Неисправность
|
Вероятная
причина
|
Способ
устранения
|
Пропуск
в сальниковом уплотнении шпинделя
|
Выработка
манжет
|
Заменить
манжеты
|
Резкое
возрастание крутящего момента при открывании или закрывании задвижки
|
1)
Поломка подшипников опоры шпинделя 2) Замерзание жидкости в корпусе
|
1)
Заменить задвижку 2) Отогреть корпус задвижки горячей водой или паром
|
Пропуск
через разрядную пробку
|
Нарушена
герметичность пары конус-шар
|
Затянуть
пробку в резьбе.При продолжении пропуска сменеить шарик
|
Постоянное
положение шибера при вращении маховика
|
Поломка
шпинделя или шиберов в Т-образном пазу
|
Заменить
задвижку
|
Нарушение
герметичности затвора
|
1)
Износ уплонительных поверхностей затвора 2) Поломка тарельчатой пружины
|
1)
Осуществить нагнетание употнительной смазки в затвор 2) Заменить пружину в
ремонтной мастерской
|
4.
Безопасность жизнедеятельности
Анализы несчастных случаев в
бурении свидетельствует о том, что большая часть их происходит вследствие
применения неправильных приемов труда.
При ведении работ нередко нарушают действующие
правила по технике безопасности. Это обусловлено или неудовлетворительным
инструктажем, или не правильной организации труда, или недостаточным
техническим надзором со стороны инженерно-технических работников. Значительное
число несчастных случаев связано с тем, что при ведении работ применяется
неисправный инструмент и оборудование, не используются защитные средства,
недостаточно используются приспособления по технике безопасности и малой
механизации, облегчающие труд и предотвращающие опасности, возникающие во время
выполнения работ.
Для того чтобы максимально снизить травматизм,
необходимы высокая квалификация рабочих, знания или технологических
особенностей бурения скважин, назначения, конструкция и правил эксплуатации
оборудования и механизмов, правильных и безопасных приемов выполнения работ, а
также высокий уровень технического надзора со стороны руководителей работ.
Улучшение организации труда, механизация тяжелых и трудоемких работ,
рационализация технологических процессов, внедрение новых, более совершенных
видов оборудования, механизмов и инструмента - основные направления по
повышению производительности труда и создания здоровой и безопасной
производственной обстановки на буровых предприятиях. За последние годы
достигнуты значительные успехи в области создания безопасных условий труда в
бурении вследствие внедрения новой техники, пневматических систем управления,
разработки и оснащения производств контрольно-измерительной, регистрирующей,
ограничительной аппаратурой.
Для беспрепятственного доступа обслуживающего
персонала к установленному на устье противовыбросовому оборудованию под буровой
должен быть сделан твердый настил.
После монтажа, до разбуривания
цементного стакана, превенторная установка до концевых задвижек манифольдов
высокого давления должна быть опрессована водой, азотом или воздухом на
давление опрессовки обсадной колонны.
Плашки превенторов,
установленных на устье скважины, должны соответствовать диаметру применяемых
бурильных труб. Глухие плашки устанавливают в нижнем превенторе, когда в сборке
отсутствует превентор со срезающими плашками.
При бурении нефтяных и газовых
скважин значительное число несчастных случаев происходит в процессе
эксплуатации оборудования. Правильный монтаж, своевременный осмотр оборудования
и уход за ним создают условия для последующей безопасной работы. Поэтому перед
вводом в эксплуатацию вновь смонтированной буровой установки необходимо
проверить укомплектованность ее приспособлениями и устройствами по технике
безопасности, элементами малой механизации, КИП и запасными емкостями.
Безопасность работы будет обеспечена, если буровое оборудование и инструмент
будут соответствовать нормам и правилам техники безопасности.
5.
Расчетная часть
5.1 Расчет клиновой задвижки с
выдвижным шпинделем
Прежде чем проводить расчёт
запорных устройств, необходимо задаться исходными параметрами.
р - условное давление,
принимаем равным 35 МПа;
Dв
- внутренний диаметр уплотнительного кольца, принимаем равным 84 мм;
Dн
- наружный диаметр уплотнительного кольца, принимаем равным 104 мм;
b
- ширина уплотнительного кольца, принимаем равной 10 мм;
h
- высота сальника, принимаем равной 8,4 мм;
Rс
- средний радиус опорного заплечика втулки или радиус до центра шариков
подшипника, принимаем равным 38 мм;
rс
- средний радиус резьбы, принимаем равным 13,03 мм;
Наибольшее осевое усилие на шпинделе возникает в
момент закрытия задвижки, когда со стороны входа среды действуют следующие
силы:
Сила гидростатического давления среды:
, [3,
c.
