Карта смазки бурового насоса

ПР19.Составление карты смазки бурового насоса -2

Эксплуатация и техническое обслуживание бурового оборудования

Эксплуатация и техническое обслуживание механизмов талевой системы

Сведения об условиях работы и оценка износа механизмов талевой системы. Структура ремонтного цикла механизмов талевой системы. Работы, выполняемые при обслуживании механизмов. Основные дефекты деталей механизмов талевой системы, нормы отбраковки деталей. Правила безопасной эксплуатации и обслуживания оборудования.

ПР10.Характерные неисправности механизмов талевой системы и способы их устранения -2

Эксплуатация и техническое обслуживание буровых лебедок

Сведения об условиях работы буровой лебедки, оценка износа ее деталей. Структура ремонтного цикла буровой лебедки. Работы, выполняемые при обслуживании. Приспособления и инструмент для обслуживания буровых лебедок. Правила безопасной эксплуатации и обслуживания оборудования.

ПР11.Составление карты смазки буровой лебедки.

ПР12.Характерные неисправности буровых лебедок и способы их устранения -2

Эксплуатация и техническое обслуживание роторов

Сведения об условиях работы. Оценка износа. Структура ремонтного цикла роторов. Работы, выполняемые при обслуживании. Основные неполадки роторов и способы их устранения. Правила безопасной эксплуатации и обслуживания оборудования.

ПР13.Составление карты смазки ротора – 2

ПР14.Характерные неисправности роторов и способы их устранения -2

Эксплуатация и техническое обслуживание вертлюгов

Сведения об условиях работы. Оценка износа. Структура ремонтного цикла вертлюгов. Работы, выполняемые при обслуживании. Основные неполадки вертлюгов и способы их устранения. Правила безопасной эксплуатации и обслуживания оборудования.

ПР15.Составление карты смазки вертлюга. – 2

ПР16.Характерные неисправности вертлюгов и способы их устранения -2

Эксплуатация и техническое обслуживание буровых насосов

Сведения об условиях работы буровых насосов, оценка износа деталей. Структура ремонтного цикла буровых насосов. Комплекс работ при техническом обслуживании. Быстроизнашивающиеся узлы, основные неисправности. Приспособления и инструмент для обслуживания насосов. Правила безопасной эксплуатации и обслуживания оборудования.

ПР17.Определение давления газа в пневмокомпенсаторе по номограмме, изучение его паспортных данных — 2

ПР18.Регулирование узлов буровых насосов -4

ПР19.Составление карты смазки бурового насоса -2

ПР20.Изучение приспособлений для обслуживания насосов. – 2

ПР21.Характерные неисправности буровых насосов и способы их устранения – 2

Источник статьи: http://mylektsii.su/9-34036.html

Техническое обслуживание и ремонт

Техническое обслуживание лебедки заключается в своевременном выполнении определенного комплекса работ по уходу за механизмами с целью предупреждения неисправностей и поддержания лебедки в постоянной готовности к работе..

Для лебедки необходимы следующие виды технического обслуживания:

• ежесменное техническое обслуживание (ЕО) -через каждые 8 часов работы;
• еженедельное техническое обслуживание (ТО-1) — через каждые 40 часов работы;
• техническое обслуживание №2 (ТО-2) через каждые 375 часов работы;
• техническое обслуживание №3 (ТО-3)- через каждые 750 часов работы.
• средний ремонт (СР ) — через каждые 1500 часов работы.

Ежесменное техническое обслуживание проводится при приеме смены машинистом управляющим лебедкой. При ежесменном техническом обслуживании (ЕО) необходимо проверить наличие масла в масленке, редукторе, пневмодвигателе в соответствии с требованиями таблицы смазки.

Особое внимание должно быть уделено проверке надежности закрепления рукавов подводящих воздух к лебедке и элементам пневмосистемы, а также надежное крепление всех составных частей и механизмов. Еженедельное техническое обслуживание проводится ремонтным персоналом один раз в неделю в ремонтные дни

Еженедельное техническое обслуживание проводится ремонтным персоналом один раз в неделю в ремонтные дни.

При еженедельном техническом обслуживании (ТО-1) производятся все работы по ежесменному техническому обслуживанию (ЕО) и дополнительная смазка подшипниковых узлов.

Техническое обслуживание (ТО-2) производится ремонтным персоналом один раз в квартал в ремонтные дни.

При техническом обслуживании ТО-2 проводятся все работы по ТО-1 и
дополнительно:

• перед заливкой масла производится удаление грязи с пробок заливных горловин и крышек;
• проводится замена жидких смазок и масел сразу после прекращения работы лебедки пока механизмы прогреты.

Техническое обслуживание №3 (ТО-3) проводится ремонтным персоналом один раз в полугодие в ремонтные дни.

При техническом обслуживании №3 (ТО-3) проводятся все работы по ТО-1 и ТО-2 и дополнительно оценка состояния всех деталей и механизмов лебедки с целью восстановления и гарантированного обеспечения работоспособности в течение установленного нормативами количества часов работы. При этом производится замена отдельных деталей и сборочных единиц с необходимой для этого разборкой, сборкой и регулировкой составных частей лебедки.

