Буровой вертлюг

1. ОСНОВНАЯ ЧАСТЬ

1.1 Назначение, требования, состав, схемы и параметры

1.2 Анализ существующих конструкций вертлюгов

1.3 Буровые рукава

1.4 Эксплуатация вертлюгов и буровых рукавов

2. РАСЧЕТНАЯ ЧАСТЬ

2.1 Расчет ствола вертлюга на прочность

2.2 Расчет штропа вертлюга на прочность

2.3 Расчет пальца вертлюга на прочность

3. ОХРАНА ТРУДА И ЗАЩИТА ОКРУЖАЮЩЕЙ СРЕДЫ

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

Бурение скважин охватывает широкий круг вопросов, всесторонне осветить которые по принципу последовательного рассмотрения каждого технологического процесса и операции, основ проектирования и принципов реализации их на производстве сложно. Следует остановиться на основных способах бурения.

Бурение скважин — это процесс сооружения направленной горной выработки большой длины и малого (по сравнению с длиной) диаметра. Начало скважины на поверхности земли называют устьем, дно — забоем.

Цели и задачи бурения. Нефть и газ добывают, пользуясь скважинами. Основные процессы их строительства — бурение и крепление. Необходимо осуществлять качественное строительство скважин во все возрастающих объемах при кратном снижении сроков их проводки с целью обеспечить народное хозяйство страны нефтью и газом во все возрастающих количествах при снижении трудои энергоемкости и капитальных затрат.

Бурение скважин — единственный источник результативной разведки и приращения запасов нефти и газа.

Весь цикл строительства скважин до сдачи их в эксплуатацию включает следующие основные последовательные звенья:

1) строительство наземных сооружений;

2) углубление ствола скважины, осуществление которого возможно только при выполнении двух параллельно протекающих видов работ — собственно углубления и промывки скважины;

3) разобщение пластов, состоящее из двух последовательных видов работ: укрепления (крепления) ствола скважины опускаемыми трубами, соединенными в колонну, и тампонирования (цементирования) заколонного пространства;

4) освоение скважин. Часто освоение скважин в совокупности с некоторыми другими видами работ (вскрытие пласта и крепление призабойной зоны, перфорация, вызов и интенсификация притока флюида и др.) называют закончиванием скважин.

В развитии нефтегазодобывающей промышленности Советского Союза большое значение имело турбинное бурение. Первые конструкции турбобуров были разработаны в 1923—1925 гг. и применялись на нефтяных промыслах Азербайджана и Грозного. В 1934 г. была создана качественно новая конструкция турбобура без редуцирующих устройств и с большим числом ступеней турбины. Дальнейшее совершенствование турбобуров способствовало широкому распространению турбинного бурения в нашей стране. К концу 50-х годов опытное бурение советскими турбобурами было осуществлено на месторождениях во Франции, ФРГ, США, Италии, а несколько позже в Мексике.

В улучшении показателей бурения важную роль играли совершенствование породоразрушающего инструмента, повышение прочности бурильных и обсадных труб, создание оборудования для приготовления и очистки промывочного раствора, противовыбросового оборудования скважин, забойных винтовых двигателей и др.

Отечественные буровые установки приобретаются многими зарубежными странами и успешно конкурируют с буровыми установками известных капиталистических фирм, и одним из них является вертлюг.

Вертлюг соединительным звеном между талевой системой и буровым инструментом. Вертлюг должен удерживать подвешенную к нему колонну бурильных труб и амортизировать при ее резких движениях, попросту говоря сглаживать ее рывки при спускоподъемных операциях.

И поэтому он является ответственным буровым оборудованием в плане надежности. Вертлюг дожжен обеспечивать бесперебойную работу бурильного инструмента, а также безопасность обслуживающего персонала.

1. ОСНОВНАЯ ЧАСТЬ

1.1 Назначение, требование, состав, схемы и параметры

Вертлюг является промежуточным звеном между поступательно перемещающимся талевым блоком с крюком, буровым рукавом и вращающейся бурильной колонной, которая при помощи замковой резьбы соединена со стволом вертлюга. Для обеспечения возможности перемещения вертлюга буровой раствор подводится к нему при помощи гибкого бурового рукава, один конец которого крепится к корпусу вертлюга, а второй — к стояку на высоте, несколько меньшей его длины. На рисунке 1 показана схема расположения в буровой вертлюга при бурении.

