§ 9. Узлы нагнетательного манифольда

Стояк состоит из вертикально установленной трубы, верхняя часть которой снабжена изогнутым отводом, к которому при­соединяется гибкий буровой рукав для подачи раствора к верт­люгу.

На рис. VI 1.22 показаны стояки в буровых вышках.

Распределительное устройство стояка (рис. VII.23) соеди­няется с его нижней частью и с напорным трубопроводом. Это устройство служит для направления движения подаваемого на­сосами по трубопроводу Б раствора в стояк Д к устью скважин в затрубное пространство В, в желоб Г или для присоединения к передвижным насосным агрегатам А.

Распределительно-запорное устройство состоит из тройни­ков 1, крестовин 6, ниппелей 2 и задвижек 3, 5, 7, 8 для пере­крытия того или иного трубопровода. Штурвалы задвижек для удобства управления расположены выше пола буровой. Дав­ление в напорном трубопроводе контролируется манометром с предохранительным устройством 4.

Обвязка бурового насоса показана на рис. VII.24. При ра­боте насоса вхолостую во время запуска раствор поступает через отвод 1 к стояку 4 пусковой задвижки 5 и по отводу 6 возвращается в приемный резервуар. При постепенном закры­тии пусковой задвижки 5 открывается обратный клапан 3, и раствор поступает в нагнетательный трубопровод 2. Задвижка

5. управляется пневматически, и сжатый воздух к ней подается по трубопроводу 8. Задвижка 7 служит, для управления пода­чей раствора из системы его приготовления.

Многоотводный обратный клапан (рис. VI 1.25) служит для автоматического разъединения нагнетательных трубопроводов от насосов. Этот узел состоит из сменного клапана 2, крышки

1. стойки 4, патрубков 3 и 5, служащих для присоединения с од­ной стороны к отводу бурового насоса, а с другой — к стояку задвижки.

Нагнетательные манифольды буровых установок могут иметь различные схемы компоновки и параметры, и их можно компоновать в зависимости от требуемых условий и числа на­сосов. Обратные клапаны, задвижки и другая арматура выпус­каются заводами на давление 25 и 32 МПа.

Рис. VII.22. Стояк в буровой вышке:

а — А-образной; б — башенной

Рис. VI 1.23 Распределительно-запорное устройство ~

Уробень пат 9 буровой бчшпе

Рис. VII.24. Типовая обвязка бурового насоса

клапан на

Рис. VII 25. Обратный давление 25 МПа

Параметры	1МБН-250	МП Б 6000/60	УПБ-250-ЗД УМБ-250-4Э	У МБ-320
Давление, МПа:
рабочее раствора	25	25	25	32
пробное	37,5	37,5	37,5	48,0
Диаметр условного прохода,
мм:
нагнетательного трубо­
провода	110	125	125	125
отвода насосов	90	100	100	100
Число обвязываемых насосов	3	2	2	3

Технические характеристики нагнетательных манифольдов приведены в табл. VII.5.

Компенсаторы (воздушные колпаки) устанавливаются на нагнетательной линии вблизи насоса для выравнивания пуль­сации давления и подачи, возникающей при работе поршневого насоса с шатунно-кривошипным приводом. В настоящее время используют диафрагменные компенсаторы,' так как воздушные колпаки с низким давлением воздуха при высоких давлениях раствора очень громоздки и не обеспечивают равномерности подачи.