Средний ремонт (СР) проводится ремонтным персоналом один через 1500 часов работы согласно графика ремонтов, разработанных потребителем. При среднем ремонте (СР) производится полная разборка лебедки, замена деталей вышедших из строя деталей и узлов, притирка крана пульта управления, замена тормозных лент, манжет, полная замена смазки, регулировка тормозов с целью полного восстановления работоспособности и гарантированного обеспечения работоспособности в течение установленного нормативами количества часов работы.

Техническое обслуживание и ремонт лебедки производится только после полной разгрузки транспортируемого материала или оборудования и отключения сжатого воздуха.

Вывод лебедок в ремонт должен производится лицом, ответственным за безопасную эксплуатацию лебедок и производственный контроль, в случае обнаружения неисправностей, не совместимых с безопасной эксплуатацией лебедки.При ремонте руководствоваться настоящим руководством по эксплуатации и инструкциями для ремонтного состава.

Разрешение на пуск лебедки в работу после ремонта выдается лицом, ответственным за безопасную эксплуатацию лебедок и производственный контроль, при получении положительных результатов контроля выполнения требований безопасности.Средний ремонт (СР) проводится ремонтным персоналом один через 1500 часов работы согласно графику ремонтов, разработанных потребителем.

Вспомогательная лебедка

Вспомогательная лебедка служит для подъема и подтаскивания труб и другого инструмента с мостков, для установки утяжеленных труб на ручной подсвечник, а также для других вспомогательных работ по подъему, подтаскиванию грузов и по раскреплению и докреплению бурильной колонны.
 

Вспомогательная лебедка 3 ( рис. 4.18) устанавливается на раме вышечного блока на небольшом расстоянии от пульта бурильщиц и надежно крепится к основанию.
 

Вспомогательная лебедка предназначена для подтаскивания свай и перемещения копра; применять ее для подъема каких-либо грузов не рекомендуется. Лебедка состоит из сварного корпуса, вала с ведущей шестерней, барабана с шестерней, установленного на оси, рукоятки и стопорного устройства барабана.
 

Вспомогательная лебедка входит в состав вспомогательного оборудования. Привод лебедки осуществляется от двигателя через трансмиссию и коробку передач.
 

Вспомогательная лебедка предназначена для раскатки троса тяговой лебедки при механизированной прокладке кабеля.
 

Вспомогательная лебедка предназначена для подъема и подтаскивания тяжестей при помощи каната с якорем, подвешенного на вспомогательном ролике кронблока; довинчивания и докрепления обсадных труб диаметром свыше 152 мм при помощи машинных ключей; свинчивания, развинчивания и докрепления бурильных и обсадных труб диаметром до 152 мм.
 

Вспомогательная лебедка рассчитана на большую по сравнению с фрикционной катушкой приводную мощность, оформлена отдельным агрегатом, проста в изготовлении, при ремонте и обслуживании, не связана с расположением буровой лебедки и поэтому обладает более высокими эксплуатационными качествами.
 

Вспомогательная лебедка ( рис. 28) состоит из рамы, на нижних балках которой установлены редуктор 6, приводной электродвигатель 5, колодочный тормоз 7 и трансмиссионный вал ( на рисунке не показан), соединяющийся зубчатой муфтой с тихоходным валом редуктора. На верхних балках рамы находится трансмиссионный вал, на котором посажено цепное колесо, соединяющееся двухрядной роликовтулочной цепью с приводом. На трансмиссионном валу на подшипниках качения установлены барабан 2 диаметром 550 мм для свинчивания и развинчивания наращиваемых труб и барабан 4 диаметром 285 мм для подтаскивания и подъема груза. Все оборудование, смонтированное на раме, закрыто защитным кожухом.
 

Вспомогательная лебедка предназначена для подтягивания к буровой установке и подъема мелких грузов.
 

Вспомогательная лебедка ( рис. 2 — 6) для раскатки каната тяговой лебедки.
 

Вспомогательная лебедка унифицирована с грузовой.
 

Вспомогательная лебедка предназначена для подъема и подтаскивания тяжестей при помощи каната с якорем, подвешенного на вспомогательном ролике кронблока; довинчивания и докрепления обсадных труб диаметром свыше 152 мм при помощи машинных ключей; свинчивания, развинчивания и докрепления бурильных и обсадных труб диаметром до 152 мм.
 

Вспомогательная лебедка рассчитана на большую по сравнению с фрикционной катушкой приводную мощность, оформлена отдельным агрегатом, проста в изготовлении, при ремонте и обслуживании, не связана с расположением буровой лебедки и поэтому обладает более высокими эксплуатационными качествами.
 

Вспомогательная лебедка ( рис. 28) состоит из рамы, на нижних балках которой установлены редуктор 6, приводной электродвигатель S, колодочный тормоз 7 и трансмиссионный вал ( на рисунке не показан), соединяющийся зубчатой муфтой с тихоходным валом редуктора. На верхних балках рамы находится трансмиссионный вал, на котором посажено цепное колесо, соединяющееся двухрядной роликовтулочной цепью с приводом. На трансмиссионном валу на подшипниках качения установлены барабан 2 диаметром 550 мм для свинчивания и развинчивания наращиваемых труб и барабан 4 диаметром 285 мм для подтаскивания и подъема груза. Все оборудование, смонтированное на раме, закрыто защитным кожухом.
 

Смазка лебедки

Смазку лебедки при ежесменных и номерных технических обслуживаниях
проводить согласно таблицы смазки, где указаны сроки проверки и способы
нанесения смазки.