1 — пол буровой; 2 — ротор; 3 — ведущая труба; 4 — гибкий рукав; 5 — вращатель ведущей трубы; 6 — вертлюг; 7 — стояк; 8 — крюкоблок Рисунок 1. Схема расположения вертлюга в буровой Вертлюг является пятой, обеспечивающей возможность свободного вращения бурильной колонны при не вращающемся его корпусе. Он висит на крюке, связан с буровым рукавом и представляет собой устройство, служащее для нагнетания под большим давлением бурового раствора во вращающуюся бурильную колонну.

На рисунке 2 показано устройство вертлюга для бурения глубоких скважин. Основной вращающейся его деталью является полый ствол 1, воспринимающий вес колонны. Ствол, смонтированный в корпусе 3 на радиальных 4 и 6 и опорных 5 и 7 подшипниках, снабжен фланцем, передающим вес колонны через главный опорный подшипник 5 на корпус 3. и штроп 14. Опоры ствола фиксируют его положение в корпусе, препятствуют осевым вертикальным и радиальным перемещениям и обеспечивают устойчивое положение и легкость вращения.

Вес корпуса вертлюга, осевые толчки и удары от колонны снизу вверх воспринимаются его вспомогательной опорой 7, устанавливаемой обычно над главной 5. Ствол вертлюга является ведомым узлом. 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 стандартные конические левые резьбы. Вертлюг снабжается штропом 14 для подвески его на крюке. Штроп крепится к корпусу на осях и может поворачиваться на угол до 40°. Корпус имеет приливы, ограничивающие перемещение штропа и устанавливающие его в положение, удобное для захвата крюком, когда вертлюг с ведущей трубой находятся в шурфе.

Таблица 1. Технические характеристики вертлюгов

К крышке корпуса 11 прикреплена горловина — отвод 13, к которому присоединяется буровой рукав 12. Буровой раствор поступает из рукава через патрубок в соединенную с ним напорную трубу 10, из которой он попадает в полость вращающегося ствола вертлюга. Зазор между отверстием в стволе и напорной трубой уплотняется напорным сальником 9, обеспечивающим герметичность при наибольших рабочих давлениях бурового раствора. Напорный сальник 9 во время роторного бурения.

Эксплуатируется в тяжелых условиях, срок его службы значительно меньше, чем остальных деталей вертлюга, поэтому он выполняется быстросменным.

Проточную часть вертлюга изготовляют обтекаемой формы для обеспечения минимальных гидравлических потерь и минимального износа абразивными частицами, содержащимися в буровом растворе, который движется со скоростью до 6 м/с. Размеры и конструкция вертлюга выполняются с учетом обеспечения надежной смазки всех опор и отвода от них тепла. В верхней и нижней частях корпуса для уплотнения зазора между корпусом и вращающиеся стволом устанавливают самоуплотняющие манжетные сальники 2 и 5, которые защищают внутреннюю полость корпуса с масляной ванной от попадания в них влаги снаружи и удерживают масло от вытекания.

В вертлюгах есть устройства для заливки, спуска масла и контроля его уровня, а также отверстия для уравновешивания давления, создающегося при нагреве в процессе работы с атмосферным. Все детали предохраняются от самоотвинчивания.

Типоразмер вертлюга определяется динамической нагрузкой, которую он может воспринимать в процессе вращения колонны 114 мм труб с учетом глубины скважины. Вертлюги также характеризуются допустимыми статической нагрузкой и частотой вращения, предельным рабочим давлением прокачиваемого бурового раствора, массой и габаритными размерами.

Размерным рядом установлена номинальная динамическая нагрузка: 0,5; 0,8; 1,0; 1,25; 1,6; 2,0; 2,5 и 3,0 МН для бурильных труб диаметром 60—140 мм. Каждый вертлюг рассчитывается для применения с бурильными трубами двух-трех размеров.

Конструкция вертлюгов должна быть прочной, чтобы выдерживать наибольшие нагрузки, действующие на основные рабочие элементы и подшипниковые узлы. Главный опорный подшипник воспринимает наибольшие статические нагрузки и обеспечивает длительную работу на всех режимах. Конструктивные формы деталей просты, технологичны и обеспечивают прочность и простоту сборки. Вертлюги должны быть приспособлены к транспортировке любыми транспортными средствами без упаковки.

