. Ситогидроциклонная установка 4СГУ-2. 1 — батарея гидроциклонов; 2 —
соединительная труба; 3 — сито вибрационное; 4 — рама с емкостью; 5 — насос
вертикальный шламовый ВШН-150; 6 — желоб.
тикального шламового насоса 4 и имеет следующую техническую характе-
ристику:
— наибольшая производительность пескоотделителя по очищенному
раствору, л/с...................................................60
— наименьший размер удаляемых из раствора частиц (при плотности
частиц 2,5 г/см3), мм.........................................0,06
— высота расположения дна приемного и дна сливного желобов от
основания пескоотделителя, мм..................................600
6. Гидроцшыопы
Рис. 119. Пескоотделитель ШГк.
— наименьшее допустимое давление перед гидроциклонами, МПа
(кгс/см2)................................................0,18(1,8)
— диаметр внутренний цилиндрической части гидроциклонов, мм . . 150
— количество гидроциклонов, шт. ..................................4
— тип перекачивающего насоса................................ВШН-150
— мощность электродвигателя привода насоса ВШН-150, кВт..........28
— количество насосов ВШН-150, шт................................. 1
— габаритные размеры, мм:
длина.........................................................2600
ширина...................................1150
высота...................................2150
— масса, кг ...................................................1350
360
Глава 11
Рис. 120. Схема работы пескоотделителя ШГк.
На рис. 120 представлена принципиальная схема работы пескоотдели-
теля 1 ПГк.
Промывочная жидкость, предварительно очищенная виброситами, по
желобу 1 поступает в правый отсек 2 емкости, в котором помещается по-
гружной вертикальный шламовый насос 3.
Из отсека 2 жидкость (раствор) шламовым насосом подается в батарею
из четырех гидроциклонов 4. Очищенный раствор из верхних сливных па-
трубков гидроциклонов сливается по трубе в левый отсек 5 и по желобу 6
направляется в приемные емкости циркуляционной системы. Высота рас-
положения нижних кромок (дна) желобов 1 и 6 емкости пескоотделителя
является тем порогом, ниже которого промывочный раствор не опускает-
ся. Правый отсек 2 сообщается с левым отсеком люком, расположенным
в нижней части перегородки 7, разделяющей емкость на два указанных
отсека.
В процессе работы пескоотделителя могут быть следующие случаи:
1. В отсек 2 емкости пескоотделителя по желобу 1 в единицу времени
подается больше промывочного раствора, чем перекачивается из него (через
батарею гидроциклонов) шламовым насосом в отсек 5. В этом случае по же-
лобу 6, кроме всего раствора, поступающего из гидроциклонов, из отсека 2
будет вытекать также некоторая часть раствора, очищенного виброситами.
Эта некоторая часть раствора перетечет из отсека 2 в отсек 5 через люк в
нижней части перегородки 7.
6. Гидроциклоны
361
Таким образом, количество раствора, поступающего в емкость пес-
коотделителя и вытекающего из него, остается одинаковым и тем самым
сохраняется постоянный уровень жидкости в емкости пескоотделителя.
2. В отсек 2 емкости пескоотделителя в единицу времени поступает
меньше промывочного раствора, чем перекачивается из него (через батарею
гидроциклонов) шламовым насосом в отсек 5. В этом случае по желобу 6
будет вытекать столько же очищенного гидроциклонами раствора, сколько
поступает по желобу 1, а избыточное количество раствора, поданное шламо-
вым насосом в отсек 5, будет перетекать через люк в перегородке обратно в
отсек 2. В этом случае также обеспечивается постоянный уровень раствора
в емкости пескоотделителя.
3. В отсек 2 емкости пескоотделителя поступает промывочный рас-
твор, а шламовый насос не работает. В этом случае очищенный вибро-
ситами промывочный раствор, поступающий в отсек 2, перетекает через
люк в перегородке в отсек 5 и по желобу 6 направляется в приемные емко-
сти циркуляционной системы, а в емкости по-прежнему будет удерживаться
постоянный уровень.
4. В емкость пескоотделителя прекратилась подача раствора, а шламо-
вый насос продолжает работать. В этом случае раствор, находящийся в
пескоотделителе, будет циркулировать по замкнутому циклу до выключения
шламового насоса.
Описанная выше система обеспечивает таким образом беспрепятствен-
ное перемещение промывочного раствора через емкость пескоотделителя и
нормальную его эксплуатацию.
В батарею гидроциклонов входят четыре гидроциклона 1ГЦ150Р,
в шифр которого входит диаметр (150 мм) и указание, что корпус его рези-
новый. Песковая насадка поставляется двух размеров: с диаметром отвер-
стия 15 мм и с диаметром отверстия 25 мм, шифры которых соответственно
ГЦ150Р-6 и ГЦ150Р-7, а насадка питающая 25 мм — ГЦ150Р-3.
Песковые насадки гидроциклонов размещаются внутри лотка. Когда
люк лотка закрыт шиберной заслонкой, шлам, накапливающийся в лотке,
вытекает только через верхнюю кромку передней торцовой стенки, которая
на 100 мм ниже верхней кромки рамы.
Таким образом, в процессе работы при закрытом люке лотка песковые
насадки гидроциклонов оказываются погруженными в шлам.
Вертикальный шламовый насос ВШН-150 (рис. 121) представляет
собой центробежный насос погруженного типа. Вместо обычного сальни-
ка насос снабжен разъемной резиновой втулкой, которая выполняет роль
362
Глава 11
Рис. 121. Вертикальный шламовый насос ВШН-150. 1 — электродвигатель; 2 — болт;
3 — палец; 4 — подшипник; 5 — броня задняя; 6 — рабочее колесо; 7 — броня передняя;
8 — болт специальный; 9 — крышка; 10 — масленка; 11 — корпус насоса.
уплотнительного устройства и одновременно является опорой нижнего кон-
ца вала насоса.
Основные опоры вала насоса (два шарикоподшипника) расположены
в верхней части корпуса насоса, выше уровня перекачиваемого раствора,
и надежно защищены от попадания глинистого раствора.
Привод насоса осуществляется от вертикального фланцевого электро-
двигателя мощностью 28 кВт через упругую пальцевую муфту. Электро-
6. Гидроциклоны
363
двигатель крепится к корпусу насоса. Корпус насоса имеет два опорных
кронштейна с приваренными цапфами, с помощью которых насос устанав-
ливается на емкости.
Такое устройство обеспечивает возможность перевода насоса из верти-
кального положения (при котором спиральный корпус полностью погружен
в перекачиваемый раствор) в горизонтальное для ревизии и ремонта насо-
са. Всасывающее отверстие предохраняется сеткой от попадания в насос
крупных частиц.
Запасные части к насосу ВШН-150: ШН-150.1-0-32А — рабочее колесо;
ШН-150.1-0-22 — броня; ВШН-150-18-1 — подшипник резиновый.
Насос ВШН-150 развивает производительность 150 м3/час (42 л/с),
напор 44 м водяного столба требует 1450 об/мин (24,2 с-1), имеет габариты
(мм) — 860 х 620 х 1760 и массу 652 кг.
Гидроциклонный илоотделитель ИГ-45:
1. Производительность, л/с....................................45
2. Наименьший размер удаляемых частиц, мм..................0,045
3. Диаметр циклона, мм........................................75
4. Число гидроциклонов .......................................16
5. Габаритные размеры, мм....................... 2460 х 950 х 1500
6. Масса, кг.................................................333
Кроме вышеперечисленных гидроциклонных аппаратов (4СГУ-2; ШГк;
ИГ-45), в комплект буровых установок включают аппараты новых разра-
боток:
1. Пескоотделитель грубой очистки ПГ 60/300 (рис. 122):
— пропускная способность, м3/с (л/с)............... 0,06 (60)
— наименьший размер частиц плотностью 2,6 • 103 кгс/м3,
удаляемых до 95% и более при работе тестовой жидкости
(вода — 98%, тонкодисперсный кварцевый песок — 2%), мм . . 0,07
— масса, кг..............................................430
2. Илоотделитель тонкой очистки ИГ 45/75 (рис. 123):
— пропускная способность, м3/с (л/с).................... 0,045 (45)
— наименьший размер частиц, удаляемых до 95%, мм........0,01
— масса, кг..............................................333
3. Ситогидроциклонные сепараторы СГС 45/150 (рис. 124)
и СГС 65/300 (рис. 125):
- объемная подача, м3/с . . . 0,045 (СГС 45/150); 0,065 (СГС 65/300)
— наименьший размер удаляемых частиц, мм............0,09; 0,09
— потери раствора,%, не более.........................0,5; 0,5
364
Глава 11
Рис. 122. Пескоотделитель грубой очистки ПГ 60/300. 1 — сливной коллектор;
2 — гидроциклон; 3 — хомут; 4 — блок питающего коллектора; 5 — блок элек-
тронасосный.
Рис. 123. Илоотделитель тонкой очистки ИГ 45/75. 1 — манометр; 2 — блок коллек-
торов; 3 — хомут; 4 — шламосборник; 5 — основание; 6 — гидроциклон; 7 — элек-
тронасосный агрегат.
6. Гидроциклоны
365
Рис. 124. Ситогидроциклонный сепаратор СГС 45/150. 1 — блок коллекторов; 2 —
манометр; 3 — хомут; 4 — гидроциклон; 5 — шламосборник; 6 — вибрационная
рама; 7 — транспортный болт; 8 — кожух; 9 — станина; 10 — амортизационная
пружина; 11 — гайка; 12 — винт; 13 — ведущий шкив; 14 — приводной ремень;
15 — электродвигатель; 16 — пост управления.
— потери барита, %, не более..................................10; 10
— масса, кг................................................. 900; 1000
4. Гидроциклонный глиноотделитель ГУР-2 (рис. 126) для удаления
из утяжеленного бурового раствора избыточного содержания
глины и регенерации утяжелителя при бурении:
— пропускная способность, м3/с (л/с):
по смеси..............................................0,016 (16)
по буровому раствору
плотностью (1,6-2,1) • 103 кг/м3 ............... 0,003 (3)
— степень удаления, %, не менее:
глины..............................................80-90
366
Глава 11
Рис. 125. Ситогидроциклонный сепаратор СГС 65/300. 1 — блок коллекторов; 2 —
хомут; 3 — гидроциклон; 4 — шламосборник; 5 — трубопровод; 6 — вентиль; 7 —
манометр; 8 — пост управления; 9 — электродвигатель; 10 — приводной ремень;
П — ведущий шкив; 12 — гайка; 13 — винт; 14 — амортизационная пружина; 15 —
вибрационная рама; 16 — станина; 17 — кожух; 18 — транспортный болт.
утяжелителя.........................................84-96
— потребляемая мощность, кВт..............................18
— масса изделия (комплекта), кг...................... 118 (200)
5. Гидроциклонный глиноотделитель ИГ 45М (рис. 127):
— пропускная способность (при давлении 0,25 МПа),
м3/с (л/с)............................................ 0,045 (45)
— наименьший размер частиц, удаляемых на 95% и более
при работе, мм:
на буровом растворе..................................0,05
на тестовой жидкости.................................0,02
— масса, кг..............................................220
6. Глиноотделитель ГЦ на базе центрифуги (рис. 128):
6. Гидроциклоны
367
Рис. 126. Гидроциклонный глиноотделитель ГУР-2. 1 — блок коллекторов; 2 — гид-
роциклон; 3 — основание; 4 — шламосборник.
Рис. 127. Гидроциклонный глиноотделитель ИГ 45М. 1 — гидроциклон; 2 — хомут;
3 — блок коллекторов; 4 — манометр; 5 — шламосборник.
— объемная подача по питанию глиноотделителя исходным буро-
вым раствором, м3/ч:
• при удалении глины из неутяжеленного бурового раствора
Рис. 128. Глиноотделитель ГЦ на базе центрифуги. 1 — насосная установка; 2 — гибкий рукав с
быстросъемным соединением; 3 — пусковое устройство; 4 — резервуар циркуляционной системы;
5 — блок центрифуги с транспортером.
368 Глава 11
7. Замечания по эффективности работы гидроцикюни
плотностью до 1,1 г/см3.......................... , , IN
• при регенерации утяжелителя из утяжеленного бурового рае
твора плотностью до 1,5 г/см3 ..........................6
• при регенерации утяжелителя из утяжеленного бурового рас-
твора плотностью до 2 г/см3 .......................... 3
— степень регенерации баритового утяжелителя из бурового рас-
твора, %, не менее.........................................90
— масса, кг, не более.................................. 5000
7. Замечания по эффективности работы гидроциклона
Работа гидроциклона обусловлена многими факторами, определяющи-
ми его производительность, крупность граничного зерна и эффективность
процесса разделения, протекающего в нем.
Параметры гидроциклона подразделяют на конструктивные (диаметр
гидроциклона; диаметр питающего патрубка; диаметр сливного патрубка;
диаметр разгрузочного отверстия; высота цилиндрической части гидроцик-
лона; высота конической части гидроциклона; угол конусности) и гидрав-
лические (давление на входе и на сливе; вязкость жидкости; содержание
твердой фазы в исходном продукте; плотность твердой и жидкой фаз).
Все нижеприводимые замечания по обеспечению эффективности ра-
боты гидроциклона получены на испытательном стенде и подтверждены
в промысловыхусловиях.
1. Диаметр гидроциклона (Р) и высота цилиндрической части (Н) вли-
яют на качественные и количественные показатели его работы при
оптимальном отношении H/D = 1,0-1,4; питающий патрубок сле-
дует располагать непосредственно у крышки гидроциклона.
2. Разгрузочное отношение dp/de следует выбирать с учетом требований
при использовании гидроциклона в процессе бурения, обеспечивая
максимальную степень очистки глинистого раствора при минималь-
ных потерях его; рекомендуются следующие отношения dp/de в зави-
симости от содержания песка в неочищенном глинистом растворе (%):
0,12-1%; 0,16-(1-2%); 0,2-(2-4%); 0,24-(4-5%); 0,3-(> 5)%.
3. Давление на входе в гидроциклон является одним из основных пара-
метров, определяющих как производительность аппарата, выход про-
дуктов разделения, так и эффективность процесса разделения; с уве-
370
Глава 11
личением входного давления возрастают общая производительность
гидроциклона и производительность по верхнему сливу; на основании
опытных данных оптимальным давлением на входе в гидроциклон
при очистке глинистого раствора от песка следует признать давление
0,25 МПа (2,5 кгс/см2).
4. Рост давления на сливе приводит к заметному падению производи-
тельности по верхнему сливу, некоторому уменьшению общей произ-
водительности и степени очистки; оптимальным давлением на сливе
следует признать 0,2-0,3 кгс/см2, при котором наблюдается более вы-
сокая степень очистки, т. е. трубопровод слива не следует удлинять,
сброс очищенной жидкости осуществлять в ту же емкость («под се-
бя» на постепенное осветление жидкости); с увеличением давления
на сливной линии выше 0,5 кгс/см2 уменьшается производительность
(до 20%) по верхнему сливу и увеличивается выход разгрузочной
жидкости, сопровождаясь увеличением потерь глинистого раствора.
При бурении нефтяных и газовых скважин глинистый раствор обо-
гащается песком и мелкими частицами выбуренной породы. При ме-
ханическом способе не обеспечивается достаточная степень очистки,
поэтому необходима тонкая (гидроциклонная) очистка промывочной
жидкости, обладающая высокой эффективностью и экономичностью.
8. Насосы шламовые 6Ш8 и 6Ш8-2
Насосы шламовые 6Ш8 и 6Ш8-2 предназначены для перекачки гид-
росмесей с мелкой твердой фракцией с плотностью взвешенных части-
цы 1,3-2,5 г/см2 при их содержании до 500 г/л. Крупность отдельных взве-
шенных частиц — не более 20 мм. Температура перекачиваемой гидросме-
си +5° -г +40°С. Применяются в циркуляционных системах всех классов
буровых установок при бурении нефтяных и газовых скважин.
Насосный агрегат состоит из насоса 1, электродвигателя 4, соедини-
тельной муфты 3, кожуха 2, фундаментной плиты 5.
Насос 6Ш8 и 6Ш8-2 — консольный, одноступенчатый, центробежного
типа.
Вал насоса установлен в корпусе 12 на двух подшипниках: передние
подшипники 20 №32310 — роликовые, воспринимающие только радиаль-
ную нагрузку, задние 19 № 346310 — радиально-упорные, воспринимающие
8. Насосы шламовые 6Ш8 и 6Ш8-2
371
радиальную и знакопеременную по направлению осевую нагрузку, возни-
кающую при различных режимах работы насоса.
Смазка подшипников — жидкая. Подшипник и масляная ванна защи-
щены от попадания в них перекачиваемой гидросмеси и пыли лабиринтным
и резиновыми манжетами 1-50x70 ГОСТ 8752-70.
Уплотнением вала 11 служит сальниковая набивка. По мере износа
набивки ее поджимают при помощи корпуса сальника 6. Для охлаждения
и смазки сальникового узла предусмотрена подача чистой воды через шту-
цер в корпусе уплотнения. Расход воды 1,0-1,5 м2/ч.
Уплотнение всасывающей стороны — самоподвижное, торцовое. До-
полнительно предусмотрена регулировка торцевого зазора с помощью ре-
гулировочных винтов.
Рабочее колесо 3 закреплено на валу при помощи резьбового соедине-
ния.
Наличие скоб 10, крепящих корпус подшипников 12, облегчает процесс
разборки и сборки подшипникового узла без демонтажа опорного крон-
штейна.
Рабочая характеристика насоса 6Ш8 показана на рис. 129, а насоса
6Ш8-2 — на рис. 130, причем отклонение напора в пределах рабочей зоны
при работе на чистой воде не превышает ±5%.
Параметры технической характеристики насоса 6Ш8 (6Ш8-2) приво-
дятся ниже:
1. Подача, м3/ч (л/с)............................. 250 (69) (150 (42))
2. Напор, м водяного столба................................. 54 (33)
3. Частота вращения вала, с-1 (об/мин).................. 24,2 (1450)
4. Мощность электродвигателя, кВт.......................... 100 (55)
5. Габариты, мм...................................2110 х 702 х 910
(1885 х 597 х 730)
6. Масса, кг........................................... 1270(1100)
7. Охлаждение сальникового узла:
7.1. давление воды,
МПа (кгс/см2)................. 0,6-0,65 (6-6,65); 0,4-0,45 (4-4,5)
7.2. расход воды, м3/ч..................................1,5 (1,0)
8. Рабочее колесо...........................6Ш8-01.010 (6Ш8-2-01.010)
9. Кольцо уплотнительное ............... 6Ш8.01.006А (6Ш8-2.01.006А)
10. Втулка сальниковая..................................6Ш8.01.048
11. Манжета.................................1-50х 1-70 ГОСТ 8752-70
372
Глава 11
Рис. 129
Рис. 130
8. Насосы шламовые 6Ш8 и 6Ш8-2
373
Учитывая важность и необходимость стартовой готовности шламовых
насосов, обслуживающий персонал должен знать и выполнять все требова-
ния правил эксплуатации этих насосов:
1. Соблюдать меры безопасности: электродвигатель должен быть зазем-
лен; запрещается работать без кожуха муфты; воспрещается поджи-
мать сальники во время работы насоса; производить смену сальнико-
вой набивки только при оставленном и отключенном насосе.
2. Выполнять условия установки и монтажа. Насос и электродвигатель
должен быть смонтирован на общей раме так, чтобы между полу-
муфтами был зазор 5-6 мм. Затем крепят насос и электродвигатель и
приступают к проверке совпадения их осей. Несоосность валов насо-
са и электродвигателя не должна быть более 0,3 мм, непараллельность
торцовых плоскостей — более 0,3 мм.
С неотцентрированной муфтой запуск насоса в работу запрещается.
Первоначально выдержать все условия монтажа по герметичности
трубопроводов, по недопущению резких переходов их диаметров и
острых углов колен, по соблюдению внутренних диаметров всасы-
вающих и нагнетательных трубопроводов диаметрам отверстий на
насосе, по установке самостоятельных опор под них, по установке
задвижек на этих линиях.
3. Проводить подготовительные работы к пуску насоса.
— Проверить правильность направления электродвигателя при от-
соединенном насосе (направление вращения должно быть по ча-
совой стрелке, если смотреть на насос со стороны электродвига-
теля).
— Проверить наличие жидкой смазки в корпусе подшипников по
контрольной пробке.
— Проверить легкость вращения вала насоса (должен проворачи-
ваться от руки за полумуфту).
— Проверить крепление насоса, электродвигателя и затяжку паль-
цев муфты.
— Подать в узел уплотнения вала воду под давлением.
— Проверить наличие перекачиваемой жидкости и обеспечить ее
перемешивание.
374
Глава 11
4. Проводить пуск, эксплуатацию и остановку насоса согласно рекомен-
даций завода:
— Без наличия перекачиваемой гидросмеси в полости насоса за-
прещается.
— Пуск производить при полностью открытой задвижке на всасы-
вающем трубопроводе и неполностью закрытой на нагнетатель-
ном трубопроводе.
— Включить электродвигатель и только после набора полного числа
оборотов постепенно открывать задвижку.
— Регулированием задвижки на нагнетательном трубопроводе мож-
но получить необходимую подачу насоса.
— Запрещается регулирование подачи задвижкой на всасывающем
трубопроводе (появляется кавитация и вызывается вибрация).
— При правильной регулировке сальника вода должна просачивать-
ся и вытекать в небольшом количестве из корпуса насоса.
— При необходимости остановки насоса сначала постепенно за-
крыть задвижку на нагнетательном трубопроводе, а затем вы-
ключить электродвигатель.
— После остановки вывернуть нижнюю пробку на спиральном кор-
пусе, удалить из насоса жидкость, а его внутреннюю полость
промыть водой.
— Не допускать нагрев подшипниковых узлов выше 75°.
— Масло (ИЗОА) заливать через верхнее отверстие в корпусе под-
шипников до контрольного отверстия.
— Добавлять смазку по мере надобности, но не реже одного раза
в неделю, полную замену смазки производить один раз в месяц.
— Набивку в сальнике следует заменять без разборки насоса, когда
увеличившуюся утечку воды через сальник невозможно отре-
гулировать. Если и после этого утечка будет велика, необходи-
мо снять всасывающий патрубок 1, отвернуть рабочее колесо 3,
снять подсальниковую втулку 7 и снова установить ее на вал,
перевернув другой стороной.
8. Насосы шламовые 6Ш8 и 6Ш8-2
375
5. Знать и соблюдать последовательность разборки и сборки насоса.
6. Знать причины возможных неисправностей в работе насоса и владеть
способами устранения их:
6.1. Насос не подает гидросмесь:
— насос и всасывающий трубопровод не были заполнены гид-
росмесью перед пуском — заполнить их гидросмесью или
водой;
— трубопроводы зашламованы — очистить их;
— всасывающий трубопровод негерметичен — устранить под-
сос воздуха.
6.2. Насос не обеспечивает необходимую подачу:
— уровень гидросмеси падает настолько, что происходит под-
сос воздуха — остановить насос до наполнения емкости;
— износ торцового уплотнения всасывающей стороны — от-
регулировать зазор в торцовом уплотнении или заменить
уплотнительное кольцо;
— износ уплотнения вала — заменить сальниковую набивку,
если это не помогает, заменить подсальниковую втулку.
6.3. Насос не обеспечивает необходимого напора:
— износ рабочего колеса — заменить его;
— электродвигатель не развивает полного числа оборотов —
проверить напряжение в электросети.
6.4. Насос вибрирует во время работы:
— недопустимая несоосность осей валов насоса и электродви-
гателя — отцентрировать насос и электродвигатель;
— слабо закреплены насос, электродвигатель, фундаментная
плита — произвести достаточное закрепление;
— недостаточное количество гидросмеси в приемной емко-
сти — остановить насос до заполнения емкости.
6.5. Большая потребляемая мощность:
— электродвигатель греется, велика подача насоса — умень-
шить подачу насоса задвижкой на нагнетательном трубо-
проводе; остановить электродвигатель и дать ему остыть.
376
Глава 11
9. Гидравлические перемешиватели в емкостях ЦС
Суспензия, приготовленная даже из высококачественных бентонито-
вых глинопорошков, имеет частицы твердой фазы, недостаточно хорошо
перемешанные с водой.
Поэтому для получения высококачественного раствора необходимо до-
полнительное перемешивание суспензии в емкостях циркуляционной си-
стемы (ЦС) буровых установок.
Кроме того, с помощью перемешивающих устройств разрушается ге-
леобразная структура раствора в емкостях после длительных перерывов
бурения, взмучивается твердый осадок перед чисткой емкостей.
Промышленность выпускает гидравлические и механические переме-
шиватели.
Гидравлические перемешиватели могут, применяться в емкостях ЦС
двух разновидностей: 4УПГ — универсальный перемешиватель гидравли-
ческий и ПГС — перемешиватель гидравлический самовращающийся.
4УПГ состоит из следующих частей (рис. 131): корпуса 1, тройника 2,
вращающегося в корпусе ствола 3 с рукояткой, вращающейся в тройнике на-
садки 4, закрепленной на конце ствола. Благодаря наличию двух шарниров
ствол с насадкой может поворачиваться в двух взаимоперпендикулярных
плоскостях и принимать любое направление.
Необходимое направление придает насадке оператор, поворачивая
ствол за рукоятку.
Техническая характеристика 4УПГ: рабочее давление, МПа (кгс/см2) —
4 (40); диаметр сменных насадок, мм — 16,20,30,40; расход воды, л/с — 15,
24, 54, 92; габаритные размеры, мм — 335 х 170 х 2200; масса, кг — 33,5.
ПГС (рис. 132) действует постоянно без помощи оператора после впус-
ка жидкости под давлением в приемный патрубок: наибольшее рабочее
давление 4МПа; диаметр сменных насадок 20, 25, 30, 40 мм; диаметр,
описываемый вращающимися коленами, 480 мм; высота 1777 мм; масса
38 кг.
Перемешиватель состоит из приемного патрубка 1, ствола 2, кресто-
вины 6, двух колен 7 с резьбовыми ниппелями, сменных насадок 4 и двух
накидных гаек 3.
Ствол соединен с приемным патрубком через специальный шариковый
подшипник, который воспринимает момент, вызванный возможным дис-
балансом вращающейся части перемешивателя. На нижний конец ствола
насажена на резьбе крестовина 6.
10. Механические перемешиватели в емкостях ЦС
377
Рис. 131. Универсальный перемешиватель 4УПГ.
В два противоположных патрубка крестовины ввинчены колена 7 с на-
садками, в два других патрубка — пробки 5. Насадки крепятся к ниппелям
колен с помощью накидных гаек.
После подачи жидкости в приемный патрубок ствол с крестовиной
начинает вращаться против часовой стрелки с постоянной скоростью, зави-
сящей от давления, плотности и вязкости жидкости.
10. Механические перемешиватели в емкостях ЦС
Перемешиватель механический ПМ (или перемешиватель лопастной
ПЛ — по специализации ЦС5000ЭУ) выполняет функции перемешивания
378
Глава И
Рис. 132. Перемешиватель гидравлический самовращающийся ПГС.
по аналогии с ПГС и имеет следующую техническую характеристику:
1. Привод перемешивателя . . . . мотор-редуктор типа МПО1 или МПО2
2. Тип электродвигателя ..................габарит 100S, тип 4А или В
3. Мощность электродвигателя...........................от 3 до 5,5
4. Частота вращения вала с лопастями, с”1 (об/мин) . . 0,8-3,25 (50-195)
5. Диаметр лопастей мешалки, мм................................950
6. Габариты, мм....................(1450-1650) х 950 х (3200-3600)
7. Масса, кг.............................................. 477-810
Перемешиватель (рис. 133) состоит из сварной рамы 5, на которой
смонтирована цилиндрическая опора 2. На опоре крепится мотор-редук-
тор 1. К валу мотора редуктора крепится при помощи фланцев и болтов
промежуточный вал 3, затем лопастной вал 4.
Сварная рама устанавливается на верхней площадке емкости та-
ким образом, чтобы между лопастями и днщцем емкости было расстоя-
ние 90-110 мм.
Мотор-редуктор изготавливается АО «Тамбовполимермаш» в исполне-
ниях:
Ф — горизонтальное с опорным фланцем,
10. Механические перемешиватели в емкостях ЦС
379
Рис. 133. Перемешиватель механический ПМ.
В — вертикальное с опорным фланцем,
ВК — вертикальное с опорным фланцем и кольцевой канавкой на выход-
ном валу для закладного кольца, передающего осевые усилия.
При заказе необходимо обозначать:
380
Глава 11
МПО-1-10ВК-7,34-3/195-B-100S4-Y4 (шифр заимствован из перемеши-
вателя на ЦС-4Э-76) — мотор редуктор типа МПО-1, габарита 10, исполне-
ния ВК, с передаточным числом 7,34; мощностью электродвигателя 3 кВт,
с частотой вращения тихоходного вала 195 об/мин, укомплектован электро-
двигателем типа «В» габарита 100S4, климатического исполнения «У4».
Масса этого мотор-редуктора, кг — 77 + 50 = 127.
Мотор-редуктора МПО-1 могут иметь габариты 10; 15; 18; 30 собствен-
но редуктора и соответственно их массу 50; 125; 260; 450 кг.
Мотор-редуктор МПО-2: 10; 15; 18; 45 и соответственно массу 70; 180;
400; 3100.
Из приведенного следует, что заказывать необходимо МПО-1-10 или
МПО-2-10, т.к. последующие габариты значительно увеличивают массу.
Мотор-редуктора МПО-1-10 могут изготавливаться с передаточным
числом 5,74 и 7,34, а МПО-2-Ю - 22,8; 28,2; 45,5.
Мотор-редуктора соответствуют ТУ 2-056-184-80.
Обслуживание мотор-редуктора при эксплуатации заключается в си-
стематическом контроле за уровнем масла (М-8А или И40А; замена 2 раза
в год).
Необходимо избегать беспричинного вскрытия мотор-редуктора. Ме-
ханизм мотор-редуктора в расконсервации не нуждается.
Мотор-редуктора рассчитаны для работы при температуре окружаю-
щей среды от —40°С до +40°С.
Глава 12
Оборудование для приготовления бурового
раствора
Буровые растворы, применяемые при бурении скважин, должны вы-
полнять следующие функции:
— облегчать разрушения забоя долотом, но не усиливать разрушения
оборудования и бурильного инструмента;
— эффективно очищать забой от шлама;
— транспортировать шлам на поверхность, удерживая его во взвешенном
состоянии, при этом не размывать стенок скважины;
— компенсировать избыточное пластовое давление флюидов, но не до-
пускать поглощения раствора отдельными пластами;
— укреплять стенки скважины в неустойчивых породах, не ухудшая про-
ницательности продуктивных горизонтов;
— обеспечивать прокачиваемость буровыми насосами, не допуская боль-
ших затрат гидравлической энергии;
— обладать свойством осаждать песок и шлам после выноса их из сква-
жины без осаждения одновременно собственных компонентов;
— хорошо охлаждать трущиеся поверхности, прежде всего долото;
— обеспечивать смазку трущихся поверхностей, особенно опор долота;
— иметь высокую термостойкость при проходке высокотемпературных
скважин;
— быть достаточно инертным к воздействию выбуренной породы, но
легко поддаваться химической обработке;
382
Глава 12
— передать энергию от буровых насосов забойному двигателю, а также
на забой, особенно при применении гидромониторных долот.
Приготовление буровых растворов осуществляется централизованно на
заводах с последующей доставкой автоцистернами на буровые или непо-
средственно в циркуляционной системе буровой установки с помощью спе-
циального оборудования: глиномешалок механического или гидравлическо-
го действия различных конструкций. Разнообразие выпускаемых промыш-
ленностью средств объясняется разной потребностью в буровом растворе и
использованием глин разного качества (комовые, порошкообразные).
1. Механические двухвальные мешалки
Наибольшее распространение на буровых получили механические
двухвальные мешалки, применяемые для приготовления и утяжеления бу-
ровых растворов из комовых материалов, а также для приготовления хими-
ческих реагентов. Наиболее высокое качество приготовленных растворов
в этих мешалках сочетается с низкой производительностью (по комовой
глине — 2-4 м3/ч; по глинопорошку — 6 м3/ч), поэтому применение их
для этих целей потеснено наиболее простым и экономическим способом с
применением гидравлических смесителей. Однако применяются они повсе-
местно и не могут быть вытеснены, так как универсальность их востребо-
вана при приготовлении растворов из любых комовых материалов, даже из
смерзшихся кусков глины, утяжелителя и химических реагентов из бурого
угля, щелочи или других твердых компонентов.
Механическая мешалка представляет собой металлическую емкость
цилиндрического или овального сечения, внутри которой помещается один
или два вала с лопастями, при вращении которых разрушается глина, ча-
стицы которой перемешиваются с водой.
Отечественная промышленность изготавливает двухвальные мешалки
емкостью 4 м3 марки МГ2-4Х (Хадыженским механическим заводом Крас-
нодарского края).
На рис. 134 показана конструкция механической глиномешалки типа
(марки) МГ2-4Х с горизонтальным расположением емкости. Емкость 1 кре-
пится на металлической раме 2. Два вала 3 покоятся в подшипниках 4,
укрепленных на стойках 5 рамы. Оба вала связаны между собой парой зуб-
чатых колес 6, одно из которых находится в зацеплении с малым зубчатым
колесом 7, сидящим на ведущем вале 8. На этом же вале посажен приводной
1. Механические двухвальные мешалки
383
Рис. 134. Механическая глиномешалка МГ2-4Х.
шкив 9, который получает вращение от электродвигателя с помощью кли-
ноременной передачи. Загрузку глины и воды осуществляют через люк 10.
На буровых эти мешалки обычно монтируются на высоких стальных
основаниях, поэтому приготовленная суспензия сливается в желоб (или ем-
кость ЦС) самотеком. Твердые материалы подаются в мешалки в большин-
стве случаев вагонетками, которые передвигаются по наклонному рельсо-
вому пути с помощью канатов и системы блоков, связанных с валами гли-
номешалки. Вагонетки загружаются у основания рельсового пути вручную,
а выгрузка опрокидыванием ее над люком осуществляется механически.