Смазка пневмодвигателя лебедки и узлов пневмосистемы осуществляется
масленкой вместе с поступающим сжатым воздухом.

Заливка масла в масленку производится при
закрытом вентиле подачи сжатого воздуха и сброшенном в системе давлении.

При работе лебедки необходимо следить за нагревом подшипниковых узлов
и своевременно их смазывать.

При проведении смазочных работ соблюдать следующие общие правила,
которые позволят продлить срок службы лебедки:

• использовать только рекомендуемые смазки и масла, придерживаться указанных сроков замены смазок;
• транспортировать смазки и масла в чистой и закрытой таре;
• при полной смене смазки в механизме промывать детали керосином;
• при любой регулировке механизма смазывать его, перед смазкой очищать места смазки (пробки, крышки и т.д.) и предотвращать любую возможность засорения;
• наполнять смазкой соединения до появления свежей смазки из зазоров, при заливке масел следить за уровнем по контрольным пробкам маслоуказателей.

Конструктивные особенности и преимущества буровых лебедок серии ЭТ

• зубчатая трансмиссия позволяет получить на подъемном валу «тихую» и «быструю» скорости. «Быстрая» скорость — для подъема и спуска бу-рильной колонны и порожнего элеватора, «тихая» скорость предназначена для работы с обсадной колонной и ликвидации аварий.
• многофункциональный привод: электродвигатель привода лебедки обеспечивает не только подъем, но и регулируемый спуск бурильных и обсадных колонн и порожнего элева-тора до полной остановки и удержания в неподвижном состоянии; регулируемая подача долота на забой в режиме регулятора подачи долота; при отказах в сети основного электроснабжения двигатель способен произвести подъем бурильных труб, работая от дизельной электростанции мощностью 200 кВт.
• дисковой тормоз включает в себя 2 диска, 2 системы привода — рабочую и аварийную. Тормоз с приводом от рабочего цилиндра используется для фиксации в неподвижном состоянии. Износ колодок и дисков практически исключен.
• барабан: на барабане выполнена нарезка и предусмотрена защита реборд кольцевыми накладками из износостойкой стали.
• бесконтактные уплотнения: особая конструкция уплотнена не только исключает протекание масла наружу, но и проникновение пыли и влагт внутрь корпуса трансмиссии; в уплотнении отсутствуют изнашиваемые детали типа манжет.
• дистанционное управление создает комфортные условия труда. Все управление практически сводится к управлению рукояткой командоаппарата системы управления двигателем. Бурильщик может работать в положении «сидя».

Технические характеристики буровых лебедок серии ЭТ

Правила хранения

Условия хранения лебедки должны соответствовать условиям 4 (Ж2) по
ГОСТ 15150-69.

При длительном хранении лебедки должна быть обеспечена возможность
проверки состояния консервации, которая проводится не реже одного раза в месяц.

Срок хранения лебедки не более трех лет.

По истечении назначенных показателей
лебедка изымается из хранения и принимается решение о направлении ее в ремонт,
об утилизации, о проверке и об установлении новых назначенных показателей.

Лебедка может транспортироваться автомобильным, железнодорожным,
водным, и авиатранспортом, при условии предохранения ее от механических
повреждений.

Погрузка, раскрепление и транспортирование в зависимости от вида
транспорта должны производиться в соответствии с нормами и требованиями
«Технических условий погрузки и крепления грузов», «Правил перевозки грузов» и
Правил безопасности- морской перевозки генеральных грузов».

Требования к расстоянию и скорости
транспортирования не предъявляются.

Условия транспортирования лебедки в части воздействия механических
факторов Ж по ГОСТ 23170-78, в части воздействия климатических факторов — 4(Ж2)
по ГОСТ 15150-69.

Расстановка и крепление грузовых мест в
транспортных средствах должны обеспечивать устойчивое положение в пути.
Смещение и удары не допускаются.

Карта смазки бурового насоса

Выбор смазочного материала начинают с анализа свойств различных смазочных материалов для обоснования целесообразности их применения.

Преимуществами минеральных масел являются: наиболее низкий коэффициент внутреннего трения; наименьший износ пар трения при высоких скоростях, при повышенных и низких температурах; возможность очистки и контроля за состоянием масла и его подачей; процесс смены и добавки масла достаточно прост; возможность сбора и регенерации масла. Кроме этих преимуществ важнейшее преимущество состоит в охлаждающем действии масел.

К недостаткам жидких минеральных масел относятся: утечки через неплотности в разъемах корпусов и маслопроводов, устройство сложных уплотнений и пожароопасность.

Преимуществами пластичных смазочных материалов являются: относительно высокая эффективность применения при низких скоростях скольжения и значительных давлениях, амортизация при ударных и знакопеременных нагрузках, при частых остановках, хорошее заполнение зазоров в узлах трения и неплотностях корпусов подшипников и предотвращение загрязнений трущихся поверхностей.

Недостатки пластичных смазочных материалов: возможность расслоения, расплавление и вытекание при длительной работе при высоких температурах, более трудоемкий процесс смены смазочного материала.

При отсутствии карты смазки смазочный материал можно выбрать руководствуясь следующими общими рекомендациями: узлы трения, работающие при высоких удельных нагрузках, смазывают более вязкими смазочными материалами во избежание выдавливания смазки из зоны контакта; пластичные смазки применяют при низких скоростях скольжения, например, в открытых зубчатых передачах и подшипниках качения; малые потери на трение при смазывании маловязкими смазочными материалами повышают КПД механизма и снижают температуру нагрева деталей; при проточной циркуляции применяют жидкие смазочные материалы; с увеличением скорости вязкость смазочного материала должна понижаться.