В таблице 1 приведены технические характеристики российских вертлюгов.

1.2 Анализ существующих конструкций вертлюга

Вертлюг УВ-250 на рисунке 3 состоит из литого стального корпуса 5 с двумя карманами для присоединения к нему штропа 11 при помощи пальцев. Эти детали вертлюга с крышкой 8, напорной трубой, отводом 10 составляют группу невращающихся частей.

Во внутренней (нижней) части полости корпуса имеется кольцевая площадка, на которую устанавливается основной опорный подшипник 4. Над основной опорой в корпусе установлены Опорный подшипник 7, воспринимающий усилия, которые возникают вдоль оси от ротора к вертлюгу и радиальные роликоподшипники 2 и 6, цёнтрирующие ствол. Ствол вертлюга 1 с опорами 3, 4, 6 и 7, верхний напорный сальник 9, верхний масляный сальник 2 и переводник составляют группу вращающихся частей вертлюга.

Корпус вертлюга сверху закрыт крышкой. К нижнему его торцу прикреплена коробка масляного сальника, при помощи которого предупреждается утечка масла из корпуса вертлюга.

На крышке корпуса на болтах установлен отвод для присоединения к вертлюгу бурового рукава. Верхний радиальный подшипник имеет изолированную камеру с консистентной смазкой, а главная опора и нижний радиальный подшипник работают в масляной ванне корпуса, заполняемой жидкой смазкой. Вследствие применения быстросъемного сальника ствол вертлюга более прост по конструкции и короче. Опорный подшипник главной опоры с цилиндрическими роликами допускает частоту вращения до 100 об/мин.

Практика эксплуатации показывает, что при применении большого числа манжет не увеличивается срок службы уплотнения вертлюга, так как происходит перегрев вследствие плохого теплоотвода. Оптимальным является использование двухтрех рабочих манжет. В зависимости от конструкции уплотнение осуществляется либо первой, либо последней манжетой, при выходе из строя которой начинает работать вторая манжета и т. д.

Манжеты напорных сальников изготовляют из теплостойких материалов, асбеста с графитом, теплостойких резин и т. д.

Сальниковое устройство, состоящее из нескольких У-образных манжет, поджимаемых пружиной при высоких давлениях, имеет небольшой срок службы.

Быстросъемное сальниковое уплотнение вертлюга на рисунке 4 состоит из трех самоуплотняющихся манжет 9, расположенных во вращающемся корпусе 10 с легкосменяемой напорной трубой 8. Последняя крепится быстросъемным резьбовым соединением 2, 4 и 6 к подводу 1 и уплотняется сальником 5. Корпус сальника крепится гайкой 11 к стволу 12 вертлюга. Перемещение гаек 2 к 11 вдоль напорной трубы 8 ограничивается пружинным кольцом 7. Уплотнение осуществляется резиновыми кольцами 3 круглого сечения.

Этот сальник надежно работает при давлениях до 35 МПа. Резьбовые соединения корпуса и напорной трубы позволяют быстро снимать и менять весь сальник комплектно с напорной трубой. Для удобства отвинчивания гайки имеют выступы с отверстиями для рычага. Материалом для изготовления напорных труб служат цементуемые на глубину 1,5—3 мм легированные стали 12ХН2А, 20ХНЗ, твердость поверхности которых ИКС 56−62. Поверхность напорных труб упрочняют нанесением слоя хрома или азотированием.

1.3 Буровые рукава

Буровые гибкие рукава предназначены для подвода от стояка к вертлюгу бурового раствора или газа. В буровых установках для бурения глубоких скважин применяют оплеточные буровые рукава на рисунке 5 внутренним диаметром от 38 до 76 мм, рассчитанные на динамическое давление до 20 МПа. Буровые рукава этого типа изготовляют из нескольких слоев.

1 — фланец; 2 — труба; 3 — втулка; 4 — резина; 5 — беккер; 6 —оплетка спиральная из стальной проволоки; 7 — корд; 8 — металлическая плетенка Рисунок 5. Буровой рукав с фланцем АТП-4С

Буровые рукава при перевозках следует оберегать от повреждений. Хранить рукава длительное время необходимо в темном и прохладном помещении. Длительное пребывание рукава на солнечном свете или при низких температурах приводит к его преждевременному старению.