Техническая характеристика глиномешалки МГ2-4Х приводится ниже:
1. Емкость барабана, м............................................4
2. Производительность по готовой суспензии, м3/ч, при исходном
материале:
комовая глина...........................................2-4
глинопорошок............................................. 6
3. Продолжительность приготовления из комовой глины, час......1-2
4. Число рабочих валов с лопастями................................2
5. Число лопастей (правых и левых)...............................24
6. Скорость вращения рабочих валов, с-1 (об/мин) . . . 1,5-1,67(90-100)
7. Передаточное число зубчатой пары...........................47 : 13
8. Мощность электродвигателя, кВт...........................17-21,5
9. Передача от электродвигателя.................клиновыми ремнями
В3750 ГОСТ 1284.1-80
10. Технические условия.............................. ТУ 39-01-396-78
384
Глава 12
11. Габаритные размеры, мм:
длина............................................. 4250
ширина ........................................... 2345
высота.............................................1335
12. Масса, кг............................................. 3220
2. Фрезерно-струйные мельницы
Второй разновидностью механических мешалок являются фрезер-
но-струйные мельницы типа ФСМ.
ФСМ разработаны Воронежским инженерно-строительным институ-
том для приготовления и утяжеления буровых растворов из комовых и сы-
пучих материалов и начали применяться на буровых предприятиях с 1963
года.
Выпускаются три типоразмера фрезерно-струйных мельниц: ФСМ-2,
ФСМ-7 и ФСМ-12, которые отличаются производительностью и незначи-
тельными конструктивными изменениями.
Техническая характеристика ФСМ-7:
1. Производительность по исходным материалам, т/ч:
комовая глина........................................10-12
порошковая глина.....................................20-25
утяжелители (гематит)................................30-35
2. Диаметр ротора, мм..........................................400
3. Длина ротора, мм............................................600
4. Скорость вращения ротора, с-1 (об/мин)................ 8,33 (500)
5. Мощность приводного электродвигателя, кВт....................28
6. Габаритные размеры, мм....................... 1950 х 1530 х 1410
7. Масса, кг..................................................1400
ФСМ — агрегат непрерывного действия. Основные узлы ФСМ — ро-
тор, приемный бункер, предохранительная плита, диспергирующая рифле-
ная плита, ловушка для камней и лоток для отвода готового глинистого
раствора. Исходные твердые материалы загружают в приемный бункер 8
(рис. 135) и обильно смачивают водой из перфорированной трубы 10. По-
движный щиток 9 ограничивает предельный размер комьев, попадающих
из бункера во внутреннюю часть корпуса.
Твердые исходные материалы попадают на вращающийся на валу 3 ро-
тор 2. При попадании вместе с глиной больших кусков или кусков металла
последние заклиниваются между ротором и предохранительной плитой 12.
2. Фрезерно-струйные мельницы
385
Рис. 135. Фрезерно-струйная мельница.
В результате срезаются специальные сменные штифты 13, предохранитель-
ная плита поворачивается на шарнире 11 и пропускает посторонние твер-
дые предметы, которые проваливаются в ловушку 15. Ловушка нормально
закрыта откидной крышкой 17 с резиновой прокладкой 16. Для очистки
ловушки крышку периодически открывают с помощью винтового механиз-
ма 18. Зазор между ротором и предохранительной плитой регулируют путем
перестановки штифтов в планке 14.
Под ротором установлена сменная диспергирующая рифленная пли-
та 1, огибающая с небольшим зазором четверть ротора. В верхней части
корпуса укреплена решетка 6, размер отверстий которой определяется тре-
бованиями, предъявляемыми к приготовляемому раствору. Сверху решетка
закрыта откидным щитком 5, который может быть откинут поворот вокруг
шарнира 7. Готовый раствор стекает по лотку 4 в запасную емкость ЦС.
Корпус мельницы укреплен на раме 19.
' Частицы глины или утяжелителя измельчаются при перемещении ма-
териала с водой лопастями ротора вдоль диспергирующей плиты, при ударе
струй, выбрасываемых ротором, о решетку, а также при прохождении сус-
386
Глава 12
пензии через отверстия решетки. Частицы материалы, не прошедшие через
отверстия решетки, вновь попадают на ротор и проходят повторный цикл
измельчения.
По сравнению с лопастными глиномешалками ФСМ имеют следую-
щие преимущества: высокая производительность при непрерывной загруз-
ке; простота конструкции при относительно небольших габаритах и массе
агрегата; высокая экономичность эксплуатации.
Однако суспензия, полученная во фрезерно-струйной мельнице, имеет
нераспустившиеся частицы глины и требует дополнительного перемеши-
вания, либо многократной циркуляции по схеме мельница — емкость —
мельница. Это является существенным недостатком данной механической
мешалки.
Фрезерно-струйные мельницы показали высокую эффективность при
ликвидации аварий: газовых выбросов, когда необходимо за короткий срок
приготовить большое количество утяжеленного раствора. В этом случае
параметры полученной суспензии могут и не удовлетворять требованиям,
предъявляемым к буровым растворам.
3. Гидравлические мешалки
Из-за различия геолого-географических условий и различия исходных
материалов для приготовления утяжеления и химической обработки раство-
ров существует много конструкций агрегатов, установок, в которых основ-
ным узлом раствороприготовления являются гидромешалки, гидро смесите-
ли.
Гидравлическая мешалка ГДМ-1 или гидросмеситель эжекторно-
го типа применяется для приготовления и утяжеления буровых растворов
из порошкообразных материалов, а также для химической обработки рас-
творов сухими порошкообразными реагентами. Гидравлические мешалки
ГДМ-1 называют гидроворонками Краснодарского типа:
— производительность готовой суспензии, м3/ч..................70-70
— объем воронки, м3...........................................0,175
— объем бака м3.................................................. 1
— габаритные размеры, мм......................... 2800 х 1600 х 1900
— масса, кг ...................................................1120
Гидравлическая мешалка (рис. 136) состоит из воронки 1 для загрузки
порошков, камеры смешивания 4 с соплом 5, бака 2 и общей сварной рамы 3.
3. Гидравлические мешалки
387
Рис» 136. Гидравлическая мешалка ГДМ-1.
К камере смешения через сопло подводится вода или глинистый раствор под
давлением 2-3 МПа (20-20 кгс/см2). В камере образуется вакуум, благодаря
чему туда засасывается порошок из воронки; порошок смешивается с жид-
костью. Образовавшаяся пульпа поступает в бак и ударяется о специальный
башмак, благодаря чему комки твердой фазы дополнительно измельчаются
и перемешиваются с жидкостью. Поступление пульпы осуществляется под
давлением по тангенциально установленному патрубку, а при ударе полу-
чает еще и вращательное движение. Поднимаясь к верху, суспензия теряет
скорость, из нее на дно бака выпадают нерастворившиеся комки порошка и
утяжелителя, которые удаляются через люк 6 после окончания цикла при-
готовления раствора. Готовая суспензия сливается через выходную трубу
в верхней части бака.
Гидравлические мешалки аналогичной конструкции, но без смеситель-
ного бака применяются для приготовления цементных растворов при цемен-
тировании скважин.
Суспензию, приготовленную в гидравлической мешалке, нельзя счи-
тать буровым раствором вследствие наличия комков твердой фазы. Для раз-
рушения комков применяются дополнительное перемешивание суспензии
механическим или гидравлическим путем в емкостях, отстой, многократ-
388
Глава 12
ная циркуляция по схеме: гидравлическая мешалка — емкость — насос —
гидравлическая мешалка и, наконец, естественная циркуляция по схеме:
гидравлическая мешалка — емкость — насос — манифольд — скважина —
очистная система — емкость.
Блок гидросмесителей БГС предназначен для приготовления бурово-
го раствора из порошковых материалов. Он состоит из двух центробежных
шламовых насосов 6Ш8-2 (6Ш8 или ШН-150) с электродвигателями, двух
эжекторных смесителей, напорного, всасывающего и сливного трубопрово-
дов, которые смонтированы на общей сварной раме. У засыпных бункеров
(воронок) установлены столики с дисковыми ножами для разрезания бумаж-
ных мешков с глинопорошком перед его засыпкой. Принцип приготовления
раствора аналогичен работе гидросмесителя эжекторного типа.
Кроме приготовления раствора, БГС используется для питания вспо-
могательного трубопровода буровой установки.
Техническая характеристика БГС такова:
— добавление шламового насоса, МПа (кгс/см2).............0,30 (3,0)
— подача одного насоса, л/с..................................41,5
— установленная мощность электродвигателей, кВт............2 х 40
— диаметр сменной насадки гидравлического смесителя, мм........40
— габаритные размеры, мм...................... 6000 х 2640 х 2400
— масса, кг ................................................ 3425
В зависимости от назначения операции приготовления в приемные во-
ронки гидросмесителей подается подается глинопорошок, сухой порошко-
образный утяжелитель или сухой порошкообразный химический реагент.
Гидромониторные смесители
Гидромониторные смесители применяют главным образом для при-
готовления буровых растворов из комовых материалов. Однако их можно
применять также для приготовления растворов из порошкообразных мате-
риалов и реагентов. Принцип работы их основан на использовании кинети-
ческой энергии высоконапорной струи жидкости для быстрого разрушения
крупных комков и частиц твердой фазы, а также для интенсивного переме-
шивания раствора.
Гидромониторные смесители состоят из горизонтальных емкостей объ-
емом 6-60 м, в которых с двух противоположных сторон установлены под
углом друг к другу от двух до десяти гидромониторов. Для получения
больших скоростей истечения жидкости в гидромониторах устанавливают
3. Гидравлические мешалки
389
износостойкие керамические насадки. Для питания такого смесителя ис-
пользуют один-два буровых насоса, которые подают в напорный коллектор
гидромонитора воду или буровой раствор под давлением 5—10 МПа.
В буровых предприятиях применяют гидромониторные смесители раз-
личных типов: ГСТ, ГВТФ-1 и др.
Смеситель ГВТФ-1 имеет резервуар объемом 50 м3, снабжен мони-
тором с запорным вентилем перед каждым из них. При помощи вентилей
можно изменять число одновременно работающих мониторов.
Гидромониторный смеситель ГСТ, разработанный бывшим трестом
«Татбурнефть» совместно с ВНИИнефтемаш имеет резервуар 14 м3 и вы-
годно отличается от других смесителей. Преимущество смесителя ГСТ за-
ключается в том, что он имеет удобное расположение гидромониторов, что
в нем отсутствуют вентиля, этим упрощается эксплуатация смесителя, а на-
личие лабиринта обеспечивает сепарацию нераспустившихся частиц мате-
риала.
Техническая характеристика ГСТ приводится ниже:
— производительность, м3/ч.........................................40
— объем резервуара, м3.............................................14
— рабочее давление, МПа (кгс/см2):
— при работе двух насосов ........................ 7,5-9,5 (75-95)
— при работе одного насоса........................ 4,0-5,0 (40-50)
— угол наклона загрузочного трапа, градус .........................14
— ширина загрузочного трапа, мм..................................3310
— габаритные размеры, мм.......................... 11770 х 3700 х 2900
— масса (с загрузочным трапом), кг.............................. 8390
Гидромониторный смеситель ГСТ имеет загрузочный трап, по которо-
му в смеситель подается глина или утяжелители с помощью бульдозера или
автосамосвалом.
Конструктивные особенности смесителя ГСТ обеспечивают более вы-
сокое качество готовой суспензии по сравнению со смесителем ГВТФ-1.
Однако и в смесителе ГСТ за один цикл также не может быть получен
высококачественный буровой раствор. Поэтому суспензия, полученная в
смесителе, несколько раз циркулирует по замкнутому циклу: буровой на-
сос — смеситель — емкость — буровой насос до полной диспергации твердой
фазы.
Большая гидравлическая мощность гидромониторного смесителя ГСТ
позволяет быстро заготовить значительное количество раствора сравнитель-
но высокого качества, что особенно важно при замене воды в системе цирку-
390
Глава 12
ляции скважины глинистым раствором» Этот тип смесителя незаменим для
экстренного утяжеления бурового раствора порошковыми утяжелителями в
случае угрозы газового выброса из скважины.
4. Блоки приготовления растворов БПР
Сухие глинопорошки, утяжелители и химические реагенты транспор-
тируются из складов на буровые в бумажных мешках.
Наиболее прогрессивной является бестарная перевозка порошкообраз-
ных материалов в герметически закрытых железнодорожных и автомобиль-
ных цистернах.
ВНИИнефтемаш разработал блок для хранения порошкообразных ма-
териалов на буровых, рассчитанный на пневматическую загрузку из специ-
альных автомобильных цистерн.
БПР предназначен для приготовления и утяжеления бурового раствора
из порошкообразных материалов и хранения порошкообразных материалов
на буровой. Указанный блок можно использовать также для приготовления
жидких химических реагентов из порошкообразных компонентов и приго-
товления цементных растворов.
Техническая характеристика БПР-40 (2БПР.00.00.000):
1. Количество емкостей установленных на одном блоке.............2
2. Тип емкостей...................................цилиндрические,
телескопические
3. Диаметр емкостей, мм......................................2708
4. Объем двух емкостей, м3...................................2 х 18
5. Производительность, м3/ч:
5.1. при приготовлении растворов...........................60
5.2. при утяжелении.....................................30-60
6. Плотность приготовляемого раствора:
6.1. из бетонитовых глинопорошков...................1,05-1,08
6.2. из местных глинопорошков.........................1,2-1,3
6.3. из утяжелителей................................. 1,3-2,3
7. Способ приготовления и утяжеления раствора.......эжекторно-гид-
равлический
8. Давление жидкости перед смесительным устройством,
МПа (кгс/см2).............................................2,5(25)
9. Способ загрузки емкостей порошком...............пневматический
4. Блоки приготовления растворов БПР
391
10. Скорость загрузки емкостей порошком, т/мин............до 1
11. Максимальное давление в емкости, МПа (кгс/см2) .... 0,025 (0,25)
12. Габаритные размеры, мм:
12.1. В транспортном положении: 12.2 В рабочем положении:
длина .................. 6220 6220
ширина............. 2850 2850
высота............. 3555 6720
13. Масса блока с пневматическим разгрузочным устройством,
кг........................................................ 6250
14. Технические условия..........................ТУ26-02-365-71
15. Изготовитель...............................РМЗ, г. Отрадный,
Самарская область
16. Комплект поставки запасных частей:
2БПР.02.00.004: Юбка.........................................2 шт.
1БПР.04.00.004: Штуцер диаметром 30 мм....................... 1 шт.
1БПР.04.00.004-01: Штуцер диаметром 20 мм.................... 1 шт.
1БПР.04.00.004-02: Штуцер диаметром 40 мм.................... 1 шт.
Блок БПР-40 (2БПР) (рис. 137) состоит из сварной рамы, на кото-
рой смонтированы неподвижные части емкостей 3; на неподвижных частях
установлены подвижные части емкостей 8. Обе части соединены между
собой резиновым уплотнением 5.
Рис. 137. Блок приготовления раствора БПР-40.
392
Глава 12
Подвижная часть емкости снабжена матерчатым фильтром 7 и четырь-
мя специальными фиксаторами 4, которые фиксируют подвижную часть ем-
кости в рабочем положении. Загрузка БПР осуществляется по загрузочным
трубопроводам 6. Неподвижные части емкостей снабжены разгрузочным
устройством 1.
Разгрузочное устройство состоит из тарельчатого питателя и гидрав-
лического смесителя эжекторного типа. Разгрузочные устройства изготав-
ливают в двух вариантах: I вариант — для приготовления и утяжеления
растворов; II вариант — для перегрузки порошков из емкости в емкости, из
одного блока в другой.
Промышленностью освоен выпуск нескольких типоразмеров БПР, ко-
торые отличаются между собой в основном вместимостью бункеров для
сыпучих материалов: БПР-40 (2 бункера по 18 м3), БПР-70 (2 бункера
по 35 м3), БПР-100 (2 бункера по 50 м3).
БПР-70 выпускает Хадыжинский машиностроительный завод (рис. 138).
Он состоит из двух металлических бункеров 4, в нижней части которых
установлены пневматические разгрузочные устройства 5. В верхней части
бункеров установлены фильтры 3. Выносные гидросмесители 1 соединены
бункерами гофрированными резинотканевыми рукавами 2.
Рис. 138. Блок приготовления раствора БПР-70.
4. Блоки приготовления растворов БПР 393
Эжекторный гидросмеситель состоит из корпуса с тремя патрубками.
К верхнему патрубку (может быть оборудована воронка) крепится гофриро-
ванный шланг для подачи сыпучих материалов. В правом патрубке установ-
лено твердосплавное эжекторное сопло и к нему подсоединяется напорный
трубопровод от насоса. К левому патрубку подсоединяется сливная труба
и прокладывается она в емкость ЦС.
Бункеры представляют собой цилиндрические емкости с коническими
днищами. Они установлены на раме 7 и поддерживаются стойками 6. Бун-
керы загружаются глинопорошком из автоцементовозов с помощью их соб-
ственного компрессора по трубе, укрепленной с внешней стороны бункера.
Пневматическое разгрузочное устройство состоит из аэратора, поворотной
шиберной заслонки и воздушного эжектора. Сжатый воздух к эжектору раз-
грузочного устройства подается от пневмосистемы буровой установки.
В отличие от других способов приготовление растворов с помощью
БПР полностью механизировано.
Блоки БПР позволяют оперативно приготовить большое количество
раствора, утяжелить его и обработать химическими реагентами.
Техническая характеристика БПР-70:
1. Количество бункеров в блоке ................................. 2
2. Тип бункера..............................вертикальный, цилиндри-
ческий, цельносварной
3. Объем одного бункера, м3.....................................35
4. Способ загрузки бункера
порошкообразным материалом .................... пневматический
из автоцементовоза
5. Смесительное устройство......................... гидравлическое
эжекторного типа
6. Подача порошкообразных материалов
из бункера в гидросмеситель..............за счет вакуума, подаваемого
жидкостью при поступлении
в камеру гидросмесителя
7. Производительность блока БПР-70 при подаче порошкообразных
материалов из двух бункеров в выносные гидросмесители, м3/ч . . 60
8. Подача жидкости............................от бурового насоса
9. Габаритные размеры, мм:
9.1. в рабочем положении................. 6050 х 3680 х 9340
9.2. в транспортном положении............ 9360 х 3000 х 3680
394
Глава 12
10. Масса блока, кг........................................... 10560
11. Сборочные единицы:
ЕП 1570.01.000 Силос (бункер)...............................2 шт.
ЕП 1570.02.000 Аэродорожка.................................12 пгт.
ЕП 1570.03.000 Устройство разгрузочное......................2 шт.
УП 1570.11.000 Регулятор....................................2 шт.
ЕП 1570.13.000 Гидросмеситель............................. 2 шт.
Склад СПМ (рис. 139) порошкообразных материалов предназначен
для приема порошкообразных материалов (глинопорошка, барита и др.)
из железнодорожных цистерн с пневматической разгрузкой, хранения этих
материалов и выдачи их в автоцементовозы:
1. Общий объем сосудов склада, м3 ....................... 200-1000
2. Полезный объем одного сосуда, м3.............................50
3. Массовая производительность (по бариту)^ т/ч, не менее:
3.1. при загрузке..........................................100
3.1. при разгрузке..........................................50
4. Объемный расход воздуха, м3/мин, не более:
4.1. при загрузке...........................................20
вагон-цистерна
Рис. 139. Склад порошкообразных материалов СПМ. 1 — сосуд; 2 — установка очист-
ки запыленного воздуха; 3 — установка осушки воздуха; 4 — аппарат воздушного
охлаждения; 5 — блочно-компрессорная станция.
4. Блоки приготовления растворов БПР
395
4.2. при разгрузке.........................................10
5. Масса склада (в зависимости от объемов сосудов),
кг, не более.......................................... 72200-216400
6. Условные обозначения на рисунке:
-------- продукт;----------воздух;----------запыленный воздух.
7. Перечень позиции на рисунке: 1 — сосуд; 2 — установка очистки
запыленного воздуха; 3 — установка осушки воздуха; 4 — аппарат
воздушного охлаждения; 5 — блочно-компрессорная станция.
Раздел III
Управление буровыми
установками
Управление буровыми установками сводится к пуску и изменению ре-
жима работы, соединению и разъединению вращающихся валов, торможе-
нию и остановке различных по назначению и принципу действия агрегатов,
участвующих в выполнении технологических процессов проводки скважин.
Управление этими агрегатами делят на пневматическое, механическое
и электрическое.
Электрическое управление — это управление приводными электродви-
гателями основных агрегатов, ротора, лебедки, буровых насосов, электри-
ческими тормозными машинами, с приводными электродвигателями вспо-
могательных механизмов и осуществляется в общем командоконтролерами
с помощью пусковых кнопок.
Механическое управление сохранилось только в управлении топлив-
ными насосами дизелей в буровых установках с дизельным приводом и
включении кулачковой муфты, соединяющей вал барабана с гидротормо-
зом.
Пневматическое управление принципиально отличается от электриче-
ского, так как обеспечивает соединение и разъединение вращающихся валов
механизмов и агрегатов с помощью шинно-пневматических муфт, а также с
помощью пневматических цилиндров воздействует на рычажные системы
включения кулачковых муфт и торможения барабана лебедки.
Как показала многолетняя практика эксплуатации буровых установок,
системы пневматического управления имеют ряд преимуществ:
1. легкость и четкость дистанционного управления;
2. незначительность физических усилий при управлении рукоятками;
3. безотказная работа в любых климатических условиях (при темпера-
турах от 40°С ниже нуля до 50°С выше нуля);
4. быстрота и плавность действия (управление машинами не должно за-
держивать темпа работ и в то же время не должно вызывать толчков и
ударов в агрегатах, влияющих на механизмы разрушающим образом);
400
Раздел III
5. унификация агрегатов управления в буровых установках различных
классов и с приводами различного типа (электрический, дизельный
ит.д.);
6. простота конструкции, обуславливающая надежность и длительный
срок эксплуатации, а также минимальные требования к уходу за агре-
гатами системы управления;
7. минимальный расход электрической энергии и минимальные требо-
вания к установочной электрической мощности (важно для разведоч-
ного бурения и бурения в неэлектрифицированных районах);
8. пожарная безопасность и газобезопасность.
Рассматривая различные системы управления, можно установить, что
механическое управление соединительными муфтами с помощью системы
тяг, рычагов и т. д. не удовлетворяет этим требованиям, так как при раз-
бросанности сцепных муфт и значительности усилий, необходимых для их
включения, оно получается слишком сложным и не может быть выполнено
достаточно надежным. Усилия на рукоятках, особенно в тормозной системе,
получаются чрезмерно большими.
В системе электрического управления муфтами предусматривается ис-
пользование сложных и дорогих электромагнитных муфт, что вряд ли при-
менимо при работе установок с дизельным приводом.
При сравнении систем гидравлического и пневматического управления
следует отдать предпочтение последней. Ниже приводятся причины этого
сравнения.
Состав и вязкость воздуха при изменении температуры практически
остаются постоянными, позволяя применять одинаковые по конструкции
агрегаты пневматического управления в любых климатических условиях.
Воздух как рабочий агент имеет преимущество недефицитности; он
в меньшей степени, чем вода или загрязненное масло, вызывает коррозию.
Благодаря сжимаемости воздуха исключаются явления подобные гидрав-
лическим ударам. Полная безвредность и пожарная безопасность воздуха
также имеет существенное значение. Случайная авария с трубопроводом не
вызывает, как в масляных системах, потока горячей жидкости. Воздух из
рабочих органов системы выпускают в любом месте, что ускоряет процесс
управления.
Подача воздуха к исполнительному механизму осуществляется по од-
ной трубе, тогда как в гидравлических системах необходимы вторые трубы
Управление буровыми установками 401
для возвращения рабочей жидкости. Скорость движения воздуха по трубам
в силу его малой вязкости значительно выше, чем скорость масла, поэтому
при сравнимых давлениях необходимые диаметры трубопроводов, а следо-
вательно, их масса и стоимость получаются меньшими.
Большим преимуществом воздушных систем является возможность ме-
ханизации вспомогательных операций на буровой: применение пневмолот-
ков, пневмошлифовальных машинок, использование их на подъем воды из
артезианских скважин, на работу механизмов свинчивания-развинчивания,
сверления и т. д.
Всякая система пневматического управления состоит из следующих
групп агрегатов, механизмов, устройств, приборов:
1. Воздухоснабжение, включающее в себя компрессорные станции, воз-
духосборники, устройства очистки и осушки воздуха, а также автома-
тическое устройство, управляющее приводом компрессора и поддер-
живающее давление в системе в заданных пределах.
2. Исполнительные механизмы: шинно-пневматические муфты, пневма-
тические цилиндры и другие рабочие органы, непосредственно осу-
ществляющие функции соединения валов, торможение и т. д.
3. Управляющие пневматические устройства: органы управления, с по-
мощью которых персонал, обслуживающий буровую установку, осу-
ществляет управление исполнительными механизмами; обычно для
управления применяются многоходовые краны различного типа.
4. Воздухопроводы с элементами обвязки, включающие в себя вертлюж-
ки — устройства для подвода воздуха к вращающимся деталям; кла-
паны-разрядники, ускоряющие выпуск воздуха из исполнительных
механизмов; обратные клапаны, препятствующие движению воздуха
в обратном направлении; переключающие клапаны, позволяющие ав-
томатически менять источник подачи воздуха к какому-либо узлу.
5. Контрольно-измерительные приборы и устройства: манометры, предо-
хранительный клапан и т. п.
Глава 13
Система воздухоснабжения
Снабжение воздухом аппаратов пневматического управления буровы-
ми установками осуществляется от двух компрессорных станции, одна из
которых является резервной: все буровые установки Волгоградского завода
буровой техники и буровые установки Уралмашзавода по всем шифрам от
БУ3200/200 до БУ5000/320 включительно; от трех компрессорных станций:
БУ6500/400 ЭР и ДЭР; от четырех компрессорных станций: БУ8000/500 ЭР
Волгоградский завод буровой техники применяет на комплектацию
буровых установок компрессорные станции с компрессорами КТ-6 (или
КТ-7) производства Полтавского турбомоторного завода (Украина), а Урал-
машзавод — компрессорные станции 4ВУ1-5/9М2 (Украина, Мелитополь-
ский машзавод); при освоении Минхиммашем серийного производства ком-
прессорных станций 4ВУ1-5/13М2 и АВШ-6/8 (ВШ-6/10) оба завода перей-
дут на комплектацию буровых установок этими станциями (ориентировочно
с 2000 г.)
1. Компрессорная станция 4ВУ1-5/9М2
Компрессор 4ВУ1-5/9 предназначен для снабжения сжатым воздухом,
избыточным давлением 0,78 МПа (8 кгс/см2) исполнительных механизмов
пневматического управления буровых установок.
В индексе компрессора буквы и цифры обозначают: 4 — число рядов
(цилиндров) компрессора; В — сжимаемый газ: воздух; У — тип компрессо-
ра: угловой V-образный; 1 — поршневое усилие базы: 1 тонна; 5 — объемная
производительность по условиям всасывания в м3/мин; 9 — давление ко-
нечное абсолютное в кгс/см2; М и числовое обозначение — разновидность
модификации.
Разновидности модификаций компрессорных станций по составным
частям комплектации их:
1. 4ВУ1-5/9М1: компрессор, холодильник, зил, щит управления, щит при-
боров.
1. Компрессорная станция 4ВУ1-5/9М2
403
2. 4ВУ1-5/9М2: компрессор, холодильник, электродвигатель, рама фунда-
ментальная, зил, магнитный пускатель, щит управления,
щит приборов.
3. 4ВУ1-5/9МЗ: весь перечень комплектации по 4ВУ1-5/9М2, концевой хо-
лодильник.
4. 4ВУ1-5/9М4: весь перечень комплектации по 4ВУ1-5/9М2, воздухосбор-
ник.
5. 4ВУ1-5/9М5: весь перечень комплектации по 4ВУ1-5/9М2, воздухосбор-
ник, концевой холодильник.
6. 4ВУ1-5/9М6: компрессор — применяется для поставки в ЗИП.
Общий вид компрессорной станции 4ВУ1-5/9М2 представлен на
рис. 140, а поперечный и продольный разрезы компрессора — на рис. 141.
Компрессор состоит из следующих основных узлов: картера, блока
цилиндров, коленчатого вала, шатунов, поршней, клапанных головок и вен-
тилятора.
Картер — литой чугунный жесткой конструкции, имеет две расточки
для установки коленчатого вала, два люка для доступа к нижним головкам
шатунов и две привалочные плоскости в верхней части для установки ци-
линдров. На картере установлен салун для выравнивания давления в картере
с атмосферным и для заливки масла в картер.
Вал коленчатый из высокопрочного чугуна, отлит вместе с противо-
весами, предназначенными для уравновешивания. Вал двухкривошипный,
устанавливается в расточках картера на конических роликоподшипниках
№7613. Кривошипные шейки вала расположены под углом 180°. На кон-
цах вала расположены с одной стороны шкив для привода вентилятора, с
другой стороны маховик. На шейках коленвала расположено по два шатуна,
верхние головки которых соединены с поршнями I и II ступеней.
Шатуны — стальные, штампованные, двутаврового сечения. Верхняя
головка шатуна неразъемная с запрессованной бронзовой втулкой. Нижняя
головка разъемная со сменными вкладышами. На крышке нижней головки
устанавливается маслоподающая трубка.
Поршни I и II ступеней чугунные, имеют по два уплотнительных и два
маслосъемных кольца. Пальцы поршневые плавающего типа пустотелые с
закалкой наружной поверхности и полировкой. От осевых перемещений
пальцы удерживаются пружинными стопорными кольцами.
Цилиндры компрессора чугунные с ребристой поверхностью, отлиты
попарно в виде блоков с фланцами вверху и внизу. Нижними фланцами
404
it
594
2
Kuwrw яриЛлоО
476
L>!2.Z
Размеры 6 mm
МА
ЧопМЧ
,К щиту приборов
jnwntpQmypqMw.gCffi. J
72012,5
953
Компрессор
чм-^дмг
ноет*
ЗмЗ/мин
Рабочее
дабление
6 KtC/CPtZ
Потребляемая
мощность
ЗЗхД/п
Электродвигатель Размерь» соотбетст&енгю чстайо&ленномч Owtame^o пасса щреео та, К1
марка £М "top Л пас- са 1з iy «»W
Ь9 1*
ЫНЯЫУЗ 37 УЮ йь /яо 425 2030 Ш 540 947 972 533 1255
ЧАПНОРЗЮУЗ 45 705 440 500 2O9V 2000 620 1000 /045 52S 7460
Рис. 140. Компрессор 4ВУ1-5/9М2. 1 — компрессор; 2 — холодильник; 3 — газопровод; 4 — рама; 5 — электро-
двигатель.
Рис. 141. Продольный и поперечный разрезы компрессора 4ВУ1-5/9М2. 1 — картер; 2 — блок цилиндров
I ступени; 3 — шатун; 4 — поршень I ступени; 5 — клапанная головка I ступени; 6 — крышка I ступени;
7 — коробка клапанная I ступени; 8 — коробка клапанная II ступени; 9 — крышка II ступени; 10 — клапанная
головка II ступени; 11 — блок цилиндров П ступени; 12 — поршень II ступени; 13 — сапун; 14 — крышка
люка; 15 — щуп; 16 — крышка люка; 17 — вал коленчатый; 18 — маховик; 19 и 20 — корпуса подшипника;
21 — крышка; 22 — шкив; 23 — вентилятор; 24 ~ кронштейн; 25 — болт натяжной.
. Компрессорная станция 4ВУ1-5/9М2 405
406
Глава 13
блоки крепятся к картеру, на верхних — устанавливаются комбинированные
клапаны и клапанные коробки.
Коробки клапанные чугунные разделены внутри перегородкой, отде-
ляющей всасывающую сторону от нагнетательной. На клапанных коробках
расположены всасывающий и нагнетательный патрубки. Клапанные крыш-
ки чугунные с ребрами на поверхности для интенсификации охлаждения.
Клапанные головки I и II ступеней идентичны по конструкции и от-
личаются только размерами. Они состоят из клапанных плит с собранными
на них всасывающими и нагнетательными клапанами. Клапаны полосовые
с самопружинящими пластинами. Во время работы компрессора под дей-
ствием всасываемого и нагнетательного воздуха пластины, соответственно
всасывающего и нагнетательного клапанов отжимаются и открывают про-
ход для воздуха.
Вентилятор осевой крепится на кронштейне, устанавливаемом на кар-
тере, и предназначен для интенсификации охлаждения цилиндров и холо-
дильника. Привод вентилятора осуществляется от коленчатого вала ком-
прессора через клино-ременную передачу с передаточным числом 2,06. На-
тяжение ремня осуществляется натяжным болтом.
Составные части 4ВУ1-5/9М2:
1. Холодильник.
2. Система трубопроводов.
3. Клапаны предохранительные.
3. Система регулирования производительности.
Холодильник промежуточный радиаторного типа четырехходовой
предназначен для охлаждения сжатого в I ступени воздуха, протекающе-
го по трубкам. Создаваемый вентилятором поток воздуха омывает трубки
снаружи перпендикулярно трубному пучку, что обеспечивает охлаждение
сжатого воздуха до температуры 40-60°С. К стойкам холодильника крепит-
ся диффузор, в раструбе которого размещается рабочее колесо вентилятора.
Диффузор распределяет поток воздуха по всей поверхности холодильника.
Система трубопроводов предназначена для соединения I и II ступе-
ней компрессора с холодильником и обратным клапаном и состоит из ли-
тых патрубков, колен и стальных труб с приравненными к ним фланцами.
Обратный клапан устанавливается на нагнетательном патрубке II ступени и
служит для предотвращения потока воздуха из нагнетательной магистрали
2. Система автоматического управления и аварийной защиты... 407
в компрессор при остановке компрессора и в режиме регулирования, когда
давление в компрессоре падает.
