Оборудование для вращения бурильной колонны

Размещено на http://www.allbest.ru/

Федеральное государственное автономное

образовательное учреждение

высшего образования

«СИБИРСКИЙ ФЕДЕРАЛЬНЫЙ УНИВЕРСИТЕТ»

Институт Нефти и Газа

Кафедра машин и оборудования нефтяных и газовых промыслов

ОТЧЕТ ПО ПРАКТИЧЕСКОЙ РАБОТЕ

Оборудование для вращения бурильной колонны

Руководитель А.В. Лысянников

Студент ЗНБ 15-01Б081517199 В.А. Лемеш

Красноярск 2018



ВВЕДЕНИЕ

Цель работы: изучение устройства применяемых видов и конструкций вращательного оборудования буровых установок глубокого бурения на нефть и газ, и освоение методов расчета основных параметров этого оборудования.

Задачи лабораторной работы:

1. Изучить распространенные кинематические схемы и конструкции буровых роторов, условия применения различных их типоразмеров. Ознакомиться с видами, назначением и устройством дополнительного оборудования к буровым роторам

2. Изучить кинематические схемы и устройство вертлюгов современных буровых установок, границы и условия применения различных их типоразмеров.

3. Освоить методику расчетов по выбору основных параметров ротора и вертлюга.

4. Ознакомиться с конструкциями и технологией использования систем верхнего привода (СВП).

5. Составить отчет о выполненной работе.



1. Ротор

Оборудование для вращения бурильной колонны является основным силовым органом для создания нагрузок на буровой инструмент. Данное оборудование может быть подвижным и неподвижным (в первом случае чаще употребляется термин «вращатель», в последнем случае - термин «ротор»).

Буровой ротор - механизм, являющийся многофункциональным оборудованием буровой установки, который предназначен для вращения бурильных труб и поддержания колонны бурильных или обсадных труб при свинчивании и развинчивании в процессе спускоподъемных операций, при поисковом бурении и капитальном ремонте скважин.

Функции ротора:

- вращение бурильной колонны в процессе поступательного движения при бурении роторным способом;

- восприятие реактивного момента кручения и обеспечение продольной подачи бурильной колонны при бурении с применением забойных двигателей;

- удержание БК и ОК при наращивании колонны и СПО;

- проворачивание инструмента при осложнениях и авариях.

1.1 Требования, предъявляемые к буровым роторам

Основные требования к ротору:

- конструкция ротора должна обеспечивать производительную, надежную и безопасную работу, быть ремонтопригодной при эксплуатации и техническом обслуживании и транспортабельной при монтаже и перевозках;

при проектировании должна быть обеспечена максимальная унификация роторов по параметрам и конструкциям;

- конструкция ротора должна иметь минимальные показатели ресурсоемкости при изготовлении.

1.2 Технические характеристики буровых роторов

В таблицах 1 и 2 приведены параметры роторов и вращателей соответственно.

Таблица 1 - Параметры роторов

Параметры роторов	Диапазон изменения параметров для буровых установок
	Поисковые	Глубокого бурения	Ремонт и бурение
Диаметр отверстия в столе.мм	150 - 410	460 - 1260	250 - 560
Допускаемая статическая нагрузка на стол, кН	50 -320	2700-8000	320 - 2000
Наибольшая частота вращения, мин-1	200 - 350	250 - 350	200 - 350
Мощность, кВт	22 - 50	200 - 750	50 - 100

Таблица 2 - Параметры вращателей

Параметры вращателя	Диапазон изменения параметров для буровых установок
	Сейсмо-разведочные	Структурно - картировочные	Глубокое бурение	Ремонт и бурение
Грузоподъемность, кН	4 - 20	20 - 500	800 - 8000	320 - 2000
Мощность, кВт	3 - 14	14 - 50	200 - 800	30 -150
Наибольший диаметр скважины, мм	100 -300	150 - 410	400 -1260	150 -560

В таблице 3 представлены различные виды роторов производства заводов ВЗБТ и Уралмаш и приведены их технические характеристики.