Кроме перечисленных общих рекомендаций рассмотрим рекомендации по выбору смазочных материалов для конкретных узлов трения машин.

Подшипники скольжения могут смазываться жидкими минеральными маслами и пластичными смазочными материалами в зависимости от удельных нагрузок, скоростей перемещения, температуры и условий окружающей среды.

Подшипники качения также могут смазываться жидкими и пластичными смазочными материалами в зависимости от конструкции механизма и условий работы. Так, например, жидкие смазочные материалы используются в редукторах при смазке разбрызгиванием. При работе в тяжелых условиях эксплуатации (повышенная запыленность и влажность) смазка производится пластичными смазочными материалами. На выбор смазочных материалов для подшипников качения влияют конструктивные параметры, т.е. если произведение диаметра вала в миллиметрах на число его оборотов в минуту менее 300000, применяют пластичные смазочные материалы.

При заполнении подшипника более чем на 1/3 его емкости повышается сопротивление качению и смазка, нагреваясь, расслаивается.

Зубчатые и червячные передачи закрытого типа в редукторах, коробках передач и других механизмах, как правило, смазывают минеральными маслами. В зависимости от окружной скорости зубчатых передач применяется смазка разбрызгиванием масла из картера при величине окружной скорости 12-15 м/с, а при более высоких скоростях используется принудительная циркуляционная смазка.

Количество масла в картере определяется расчетом, а именно 0,25-0,50 л на единицу передаваемой мощности. Оно должно регулярно контролироваться и по мере необходимости добавляться.

Пригодность смазочных материалов при необходимости может контролироваться при работе машины. Для этого производится замер температуры у подшипника через 15-20 мин работы с тем или иным сортом смазочного материала.

Смазка считается пригодной для данного подшипника при минимальной температуре смазочного материала. Дальнейшее наблюдение в течение одной — двух смен за машиной позволяет подтвердить правильность выбора смазочного материала.

Дата добавления: 2014-01-04; Просмотров: 3303; Нарушение авторских прав?; Мы поможем в написании вашей работы!

Нам важно ваше мнение! Был ли полезен опубликованный материал? Да | Нет

Буровой насос в буровых установках Детали, типы и расчеты

Буровые насосы высокого давления представляют собой объемные насосы. Проще говоря, они преобразуют механическую энергию в гидравлическую. Их механические компоненты (силовые части) обычно обслуживаются механиками. Однако гидравлическая часть (напорная часть) насоса обслуживается буровой бригадой. Поскольку они являются важной частью оборудования буровой установки , обязательно, чтобы инженер-буровик хорошо знал их механические и гидравлические компоненты.

Номенклатура буровых насосов, представленная на Рисунке 1, показывающем поперечное сечение сдвоенного насоса , должна быть тщательно изучена, чтобы получить представление об основной терминологии.

Рисунок  1 Буровой насос высокого давления

В этой статье мы рассмотрим:

• Принципы работы
• Общая конструкция
• Демпферы пульсаций
• Предохранительные клапаны

9001 7 Производительность, эффективность и необходимая мощность

Буровые насосы Принципы работы деталей

Насос одинарного действия

Рисунок 2 Насос одинарного действия

Основы насосов — Типы насосов — . ..

Включите JavaScript

Основы насосов — Типы насосов — Изучение техники преобразовать вращательное движение первичного двигателя в возвратно-поступательное движение. Это возвратно-поступательное движение, в свою очередь, преобразуется в поток жидкости с помощью поршневой или плунжерной напорной части.

• Траверса: часть бурового насоса, в которой вращательное движение переходит в возвратно-поступательное
• Шатун: обеспечивает связь между кривошипом и крейцкопфом.
• Поршень или плунжер: соединяется с крейцкопфом с помощью удлинительного штока и штока поршня.

Основными частями нагнетательной части насоса являются : сам корпус, вкладыши с уплотнительными кольцами, крышки с набивкой, поршень(и) с поршневыми штоками, а также всасывающий и нагнетательный клапаны с седлами. (Выброс обычно поддерживается предохранительным клапаном).

Плунжер подает только в течение половины оборота коленчатого вала, по этой причине он называется насосом одностороннего действия. Мы можем рассчитать подачу однопоршневого насоса за один цикл такого насоса следующим образом (без учета потерь):

Насос двойного действия

Поршневой буровой насос двойного действия показан на рисунке 2. В этом насосе имеется только два поршня, и такт всасывания с одной стороны происходит одновременно с тактом нагнетания с другой стороны. Насос двойного действия подает жидкость как при движении поршня внутрь, так и наружу. Таким образом, сравнивая его с насосом одностороннего действия, имеющим такой же диаметр поршня и ход поршня, видно, что насос двустороннего действия будет перекачивать почти в два раза больше жидкости. Выход явно несколько меньше из-за поршневого штока.

Основные детали гидравлической части сдвоенного бурового насоса такие же, как у насоса одностороннего действия, за исключением сальника и сальникового уплотнения со стороны штока поршня, а также дополнительного набора клапанов на поршень.

Рис. 2: Буровой насос двойного действия Рис. 3: Напорная часть двойного насоса двойного действия.