Воздушный диафрагменный компенсатор представляет со­бой емкость, разделенную эластичной диафрагмой. Одна часть емкости заполнена газом под давлением, равным примерно по­ловине рабочего, вторая сообщается с нагнетательной линией. Когда в линии нет давления, газ расширяется и заполняет весь объем компенсатора, а диафрагма закрывает отверстие, свя­зывающее полость компенсатора с напорной линией. При уве­личении давления раствора газ в компенсаторе сжимается, диафрагма отходит, и открывается отверстие, связывающее на­гнетательную линию с полостью компенсатора, которая начи­нает заполняться буровым раствором. При пульсациях давления в напорной линии диафрагма перемещается и сжатый газ над диафрагмой то сжимается, то расширяется, поддерживая тем са­мым более равномерным давление в напорной линии. Это коле­бание давления считается приемлемым для буровых насосов, если коэффициент неравномерности

б = = 0,01 0,025,

Рср

где ртах и p_min — максимальное и минимальное давления газа в компенсаторе, соответствующие минимальному K_min и макси­мальному Ушах объему газа в полости; р_ср — среднее давле­ние, Па

Рср ⁼ (Ртах + PmlnV^.

Объем жидкости при пульсации

AV = V_n„-l'_n,_I1.

Объем компенсатора V_K должен быть более A V.

В настоящее время наиболее распространены шаровые ди- афрагменные компенсаторы (рис. VII.26). Этот компенсатор представляет собой стальной шаровидный толстостенный

Р ис VII26 Шаровой компенса­тор ВК5Б

Р

1 — фланец; 2 — труба, 3 — втулка, 4 — резина; 5 — бреккер; 6 — оплетка спиральная из стальной проволоки, 7 — корд; 8 — металлическая плетенка

ис VII27 Буровой рукав АТП- 4С:

корпус 2 с крышкой 5, между которыми зажаты края резиновой диафрагмы 6. К диафрагме привулканизированы пластины, слу­жащие как бы клапаном, закрывающим отверстия в решетке/, когда в напорной линии 9 нет давления и диафрагма прини­мает форму внутренней полости компенсатора. Последний монти­руется к патрубку 8 напорной линии 9 через уплотнение 7.

Такой компенсатор довольно хорошо выравнивает неравно­мерности давления в напорной линии и достаточно надежен. Диафрагма при износе заменяется.. Объем компенсатора запол­няется газом через колпачок 3 и вентиль 4 от баллона до тре­буемого давления.

Буровые шланги — рукава (рис. VII.27) предназначены для подачи бурового раствора от стояла к вертлюгу. Они должны быть надежными, прочными, пластичными и герметичными.

Буровые рукава изготовляют многослойными из резины, ме­таллической оплетки и тросов. Резиновые слои обеспечивают герметичность, плотность и эластичность; металлические — прочность и гибкость. Внутренний слой изготовляется из нефте­стойкой резины или пластмассы, нескольких слоев тканевых каркасов — кордов и стальной оплетки. Между этими слоями проложена резина. Для соединения со стояком и кривым па­трубком вертлюга на обоих концах рукава привулканизированы присоединительные фланцы или патрубки, составляющие со шлангом как бы одно целое. Для обеспечения безопасности вдоль гибкого рукава укрепляют стальной трос, соединенный с вертлюгом и вышкой.

ОБОРУДОВАНИЕ ДЛЯ ОЧИСТКИ И ПРИГОТОВЛЕНИЯ БУРОВОГО РАСТВОРА

Буровой раствор циркулирует по замкйутой системе, т. е. ра­створ, закачиваемый в скважину, выходит из нее и снова дол­жен закачиваться в скважину. Но параметры выходящего из скважины раствора совсем не те, которые были при закачке. В нем содержится выбуренная порода в виде отдельных ча­стиц, а также часть породы, например глина, может раство­ряться в растворе. Кроме того, в раствор могут попасть мине­рализованные подземные воды и газ, а также могут воз­действовать повышенная температура и давление, которые изменяют его физические свойства. В ряде случаев часть ра­створа поглощается пластами и при бурении приходится перио­дически добавлять свежий раствор.

Поэтому циркуляционная система буровой установки должна быть оборудована устройствами для очистки выходящего ра­створа от газа, выбуренной породы, пескй и ила, а очищенный раствор надо восстанавливать, т. е. довести до требуемых вяз­кости, плотности, водоотдачи и других параметров, которыми он обладал до закачки в скважину. В ряде случаев в зависи­мости от буримых пород необходимо изменять свойства ра­створа.