Механизмы для навинчивания и развинчивания бурильных труб

16.09.2020

Для облегчения и ускорения процесса навинчивания и развинчивания свечей бурильных труб в настоящее время разработан ряд различных механизмов. Согласно классификации (табл. 7), все механизмы делятся на пропускающие свечу через центральное отверстие в корпусе механизма и на наводимые на свечу сбоку.

Механизмы, устанавливаемые па весь период времени бурения на устье скважины, относятся к группе пропускающих свечу через центральное отверстие в корпусе. Бурильная колонна спускается и поднимается через центральное отверстие в корпусе механизма. Характерным признаком таких механизмов является замкнутый контур редуктора вращателя. Привод в этом случае может быть индивидуальный (электрический или гидравлический) или от бурового станка. Наиболее распространены механизмы: ПО-47А, ПО-47Б, ПО-49А, РТ-1200, АПР-2 и другие, у которых имеется маховик, позволяющий уменьшить приводную мощность двигателя. Механизмы «Урал-1», «Урал-2», автомат Молчанова, АД-25, АД-50, АД-75 и АПР-2 работают в комплексе со слайдером, с остальными механизмами применяются подкладная вилка.

Все механизмы первой группы имеют водило и ведущую вилку, с помощью которых производятся работы по навинчиванию и развинчиванию свечей бурильных труб.

Наибольшее распространение в колонковом геологоразведочном бурении получили механизмы типа ПО-47Б, ПО-49А, РТ-1200, разработанные Министерством геологии бывш. СССР. Применение механизмов значительно облегчило труд рабочего и в два раза сократило время на свинчивание-развинчивание труб по сравнению со временем, необходимым для производства этих операций вручную.

Конструкция их представляет собой редуктор, передающий вращение от электродвигателя на водило, воздействующее на ведущую вилку, вставленную в прорезь замка. Нижняя часть замкового соединения уживается в корпусе механизма подкладной вилкой. Практика показала, что такая конструкция механизма наиболее рациональна в геологоразведочном бурении.

К существенным недостаткам механизмов типа ПО и РТ следует отнести отсутствие ограничителя крутящего момента при навинчивании замковых соединений. При нерегулируемой затяжке замкового соединения происходит деформация витков резьбы и повышенный ее износ, следствием чего является преждевременный выход из строя замкового соединения. Для предотвращения этого необходимо создать регулируемый ограничитель крутящего момента.

К механизмам, наводимым па свечу сбоку, относятся конструкции, которые на весь период времени бурения скважины устанавливаются в стороне от устья скважины. Для навинчивания и развинчивания свечей бурильных труб в процессе спуска и подъема бурильной колонны механизмы наводятся на свечу сбоку. Характерным признаком таких механизмов является разрезанный корпус редуктора вращателя. Все механизмы имеют индивидуальный привод — электрический, пневматический или гидравлический. Исключение составляет механизм Карповского с приводом от шпинделя бурового станка.

Механизмы, наводимые на свечу сбоку, могут монтироваться около устья скважины на колонке с подвижной кареткой или подвешиваться на канате к буровому копру, так же как подвешиваются машинные ключи. Все механизмы, наводимые на свечу сбоку, — АКБ, АГК-1, ПБК и другие — рассчитаны для работы в комплексе с клиновым захватом. Они широко применяются в нефтяной промышленности.

Проводились испытания механизма ПО-52, разработанного СКВ ВПО «Союзгеотехника», которые показали, что для колонкового геологоразведочного бурения конструкции второго типа малоэффективны и их использование нецелесообразно, ввиду того что они значительно сложнее и дороже, чем механизмы первого типа, а эксплуатация их неудобна, особенно при наличии прорезей в замках бурильных труб. Поэтому такие механизмы в геологоразведочном колонковом бурении не нашли применения.

Известны различного типа трубодержатели, которые подразделяются на секторные, секторные разъемные, клиновые (типа «Крелиус») и др. Эти трубодержатели не получили широкого распространения вследствие многочисленных недостатков. Большинство конструкций предназначено для работы только с гладкоствольной колонной бурильных труб. Для пропускания колонковых и других труб большого диаметра почти всегда приходится снимать корпус трубодержателя или часть его с устья скважины, что приводит к дополнительным, непроизводительным потерям времени. Кроме того, трубодержатели только удерживают свечи на устье скважины, гашение же реактивных моментов, возникающих при навинчивании или развинчивании замковых соединений, осуществляется недостаточно, что приводит к повышенному износу тела трубы, особенно если масса спущенной в скважину колонны незначительна. При бурении скважин на нефть и газ применяют клиновые захваты, встроенные в ствол ротора.

Проведенный анализ различных конструкции механизмов для навинчивания и развинчивания свечей бурильных труб позволяет сделать вывод, что рассмотренные типы механизмов могут быть использованы для комплектации комплексов механизмов, обеспечивающих совмещенное во времени выполнение операции. Наиболее перспективными являются те конструкции, которые позволяют производить спуско-подъемные операции без применения подкладных и ведущих вилок.

Имя:*
E-Mail:
Комментарий:
Информационный некоммерческий ресурс fccland.ru © 2020
При цитировании и использовании любых материалов ссылка на сайт обязательна