На рис. 4 показан вид напорной части дуплексного насоса двойного действия с указанием основных компонентов.

Рис.4: Дуплексный насос двойного действия

Применение в бурении

Оба типа буровых насосов высокого давления используются на буровых установках для циркуляции бурового раствора. Каждый тип, однако, имеет свои собственные пределы эксплуатации, а именно:

• Дуплексные насосы: кривошипы расположены под углом 90°, и насос может работать с максимальной скоростью 70 об/мин.
• Насосы Triplex: кривошипы расположены под углом 120° и могут работать с максимальной скоростью 150–170 об/мин.

На практике тройные насосы имеют следующие преимущества:

• Тройной насос обеспечивает более равномерную подачу, так что колебания нагнетания примерно в два раза меньше, чем у двойного насоса. Это обеспечивает более длительный срок службы деталей насоса, шлангов и т. д. 9№ 0018
• Общий вес тройного насоса составляет примерно 70 % веса сдвоенного насоса такой же производительности, кроме того, он занимает меньше места.
• Триплексные насосы более доступны, чем дуплексные, и, следовательно, техническое обслуживание выполняется быстрее и дешевле.

Простои, вызванные ремонтом насоса, обходятся дорого, и их следует предотвращать. Частые капитальные ремонты насосов требуют трудозатрат. Поэтому покупка насоса большого размера часто предпочтительнее, так как это снижает износ деталей и объем необходимого обслуживания.

Общие эксплуатационные требования могут варьироваться от 5,4 до 6,7 м ³ /мин при 7 000 кПа (1 200 – 1 500 галлонов в минуту при 1 000 фунтов на кв. дюйм) и 1,35 – 2,25 м3/мин при 31 500 кПа (300 – 500 галлонов в минуту при 4 500 фунтов на квадратный дюйм). Однако опытным путем установлено, что износ деталей бурового насоса резко увеличивается при эксплуатации насоса при давлении, превышающем 21 000 кПа (3 000 фунтов на кв. дюйм).

Замена хвостовика может потребоваться, когда требуемые диапазоны дебита в течение скважины не могут быть охвачены одним и тем же типоразмером хвостовика, даже при одновременной работе нескольких насосов.

Детали бурового насоса

Силовая и гидравлическая части показаны ниже более подробно.

Приводная часть

На рис. 05 показан вид в разрезе приводной части в сборе. Вращательное движение цельной шестерни и вала преобразуется в возвратно-поступательное движение эксцентриковым валом. Все валы поддерживаются роликовыми подшипниками.

Рисунок 5: Приводная часть бурового насоса

Хорошо видна крейцкопф, который скользит внутри направляющей крейцкопфа, поддерживая истинное линейное движение удлинительного штока, а также узел сальниковой коробки, который также подробно показан на Рисунке 6.

Рисунок 6 Узел сальника (с масляным уплотнением)

Соединение между удлиняющим штоком и штоком поршня представляет собой тонкий конический протектор с контргайкой (в насосе двойного действия) или стыковым хомутом (в насосе одинарного действия) как показано на рисунке ниже.

Рис. 7: Соединение удлинителя и штока поршня

Напорная часть

На рис. 8 показан пример нагнетательной части сдвоенного бурового насоса.

Рис. 8 Пример нагнетательной части двойного бурового насоса.

• Поз. № 1 Только жидкостный модуль (с шипами в комплекте поз. 1–6)
• № 2, шпилька – рама, резьбовое кольцо
• № 3, шпилька – выпускной коллектор
• № 4, шпилька – резьбовое кольцо
• № 5, резьбовое кольцо
• № 6, выпускной коллектор
• № # 7 Резьбовая заглушка Защитник
• Пункт № 8 Руководное кольцо
• Пункт № 9 Цилиндровый заглушка
• Элемент # ГОЛОВКА ЦИЛИНДА Верх0018
• Деталь № 12 Фиксатор нижней направляющей клапана
• Деталь № 13 Уплотнение — заглушка головки цилиндра, гильза
• Деталь № 14 Нагнетательный коллектор
• Деталь № 15 Уплотнение — всасывающий коллектор
• Деталь № 16 Направляющая втулка клапана 9 0018
• Номер позиции 17 Верхняя направляющая клапана

Особое внимание следует уделить сальниковому уплотнению залива масла (Рисунок 9), которое должно выдерживать полное давление насоса. Сальник охлаждается и смазывается независимой системой смазки.

Рис. 9: Поперечный разрез маслозаводной сальниковой коробки

Замкнутая система охлаждения используется для защиты поршней насоса одностороннего действия от перегрева (см. Рис. 10). Охлаждающая жидкость обычно представляет собой смесь масла и питьевой воды и циркулирует с помощью небольшого насоса. Если бы поршни не охлаждались, гильзы нагревались бы и перегревались в течение нескольких минут. Поверхность цилиндра также должна быть смазана.

Рис. 10: Система охлаждения поршня

Брызговик на удлинительном штоке предотвращает попадание охлаждающей воды в картер насоса удлинительным штоком.

Поршень и гильза

Гильзы буровых насосов высокого давления всегда фиксируются на месте за счет контакта металл-металл.

В трехцилиндровых насосах используется специальная стопорная гайка вкладыша, дуплексные насосы снабжены двойной клеткой с металлической системой крепления вкладыша (Рисунок 11).