Клапаны предохранительные I и II ступеней имеют одинаковую кон-
струкцию и отличаются жесткостью пружин. Предохранительный клапан I
ступени, установленный на крышке холодильника, служит для стравлива-
ния воздуха в атмосферу при повышении давления нагнетания I ступени
(давление срабатывания 2,4 ± 0,1 кгс/см2), что может быть вызвано неис-
правностью клапанов II ступени. Предохранительный клапан II ступени,
установленный на клапанной крышке, служит для стравливания воздуха при
повышении давления в воздухосборнике вследствие уменьшения расхода
сжатого воздуха и неисправности системы регулирования производитель-
ности. Предохранительный клапан II ступени отрегулирован на давление
срабатывания 9 ± 0,2 кгс/см2. Оба клапана опломбированы.
Система регулирования производительности является частью си-
стемы автоматики компрессора и предназначена для поддержания давле-
ния воздуха в воздухосборнике в заданных пределах при среднем расходе
воздуха, не превышающем производительность компрессора. Регулирова-
ние производительности осуществляется по изменению давления воздуха
в воздухосборнике.
На компрессоре 4ВУ1-5/9 предусмотрено два способа регулирования
производительности в зависимости от расхода воздуха — остановками элек-
тродвигателя с разгрузкой компрессора и перепуском воздуха с нагнетания
II ступени на всасывание I ступени (без остановок компрессора). Выбор
способа регулирования осуществляется переключателем на щите управле-
ния. Если потребление сжатого воздуха мало, то подачи кратковременны,
а интервалы между ними длительны. В этом случае регулирование про-
изводительности рекомендуется осуществлять остановками. Регулирование
остановками наиболее экономично. При повышении потребления сжатого
воздуха, когда длительны периоды подачи и кратковременны остановки,
экономичнее применять регулирование перепуском, так как частые оста-
новки вызывают усиленный износ подшипников и других узлов.
2. Система автоматического управления и аварийной
защиты компрессора с электроприводом
Система автоматического управления и аварийной защиты предназна-
чена для управления электроприводом компрессора, вентилями продувки
408
Глава 13
и разгрузки, защиты компрессора от аварийного состояния контролируе-
мых параметров, а также сигнализации о включении в работу и остановке
компрессора при аварийной ситуации.
Система автоматически обеспечивает:
1. Автоматический пуск компрессора по сигналу реле давления при
понижении давления воздуха в воздухосборнике до 0,61-0,64 МПа
(6,2-6,5 кгс/см2).
2. Автоматическую остановку компрессора при повышении давления
до 0,80-0,83 МПа (8,2-8,5 кгс/см2) при выборе регулирования про-
изводительности остановкой с одновременным включением продувки
и разгрузки компрессора.
3. Регулирование производительности перепуском с нагнетания II сту-
пени на всасывание I ступени (включение перепуска при повышении
давления до 0,80-0,83 МПа и нагружение компрессора при понижении
давления до 0,61-0,64 МПа.
4. Аварийную остановку компрессора при достижении температуры воз-
духа на нагнетании I или II ступени не выше 180°С с одновременным
включением продувки и разгрузки.
5. Световую сигнализацию о включении электродвигателя компрессора.
6. Звуковую и световую сигнализацию при аварийной остановке ком-
прессора с указанием вызвавшей ее причины.
7. Возможность дистанционной продувки компрессора при длительной
работе кнопкой со щита управления.
8. Возможность проверки неисправности аварийной сигнализации.
9. Пуск и остановку компрессора в режиме ручного управления кнопка-
ми «Пуск», «Стоп» на щите управления при положении переключате-
ля «Ручное».
Ввиду того, что при переводе на ручное управление защита компрессо-
ра отключается, пользоваться ручным управлением необходимо только при
первом пуске, после технических уходов, а также при пуске после длитель-
ного бездействия.
3. Особенности автоматизированного управления компрессора... 409
Принцип действия компрессора 4ВУ1-5/9 состоит в следующем: при-
водимый во вращение коленчатый вал компрессора с помощью шатунов,
соединяющих коленчатый вал с поршнями, приводит в возвратно-поступа-
тельное движение поршни I и II ступеней. При этом поршни перемещаются
в цилиндрах вверх и вниз из одного крайнего положения в другое, кото-
рые носят названия верхней мертвой точки (ВМТ) и нижней мертвой точки
(НМТ). Перемещение поршня от нижней мертвой точки до верхней и нао-
борот называется ходом поршня, который для данного компрессора равен
120 мм. При движении поршня I ступени вниз в цилиндрах образуется раз-
режение, благодаря чему беспружинные ленточные всасывающие клапаны
прогибаются, открывая каналы седла, и наружный воздух через всасываю-
щий фильтр заполняет цилиндры I ступени. При движении поршня вверх
воздух в цилиндрах сжимается. Сжатый до давления 0,17-0,24 МПа с тем-
пературой около 160° С воздух нагнетается через открывающиеся каналы
нагнетательных клапанов (идентичной конструкции со всасывающими кла-
панами) в нагнетательную полость клапанной коробки, а затем по трубо-
проводу — в промежуточный холодильник, где охлаждается до температу-
ры 40-60°С.
Такой процесс всасывания, сжатия и нагнетания в холодильнике проис-
ходит в обоих цилиндрах I ступени поочередно. После холодильника воздух
по трубопроводу через всасывающую полость клапанной головки и клапа-
ны II ступени поочередно поступает в цилиндры II ступени, где сжимается
до давления 0,8 МПа при температуре около 165°С, а затем нагнетается в
воздухосборник, из которого отбирается для использования его по назначе-
нию.
3. Особенности автоматизированного управления
компрессора с контрприводом
Регулятор давления и электропневматический вентиль подсоединены
постоянно с воздухособрником. Компрессор отключается при наибольшем
допустимом давлении в системе, включается при понижении давления до
установленного минимума.
При изменении давления регулятор замыкает или разъединяет контак-
ты электроцепи катушки электропневматического вентиля (ВВ-32Ш-вклю-
чающий). При включенной катушке клапаны вентиля пропускают сжатый
410
Глава 13
воздух через переключательный клапан и вертлюжок в муфту, которая со-
единяет валы компрессора и контрпривода.
При обесточивании катушки клапан электропневматического вентиля,
перемещаясь, прекращает доступ сжатого воздуха в муфту и одновременно
соединяет полость муфты с атмосферой. Если клапан вентиля и регулятор
не работает, муфта управляется вручную двухходовым пневмокраном.
Для снижения пусковой мощности и нагрузок в элементах компрессора
и привода в момент запуска компрессорной станции применяют разгрузоч-
ное устройство, позволяющее облегчить этот запуск.
4. Компрессор АВШ-6/8
В компрессоре компрессорной станции АВШ-6/8 (рис. 142) воздух по-
сле второй ступени сжатия охлаждается и достигает температуры примерно
на 15°С выше температуры окружающей среды, кроме того, он проходит
черех специальные масловлагоотделительные устройства, смонтированные
на раме компрессора. Это служит отличительной особенностью и является
большим преимуществом данных компрессорных станций, так как сжатый
воздух, поступающий к пневматическим устройствам, клапанным кранам,
вертлюжкам, клапанам-разрядникам, менее влажен и эти устройства реже
выходят из строя.
Рис. 142. Компрессорная станция АВШ-6/8. 1 — холодильник; 2 — компрессор;
3 — воздушный фильтр; 4 — панель управления; 5 — электродвигатель.
4. Компрессор АВШ-6/8
411
Компрессор ВШ-6/8 и электродвигатель, соединенные между собой
эластичной муфтой, смонтированы и укреплены болтами на общей раме
сварной конструкции. В нижних полках балок рамы сделаны отверстия для
крепления компрессорной станции к фундаменту анкерными болтами или
к балкам металлических оснований.
Кроме вышеперечисленных компрессорных станций 4ВУ1-5/9М2,
АВШ-8/8, станций с компрессорами КТ-6 (КТ-7) на воздухоснабжение
буровых установок могут быть использованы комопрессорные станции
КСБУ1-5А (база — компрессор К-5 или 4ВУ1-5/9), техническая характе-
ристика которых приведена в таблице 41.
Таблица 41. Техническая характеристика компрессорных станций на электроприводе
Параметры КТ-6 (КТ-7) 4ВУ1-5/9М2 АВШ-6/8 КСБУ1-5А
1. Рабочее давление, МПА (кгс/см2) 0,9 (9) 0,78 (8) 0,80 (8) 0,78 (8)
2. Давление воздуха после 0,17-0,24 0,24 ±0,01 0,21 0, 24 ± 0, 01
I ступени, МПа (кгс/см2) (1,7-2,4) (2,4±0,1) (2,1) (2,4 ± 0,1)
3. Производительность, приведенная к условиям всасывания, м3/мин 5,3 5 ±0,25 6 ±0,2 5 ± 0, 25
4, Угловая скорость (число оборотов коленчатого вала), с-1 (об/мин) 14,2 (850) 12,2 (730) 16,3 (980) 12,2 (730)
5. Потребная мощность, кВт 55 45 55 45
6. Температура воздуха после I и П ступеней при температуре всасываемого воздуха +20°С, °C, 175 165 65 165
7. Число цилиндров I ступени 2 2 4 2
П ступени 1 2 2 2
8. Диаметр цилиндров, мм I ступени 198 210 210
П ступени 155 125 125
9. Ход поршня, мм 146 (153) 120 120
10. Направление вращения Правое Правое Правое Правое
11. Габаритные размеры, мм длина (левое) 2050 2010 2300 2310
ширина 1320 958 1250 1050
высота 1105 1336 1405 1393
12. Масса компрессора, кг 646 561 620 561
13. Масса станции, кг 1400 1460 1500 1420
14. Завод-изготовитель ТМЗ КЗ КЗ Кр.Пролетарий
г. Полтава г. Мелитополь г. Екатеринбург г. Стерлитамак
Украина Украина Россия Россия
412
Глава 13
5. Воздухосборники
Воздухосборник применяется в качестве аккумулятора сжатого воз-
духа, питающего систему пневмоуправления буровых установок, для вы-
равнивания давления и пульсации, вызываемых работой компрессора, для
компенсации внезапного повышения расхода сжатого воздуха.
Воздухосборники один или два компонуются в единый блок на раме,
оснащаются каждый манометром, предохранительным клапаном, масловла-
гоотделителем, вентилями для спуска накопившегося масла и конденсата,
вентилями воздухораспределения на буровую (рис. 143).
Рис. 143. Воздухосборник.
Применяемость блоков воздухосборников по шифрам буровых устано-
вок определяется заводом-изготовителем с учетом пожеланий потребителя:
1. Блок воздухосборников из двух со-
судов объемом по 1,6 м3 каждый
(или одного сосуда объемом 2 м3)
2. Блок воздухосборников из двух со-
судов объемом по 2,7 м3 каждый
и одним комплектом воздухоосушки
3. Два блока воздухосборников из двух
сосудов каждый по 2,7 м3 объема
и одним комплектом воздухоосушки
Все буровые установки по выпус-
каемым шифрам ВЗБТ
Все буровые установки шифра
БУ5000/320
Все буровые установки шифра
БУ6500/400
5. Воздухосборники
413
4. Четыре таких же блока воздухосбор- Буровая установка БУ8000/500ЭР
ников и два блока воздухоосушки
Воздухосборник (рис. 143) состоит из сварного баллона 2 с приварен-
ными кронштейнами 13, которыми он опирается на металлическую раму-са-
лазки 12 и крепится к ней болтами. В целях улучшения условий конден-
сации влаги воздухосборник разделен перегородкой 5 с отверстием 4 для
прохода воздуха. В нижней части перегородки имеется отверстие 11 для
стока конденсата. Для спуска накопившегося конденсата служит спускной
кран 10. Воздухосборник снабжается манометром 7 и предохранительным
пружинным клапаном 3.
Монтаж воздухосборника производится в соответствии с установочны-
ми чертежами. При этом необходимо учесть следующее. Воздухосборник
должен быть установлен вне помещения буровой установки и под навесом,
чтобы не допустить повышения внутреннего давления от непосредственно-
го действия солнечных лучей.
Если по климатическим условиям возможно замерзание влаги в аппа-
ратуре пневматического, то необходимо, чтобы температура воздуха, окру-
жающего воздухосборник, была несколько ниже температуры воздуха в по-
мещении буровой. Разность температур способствует выделению влаги, так
как влага выделяется из воздуха там, где воздух более охлажден (в связи
с этим полезно обдувание воздухосборника ветром).
Манометр устанавливается на трубке, выведенной в помещение буро-
вой установки. Причем между манометром и сосудом должен быть уста-
новлен трехходовой кран (сл-48, пункт 5.3.7) для периодической проверки
и замены манометра.
Предохранительный клапан 3 должен быть отрегулирован на 15% выше
избыточного рабочего давления (сл-48, пункт 5.5.9) и запломбирован.
Воздухосборник изготавливается с лазом, позволяющим проводить
очистку полости от грязи и проводить внутренний осмотр при техническом
освидетельствовании. Требования, предъявляемые к сосудам, работающим
под давлением, необходимо выполнять согласно «Правил устройства и без-
опасной эксплуатации сосудов работающих под давлением» (ПБ 10-115-96),
утвержденных постановлением Госгортехнадзора России от 18.04.95 г.,
№20.
Уход за воздухосборником заключается в регулярном, не реже одного
раза в сутки летом и каждую вахту зимой, сливе конденсата через спускной
414
Глава 13
краник и в наблюдении за исправностью манометра и предохранительного
клапана. Необходимо не реже одного раза в неделю проверять исправность
действия предохранительного клапана путем «подрыва» клапана. Не до-
пускается непрерывная работа предохранительного клапана, поэтому при
отсутствии автоматического регулирования давления следует своевременно
останавливать компрессор.
Через 5000 маш.-ч. работы компрессора внутреннюю полость возду-
хосборника через лаз (люк) необходимо очистить от грязи, сгустков масла
и, если требуется, покрасить внутреннюю полость маслостойкой краской
для предохранения от коррозии.
Воздухосборник должен быть немедленно остановлен при следующих
обстоятельствах:
— если давление поднялось выше разрешенного и не снижается, несмот-
ря на меры, принятые персоналом;
— при обнаружении в сосуде и его элементах неплотностей, выпучин,
разрыва прокладок;
— при неисправности манометра;
— при выявлении неисправности предохранительного клапана;
— при возникновении пожара, непосредственно угрожающего воздухо-
сборнику, находящемуся под давлением.
Порядок аварийной остановки воздухосборника и последующего ввода
его в работу должен быть указан в инструкции предприятия.
На каждый сосуд блока воздухосборника прилагается документация,
необходимая для предъявления органам (инспекции) Госгортехнадзора при
регистрации и получении разрешения на эксплуатацию данного подкон-
трольного объекта:
1. Паспорт сосуда.
2. Инструкция по эксплуатации воздухосборника.
3. Сборочный чертеж воздухосборника.
4. Паспорт клапана предохранительного с инструкцией по эксплуатации.
5. Сборочный чертеж клапана предохранительного.
5. Воздухосборники
415
6. Воздухосборник. Расчеты.
7. Клапан предохранительный. Расчеты.
Все расчеты выполнены согласно норм и методов, предусмотренных
стандартом:
1. ГОСТ 14249-80 «Сосуды и аппараты. Нормы и методы расчета на
прочность».
2. ГОСТ 24755-81 «Сосуды и аппараты. Нормы и методы расчета на
прочность укрепления отверстий».
3. ГОСТ 25859-83 «Сосуды и аппараты стальные. Нормы и методы рас-
чета на прочность при малоцикловых нагрузках».
4. ГОСТ 12.2.085-82 «Сосуды, работающие под давлением. Клапаны
предохранительные. Требования безопасности».
Таблица 42. Техническая характеристика воздухосборников
Параметры Блок В-1,6 Блок В-2,0 Блок 2,7
1. Рабочее давление, МПа (кгс/см2) 1(Ю) 1(Ю) 1(Ю)
2. Количество сосудов в блоке воздухосборника 2 1 2
3. Внутренний объем одного сосуда, м3 (л) 1,6 (1600) 2 (2000) 2,7 (2700)
4. Пробное давление, МПа (кгс/см2) 1,3 (13) 1,3 (13) 1,3 (13)
5. Температурный режим, °C -40 4-100 -40 4-100 -40 4-100
6. Рабочая среда воздух воздух воздух
7. Наружный диаметр сосуда, мм 1020 1020 1000
8. Расположение сосудов вертикальное, горизонтальное горизонтальное
9. в блоке воздухосборников Прибавка на коррозию, мм рядом стоящие 1 1 двухэтажное 1
10. Материал обечайки Сталь 09Г2С Сталь 09Г2С Сталь 16ГС
11. Масса одного сосуда, кг 691 759 835
416
Глава 13
Техническая характеристика воздухосборников В-1,6; В-2,0; и В-2,7
приведена в таблице 42, а схема включения воздухосборников В-2,7 — на
рис. 144.
Рис. 144. Схема включения воздухосборника В-2,7. 1 — влагомаслоотделитель;
2 — вентиль 1-25 ГОСТ 18161-72; 3 — вентиль 1-15; 4 — кран трехходовой КТК
ГОСТ 18161-72; 5 — манометр ОБМ1-ЮО ГОСТ 2405-72; 6 — предохранительный
клапан 17с12нж ГОСТ 10019-74; 7 — вентиль £>у = 25, Ру = 1,6 МПа; 8 — трубо-
провод Dy = 50 Ру = 2,5 МПа; 9 — вентиль Dy — 25 Ру = 1,6 МПа; I — поток
воздуха от компрессора; II — влажный воздух; III — сухой воздух; IV — к потреби-
телю (на буровую); Во — воздухоосушка.
На сосудах блоков воздухосборников В-1,6 установлен клапан предо-
хранительный Сб.06.20-11А, а на В-2,7 — клапан предохранительный пру-
жинный типа 17с12нж ГОСТ 10019-74.
Клапан Сб.06.20-11А (рис. 145) состоит из корпуса 2, к которому при-
варивается отражатель 3, служащий для изменения направления струи воз-
духа. Внутри корпуса запрессована втулка золотника 5, в которой движется
золотник 4. Своей запорной частью он опирается на седло и прижимается
к нему пружиной 6 через шток 14. Усилие пружины 6 и тем самым установ-
ка клапана на требуемое давление производится втулкой регулировочной 8.
Втулка стопорится болтами 7. В головке корпуса 10 установлен механизм
5. Воздухосборники
417
Рис. 145. Клапан предохранительный С6.06.20-11А.
принудительного открывания (подрыва), состоящий из рукоятки 12, вали-
ка 16, втулки распорной 17, вилки 15 и возвратной пружины 13. Весь клапан
закрывается крышкой 11, которая вместе со стопорными болтами пломби-
руется пломбой 9.
При повышении давления в полости «а» золотник 4, сжимая пружи-
ну 6, перемещается вверх. При этом воздух из полости «а» через отверстия
«в» сбрасывается в атмосферу. На выходе струя воздуха, ударяясь об отра-
жатель 3, направляется вниз.
Для проверки работоспособности клапана служит механизм принуди-
тельного открывания. При нажатии на рукоятку 12 вниз, усилие не долж-
но превышать 100-120 Н (10-12 кгс), валик 16 поворачивает вилку 15
и шток 14, сжимая пружину 6, поднимается вверх вместе с золотником 4
и сжатый воздух выходит в атмосферу.
Техническая характеристика этого клапана и клапана типа 17с12нж
приведены в таблице 43.
Клапан типа 17с12нж (рис. 146) имеет угловой корпус 1, через про-
ходное сечение которого при открытом затворе осуществляется сброс ра-
бочей среды. Угловой корпус выполнен наплавленной уплотнительной по-
верхностью из нержавеющей стали. Уплотнительные поверхности корпуса
и золотника 2 образуют затвор, обеспечивающий герметичное перекрытие
проходного сечения клапана. Золотник 2 совершает возвратно-поступатель-
418
Глава 13
Таблица 43. Техническая характеристика предохранительных клапанов
Параметры Клапан С6.06.20-11А Клапан 17с12нж
1. Рабочее давление в сосуде, МПа (кгс/см2) 1(Ю) 1(Ю)
2. Условный проход, мм 17 50
3. Рабочее давление клапана, МПа 1 0,8-1,6
4. Давление полного открытия, МПа 0,92 0,92
5. Пропускная способность клапана
при Ризб — 0,92 МПа, кг/ч 1972 3200
6. Ход клапана при сбрасывании, мм 6,4 1-2
7. Рабочая среда воздух воздух
8. Температура рабочей среды, °C -40 4- 100 -40 +60
9. Материал корпуса Сталь В20 Сталь 25Л
10. Материал пружины Сталь 60Г2СА Сталь 50ХФА
11. Характеристика пружины
11.1. диаметр, мм 25 На давление
11.2. длина в свободном состоянии, мм 45 по заказу
11.3. диаметр проволоки, мм 4 потребителя
11.4. усилие при сжатии до
длины 38 мм, Н(кгс) 307 (30,7 ±3)
11.5. усилие при сжатии до
длины 32,5 мм, Н (кгс) 635 (63,5 ±6)
11.6. полное (рабочее) число витков 7,4 (5,4)
12. Коэффициент расхода среды
через клапан 0,6 0,5
13. Масса, кг 3,6 14,9
ное перемещение во втулке, закрепленной между корпусом и крышкой 3.
Золотник соединен со штоком 4, на сферической поверхности которого
установлена опора. На ней установлена пружина 5, регулировка которой на
заданное рабочее давление производится регулирующей втулкой 6.
После того как пружина отрегулирован на заданное рабочее давление,
регулирующую втулку 6 закрепляют контргайкой и закрывают герметичным
колпаком.
5. Воздухосборники
419
Рис. 146. Предохранительный клапан типа 17с12нж.
Применение соответствующей пружины должно обеспечивать откры-
тие затвора клапана и автоматический выпуск среды при повышении дав-
ления: на 0,5 кгс/см2 — при рабочем давлении до 3 кгс/см2 и на 15% от
рабочего давления — при рабочем давлении от 3 до 16 кгс/см2.
Обратная посадка золотника на уплотнение корпуса должна происхо-
дить при уменьшении рабочего давления не ниже, чем на 20%. Принцип
действия предохранительного клапана состоит в том, что при повышении
давления до клапана сверх установленного, золотник поднимается, откры-
вая проходное сечение клапана, и происходит сброс среды. При снижении
давления (до клапана) до давления посадки золотник садится на седло,
сброс среды прекращается. Затем давление до клапана восстанавливается
до рабочего. Клапаны относятся к типу клапанов малого подъема с высо-
420
Глава 13
той подъема золотника от 1/40 до 1/20 диаметра 40 мм и изготавливаются
с пружинами на рабочее давление от 2 до 4 кгс/см2, от 4 до 8 кгс/см2 и от 8
до 16 кгс/см2.
На лицевой стороне корпусе выполняется маркировка: Рр2... 16, под
ним стрелка —> — направление движения среды, под ней — условный про-
ход, мм, под ним — температура среды; на обратной стороне — марка завода
и порядковый номер изделия.
Глава 14
Исполнительные механизмы системы
пневматического управления
Для всех буровых установок общими исполнительными механизма-
ми системы пневматического управления служат обжимные шинно-пневма-
тические муфты нескольких типоразмеров, пневматические цилиндры од-
ностороннего и двустороннего действия, предназначенные для соединения
и разобщения валов, торможения, раскрепления бурильных труб и т. д.
1. Шинно-пневматические муфты
Шинно-пневматические муфты предназначены для передачи крутящего
момента. В буровых установках в основном применяются муфты обжим-
ного типа четырех размеров: ПМ300 х 100; ПМ500 х 125; ПМ700 х 200
и ПМ1070 х 200.
Условное обозначение муфт:
ПМ — пневматическая муфта;
первая цифра (300; 500; 700; 1070) — условный диаметр муфты, мм;
вторая цифра (100; 125; 200) — условная ширина колодки, мм.
К преимуществам обжимных шинно-пневматических муфт следует от-
нести:
1. Возможности включения муфты на ходу.
2. Плавное включение или выключение при постепенном повышении
или понижении давления в баллоне муфты.
3. Возможность регулирования максимального передаваемого крутяще-
го момента, изменяя давление воздуха.
4. Большее, чем у фрикционных муфт других конструкций, осевое сме-
щение валов.
422
Глава 14
5. Успешную работу в условиях сырости и при попадании воды на по-
верхность трения.
6. Звукоизоляционные свойства.
7. Возможность известного перекоса и радиального смещения соединя-
емых валов.
8. Самоподтягиваемость муфты по мере износа фрикционных колодок.
9. Дистанционное управление.
10. Низкую стоимость.
Недостатки обжимных шинно-пневматических муфт следующие: по-
нижение передаваемого крутящего момента при попадании смазочных ма-
териалов на поверхность трения; суженый, по сравнению с металлическими
муфтами температурный интервал работоспособности; постепенное ста-
рение материала баллона и необходимость периодической смены муфты;
невозможность сигнализации о давлении в баллоне, если полость муфты
после наполнения воздухом разъединяется с воздушной магистралью.
Основной же недостаток обжимных шинно-пневматических муфт за-
ключается в том, что при вращении вала колодки и внутренняя часть балло-
на муфты отжимаются центробежной силой от его поверхности, уменьшая
силу нажима под действием сжатого воздуха, а следовательно, и передава-
емый крутящий момент. Однако здесь есть и положительная сторона, так
как при выключении муфты центробежная сила отбрасывает колодки от
поверхности сцепления и происходит быстрое расцепление.
Обжимные шинно-пневматические муфты (муфты), применяемые в си-
стеме пневматического управления буровых установок, изготавливают с ре-
зиновым съемным баллоном, крепящимся к ободу при помощи болтов.
Обод, внутрь которого вставляется баллон муфты, может быть с двумя или
одной ребордами.
Техническая характеристика муфт представлена в таблице 44, а габа-
ритные и присоединительные размеры этих муфт — в таблице 45 и на ри-
сунке 148.
Физические свойства резинового баллона муфт гарантируют их нор-
мальную работу в интервале температур от —40 до +50оС.
Для работы при низких температурах баллоны могут быть изготовлены
по особому заказу из специальных морозостойких резиновых смесей.
1. Шинно-пневматические муфты
Таблица 44. Техническая характеристика шинно-пневматических му<|» ।
Параметры ПМ300 х 100 ПМ500 X 125 ПМ700 х 200 ММ 1070 * 200
1. Условный диаметр муфты, мм 300 500 700 1070
2. Условная ширина колодки, мм 100 125 200 200
3. Расчетный крутящий момент, кН хм (кгс хм) * 2,94 (300) 9,8 (1000) 29,4 (3000) 78,5 (8000)
4. Наибольшая частота вращения, с-*1 (об/мин) 25 (1500) 25 (1500) 16,7 (1000) 8,33 (500)
5 Рекомендуемая наибольшая частота включения в час 65 40 40 40
6. Внутренний объем баллона муфты,дм3 ** 1,3 5,6 17 30
7. Масса съемного баллона с колодками, кг 6,7 17,0 42,0 75,0
8. Масса обода, кг 10 21,6 79 130
9. Полная масса муфты с крепежными болтами, кг 17 39 123 206
* Значения крутящего момента приведены при давлении воздуха в баллонах 0,7 МПа (7 кгс/см2),
коэффициенте трения колодок по шкиву — 0,3 при 100 об/мин.
** Объем баллона определен при условии охвата шкива частично износившимися колодками; рабочее
давление в муфтах 0,61-0,92 МПа (6-9 кгс/см2).
Шинно-пневматическая муфта (рис. 147), в состоит из жесткого метал-
лического обода 1, в который вставляется съемный резинокордный баллон 2.
Съемный баллон крепится к ободу болтами 7.
На наружной цилиндрической поверхности баллона, на равных рас-
стояниях друг от друга, завулканизированы металлические планки 6 с резь-
бовыми отверстиями под болты 7, а также завулканизированы ниппеля 5
для подвода воздуха (муфты ПМ1070 х 200 и ПМ700 х 200 имеют по два
ниппеля; ПМ500 х 125 и ПМ300 х 100 — по одному ниппелю).
По середине ширины обода 1 выфрезеровано одно или два квадратных
отверстия для прохода ниппелей 5 и, соответственно расположению резь-
бовых отверстий в планках баллона, просверлены отверстия для крепления
резинового баллона к ободу болтами. Болты 7 воспринимают на себя на-
грузку в момент наполнения баллона сжатым воздухом до необходимого
давления и исключают пробуксовку баллона относительно обода, предо-
храняя тем самым ниппель от повреждения. При работе муфты крутящий
момент передается от обода к баллону или обратно за счет сил трения,
возникающих между наружной поверхностью резинового баллона и вну-
тренней поверхностью обода при наполнении его сжатым воздухом.
424
Глава 14
Таблица 45. Габаритные и присоединительные размеры обжимных шинно-пневма-
тических муфт (рис. 148)
Параметры ПМ300 х 100 ПМ500 X 125 ПМ700 х 200 ПМ1070 X 200
1. Внутренний диаметр по колодкам
в свободном состоянии, мм 302 ±2 504 ±2 708 ±3 1078 ± 3
2. Диаметр трения (шкива) Вт, мм 3. Обод: 3.1. наружный диаметр 295 497 695 1065
по реборде Z>i, мм 450 720 1000 1400
3.2. внутренний диаметр обода Z>2, мм 3.3. окружность центровая 390 647 880 1270
под болты крепления 2)з, мм 430 690 950 1350
3.4. ширина обода А, мм 115 156 240 240
3.5. толщина реборды а, мм 5 5 7 8
3.6. отверстие под болты d, мм 13 17 27 27
3.7. количество болтов 4. Баллон: 12 12 16 16
4.1. наружный диаметр 393±| 650±| 882 ±3 1270 ± 3
4.2. ширина Е, мм 115 ±2 152 ±2 246 ±3 246 ±3
4.3. масса, кг (с колодками) 5. Колодка: 6,7 17,0 42,0 75,0
5.1. ширина по накладке В, мм 98 123 198 198
5.2. толщина накладки ш, мм 5 6 7,5 7,5
5.3. количество колодок, шт. 6. Ниппель: 12 12 18 26
6.1. внутренний диаметр dz , мм М20х1,5 М20х1,5 M33xl,5 М33х1,5
6 2. высота С, мм 17 17 20 20
6.3. диаметр прохода da, мм 12 12 25 25
6.4. количество 7. Планка: 1 1 2 2
7.1. отверстие с резьбой, мм М10Х1 М10Х1 М12х1,25 М12х1,25
7.2. количество планок, шт. 6 6 8 8
8. Валик d4, мм 3,6 6 8 8
— Вырез К располагается против ниппеля по середине между отверстиями диаметром di.
— Ободы муфт ПМ300 х 100 и ПМ700 х 200 имеют одну реборду.
На внутреннюю цилиндрическую поверхность баллона устанавлива-
ются фрикционные пластины (колодки) 3, которые крепятся к протектору
баллона валиками 4.
Между колодками и телом баллона при сборке муфты укладывает-
ся паранитовая прокладка 8, предохраняющая баллон от излишнего нагре-
ва.
1. Шинно-пневматические муфты
425
Рис, 147. Шинно-пневматическая муфта.
Съемный резинокордный баллон 2 представляет собой кольцевую ка-
меру овального сечения и состоит из внутренней эластичной резиновой
камеры 9, многослойной обкладки 10 из прочной прорезиненной ткани и
резинового протектора 11.
Болты 7 и валики 4 предохраняются от отвинчивания и выпадения
спаркой двух деталей отожженой стальной проволокой.
Для исключения возможности перемещения ниппелей в радиальном
направлении после установки баллона в обод на наружную резьбу ниппеля
наворачивается гайка 12.
Обод муфты через отверстие d± (рис. 148) соединяется с диском (план-
шайбой), ступица которого посажена на одном из соединяемых валов. На
втором валу устанавливается приводной шкив, находящийся внутри муфты,
имеет наружный диаметр 2?т.
426
Глава 14
Рис. 148. Обод и баллон пневматической муфты.
До наполнения баллона воздухом между колодками 3 и поверхностью
приводного шкива должен быть равномерный зазор по всей окружности.
При подаче сжатого воздуха через ниппель в полость баллона муф-
ты баллон расширяется и прижимает колодки к поверхности приводного
шкива.
Сила трения, возникающая между поверхностью шкива и колодками,
препятствует проворачиванию шкива относительно муфты и обеспечивает
передачу крутящего момента.
Баллон передает крутящий момент своей наиболее прочной частью —
протектором. На поверхности баллона, обращенной к колодкам, на стыке
колодок и под ними имеются полукруглые канавки, увеличивающие эла-
стичность баллона и облегчающие обжатие шкива колодками.
За счет эластичности баллона муфты допускают небольшое поперечное
смещение и перекос осей соединяемых валов.
Воздух из муфты выпускается изменением положения рукоятки крана,
при котором внутренняя полость муфты по трубопроводу через канал крана
соединяется с атмосферой.
Если по конструктивным соображениям нельзя увеличить размер муф-
ты, а по величине крутящего момента муфта не соответствует назначению,
устанавливают сдвоенную муфту. При соединении в один узел двух муфт
величина крутящего момента, передаваемого сдвоенной муфтой, удваива-
ется. Такие муфты имеются на всех буровых установках.
2. Пневматические цилиндры
427
2. Пневматические цилиндры
Буровые лебедки снабжают ленточными тормозами. Торможение может
быть произведено вручную усилием бурильщика через тормозную рукоятку,
проворачивая коленчатый вал, на мотылевых шейках которого закреплены
подвижные концы тормозных лент, а также с помощью пневматического
цилиндра (тормозного). Применение пневматического цилиндра облегча-
ет труд бурильщика, повышает степень надежности тормоза. Конструкция
этих цилиндров позволяет применять независимое и одновременное тормо-
жение (подтормаживание) при помощи сжатого воздуха и усилия буриль-
щика на тормозной рычаг. Плавное торможение барабана подъемного вала
буровой лебедки достигается постепенным увеличением давления воздуха в
пневматическом цилиндре (используется кран машиниста системы Казанце-
ва). По конструктивному исполнению и способу крепления пневматические
цилиндры могут отличаться (вертикальное крепление или установка под
углом).