Таблица 3 - Техническая характеристика буровых роторов

Параметры	Роторы ОАО ВЗБТ	Роторы ОАО «Уралмаш»
	Р-360	Р-560	Р-700	Р-950	Р-1260
Диаметр отверстия в столе, мм	360	560	700	950	1260
Диаметр отверстия с переводником			560	560, 700	560, 700, 950
Допускаемая статическая нагрузка на столе, кН	1250	2500	5000	6300	8000
Максимальная частота вращения стола, мин-1	200	250	350	350	350
Максимальный момент на столе ротора, кН-м	12,3	35	80	120	180
Расстояние от середины цепного колеса до центра ротора, мм	900	-	1353	1353	1651
Передаточное отношение	56/17	58/19	3,61	3,81	3,96
Приводной вал: Диаметр (выходной), мм Длина выходной части, мм	92 140	150 165	150 165	150 165	150 250
Размер квадратного отверстия под ведущую трубу, мм	4; 5; 6?	83	120;145;160	120; 145; 160	120; 145; 160
Подшипники приводного вала	3620	3624	7538	7538	3634
Основная опора	9168 288	91682/ 670	1687/ 770Х	1687/1060Х	1687/ 1400Х
Вспомогательная опора	7168 284	31688/630	1688/ 770Х	1688/1060Х	11689/ 1400Х
Габаритные размеры, мм:
длина	1393	2209	2270	2425	2910
ширина	924	1350	1545	1850	2230
высота	560	745	680	750	800
Масса, кг	1530	4075	4760	7000	9460

1.3 Устройство бурового ротора

На рисунке 1 изображена схема бурового ротора.

На рисунке цифрами обозначены: 1 - станина; 2 - стол; 3 - зубчатый венец стола; 4, 5 - подшипники; 6 -приводной вал; 7 - крышка верхняя; 8 - крышка нижняя; 9 -крышка; 10 - кольцо регулировочное; 11 - шестерня коническая; 12 - роликоподшипники конические;13 - стакан; 14, 15, 21 - фланцы; 16- уплотнения севанитовые; 17, 18 - втулки; 19, 20 - кольца резиновые; 22 - крышка; 23 - пробка коническая; 24 - прокладка; 25, 26 - шнур резиновый.

Рисунок 1 - Схема бурового ротора

Ротор состоит из станины с расточкой для стакана со смонтированным приводным валом. На столе и станине ротора расположены кольцевые проточки. Они образуют лабиринтные уплотнения для защиты масляной ванны от попадания в нее раствора. В станине так же установлен упорный подшипник, а снизу - вспомогательный подшипник. Вспомогательный подшипник ротора предназначен для центрирования стола ротора и восприятия направленных вверх нагрузок. Снизу установлено специальное лабиринтное колесо, предохраняющее попадание раствора в масляную ванну.

Важнейшая технологическая компонента ротора - привод. Привод может запускаться посредством:

- цепных, карданных и зубчатых передач от буровой лебедки;

- индивидуального двигателя;

- коробки смены передач.

Привод ротора обусловливает различное изменение скоростей и моментов вращения. Оно может быть:

- ступенчатым;

- непрерывно-ступенчатым;

- непрерывным.

В буровых установках привод ротора управляется с помощью цепной трансмиссии от лебедки или КПП карданной передачи. При установке лебедки ниже пола буровой управление осуществляется дополнительной трансмиссией от лебедки.

На рисунке 2 представлены кинематические схемы приводов роторов.

На рисунке цифрами обозначены: 1 - стол ротора; 2, 7 - опоры вспомогательная и главная; 3 - передача коническая зубчатая; 4 - вал быстроходный; 5 - звездочка; 6 - станина; 8 - передача цилиндрическая зубчатая; 9 - вал вертикальный.

Рисунок 2 - Кинематические схемы роторов



2. Вертлюг

буровой ротор вертлюг кинематический

Вертлюгом называется устройство для ввода нагнетаемого под давлением бурового раствора, газа или их смеси во вращающуюся бурильную колонну и поддержания на весу вращающейся бурильной колонны при бурении. Вертлюг также используется при промывке скважины и для доливки в нее бурового раствора во время подъема бурильных колонн с обратным клапаном.