114 ] (1)
где, р - условное давление;
Dв
- внутренний диаметр уплотнительного кольца;
b - ширина
уплотнительного кольца;
Подставим исходные данные и получим:
.
Реакция N1
уплотнительной поверхности корпуса со стороны входа среды, которую рассчитывают
по обеспечивающей герметичность удельной нагрузке на
уплотнительной поверхности:
, [3, c.
114] (2)
где, Dн
- наружный диаметр уплотнительного кольца;
q примем равной 8,75
МПа.
.
Сила трения:
; [3, c.
114] (3)
.
В момент закрытия шибер прижимается к
уплотнительной поверхности со стороны входа среды под действием сил Р, N1
, F1
и на уплотнительной поверхности со стороны выхода среды возникают реакция N2
и сила трения , действующие на
шибер. На него также действуют сила давления шпинделя Q
и сила тяжести G,
направленные по оси y - y.
Из условия равенства нулю суммы проекций на ось x
- x всех сил,
действующих на шибер,
;
, [3, c.
115] (4)
Принимают α = 50,
поэтому, учитывая малую величину sinα,
полагают
, [3,c.
115] (5)
Подставим имеющиеся значения
.
Усилие Qк,
которое нужно приложить к оси шпинделя для преодоления сил, действующих на
шибер, определяют из условия равенства нулю суммы проекций на ось y
- y всех сил,
действующих на шибер:
; [3, c.
115] (6)
Учитывая, что ,
получаем:
; [3, c.
115] (7)
или при α = 50
и f = 0,15
, [3, c.
115] (8)
Так как G
мы измерить не можем, то принимаем её равной 394,94 Н, тогда:
.
Усилие на шпинделе, необходимое для преодоления
трения в сальниках, равно:
, [3, c.
115] (9)
где, dш
- диаметр шпинделя, dш
= 32 мм;
h - высота сальника h
= 8,4 мм;
f = 0,1 - коэффициент
трения;
Усилие на шпинделе от внутреннего давления на
торец шпинделя:
, [3, c.
115] (10)
Подставив значения, получим:
.
Следовательно, суммарное осевое усилие,
сжимающее шпиндель:
.
Момент трения, возникающий в резьбе:
, [3, c.
115] (11)
где, rc
- средний радиус резьбы;
α1
- угол подъёма нарезки;
φ = 60
- угол трения;
Крутящий момент M,
который необходимо приложить к маховику, чтобы закрыть задвижку, складывается
из момента трения в резьбе M1
и момента трения в подшипнике втулки шпинделя M2:
, [3, c.
117] (12)
Момент трения в подшипнике втулки:
, [3, c.
117] (13)
где, Rc
- средний радиус опорного заплечика втулки, или радиус до центра шариков
подшипника;
f - коэффициент
трения (f = 0,1 - 0,15 для
опоры скольжения и
f = 0,01 для опоры
качения), принимаем f = 0,12;
.
.
Уплотнительные кольца шибера и корпуса
рассчитывают на удельное давление. Наибольшая сила прижатия на уплотнительных
поверхностях N2
возникает со стороны выхода среды. Давление на уплотнительных поверхностях:
, [3, c.
117] (14)
где, Dн
и Dв
- внутренний и наружный диаметры уплотнительного кольца.
Для колец из коррозионностойкой стали удельное
давление не должно превышать 40 - 60 МПа, для колец из бронзы - 16 МПа, для
колец, наплавленных твёрдым сплавом, - 60 МПа.
5.2 Расчет циркуляционной
системы
Определим потери давления в циркуляционной
системе.
Диаметр бурильных труб: DБТ=146
мм с толщиной стенки δ=9 мм;
Обвязка буровой: диаметр стояка DСТ=168
мм, диаметр ведущей трубы DВТ=140
мм;
Общие потери слагаются из потерь в каждом
элементе системы кругового движения промывочной жидкости в процессе бурения:
P = PТР
+
PКП +
PЗ +
PД +
PНЛ +
Pтурб [7,
c. 205] (15)
Подача давления в бурильных трубах:
ТР=αТРρQ2L
= 520*10-8*1200*0,0552*1950 = 0,036 Па [7, c.