Пневматический цилиндр (рис. 149) установлен на стойке 19, прикреп-
ленной болтами к раме лебедки. В положении, показанном на рисунке, тор-
моз расторможен, в пневматическом цилиндре 12 нет воздуха, а поршень 10
приподнят пружиной 7 в крайнее верхнее положение.
Если бурильщик повернет тормозной вал 1, не прибегая к помощи пнев-
матического цилиндра, то вместе с валом повернется соединенный с ним
осью 3 рычаг 2 и опустится шток 4, не связанный с поршнем.
При подаче сжатого воздуха в цилиндр через отверстие в верхней
крышке 13, поршень 10 нажимает сферическим резиновым буфером 17 на
шаровую головку штока 4 и поворачивает тормозной вал.
Поршень снабжен уплотняющей манжетой 13, зажатой болтами 16
между тарелкой поршня и диском 11.К поршню приварена направляющая
труба, скользящая во втулке 6 нижней крышки 5. Шпильки 18 стягивают
крышки пневматического цилиндра и обжимают уплотнительное кольцо 14.
С помощью гаек 9 шпильки крепят цилиндр к стойке 19. Смазка втулки 6
осуществляется через масленку 20.
Выше приведено описание пневматического тормозного цилиндра од-
ностороннего действия.
Пневматические цилиндры двойного действия (пневмораскрепители)
предназначены для раскрепления замкового соединения бурильных труб
машинными ключами при помощи каната, прикрепленного к штоку пнев-
матического цилиндра.
428
Глава 14
Рис. 149. Пневматический тормозной цилиндр.
Сжатый воздух в пневмораскрепитель подают через воздухоподводя-
щие каналы в торцовых крышках. Если сжатый воздух подводят в левую
полость пневмоцилиндра, то правая полость автоматически через кран со-
общается с атмосферой. Под давлением сжатого воздуха поршень стремится
занять крайнее противоположное положение, однако находящийся в цилин-
дре воздух по длинному трубопроводу от пневмоцилиндра до крана выходит
постепенно, создавая в цилиндре демпфер, не допускающий удара поршня
в крышку. Для регулирования скорости выхода сжатого воздуха, с целью
предохранения поршня от ударов, на воздухопроводящих каналах устанав-
ливают дроссели (шайба с отверстием).
Существующие конструкции пневмораскрепителей имеют диаметр
пневмоцилиндра 360 мм (ПРС-1) и 400 мм (ПРМ-2), длину хода поршня 740
и 800 мм, усилие (при 0,6 МПа в цилиндре) 48 кН и 62 кН.
Глава 15
Управляющие пневматические устройства
Для управления пневматическими исполнительными механизмами бу-
ровых установок применяют специальные клапанные краны, являющиеся
воздухораспределительными устройствами. Они обеспечивают быстрое на-
полнение шинно-пневматических муфт и пневматических цилиндров сжа-
тым воздухом при включении и опорожнении их в момент отключения.
Клапанные краны бывают двух типов: 1) двухклапанный — для управ-
ления одной шинно-пневматической муфтой; 2) четырехклапанный — для
управления двумя шинно-пневматическими муфтами и пневматическим ци-
линдром двойного действия. Для управления пневматическим цилиндром
тормоза лебедки применяют тормозной кран машиниста системы Казанце-
ва.
Четырехклапанные краны имеют кулачковое, а двухклапанные — экс-
центриковое устройство. Диаметр каналов для прохода воздуха в четырех-
клапанных кранах 11,2 мм, а в двухклапанных 8 мм. Благодаря вдвое боль-
шей площади сечения каналов четырехклапанные краны способны быстрее
пропускать необходимое для управления количество воздуха и применимы
для больших размеров муфт.
Важной особенностью четырехклапанных кранов является наличие
блокировки, исключающей одновременное включение обеих муфт.
Клапанные краны применяют только при прямоточной системе пи-
тания исполнительных механизмов, при которой шинно-пневматическая
муфта или пневматический цилиндр во включенном состоянии непрерыв-
но через воздухопровод соединены с воздухопроводом. Клапанные краны
при хорошем уходе служат надежными распределительными устройствами
и обеспечивают оперативное управление исполнительными механизмами
буровых установок.
1. Двухклапанный кран
На рисунке 150 приведена принципиальная схема работы двухклапан-
ного крана. Клапан А управляет подачей сжатого воздуха из магистрали,
430
Глава 15
а клапан Б перекрывает выход сжатого воздуха в атмосферу. В положении,
изображенном на рис. 150, сжатый воздух не имеет доступа над клапа-
ном А, так как этот клапан не нажат кулачком рукоятки. В то же время
клапан Б опущен и полость муфты соединена с атмосферой. При переводе
рукоятки крана в другое положение клапан А опустится, сжатый воздух
через полость клапана Б устремится в шинно-пневматическую муфту. В то
же время клапан Б будет приподнят пружиной и закроет выход воздуха
в атмосферу.
Конструкция двухклапанного крана приведена на рисунке 150. Кор-
пус 9 крана имеет два отверстия для клапанов, взаимозаменяемых с клапа-
нами четырехклапанного крана. Корпус закрыт снизу крышкой 12, имеющей
против обоих клапанов отводы 1 и 13 (часто отводы 1 и 13 отлиты из алюми-
ниевого сплава заодно с крышкой 12) для присоединения к воздухопроводу.
Клапан над отводом 1 — впускной, клапан над отводом 13 — выпускной.
Крышка крепится к корпусу четырьмя болтами, под гайки которых во из-
бежание отвинчивания подложены пружинные шайбы. Между корпусом и
крышкой положена паранитовая прокладка 11, предназначенная для уплот-
нения плоскости соединения. Сверху корпус закрыт крышкой 4 с прорезью,
через которую проходит рукоятка 3. Крышка, центрирующая в корпусе сво-
им кольцевым буртом, крепится к нему четырьмя винтами 6.
В теле крышки расточено отверстие, в котором помещается ось 5 ру-
коятки. Ось помещается между винтами и не может сдвинуться, пока они
стоят в своих гнездах. Один конец оси имеет прорезь, охватывающую винт
и поэтому препятствующую проворачиванию оси.
На оси свободно вращаются два одинаковых кулачка 2 и 8. Ступицы
кулачков снаружи обработаны под квадрат, а сидящая на ступицах рукоятка
имеет квадратное отверстие. Кулачки крана повернуты один относительно
другого на 90°.
На рис. 150 рукоятка находится в положении «Отключено». При этом
кулачок не задевает клапана, и отвод, через который к крану подведен сжа-
тый воздух от трубопровода, перекрыт. Кулачок в это время нажимает на
шарик клапана и, опуская последний, соединяет с атмосферой отвод 13, от
которого воздухопровод идет к шинно-пневматической муфте. Атмосфер-
ные отверстия 10 видны на разрезе «А-А».
Если перевести рукоятку крана в положение «Включено», то кула-
чок 2 утопит клапан, и воздух пойдет по каналу, сделанному в корпусе,
в пространство под вторым клапаном. Второй клапан при повороте руко-
ятки освобождается от нажима кулачка и поднимаемый пружиной закры-
1. Двухклапанный кран
431
Рис, 150. Кран двухклапанный.
432
Глава 15
вает сжатому воздуху доступ к атмосферным отверстиям 10. В результате
воздух проходит через отвод в шинно-пневматическую муфту. Кулачки по-
стоянно трутся при включениях о шарики клапанов, поэтому для создания
достаточной износостойкости кулачки выполняются из хромистой стали и
подвергаются закалке.
В стенке корпуса 9 и в крышке 4 на уровне верха клапанов сделаны
прорези 7 для контроля зазора между шариками клапанов и кулачками. При
правильной сборке зазор должен быть не более 0,5 мм.
Прорези при собранном кране закрыты винтами 6. Перед проверкой
зазора соответствующий винт должен быть временно вывернут.
Двухклапанные краны могут быть управляемы на расстоянии с помо-
щью тросика. Так работают они, например, в конечном выключателе (про-
тивозатаскивателе талевого блока под кронблок). Конструкция крана при
этом совершенно не меняется, только вместо рукоятки ставится удлинен-
ный рычаг, связанный с тросиком и имеющий контргруз для возврата.
Краны нормально функционируют при температуре окружающей сре-
ды от —40° до Ч-50°С и имеют следующие технические данные:
1. Условный проход, мм......................................15
2. Номинальное давление, МПа (кгс/см2)...................0,8 (8)
3. Масса, кг............................................. 2,1
По виду присоединения к воздухопроводу и конструкции рукоятки вы-
пускаются краны следующего исполнения:
4003.71.5 00-? — кран двухклапанный имеет нижнюю крышку с ниппель-
ным присоединением и шаровую рукоятку управления;
4003.71.500-3 — кран двухклапанный имеет нижнюю крышку с муфтовым
резьбовым соединением и шаровую рукоятку управления;
4015.71.02-3 — кран двухклапанный конечного выключателя имеет ниж-
нюю крышку с ниппельным присоединением и удлинен-
ный рычаг;
4015.71.02-4 — кран двухклапанный конечного выключателя имеет ниж-
нюю крышку с муфтовым резьбовым соединением и удли-
ненный рычаг.
2. Четырехклапанный кран
Принципиальная схема работы четырехклапанного крана приведена на
рис. 151. Клапаны пронумерованы на схеме римскими цифрами. Клапаны I
2. Четырехклапанный кран
433
Муфта 2 Муфта 1
Рис. 151. Принципиальная схема четырехклапанного крана.
и IV — впускные, клапаны II и III — выпускные. Изображенный на схеме
кран находится в нейтральном положении. Клапаны и кулачковый диск
условно развернуты в плоскость.
Сжатый воздух, подведенный под клапан IV и по каналу «а» под кла-
пан I, отсечен от выпускных клапанов I и III. Клапаны I и IV свободны, кла-
паны II и III поджаты кулачком. Полости под клапанами II и III соединены
отверстиями «б» с атмосферой и, следовательно, в шинно-пневматических
муфтах, обслуживаемых этими клапанам, нет избыточного давления. Чтобы
пустить сжатый воздух в муфту 1, обслуживаемую клапаном II, кулачковый
диск поворачивают так, чтобы клапан II освободился, а клапан IV был
поджат. Это соответствует по схеме движению кулачка вправо. При движе-
нии кулачка его наклонная поверхность нажимает на клапан IV и, опуская
последний, открывает сжатому воздуху путь в канал «в». В то же время
434
Глава 15
клапан II под действием пружины поднимается и закрывает воздуху выход
в атмосферное отверстие. Сжатый воздух поступает в полость муфты 1. При
повороте кулачкового диска в противоположную сторону опускается кла-
пан I, а клапан III, поднявшись, закрывает выход в атмосферное отверстие.
Воздух, пройдя канал «г», поступает в полость муфты 2.
Конструкция четырехклапанного крана изображена на рисунке 152.
Корпус 9 крана имеет четыре отверстия для клапанов, в которые запрессо-
А-А
II
IV
Рис. 152. Кран четырехклапанный.
2. Четырехклапанный кран
435
ваны бронзовые втулки 8. Клапаны подпираются клапанными пружинами 5.
При закрытом клапане его коническая резинка 6 упирается в коническую
расточку втулки 8. Для создания необходимого уплотнения на цилиндриче-
ских поверхностях клапанов выполнены уплотнительные канавки. Втулки
клапанов притираются к клапанам до плотного скольжения с зазором от
0,005 до 0,001 мм. Резинка, изготовленная из маслостойкой резины, при-
жимается к бурту клапана 7 стальной упорной шайбой 20 и закрепляется
гайкой 21. Гайка предохраняется от отвинчивания проволочным штифтом.
В верхнем конце клапана сделано шаровое углубление, в котором поме-
щается стандартный шарик, применяемый для шарикоподшипников. Чтобы
шарик не мог выскочить из углубления, края гнезда завальцованы. Ша-
рик сидит в клапане без люфта, но имеет возможность поворачиваться, что
способствует его равномерному износу. Для предохранения от коррозии и
повышения износостойкости клапаны выполняются из нержавеющей стали.
Снизу корпус 9 закрыт крышкой 4, имеющей против трех клапанов
ниппели 22 (иногда отлиты заодно с крышкой) для присоединения к воз-
духопроводу. Против четвертого клапана в крышке сделана глухая расточка
для пружины 5. Крышка крепится к корпусу четырьмя болтами 3 и фик-
сируется от вращения установочным штифтом. Болты для предохранения
от отвинчивания зашплинтованы проволокой. Между корпусом и крыш-
кой проложена паранитовая прокладка 19, предназначенная для уплотнения
плоскости соединения.
Сверху корпус закрыт фланцем 11. Фланец крепится к корпусу шестью
болтами 18 и имеет четыре отверстия для болтов, крепящих кран на пульте
управления. В теле фланца запрессованы верхняя 14 и нижняя 16 бронзо-
вые втулки. Зазор 12 между торцом рукоятки 1 и втулкой 14 необходимо
выдержать в пределах до 0,3 мм за счет пришабровки бронзовой втулки.
Между втулками оставлена небольшая полость 15, заполняемая смаз-
кой. Во втулках вращается кулачковый диск 17. Рабочая поверхность кулач-
ка диска, соприкасающаяся с шариками клапанов, подвергнута цементации
и закалке. Кулачковый диск проворачивается с помощью рукоятки 1, по-
саженной на квадрат диска и закрепленной фигурной гайкой 13; фигурная
гайка предохранена от отвинчивания цилиндрическим штифтом. Дуга вра-
щения рукоятки ограничена выступами 2, отлитыми на фланце. В среднем
положении рукоятка фиксируется при помощи линки на фланце и каленно-
го фиксатора 24, постоянно поджимаемого плоской пружиной 23. В стенке
корпуса на уровне верха клапанов сделаны отверстия 10 для выпуска возду-
436
Глава 15
ха, проникающего под фланец через уплотнения клапанов, и для контроля
расстояния между шариками клапанов и кулачком. Это расстояние при пра-
вильной сборке равно 1-2 мм.
Если кран предназначен для управления муфтами реверсивного устрой-
ства, то на его фланце отлиты надписи «Прямой», «Обратный» и «Выклю-
чено», соответственно наполнению муфт прямого и обратного хода и ней-
тральному положению, когда полости обеих муфт соединены с атмосферой
или по другим назначениям: «Тихий», «Быстрый» и «Выключено».
Кулачок управляющего четырехклапанного крана можно при сборке
повернуть на 180°. При этом кран из управляющего превращается в рас-
пределительный (см. рис. 153). Клапаны II и Ш свободны, клапаны I и IV
поджаты кулачком. Сжатый воздух, подведенный под клапан IV по каналу
«в» и по каналам «а» и «г», поступает в муфты 1 и 2; атмосферные отвер-
стия «б» перекрыты. Такое положение соответствует среднему положению
Муфта 1 Муфта 2
Й
Рис. 153. Принципиальная схема четырехклапанного распределительного крана.
3. Кран пневматического торможения 437
рукоятки и кулачка крана. В крайних положениях подключается одна или
другая муфта («Дизель», «Трансмиссия» и «Обе муфты»).
Кран четырехклапанный нормально функционирует при температуре
окружающей среды от минус 40° до +50° и имеет следующие технические
данные:
1. Условный проход, мм.......................................15
2. Номинальное давление, МПа (кгс/см2)....................0,8 (8)
3. Масса, кг............................................... 4,2
По виду присоединения крана к воздухопроводу выпускаются следую-
щие исполнения:
4008.71.220-10 — кран четырехклапанный, имеет крышку с ниппельным
присоединением;
4008.71.220-11 — кран четырехклапанный, имеет крышку с муфтовым
резьбовым присоединением.
3. Кран пневматического торможения
По условиям работы буровых установок торможение барабана должно
быть постепенным и только в редких случаях — резким. Поэтому необхо-
димо, чтобы давление в пневматическом тормозном цилиндре изменялось
соответственно торможению: постепенно или резко.
Для регулирования давления применяют кран машиниста, такой же как
и в железнодорожных тормозных системах, но с изменением для использо-
вания его в системе пневматического управления буровых установок.
Кран машиниста (рис. 154) обладает высокой чувствительностью, по-
этому еще используется как кран для управления сервомеханизмами дизе-
лей, располагая его на пульте бурильщика. Для обеспечения безотказной
работы этого крана необходимо воздух пропускать через фильтр тонкой
очистки.
Корпус крана состоит из трех частей: нижней 20, средней 17 и верх-
ней 15, отлитых из чугуна. Между нижней и средней частями корпуса уста-
новлена прокладка 18. В нижней части выполнена расточка с запрессован-
ной втулкой, в которой помещен поршень 19 с хвостовиком 4 (выпускной
клапан). Для создания герметичности у поршня есть уплотнение.
Между средней и верхней частями корпуса и кольцом 14 зажата диа-
фрагма 7 из нержавеющей стали. В центральное отверстие диафрагмы 7
вставлена шайба 13, хвостовик которой служит толкателем для клайана 6.
438
Глава 15
Рис. 154. Кран тормозной.
Установленными между тарелками пружинами 11 и 12 нажимная шайба 13
постоянно прижата к стальной диафрагме. Чтобы исключить просачивание
воздуха в отверстие диафрагмы, шайба 13 снабжена резиновой прокладкой 8
с кольцевыми уплотняющими выступами.
Кран имеет два двойных клапана: верхний (возбудительный) управля-
ется диафрагмой 7, а нижний (рабочий) — поршнем 19. Бронзовая втулка —
седло 3 нижнего рабочего клапана — ввинчена в нижнюю часть корпуса
крана. Латунная втулка — седло 16 верхнего возбудительного клапана 6 —
ввинчена в среднюю часть корпуса крана.
3. Кран пневматического торможения
439
Стержень возбудительного клапана четырехгранной формы, поэтому
при опущенном клапане воздух может проходить между гранями и стенка-
ми через отверстия во втулке. Верхняя часть корпуса крана 15 соединена
ленточной резьбой с нажимной головкой 9. При повороте блока 24 голов-
ке 9 сообщается осевое движение, и таким образом регулируется давление
пружин 11 и 12 на нажимную шайбу 13.
Описанный выше кран машиниста отличается от железнодорожного
тем, что имеет добавочную пружину И, увеличенный диаметр отверстий
в нажимной головке 9, верхней части корпуса 15, нажимной шайбе 13,
стакане 5 и втулке седла 16. Клапан 6 сделан большего диаметра, а стер-
жень 10 — большей длины.
Кран имеет четыре воздушные камеры.
Камера I (магистральная) постоянно сообщается с магистральной се-
тью сжатого воздуха. Эта камера соединена с пространством под стаканом 5
возбудительного клапана 6 воздушным краном. Выход сжатого воздуха на
камеры перекрыт клапаном 6 и выпускным каналом 21.
Камера II (промежуточная) между диафрагмой 7 и поршнем 19 разде-
лена на две части, соединенные воздушным каналом. Большая часть каме-
ры обращена к поршню 19, а меньшая — к диафрагме. Воздух проникает
в меньшую часть камеры П из камеры I при опущенном клапане 6, а выхо-
дит из нее в камеру III через канал в нажимной шайбе 13, когда последняя
приподнимается.
Камера Ш (атмосферная) находится над диафрагмой в верхней части
корпуса. Она постоянно соединена с атмосферой канала отверстиями, про-
сверленными в нажимной головке 9 и в верхней части корпуса.
Камера IV (тормозная) постоянно соединена воздухопроводом с пнев-
матическим цилиндром тормоза лебедки. Воздух в камеру попадает при
опущенном впускном клапане 21. Герметичность нижней части этого кла-
пана создается уплотнением 1 в гайке 23. Подъем клапана 21 осуществля-
ется пружиной 2, упирающейся в шайбу 22. Воздух уходит в атмосферу
через центральное отверстие во впускном клапане, когда приподнимается
выпускной клапан.
Воздух подается в цилиндр тормоза при нажиме стержня 10 на пружи-
ны 11 и 12, которые усиливают давление на нажимную шайбу. Последняя
прогибает стальную диафрагму 7, нажимает своим хвостовиком на возбу-
дительный клапан 6 и, опуская его, пропускает сжатый воздух из маги-
стральной камеры I в промежуточную камеру П. Под давлением попавшего
в камеру II сжатого воздуха поршень 19 опускается, хвостовик 4 перемещает
440
Глава 15
впускной клапан 21, сжимая пружину 2, и сжатый воздух из магистраль-
ной камеры I обтекает хвостовик 4, через отверстие во втулке 3 проходит
в тормозную камеру IV, а из нее — в цилиндр тормоза.
Воздух из цилиндра тормоза выпускают при ослаблении нажима на
пружины 11 и 12, которые при этом уменьшают давление на нажимную
шайбу 13. Находящийся в промежуточной камере сжатый воздух припод-
нимает диафрагму 7 вместе с нажимной шайбой, и воздух выходит из ка-
меры II в атмосферную камеру III. При понижении давления в камере II
сжатый воздух в тормозной камере IV перемещает поршень 19 вверх, вы-
пускной клапан 4 приподнимается, и сжатый воздух выходит из камеры IV
в атмосферу через центральное отверстие выпускного клапана 21.
При полном сжатии пружин 11 и 12 давление воздуха в тормозном
цилиндре может быть доведено до давления в магистрали, а при полно-
стью ослабленных пружинах до атмосферного. Каждому промежуточному
положению сжатия пружин, определяющемуся поворотом блока 24, соот-
ветствует промежуточное давление воздуха в тормозном цилиндре. При вы-
пуске воздуха пружины, сжимаясь, прогибают диафрагму 7, но впущенный
при этом в камеру II воздух уравновешивает добавочное давление пружин
и выпрямляет диафрагму. При этом возбудительный клапан 6 прекращает
дальнейший доступ воздуха в камеру II.
Также с повышением давления в камере IV при открытии выпускного
клапана 21 поршень 19 перемещается, хвостовик 4 перестает давить на вы-
пускной клапан, и он, поднимаясь, закрывает доступ воздуха из камеры I
в камеру IV При впуске воздуха уменьшается давление пружин на диафраг-
му 7, которая, опускаясь, прекращает утечку воздуха. Поршень 19 может
подниматься только до тех пор, пока при выпуске воздуха из камеры IV
в атмосферу давление воздуха по обе стороны диафрагмы не уравняется
и она не вернется в исходное положение, перекрыв выпускной клапан.
I ]1ЛН\ 16
ВоЗДуХ<Ш|Н»11(>ДЫ
Все агрегаты пневматического управления связаны между < i>(»<>и им «чу
хопроводами, которые состоят из системы стальных труб разного дмамг»ри,
соединительных фланцев, хомутиков, различных фитингов и резиноткане
вых рукавов. Кроме собственно трубопроводов, в систему воздухопроводов
входят вертлюжки (устройства для передачи воздуха из неподвижных эле-
ментов во вращающиеся), клапан-разрядник (для ускорения выпуска воз-
духа), обратный и переключательный клапаны, устройства воздухоочистки,
масло- и влагоотделения.
Все эти узлы, взятые в комплексе, обеспечивают надежную систему
питания воздухом и управление пневматическими устройствами.
1. Вертлюжки
Конструкторами Уралмашзавода разработан безманжетный вертлюжок
с торцовым уплотнением. Такие вертлюжки полностью заменили ранее при-
менявшиеся манжетные вертлюжки и используются не только в буровых
установках ПО Уралмаш, но и в буровых установках ВЗБТ.
Вертлюжки служат для подвода воздуха к шинно-пневматическим муф-
там или другим пневматическим механизмам через торцы вращающихся
валов.
Техническая характеристика безманжетных вертлюжков такова:
1. Условный проход, мм
вертлюжков с фланцевым креплением..............................15
вертлюжков с цапковым креплением...........................10
2. Рабочее давление сжатого воздуха, МПа (кгс/см2)..........0,8 (8)
3. Наибольшее число оборотов шпинделя, с"1 (об/мин) .... 16,6 (1000)
4. Диаметр штуцера для подсоединения резино-тканевого рукава, мм . 21
Устройство вертлюжка представлено на рис. 155.
Корпус 8 опирается на два шариковых подшипника 7, укрепленных на
шпинделе 9. Шпиндель может крепится к торцу вала при помощи фланца
(рис. 156, а) или на резьбе (рис. 156, б).
442
Глава 16
Рис. 155. Безманжетный вертлюжок с фланцевым креплением.
Подшипники 7 удерживаются от продольного перемещения на шпин-
деле разрезным кольцом 6. Между подшипниками установлено распорное
кольцо, благодаря которому между подшипниками образуется камера для
смазки. К корпусу вертлюжка при помощи болтов крепится крышка 1, ко-
торая имеет штуцер 12 для подсоединения резино-тканевого рукава, соеди-
няющего вертлюжок с воздухопроводом. Внутри крышка 1 имеет горизон-
тальную цилиндрическую полость, в которой помещаются уплотнительная
втулка 5, резиновое уплотнительное кольцо 4, конусная стальная шайба 3
и пружина 2. Для смазки подшипников на корпусе 8 установлена пружинная
масленка 11. В собранном вертлюжке пружина 2 прижимает уплотнитель-
ную втулку 5 через шайбу 3 и резиновое кольцо 4 к шлифованному торцу
шпинделя 9.
Работа вертлюжка происходит следующим образом: сжатый воздух по-
ступает в врртлюжок 12 и оказывает давление на резиновое уплотнительное
кольцо 4 и уплотнительную втулку 5. Втулка 5, имея возможность продоль-
1. Вертлюжки
443
Рис. 156. Крепление шпинделя вертлюжка к торцу вала: а — фланцевое; б — резьбо-
вое.
ного перемещения, под действием давления сжатого воздуха прижимается
к торцу шпинделя 9 и создает необходимое уплотнение. Пружина 2 слу-
жит для создания первоначального давления на втулку 5, когда воздух еще
не включен. Конусная шайба 3 под действием пружины 2 прижимает ре-
зиновое уплотнительное кольцо 4 к втулке 5 и благодаря конусной части
распирает резиновое кольцо, создавая уплотнение между цилиндрической
расточкой и наружной цилиндрической поверхностью втулки.
Во втулке со стороны установки резинового кольца 4, а также в шайбе 3
выполнен скос под углом 15°. В конусный зазор между втулкой и цилин-
дрической расточкой под действием сжатого воздуха вдавливается резина
уплотнительного кольца 4, при этом происходит более надежное уплотне-
ние и стопорение втулк 5 от проворота.
Втулка 5 может быть изготовлена из текстолита или дерева (береза,
дуб, бук, липа). Деревянная втулка должна быть проварена в минеральном
масле с добавлением 2% по объему бронзовой пудры (не порошка) и про-
варена в течение 1-2 часов при температуре 90° С до полного прекращения
ценообразования. Добавка в масло бронзовой пудры способствует повы-
шению износостойкости втулки и снижению коэффициента трения. Ввиду
незначительного коэффициента трения между втулкой и торцом шпинде-
ля корпус вертлюжка удерживается от поворота резино-тканевым рукавом,
подводящим воздух.
444
Глава 16
2. Клапан-разрядник
Клапан-разрядник или ускоритель выпуска служит для быстрого от-
ключения (опорожнения) часто включаемых шинно-пневматических муфт,
барабана лебедки, включении ротора и др.
Выпуск воздуха из этих муфт через длинный трубопровод небольшого
сечения в атмосферное отверстие в кране пульта бурильщика занимал бы
слишком много времени вследствие значительного сопротивления проходу
воздуха. Клапан-разрядник, установленный в непосредственной близости
от муфты, сокращает путь воздуха до атмосферных отверстий.
Стальной корпус 1 клапана-разрядника (рис. 157) соединен резьбой
с крышкой 2. Для дополнительного уплотнения резьбового соединения пре-
дусмотрена паранитовая прокладка 3. Внутри корпуса скользит большой
клапан 4. Полость большого клапана закрыта ввертышем 5. Между вверты-
шем и клапаном также проложена паранитовая прокладка. В расточке левого
торца большого клапана вклеена и завальцована резиновая уплотнительная
шайба 6. В полости большого клапана двигается малый клапан 7, по на-
ружной поверхности которого сделаны пазы для прохода воздуха. В корпусе
вокруг штуцера просверлены атмосферные отверстия 8.
Рис. 157. Клапан-разрядник.
При наполнении шинно-пневматической муфты воздух поступает
в штуцер крышки 2, проходит через отверстие 9 во ввертыше 5, через пазы
3. Обратный и переключательный клапаны
445
малого клапана 7 и через отверстие 10 в левом торце большого клапана 4
поступает в штуцер корпуса, соединенный с трубопроводом, ведущим через
вертлюжок к муфте.
Сжатый воздух мог бы пойти в атмосферное отверстие 8, но поскольку
сечение отверстия 9 меньше, чем отверстия 10, и меньше суммарного сече-
ния атмосферных отверстий 8, образуется повышенное давление справа от
клапанов, перебрасывающее их влево. При этом уплотнительная шайба 6
надежно перекрывает атмосферные отверстия.
Когда необходимо выключить муфту, бурильщик при помощи крана
соединяет воздухопровод, ведущий к муфте, с атмосферой. Давление слева
от клапанов становится выше, чем справа. Малый клапан под действием
разницы давлений перебрасывается вправо и перекрывает выход воздуха
в отверстие 9, тогда отходит вправо и большой клапан, открывая воздуху
выход из полости муфты в атмосферные отверстия.
Клапан-разрядник монтируется в трубопроводе таким образом, чтобы
атмосферные отверстия были направлены вверх в сторону шинно-пневма-
тической муфты. Более надежно клапан-разрядник работает, когда он рас-
положен под углом 45°-60° к вертикали.
3. Обратный и переключательный клапаны
Обратный клапан (рис. 158) устанавливается на воздухопроводе, иду-
щем от компрессора к воздухосборникам. Клапан предназначен для предо-
хранения компрессора от обратного давления сжатого воздуха, когда ком-
прессор не работает. Воздух поступает в корпус 1 обратного клапана че-
рез отверстие в штуцере 2, поднимает клапан 3 и выходит через отверстие
в штуцере 4. Как только прекращается подача воздуха клапан 3 падает в свое
гнездо и закрывает движение воздуха в обратном направлении. Корпус за-
крыт сверху крышкой 5. Резьба дополнительно уплотняется прокладкой 6.
Стрелка на корпусе обратного клапана показывает направление движения
воздуха. При монтаже обратный клапан должен быть обязательно установ-
лен в вертикальном положении. Работа с неисправным обратным клапаном
категорически запрещается.
Переключательный клапан (рис. 159) устанавливается перед агрега-
тами пневматического управления, получающими питание сжатым возду-
хом поочередно от двух трубопроводов (например, перед пневматическим
цилиндром тормоза лебедки). Корпус 1 клапана закрывается крышкой 2.
446
Глава 16
Рис. 159. Переключательный клапан: слева — с металлическим клапаном; справа —
с резиновым шаром.
В направляющем отверстии крышки перемещается клапан 3. Воздух вхо-
дит в корпус через отверстие штуцеров 4 или 5, а выходит в отверстие
ппуцера 6. При подаче сжатого воздуха через отверстие штуцера 4 клапан
отбрасывается влево, изолируя трубопровод, присоединенный к отверстию
4. Трубопроводы
447
штуцера 5, от попадания сжатого воздуха. При подаче сжатого воздуха через
отверстие штуцера 5 клапан отходит в противоположную сторону. Работа
с неисправным переключательным клапаном запрещается.
4. Трубопроводы
Трубопроводы для системы пневмоуправления изготавливают из бес-
шовных холодно-деформируемых труб диаметром 13-250 мм, толщиной
стенок 2-24t мм, из марок сталей углеродистых по ТОСТ 1050-74 — ста-
ли 10, 20, 10Г2, 09Г2, эти трубы по ГОСТ 8733-74, 8734-75 группы В. Эти
стали обеспечивают хорошее качество всех сварочных работ (приварка со-
единительных фланцев, патрубков, сгонов, стыковка труб), выполняемых
в полевых условиях во время монтажа воздухопровода буровой установки.
Сварные трубы по ГОСТ 3262-75 нежелательно применять, так как непро-
вары и раковины с внутренней стороны. Для участков, где есть изгибы,
сварные трубы не пригодны, так как в местах изгибов образуются микро-
скопические трещины, которые со временем выводят трубу из строя.
Трубопровод соединяет компрессорные станции с воздухосборником
через фланцы с асбокартонными прокладками. В других трубопроводах
применяют трубную резьбу, уплотняя ее суриком или лентой ФУМ, а в ме-
стах, где возможна вибрация, используют трубную коническую резьбу. При
присоединении металлических трубопроводов к устройствам, не допуска-
ющим жесткого крепления, как, например, вертлюжки, а также при со-
единении тех мест, где возможно проложить стальную трубу, применяют
резинотканевые рукава. На концах труб и штуцеров предусматриваются
в этом случае утолщения, обеспечивающие надежное закрепление рукавов
стяжными хомутами.
Для выполнения подготовительных работ по резке труб и снятию фасок
под сварку рекомендуется применять переносные труборезы ПТМ 14-60/220
и ПТМ 57-108/220 с электроприводом на 220В производства завода спец-
оснастки, г. Москва.
Техническая характеристика трубореза ПТМ 14-60 (ПТМ 57-108) при-
водится ниже:
1. Диаметр обрабатываемых труб, мм................ 14-60 (57-108)
2. Толщина стенок труб, мм .................................до 10
3. Частота вращения планшайбы при номинальной
потребляемой мощности, об/мин......................48 ± 5 (36 ± 5)
448
Глава 16
4. Скорость резания, м/мин..........................2,1-9,0 (6,6-12,2)
5. Производительность при толщине стенки
обрабатываемой трубы от 3 до 10 мм, рез/час.............15-10 (14-9)
6. Привод:
электродвигатель, тип.......................однофазный, коллекторный
КНП-750/220-15У2
ТУ 22-1174-09-85
номинальная мощность, Вт................................1100
полезная мощность, Вт ..................................750
род тока........................................ переменный
ток, А не более.......................................... 5
частота тока, Гц..............................................50
напряжение, В................................................220
режим работы S3...........................................ПВ-25%
класс защиты от поражения
электротоком по ГОСТ 12.2.013.0-91............................II
7. Габаритные размеры, мм
длина....................................................... 475 (525)
ширина................................................. 170(220)
высота.................................................. 240 (265)
8. Масса, кг............................................ 13,6(16,3)
Диаметр зажимаемых труб, мм
9. Размеры роликов, мм
34 ..............................................- (57-76)
32,5............................................. 14-21 (-)
29 .............................................. 22-28 (-)
25 ........................................... 25-36(71-85)
19 ........................................... 37-48 (83-97)
11 ........................................... 53-60(99-108)
Труборез переносной модели ПТМ 14-60/220 (ПТМ 57-108/220) со-
стоит из резцовой головки и электропривода со встроенным редуктором.
