Пневматические клиновые захваты

Содержание 

Введение…………………………………………………………………………..3

Основные сведения……………………………………………………………….4

Схема и принцип  работы ротора………………………………………………...8

Эксплуатация  ротора……………………………………………………………..8

Конструкция ротора……………………………………………………………...10

Техническое обслуживание……………………………………………………...12

Контроль состояния  смазки……………………………………………………...14

Возможные неисправности………………………………………………………15

Монтаж ротора……………………………………………………………………15

Ремонт ротора……………………………………………………………………..16

 Контроль  состояния, отбраковка изношенных деталей……………………….18

Регулировка подшипников  стола ротора и ведущего вала…………………….20

Контроль качества сборки………………………………………………………..21

Техника безопасности при ремонте и монтаже ротора.  Охрана окружающей среды………………………………………………………………………………22

Пневматические клиновые захваты……………………………………………..23

Расчет роторов…………………………………………………………………….25

Индивидуальный  привод ротора ………………………………………………..32

Заключение………………………………………………………………………..35

Список  литературы……………………………………………………………….36 
Введение 

     Технический прогресс в бурении скважин во многом определяется эффективностью работы бурового оборудования и инструмента. Надёжность бурового оборудования, ресурс отдельных его узлов и ремонтопригодность существенно влияют на эффективность использования календарного времени буровыми бригадами. Успешная безаварийная проходка скважин определяется прежде всего надёжностью всех узлов бурового оборудования. Отказ в работе хотя бы одного из них ведёт к простоям буровой установки и большим непроизводительным потерям в бурении, а также резко ухудшает экономические показатели предприятия. От сюда, понятно актуальность проблемы оптимального расчета узлов деталей бурового оборудования на статическую прочность и выносливость, а также организации его технического обслуживания и ремонта.

     Ежегодно увеличиваются объёмы и средние глубины бурения скважин, что предъявляет дополнительные требования к производительности бурового оборудования, ресурсу его работы и качеству выполнения операций. Эти вопросы нашли отражение при рассмотрении конкретных узлов оборудования в соответствующих главах.

     Цель  работы: В цель работы входит изучение эксплуатации, технического обслуживания, ремонта и его последовательности, а также практических расчетов при  проектировании оборудования.

     Задачами  работы являются:

• изучение научной и учебной литературы по организации ремонта на предприятиях нефтегазового комплекса;
• анализирование и обобщение изученных материалов и их практическое применение;
• выработка четкого представления о данном виде оборудования и работы с ним;

     Курсовая работа состоит из трёх основных частей:

     В первой части раскрывается тереотическая  сторона работы о ремонте, эксплуатации, техническом обслуживании и описание технических характеристик ротора

       Во второй части производится  практический расчет наиболее изнашивающихся узлов и деталей ротора.

     В третьей части выполняются чертежи ротора и приспособлений, используемых для ремонта ротора.  

Основные  сведения 

     При роторном бурении долото приводится во вращение вращательным механизмом – ротором – через бурильную колонну, выполняющую роль промежуточной трансмиссии между долотом и ротором.

     Ротор служит также для поддерживания  бурильной или обсадной колонны  на весу при помощи элеватора или  пневматических клиньев. Для выполнения перечисленных работ ротор должен обеспечивать необходимую частоту вращения бурильной колонны и легко менять направление вращения, грузоподъемность его должна несколько превышать вес наиболее тяжелой колонны.

     Диаметр отверстия в столе ротора определяет максимальный размер долота, которое  может быть пропущено через него. В связи с этим выпускают роторы с различными диаметрами проходного отверстия (400-760 мм).  В центральное отверстие вставляют вкладыши 6, в которые вводят зажимы 5 для ведущей трубы. Перемещение вкладышей ротора и зажимов в осевом направлении предупреждается запорами, а закрепление стола осуществляется защелкой.

     Для смазки трущихся деталей и отвода тепла, образующегося при работе зубчатых передач и подшипников, в станину ротора заливается масло.

     В некоторых районах при бурении  глубоких скважин роторным способом, особенно в осложненных условиях, иногда применяют индивидуальный привод ротора ПИРШ4-2А, укомплектованный двумя электродвигателями мощностью 320 кВт, трехвальной коробкой перемены передач и ротором. Мощность от коробки передач к ротору отбирается при помощи специальных полужестких муфт. Ротор может работать при четырех скоростях вращения: 70, 140, 220 и 320 об/мин.

     В других случаях отечественные буровые  установки предусматривают отбор  мощности от двигателей лебедки с  помощью цепной или карданной передачи. При первом варианте мощность ротора отбирается с одного из валов лебедки, выполняющего при этом функции трансмиссии, при втором варианте – непосредственно от двигателя лебедки с помощью карданной передачи.

     В процессе роторного бурения часть мощности расходуется на привод поверхностного оборудования, вращение бурильной колонны и разрушение горной породы долотом. Рассчитать требуемую мощность на осуществление перечисленных работ очень трудно, так как затрата мощности зависит от очень многих факторов: диаметра бурильной колонны и скважины, длины бурильной колонны, свойств промывочной жидкости и т.д. поэтому можно сделать только ориентировочные расчеты, показывающие, что с ростом глубины скважины бесполезная затрата мощности возрастает и, следовательно, проводимая к долоту мощность уменьшается.