Рис. 11. Система фиксации в дуплексных насосах

В последнем варианте футеровка металл-к-металлу прилегает к заплечику в корпусе с помощью установочных винтов), которые затягиваются на клетке футеровки. Набивка гильзы регулируется отдельно с помощью установочных винтов на сепараторе гильзы. Некоторые типы насосов имеют специальные контрольные отверстия (небольшое отверстие, соединяющее область проставочного кольца гильзы с атмосферой) для проверки надлежащего функционирования набивки. Если жидкость капает из этих отверстий, необходимо затянуть набивку гильзы. Эти отверстия ни в коем случае нельзя затыкать, чтобы остановить «утечку»!

Наибольший износ вкладыша приходится на середину хода, так как скорость поршня в этой точке самая высокая.

Максимально допустимый износ футеровки зависит от давления, которое должен преодолевать насос (см. Таблицу .1).

Рисунок 12: Износ футеровки Таблица .1

На рисунке 13 показаны поршни насоса двойного и одинарного действия. Обратите внимание, что на корпусе поршня имеется специальная контрольная канавка износа, позволяющая определить степень износа поршня.

Рисунок 13: Поршни буровых насосов

Резина поршня изготовлена ​​из полиуретана. Зазор между поршнем и гильзой определяет срок службы резины (см. рис. 14). Если зазор слишком велик, возможно, что резина выдавится в зазор и порвется.

Рисунок 14: График, показывающий срок службы уплотнения поршня

Клапаны и седла

Объемный КПД сильно зависит от состояния клапанов. Это означает, что регулярный осмотр необходим для поддержания оптимальной эффективности.

После осмотра клапаны всегда следует возвращать на место, с которого они были сняты. Клапаны и седла имеют тенденцию изнашиваться вместе с соответствующими рисунками износа. Они прослужат дольше, если будут содержаться вместе.

После замены седла клапан всегда следует заменять. Клапан оснащен ребрами или направляющим штифтом для обеспечения хорошего выравнивания в седле. Пружина клапана помогает закрыть клапан.

Большинство седел клапанов сужаются снаружи для плотного прилегания к корпусу насоса. Очень важно, чтобы сопрягаемые поверхности были тщательно очищены, так как неправильная посадка может привести к вымыванию корпуса (вымыванию бурильной трубы), что может привести к порче всей гидравлической части.

Поскольку посадка седел клапанов должна быть очень плотной, это означает, что клапаны должны быть установлены на место с помощью медного стержня и удалены с помощью специального (гидравлического) съемника.

Рис. 15. Поперечное сечение насоса двойного действия (видны только выпускные клапаны) Рис. 16. Поперечное сечение насоса одностороннего действия

Расчет производительности, эффективности и требуемой мощности бурового насоса

Производительность бурового насоса

Как показано в разделе (Принципы работы), теоретическая производительность за ход определяется как:

Теоретическая производительность за ход для трехцилиндрового насоса одностороннего действия:

Теоретическая производительность за ход для двухтактного насоса двойного действия: Все в одинаковых единицах эффективность ( η _v ) даст эффективный выход Q _e .

Таким образом, Теоретическая производительность для тройного насоса одностороннего действия Q _e =

В литрах/мин

В баррелях/мин

где в двух уравнениях, где указаны единицы измерения, L, D и d выражены в дюймах, которые обычно используются для этой цели .

Аналогично, теоретическая производительность для двухстороннего насоса двойного действия Q _e :

В литрах/мин

В баррелях/мин

где приведенные выше уравнения

Насос Счетчики хода

Буровые насосы обычно оснащены счетчиками хода насоса. Существует два типа счетчиков ходов: один для индикации скорости насоса (кол-во ходов в минуту), а другой для записи совокупного количества ходов. Последний тип счетчика используется для контроля таких заданий, как погоня за Цементирование обсадных труб и выявление пробок и во время контроля скважины .

Обычно такие счетчики необходимы для отслеживания перекачиваемых объемов, когда важен контроль объема. Однако также необходимо знать КПД насоса, чтобы иметь возможность определить фактический подаваемый объем. Учитывая, что этот КПД зависит от давления, его всегда следует проверять при перекачивании с разумным давлением.

Объемная эффективность (

η _v )

Как указано в предыдущих параграфах, объемный КПД представляет собой соотношение между теоретической и эффективной производительностью насоса.

Потеря объемной эффективности в основном вызвана задержкой закрытия клапана. При обратном движении плунжера клапаны еще не полностью закрыты из-за массовой инерции клапанов, и часть жидкости имеет возможность течь обратно.

Основные причины снижения эффективности буровых насосов

Признаются следующие потери:

• Потери из-за утечки нагнетательного клапана: Пока нагнетательный клапан не закрывается полностью во время такта всасывания, небольшое количество жидкости будет вытекать из нагнетательного трубопровода обратно в цилиндр.

• Потери на утечку всасывающего клапана: Пока всасывающий клапан не закрывается полностью во время такта нагнетания, небольшое количество жидкости будет вытекать обратно из цилиндра во всасывающую линию.

Другими причинами снижения эффективности являются:

• Потери из-за негерметичного сальника: Во время такта всасывания через сальник всасывается воздух. Этот воздух, очевидно, уменьшает общий объем всасывания насоса. Во время такта нагнетания жидкость будет просачиваться через сальник, так что количество выбрасываемого также уменьшится.