205] (16)
где, αТР
- коэффициент, пропорциональный коэффициенту сопротивления
ρ - плотность
промывочной жидкости, кг/м3; ρ=1200 кг/м3;
Q - расход жидкости
, м3/с; Q=0,055 м3/с
;
L - длина колонны
бурильных труб, м;
= 2000 - lУБТ
=
2000-50 = 1950 м [7, c.
205] (17)
Потери давления в одном замковом соединении:
З =
αЗ
ρQ2 =
2*10-5*1200*0,0552 = 7,2*10-5 Па [7, c.
205] (18)
Во всех замковых соединениях при среднем расстоянии
между ними 10 м потери давления будут:
ΣPЗ
=
PЗ
=
(7,2*10-5)*=0,014 Па [7, c.
206] (19)
Потери давления в утяжелённых бурильных трубах:
УБТ =
αУБТ ρQ2lУБТ
=
(2,24*10-5)*1200*0,0552*50 = 0,004 Па [7, c.
206]
где, lУБТ
=
длина УБТ, м; lУБТ =
50 м;
Потери давления в кольцевом пространстве:
где, αКП
-
табличный коэффициент
Потери давления в обвязке вычисляются как сумма
потерь давления в отдельных её элементах.
Для этого необходимо вначале определить
коэффициент потерь давления в обвязке:
αНЛ
= αСТ αВЕРТ
αВЕД.ТР.
=
0,0004 + 0,0024 + 0,0009 = 0,0034 [7, c.
207] (22)
Далее с учетом данного коэффициента определяют
потери давления:
РНЛ = αНЛ*ρ*Q2
= 0,0034*1200*0,0552 = 0,0123 Па [7, c.
207] (23)
Потери давления в долотных отверстиях:
РД = αД
ρQ2
= (440*10-5)*1200*0,0552 = 0,0159 Па [7, c.
207] (24)
Суммарные потери давления в циркуляционной
системе буровой установки находятся как сумма потерь во всех ее элементах:
РГП = PТР
+ PКП
+ ΣPЗ
+ PУБТ
+ РНЛ + РД = 0,036 + 0,0036 + 0,014 + 0,004+ + 0,0123 +
0,0159 = 0,086 Па [7, c.
208] (25)
Давление на выкиде насоса в случае турбинного
способа бурения определяется как сумма потерь в циркуляционной системе и
перепада давления на турбобуре:
= PГП
+ Pтурб
= 0,086 + 0,064 = 0,15 Па [7, c.
208] (26)
где , Pтурб
- перепад давления на турбине турбобура, определяется по таблице, в данном
случае значение будет Pтурб
= 0,064 Па
Определим количество бурового раствора для
выноса частиц выбуренной породы.
Минимальное значение подачи промывочной
жидкости:
min
=
0,785*103(-D2)vmin
= 0,785*103(0,2952 - 0,1462)1,1 = 56,5 л/с =
= 0,056 м3/с [7, c.
208] (27)
где, vmin
-
минимальная скорость восходящего потока промывочной жидкости, при которой ещё
не наблюдается сальникообразования на элементах бурильной колонны (долоте,
переводнике турбобура и замках бурильных труб) и загрязнения ствола скважины; vmin
=
1,1 м/с;
DД -
диаметр долото; DД
=
295 мм;
D - диаметр
бурильных труб; D = 146 мм;
Следовательно, производительность насосов не
должна быть меньше 0,056м3/с
Определим количество промывочной жидкости для
выноса частиц выбуренной породы
Скорость подъёма частиц породы в кольцевом
пространстве;
м/с [7, c.
209] (28)
где, H
- глубина скважины; H=2000 м;
T - время выноса
частицы породы; T = 5ч
Скорость погружения частицы в промывочной
жидкости, определяемая при отсутствии движения жидкости; м/с;
[7, c.
209] (29)
где, K
- коэффициент, зависящий в основном от формы частицы (табличное значение); K
= 0,159
dч
- диаметр частицы; dч
= 10мм;
- плотность
породы; =
2600 кг/м3;
- плотность
глинистого раствора; = 1200 кг/м3;
α - коэффициент,
зависящий от площади поперечного сечения кольцевого пространства, вращения
бурильных труб и т.д.; α = 1,13;
Определяется скорость восходящего потока, м/с:
= c+αu
= 0,278 + 1,13*0,544 = 0,892 м/с [7, c.