Вертлюг испытывает статические осевые нагрузки от веса бурильной колонны и динамические нагрузки в процессе бурения от пульсации давления бурового раствора и продольных колебаний долота. Детали вертлюга подвержены износу из-за абразивного воздействия промывочной жидкости и трения в местах сопряжения.

2.1 Требования, предъявляемые к буровым вертлюгам

Основные требования к вертлюгу:

- поперечные габариты вертлюга должны обеспечивать свободное перемещение вдоль вышки при спускоподъемных операциях и наращивании колонны в процессе бурения;

- соединение вертлюга с талевым блоком должно быть надежным и удобным для быстрого отвода и выноса его из шурфа;

- подвод масла к трущимся деталям должен обеспечивать эффективные их охлаждение и смазку;

- должна быть обеспечена быстрая и удобная работа персонала при замене быстроизнашивающихся деталей в промысловых условиях.

2.2 Технические характеристики буровых вертлюгов

Типоразмер вертлюга определяется динамической нагрузкой, которую он может воспринимать в процессе вращения бурильной колонны, допустимой статической нагрузкой и частотой вращения, предельным рабочим давлением прокачиваемого бурового раствора, массой и габаритными размерами.

В таблице 4 представлены технические характеристики вертлюгов ОАО “Уралмаш”.

Таблица 4 - Технические характеристики вертлюгов ОАО “Уралмаш”

Параметры	Модели
	УВ-160МА	УВ-175МА	УВ-250МА	УВ-270МА	УВ-320МА
Грузоподъемность, тс	160	175	250	270	320
Динамическая грузоподъемность, тс	100	66	145	145	200
Наибольшее рабочее давление, МПа	35	35	25	25	32
Диаметр проходного отверстия, мм	75 для всех моделей
Резьба переводника для соединения с ведущей трубой (левая)	З-152Л для всех моделей
Присоединительная резьба ствола (левая)	З-152Л	З-171Л
Высота (без переводника), мм	2228	2228	2411	2411	2627
Ширина по пальцам штропа, мм	950	950	1090	1090	1212
Масса, кг	1620	1590	2200	2200	2980
Параметры	Модели
	УВ-450МА	УВ-500МА
Грузоподъемность, тс	450	500
Динамическая грузоподъемность, тс	260	300
Наибольшее рабочее давление, МПа	40	40
Диаметр проходного отверстия, мм	75 для всех моделей
Резьба переводника для соединения с ведущей трубой (левая)	З-152Л для всех моделей
Присоединительная резьба ствола (левая)	З-171Л	З-171Л
Высота (без переводника), мм	2990	3230
Ширина по пальцам штропа, мм	1375	1380
Масса, кг	4100	5670

2.3 Устройство бурового вертлюга

На рисунке 3показана принципиальная схема вертлюга.

Рисунок 3 - Принципиальная схема вертлюга

Основная вращающаяся его деталь - полый ствол 1, воспринимающий вес бурильной колонны. Ствол, смонтирован в корпусе 3 на радиальных 4 и 7 и упорных 5 и 6 подшипниках, снабжен фланцем, передающим вес колонны через главную опору 5 на корпус 3, подвешенный к крюку на штропе 12. Опоры ствола фиксируют его положение в корпусе, препятствуют осевым, вертикальным и радиальным перемещениям и обеспечивают устойчивое положение и легкость вращения.

Вес корпуса вертлюга со шлангом, осевые толчки и удары колонны снизу вверх воспринимаются вспомогательной опорой 6. Ствол вертлюга - ведомый элемент системы. При принятом в бурении нормальном направлении вращения бурильной колонны (по часовой стрелке, если смотреть сверху на ротор) ствол и все детали, связанные с ним, во избежание самоотвинчивания имеют левые резьбы. Штроп 12 крепится к корпусу на осях 16, смонтированных в приливах корпуса. Приливы имеют форму карманов, которые ограничивают угол поворота штропа (40°) для установки его в положение, удобное для захвата крюком, когда вертлюг с ведущей трубой находится в шурфе.