Отрезка труб и снятие фаски производится одновременно двумя резцами
(отрезным и фасочным), закрепленными в резце держателях.
Раздел IV
Смазка и горюче-смазочные
материалы
Глава 17
Виды смазочных материалов и методы
смазывания
Одним из важнейших условий работы подшипника является правиль-
ная смазка его. Недостаточное количество смазочного материала или непра-
вильно выбранный смазочный материал неизбежно приводит к преждевре-
менному износу подшипника, к сокращению срока его службы. Смазка
определяет долговечность подшипника не в меньшей мере, чем материал
его деталей. Особенно возросла роль смазки с повышением напряженности
работы узла трения — с повышением частот вращения, нагрузок и в первую
очередь температуры, обуславливающей долговечность смазочного матери-
ала в подшипнике.
Правильный выбор метода смазывания важен и в отношении энергети-
ческих потерь на преодоление внутреннего трения смазочного материала.
Смазочный материал выполняет следующие многоцелевые функции:
1. уменьшает коэффициент трения, усталость и износ контактирующих
поверхностей качения вследствие надежного их разделения прочной
масляной пленкой;
2. упорядочивает износ контактирующих поверхностей, исключая зади-
ры и заедание;
3. уменьшает трение скольжения между поверхностями качения, возни-
кающие вследствие их упругой деформации под действием нагрузки
при работе подшипника;
4. служит в качестве охлаждающей среды; способствует равномерному
распределению тепла, образующегося при работе подшипника, по все-
му подшипнику и предотвращает этим развитие высокой температуры
внутри подшипника;
5. уменьшает трение скольжения, возникающего при осевом перемеще-
нии наружного или внутреннего колец вдоль посадочного места при
452
Глава 17
регулировании осевой игры в подшипнике, а также температурных
удлинениях вала;
6. защищает подшипник от коррозии;
7. выполняет роль уплотняющего материала;
8. уменьшает в работающем подшипнике шум;
9. поглощает энергию ударов вследствие упругих свойств масляной
пленки.
Для смазывания подшипников качения применяются в основном два
вида смазочных материалов: жидкие (смазочные масла) и пластичные ма-
зеобразные. Каждый вид смазочных материалов имеет свои преимущества
и недостатки. Выбор того или иного вида смазочного материала зависит от
режимов и условий работы подшипника и должен производиться с учетом
конструкции подшипникового узла, типоразмера подшипника и режима его
работы (частота вращения, нагрузка, температура); условий окружающей
среды, в которой работает подшипник (температура, влажность, наличие
агрессивных веществ); специальных требований, которым должен удовле-
творять подшипник (в отношении момента трения, длительной работы без
смены смазки, ограничения температуры).
Смазочные масла наиболее приемлемы для подшипников качения, по-
этому во всех случаях, где это возможно, следует их применять. Суще-
ственное преимущество смазочных масел перед пластичными смазочными
материалами заключается в том, что они легче проникают к поверхностям
трения, значительно снижая опасность наступления масляного «голодания»,
которое может иметь масло при применении пластичных смазочных мате-
риалов. Кроме того, пользуясь проточной или циркулярной системой сма-
зывания маслом, удается отвести от подшипника образующуюся при его
работе теплоту и удалить продукты износа.
Однако на практике стараются по возможности использовать пластич-
ные смазочные материалы, так как техника их применения проще, они не
требуют сложных уплотнительных устройств, благодаря чему удается из-
бежать в уплотнениях трения, приводящего к потере мощности механизма,
и требуют меньших затрат на обслуживание механизма (не нужно посто-
янно наблюдать за процессом смазывания узла). При остановке механизма
они в противоположность маслам не вытекают из подшипника, а удержи-
ваются в нем и даже уплотняют узел, изолируя его от внешней среды. Эти,
Виды смазочных материалов и методы смазывания 453
а также другие преимущества пластичных смазочных материалов настолько
значительны, что позволяют пренебречь износом подшипника при приме-
нении пластичных смазочных материалов выше, чем при работе с маслами,
вследствие того, что в них происходит оседание абразивных частиц.
Смазывание маслом приходится применять только в том случае, ели
этого требуют особые условия работы подшипникового узла, например,
необходим отвод тепла от подшипника, рядом расположенные узлы трения
смазываются маслом (например, зубчатые колеса), в труднодоступных для
смены смазочного материала узлах трения, когда необходим постоянный
контроль за наличием смазочного материала, при высоких числах оборотов,
при которых пластичный смазочный материал выбрасывается из подшип-
ника. Смазывание маслом рекомендуется применять также в узлах с ревер-
сивным движением подшипника при больших частотах вращения, в узлах
с игольчатыми подшипниками.
Глава 18
Минеральные и синтетические масла
1. Общие сведения
Жидкие смазочные материалы (минеральные масла) получают из мазу-
тов — отстатков первичной переработки нефти; после перегонки и очистки
масла приобретают необходимые эксплуатационные свойства, в частности,
стабильность против окислительного действия кислорода воздуха. Улуч-
шение отдельных сортов и марок минеральных масел, применяемых для
смазки подшипников качения, достигается добавлением в небольших коли-
чествах (от 0,01 до 10%) различных химических соединений — присадок.
Присадки уменьшают износ рабочих поверхностей качения, снижают по-
тери на трение и усиливают смазочные свойства масел (особенно в под-
шипниках, работающих с большими нагрузками, так как прочность масля-
ной пленки в зоне контакта поверхностей качения является в этих случаях
одним из основных условий нормальной работы механизма). Применяют
присадки также для повышения вязкости и улучшения вязкостно-темпера-
турных свойств масел, для тяжело нагруженных механизмов, работающих в
условиях большого перепада температур, для улучшения подвижности ма-
сел при низких температурах, для большей устойчивости против действия
кислорода воздуха, для работы при повышенных температурах.
Минеральные масла обладают существенным недостатком: они рабо-
тоспособны только в узком температурном диапазоне. При температуре ни-
же —20°С большинство масел застывает, а при нагревании выше 150-200°С
масла испаряются и окисляются. Этих недостатков лишены многие синте-
тические смазочные материалы.
Хорошими эксплуатационными свойствами обладают синтетические
смазочные масла на основе эфиров, спиртов, а также кремнийорганических
соединений. Созданы смазочные материалы на основе фтора и хлора. При-
менение синтетических масел ограничено высокой стоимостью. Использу-
ют их сейчас только там, где другие удовлетворительно работать не могут.
В перспективе область их применения будет существенно расширяться.
1. Общие сведения
455
Минеральные масла более стабильны, чем пластические смазки; их
могут применять при более высокой частоте вращения (в частности, для
систем смазки с помощью тумана и впрыскивания в опорах с высоко-
скоростными подшипниками качения), они могут в течение длительного
времени работать при высоких температурах, не теряя при этом смазоч-
ных свойств. Минеральные масла употребляются при весьма низких тем-
пературах, не проявляя склонности к заметному загустеванию и не вызы-
вая больших энергетических потерь мощности двигателя на перемешива-
ние.
Минеральные масла по сравнению с пластичными смазками облада-
ют значительно меньшим внутренним трением, что обуславливает возмож-
ность их применения в высокоточных приборах, чувствительных к повы-
шенному трению в опорах, обеспечивают возможность смены смазки без
разборки подшипникового узла, позволяют применять системы циркуляци-
онной подачи (обеспечивая при этом интенсивный отвод тепла от опоры)
и фильтрации смазки.
Недостатки минеральных масел заключаются в том, что масла могут
вытекать из корпусов; это вызывает необходимость применения более слож-
ных уплотнительных устройств, а также приводит к более частому попол-
нению подшипникового узла смазкой.
К основным параметрам, характеризующим работоспособность масел
относятся вязкость (или внутреннее трение), антиокислительная стабиль-
ность, температура застывания, температура вспышки.
Вязкостью называется свойство масел оказывать сопротивление пере-
мещению одной ее части относительно другой под влиянием приложенной
внешней силы. Вязкость — основной параметр, характеризующий способ-
ность масла обеспечивать жидкостную смазку поверхностей качения. Вяз-
кость минеральных масел выражается в единицах динамической (в пузах),
кинематической (в стоксах) и условной вязкостей. Динамическая вязкость
р — это сила сопротивления, оказываемая жидкостью при перемещении
одного слоя относительно другого со скоростью 1см/с при площади каж-
дого слоя 1 см2 и расстоянии между ними 1 см. В системе единиц СИ
динамическая вязкость имеет размерность Па-с. Для сравнения можно ука-
зать, что вязкость воды при 20°С равна примерно 0,1 Па-с. Кинематическая
вязкость у представляет собой отношение динамической вязкости к плот-
ности р жидкости:
456
Глава 18
Величина кинематической вязкости, равная 1 см2/с, называется сток-
сом (Ст). В технике, чаще пользуются показателем кинематической вязко-
сти, выраженным в сотых долях стокса (мм2/с) — сантистоксах (сСт), т. е.
1 Ст= 100мм2 = 100 сСт
В зависимости от условий работы масел их вязкость нормируют при
разной температуре: моторные — при 100°С, индустриальные — при 50°С,
трансмиссионные — 100°С, компрессорные — 100°С, турбинных — 50°С,
электроизоляционные — 50°С и 20°С.
Вязкость увеличивается с понижением температуры и уменьшается
с ростом температуры.
Вязкостно-температурное качество масла тем выше, чем уже диапазон
его вязкости с изменением рабочей температуры. Оно оценивается индексом
вязкости.
Не вдаваясь в сложности определения этого показателя, для практи-
ческой достоверности допускают индекс по соотношению кинематической
вязкости при 50 и 100°С. Приближенную величину вязкости (в сантисток-
сах) для температуры в пределах 30-190°С (зная вязкость при 50°С) можно
определить по формуле
65,67
Щ = ^50-^----•
Значения коэффициента K„t при различных рабочих температурах: t =
= 30°С-К,зо = 17,4; 32-20,55; 34-24,11; 36-27,95; 38-32,15; 40-36,78; 42-
41,73; 44-47,11; 48-59,02; 50-65,67; 52-72,71; 54-80,2; 58-96,58; 60-105,5;
62-114,9; 64-124,8; 66-135,1; 68-146,0; 70-157,7; 72-169,5; 74-181,0; 76-
195,0; 78-208,5; 80-222,9; 85-260,9; 90-302,6; 95-348,5; 100-398,0.
Кроме этого, зависимость вязкости масла от температуры выражается
эмпирическим уравнением Вальтера
lg Ш + 0,8) = А - Вlg(t + 273,2),
где: Vt — кинематическая вязкость при искомой температуре, сСт (мм2/с);
t — температура, °C;
А и В — постоянные, зависящие от химического состава масел (обыч-
но, А = 0,8-0,9; В = 3,0-4,5).
Особенно важное значение индекс вязкости имеет для современных
моторных и гидравлических масел, предназначенных для зимней или всесе-
зонной эксплуатации. У лучших образцов масел значение индекса вязкости
около 150.
1. Общие сведения
457
Зачастую у минеральных масел недостаточно хорошие вязкостно-тем-
пературные свойства: если обеспечивается жидкостное трение при рабочей
температуре, то трудно запустить агрегат в холодное время и наоборот; ин-
декс вязкости не превышает 80-90. Индекс вязкости повышают введением
вязкостных (загущающих) присадок в маловязкие масла. Такие масла назы-
вают загущенными. Введением загущающей присадки (повышающей вяз-
кость при высокой температуре) в маловязкое масло получают загущенное
масло, вязкостно-температурная характеристика которого обеспечивает как
легкий пуск, так и надежную режимную работу. При высокой температуре
вязкость масла в результате введения загустителей возрастает в 1,5-2 раза,
а при низкой (например, —18°С) увеличивается не более чем на 15-20%.
Антиокислительная стабильность. Чем выше температура масла
и чем больше длительность пребывания постоянного объема смазки в под-
шипниковом узле, тем интенсивнее происходит процесс окисления масла.
При повышении температуры (60-70°С) в соединение с кислородом всту-
пают наименее устойчивые углеводороды, масло темнеет, образуются раз-
личные кислые и нейтральные соединения (смолистые вещества), которые
присутствуют в масле в растворенном состоянии. Постепенно, особенно
при повышении температуры, образуются продукты более глубокого окис-
ления, которые в масле нерастворимы или ограниченно растворимы, они
выделяются в виде осадков, лаков, нагаров. Установлено, что при повы-
шении температуры с 50 до 150°С, при прочих равных условиях, скорост
окисления возрастает в 1700 раз. При температуре от 150°С и выше процес-
сы окисления протекают очень интенсивно; при температуре свыше 300°С
одновременно с реакциями окисления происходит термическое разрушение
углеводородов масел.
Способность масел противостоять окислению при повышенной темпе-
ратуре называют термоокислительной стабильностью.
Для повышения устойчивости масел к окислению в них нередко до-
бавляют антиокислительные присадки (ингибиторы окисления). Ингиби-
рующее действие таких присадок связано со способностью их пассивиро-
вать металлические поверхности, снижая их каталитическое воздействие на
процесс окисления, а также разлагать гидроперекиси, тормозя тем самым
процесс окисления.
Температура застывания характеризует подвижность масла при низ-
ких температурах. При снижении подвижности масла вследствие охлажде-
ния возрастает его вязкость, затрудняется прокачка его в системах цир-
куляции. Чем меньше содержание парафиновых углеводородов, тем ниже
458
Глава 18
температура застывания. Однако глубокое удаление парафина при произ-
водстве зимних масел экономически не выгодно. Температуру застывания
понижают применением депрессоров.
Температура вспышки. В общем случае, чем легче масло, т. е. чем
больше в нем содержится летучих частиц, тем ниже температура вспышки,
характеризующая степень безопасности применения данного масла. По это-
му показателю повышенные требования к маслам, применяемым для смаз-
ки «горячих» механизмов. Например, компрессоры, компрессорное масло
в процессе работы непосредственно соприкасается с нагретым до высокой
температуры сжатым воздухом и должно поэтому обладать способностью
противостоять его химическому воздействию. Такое масло должно быть
высокоочищенным, маслосмолистым, не содержащим нестабильных соеди-
нений, т. е. иметь малую испаряемость и высокую температуру вспышки.
2. Классификация и назначение масел
В зависимости от конструкции, технологии изготовления и условий
работы узла трения или агрегата (в том числе скорости, рабочей темпе-
ратуры, нагрузки, агрессивности среды) необходимы масла, обладающие
определенными эксплуатационными свойствами.
Ниже приводится классификация и назначение масел.
1. Моторные масла:
1.1. для карбюраторных двигателей — карбюраторные двигатели раз-
личного уровня форсирования (легковые, грузовые автомобили,
мотоциклы, пусковые двигатели и др.);
1.2. для дизелей — средне- и высокофорсированные дизели буро-
вых установок, передвижных электростанций, тракторов, боль-
шегрузных автомобилей;
1.3. для авиационных двигателей — поршневые и газотурбинные дви-
гатели самолетов, вертолетов.
2. Трансмиссионные масла — механические, гидромеханические переда-
чи.
3. Гидравлические масла — гидросистемы навесного оборудования сель-
скохозяйственной, землеройной, землепроходческой техники, станций
2. Классификация и назначение масел
459
гидравлического управления металлорежущих станков, превенторных
установок, гидроманипуляторов.
4. Индустриальные масла:
4.1. общего назначения — узлы и механизмы промышленного обору-
дования;
4.2. для скоростных механизмов — скоростные металлорежущие
станки, центрифуги, сепараторы;
4.3. для гидросистем промышленного оборудования — гидравличе-
ские системы металлорежущих станков, автоматических линий;
4.4. для зубчатых передач промышленного оборудования — цилин-
дрические, червячные, конические передачи прокатных станов,
привода буровых установок, тяжелых станков, конвейеров, шахт-
ных механизмов, мельниц и др.;
4.5. специального назначения — ограниченное применение синтети-
ческих масел с присадками;
4.6. вакуумные — вакуумные насосы;
4.7. цилиндровые — нагретые части паровых машин.
5. Турбинные масла — смазывание и охлаждение подшипников турбо-
агрегатов.
6. Компрессорные масла:
6.1. для поршневых и ротационных компрессоров — цилиндры, кла-
паны, шатунно-кривошипные механизмы компрессоров высоко-
го и низкого давления;
6.2. для компрессоров холодильных машин — детали компрессоров,
непрерывно соприкасающиеся с холодильным агентом (аммиак,
углекислый газ, фреон и т. д.).
7. Электроизоляционные масла:
7.1. трансформаторные;
7.2. конденсаторные;
7.3. кабельные — жидкие диэлектрики для изоляции токонесущих
частей электрооборудования, отвод тепла.
460
Глава 18
8. Приборные масла — детали различных боров, контрольно-измеритель-
ной аппаратуры.
Для удовлетворения разнообразных потребностей нефтеперерабаты-
вающая промышленность изготавливает около 6000 марок масел и сма-
зок. Такой большой ассортимент создает серьезные трудности при хра-
нении, транспортировании нефтепродуктов, заправки техники. Учитывая
это, необходима программа унификации смазочных материалов. Действует
ГОСТ 26191-84 «Масла, смазки и специальные жидкости. Ограничитель-
ный перечень и порядок назначения». В соответствии с ним определен
перечень продуктов, которые не допускаются к применению в технике
и должны быть заменены перспективными унифицированными сортами.
Требования стандарта обязательны для разработчиков всех видов техни-
ки, которые должны выбрать ассортимент масел и смазок для конкретных
машин, механизмов из рекомендованных для данного вида техники и со-
ставить на основании его химмотологическую карту по ГОСТ 25549-82.
У нефтяников эта карта называется «карта смазки механизмов буровой
установки», содержание которой приводится при описании эксплуатации
механизмов.
В карте для каждого самостоятельного узла, механизма указаны основ-
ной сорт смазочного материала, заменитель, сроки их замены (добавки),
заправочная емкость (норматив первоначальной закачки (закладки) и до-
бавки). Утвержденную в установленном порядке эту карту следует вклю-
чать в технические условия на изготовление техники и в эксплуатационныу
документацию, так как по ней эксплуатационник производит расчет, за-
каз и получение материалов. Правильно составленные химмотологические
карты (карты смазок) и их обязательное использование при эксплуатации
позволяют уменьшить ассортимент масел и смазок, исключить их исполь-
зование не по назначению, повысить эффективность технического обслу-
живания и снизить стоимость эксплуатации техники.
3. Классификация и назначение присадок к маслам
Присадки — это сложные органические или металлоорганические со-
единения, которые вводят в масла для улучшения их эксплуатационных
свойств.
Присадки добавляют в трансмиссионные, гидравлические, индустри-
альные, трансформаторные и другие масла, в пластичные смазки. Особенно
3. Классификация и назначение присадок к маслам
461
широко их используют в моторных маслах, которые без присадок не вы-
рабатывают. В зависимости от назначения и условий работы смазочных
материалов концентрация присадок колеблется от сотых долей до десят-
ков процентов. В некоторые масла, например моторные, гидравлические,
добавляют композицию, состоящую из 4-6 присадок.
Присадки должны обладать высокой эффективностью, полностью рас-
творяться в маслах, не выпадать в осадок при длительном хранении в ши-
роком диапазоне температуры, не задерживаться маслоочистительными
устройствами, не растворяться в воде, не ухудшать физико-химические по-
казатели качества масел. Практически не все эти требования можно вы-
полнить в полной мере. При введении присадок образуется, как правило,
не истинный, а коллоидный раствор, обладающий ограниченной стабиль-
ностью. Металлоорганические соединения повышают зольность и коксуе-
мость масел. Иногда присадки повышают начальное кислотное число, в то
же время антикоррозионные свойства масла значительно улучшаются, т. к.
ингибируется процесс накопления коррозионно-активных соединений.
При введении присадки часто улучшается не одно, а одновременно
несколько свойств масел.
Например, присадка ДФ-11 улучшает антиокислительные и противо-
износные свойства.
Составление композиций присадок является сложным процессом, так
как при смешивании различных соединений их эффективность может вза-
имно усиливаться или ослабевать. По этой причине нежелательно смеши-
вание масла с различными присадками, так как эксплуатационные свойства
смеси могут ухудшиться.
Ниже приводится классификация и назначение присадок к маслам со
следующей схемой записи: наименование присадки, ее концентрация в % —
назначение — основные марки присадок.
1. Моюще-диспергирующие, 3—15%, — снижают интенсивность нагаро -
и лакообразования на деталях цилиндропоршневой группы двигате-
лей; моющие адсорбируют продукты старения масел; диспергирую^
щие поддерживают их в токодисперсном состоянии, — сульфонаты
кальция и бария: С-150, ПМСЯ, СБ-3; алкилфенольные, содержащие
серу, кальций, барий: ЦИАТИМ-339, ВНИИНП-360, ИХП-101, БФК;
соли алкилсалициловой кислоты: АСК, АСБ, МАСК.
2. Антиокислительные, до 1%, — ингибиторы окисления; задерживают
накопление продуктов окисления, прерывая реакции — низко- и высо-
462
Глава 18
котемпературные; низкотемпературные (ионол, п-оксидифиниламин)
для трансформаторных, индустриальных, турбинных масел; высоко-
температурные (дитифосфаты цинка ДФ-11) для моторных масел.
3. Противозадирные и противоизносные, до 1,5-2,0%, — противоизнос-
ные уменьшают износ при невысокой нагрузке за счет повышения
пластичности поверхностных слоев металла; противозадирные повы-
шают нагрузку заедания (сваривания) — органические соединения, со-
держащие серу, фосфор, хлор: ДФ-11, ДФ-1, ЭФО, ЛЗ-ЗО9/2, ЛЗ-6/9,
ЛЗ-23К.
4. Антикоррозионные, концентрация зависит от вида масла, — снижа-
ют химический (коррозионный) износ металла за счет образования
защитной пленки или нейтрализации продуктов окисления — эфир
алкенилянтарной кислоты (В 15/41), нитрованные базовые масла с до-
бавлением стеарина (АКОР-1), многокомпонентные концентраторы
присадок (КП).
5. Вязкостные, до 3%, — в маловязкое масло с хорошими вязкостно-тем-
пературными свойствами вводят высокомолекулярные соединения,
повышающие вязкость при работе (высокой) температуре — полии-
зобутилены: КП-5, КП-10, КП-20; полиметакрилаты: В-1, В-2.
6. Депрессорные, 0,5-1,0%, — понижают температуру застывания масел
за счет образования на кристаллах высокозастывающих углеводоро-
дов пленок: прекращается рост кристаллов, потеря текучести проис-
ходит при более низкой температуре — продукт конденсации нафта-
лина АЗНИИ, взаимодействия хлорированного парафина с фенолом
АЗНИИ — ЦИАТИМ-1, раствор алкилфенолята кальция в масле АФК,
полиметакрилат Д.
7. Противопенные, 0,02-0,05%, — кремнийорганические соединения,
снижающие поверхностное натяжение и уменьшающие стабильность
пены — полиметалсилоксан ПМС-200А.
Способность масла обеспечивать необходимую чистоту деталей дви-
гателей, поддерживая продукты окисления и загрязнения во взвешенном
состоянии, называют моющим свойством. Чем выше моющие свойства,
тем меньше нагаров и лаков накапливается на деталях цилиндропоршневой
группы и тем больше может находиться в масле в устойчивом состоянии
4. Классификация моторных масел
463
взвешенных продуктов загрязнения, которые циркулируют с маслом, не оса-
ждаясь на нагретых деталях. Для получения таких свойств, улучшающих
эксплуатационные качества, в масла вводят моюще-диспергирующие при-
садки. Молекулы присадки, вклиниваясь в поверхности частиц, разрушают
их. Когда масло попадает на поверхность нагара, то молекулы присадки
проникают между металлом и отложениями, прочность нагара уменьшает-
ся, он начинает разрушаться. При правильном выборе типа присадки и ее
концентрации обеспечивается необходимая чистота деталей, увеличивается
межремонтный период двигателя.
Противоизносные свойства — это способность масел уменьшать из-
нос трущихся поверхностей, повышая долговечность работы механизма,
снижать затраты энергии на преодоление трения. Для повышения долговеч-
ности механизмов рекомендуется применять масла с высокими смазываю-
щими свойствами, что достигается подбором химического состава масла,
а также введением в него противоизносных и противозадирных присадок.
В свежих маслах коррозионно-агрессивные продукты (активные сер-
нистые соединения, минеральные кислоты и щелочи, вода) отсутствуют.
В процессе работы масло окисляется, в нем накапливаются органиче-
ские кислоты, перекиси, смолистые вещества, которые, соприкасаясь с про-
дуктами сгорания, образуют коррозионно-активные оксиды серы и кисло-
ты; защитная пленка масла разрушается; вскрывается металл деталей, на
поверхности появляются темные пятна окисления, которые углубляются
и переходят в раковины, трещины, выкрашивание металла. Если в масле
содержится достаточное количество антикоррозионной присадки, то разру-
шенная пленка восстанавливается вновь. Процессы разрушения и восста-
новления протекают одновременно до тех пор, пока в масле содержится
активная несработавшаяся присадка.
4. Классификация моторных масел
Условия эксплуатации, рабочие режимы авиационных, тракторных, ав-
томобильных, судовых, тепловозных передвижных электростанций, буро-
вых установок, агрегатов и других двигателей существенно отличаются друг
от друга. Поэтому для каждого типа двигателя требуется масло, обеспечи-
вающее надежную, экономичную и долговечную работу.
Как правило, автомобильная, тракторная и буровая техника эксплуа-
тируется круглосуточно на открытом воздухе, в том числе и при отрица-
464 Глава 18
тельной температуре (иногда до —40-50°С). Необходимость обеспечивать
надежный запуск в таких условиях создает свои специфические трудности
как при производстве, так и при использовании смазочных материалов.
Моторные масла выполняют несколько функций:
1. как и все смазочные материалы, они уменьшают затраты на преодо-
ление трения и снижают износ трущихся поверхностей;
2. отводят теплоту от нагревающихся деталей;
3. предохраняют детали от коррозионного разрушения;
4. очищают поверхности от накапливающихся продуктов загрязнения
как органического (различные углеродистые вещества), так и мине-
рального (кварциты, глиноземы, минеральные соли) происхождения;
5. герметизируют сопряжения цилиндр — кольцо — поршень.
Несмотря на имеющуюся существенную разницу в эксплуатационных
свойствах различных моторных масел, требования, которым они должны
отвечать, одинаковы.
Моторные масла должны:
1. при всех режимах работы двигателя бесперебойно поступать к тру-
щимся и охлаждаемым поверхностям;
2. обеспечивать наименьшие износ деталей двигателей и затраты мощ-
ности на преодоление трения;
3. при длительной работе быть устойчивыми к действию высокой тем-
пературы и образовывать возможно меньшее количество нагаров и ла-
ков, а также низкотемпературных отложений (шламов) на стенках мас-
лоприемника, маслопроводах, картере;
4. предохранять трущиеся поверхности от коррозионного разрушения;
5. иметь оптимальный фракционный состав, обеспечивающий мини-
мальный расход на угар;
6. обладать высокой стабильностью, сохранять эксплуатационные свой-
ства в процессе транспортирования и длительного хранения.
4. Классификация моторных масел
465
Система обозначения моторных масел определена ГОСТ 17479.1-85
и включает в себя букву М (моторное), число, характеризующее класс вяз-
кости, и букву, обозначающую принадлежность масла к группе по эксплу-
атационным свойствам. Дробные классы (загущенные масла с улучшенны-
ми вязкостно-температурными свойствами) указывают, что по вязкости при
температуре — 18°С масло соответствует классу, указанному в числителе,
а по вязкости при 100°С — классу, указанному в знаменателе.
В зависимости от области применения моторные масла подразделяются
на группы. При этом маслам для карбюраторных двигателей присваивают
индекс 1, а для дизелей — 2. Универсальные масла, предназначенные для
использования как в дизелях, так и в карбюраторных двигателях одного
уровня форсирования, индекса в обозначении не имеют. Масла различных
групп отличаются концентрацией и эффективностью введенных присадок.
Примеры обозначения моторных масел:
М-8В1 — моторное масло, класса вязкости 8, предназначено для сред-
нефорсированных карбюраторных двигателей;
М-ЮГ2 — моторное масло, класса вязкости 10, для высокофорсирован-
ных дизелей без наддува;
M-63/IOB — моторное масло, класса вязкости 63/Ю (имеет кинематиче-
скую вязкость при ~18°С — 10400 сСт (мм2/с) и при 100°С — 9,5-11,5 сСт),
универсальное для среднефорсированных карбюраторных двигателей и ди-
зелей.
До введения ГОСТ 17479.1-85 на систему обозначения масел действо-
вал отмененный ГОСТ 17479-72, предусматривающий несколько иную мар-
кировку масел. Например, М-4з/6-В1 (АСЗп-6): М-4з/6-В1 — обозначение
масла по ГОСТ 17479.1-85; АСЗп-6 — то же самое масло, обозначение по
отмененному ГОСТ 17479-72 г.
Ниже приводятся показатели качества моторных масел фирмы Лукойл
(614068, г. Пермь, ул. Ленина, 77).
1. Масла моторные для автотракторных дизелей марки М-8Г2
и М-10Г2 по ГОСТ 8581-78 применяются для высокофорсированных ав-
тотракторных дизелей отечественного и зарубежного производства без над-
дува или с умеренным наддувом в летний и зиний период эксплуатации:
М-8Г2 — преимущественно при зимней эксплуатации; М-ЮГ2 — в лет-
ний и зимний период эксплуатации при температуре окружающего воздуха
до -10°С.
Эти масла приготовлены из высокоочищенных базовых масел с добав-
лением антиокислительных, антикоррозионных и моющих присадок, поэто-
466
Глава 18
Классы вязкости моторных масел:
класс вязкости кинематическая вязкость, сСт
при 100°С при -18°С
Зз 3,8 1250
4з 4,1 2600
53 5,6 6000
6з 5,6 10400
6 5,6-7,0 —
8 7,0-9,5 —
10 9,5-11,5 —
12 11,5-13,0 —
14 13,0-15,0 —
16 15,0-18,0 —
20 18,0-23,0 —
Зз/8 7,0-9,5 1250
4з/6 5,6-7,0 2600
4з/8 7,0-9,5 2600
43/10 9,5-11,5 2600
53/10 9,5-11,5 6000
5з/12 11,5-13,0 6000
5з/14 13,0-15,0 6000
бз/Ю 9,5-11,5 10400
б3/14 13,0-15,0 10400
63/16 15,0-18,0 10400
му имеют хорошие антиизносные и антикоррозионные свойства, высокую
термоокислительную стабильность.
Показатели качества этих масел (М-8Гг)-(М-0Г2):
а) кинематическая вязкость сСт (мм2/с) при 100°С в пределах
(8±0,5)-(11,0±0,5);
б) температура вспышки в открытом тигле, °C, не ниже (200)-(205);
в) температура застывания, °C, не выше (—25)-(--15);
г) зольность сульфатная, %, не более (1,65)-(1,65).
2. Масла моторные для автотракторных дизелей марки М-8Г2К
и М-ЮГгК (высший сорт) по ГОСТ 8581-78 применяются в качестве основ-
ного сорта масла для двигателей КАМАЗ всех модификаций, автобусов
4. Классификация моторных масел 467
Группы моторных масел по эксплуатационным свойствам
А — Нефорсированные карбюраторные двигатели и дизели.
Б1 — Производство масел этой группы прекращено.
Б2 — Малофорсированные дизели.
Bi — Среднефорсированные карбюраторные двигатели, работающие
в условиях, способствующих окислению масла и образованию всех
видов отложений.
В2 — Среднефорсированные дизели, предъявляющие повышенные требова-
ния к антикоррозионным, противоизносным свойствам масел и склон-
ности к образованию высокотемпературных отложений.
Г1 — Высокофорсированные карбюраторные двигатели, работающие в тя-
желых эксплуатационных условиях, способствующих окислению мас-
ла, образованию всех видов отложений, коррозии и ржавлению.
Гг — Высокофорсированные дизели без наддува или с умеренным надду-
вом, работающие в эксплуатационных условиях, способствующих об-
разованию высокотемпературных отложений.
Д — Высокофорсированные дизели с наддувом, работающие в тяжелых
эксплуатационных условиях, или когда применяемое топливо требу-
ет использования масел с высокой нейтрализующей способностью,
антикоррозионными и противоизносными свойствами, малой склон-
ностью к образованию всех видов отложений.
Е — Лубрикаторные смазочные системы цилиндров дизелей, работающих
на топливе с высоким содержанием серы.
«Икарус», тракторов К-700 и имеют повышенные показатели: температуру
вспышки — (210°С)-(220оС) и температуру застывания — (—30°С)-(—18°С)
соответственно для масел — (М-8Г2К)-(М-10Г2К).
3. Масла моторные для карбюраторных двигателей марки М-8В
(по ГОСТ 10541-78) и М-8В (И) по ТУ 0253-015-00219158-95 применяются:
М-8В — всесезонное моторное масло для срсднсфорсированных кар-
бюраторных двигателей легковых и грузовых автомобилей;
М-8В(И) — масло для всесезонной эксплуатации среднефорсированных
карбюраторных двигателей легковых и грузовых автомобилей и в качестве
зимнего в автомобильных дизелях наддува.
Показатели качества этих масел (М-8В)-(М-8В(И):
а) кинематическая вязкость, сСт, при 100°С, (7,5-8,5)-(8,5-9,5);
в) зольность сульфатная, %, не более (0,95)-(0,95).