     На  условия работы ротора влияют и изменения  нагрузки на долото. При увеличении нагрузки, возможно, такое сочетание, когда величина вращающего момента, передаваемого бурильной колонной, окажется недостаточной для преодоления сопротивления, встречаемого долотом со стороны горной породы. В результате долото начинает вращаться с меньшей частотой и даже может на некоторое время оказаться в заторможенном состоянии. В бурильной колонне при этом кинетическая энергия вращения переходит в потенциальную энергию кручения, которая после достижения определенного значения преодолевает сопротивление породы, и происходит обратный процесс – превращение потенциальной энергии кручения в кинетическую энергию вращения.

     Такой переход видов энергии из одного состояния в другое приводит к  возникновению упругих колебаний, и, если их частота совпадает с  частотой вынужденных колебаний  колонны, возникающих вследствие неравномерной  подачи долота, то наступает резонанс, передающийся через ведущую трубу ротору. Последний при создании таких условий его эксплуатации испытывает большие динамические нагрузки, приводящие к интенсивным вибрациям ротора, его фундамента, вышки; все это сопровождается нарастанием шума в буровой, а иногда даже авариями.

     Как видно, вращение бурильной колонны, необходимое при роторном бурении, приводит к значительному осложнению процесса проходки скважины. Этим и  объясняется вытеснение роторного  бурения в ряде районов бурением с забойными двигателями.

     По конструктивному исполнению роторы делятся на неподвижные и перемещающихся возвратно–поступательно относительно скважины в вертикальном положении.

     Привод  ротора осуществляется посредством  цепных, карданных и зубчатых передач  от буровой лебедки, коробки переменных передач либо индивидуального двигателя. В зависимости  от привода роторы имеют ступенчатое,  непрерывно ступенчатое и непрерывное изменение скоростей и моментов вращения. Для восприятия реактивного крутящего момента они снабжаются стационарными устройствами, установленными на быстроходном валу либо столе ротора. Подвижные детали смазываются разбрызгиванием и принудительным способом. 
 
 
 
 
 
 

Технические данные ротора РУП-125х560

Диаметр отверстия  в столе ротора, мм…. 560

Подводимая мощность, кВт (л/с)…. 180 (240)

Крутящий момент, кН*м (кгс*м),…. не более 20 (2000)

Статическая нагрузка на стол, кН (тс),…. не более 1250(125)

Частота вращения максимальная, мин1 (с1) ….150(2,5)

Передаточное  отношение редуктора ….5,88

Размер применяемых бурильных труб, мм ….80х80

112х112

133х133

140х140

168х168

Размер обсадных труб, мм,…. не более 340

Масса, кг…. 1560

Габаритные размеры, мм ….1680х960х400

Привод механический 
 
 
 
 

Схема и принцип работы ротора 

      

Рис. 1. Схема  ротора. 

     Ротор (рис. 1) состоит из литого стального корпуса 2, во внутренней полости которого на упорном шариковом подшипнике 4 размещен стол 3 с укрепленным с помощью горячей посадки зубчатым коническим венцом. Последний входит в закрепление с конической звездочкой, посаженной на валу 8, вращающемся на двух подшипниках. В нижней части устанавливается вспомогательная опора 1, закрепленная гайкой 10. верхняя часть стола ротора закрывается кольцевым кожухом 7, ограждающим периферическую часть вращающего стола. На консольной части роторного вала смонтировано цепное колесо 9, через которое подводится мощность к ротору. 

       Эксплуатация  ротора 

       Для поддержания оборудования в постоянной технической исправности и эксплуатационной готовности, а также с целью  предупреждения аварий и поломок  должна осуществляться система технического обслуживания.

       Техническое обслуживание включает в себя такие  виды работ, как уборочно-смотровые, смазочные, крепежные, регулировочные и наблюдение за выполнением правил эксплуатации, указанных в технических  условиях и паспортах на оборудования, и проводится с целью проверки технического состояния оборудования, устранения мелких неисправностей и выявления объема подготовительных работ, подлежащих выполнению при очередном плановом ремонте.

       Межремонтное  техническое обслуживания оборудования подразделяется на два вида.

     1. Ежедневное техническое  обслуживание, которое  включает:

• очистка узлов от наружной грязи;
• проверка состояния и устранения дефектов смазочных устройств;
• осмотр состояния и подтяжка ослабленных наружных болтовых соединений;
• проверка состояния резьбовых соединений наиболее ответственных узлов и деталей;
• проверка действия контрольных приборов;
• проверка пусковых и тормозных устройств;
• проверка состояния щитов ограждения
• проверка состояния и натяжения ремней, цепей;
• смазка (в соответствии с картой смазки).
• периодическое техническое обслуживание, а именно:
• проверка всех операций ежедневного техобслуживания;
• мойка наружных узлов и деталей;
• проверка и проведение регулировок отдельных узлов и деталей;
• проверка технического состояния отдельных узлов и деталей;
• проверка действия гидравлических систем;
• смазка и сена масла (в соответствии с картой смазки).

 

     Дополнительно к этим требованиям, необходимо проводить  регулировку осевого люфта подшипников  приводного вала после каждых 1000 часов роторного бурения, для чего необходимо раскрепить болты, крепящие защитный фланец, загнать до упора, до заклинивания подшипников, замерить зазор между торцом стакана и торцом защитного фланца, добавить к этому зазору необходимый осевой люфт подшипников 0,25 ¸ 0,35 мм. Этим размером и определяется толщина пакета прокладок.