К крышке корпуса 15 прикреплен отвод 13, к которому присоединяется буровой рукав 14. Буровой раствор поступает из рукава через отвод в присоединенную к нему напорную трубу 9, из которой он попадает во внутренний канал ствола вертлюга. Зазор между корпусом напорного сальника 10 и напорной трубой 9 уплотнен сальником 11, обеспечивающим герметичность при больших рабочих давлениях бурового раствора.

Напорный сальник 11 во время роторного бурения эксплуатируется в тяжелых условиях, срок его службы (50-100 ч) во много раз меньше, чем остальных деталей вертлюга, поэтому он выполняется быстросменным. В верхней и нижней частях корпуса вертлюга для уплотнения зазора между корпусом и вращающимся стволом устанавливают самоуплотняющиеся манжетные сальники 2 и 8, которые предохраняют от вытекания масла из корпуса и попадания в него снаружи влаги и грязи.

В вертлюгах есть устройства для заливки, спуска масла и контроля его уровня, а также сапун для уравновешивания с атмосферным давлением паров внутри корпуса, создающегося при нагреве в процессе работы. Это устройство не пропускает масло при транспортировке вертлюга в горизонтальном положении.

Каждый вертлюг имеет стандартную левую коническую замковую резьбу для присоединения к ведущей трубе двух-трех размеров. Корпус вертлюга выполняется обтекаемой формы для того, чтобы он не цеплялся за детали вышки при перемещениях. Вертлюги приспособлены к транспортировке любыми транспортными средствами без упаковки.



3. Система верхнего привода

Система верхнего привода (СВП) - важный элемент буровой установки, который представляет собой подвижный вращатель, совмещающий функции вертлюга и ротора, оснащенный комплексом средств для работы с бурильными трубами при выполнении спуско-подъемных операций. СВП предназначена для быстрой и безаварийной проводки вертикальных, наклонно-направленных и горизонтальных скважин при бурении.

Если для эксплуатационного и глубокого разведочного бурения используются в основном неподвижные роторы, то при наклонном и горизонтальном бурении, а также при бурении скважин глубиной свыше 4000 м эффективно применение систем верхнего привода вращения типа СВП-500 и СВП-320, освоенных ОАО «УРБО». В России также применяются системы верхнего привода фирмы «Varco» (США) грузоподъемностью 400 т и мощностью 500 кВт, а также СВП меньших типоразмеров других фирм.

Согласно пункту 2.5.8 Правил безопасности ПБ 08-628-03 буровые установки должны оснащаться СВП при:

- бурении скважин с глубины 4500м;

- вскрытии пластов с ожидаемым содержанием в пластовом флюиде сероводорода свыше 6%;

- наборе угла с радиусом кривизны менее 30м;

- бурении горизонтального участка ствола скважины длиной более 300м в скважинах с глубиной по вертикали более 3000м.

Функции, выполняемые верхним приводом:

- захват трубы (колонны труб) для подъема;

- захват трубы (колонны труб) для свинчивания (развинчивания);

- свинчивание (развинчивание) резьбовых соединений труб;

- соединение с напорной магистралью (стволом) для промывки скважины;

- бурение (вращение) бурового снаряда;

- укладка труб.

3.1 Конструкция системы верхнего привода

На рисунке 4 представлена схема и конструкция верхнего привода.

На рисунке цифрами обозначены: 1 - вертлюг-редуктор; 2 - штропы вертлюга-редуктора;3 - талевая система; 4- электродвигатель постоянного тока;5 - диско-колодочный тормоз; 6 - рама с роликами (каретка);7 - блок роликов; 8 - система разгрузки резьбы; 9 - трубный манипулятор; 10 - вертлюжная головка;11 - штропы элеватора; 12 - гидроцилиндры отвода штропов элеватора; 13 - трубный зажим; 14- направляющие мачты; 15- гидроцилиндр управления трубным зажимом; 16 - гидродвигатель; 17 - траверса вертлюжной головки; 18 - элеватор; 19 - шаровой кран; 20 - ниппель; 21 - стопорное устройство; 28 - клиновой захват.