Буровой рукав предназначен для подвода промывочной жидкости от стояка, установленного в фонаре вышки, к вертлюгу. Рукав представляет собой гибкий полый цилиндр и состоит из внутреннего резинового слоя, нескольких слоев прорезиненной ткани с заложенными в них слоями ленты, сплетенной из стальной проволоки, и наружной резинотканевой или резиновой оболочки. По концам рукава заделаны два стальных штуцера с фланцами для соединения с вертлюгом и стояком.

Буровые рукава следует защищать от ударов, резких перегибов, соприкосновения с вращающейся колонной труб, износа, а рукава с резиновой оболочкой — также от попадания нефти и нефтепродуктов. Гибкие буровые рукава при эксплуатации рекомендуется оплетать прядью стального каната.

Схема конструкции бурового грязевого рукава, армированного муфтовыми соединениями. Буровые рукава выпускают длиной по 18 м двух типов: армированные концевыми штуцерами и неармированные.

Буровые рукава состоят из нескольких концентрично расположенных слоев: внутреннего резинового, прорезиненной ткани, силового, укладочного и покрывающего. Внутренний слой, как правило, выполняется из специальной резиновой смеси на основе синтетических и натуральных каучуков. Прорезиненная ткань — текстильный силовой слой, который представляет собой набор металлического троса высокой прочности.

Присоединение штуцера с конической резьбой к многослойному резиновому рукаву для бурения. Буровые рукава изготавливаются с концевой металлической арматурой, оснащенной конической резьбой для присоединения штуцеров с фланцами или различного типа нефтепромыслового оборудования. Буровые рукава выпускаются с внутренним диаметром 38, 50, 65, 76 и 100 мм на рабочее давление от 25 до 34 5 МПа.

Резинотканевые буровые рукава, армированные штуцерами на рабочее давление 100 кг / см² (ГОСТ 5232 — 50, табл. 46), состоят из внутреннего, промежуточных и наружного резиновых слоев, тканевых прорезиненных прокладок и проволочных плетенок.

Для армирования буровых рукавов используют оцинкованные штуцеры, состоящие из двух частей: ниппеля, вставляемого внутрь рукава, и наружной муфты. Нормы расхода буровых рукавов устанавливают в метрах на 1000 м проходки. При их расчете учитывают время работы насосов, механическую скорость бурения и средние глубины скважин, закапчиваемых бурением в планируемом периоде. Расход долот зависит от средней нормы проходки на долото по типоразмерам с учетом целей бурения, глубин и конструкций скважин.

При армировании буровых рукавов штуцерами необходимо очень точно соблюдать технологический процесс и выдерживать заданные размеры всех слоев. Для армирования буровых рукавов применяют тросы диаметром 40 — 42 мм. Для изготовления таких тросов свивают 13 проволок диаметром 0,70 — 0,95 мм. Буровой рукав напорный по МРТУ-38−5-В089 — В6. Для повышения прочности бурового рукава на местах нередко обматывают его снаружи на токарном станке слоем стальной проволоки диаметром 2 — 3 мм. Карта смазки вертлюга. Общее состояние вертлюга и бурового рукава проверяют ежедневно.

От правильной эксплуатации вертлюга и бурового рукава во многом зависит длительность безотказной работы буровой установки в процессе бурения скважины. По требованию буровиков резиновая промышленность выпускает буровые рукава на более высокое давление.

Схема работы закаточной машины, а — закатка тканевой прокладки. б — обертка рукава бинтом. Особенно необходима механизация наводки плетенки в буровых рукавах, когда одновременно укладывают поток в 18 — 20 витков плетенки. Обслуживающий персонал должен быть обучен данным правилам эксплуатации буровых рукавов.

Схема работы двухцилиндрового бурового насоса. Нагнетательный трубопровод предназначен для подачи промывочной жидкости от насоса к напорному буровому рукаву. Нагнетательный трубопровод состоит из горизонтального и вертикального участков.

Техническая характеристика оплеточных рукавов

Диаметр, мм:

внутренний — 38 50 65 76

наружный — 5873,2 96,8 107,6

Динамическое давление, МПа — 20 15 20 20

Масса 1 м рукава, кг — 3,02 3,85 8,06 9,42

1.4 Эксплуатация вертлюгов и буровых рукавов

вертлюг буровой ствол штроп От правильной эксплуатации вертлюга и бурового рукава во многом зависит длительность безотказной работы буровой установки в процессе бурения скважины.