468
Глава 18
4. Масла моторные универсальные полусинтетические Лукойл
Люкс по ТУ 0253-088-00148636-97, (SAE 5W40) API SF/CF-4 и (SAE 5W3O)
API SF/CF-4 применяются для карбюраторных и дизельных двигателей
легковых автомобилей при температуре окружающего воздуха от —40°С
до +5°С.
Масла обладают повышенной противоокислительной стабильностью,
улучшенными противоизносными свойствами, обеспечивают защиту от от-
ложений и коррозии.
Основные показатели качества этих масел (SAE 5W30)-(SAE 5W40):
а) кинематическая вязкость, сСт, при 100°С в пределах (9,3-12,5)-
(12,5-16,5);
б) температура застывания, °C, не выше (—40)-(—40);
в) температура вспышки в открытом тигле, °C, не ниже (200)-(200);
г) зольность сульфатная, %, не более (1,2)-(1,2);
д) масла совместимы при смешивании с аналогичными маслами.
5. Масла моторные универсальные полусинтетические Лукойл-
Арктик-2 по ТУ 0253-078-00148636-97, (SAE 5W40) API CF-4/SG
и (SAE 5W3O) API CF-4/SG применяются для дизельных и карбюраторных
высокофорсированных, в том числе с турбонадувом, двигателей при низко-
температурных зимних условиях; гарантируется свободный запуск двига-
теля при температуре окружающего воздуха ниже 25°С.
Эти масла представляют собой смесь глубокоочищенного средневяз-
кого компанента смазочного масла с масляной фракцией гидрокрекинга и
многофункциональным пакетом присадок фирмы «Шелл» и имеют следу-
ющие основные показатели (SAE 5W40)-(SAE 5W30):
а) кинематическая вязкость, сСт, при 100°С в пределах (12,5-16,3)-
(9,3-12,5);
б) температура застывания, °C, не выше (—40)-(—40);
в) температура вспышки в открытом тигле, °C, не ниже (200)-(200);
г) зольность сульфатная, %, не более (1,4)-(1,4);
д) испаряемость по НОАК, %, не более (13)—(13).
6. Масла моторные универсальные всесезонные:
Велс-1 (SAE 10W30) API CF/CC) по ТУ 0253-072-00148636-95 приме-
няются для карбюраторных и дизельных двигателей легковых автомобилей
и микроавтобусов в зимний и летний период эксплуатации.
Велс-Супер (SAE 15W40) API CD/SF) по ТУ 0253-072-00148636-95
применяются для дизельных высокофорсированных карбюраторных дви-
5. Классификация трансмиссионных масел 469
гателей автомобилей отечественного и импорного производства в зимний
и летний период эксплуатации.
Велс-Норд-Луб (SAE 10W30) API CF/SG) по ТУ 0253-07800148636-96
применяется также как масло Велс-Супер; имеет хорошие антиизносные,
антикоррозионные и моющие свойства, что обеспечивает повышенный срок
службы и минимальное нагарообразование; масла совместимы при смеши-
вании с аналогичными маслами.
Велс-Супер-Турбо (SAE 15W40) API CE/SG) по ТУ 0253-07800148636-96
применяется также как масло Велс-Супер.
В приведенной последовательности перечисления масла типа Веле
должны иметь показатели качества в норме:
а) кинематическая вязкость, сСт, при 100°С в пределах (9,3-12,5);
(12,5-16,3); (9,3-12,5); (12,5-16,3);
б) температура застывания, °C, не выше (—35; —35; —35; —35);
в) температура вспышки в открытом тигле, °C, не ниже (205; 210; 190;
210);
г) зольность сульфатная, %, не более (1,0; 1,3; 1,4; 1,3).
7. Масла моторные универсальные всесезонные Лукойл Супер
(SAE 15W40) API CF-4/SG) по ТУ 0253-075-00148636-95 применяются для
высокофорсированных, в том числе и с турбонадувом, дизельных и карбю-
раторных двигателей автомобилей зарубежного производства.
Показатели качества такие же как и у масел типа Велс-Супер-Турбо.
5. Классификация трансмиссионных масел
Трансмиссионные масла работают в специфических условиях. Трущие-
ся поверхности деталей зубчатых передач подвергаются действию высоких
удельных нагрузок — до 1500-2000 МПа, в гипоидных — более 2500 МПа.
Скорости скольжения (2,5-3 м/с) и рабочая температура (обычно 80-100°С)
сравнительно невысокие. Однако в местах контакта зубчатых зацеплений
в результате кратковременного местного нагрева температура значительно
больше (250°С и выше). При этом возможно нс только интенсивное окисле-
ние но и термическое разрушение углеводородов масла. При таких условиях
наблюдается граничное, а не жидкостное трение, что может вызывать за-
дир и выкрашивание шестерен. Для сбалансирования и уменьшения этих
опасностей в масла добавляют специальные присадки с противозадирными
и противоизносными свойствами.
470
Глава 18
К трансмиссионным маслам предъявляются общие эксплуатационные
требования. Масла должны:
1. иметь достаточные противоизносные и противозадирные свойства
(высокую смазывающую способность);
2. обладать хорошей вязкостно-температурной характеристикой;
3. обладать нужной температурой застывания (обеспечение легкого пус-
ка при отрицательной температуре, быстрый выход агрегата на ре-
жимную работу и надежная смазка узла трения);
4. возможно меньше менять свойства под действием температуры и вре-
мени;
5. не содержать образивных механических примесей и воды, а также
коррозионно-активных соединений;
6. не разрушать резиновые уплотнения.
Система обозначений трансмиссионных масел по ГОСТ 17479.2-85
состоит из знаков: ТМ — трансмиссионное масло; первая цифра — принад-
лежность к группе по эксплуатационным свойствам, вторая цифра — класс
кинематической вязкости.
Классы вязкости в записи (класс вязкости — кинематическая вязкость
при 100°С, мм1 2 3/с):
9 - 6,0-10,99; 12 - 11,0-13,99;
18 - 14,0-24,99; 34 - 25,0-41,0.
В зависимости от климатических условий промышленность выпускает
всесезонные, северные и арктические масла.
Группы масел по эксплуатационным свойствам в записи (номер груп-
пы — состав масла — рекомендуемая область применения):
1. — Масла без присадки. — Цилиндрические, конические, червячные пере-
дачи, работающие при контактных напряжениях до 1600 МПа и тем-
пературе масла в объеме до 90°С.
2. — Масла с противоизносными присадками. — То же, при контактных
напряжениях до 210 МПа и температуре масла в объеме до 130°С.
3. — Масла с противозадирными присадками умеренной эффективности. —
Цилиндрические, конические и спирально-конические передачи, ра-
ботающие при контактных напряжениях до 2500 МПа и температуре
масла до 150°С.
5. Классификация трансмиссионных масел
471
4. — Масла с противозадирными присадками высокой эффективности. —
Цилиндрические, конические и спирально-конические и гипоидные
передачи, работающие при контактных напряжениях до 3000 МПа
и температуре масла до 150°С.
5. — Масла с противозадирными присадками высокой эффективности
и многофункционального действия, а также универсальные масла. —
Гипоидные передачи, работающие с ударными нагрузками при кон-
тактных напряжениях до 3000 МПа и температуре масла до 150°С.
Наибольшее распространение нашли трансмиссионные масла с проти-
воизносными и противозадирными присадками (табл. 46). Вначале указано
обозначение масла по ГОСТ 17479.2-85, а в скобках — старое обозначе-
ние марок. В маслах допускается до 0,01-0,03% (в зависимости от марки)
механических примесей; следы воды, отсутствие водорастворимых кислот
и щелочей. Масла выдерживают испытания на коррозию в течение 3 ч
при 200°С на пластинках из стали и меди.
Таблица 46. Основные показатели качества трансмиссионных масел
Марка масла Вязкость Индекс вязко- сти Температура, °C Смазывающие свойства
Кинемати- ческая при 100° С мм2/с Динамичес- кая при -15° С, Па-с застыва- ния, не выше вспыш- ки, не ниже индекс задира диаметр пятна износа нагрузка сварива- ния, н
ТМ-2-18 (ТЭП-15) 15,0 200 — -18 185 — 0,55 —
ТМ-3-18 (ТАП-15В) 15,0 180 — -20 185 50 3283
ТМ-3-9 (ТСп-10) 10,0 300 (—35°С) 90 -40 128 48 0,80 3479
ТМ-2-9 (ТСп-10-ЭФО) 10,0 350 (—35°С) 95 -40 130 36 0,40 —
ТМ-3-18 (ТСП-15К) 16,0 75 90 -25 185 55 0,50 3479
ТМ-4-18 (ТСп-14гип) 14,0 80 (—20°С) 85 -25 215 60 — 3920
ТМ-5-18 (ТАД-17И) 17,5 — 100 - 25 200 58 0,40 3577
ТМ-4-34 (ТСгип) 20,5-32,4 — 20 - — — —
ТМ-2-34 (ТС) 20,5-32,4 -20 — . — —
М2
Глава 18
Назначение и область применения трансмиссионных масел:
1. ТМ-2-18 (ТЭП-15) — Цилиндрические, конические и спирально-кони-
ческие передачи тракторов, землеройной техники; всесезонное (кроме
Севера); червячные передачи.
2. ТМ-3-18 (ТАЛ-15В) — Тяжелонагруженные цилиндрические, кони-
ческие и спирально-конические передачи буровых установок, авто-
мобилей, тракторов; всесезонное (кроме Севера); червячные переда-
чи.
3. ТМ-3-9 (ТСп-10) — Передачи всех видов (в т.ч. гипоидные) тракто-
ров, автомобилей, буровых установок; всесезонное, северное, зимнее
в северной полосе.
4. ТМ-2-9 (ТСп-Ю-ЭФО) — Аграгаты трансмиссий землеройной тех-
ники, аграгатов спецтехники нефтепромыслов в районах Севера.
Зимний сорт в средней полосе (прямозубые и червячные переда-
чи).
5. ТМ-3-18 (ТСп-15К) — Единое трансмиссионное масло для коробки пе-
редач и главной передачи автомобилей КАМАЗ. Перспективный сорт
масла для всей автомобильной техники.
6. ТМ-4-18 (ТСп-14гип) — Гипоидные передачи грузовых автомобилей
(в основном ГАЗ).
7. ТМ-5-18 (ТАД-17гип) — Гипоидные передачи легковых автомобилей
ВАЗ, ГАЗ, АЗЛК.
8. ТМ-4-14 (ТСгип) — Прямозубые, червячные, спирально-конические,
гипоидные передачи грузовых автомобилей.
9. ТМ-2-34 (ТС) — Коробки передач и рулевого управления всех типов
автомобилей, кроме ВАЗ.
10. Велс-Транс 5 (SAE 85W90) GL-5 — ведущие мосты, коробки
передач, агрегаты трансмиссий легковых автомобилей зарубеж-
ного и отечественного производства; масла изготавливаются по
ТУ 0253-071-00148636-95 с показателями качества:
6. Классификация индустариалъных масел
473
а) кинематическая вязкость, сСт, при 100°С — 16,5;
6) температура застывания, °C, не выше (—25);
в) температура вспышки, °C, не ниже — 185;
г) плотность, кг/м3, при 20°С, не более — 910;
д) смешение — не допускается с моторными и трансмиссионными
маслами других марок.
6. Классификация индустариальных масел
Индустриальные масла предназначены для смазывания промышлен-
ного оборудования, контрольно-измерительной аппаратуры, приборов, гид-
равлических передач, металлообрабатывающих станков и многих других
машин и механизмов. Диапазон режимов работы разнообразен, но рабочая
температура не превышает 50-60°С. Наиболее важный показатель — это
вязкость. По уровню вязкости индустриальные масла делят на три группы:
маловязкие, средне- и высоковязкие (тяжелые). В маслах первых двух групп
вязкость нормируют при 50°С, а в тяжелых — при 100°С.
В зависимости от условий работы трущихся сопряжений подбирает-
ся такой, чтобы обеспечить жидкостное трение. Индустриальные масла не
должны содержать коррозионно-активных веществ, абразивных примесей,
воды. Масла, работающие при отрицательной температуре, должны иметь
хорошие вязкостно-температурные свойства и низкую температуру засты-
вания.
Основные показатели качества индустриальных масел приведены в та-
блице 47, а ниже по тексту — область применения.
1. Масло вазелиновое приборное МВП (ГОСТ 1805-76) — Смазыва-
ние контрольно-измерительной аппаратуры в диапазоне температур
от —50°С до +100°С.
2. Сепараторное Л (ОСТ 38 01272-82) — Подшипники сепараторов об-
легченного типа и другие узлы трения, работающие со скоростями
до 10—15 тыс.об/мин.
3. Сепараторное Т (ОСТ3801272-82) — Подшипники центрифуг, сепа-
раторов и другие механизмы, где нужны масла с повышенными сма-
зывающими свойствами.
474
Глава 18
Таблица 47. Основные показатели качества индустриальных масел
Марка масла Кинематическая вязость при 50° С, мм2/с (сСт) Кислотное число мгКОН/г, не более Температура, °C
вспышки, не ниже застывания, не выше
Масло вазелиновое приборное МВП (ГОСТ 1805-76) 6,5-8,0 0,14 120 -60
Сепараторное Л (ОСТ 38 01272-82) 6-10 0,35 135 5
Сепараторное Т (ОСТ 38 01272-82) 14-17 0,35 165 5
И-12А (ГОСТ 20799-75) 10-14 0,05 165 -30
И-20А (ГОСТ 20799-75) 17-23 0,05 185 -15
И-30А 28-33 0,05 190 -15
И-40А 35-45 0,05 200 -15
И-50А 47-55 0,05 200 -20
Цилиндровое 11 (ОСТ 38-0185-75) 9-13 при 100°С 0,30 215 5
Цилиндровое 24 (вискозин) (ОСТ 38-0185-75) 28-28 при 100°С — 240
Цилиндровое 38 (ГОСТ 6411-76) 32-44 при 100°С — 300 17
4. И-12А (ГОСТ 20799-75) — Электродвигатели с кольцевой системой
смазки. Гидросистемы станков, станции гидроуправления превенто-
ров (в осенне-весенний периоды), шпиндели металлорежущих стан-
ков с частотой вращения до 10 тыс.об/мин. Рабочая жидкость в гид-
росистемах сельхозмашин и землеройной техники.
5. И-20А — Подшипники вентиляторов, насосов, шпиндели станков со
скоростями до 1500 об/мин. Гидросистемы строительных, дорожных
машин и специальных аграгатов нефтяных промыслов.
6. Классификация индустариальных масел
475
6. И-ЗОА — Гидросистемы тяжелых станков, подшипники насосов и вен-
тиляторов, тракторные, фрезерные станки (до 1000 об/мин.), коробки
перемены передач и цепные редукторы привода буровых установок.
7. И-40А и И-50А — Тяжелонагруженные малоскоростные механизмы;
механизмы (вертлюги, роторы, буровые насосы) буровых установок;
различное промышленное оборудование.
8. Цилиндровое 11, Цилиндровое 24 — Тяжелонагруженные механизмы,
работающие при повышенной температуре и малых скоростях. Сма-
зывание паровых машин, работающих насыщенным паром.
9. Цилиндровое 38 — Поршневые паровые машины различного назначе-
ния, работающих перегретым паром (до 320-350°С).
Все индустриальные масла имеют высокий индекс вязкости (не ме-
нее 85), небольшую зольность (до 0,005%, цилиндровые от 0,015 до 0,05%).
Водорастворимые кислоты и щелочи, абразивные механические примеси и
вода отсутствуют. У сепараторных масел смазывающие свойства улучшены
за счет введения 2,5% растительных масел.
Индустриальные масла общего назначения не отвечают требованиям,
которые к ним предъявляют современные станки и механизмы. Все шире
начинают применять масла, содержащие в своем составе комплекс проти-
воизносной, антиокислительной, антикоррозионной присадок.
К их числу относятся наиболее перспективные масла ИГп-18, ИГп-30
(ТУ 38 101413-78), которые используют в гидросистемах, коробках передач,
редукторах и червячных передачах различного станочного оборудования
с увеличенным в 2-4 раза сроком смены.
Для смазывания горизонтальных, вертикальных и наклонных направ-
ляющих различных металлорежущих станков, где нужны небольшие по
величине и скорости, но равномерные без рывков перемещения, исполь-
зуют масла серии ИНСп с вязкостью при 50°С 40,65 и 110 мм2/с (сСт)
(ТУ 38 101672-77). В состав масла, кроме противоизносных, входят, так на-
зываемые, антискачковые присадки.
В зубчатых передачах, а также циркуляционных системах различно-
го оборудования, работающего при высоких нагрузках, применяют масла
ИРг-40, ИРп-75, ИРп-150 (ТУ 101451-78), в которых содержится комплекс
противозадирной, противоизносной и антиржавейной присадок.
476
Глава 18
1. Классификация компрессорных масел
Компрессорные масла применяют для смазывания цилиндров, клапа-
нов, герметизации камер сжатия поршневых и ротационных компрессоров.
Рабочая температура этих масел достигает 200-220°С, давление 15-20 МПа.
Кроме того, масло соприкасается с нагретым воздухом или газом, что мо-
жет вызвать определенную опасность. Компрессорные масла должны иметь
высокую термоокислительную стабильность, хорошие антинагарные и про-
тивокоррозионные свойства.
Цифры в марках показывают примерное значение кинематической вяз-
кости в мм2/с (сСт) при 100°С.
Основные показатели качества приведены в таблице 48, а ниже — об-
ласть их применения.
Таблица 48. Основные показатели качества компрессорных масел
Марка масла Вязкость при 100° С, мм2/с Кислотное число мгКОН/г, не более Коррозия на пла- стинках из свин- ца, г/м2, не более Температура, °C
вспышки, не ниже застывания, не выше
К-12 11-14 0,15 60 216 -25
К-19 17-21 0,10 5 242 -5
КС-19 18-22 0,02 10 270 -15
1. К-12 — Одно- и многоступенчатые компрессоры низкого и среднего
давления (до 3-4 МПа) при температуре воздуха до — 25°С.
2. К-19 и КС-19 — Одно- и многоступенчатые компрессоры среднего
и высокого давления.
Компрессорные масла вырабатывают из малосернистой (К-12, К-19) по
ГОСТ 1861-73 и сернистой (КС-19) по ГОСТ9243-75 нефтей. Кроме этих
масел по ОСТ 381282-82 вырабатывается компрессорное масло К-28, пред-
назначенное для эксплуатации многоступенчатых компрессоров высокого
давления (температура вспышки 275°С, застывания — не выше — 10°С).
Компрессорные масла для холодильных машин имеют особенность ра-
боты — постоянный контакт с холодильным агентом (фреон, аммиак, угле-
кислота), циклическое изменение и давление среды. Основные требования,
7. Классификация компрессорных масел 477
которым должны удовлетворять эти масла: не вступать в реакцию с холо-
дильным агентом, иметь возможно более низкую температуру застывания
и меньше увеличивать вязкость при понижении температуры, не вызывать
коррозию цветных металлов.
Масла для холодильных машин должны обладать высокой стабильно-
стью и работать весь период эксплуатации без замены, так как в герметич-
ных, часто неразборных узлах компрессоров невозможны смены и наблю-
дение за изменением его свойств. Чаще всего это маловязкие глубокоочи-
щенные масла, к которым добавлены ингибиторы окисления и присадки,
понижающие температуру застывания.
Основные показатели качества приведены в таблице 49, а ниже — об-
ласть их применения.
Таблица 49. Основные показатели качества компрессорных масел для холодильных
машин
Марка масла Вязкость при 100°С, мм2/с Кислотное число мгКОН/г, не более Температура, °C
вспышки, не ниже застывания, не выше
ХА (фригус) 11,5-14,5 0,07 160 -40
ХА-30 28-22 0,05 185 -38
ХФ-12-16 17 0,02 160 -42
ХФ-22-24 24-28 0,04 125 -55
ХФ-22С-16 16 0,35 225 -58
1. ХА (фригус); ХА-30 — Компрессоры, работающие на аммиаке и угле-
кислоте.
2. ХФ-12-16; ХФ-22-24; ХФ-22с-16 — Компрессоры, работающие на фре-
оне марок 12 и 22 (первое число в марке).
Масла, предназначенные для компрессоров, работающих на фреоне,
по своим эксплуатационным свойствам лучше — выше стабильность, ниже
температура застывания. Масло ХФ-22с-16 приготовлено на синтетической
основе. Масло для компрессоров холодильных машин должны выдерживать
испытание на коррозию, иметь низкую зольность (0,005—0,011%), не содер-
жать водорастворимых кислот и щелочей, воды и механических примесей.
480
Глава 18
Таблица 51. Основные показатели качества компрессорных масел для холодильных
машин
Марка масла Вязкость, мм2/с, не более Кислотное чис- ло, мгКОН/г, не более Золь- ность, %, не более Температура, °C Тангенс угла ди- электрических по- терь, %, не более
вспыш- ки, не ниже застыва- ния, не выше
Трансформаторные
ТКп (ТУ 38101890-81) 9,0 при 50° С 0,02 0,005 135 -45 2,6
ГК (ТУ 381011025-85) 9,0 при 50°С 30 при 50° С 0,05 0,005 135 -45 0,5
Адсорбционной очистки (ТУ 38101281-80) 9,0-50° С 30 —20°С 0,02 0,005 135 -50 0,05
Селективной очистки (ГОСТ 10121-76) 9,0 —50° С 28-20° С 0,02 0,005 150 -45 0,5
Конденсаторные
Сернокислотной очистки (ГОСТ 5775-85) 9-12 при 50°С 37-45 при 20° С 0,02 0,015 135 -45 0,005 (при 100°С, частоте 50 Гц)
Фенольной очистки (ГОСТ 5775-85) 9 —50°С 30 —20°С 0,02 0,05 150 -45 То же
Кабельные
С-220 (ГОСТ 8463-76) 50 при 50°С 0,02 0,0001 180 -30 0,003 (при 100°С, частоте 50 Гц)
МН-4 (ТУ 38-101654-76) 10 —50° С 40 - 20°С 0,04 0,005 135 -45 То же
не содержат водорастворимых кислот и щелочей, механических примесей
и воды. Количество органических кислот не превышает 0,01-0,05 мг/г. За-
менителей электроизоляционные масла не имеют.
Из-за глубокой очистки и небольшой вязкости электроизоляционные
масла обладают невысокими смазывающими свойствами, как смазочный
материал их практически не применяют. Из масел данной группы транс-
форматорные выпускают и используют в значительно большем количестве,
чем другие.
10. Классификация гидравлических масел
Гидравлические системы используют во многих отраслях жизнедея-
тельности страны. Их применяют в гидроподъемниках, гидроприводах, гид-
роуправлениях различного назначения техники. Роль рабочего агента (те-
ла) выполняют гидравлические масла (иногда их называют гидравлические
жидкости). Поскольку они практически несжимаемы, происходит быстрая
10. Классификация гидравлических масел
481
передача усилия. Кроме того, масла предохраняют трущиеся сопряжения
от износа, отводят избыточную теплоту, очищают детали от накопившихся
продуктов износа, осадков, загрязнений.
Условия работы масел в гидравлических системах тяжелые, наблюда-
ются большие (до 80-100°С) перепады температуры: установившаяся ра-
бочая температура достигает 60-90°С, а иногда 110-120°С. Давление по-
вышается до 15 МПа, а в гидрообьемных передачах до 40 МПа, скорости
скольжения достигают 20 м/с. При таких высоких давлении и температуре
масла окисляются, соприкасаются с цветным и черным металлами, раз-
личными материалами уплотнений и рукавов. Для обеспечения надежной
и долговечной работы гидросистем к гидравлическим маслам предъявляют
определенные требования.
1. Они должны иметь температуру застывания ниже температуры окру-
жающего воздуха, при которой начинает работать гидросистема.
2. В системе не должны образовываться паровые пробки, для чего темпе-
ратура испарения должна быть на 20-30°С выше возможных рабочих
режимов.
3. Вязкость должна быть невысокой, чтобы обеспечивалась удовлетво-
рительная работа в широком диапазоне встречающихся температур
(быстрое срабатывание гидроустройств).
4. Гидравлические масла должны иметь хорошие смазывающие свой-
ства.
5. Не вызывать коррозию черных, цветных металлов и сплавов.
6. Не разрушать резиновые и кожанные уплотнения.
7. При хранении и эксплуатации масла не должны менять свой состав,
расслаиваться, выделять вещества, способные засорять каналы гидро-
системы (быть химически и термически стабильными).
Система обозначения гидравлических масел по ГОСТ 17479.3-85
основана на их вязкости и уровне эксплуатационных свойств. В зависимо-
сти от величин кинематической вязкости при 40°С гидравлические масла
делятся на классы, а эксплуатационных свойств — на группы.
Обозначение гидравлических масел состоит из букв МГ (минеральное
гидравлическое); цифр, характеризующих класс кинематической вязкости;
482
Глава 18
буквы, указывающей на принадлежность к группе по эксплуатационным
свойствам.
Например: МГ-46-Б — минеральное гидравлическое масло, класс вяз-
кости 46, группа Б по эксплуатационным свойствам.
Классы гидравлических Кинематическая вязкость
масел при 40°С, мм1 2/с (сСт)
5 4,14-5,06
7 6,12-7,48
10 9,00-11,00
15 13,50-16,50
22 19,80-24,20
32 28,80-35,20
46 41,40-50,60
68 61,20-74,80
100 90,00-110,00
150 135,00-165,00
Группы масел по эксплуатационным свойствам в записи: группа —
область применения:
А — минеральные масла без присадок — гидросистемы с шестеренными,
поршневыми насосами, работающие при давлении до 15 МПа и тем-
пературе масла (в объеме) до 80°С.
Б — минеральные масла с антиокислительными и антикоррозионными
присадками — гидросистемы с насосами всех типов, работающие при
давлении до 25 МПа и температуре масла (в объеме) более 80°С.
В — минеральные масла с антиокислительными, антикоррозионными при-
садками — гидросистемы с насосами всех типов, работающие под
давлением свыше 25 МПа и температуре масла (в объеме) более 90°С.
В основном все масла получают из маловязких нефтяных дистиллатов
с добавлением вязкостных, депрессорных, антикоррозионных, антиокисли-
телъных, антипенных и других присадок. Основные параметры качества
приведены в таблице 52, а ниже — краткая характеристика:
1. МГ-15-А (МГЕ-10А по ОСТ 38 01281-82) — масло гидравлическое
единое с хорошими эксплуатационными свойствами, работоспособ-
10. Классификация гидравлических масел
483
Таблица 52. Основные показатели качества гидравлических масел
Марка масла Вязкость, мм2/с Индекс вязкости, не менее Температура, °C Кислотное чис- ло, мгКОН/г, не более
при 40° С при отри- цательной застывания, не выше вспышки, не ниже
МГ-15-А (МГЕ-10А) 13,50-16,50 1500 (—50°С) — -70 96 0,70
МГ-15-В (ВМГЗ) 13,50-16,50 1500 (—40° С) 160 -60 135 0,05
МГ-22-А (АУ) 19,80-24,20 13000 (—50° С) — -70 96 0,70
МГ-22-Б (АУП) 19,80-24,20 — — -45 145 0,45-1,0
МГ-22-В (Р) 19,80-24,20 1300 (—20°С) — -45 163 —
МГ-46-А (А) 41,60-50,60 2100 (-20° С) — -40 175 —
МГ-32-А (ЭШ) 28,80-35,20 — — -50 160 0,10
МГ-46-Б (МГ-30) 41,40-50,60 4000 (—15°С) 85 -30 190 0,06
МГ-46-В (МГЕ-46В) 41,40-50,60 1000 (0°С) 85 -30 190 0,7-1,5
МГТ 19,80-24,20 — — -55 160 —
ное в интервале температуры от —60 до +90°С; содержит загуща-
ющую, антиокислительную, антикоррозионную и противоизносную
присадку; используется в раинах Крайнего Севера и северо-востока
России.
2. МГ-15-В (ВМГЗ по ТУ 38 101479-85) — всесезонное масло, представ-
ляющее собой маловязкую низкозастывающую, загущенную поли-
мерной присадкой; работоспособно в интервале температуры от —50
до +50°С (кратковременно допустимая температура 90°С).
3. МГ-22-А (веретенное АУ по ТУ 38 10586-75), обеспечивает пуск гид-
росистем при температуре до —35°С; максимальный допустимый
верхний температурный предел 90°С.
4. МГ-22-Б (АУП по ОСТ 3810364-84) получают добавлением к маслу
МГ-22-А антикоррозионной и антиокислительной присадок, что поз-
воляет повысить максимально допустимую температуру до 110°С.
484
Глава 18
5. МГ-22-В (масло марки Р по ТУ 38 101179-71) готовят на основе масла
МГ-22-А с введением моющей, противоизносной, антиокислительной
и противопенной присадок; это масло можно использовать для разных
видов техники; пуск гидросистем без применения средств подогрева
возможен при температуре до —35°С; максимально допустимая тем-
пература 125°С.
6. МГ-46-А (масло марки А по ТУ 38 101179-71) используется для гид-
ромеханических коробок передач автомобилей и содержит в своем
составе около 2% полиизобутилена, 0,5% депрессора, 4% моющей
присадки МАСК, 2% антиокислительной и противоизносной ДФ-11;
обеспечивает холодный пуск до температуры окружающего воздуха
минус 40-45°С.
7. МГ-32-А (масло ЭШ по ГОСТ 10363-78) предназначено для гидроси-
стем высоконагруженных механизмов шагающих экскаваторов и дру-
гой аналогичной техники.
8. МГ-46-Б (МГЗО по ТУ 38 10150-79) создано на базе индустриального
И-30А с введением антиокислительной, депрессорной и антипенной
присадок; оно предназначено для гидросистем с рабочим давлением
до 25 МПа строительных, дорожных, подъемно-транспортных и дру-
гих машин, эксплуатируемых на открытом воздухе в весенне-летний
период средней климатической зоны и всесезонно южных районах.
9. МГ-46-В (МГЕ-46В по ТУ 38001347-83) создано на базе индустри-
ального масла с антиокислительной, противоизносной, депрессорной
и антипенной присадками и предназначено для использования в гид-
рообьемных передачах; масло в гидросистемах работоспособно до
давления 35 МПа (кратковременно до 42 МПа), допустимая темпера-
тура до 90°С.
10. Масло МГТ (ТУ 38401494-84) используется в гидромеханических пе-
редачах промышленного оборудования (перспективно для турботранс-
форматоров буровых установок) и имеет чрезвычайно высокие экс-
плуатационные свойства, работоспособно до температуры окружаю-
щего воздуха —50—55°С.
В марке масла вначале указано его обозначение по введенному с 1987 г.
ГОСТ 17479.3-85. В маслах не допускается наличие механических примесей
и воды.
11. Указания по выбору жидкой смазки
485
11. Указания по выбору жидкой смазки
Основным техническим показателем для выбора марки масла для дан-
ного подшипникового узла является вязкость. Чем выше вязкость масла,
тем большую нагрузку на разрыв может выдержать пленка масла. В то же
время вязкие масла оказывают большее сопротивление движению деталей
подшипника, вызывают повышенный расход энергии, повышают темпера-
туру, ухудшают теплообмен между маслом и подшипником. Учитывая это,
вязкие масла следует выбирать для подшипников, работающих под боль-
шими нагрузками при небольших частотах вращения. Для быстроходных
подшипников необходимо использовать маловязкие масла.
Учитывая изменения вязкости масла в зависимости от темпера!уры,
следует при пониженных рабочих температурах подшипника выбирать ма-
ловязкие масла, а при повышенных — высоковязкие.
Температурный режим работы подшипника в опоре должен быть не ме-
нее чем на 20-30°С ниже температуры вспышки масла и выше температуры
его застывания.
Для крупногабаритных и среднего размера подшипников, работающих
при нормальных режимах, рекомендуется выбирать масла, которые при ра-
бочих температурах подшипников имеют вязкость 12 мм2/с (сСт) — для
всех типов шариковых и роликовых подшипников, кроме роликовых сфе-
рических, конических и упорных.
Для роликовых сферических и конических подшипников рекомендует-
ся масло вязкостью 20 мм2/с, для роликовых упорных — 30 мм2/с.
Для малогабаритных высокоскоростных подшипников могут исполь-
зоваться масла вязкостью менее 12 мм2/с.
При выборе жидкой смазки для подшипникового узла необходимо учи-
тывать размеры подшипника и частоту его вращения, величину нагрузки,
действующей на подшипник, рабочую температуру подшипникового узла и
состояние окружающей среды.
В технической литературе (сл-64) не приводится никаких рекоменда-
ций (номограмм, таблиц) практического назначения по выбору жидкой смаз-
ки в зависимости от сочетания выше перечисленных параметров.
Фирма SKF рекомендует задаваться рабочей температурой подшип-
никового узла 70°С, при которой по номограмме определяется вязкость
масла в зависимости от среднего диаметра подшипника и частоты враще-
ния его; затем по другой номограмме вязкость этого масла определяется
при 50°С, а конкретная марка масла — по вязкости при 50°С с учетом
486
Глава 18
других технических показателей — температуры вспышки и температуры
застывания.
Чтобы облегчить подбор требуемой вязкости (при рабочей температуре
узла 70°С) для подшипников разных размеров (по внутреннему диаметру)
и при различных частотах вращения их, в таблице 53 приводятся значения
этой вязкости. Выбранное значение вязкости при 70°С пересчитывается на
значение вязкости при 50°С по формуле
_____ ^70 * ^z/70
Р50 _ 65,67 ‘
По значениям z/70 из таблицы величины z/50 будут равны: = 5 —
- Р50 = 12 мм2/с (сСт); 6 - 14,4; 7 - 16,8; 8 - 19,2; 10 - 24,0; 17 - 40,8;
20 - 48,0; 22 - 52,8; 25 - 60,0; 30 - 72,0; 40 - 96,0; 50 - 120,0; 60 - 144,0;
90-216,0; 100-240,0.
Произведем подбор жидкого масла для бурового насоса УНБ-600:
1. Частота вращения эксцентрикового вала — 65 об/мин.
2. Опорные подшипники эксцентрикового вала — роликоподшипники ко-
нические однорядные № 7352 (260 х 540 х 110), средний диаметр
которых Do — (260 4- 540) : 2 = 400 мм.