Рисунок 4 - Схема и конструкция верхнего привода



Подвижная часть СВП состоит из вертлюга-редуктора, который на штропах подвешен на траверсе талевого блока.

На крышке вертлюга-редуктора установлены два гидромотор. Выходной вал гидромотора при помощи шлицов соединен с быстроходным валом редуктора. На одном из гидромоторов установлен гидротормоз для торможения бурильной колонны. К корпусу вертлюга - редуктора крепится рама, через которую передается крутящий момент на направляюще устройство, с него - на вышку.

Трубный манипулятор может разворачивать элеватор в нужную сторону: на мостки, на шурф для наращивания или в любую другую сторону при необходимости.

Трубный зажим служит для захвата и удержания от вращения верхней муфты трубы во время свинчивания (развинчивания) с ней ствола вертлюга.

Между ниппелем и стволом вертлюга навернут ручной шаровой кран для неоперативного перекрытия внутреннего отверстия ствола вертлюга. Для оперативного перекрытия отверстия ствола вертлюга перед отводом установлен внутренний превентор (двойной шаровой кран), который одновременно служит для удержания остатков промывочной жидкости после отвинчивания бурильной колонны.

Вертлюжная головка служит для передачи рабочей жидкости с невращающейся части системы верхнего привода на вращающуюся часть и позволяет не отсоединять гидравлические линии, когда трубный манипулятор вращается с бурильной колонной при бурении, при проработке скважины или позиционировании механизма отклонения штропов элеватора.

Система отклонения штропов предназначена для отвода и подвода элеватора к центру скважины. Система отклонения штропов представляет собой штропы, подвешенные на боковых рогах траверсы. К штропам крепятся гидроцилиндры отклонения штропов.

При бурении скважин на нефть и газ силовой вертлюг выполняет функции крюка, вертлюга, ротора, механических ключей. При его пользовании не нужна бурильная ведущая труба и шурф под нее, а также намного облегчается труд помощника бурильщика, поскольку элеватор механически подается в необходимую позицию. Вместо наращиваний одиночками можно наращивать бурильную колонну трёхтрубными свечами.

3.2 Сравнение электрических и гидравлических систем верхнего привода

Наиболее известные зарубежные производители систем верхнего привода (Varco, Tesco, Canrig, NationalOilwell, Bentec и др.) предлагают СВП как в гидравлическом, так и в электрическом (постоянного и переменного тока) исполнении. При этом электрические версии ВСП могут питаться как от источника электроэнергии буровой площадки, так и от автономного дизель-генератора.

Основные преимущества СВП с электрическим приводом:

- малая удельная масса подвесной части и, следовательно, минимальный износ талевого каната;

- высокая удельная мощность привода NУД (отношение выходной мощности к массе подвесной части) составляет 66 кВт/т;

- компактность подвесной части;

- бесступенчатое (частотное) регулирование скорости вращения вала вертлюга от 0 до 180 об/мин;

- реверсивность;

- автоматичность изменения момента от минимального до номинального значений при постоянной заданной скорости вращения выходного вала;

- свобода компоновки подвесной части.

Основными недостатками СВП с электрическим приводом являются:

- несоответствие максимума мощности СВП скоростным режимам работы отечественного бурового инструмента (пик мощности смещен относительно рабочих скоростей порядка 60-100 об/мин в сторону 200…250 об/мин),

- существенное недоиспользование мощности привода (50-72%) в диапазоне частот 60-100 об/мин; низкий коэффициент использования мощности;

- отсутствие саморегулирования скорости вращения выходного вала в зависимости от нагрузки на рабочем инструменте, и, как следствие, снижение производительности привода;