Перед пуском вертлюга в эксплуатацию необходимо проверить:

крепление рукава к отводу и отвода к крышке, крепление напорного сальника;

состояние присоединительных резьб ствола вертлюга и предохранительного переводника; резьбы не должны иметь повреждений;

легкость вращения ствола вертлюга, который должен вращаться от усилия, приложенного одним рабочим к ключу с плечом 1 м;

уровень масла в корпусе и в случае необходимости долить в соответствии с инструкцией.

Новый вертлюг должен быть предварительно обкатан при небольшой нагрузке в течение 1—1,5 ч. При обкатке нагрузку следует повышать постепенно, пока оператор не убедится, что вертлюг работает исправно.

В период эксплуатации надо периодически проверять температуру корпуса вертлюга (на ощупь при спуске вертлюга) и состояние масла в корпусе. Если масло загрязнено и вертлюг нагревается выше 70 °C, то масло следует слить, ванну корпуса промыть керосином или чистым веретенным маслом, нагретым до 80—100 °С, после чего залить свежее масло и заправить консистентной смазкой. При пропуске масла нижним сальником надо зашприцевать консистентную смазку, если течь масла не прекратится, то сменить манжету сальника. При пропусках бурового раствора напорным сальником необходимо закачать консистентную смазку, остановив прокачку раствора, если течь не прекратится, заменить сальник исправным, который должен быть заранее подготовлен. При пропусках бурового раствора в присоединительных резьбах ствола и предохранительного переводника заменить переводник или вертлюг. Ежедневно проверять затяжку крепежных деталей. Вертлюг необходимо смазывать в соответствии с заводской инструкцией. В таблице 2 приведена примерная карта смазки вертлюга.

Общее состояние вертлюга и бурового рукава проверяют ежедневно. Если обнаруживают неисправность, ее необходимо немедленно устранить. При невозможности устранения неисправности буровой вертлюг направляют на ремонт, а рукав заменяют новым.

Таблица 2. Карта смазки вертлюга

При транспортировке вертлюга отверстия в переводнике ствола и отводе должны быть закрыты пробками во избежание попадания внутрь отверстий грязи и посторонних предметов. Замковая резьба переводника должна быть защищена от повреждений предохранительным переводником.

Буровые рукава при перевозках следует оберегать от повреждений. Хранить рукава длительное время необходимо в темном и прохладном помещении. Длительное пребывание рукава на солнечном свете или при низких температурах приводит к его преждевременному старению.

2. РАСЧЕТНАЯ ЧАСТЬ

2.1 Рассчитать ствол вертлюга на прочность

Детали, передающие вес бурильной колонны (штроп, пальцы, корпуса и др.), рассчитывают на статическую прочность аналогично деталям талевой системы. Ствол вертлюга рассчитывают на статическую прочность и выносливость, как элемент, подверженный действию циклических нагрузок.

Главная опора вертлюга рассчитывается по динамической грузоподъемности подшипника при действии приведенной эквивалентной нагрузки, под которой понимается условная постоянная нагрузка, обеспечивающая ту же долговечность, какую имеет подшипник при действии переменных во времени нагрузок.

Рассчитать ствол вертлюга на прочность, если максимальная нагрузка на крюке составляет Q_кр = 150 тс, материал для ствола — сталь 40ХН.

Решение. Ствол вертлюга изготовлен из высоколегированной и термообработанной стальной поковки высокого качества и является основной вращающейся деталью, воспринимающей на себя вес ' колонны бурильных труб во время бурения скважины. Для прохода жидкости ствол имеет внутреннюю расточку. Снаружи ствола находится грибовидный фланец, которым он опирается на основной упорный подшипник, воспринимающий нагрузку от веса бурильной колонны. Ha нижнем конце ствола выполнена внутренняя коническая резьба (левая). Для соединения вертлюга с колонной бурильных труб на нижнем конце ствола установлен переводник. Ствол вертлюга рассчитывается на прочность при деформации растяжения, изгиба и среза. Для расчета ствола вертлюга имеем следующие данные:

D = 395 мм; D₁ = 210 мм; D₂ = 195 мм; d_o = 100 мм; h = 87,5 мм.

Определяем напряжение среза Предел выносливости на срез

=0,7о=0,7•37,5=26,2 кгс/мм.