• Потери на утечку между поршнем и гильзой: уплотнение между поршнем и гильзой может быть несовершенным, поэтому во время такта нагнетания часть жидкости может просочиться мимо поршня. Также возможно, что во время такта всасывания насоса одностороннего действия некоторое количество воздуха всасывается мимо поршня.

• Потери из-за утечек во всасывающих линиях: Негерметичности во всасывающей линии могут привести к попаданию воздуха в поток бурового раствора во время такта всасывания.

• Воздух или газ, абсорбированные жидкостями: Сама жидкость может содержать газ или воздух, либо растворенные, либо переносимые в виде маленьких пузырьков. Одной из наиболее распространенных причин всасывающей аэрации является смешивание бурового раствора или добавление химикатов через бункер.

Высочайшая практическая эффективность должна поддерживаться путем регулярной проверки и обслуживания насоса.

Определение КПД насоса

Объемный КПД насоса можно определить, перекачивая известный объем жидкости из одного резервуара в другой и сравнивая его с теоретическим объемом, рассчитанным по количеству выполненных ходов. Это должно быть сделано во время перекачки через скважину с разумной скоростью, чтобы убедиться, что насос работает против давления (хорошее время для этого — во время циркуляции перед спуском обсадной колонны и цементированием).

Объемный КПД дуплексного насоса обычно составляет 90 % и более. Объемный КПД тройного насоса обычно превышает 95%.

Гидравлический

Требования к мощности

Гидравлическая мощность (P _h ) может быть рассчитана с использованием приведенного ниже уравнения

P _h = ΔP x Q _e 90 004

Полевые единицы:

P _h (HHP) = ΔP x Q _e / 40

P _h в фунтах на квадратный дюйм и Q _e в баррелях /мин

На практике подводимая мощность должна быть больше, чем гидравлическая мощность, потому что

• работа требуется механизму самого насоса.
• работа, поглощаемая гидравлическими неэффективностями

Отношение гидравлической мощности P _ч к входной мощности P _i — механический КПД η _м , Таким образом

P _ч = P _i x η _м 9000 7

η _m обычно порядка 0,85

Эксплуатация Ограничения

Рабочие пределы устанавливаются, в первую очередь, размерами гидравлической части, а в конечном счете — габаритами приводной части. Максимальное давление нагнетания определяется размером установленной втулки и доступным крутящим моментом с приводной стороны. Выходной объем для данного лайнера зависит от достижимой скорости насоса, т.е. доступной мощности с приводной стороны.

Предохранительные клапаны буровых насосов

Буровые насосы должны быть оборудованы предохранительными клапанами. Эти клапаны предотвращают создание слишком высокого давления в циркуляционной системе. Предохранительные клапаны, наиболее часто используемые в операциях «Шелл», представляют собой сбросной предохранительный клапан Cameron типа «B» и предохранительный клапан сдвига Cameron. Между этим клапаном и баком для бурового раствора должна быть подсоединена нагнетательная линия. Из соображений безопасности линия нагнетания этого предохранительного клапана должна быть надежно закреплена так, чтобы ее конец был направлен вниз в бак.

Сдвиговый предохранительный клапан Cameron

Сдвиговый предохранительный клапан Cameron открывается при превышении уставки давления. Давление срабатывания клапана определяется прочностью срезного штифта. В этой конструкции клапан полностью открывается, а эрозия поршня или отверстия отсутствует. На заводской табличке напечатана таблица, по которой можно увидеть, какой размер срезного штифта необходим для требуемого ограничения давления.

Рис. 17. Срезной предохранительный клапан Cameron

Предохранительный клапан Cameron типа «B»

Предохранительный клапан Cameron типа «B» имеет следующие особенности:

• Он полностью открывается при превышении давления.
• Настройка давления указывается стрелкой.
• Уставку давления можно изменить давлением на клапан, поворачивая регулировочную гайку.
• Конструкция клапана предотвращает утечку или эрозию.
• Все детали прилагаются.
• Клапан устанавливается с помощью рычага сброса.
• Клапан можно открыть в любой момент, нажав кнопку фиксатора.

На приведенной ниже схеме показана работа клапана.

Рисунок 18. Перепускной клапан сброса Cameron типа «B» Рисунок 19. Схема работы сбросного предохранительного клапана Cameron типа «B»

Демпферы пульсаций бурового насоса

разрядные удары. Во время каждого хода скорость увеличивается от нуля до максимума примерно в середине хода, а затем снижается до нуля в течение оставшейся части хода (см. Рисунок 20).

Рисунок 20: Скорость поршня во время хода

Изменение скорости поршня, а, следовательно, и скорости жидкости, вызывает колебательное действие, показанное на рисунке 21. Эффект менее выражен для насоса одностороннего действия, чем для насоса двойного действия. действующий насос.

Рисунок 21: Кривые подачи бурового насоса

Всасывающий демпфер

Во время такта всасывания, когда насосу требуется больше жидкости, он забирает ее из демпфера. После завершения такта всасывания воздушная камера поглощает поток из бака и таким образом гасит толчки во всасывающей линии.

Демпфер нагнетания

Нагнетательная камера или демпфер пульсаций, в отличие от демпфера всасывания, частично герметизированы газообразным азотом. Во время такта нагнетания газ в демпфере пульсаций сжимается. В конце такта нагнетания сжатый газ расширяется, поддерживая достаточно устойчивый поток в нагнетательном трубопроводе и демпфируя пики давления нагнетания.