- отсутствие самоторможения привода и возможность генерации тока при возникновении эффекта «пружины» в случае прихвата бурильной колонны и ее обратном вращении, разрушающего электронную систему управления СВП;

- большие тепловые потери в электродвигателе, в особенности при максимальных моментах, требующие наличия собственной системы охлаждения, что усложняет и удорожает конструкцию СВП;

- несоответствие электрических параметров СВП параметрам отечественной электрической сети, что приводит к необходимости использования автономной системы электропривода (дополнительный модуль дизель-генератора, дополнительный модуль частотного управления электродвигателем);

- дополнительные затраты на дизельное топливо и транспортные расходы при использовании дизель-генераторов. При годовой нагрузке СВП порядка 4000 моточасов расход топлива только одной дизель-генераторной установки с указанным выше коэффициентом использования мощности составит более 120 т;

- необходимость применения многоступенчатых механических редукторов в приводе электродвигателей для снижения частоты вращения выходного вала, что приводит к снижению надежности, усложнению и повышению стоимости конструкции СВП.

Основные преимущества и недостатки СВП с гидрообъемным приводом аналогичны преимуществам и недостаткам ВСП с электроприводом.

Дополнительными преимущества СВП с гидроприводом являются:

- расширение скоростного (силового) диапазона при меньшей входной мощности за счет применения гидромоторов с переменным рабочим объемом (привод оснащен системой клапанов, позволяющих изменять рабочий объем гидромотора в два раза). Это позволяет получить несколько ступеней на внешней характеристике и, в отличие от СВП с электроприводом, в диапазоне оборотов выходного вала от 50 до 200 об/мин работать на режиме, близком к режиму постоянной мощности.

- возможность путем дросселирования жидкости гасить эффект «пружины» в случае прихвата колонны и ее обратном вращении;

- возможность сделать выбор в пользу применения без редукторного привода на основе использования высокомоментных гидромоторов, что легло в основу создания семейства СВП отечественного производства.



4. Расчеты по определению основных параметров бурового ротора

Исходные данные выбраны согласно второму варианту и представлены в таблице 5.

Таблица 5 - Исходные данные

Условия бурения	Значения
Диаметр долота под направление, мм	640
Глубина бурения скважины, м	6000
Масса наиболее тяжелой обсадной колонны, кН	2118
Диаметр бурильной колонны, мм	127
Осевая нагрузка на долото,максимальная, кН	550
Давление, развиваемое буровыми насосами, МПа	40

Должны определяться следующие параметры:

1. Диаметр проходного отверстия в столе ротора D, мм.

2. Допускаемая статическая нагрузка на стол ротора P, кН.

3. Частота вращения стола ротора n, мин-1.

4. Мощность ротора N, кВт.

5. Максимальный вращающий момент М, кН.

ЗначениеD находят по формуле (1), мм:

, (1)

где- диаметр долота при бурении под направление скважины, мм;

? -зазор по диаметру, необходимый для свободного прохода долота (принимается равным 30- 50 мм).

Подставляя соответствующие значения в формулу (1), получаем:

Рекомендуемые значения диаметров направлений и соответствующих им долот в зависимости от глубины скважин приведены в таблице 6.

Таблица 6 - Рекомендации по выбору диаметров направлений и долот в зависимости от глубины скважин

Глубина скважины, м	<3000	3000 - 5000	5000 - 8000
Диаметр направления, мм	325 -426	426 - 525	525 - 580
Диаметр долота, мм	394 - 540	490 - 640	590 -705

В нашем случае при бурении скважины глубиной 6000 м диаметр долот для бурения под направление принят равным 640 мм.

Для всех типов роторов поставляются вкладыши к столу ротора с одинаковым диаметром проходного отверстия Dв= 225 мм под бурильные трубы, что предопределено максимальным диаметром замков.

Частота вращения стола ротора n принимается, исходя из ее критического значения nmax? 250 оборотов в минуту и минимального значения nmin= 15..50 мин-1, определяемых технологическими требованиями бурения скважин.