209] (30)
Расход промывочной жидкости будет:
=
0,785*103(- D2)v
= 0,785*103(0,2952 - 0,1462)*0,892 = 47 л/с =
0,047м3/с
где, Dскв
- диаметр скважины; Dскв
= 295 мм;
D - наружный диаметр
бурильных труб; D = 146 мм;
Определим временя выноса частиц с забоя на
поверхность.
Продолжительность движения частиц от забоя до
устья скважины определяется:
Т=H/60*c=2500/60*0.60=69
мин [7, c. 209] (32)
где c
- скорость подъёма частиц в кольцевом пространстве:
c=υ-au=1,32-1,13*0,64=0,6 м/с
[7, c. 209] (33)
α=1,13 -
коэффициент, зависящий от площади сечения кольцевого пространства
v - скорость
восходящего потока промывочной жидкости:
= [7,
c. 210] (34)
K
- поперечное сечение кольцевого пространства между бурильными трубами и
стенками скважины:
[7, c.
210] (35)
- скорость погружения частицы в промывочной
жидкости:
где, K=0,159
- коэффициент, зависящий от формы частиц
Следовательно, чтобы при данных условиях после
прекращения бурения все частицы породы размером менее 15 мм были вынесены на
дневную поверхность, необходимо вести промывку более 1 часа.
Определим наибольшего размера выносимых частиц
выбуренной породы.
частицы породы,
удерживающейся во взвешенном состоянии, мм:
[7, c.
210] (37)
где, m
- опытный коэффициент, зависящий от формы частиц; колеблется в пределах 2,5 1,6
для частиц породы 2 40
мм;
- статическое
напряжение сдвига раствора; кг/м3;
Для турбулентного режима обтекания частиц
характерно соотношение:
max/do=7
[7,
c. 210] (38)
где
-
максимальный размер выносимой частицы выбуренной породы,мм:
max=7do=7*2,6=18,2
мм
[7, c. 210] (39)
Следовательно,
все частицы диаметром 18,2 мм и меньше будут выноситься на поверхность
Заключение
Противовыбросовое оборудование является
неотъемлемой частью любой буровой установки. Противовыбросовое оборудование
представляет собой комплекс, состоящий из сборки превенторов, манифольда и
гидравлического управления превенторами, предназначенный для управления
проявляющей скважиной с целью обеспечения безопасных условий труда персонала,
предотвращения открытых фонтанов и охраны окружающей среды от загрязнения в
умеренном и холодном макроклиматических районах.
Основная задача комплекса: сохранение
находящегося в скважине бурового раствора и проведение операций по его
замещению (глушение скважины) другим с требуемыми параметрами.
Комплекс противовыбросового оборудования
обеспечивает проведение следующих работ:
герметизацию скважины, включающую
закрывание - открывание плашек (уплотнителя) без давления и под давлением;
спуск-подъем колонны бурильных труб
при герметизированном устье, включая протаскивание замковых соединений,
расхаживание труб, подвеску колонны труб на плашки и удержание ее в скважине
плашками при выбросе;
циркуляцию бурового раствора с
созданием регулируемого противодавления на забой и его дегазацию;
Список литературы
1.Зайцев Ю. В., Романов А. В.
Освоение и ремонт нефтяных и газовых скважин
под давлением. - М.: Недра, 1982г. - 215 с.
. Бойко В. С. Разработка и
эксплуатация нефтяных месторождений. - М.:
Недра, 1990г. - 619 с.
.Чичеров Л.Г. Расчёт и
конструирование нефтепромыслового оборудования.
- М.: Недра, 1968г. - 439 с
.Рабен А.А., Шевалдин П.Е., Максутов
Н.Х. Монтаж и ремонт бурового и эксплуатационного
оборудования. М.: Недра, 1975, 304 с.
.Северинчик Н.А. Машины и
оборудование для бурения скважин. М.:
Недра, 1986. 368с.
.Абубакиров В. Ф., Буримов Ю. Г.
Буровое оборудование, буровой инструмент.
- М.: Недра, 2003 - 494 с.
.Ильский А. Л., Миронов Ю.В.,
Чернобыльский А.Г. Расчет и конструирование бурового оборудования. Учеб.
Пособие для вузов. М.: Недра, 1985 -
452 с.
.Фатхутдинова Р.М. Машины и
оборудование для бурения нефтяных и газовых
скважин. Альметьевск, 2013