3. Подшипники на эксцентриковом вале и в большой головке шатуна
№ 10079/710 м (710 х 950 х 114), средний диаметр которых Do =
= (710 + 950) : 2 = 830 мм.
4. По таблице 53 при Do = 400 мм и п = 65 об/мин, находящихся в ин-
тервале 50-100 об/мин, следует принимать среднее значение вязкости
жидкого масла при 70°С vw = 35 сСт, а при пересчете на 50°С —
^50 = 84 сСт.
5. По таблице 53 при Do = 830 мм и п = 65 об/мин принимаем м?о —
= 20 сСт, а при 50°С — Р50 = 48 сСт.
6. Согласно рекомендации при смазке подшипников из одного картера
необходимо вычислить среднее значение:
i/«p = (84 + 48): 2 = ббсСт.
7. Согласно основных показателей качества жидких масел производится
выбор марки:
11. Указания по выбору жидкой смазки
4К/
Таблица 53. Выбор вязкости жидкой смазки при 70° С
Частота вращения, об/мин Вязкость жидкой смазки, сСт, при 70° С для подшипника с /Л)
20 50 60 80 100 150 200 300 400 500 600 700*
50 100 90 60 50 40 30 25 22
100 100 90 60 50 40 30 25 22 20
150 100 90 60 50 40 30 25 22 20 20
200 90 60 50 40 30 25 22 20 20 17
300 60 50 40 30 25 22 20 20 17 10
400 50 40 30 25 22 20 20 17 10 8
500 50 40 30 25 22 20 20 17 10 8 7
700 40 30 25 22 20 20 17 10 8 7 6
900 40 30 25 22 20 20 17 10 8 7 6 5
1000 30 25 22 20 20 17 10 8 7 6 5
1500 25 22 20 20 17 10 8 7 6 5
2000 22 20 20 17 10 8 7 6 '5
3000 20 20 17 10 8 7 6 5
Ро = (£)н + d) : 2 — средний диаметр подшипника.
* Возможно продолжение таблицы на Do > 100 мм с диагональным переносом
значений вязкости.
7.1. индустриальное И-50А, кинематическая вязкость которого при
50°С равна i>50 = 47-55 сСт, с температурой застывания ми-
нус 20°С; всесезонно для центральных и урало-поволжских ре-
гионов, весенне-летнего периода — для Сибири;
7.2. трансмиссионное масло ТМ-3-9 (ТСп-10), вязкость которого
при 100°С z/ioo == Ю,0 сСт, а пересчетом при 50°С — =
г'юо • KV1OO ю. 393 ~
= —- / — > г ~ 61 сСт с температурой застывания
65,67 65,67 r
минус 40; всесезонно — для регионов Зауралья, Сибири и Ура-
ло-поволжских регионов.
8. Периодичность замены и расход на добавки приведены в описании
по эксплуатации.
Произведем подбор жидкого масла для бурового насоса НБТ-600:
488
Глава 18
1. Частота вращения эксцентриковой сборки приводной сборки 100—
115-125-135 об/мин.
2. Опорные подшипники эксцентриковой сборки № 7352 (260 х 540 х
xllO), Dq — 400 мм.
3. Подшипники на эксцентриковой сборке № 37/680 г (680 х 920 х 154),
средний диаметр которых Do = (680 + 920) : 2 = 800 мм.
4. Частота вращения трансмиссионного вала при передаточном числе
зубчатой передачи — 3,152: 100 • 3,152 об/мин — 363-394-425 об/мин.
5. Опорные подшипники трансмиссионного вала № 7538 (190 х 340 х 92),
средний диаметр которых DQ = (190 + 340) : 2 — 265 мм.
6. По таблице 53 при Do = 400 мми.п = 100 об/мин z/70 = 30 сСт,
а 1/50 = 72 сСт; при Do = 400 мм и п = 135 об/мин Р70 = 27,5 сСт,
a i/50 = 66 сСт; при Do = 800 мм и п = 100 об/мин Р70 = 20 сСт,
а 1/50 — 48 сСт; при Do = 800 мм и п == 135 об/мин 1/70 = 18,5 сСт,
а 1/50 = 44 сСт.
7. Среднее значение вязкости при 50°С:
= (72 + 66 + 48 4- 44): 4 = 57 сСт.
8. По таблице 53 при Do = 265 мм и п = 315 об/мин z/70 = 23,5 сСт,
а Р50 = 56 сСт; при Do = 265 мм и п = 425 об/мин 1/70 = 21 сСт,
а 1/50 — 50 сСт; среднее значение при 50°С: = (56 + 50) : 2 =
— 53 сСт.
9. При смазке из одного картера среднее значение вычислений
z/50 = (57 + 53) : 2 = 55 сСт.
10. Выбор марки масла и использования по регионам и периодам анало-
гично с насосом УНБ-600: индустриальное И50А и трансмиссионное
ТМ-3-9 (ТСп-10).
Произведем подбор жидкого масла для ротора Р-560 (АО «Уралмаш»):
1. Частота вращения стола ротора 65-250 об/мин.
11. Указания по выбору жидкой смазки
489
2» Номер подшипника основной опоры № 91682/750х (750 х 1000 х 150),
DQ = (750 + 1000): 2 = 875 мм.
3. Номер подшипника вспомогательной опоры № 1681/670х (670 х 800 х
Х105), Ро = (670 + 800) : 2 = 735 мм.
4. По таблице 53 при Ро — 875 мм и п ~ 65 об/мин z/70 = 20 сСт,
a z/50 = 48 сСт; при Do = 875 мм и п ~ 250 об/мин z/70 = 9 сСт,
a z/50 ~ 22 сСт; при Do — 735 мм и п = 65 об/мин z/7g = 21 сСт,
а р50 = 50 сСт; при Do = 735 мм и п = 250 об/мин z/7o = 13,5 сСт,
a z/50 = 32 сСт.
5. Среднее значение вязкости при 50°С:
= (48 + 22 + 50 + 32) : 4 = 38 сСт.
6. Частота вращения приводного вала при передаточном числе 3,611 зуб-
чатой конической пары
п = 65 • 3,611-250 3,611 = 235-903 об/мин.
7. Номер подшипника приводного вала у конической шестерни № 7538
(190 х 340 х 48), Do = (190 + 340) : 2 = 265 мм.
8. Номер подшипника приводного вала со стороны звездочки (кардан-
ного вала) № 32634 (170 х 360 х 120), Ро = (170 + 360) : 2 = 265 мм.
9. По таблице 53 при Do = 265 мм и п = 235 об/мин р7о = 27,5 сСт,
а р50 = 66 сСт; при Д> — 265 мм и п = 903 об/мин р70 — 13,5 сСт,
a Z/50 = 32 сСт; = (66 + 32) : 2 = 49 сСт.
10. Выбор марки масла при — 49 сСт: индустриальное И-50А, вяз-
кость которого 1/50 = 47-55 сСт; трансмиссионное ТМ-3-9 (ТСп-10),
вязкость которого после пересчета ^50 = 60 сСт.
Произведем подбор жидкого масла для вертлюга УВ-250:
1. Частота вращения стола ротора — 75-200 об/мин.
2. Номер основного упорного роликоподшипника № 889 х 752 х (260 х
х540 х 132), Dq = (260 + 540) : 2 = 400 мм.
490
Глава 18
3. Номер центрирующего роликоподшипника № 32144 (220 х 340 х 56),
Do = (220 + 340) : 2 = 280 мм.
4. Номер вспомогательного упорного роликоподшипника № 8156Л
(280 х 350 х 53), Do = (280 + 350) : 2 = 315 мм.
5. По таблице 53 при Do — 400 мм и п = 75 об/мин z/70 == 35 сСт,
a z/50 = 84 сСт; при Do = 400 мм и п = 200 об/мин 1/70 = 22 сСт,
а ^50 = 53 сСт; при = 280 мм и п = 75 об/мин z/70 — 55 сСт,
а ^50 = 132 сСт; при DQ = 280 мм и п = 200 об/мин ^70 = 27,5 сСт,
a z/50 = 66 сСт; при Do = 315 мм и п — 75 об/мин ^70 = 45 сСт,
a Z/50 = 108 сСт; при Do = 315 мм и п — 200 об/мин = 27,5 сСт,
а ^бо = 56 сСт.
6. Среднее значение вязкости при 50° С;
= (84 + 53 + 132 + 66 + 108 + 56) : 6 = 83 сСт.
7. Выбор марки масла при = 83 сСт:
7.1. индустриальные масла — не подходят;
7.2. трансмиссионное ТМ-4-8 (ТСп-14гип), вязкость которого после
пересчета 1/50 = 85 сСт и температура застывания — 25° С.
Произведем подбор жидкого масла для привода буровой лебедки
БУ 5000/320 ЭУ:
I. Цепной редуктор
1. Частота вращения валов: ведущего — 750 об/мин, ведомого —
350 об/мин.
2. Подшипники: ведущего — № 3634 (170 х 360 х 120), Do — (170 +
+ 360) : 2 = 265 мм; ведомого — № 3540 (200 х 360 х 98),
Do = (200 + 360): 2 = 280 мм.
3. По таблице 53 при Do = 265 мм и п = 750 об/мин 1/70 =
= 18,5 сСт, а 1/50 = 44 сСт; при Do = 280 мм и п — 350 об/мин
z/70 = 21 сСт, а 1/50 = 50 сСт.
4. Среднее значение вязкости при 50°С:
^р = (44 + 50) : 2 = 47 сСт.
12. Топливомаслоустановки
491
5. Выбор марки масла при = 47 сСт:
5.1. индустриальное: смесь И40А (50%) и И50А (50%);
5.2. заменитель: турбинное Тп46 и Т46.
II. Коробка перемены передач
1. Частота вращения валов: ведущего — 350 об/мин; ведомого —
180-440 об/мин.
2. Подшипники: ведущего — № 3634 (170х360х 120), Во = 265 мм;
ведомого — № 3540 (200 х 360 х 98), Do ~ 280 мм.
3. По таблице 53 при Do — 265 мм и п = 350 об/мин м?о =
— 23,5 сСт, a z/50 = 56 сСт; при Do = 280 мм и п = 180 об/мин
иго — 35 сСт, a z/50 = 84 сСт; при Do = 280 мм и п = 440 об/мин
z/70 = 20 сСт, a z/50 = 48 сСт.
4. Среднее значение вязкости при 50°С:
= (56 + 84 + 48) : 3 = 63 сСт.
5. Выбор марки масла при — 63 сСт:
5.1. индустриальное ТМ-3-9 (ТСп-10) — всесезонно (температу-
ра застывания — 40°С), 1/50 = 61 сСт;
5.2. заменитель: трансмиссионное ТМ-3-18 (ТАп-15В) — летом
(20°С), г/50 = 84 сСт.
12. Топливомаслоустановки
Топливомаслоустановки предназначены для заправки двигателей буро-
вых установок, картеров бурового оборудования, строительных и дорожных
машин, средств автотранспорта и тракторов.
1. Топливомаслоустановка ТМУ-50 (ТУ 34-38-10450-82) состоит из
двух отдельно смонтированных на металлических санях блоков:
К-205-01сб. Блок топливный;
К-206-02сб. Блок смазочных масел.
Блок топливный состоит из:
— основания;
— цистерны К-205.01.01 с полезным объемом 46,75 м3, длиной 6000 мм,
диаметром 3240 мм и массой 4570 кг;
492
Глава 18
— расходного бака, смонтированного внутри цистерны и имеющего
полезный объем 4,25 м3;
— сливного бака К-205.01.03 с полезным объемом 0,54 м3 и мас-
сой 102 кг;
— шестеренчатого насоса Ш40-6-18/4-3 по ТУ 26-06-1087-77 (произво-
дительность 18 м3/ч, давление на выкиде 0,4 МПа, масса 54 кг);
— электропривода насоса (электродвигатель — ВАО-51-6, скорость вра-
щения 16,2 с-1 (970 об/мин), напряжение 220/380 В, мощность 5,5 кВт,
масса 112 кг);
— ручного насоса БКФ-4 (диаметр цилиндра 100 мм, ход поршня 90 мм,
ход рукоятки 710 мм, производительность за один двойной ход 1,3 л, наи-
больший напор 30 м.вод.ст., габаритные размеры 295 х 250 х 318 мм, мас-
са 27 кг, стандарт — ТУ 26-06-693-79);
— магнитного пускателя П232М, шт. — 1;
— кнопки управления КУ-123-2, ГОСТ2492-70, шт. — 1;
— габаритные размеры: 7400 х 3240 х 4650 мм;
— масса блока топливного, кг — 6550.
Блок смазочных масел состоит из
— рамы;
— бака К-206.02.01 для индустриального масла с полезным объ-
емом 5 м3, длиной 1500 мм, диаметром 2060 мм и массой 550 кг;
— бака К-206.02.01 для дизельного масла полезным объемом 2 м3,
длиной 1500 мм, диаметром 1300 мм и массой 283 кг;
— бака сливного К-206.02.09 объемом 0,05 м3, массой 47 кг;
— шестеренчатого насоса 1118-25-5,8/2,5 по ТУ 26-06-1087-77 (произво-
дительность 5,8 м3/ч, давление на выкиде 0,25 МПа, масса 18 кг);
— электропривода насоса (электродвигатель — ВАО-31-4, скорость вра-
щения 23,67 с-1 (1420 об/мин), напряжение 220/380 В, мощность 2,8 кВт,
масса 60 кг);
— ручного насоса БКФ-4;
— магнитного пускателя П232М, шт. — 1;
— кнопки управления КУ-123-2, шт. — 1;
— габаритные размеры: 5200 х 2100 х 2500 мм;
— масса блока смазочных масел, кг — 2240.
2. Топливомаслоустановка ТМУ1-25 (ТМУ1-25.00.00.000СБ)
Все емкости топливомаслоустановки ТМУ1-25 смонтированы на одной
общей раме:
12. Топливомаслоустановки
493
— топливная цистерна емкостью 20 м3;
— расходный топливный бак, смонтированный на цистерне емко-
стью 5 м3;
— два бака для масел, емкостью каждый, по 2,5 м3;
— верхний бак для масла, емкостью 1,5 м3;
— электронасосный агрегат Ш40-6-18/4-3 по ТУ 26-06-1087-77 (см.
блок топливный ТМУ-50);
— электронасосный агрегат 1118-25-5,8/2,5-3 по ТУ 26-06-1087-77 (см.
блок смазочных масел ТМУ-50);
— два ручных насоса БЕФ-4 для резервного перекачивания топлива
и масел;
- стандарт ТМУ1-25 - ТУ 26-02-31-72;
— габаритные размеры: 7480 х 4776 х 5823;
— масса полного комплекта, кг — 6220.
3. Топливомаслоустановка ТМУ9-24.
ТМУ9-24 состоит из двух блоков:
сб.25-1 — Блок топливный;
сб.25-2 — Блок масляный.
Блок топливный:
— емкость баков (топливного и расходного) 24 м3;
— электронасосный агрегат (насос шестеренчатый РЗ-ЗОа, электродви-
гатель, масса агрегата 174 кг);
— технические данные насоса РЗ-ЗОа:
— производительность, м3/ч — 16,5;
— полный напор, МПа — 5,3;
— высота всасывания, м — 5;
— скорость вращения, об/мин — 1000 (16,67 с~х);
— мощность на валу насоса, кВт — 5,2;
— диаметр всасывающего патрубка, мм — 70;
— диаметр нагнетательного патрубка, мм — 70;
— габаритные размеры, мм — 318 х 320 х 336;
— масса насоса, кг — 54.
— ручной насос БКФ-4;
— габаритные размеры блока, мм — 5700 х 2420 х 3950;
— ширина колеи, мм — 2180;
— масса блока, кг — 3308.
Блок масляный:
494
Глава 18
— емкость трех одинаковых баков, м3 — 9;
— электронасосный агрегат (насос шестеренчатый РЗ-7,5, электродви-
гатель);
— технические данные насоса РЗ-7,5:
— производительность, м3/ч — 5;
— полный напор, МПа — 0,33;
— высота всасывания, м — 3;
— скорость вращения, об/мин — 1420 (23,67 с-1);
— мощность на валу насоса, кВт — 1,35;
— диаметр нагнетательного и всасывающего патрубков, мм — 70;
— габаритные размеры насоса, мм — 136 х 245 х 295;
— масса насоса, кг — 15,5;
— ручной насос БКФ-4;
— габаритные размеры блока, мм — 4320 х 2500 х 2700;
— ширина колеи, мм — 2180;
— масса блока, кг — 2030.
4. Топливомаслоустановка ПТМУ-3,5
ПТМУ-3,5 смонтирована на шасси прицепа ИАПЗ-754В. На осной ци-
стерне установлен ручной насос БКФ-2, который служит для перекачки топ-
лива в расходный бак. Бак масляный разделен на два отсека для хранения
двух видов масел.
Техническая характеристика ПТМУ-3,5:
— объем цистерны основной, л — 3000;
— объем бака расходного, л — 200;
— объем бака масляного, л — 125;
— давление, создаваемое насосом, МПа — 0,3;
— производительность насоса БКФ-2, л/мин — 26-36;
— ширина колеи, мм — 1800;
— дорожный просвет, мм — 396;
— габаритные размеры, мм — 5900 х 2000 х 3480;
— масса (без прицепа), кг — 2430;
— заправочный комплект: ведро с носиком — 2 шт; универсальная лей-
ка — 1 шт; кружка для масла — 1 шт; масленка 0,3 л — 1 шт; топливный
шланг — 1 шт; ключи 17 х 19 — 2 шт; паранит листовой 500 х 500 х 3 мм —
1 лист; огнетушитель.
Глава 19
Пластичные смазочные материалы
1. Общие сведения
Пластичные смазочные материалы представляют собой продукты, по-
лучаемые загущением смазочных масел различными загустителями. В ка-
честве загустителей обычно используют литиевые, кальциевые, натриевые,
смешанные (натриево-кальциевые) мыла. Мельчайшие твердые частицы за-
густителя, сцепляясь друг с другом, образуют пространственный каркас,
ячейки которого заполнены жидким смазочным маслом. В нерабочем со-
стоянии пластичная смака, благодаря своей способности сохранять форму,
не деформируется под действием небольших нагрузок (например, собствен-
ной массы), но при работе механизма течет под воздействием внешних
усилий подобно вязкой жидкости — смазочному маслу. После прекращения
деформирования целостность структурного каркаса пластичной смазки вос-
станавливается, и она вновь приобретает свойства твердого тела. Сочетание
этих свойств (свойств твердого тела и жидкости) — одно из основных пре-
имуществ при использовании пластичной смазки в опорах с подшипниками
качения.
Пластичные смазки обладают значительно меньшей, чем минераль-
ные масла, способностью вытекать их корпуса, благодаря чему облегчается
устройство уплотнений подшипникового узла. Пластичная смазка улучшает
герметизацию опоры, заполняя зазоры между вращающимися и неподвиж-
ными деталями уплотнительного устройства и создавая дополнительную
защиту подшипника от воздействия внешней среды.
Во многих случаях пластичная смазка, заложенная в подшипниковый
узел, не требует пополнения или замены в течение длительного времени
(8-10 месяцев). Это свойство используется, в частности, при изготовлении
подшипников закрытого типа, в которых пластичная смазка, заложенная на
заводе-изготовителе, сохраняется в течение всего срока эксплуатации.
По консервационным характеристикам пластичные смазки превосхо-
дят жидкие масла. Поэтому некоторые сорта пластичных смазок исполь-
496
Глава 19
зуются как при эксплуатации механизма, так и при длительном его хра-
нении и транспортировании. Нецелесообразно использовать пластичные
смазки в тех случаях, когда необходимо обеспечивать не только смаз-
ку подшипника, но и отвод тепла от опоры. Недостатками пластичной
смазки являются повышенное внутреннее трение, ввиду чего они нахо-
дят ограниченное применение в опорах с высокоскоростными подшипни-
ками; большая, чем у минеральных масел, чувствительность к темпера-
турным изменениям, вызывающим разжижение или загустение смазки. Ре-
шающее влияние на эксплуатационных характеристики пластичной смазки
оказывают свойства загустителя, составляющего 10-25% всей массы смаз-
ки.
Свойства смазки определяются также типом масляной основы, наличи-
ем присадок, технологии изготовления и т. д. В зависимости от эксплуата-
ционных требований, предъявляемых к пластичной смазке, масляная осно-
ва должны иметь необходимые вязкостные и вякостно-температурные ха-
рактеристики, а также соответствующий состав. Для смазок, работающих
при температуре выше 20°С, употребляют только синтетические масла; для
низкотемпературных — маловязкие нефтяные и синтетические масла; для
смазок общего назначения — индустриальные масла или их смеси.
Пластические смазки должны удовлетворять следующим основным
требованиям:
1. Обладать химической и физической стабильностью, т. е. не разла-
гаться на составные части и не выделять мыло, вводимое в смазку
в качестве основы при ее изготовлении, не окисляться и не высы-
хать, сохраняя во все время своей работы начальную консистенцию
и структуру.
2. Обладать в течение всего периода своей работы хорошо выражен-
ной пластичностью, т. е. способностью сохранять заданную форму,
что предотвращает сползание смазки с рабочих поверхностей дета-
лей подшипника и ее вытекание из корпуса.
3. Обладать гладкой, неволокнистой, однородной структурой и хорошей
липкостью, не терять смазывающей способности от постоянного пе-
ремешивания; противостоять действию центробежных сил, стремя-
щихся отбросить смазку с вращающихся поверхностей.
4. Быть совершенно чистыми и не содержать механических примесей
(грязь, песок).
1. Общие сведения
497
5. Обладать минимальным внутренним трением во избежание значи-
тельных энергетических потерь при перемешивании смазки в узле во
время работы подшипников, особенно при больших угловых скоро-
стях.
6. Обладать относительно постоянной консистентностью при изменении
температурного режима работы подшипникового узла, т. е. не менять
резко это свойство при колебаниях температуры.
7. Не вызывать коррозии на поверхностях деталей подшипников и де-
талей узла, т. е. не содержать свободной воды, кислот и других вы-
зывающих коррозию примесей в количествах, превышающих нормы,
установленные соответствующими стандартами.
В соответствии с классификацией (ГОСТ 23258-78) смазки разделены
на четыре группы: антифрикционные, консервационные, уплотнительные
и канатные. Наиболее обширная группа смазок — антифрикционные — пред-
назначена для снижения износа и трения скольжения сопряженных деталей.
Антифрикционные смазки делятся на подгруппы, обозначаемые индексами:
С — общего назначения для обычной температуры (до 70° С) — солидолы;
О — для повышенной температуры (до 110°С); М — многоцелевые, рабо-
тоспособны от —30 до +130°С в условиях повышенной влажности; Ж —
термостойкие (150°С и выше); Н — морозостойкие(ниже —40°С); И — про-
тивозадирные и противоизносные (подшипники качения при контактных
напряжениях выше 2500 МПа, скольжения — выше 150 МПа); П — при-
борные; Д — приработочные (содержат дисульфид молибдена и др.); X —
химически стойкие (для узлов трения, имеющих контакт с агрессивными
средами).
Консервационные (защитные) смазки 3 предназначены для предотвра-
щения коррозии металлических поверхностей при хранении и эксплуатации
механизмов. Уплотнительные (А — арматурные, Р — резьбовые, В — ваку-
умные) и канатные (К) смазки в нефтяной промышленности (на промыслах
и предприятиях бурения) находят широкое применение.
Кроме назначения и области применения, в квалификационном обозна-
чении смазок указывают тип загустителя, рекомендуемый температурный
диапазон применения, дисперсионную среду и консистенцию (густоту). За-
густитель обозначают первыми двумя буквами названия металла, входящего
в состав мыла: Ка — кальциевое, На — натриевое, Ли — литиевое, Ли-Ка —
смешанное, литиево-кальциевое.
498
Глава 19
Рекомендуемый температурный диапазон применения указывают дро-
бью: в числителе уменьшенная в 10 раз без знака минус минимальная тем-
пература, в знаменателе — уменьшенная в 10 раз максимальная температу-
ра применения. Температурный диапазон имеет ориентировочное значение,
т. к. он зависит от конструкции узлов и условий работы.
Тип дисперсионной среды и присутствие твердых добавок обозначают
строчными буквами: у — синтетические углеводороды, к — кремнийорга-
нические жидкости, г — добавка графита, д — дисульфида молибдена, от-
сутствие индекса указывает на то, что смазка приготовлена на нефтяной
основе. Консистенцию смазки обозначают условным числом от 00 до 7.
Разработанная система классификации ГОСТ 23258-78 «Смазки пла-
стичные. Наименование и обозначения» используется для обозначения сма-
зок в нормативно-технической документации.
В качестве примера можно привести классификационное обозначение
по ГОСТ 238585-79 товарной литиевой смазки литол-24: М Ли 4/13-3. Буквы
обозначают, что смазка многоцелевая (М) антифрикционная, работоспособ-
ная в условиях повышенной влажности; загущена литиевым мылом (Ли);
рабочий диапазон температур составляет —40-+130°С; отсутствие диспер-
сионной среды означает, что смазка приготовлена на нефтяном масле; циф-
ра 3 характеризует консистенцию смазки (пределы пенетрации 220-250).
Необходимо отметить, что практически во всех национальных систе-
мах классификаций показатель консистенции является одним из важней-
ших. Степень консистенции смазок оценивается прежде всего по пенетра-
ции. Практикой применения смазок доказано, что классы консистенции поз-
воляют обоснованно рекомендовать применение смазок в различных типах
узлов трения.
Классы консистенции приводятся в последовательности — индекс клас-
са консистенции по ГОСТ 23258-78 (класс пенетрации по NLGI) — пенетра-
ция при 25°С, ед.: -(000) - 445-475; 00(00) - 400-430; 0(0) - 355-385;
1(1) - 310-340; 2(2) - 265-295; 3(3) - 220-250; 4(4) - 175-205; 5(5) -
130-160; 6(6) — 85-115; 7(—) — менее 70, причем чем ниже индекс, тем
мягче смазка.
Температура каплепадения условно характеризует температуру плавле-
ния смазок и в связи с этим лишена физического смысла. Для смазок, у кото-
рых температура каплепадения находится в пределах до 100°С, практически
было установлено, что их верхний температурный предел работоспособно-
сти лежит на 15-20°С ниже их температуры каплепадения. Но с появлением
смазок, у которых температура каплепадения выше 100°С, например лиги-
2. Область применения и основные параметры качества п мистичны \ *144
евых (170-200°С), этот показатель утратил свое практическое значение. 11о
температуре каплепадения иногда можно судить о типе загустителя, на ко*
тором изготовлена смазка, а отсюда уже (косвенно) о возможных областях
ее применения.
2. Область применения и основные параметры качества
пластичных смазок
В узлах трения промышленного оборудования, буровых установках,
транспортных средствах, сельхозтехнике и т.п. применяют широкий ас-
сортимент смазок. Ассортимент современных смазок неоправданно широк
и требует унификации на базе лучших многоцелевых и специализированных
смазок, с помощью которых возможна и целесообразна замена устаревших
смазок.
Марки, основные параметры смазок, широко используемых при экс-
плуатации бурового оборудования и оборудования общепромышленного на-
значения в управлении буровых работ приведены в таблице 54, а марки,
состав и область применения — по тексту ниже.
1. Солидолы жировые УС-1 и УС-2 по ГОСТ 1033-79 имеют пример-
ный состав: индустриальное масло, кальциевые мыла хлопкового мас-
ла, саломас, вода; универсальные среднеплавкие влагостойкие смаз-
ки; предназначены для общепромышленного оборудования, отдель-
ных узлов буровых механизмов, тракторов, сельхозмашин, открытых
зубчатых и цепных передач.
2. Солидолы синтетические — солидол С и прссссолидол С по
ГОСТ 4366-76: индустриальное масло, кальциевые мыла синтетиче-
ских жирных кислот; храктеристика и назначение аналогичны соли-
долам жировым, но менее работоспособны их.
3. Смазка 1—13 жировая по ГОСТ 1631-61: масла минеральные (И50А
или И-20А), натриево-кальцевые мыла касторового масла, вода; водо-
стойкость низкая; применение ограничено — для колес автомобилей
оборотных электродвигателей.
4. Косталины жировые УТ-1 и УТ-2 ГОСТ 1957-73 состоят из инду-
стриального масла, натриевого мыла касторового масла, воды; ту-
гоплавкие неводостойкие; применяются для подшипников качения
500
Глава 19
Таблица 54. Основные параметры качества смазок
Марка смазки Вязкость приО°С, Па-с Число пе- нетрации при 25° С Предел прочно- сти при 80° С, Па-с, не менее Температура каплепадения, °C, не ниже Температурный предел работо- способности, °C Срок хра- нения, го- ды
нижний верхний
1. Солидолы жировые УС-1 100 270-330 0 75 -30 50 5*/5**
УС-2 250 270-330 0 75 -25 65 5/5
2. Солидолы синтети- ческие солидол С 100 270-330 2-60 85 -30 60 5/5
пресс-солидол С 200 330-360 при 50° С 1-2 85 -40 50 5/5
3. Смазка 1-3 жировая 500 250-290 1,5-2,5 130 -30 50 5/5
4. Консталин жировой УТ-1 300 225-275 1,0-2,5 120 -20 ПО 5/6
УТ-2 400 225-275 1,5-3,5 130 -20 110 5/6
5. Литол-24 280 220-250 2-4,5 180 -40 130 5/6
6. Смазка № 158 400 305 10 130 -40 120 5/5
7. ЦИАТИМ-02 1500 250-300 5 175 -40 ПО 5/4
8. Графитная при —30° С 300 250 0 77 -20 65 5/10
* Гарантийный.
** Рекомендуемый
Высококачественная смазка Литол-24 с успехом заменяет солидолы, консталины, 1-3.
и других узлов трения, работающих при температурах, исключающих
применение солидолов.
5. Литол-24 ГОСТ 21150-75 состоит из минерального масла (смесь
И-50А и МГ-22-А, бывшие АУ), литиевого мыла оксистеариновой
кислоты с антиокислительной и вязкостной присадками; универсаль-
ная многофункциональная смазка с высокой температурой каплепа-
дения, небольшой испаряемостью дисперсионной среды, с достаточ-
ным пределом прочности, с водостойкостью даже в кипящей воде,
заправляется в узлы трения солидолонагнетателем при температурах
до —30°С; с отличной механической, коллоидной и химической ста-
бильностью, с высокими смазочными свойствами, с надежной защи-
той от коррозии; применяется в качестве единой смазки для смазы-
вания узлов бурового оборудования, автомобильной, автотракторной
и другой наземной техники, в которых применяют солидолы, конста-
лины, 1-13, ЯНЗ-2, пополняемых в процессе эксплуатации.
2. Область применения и основные параметры качества пластичных... 501
6. Смазка № 158 по ТУ 38-101320-77 состоит из масла авиационно-
го МС-20, литиево-калиевое мыло стеариновой кислоты, касторового
масла с антиокислительной и противоизносной присадками; мягкая
мазь гладкой текстуры, но вредная для кожи рук; применяется для
подшипников качения генераторов, электродвигателей, в закрытых
подшипниках автотракторного электрооборудования и герметизиро-
ванных игольчатых подшипникох карданных валов, где используется
в качестве несменяемой смазки заводского заложения в течение всего
периода эксплуатации.
7. ЦИАТИМ-202 по ГОСТ 11110-78 изготовлена из смеси масел транс-
форматорного и авиационного МС-14, загущенной церезином и ли-
тиевым мылом стеариновой кислоты; обладает вполне удовлетво-
рительной водостойкостью, защитными свойствами, коллоидной и
химической стабильностью (по этим показателям ЦИАТИМ-201 не
соответствует современным требованиям, а ЦИАТИМ-203 имеет де-
фицитный кашалотовый жир); применяется для электродвигателей от
1500 до 30000 об/мин.
8. Графитная (старое наименование «графитная УСсА») состоит из
масла цилиндрового, загущенного Са-мылами синтетических жирных
кислот с добавкой 10% графита марки П; применяется для смазки
замковых резьбовых соединений бурильного инструмента, в опорах
буровых работ, в тихоходных тяжелонагруженных открытых механиз-
мах.
9. Смазка Р-402 (ТУ 38 101330-73), Р-416 (ТУ 38 101385-73): Р-402 со-
стоит из смеси индустриального масла И-50А и полисилоксановой
жидкости, загущенной литиевым и алюминиевым мылом стеарино-
вой кислоты, содержит графит марки П, порошки свинца, цинка и ме-
ди; применяют для герметизации резьбовых соединений обсадных
и насосно-компрессорных труб буровых скважин. Используется при
температурах ниже — 30°С и для глубоких скважин с температурой на
забое выше 100°С; смазка токсична.
Р-416 состоит из масла веретенного, загущенного цинковым и лити-
евым мылом стеариновой кислоты, содержит порошки свинца и его
соединений; применяется для резьбовых соединений труб в нефтяной
промышленности; смазка токсична.
502
Глава 19
3. Традиционное условие на смазку подшипникового узла
Традиционное условие на смазку подшипникового узла пластичной
смазкой первоначально предусматривает выполнение количественной до-
зы закладки выбранной смазки.
Количество закладываемой в узел смазки обязательно должно норми-
роваться, так как ее излишек увеличивает потери мощности, вызывает пе-
регрев узла, приводит к преждевременному выходу смазки и подшипника
из строя, а при недостатке сокращается ресурс работы узла.
Оптимальные условия работы подшипника качения по трению, износу,
по температурному режиму создаются, когда пластичные смазки закладыва-
ют в корпуса подшипников в количестве от 1/3 до 2/3 внутреннего свободно-
го пространства в подшипниковом узле. В скоростные опоры закладывают
меньшее (1/3) количество смазки, но не более 0,5 свободного пространства;
в тяжело нагруженные и малоскоростные — jie более 2/3 свободного объема.