Коэффициент запаса прочности на срез К=.

Рассмотрим сечение III-III.В этом сечение ствол вертлюга подвергается напряжениям растяжения где D=195мм; dвнутренний диаметр резьбы в плоскости торца. В нижней части ствола вертлюга имеется левая замковая резьба типа З-171 (168-ЗШЛ), внутренний диаметр который в плоскости торца d= 164,95 мм. Имея все расчетные данные, определяем напряжения Действительный коэффициента запаса прочности по отношению к приделу выносливости при пульсирующем цикле нагрузок составит К =

2.2 Рассчитать штроп вертлюга на прочность

Рассчитать штроп вертлюга на прочность, если максимальная нагрузка на крюке составляет Q= 150 тс, материал штропа — сталь 35Л, предел прочности которой = 50−60 кгс/мм.

с = 120 мм; R= 15 мм; d = 130 мм; d= 115 мм; b = 100 мм; = 240 мм.

Наиболее опасными являются сечение I-I и II-II, которые и будем рассчитывать на прочность.

Рассмотрим сечение I-I. В этом сечение штроп вертлюга подвергается напряжением изгиба от силы N и растяжения от силы Т.

Напряжения изгиба определяем по формуле

где Ммомент изгибы М= N

N=

где a = 830

N= =75 000•0,1495=11 250 кгс;

— плечо изгиба, = 24 см; W = 0,1 d; dдиаметр сечения, d = 13 см.

Имея все значения, определяем

= кгс/см.

Напряжение растяжения где

T=кгс.

F=.

Таким образом,

кгс/см Результирующие напряжения в этом сечении Определяем предел усталости при растяжении и изгибе.

Так как предел усталости при растяжения меньше предела усталости при изгибе то и для определения коэффициента запаса прочности К принимает во внимание

К=

что вполне допустимо.

Рассмотрим сечение II-II .Это сечение рассчитывать по формуле Ляме. Максимальное растягивающие напряжение на внутренней поверхности штропа равно.

=

Где qинтенсивность давления,

q=

q=кгс/см.

кгс/см Коэффициент запаса прочности равен

K=

Максимально растягивающее напряжение на наружной поверхности определяем по формуле

кгс/см

K=

Рассматриваем проушину штропа. Рассчитывать проушину штропа также по формуле Ляме где

q=

Здесь dдиаметр проушины, d= 115 мм;b-ширина проушины, b=100 мм

q= кгс/см кгс/см.

K=

кгс/см К=

2.3 Рассчитывать палец штропа вертлюга на прочность

Палец штропа работает на реформацию изгиба и среза. Более опасной является деформация изгиба. Рассчитывать палец штропа на прочность при деформации изгиба. Данные для расчета: b = 100 мм; й= 88 мм; й=72 мм; = 75 кгс/мм; = 45 кгс/мм.

Реакция Rи R неодинаковы, так й<�й. Определяем реакций Rи R. Взяв сумму моментов всех сил относительно опоры А, определяем реакцию R.

R.(й+ й) — й=0.

R.= кгс.

R+ R=

отсюда

R=кгс.

Определяем максимальный изгибающий момент

M=кгс/см Находим напряжение изгиба

кгс/см Определяем коэффициент запаса прочности

K=

3. ОХРАНА ТРУДА И ЗАЩИТА ОКРУЖАЮЩЕЙ СРЕДЫ

Проблема загрязнения окружающей среды вредными веществами в результате хозяйственной деятельности стала крупной проблемой социально-экономического развития общества.

Один из потенциально основных загрязнителей окружающей среды — нефтяная промышленность. В стремлении завладеть большой нефтью, хороши далеко не все способы.

Экологические проблемы стоят сейчас крайне остро. Они возникли с появлением первых буровых вышек. Ведь именно тогда кое-кто высказывал, что открытие нефти и газа не только величайшее благо, но и в определенной степени зло, и что если сразу не потребовать от нефтяников всех требований по охране окружающей среды, то очень скоро из рек и озер исчезнет рыба, загниет в неволе тайга, начнется эрозия почвы.

Особое внимание стоит уделить нефтепромысловым сточным водам, выходящих из пластов попутно с нефтью, объем которых в 2−3 раз больше чем объем добытой нефти. Нефтепромысловые сточные воды содержат значительное количество солей, обладают большой химической и биохимической потребностью в кислороде при сбросе в открытые водоемы, а при попадании в почву, вызывают сильную ее эрозию. Такие сточные воды можно сбрасывать только после специальной обработки. К процессам и аппаратам по глубокой очистке сточных вод предъявляется ряд требований.