Мощность привода ротора можно определить по формуле (2), кВт:

, (2)

Где Nхв - мощность на холостое вращение бурильной колонны, кВт;

Nд-мощность на вращение долота и разрушение забоя, кВт;

?- КПД, учитывает потери в трущихся деталях ротора (? = 0,9).

Значение Nхв можно определить, исходя из опытных данных для усредненных условий (таблица 7).



Таблица 7 - Расход мощности на каждые 1000 м бурильной колонны

Диаметр бурильных труб, мм	Nхв, кВт на 1000 м труб
114	8,8
127	10,9
141	13,6
168	19,1

Таким образом, сучетомдиаметра бурильных труб, равного 127 мм и глубины всей скважины принимается равным 65,4кВт.

Значение Nд можно определить в зависимости от типа долота по формуле (3):

, (3)

где Р - осевая нагрузка на долото, кН;

n- частота вращения долота, с-1;

Rср -средний радиус долота, м (равен Rср =Dд /3);

?о- коэффициент сопротивления долота (можно принять ?о= 0,2..0,4).

Подставляя соответствующие значения в формулу (3), получаем:

Подставляя соответствующие значения в формулу (2), получаем:

Максимальный вращающий момент (кН•м) находят по формуле (4):

, (4)

Где N- мощность ротора;

?- КПД ротора (? = 0,9).;

nmin- минимальная частота вращения, мин-1.

Подставляя соответствующие значения в формулу (4), получаем:

Подшипники опор стола ротора подбираются по диаметру проходного отверстия. В соответствии с диаметром проходного отверстия стола ротора, равным 680 мм, выбираем подшипник 1687/770х с параметрами, представленными в таблице 8.

Таблица 8 - Характеристики подшипника 1687/770х

Параметр	Значение
Внутренний диаметр, мм	770
Наружный диаметр, мм	1000
Ширина, мм	150
Диаметр шарика, мм	76,2
Количество шариков, шт	31
Грузоподъемность статическая	9000
Грузоподъемность динамическая	1060

Значение допускаемой статической нагрузки Р (кН) определяется из условия (5):

, (5)

Где Gmax- масса наиболее тяжелой колонны обсадных труб, применяемой в заданном диапазоне глубин бурения, кН;

Go - статическая грузоподъемность подшипника опоры стола ротора, кН.

Таким образом значение допускаемой статической нагрузки принадлежит диапазону от 2118кН до 9000 кН, то есть



СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННЫХ ИСТОЧНИКОВ

1. В.Ф. Абубакиров, В.Л. Архангельский и др. Буровое оборудование. Справочник, тома 1и 2.М. Недра, 2002.с.1000.

2. В.Л. Архангельский, Ю.С. Аважанский, И.Б.Малкин. Новые буровые установки. Справочное пособие. М.ВНИИБТ, 1991. 163с.

3. Р.А. Баграмов. Буровые машины и комплексы. Учебник для вузов. М. Недра, 1988, 502с.

4. А.Л. Ильский и др. Расчет и конструирование бурового оборудования. М. Недра, 1985, 452с.

5.Макушкин Д.О., Кондрашов П.М. Машины и оборудование для бурения нефтяных и газовых скважин. Учебное пособие . Электронный документ. Кафедра МОНГП ИНиГ СФУ 2010г. 236с

6. Макушкин Д.О., Кондрашов П.М., Спирин Т.С., Зензин М.В., Пущаев С.Н. Машины и оборудование для бурения нефтяных и газовых скважин. Лабораторные работы. Комплект методических указаний. Электронный документ. Кафедра МОНГП ИНиГ СФУ 2010г. 200с

7. Макушкин Д.О., Машины и оборудование для бурения нефтяных и газовых скважин. Презентации учебного пособия . Электронный документ. Кафедра МОНГП ИНиГ СФУ 2010г. Слайды 65-105

8.Коллектив авторов. Буровые комплексы. Современные технологии и оборудование Под общей редакцией А.М. Гусмана и К.П. Порожского. Научное издание. Екатеринбург: УТТГ. 2002 с. 291 - 305.

Размещено на Allbest.ru

...