На рис. 22 показан широко используемый демпфер пульсации. Он состоит из стального сферического корпуса, в который вставлена ​​диафрагма. Диафрагма отделяет газ (азот) от бурового раствора.

Рисунок 22: Демпфер пульсаций

Заправочный клапан и манометр установлены сверху на крышке демпфера пульсаций, что позволяет проводить регулярный осмотр и перезарядку. Для достижения удовлетворительного демпфирующего эффекта предварительное давление должно составлять 75 % от минимального ожидаемого рабочего давления насоса. Максимальное давление не должно превышать 5250 кПа (750 фунтов на кв. дюйм).

ПРЕДУПРЕЖДЕНИЕ: Крайне важно, чтобы для заправки демпфера пульсаций использовался только азот. Серьезные аварии были результатом использования кислорода вместо азота.

Расположение демпфера

Наилучший демпфирующий эффект достигается, когда демпферы устанавливаются вблизи всасывающей и напорной стороны насоса, как показано на рис. 23. В соединение между насосом и напорной линией должен быть включен шланг для поглощения вибрации.

Рис. 23. Расположение демпферов

Бустерные / подпиточные насосы

Когда насосы работают на максимальной скорости, даже демпферы всасывания могут не справиться с пиковыми скоростями всасывания. Это приводит к кавитации с неполным наполнением цилиндров и ударным нагрузкам в насосах. Чтобы устранить такие проблемы, бустерные или нагнетательные насосы подключаются к всасывающим линиям бурового насоса, чтобы постоянно поддерживать положительное давление.

Обратите внимание на следующие моменты, чтобы обеспечить правильное заполнение цилиндров насоса, чтобы предотвратить удары поршня или скачки давления:

• Всасывание насоса должно быть как можно напор жидкости может поддерживаться.
• Насос должен быть как можно ближе к резервуару, чтобы сопротивление всасыванию было минимальным. Может потребоваться бустерный насос на линии всасывания (см. рис. 3.3.24), если потери на трение чрезмерны.
• Всасывающая линия должна иметь как можно больший внутренний диаметр, а линия должна быть хорошо герметизирована и закреплена, чтобы предотвратить всасывание в нее воздуха.
• Резервуар должен быть заполнен до нормального рабочего уровня, чтобы поддерживать максимальный напор на всасывании.

Рисунок 24. Правильное подключение бурового насоса

Основные сведения о объемных буровых насосах в буровой промышленности

By DrillingFormulas.Com | 23 ноября 2013 г. — 5:21 | 1 февраля 2019 г. Знание нефтяных месторождений

Просмотры сообщений: 15 137

Насосы прямого вытеснения обычно используются на буровых установках для перекачки буровых растворов под высоким давлением и большими объемами по всей буровой системе. Есть несколько причин, по которым буровые насосы прямого вытеснения используются на буровых установках.

• Насосы могут работать с жидкостями с высоким содержанием твердых частиц.

• Широкий диапазон значений давления и расхода.

• Они более надежны и способны перекачивать в тяжелых условиях.

• Они просты в эксплуатации и обслуживании.

Насосы Duplex и Triplex представляют собой объемные насосы прямого вытеснения, которые обычно используются на нефтяных месторождениях.

Сдвоенные насосы – 2 цилиндра, двойного действия

Рисунок 1 – Сдвоенный насос

Сдвоенные насосы (рис. 1) имеют два цилиндра двойного действия. Это означает, что поршни движутся назад и всасывают буровой раствор через открытый впускной клапан и другие стороны тех же поршней, поршни выталкивают буровой раствор через выпускные клапаны.

На следующих схемах показано, как работают сдвоенные буровые насосы.

Рис. 2 – Положение штока поршня и движение жидкости дуплексного насоса

Когда шток поршня перемещается вперед, один из впускных клапанов поднимается, позволяя жидкости поступать, а один из выпускных клапанов толкается вверх, поэтому буровой раствор откачивается насосом (рис. 2).

 Рисунок 3 – Положение штока поршня и движение жидкости в сдвоенном насосе

 С другой стороны, когда шток поршня перемещается назад, буровой раствор продолжает перекачиваться. Другой впускной и выпускной клапан будет открыт (рис. 3).

Насосы Triplex – 3 цилиндра, одностороннего действия

Насосы Triplex имеют три цилиндра одностороннего действия. Поршни перемещаются назад и втягивают буровой раствор через открытые впускные клапаны. При движении поршней вперед буровой раствор выталкивается через открытые нагнетательные клапаны.

Рис. 4 Тройной насос

 На следующих рисунках показано, как работают тройные буровые насосы.

На каждой схеме показано действие одного цилиндра.

Рисунок 5 – Положение штока поршня и движение жидкости в трехцилиндровом насосе (нагнетание)

Когда штоки поршня перемещаются вперед, впускные клапаны находятся в закрытом положении, а выпускные клапаны находятся в открытом положении, позволяя жидкости вытекать ( Рисунок 5).

Рис. 6 Положение штока поршня и движение жидкости в насосе Triplex (всасывание)

Напротив, когда штоки поршня перемещаются назад, впускной клапан открывается, позволяя буровому раствору поступать в насос (Рис. 6). В этом видео ниже показано, как работает тройной буровой насос.