1. Аппараты должны быть экономичными по потреблению энергии, надежными в эксплуатации, малогабаритными.

2. В процессе подготовки воды для повторного использования не должны изменятся ее фильтрационные и нефтевытесняющие характеристики.

3. Вода не должна быть коррозионно-активной и бактерицидно зараженной.

4. Смолы, образующиеся в процессе очистки должны легко утилизироваться.

При эксплоотации практически любого нефтедобывающего оборудования, из него или от него происходят утечки нефти, газа или утечки промывочной жидкости, которые в свою очередь наносят вред окружающей среде.

Выбросы при работе с нефтью можно классифицировать на две группы:

1. Постоянные — не произвольные утечки.

Выбросы представляют собой в основном не значительные утечки, из-за по следующим причинам:

a) Выработка уплотнителей и всевозможных прокладок б) ослабление крепежных соединений от вибрации устройства в) сколы, трещины картеров или корпусов в недоступных или не видимых участков оборудования.

Такие утечки стараются ликвидировать при наружном осмотре оборудования либо заменой изношенных элементов, либо попыткой сильнее затянуть закрепляемый элемент или, в крайнем случае, если течь не под давлением то применить герметики.

2. Аварийные выбросы.

Это вид утечек наиболее опасен по количеству выбросов в окружающую среду нефти, газа или промывочной жидкости, которая содержит присадки гораздо более опасные для флоры и фауны.

Что касается аварийных ситуаций эксплуатации вертлюга:

а) Износ либо прорыв масляного сальника. При этой аварии все масло, предназначенное для смазки деталей и охлаждения подшипников, выливается из корпуса. Тем самым, нанося вред окружающей среде. Такие аварии в основном бывают, редко, так как существует документация для каждого оборудования, в которой дан график проведения профилактических работ и текущих ремонтов для замены быстро изнашиваемых деталей оборудования.

б) Срыв патрубка с грязевой или промывочной трубы. При этой аварии загрязняется относительно большая площадь, вокруг буровой, опасными присадками для промывочного раствора содержащие также в себе нефтяные включения. В результате этой аварии на территорию буровой до того как остановят компрессор, выливается 0,5 — 2 м³ промывочной жидкости. Примерно половину из этого объема впитается в грунт. На месте этой аварии необходимо произвести срочную уборку территории со снятием и удалением поверхностного слоя почвы. К тому же есть и так называемые косвенные последствия срыва патрубка, при срыве нарушается циркуляция промывочной жидкости, что может привести к прихвату бурового инструмента. И кто знает, кокой ущерб получит природа уже при ликвидации этой серьезной аварии…

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

Так как вертлюг является, одним из важнейших компонентов буровой установки, который отвечает за выполнение принципиальных функций в процессе бурения, таких как подвод в буровую колонну жидкости, а также обеспечение долоту беспрепятственного вращения. От вертлюга, от его надежности и долговечности, будет зависеть вся работа буровой установки. Если он низкого качества, то о безотказной работе речи уже идти не будет и, наоборот, если данный элемент является продуктом высококлассного производства от надежного производителя, то буровая установка будет работать долго и эффективно.

Высокие требования надежности реализованы в следующих конструкторских решениях:

— в качестве основной опоры применен упорный подшипник с коническими роликами, позволяющий увеличить ресурс работы вертлюга до капитального ремонта;

— отвод из высоколегированной стали обладает повышенной стойкостью к воздействию промывочной жидкости при высоких давлениях;

— конструкция нижней части корпуса вертлюга гарантирует надежную герметизацию масляной ванны;

— быстроразъемное уплотнение включает в себя трубу, рабочая поверхность которой в месте контакта с манжетами упрочнена плазменным напылением;

— долговечность манжет увеличена за счет попеременного их включения во вращение, либо одновременного включения со скоростью вращения в 2 раза меньше, чем скорости вращения ствола вертлюга.

Баграмов Р. А. Буровые машины и комплексы. — М.: Недра, 1988.

А.Л. Ильский, А. П. Шмидт. Буровые машины и механизмы. -М.: Недра, 1989.