Кроме того, меньше пластичной смазки закладывают, если вращающимся
является наружное кольцо, если в опоре установлены два подшипника, при-
чем объем между подшипниками заполняют полностью. Свободный объем
опор электрических машин при d • п = 300 000 мм-об/мин заполняют напо-
ловину, снижая норму заполнения до 1/3 при больших значениях. Полное
заполнение объема опоры пластичной смазки вредно, так как оно стиму-
лирует механическую и коллоидную нестабильность вследствие ее пере-
мешивания, приводит к ее вытеканию из-за нагрева и повышает шумность
работы.
Согласно традиционных рекомендаций в подшипниковый узел перво-
начально (или в «сухой» подшипник после капитального ремонта) необхо-
димо заполнять смазку в количестве свободного объема (объема воздуха)
установленного в нем подшипника, тогда автоматически получится, что
внутренняя свободная полость подшипникового узла заполнена смазкой от
1/3 до 2/3 ее объема.
Первоначальное количество смазки в объеме воздуха подшипника для
закладки в подшипниковый узел определяется по формуле
Vnep = n[j(Z>2-d2).B-£],
где:
Кер — первоначальное количество смазки для закладки в подшипни-
ковый узел при «сухом» подшипнике, равное объему воздуха внутри этого
подшипника, см3;
4. Добавка смазки в подшипннконыи i ь i 4И
7г = 3,14 — постоянная величина;
D — наружный диаметр подшипника, см;
d — внутренний диаметр подшипника, см;
В — ширина подшипника, см;
G — масса подшипника, г;
р = 7,85 г/см3 — плотность материала подшипника (плотность стали
и бронзы совпадают);
п — количество подшипников одинакового условного обозначения
в подшипниковом узле, шт.
Конкретных рекомендаций (таблиц, номограмм) по выбору марки пла-
стичной смазки в зависимости от параметров подшипников и режимов ра-
боты подшипникового узла (нагрузочные, скоростные и температурные) не
имеется.
Предлагаемый в литературе выбор типа смазки (сл-38; сл-64) не кон-
кретизирован маркой смазки, а рекомендации по наименованиям механиз-
мов не охватывают машины буровых установок и требуют расчета величины
отношения нагрузки на подшипник к его динамической грузоподъемности.
Такая неконкретизированная методика не находит применения на бу-
ровом предприятии и может служить ориентиром только для завода-изгото-
вителя буровых установок.
Заводы-изготовители буровых установок уже предложили буровым
предприятиям производить смазку буровых механизмов единой высокока-
чественной многофункциональной пластичной смазкой Литол-24, а неот-
ветственные детали (рычаги включения, шарниры вилок, тяг, узлы кача-
ния, защелки и т. п.) — солидолом УС-2; для электрооборудования (машин,
двигателей) — смазку № 158 или ЦИАТИМ-202, т.е. практически к трем
маркам смазок, с последующим переходом (мнение авторов) на закладные
металлоплакирующие смазки в тяжело нагруженные подшипниковые узлы
(опоры валов буровой лебедки, опоры приводов буровых насосов, опоры
трансмиссионных валов насосов, опор роликов кронблока и талевого бло-
ка, карданных крестовин, вибросит и т. п.).
4. Добавка смазки в подшипниковый узел
В процессе эксплуатации с периодичностью, установленной заво-
дом-изготовителем оборудования, необходимо добавлять пластичную смаз-
ку в подшипниковый узел.
504
Глава 19
Количество периодически добавляемой пластичной смазки определя-
ется также расчетом в зависимости от размеров установленного в узле под-
шипника по формуле
^дОб ~ 0,5 DB,
где:
Удоб — количество смазки, добавляемой в подшипниковый узел через
отрезок времени, см3;
D — наружный диаметр подшипника, см;
В — ширина радиального подшипника или высота упорного подшип-
ника, см.
Отрезок времени (периодичность) между очередными добавлениями
свежей порции пластичной смазки при нормальных условиях эксплуатации
(т.е. при отсутствии утечек смазки из корпуса, нормальной температуре
узла, надлежащем качестве смазки и т.д.) в зависимости от диаметра от-
верстия (d) подшипника и частоты вращения (п) его может быть ориенти-
ровочно определен по графикам (сл-43, стр. 295).
Один график построен для определения периодичности (в маш.-час)
добавки смазки в радиальные и радиально-упорные подшипники, другой —
в двухрядные сферические роликоподшипники и упорные подшипники.
При составлении карты смазки (точнее, карты добавки смазки) необхо-
димо, кроме указаний завода-изготовителя и предлагаемых таблиц 55 и 56,
учитывать сведения по возможностям смазок в процессе эксплуатации ме-
ханизма.
Так, при правильных условиях эксплуатации пластичные смазки могут
работать до 600 млн оборотов подшипника, что равносильно ~ до тыс. ч
машинного времени при п = 1000 об/мин. Периодическое пополнение
может повысить срок службы пластической смазки до 5 раз.
Применение подшипников закрытого типа и обычного исполнения, но
заполненных первоначально металлоплакирующей смазкой на 1/3-2/3 сво-
бодного объема подшипникового узла, дает большие преимущества при
их эксплуатации. Эти преимущества заключаются в том, что в процессе
эксплуатации сокращаются затраты на операции смазывания, исключается
расход смазочного материала на дозаправку и уменьшается окисляемость
и загрязнение самой смазки. Для скоростных опор применение подшипни-
ков закрытого типа из-за большого тепловыделения не рекомендуется.
Пластические смазки, правильно подобранные для узла, без замены ра-
ботают годами при рабочей температуре до 70-80°С, 1 000-2 000 ч при рабо-
чей температуре до 120°С, 300-500 ч при рабочей температуре 150-200°С.
4. Добавка смазки в подшипниковый узел
505
Таблица 55. Периодичность очередного добавления пластичной смазки для ради-
альных роликовых сферических двухрядных и упорных подшипников
п, об/мин подшип- ника Периодичность, маш-час, при d отверстия подшипника, мм
20 40 60 80 100 120 140 160 180 200 220 240 260 280 300
200 — 2400 1800 1200
250 3 000 2400 1800 1200 600
300 3000 2400 1800 1200 600
350 3000 2400 1800 1200 600 200
400 3 000 2400 1800 1200 600 200
450 3000 2400 1800 1200 600 200
500 3 000 2400 1800 1200 600 200
600 3000 2400 1800 1200 600 200
700 3000 2400 1800 1200 600 200
800 2400 1800 1200 600 200
900 2400 1800 1200 600 200
1050 1800 1200 600 200
1200 1800 1200 600 200
1400 1200 600 200
1600 1200 600 200
1800
Повышение рабочей температуры опоры на каждые 15°С (выше 70°С)
сокращает срок службы смазочного материала в 1,5-2 раза.
Срок службы пластичных смазок сокращается в 1,5 раза в опорах вер-
тикальных валов, при работе с большими ударными нагрузками, при ре-
версивном вращении, при прерывистой работе, особенно при длительных
остановках.
Пластичные смазки при ударных нагрузках работают лучше масел.
При неблагоприятных условиях эксплуатации (излишек смазки, неудо-
влетворительное качество, наличие примесей и т.п.) пластичная смазка
в подшипнике может повысить температуру опоры от 20 до 50°С.
Срок службы пластичной смазки увеличивается, если ее закладыва-
ют в чисто промытый подшипник, предварительно смазанный маловязким
минеральным маслом. В начальный период работы подшипника, когда пла-
стичная смазка в нем еще не перераспределилась, масло способствует луч-
шему смазыванию контактирующих поверхностей, что особенно важно для
высокооборотных опор.
В подшипниках электромашин ресурс пластичных смазок равен
4-10 тыс. ч машинного времени. Их ресурс уменьшается в 2 раза в опо-
506
Глава 19
Таблица 56. Периодичность очередного добавления пластичной смазки для ради-
альных роликовых сферических двухрядных и упорных подшипников
п, об/мин подшип- ника Периодичность, маш-час, при d отверстия подшипника, мм
20 40 60 80 120 140 160 180 200 220 240 260 280 300 320
200 — 3000
300 4000 3000 2400
350 4000 3 000 2400
400 4000 3000 2400 1800
450 4000 3000 2400 1800
500 4000 3 000 2400 1800 1200
550 4000 3000 2400 1800 1200
600 4000 3000 2400 1800 1200 600
650 4000 3 000 2400 1800 1200 600 200
700 4000 3000 2400 1800 1200 600 200
800 4000 3000 2400 1800 1200 600 200
900 4000 3 000 2400 1800 1200 600 200
1050 3 000 2400 1800 1200 600 200
1200 3000 2400 1800 1200 600 200
1400 2400 1800 1200 600 200
1600 2400 1800 1200 600 200
1800 1800 1200 600 200
2000 1800 1200 600 200
2500 1200 600 200
3000 1200 600 200
3500 600 200
4000 600 200
4500 200
рах с вертикальной осью вращения и в 3 раза при реверсивном вращении
ротора электромашины.
Смешивать различные смазочные материалы (и смазки, и масла) между
собой не рекомендуется, так как полученная смесь обладает, как правило,
худшими эксплуатационными свойствами, чем каждый материал отдельно.
В таких смесях предел прочности бывает ниже, чем у каждого материала,
входящего в смесь, в результате чего последняя становится более жидкой
и легче вытекает из узла.
5. Эффект безызности в подшипниковых узлах бурового
оборудования
Невозможно представить себе мир, в котором перестали бы действо-
вать силы трения — это было бы равнозначно глобальной катастрофе.
5. Эффект бе/ытогти в по()шиш1ик<мш\ а н1нцц><)'нытм М>/
Л с другой стороны, едва ли не главная забот ученых и ынк вруннцнт
снизить его до минимума.
В решении этого вопроса поворотным этапом стало открытие явления
«избирательного переноса», так называемого эффекта безызности в узлах
трения различных видов техники.
Суть его состоит в том, что в результате протекания в начальной стадии
трибохимических процессов применительно к паре сталь-бронза на поверх-
ности трения образуется обогащенная медью тончайшая пленка, которая
предохраняет детали от схватывания и обуславливает малые силы трения.
Такую пленку, обогащенную медью, назвали сервовитной, т. е. защитной ме-
таллической пленкой, в которой имеет место диффузионно-вакансионный
механизм осуществления сдвига при трении (диффузионно-вакансионный
механизм сдвига — процесс осуществления смазки металлической пленкой).
Для использования ИП в парах трения, не содержащих пленкообразу-
ющего материала, применяют металлоплакирующие смазки.
Металлоплакирующие смазки — группа пластичных (консистентных)
и жидких смазок, содержащих в составе порошок (пудру) пленкообразую-
щего металла, подвергающегося избирательному растворению, или окись
металла, или органическое соединение, подвергающихся восстановлению
или распаду в зоне трения и выделяющих металл, идущий на образование
металлоплакирующей пленки.
Металлоплакирующая пленка по способу образования формально от-
личается от сарвовитной и имеет существенное отличие по качеству.
Замечено, что свойства сервовитной пленки в отношении защиты от
износа и снижения трения зависят от особенностей медного сплава; коли-
чества и свойства легирующих элементов; упорядоченности сплава; близо-
сти количества легирующих элементов к пределу растворимости; свойств
образующегося при трении ПАВ (поверхностно-активного вещества).
Свойства металлоплакирующей пленки зависят от достаточной для вы-
зова ИП концентрации мелкодисперсных порошков (предпочтительно пуд-
ры) меди, медных сплавов или их окислов.
В процессе трения металлическая добавка восстанавливается до чи-
стой меди, а поверхность трения покрывается тонким слоем металла, что
значительно повышает износостойкость узла трения и нагрузку до заедания.
Испытания узлов трения с возвратно-поступательным и с вращатель-
ным движениями показали, что при 5% пудры и более возникает явление
избирательного переноса уже в первый период работы трущихся поверх-
ностей. При концентрации > 10% происходит перенос меди на стальные
508
Глава 19
поверхности. Образовавшийся медный слой остается постоянным и рабо-
тоспособным. Небольшая вибрация в толщине слоя и практическое отсут-
ствие износа свидетельствует о том, что всю пластическую деформацию
воспринимает образовавшийся медный слой толщиной 0,6-1,7 мкм.
Используя предлагаемые рекомендации по ИП, в ПО «Удмуртнефть»
в 1983 г. была приготовлена металлоплакирующая смазка из доступных ма-
териалов, так как металлоплакирующие смазки (свинцоль-01, свинцоль-02,
ВНИИ НП-254 и др.) промышленностью выпускаются в незначительных
количествах, а предприятия не заказывают их из-за отсутствия технической
информации, рекламы и предложений.
Металлоплакирующую смазку приготавливали из смазки ЛЗ-162,
ТУ 38101315-72 (литиевоцинковая, на масле веретенном АУ; в смазку вве-
дены наполнители; применяется для смазки узлов устьевого оборудования
нефтяных и газоконденсатных скважин, в том числе в тяжелонагруженных
узлах трения; работоспособна при температурах от —35 до 100°С в широ-
ком диапазоне нагрузок; обладает хорошими противоизносными свойства-
ми; нерастворима в нефтепродуктах и воде; температура каплепадения не
ниже 140°С) с 10%-ной добавкой бронзовой пудры ТУ 48-08-496-81 (при-
меняется в малярном деле) по массе смазки.
Например, брали 9 кг смазки ЛЗ-162, добавляли 1 кг бронзовой пудры,
тщательно перемешивали до однородности массы, выдерживали не менее
24 часов.
Испытание проводилось на вибросите ВС-1: в подшипники № 3617 ва-
ла вибратора по расчету заложено по 200 см3 металлоплакирующей смазки
собственного производства (Смотреть расчет 3 «Традиционное условие на
смазку подшипникового узла»). Испытание проводилось 2,5 года (08.1983-
02.1986 гг.): в мае месяце проверено наличие смазки в узле — количество
ее было достаточным; в июле месяце 1985 г. при очередной проверке ко-
личество смазки в каждом узле было достаточным; было принято решение
продолжать эксплуатацию этого вибросита ВС-1 без добавки смазки; после
окончания паводка (02.1986-05.1986 г. вибросито не работало) в мае меся-
це 1986 г. вибросито ВС-1 было демонтировано из-за простоя и проведена
полная разборка подшипниковых узлов вибратора.
При осмотре выявлено, что ролики и беговые дорожки подшипников
покрыты слоем меди, люфт составил 0,10 мм (у нового был 0,06 мм) против
выбраковочного — 0,20 мм для подшипника № 3617.
В последующие годы (1986-1990 гг.) на металлоплакирующей смазке
собственного приготовления работали кронблоки БУ-75БрЭ и механизмы
5. Эффект безызности в подшипниковых узлах бурового оборудования 509
одной буровой установки (кронблок, талевый блок, опоры валов буровой
лебедки, опоры трансмиссионных валов двух буровых насосов и их транс-
миссий) по 2,5 года без добавления смазки.
Приходится сожалеть, что использование эффекта безизносности ве-
дется только по инициативе энтузиастов. Инженеры не должны отказывать-
ся от применения избирательного переноса при трении даже тогда, когда он
проявляется не в полной мере, если это технически целесообразно с точ-
ки зрения повышения износостойкости, долговечности деталей и экономии
смазочных материалов.
Например, следует внедрять и частичное использование ИП в практике
эксплуатации буровых насосов путем применения бронзовых вставок в на-
кладках крейцкопфа и в направляющих станины; в подшипниках качения,
работающих в условиях высоких нагрузок и при наличии абразива (опоры
шарошечных долот), ИП реализовывается путем введения в промывочные
растворы солей меди (0,01% сернокислой меди), которые во время работы
в зоне контакта образуют сервовитную пленку (сл-12, стр. 15 и 83).
Глава 20
Топливо
1. Общие сведения
Топливом называют вещество, выделяющее при горении теплоту, раз-
вивающую высокую температуру. Топливо подразделяется на естественное
и искусственное, а по видам — на твердое, жидкое и газообразное:
— твердое топливо естественное: ископаемые угли, горючие сланцы,
торф, древесина, отходы сельского хозяйства;
— твердое топливо искусственное: каменноугольный кокс, древесный
уголь, торфяной кокс, брикеты, пылевидное топливо;
— жидкое топливо естественное — нефть; жидкое топливо искусствен-
ное: бензин, керосин, дизельное топливо, смолы сухой перегонки
твердого топлива, печное топливо, топочный мазут, бензол, спир-
ты;
— газообразное топливо естественное — газы природные и сопутствую-
щие при добыче нефти и других ископаемых;
— газообразное топливо искусственное: светильный, коксовый, нефтя-
ной, крекинговый, доменный, генераторный, водяной, смешанные га-
зы перерабатывающих заводов.
Теплотой сгорания называют количество теплоты, которое выделяет-
ся при полном сгорании единицы массы (кг) жидкого и твердого топ-
лива или единицы объема (м3) газообразного топлива, измеряемых при
постоянных давлении и температуре. Количество теплоты измеряют джо-
улями (Дж). Ранее пользовались калориями (кал): 1 кал = 4,1867 Дж;
1 ккал = 4,1867 кДж.
Различают два понятия теплоты сгорания: высшую и низшую.
1, Общие сведения
511
В производственных условиях и при эксплуатации техники пользу-
ются значениями низшей (полезной) теплоты сгорания, так как исходя
их того положения, что теплота на парообразование теряется безвозврат-
но.
Каждый вид топлива имеет разные состав, физические и химические
свойства, а следовательно, и различную теплоту сгорания. Для удобства
сравнения отдельных видов топлива, подсчета запасов, замены одного топ-
лива другим установлен эталон. В качестве эталона принято условное топ-
ливо, теплота сгорания которого для твердого и жидкого состояний принята
равной 29307 кДж/кг, а газообразного — 29307 кДж/м3.
Различают два вида топливных эквивалентов: калорийный (3^) и тех-
нический (ЭТех)« Наиболее широкое распространение имеет калорийный эк-
вивалент
гч ___ 'ЯСНИЗШ
кал - 29307’
Значения калорийных эквивалентов для основных видов топлива при-
ведены ниже:
— условное (Фннзш = 29300 кДж/кг) — Экал — 1, 00;
— каменный уголь (К) (29300 кДж/кг) - 1,00;
— антрацит (АП) (30290 кДж/кг) — 1,03;
— бурый уголь (БК) (14250 кДж/кг) 0,49;
— торф (13440 кДж/кг) 0,46;
— древесина (12560 кДж/кг) 0,43;
— нефть (41900 кДж/кг) 1,42;
— бензин — дизельное, печное (45200 кДж/кг) 1,57;
бытовое (42700 кДж/кг) 1,45;
— мазут (41450 кДж/кг) — 1,40;
— газы: природный (35600 кДж/кг) — 1,21;
водяной (10900 кДж/кг) 0,37;
светильный (18000 кДж/кг) 0,63;
сжиженный (46000 кДж/кг) — 1,56.
Плотность нефтепродуктов, или массу единицы объема, оценивают ки-
лограммами на кубический метр (кг/м3). На практике применяют и иные
единицы измерения: кг/л и г/см3. Плотность зависит от температуры, по-
512
Глава 20
этому ее принято приводить к значениям при 20°С (ГОСТ 3900-85):
р20 = р4 + a(t - 20),
где: р4 — плотность нефтепродукта при температуре определения;
t — температура нефтепродукта;
а — температурная поправка на 1°С.
Для температурных поправок к плотности нефтепродукта при t°C име-
ются табличные значения:
(690,0-699,9 кг/м3) - а = 0,910; (700,0-709,9) - 0,897;
(710,0-719,9) - 0,884; (720,0-729,9) - 0,870;
(730,0-739,9) 0,857; (740,0-749,9) - 0,844;
(750,0-759,9) 0,831; (760,0-769,9) - 0,818;
(770,0-779,9) 0,805; (780,0-789,9) - 0,792;
(790,0-799,9) 0,778; (800,0-809,9) - 0,765;
(810,0-819,9) 0,752; (820,0-829,9) - 0,738;
(830,0-839,9) 0,725; (840,0-849,9) - 0,712;
(850,0-859,9) 0,699; (860,0-869,9) - 0,868;
(870,0-879,9) 0,673; (880,0-889,9) - 0,660;
(890,0-899,9) 0,647; (900,0-909,9) - 0,633;
(910,0-919,9) 0,620; (920,0-929,9) - 0,607;
(930,0-939,9) 0,594; (940,0-949,9) - 0,581;
(950,0-959,9) 0,567; (960,0-969,9) - 0,554;
(970,0-979,9) 0,541; (980,0-989,9) - 0,528;
(990,0-999,9) 0,515.
Пример. Нефтепродукт при 7°С имеет р7° = 836 кг/м3.
Определить плотность нефтепродукта при 20°С.
Для интервала плотностей, в который входит р7 = 836 кг/м3, темпе-
ратурная поправка а = 0,725, тогда
р20 = 836 + 0,725(7 - 20) = 826,6 кг/м3.
2. Бензин
Бензины — легколетучие жидкости, температура вспышки минус
20-40°С, застывания — ниже минус 60°С. Кинематическая вязкость при-
2. Бензин
513
мерно вдвое меньше, чем у воды, теплостойкость 2,0-2,8 кДж/(кг°С), теп-
лопроводимость 0,11 Дж (м-с-°С), температурный коэффициент объемного
расширения 0,0012°С~1, теплота испарения 234-270 кДж/кг.
Надежная, эффективная, долговечная и экономичная работа карбюра-
торного двигателя будет обеспечена только в том случае, если бензин удо-
влетворяет следующим требованиям:
1. имеет высокие карбюраторные свойства, т. е. образует такую горючую
смесь, которая обеспечивает легкий пуск двигателя и устойчивую ра-
боту при всех возможных режимах;
2. не вызывает детонации двигателя, т. е. имеет достаточную детонаци-
онную стойкость;
3. обеспечивает полное сгорание, не вызывает смоло- и нагарообразова-
ния на деталях двигателя;
4. обладает высокой стабильностью, т. е. при длительном хранении, пе-
рекачках и транспортировке состав и свойства остаются без суще-
ственных изменений;
5. при хранении не вызывает коррозии металла емкостей, баков, трубо-
и топливопроводов, а при сгорании — деталей двигателей от дей-
ствия продуктов сгорания (имеет высокие антикоррозионные свой-
ства);
6. теплота сгорания горючей смеси должна быть максимально возмож-
ной.
Детонационное сгорание происходит при неправильном выборе бензи-
на для двигателей с высокой степенью сжатия. При детонационном горении
скорость распространения фронта пламени резко увеличивается, достигая
1500-2000 м/с (при нормальном сгорании скорость распространения фрон-
та пламени составляет 20-40 м/с). Упругие детонационные волны много-
кратно ударяются и отражаются от стенок камеры сгорания, что вызывает
характерный металлический стук, нарушает нормальный процесс сгорания,
вызывает вибрацию, увеличивает неполноту сгорания, повышает коэффи-
циент теплопередачи, вызывает перегрев двигателя. При сильной детонации
возможны пригорание колец, прогар клапанов, поршней, разрушение под-
шипников, деталей.
514
Глава 20
Оценивается детонационная стойкость октановым числом, которое ука-
зывается в марке бензина. Чем выше детонационная стойкость, тем эффек-
тивнее и экономичнее работа двигателя.
Октановым числом называют процентное содержание (по объему)
изооктана в эталонной смеси, состоящей из изооктана и нормального геп-
тана, по своей детонационной стойкости равноценной испытуемому бензи-
ну.
Например, испытуемый бензин по своей детонационной стойкости,
оказался таким же, как эталонная смесь, состоящая из 76% изооктана и 24%
гептана. Тогда октановое число данного бензина равно 76.
В марке автомобильного бензина цифра характеризует минимальное
значение октанового числа по моторному методу. Если указана буква «И»,
то октановое число определено исследовательским методом. Например, бен-
зин А-76 — октановое число по моторному методу не менее 76; АИ-93 —
автомобильный бензин с октановым числом по исследовательскому методу
не менее 93, а по моторному — 85.
Для более полной характеристики высокооктановых топлив (авиаци-
онные бензины) их детонационную стойкость оценивают при работе дви-
гателя как на бедных, так и богатых смесях. На бедных смесях оценивают
октановое число, на богатых — сортность. В марке авиационных бензинов
указывают две цифры. Например, Б-95/130 — бензин авиационный, 95 —
октановое число, 130 — сортность (двигатель при работе на богатой смеси
развивает мощность на 30% выше, чем изооктан).
Распространенным приемом снижения детонации при эксплуатации яв-
ляется уменьшение угла опережения зажигания, когда сокращается время
на подготовку горючей смеси к воспламенению, а горение и образование
кислородосодержащих веществ происходит за меньшее время. Увеличение
частоты вращения коленчатого вала также снижает склонность к детона-
ции, тк. сокращается время, отводимое на цикл. Прикрывая дроссельную
заслонку, уменьшают порцию горючей смеси, что тоже снижает интенсив-
ность детонации.
Изменением условий эксплуатации можно лишь в какой-то мере осла-
бить интенсивность детонации, но полностью исключить ее нельзя. Основ-
ным является правильный подбор бензина для каждого типа двигате-
ля.
В соответствии с требованиями ГОСТ 2084-77 выпускается бензин че-
тырех марок: А-72 (неэтилированный), А-76, АИ-93, АИ-98.
3. Дизельное топливо
515
3. Дизельное топливо
Дизельное топливо — это сложная смесь углеводородов; температура
вспышки составляет 35-80°С, застывания — ниже —5°С, теполпроводность
0,14 Дж (м-с°с), (при 100°С), температурный коэффициент объемного рас-
ширения 0,0012°С”1, теплота испарения 234-270 кДж/кг.
Для того чтобы обеспечить надежную, экономичную и долговечную
работу дизельного двигателя, топливо должно отвечать следующим требо-
ваниям:
1. хорошо прокачиваться для бесперебойной и надежной работы насоса
высокого давления (иметь оптимальную вязкость, необходимые низ-
котемпературные свойства, не содержать воды и механических при-
месей);
2. обеспечивать тонкий распыл и хорошее смесеобразование, для чего
нужны оптимальные вязкость и фракционный состав;
3. полностью сгорать, не образуя сажистых веществ, чтобы двигатель
легко запускался и «мякго» работал (зависит от химического и фрак-
ционного состава, вязкости);
4. не вызывать повышенного нагарообразования на клапанах, кольцах
и поршнях, закоксовывания форсунки и зависания иглы распылителя
(зависит от химического и фракционного состава, способов и глубины
очистки);
5. не вызывать коррозии емкостей, топливопроводов, деталей двигате-
ля (определяется количеством сернистых соединений, органических
и минеральных кислот, воды);
6. при сгорании выделять возможно большее количество тепла и быть
стабильным (не менять свойства при длительном хранении).
О склонности дизельного топлива к самовоспламенению и возникно-
вению жесткой работы судят по цетановому числу.
Численно цетановое число дизельного топлива равно содержанию (в %
по объему) цетана в смеси с альфа-метилнафталином, эквивалентной по
воспламёййемости в стандартных условиях испытуемому топливу. Это один
516
Глава 20
Таблица 57. Основные показатели качества дизельных топлив
Показатели качества Нормы по маркам
Л 3 А
Цетановое число, не менее Фракционный состав: температура выкипания °C, не выше 45 45 45
50% 280 280 255
96% 360 340 330
Кинематическая вязкость при 20° С, мм2/с Температура, °C, не выше 3,0-6,0 1,8-5,0 1,5-4,0
помутнения -5 -25 —
застывания -10 -35 -55
Температура вспышки в закрытом тигле, °C, не ниже 40 35 30
Содержание серы, % (масс), не более Содержание: 0,5 0,5 0,4
меркаптановой серы, % (масс) сероводорода 0,01 । 0,01 Отсутствует 0,01
фактических смол мг/см3, не более механических примесей и воды водорастворимых кислот и щелочей 40 1 1 1 30 Отсутствует Отсутствует 1 30
Кислотность, мгКОН/100см3, не более 5,0 5,0 5,0
Иодное число, г/100г, не более 6,0 6,0 6,0
Зольность, %, не более 0,01 0,01 0,01
Коксуемость 10% остатка, %, не более 0,30 0,30 0,30
Коэффициент фильтруемости, не более 3,0 3,0 3,0
Плотность при 20°С, кг/см3, не более 860 840 830
из основных показателей, характеризующих моторные свойства дизельных
топлив.
Цетановое число определяет не только характер протекания процес-
са сгорания при установившейся работе, но и пусковые качества топлива.
Нормальный пуск и мягкая работа дизелей в летнее время обеспечиваются
топливом с цетановым числом около 45 единиц, а в зимнее — 50 единиц.
4. Топливо для тихоходных дизелей
517
Более высокие значения цетанового числа для двигателей существующих
конструкций не нужны, так как повышение уже не сказывается заметно на
улучшение процесса сгорания.
Топливо для быстроходных дизелей с требуемым цетановым чис-
лом получают главным образом подбором сырья и технологий его пере-
работки. Однако в некоторых случаях для повышения эксплуатационных
свойств добавляют присадки (перекисные соединения, алкилнитраты), ко-
торые улучшают процесс сгорания, повышая цетановое число на 16-20 еди-
ниц. Наиболее распространен при получении зимних сортов топлива изо-
пропилнитрат (при введении 1,0% по массе цетановое число повышается
на 17 единиц). При добавлении присадок улучшаются пусковые свойства
при отрицательных температурах, а также уменьшается нагарообразова-
ние.
Для быстроходных дизелей промышленность выпускает топливо трех
марок (таблица 57): летнее — Л, предназначено для эксплуатации при по-
ложительной температуре окружающего воздуха; зимнее — 3 — при ми-
нус 20°С и выше; арктическое — А — при минус 50°С и выше.
4. Топливо для тихоходных дизелей
К мало- и среднеоборотным относятся дизели с частотой вращения
коленчатого вала до 1000 об/мин (16,67С-1). Их широко используют в ста-
ционарных установках. Виды топлива ДТ и ДМ нередко называют моторны-
ми. Эксплуатационные свойства моторного топлива ДТ выше: у него ниже
плотность, вязкость. Его рекомендуют для двигателей, не оборудованных
средствами предварительной подготовки топлива (подогревом для умень-
шения вязкости, отстоем и фильтрацией для удаления воды и механических
примесей).
Моторное топливо ДМ (мазут) используют только в стационарных
установках, где можно провести предварительную подготовку топлива.
У него высокая температура застывания (+10°С), поэтому емкости с топ-
ливом должны находиться в отапливаемом помещении для обеспечения пе-
рекачки по трубопроводам. Подогрев в отстойниках ведут при температуре
65-75° С, достаточной для снижения вязкости, осаждения воды и механиче-
ских примесей.
Характеристика топлива ДТ (ДМ):
1. Вязкость при 50°С, не более, мм2/с (сСт).......... 36,0 (150)
518 Глава 20
2. Коксуемость, %, не более .............................3,0 (9,0)
3. Плотность при 20°С, кг/м3, не более.................... 930 (970)
4. Зольность, %, не более............................. 0,04 (0,15)
5. Температура, °C
вспышки в закрытом тигле, не ниже .................... 65 (85)
застывания, не выше...................................—5 (+10)
6. Содержание, %, не более
серы..................................................1,5 (3,0)
воды..................................................0,5 (0,5)
механических примесей.............................. 0,05(0,10)
5. Печное и котельное топливо
Чтобы снизить расход дизельного топлива, для обеспечения тепловых
процессов выпускается топливо печное бытовое ТПБ в соответствии с тре-
бованиями ТУ 38-101-656-76:
— кинематическая вязкость при 20°С, мм2/с............ не более 5
— фракционный состав, °C
10% выкипает.......................................не выше 160
96% выкипает.......................................не выше 360
— температура, °C
вспышки в закрытом тигле...........................не ниже 42
застывания..................................................15
— содержание, %:
серы...................................................0,2-1,1
воды.....................................................следы
механических примесей, водорастворимых кислот
и щелочей....................................... отсутствуют
На этом топливе хорошо работают паровые и водогрейные котлы, теп-
логенераторы, установки для коммунально-бытовых нужд.
Кроме ТПБ, в качестве котельного топлива используют высоковязкие
остаточные мазуты: флотские Ф-5 и Ф-12, топочные 40 и 100. Мазуты Ф-5
и Ф-12 используют в основном в судовых котельных установках, а топочные
40 и 100 — в различных котельных и нагревательных установках общего
назначения.
5. Печное и котельное топливо
Краткая характеристика:
519
(Ф-5 и Ф-12, при 50°С) (40 и 100 при 80°С)
— вязкость, мм2/с 39 89 59 118
— температура, °C
вспышки 80 90 90 ПО
застывания -5 -8 10 25
— зольность, % 0,05 0,10 0,12 0,14
— содержание
серы, % 2 0,6 0,5-3,5 0,5-3,5
Интересующие Вас книги нашего издательства можно заказать почтой
или электронной почтой:
subscribe@rcd.ru
Внимание: дешевле и быстрее всего книги можно приобрести через наш
Интернет-магазин:
http://shop.rcd.ru
Книги также можно приобрести:
1. Москва, ФТИАН, Нахимовский проспект, д. 36/1, к. 307,
тел.: 332-48-92 (почтовый адрес: Нахимовский проспект, д. 34).
2. Москва, ИМАШ, ул. Бардина, д. 4, корп. 3, к. 414, тел. 135-54-37.
3. МГУ им. Ломоносова (ГЗ, 15 этаж).
4. Магазины:
Москва: «Дом научно-технической книги» (Ленинский пр., 40)
«Московский дом книги» (ул. Новый Арбат, 8)
«Библиоглобус» (м. Лубянка, ул. Мясницкая, 6)
С.-Пб.: «С.-Пб. дом книги» (Невский пр., 28)
Муравенко Виталий Анатольевич
Муравенко Анатолий Дмитриевич
Муравенко Вадим Анатольевич
Буровые машины и механизмы
Том 1
Дизайнер М. В. Ботя
Технический редактор А. В. Широбоков
Корректор М. А. Ложкина
Подписано в печать 29.08.02. Формат 60 х 84У16.
Усл. печ. л. 30,22. Уч. изд. л. 30,67.
Гарнитура Times. Бумага офсетная №1.
Печать офсетная. Заказ №52.
АНО «Институт компьютерных исследований»
426034, г. Ижевск, ул. Университетская, 1.
Лицензия на издательскую деятельность ЛУ №084 от 03.04.00.
http://rcd.ru E-mail: borisov@rcd.ru