На
опоры ствола вертлюга действуют в основном осевые нагрузки: главная опора воспринимает вес бурильной колонны, а радиальные подшипники центрируют подвешенный на
крюке вертлюг и воспринимают
нагрузки, создаваемые его весом и
частью веса прикрепленного к нему гибкого шланга.
В
качестве главной опоры в вертлюгах применяют упорные или радиально-упорные
подшипники. В тяжело нагруженных вертлюгах для бурения глубоких скважин
используют роликоподшипники с коническими, бочкообразными и цилиндрическими роликами.
Эти подшипники применяют при частоте вращения не более 100
об/мин, так как цилиндрические ролики работают с проскальзыванием, что
приводит к их износу.
В вертлюгах для геологоразведочного бурения скважин небольшой
глубины и при легких бурильных колоннах используют радиально-упорные
или радиальные шарикоподшипники, для вспомогательных опор вертлюгов обычно —
упорные шариковые или конические роликоподшипники стандартных серий.
ПРИВОДЫ БУРОВЫХ
УСТАНОВОК
ОСНОВНЫЕ ОПРЕДЕЛЕНИЯ
Приводом буровой установки называется совокупность двигателей и регулирующих их работу
трансмиссий и устройств, преобразующих
тепловую или электрическую энергию в механическую, управляющих механической
энергией и передающих ее исполнительному
оборудованию — насосам, ротору, лебедке и др. Мощность привода (на входе в трансмиссию) характеризует
основные его потребительские и технические свойства и является классификационным (главным) параметром.
В
зависимости от используемого первичного источника энергии приводы делятся
на автономные, не зависящие от системы энергоснабжения, и неавтономные,
зависящие от системы энергоснабжения, с питанием от промышленных
электрических сетей. К автономным приводам относятся
двигатели внутреннего сгорания (ДВС) с механической, гидравлической или
электропередачей.
К неавтономным приводам относятся:
электродвигатели постоянного тока, питаемые от промышленных сетей переменного тока через
тиристорные выпрямительные станции
управления; электродвигатели переменного тока с гидравлической либо электродинамической трансмиссией или регулируемые тиристорными системами.
В соответствии с кинематикой установки привод может иметь три основных исполнения:
индивидуальный, групповой и комбинированный
или смешанный.
Индивидуальный привод — каждый
исполнительный механизм (лебедка, насос или ротор) приводится от электродвигателей или ДВС
независимо друг от друга. Более широко этот вид привода распространен
с электродвигателями. При его использовании достигается высокая маневренность
в компоновке и размещении бурового оборудования на основаниях при монтаже.
Групповой привод — несколько
двигателей соединены суммирующей трансмиссией и приводят несколько
исполнительных механизмов. Его применяют при двигателях внутреннего сгорания,
Комбинированный привод — использование
индивидуального и группового приводов в одной установке. Например, насосы
приводятся
от индивидуальных двигателей, а лебедка и ротор от общего двигателя.
Во всех случаях характеристики привода должны наиболее полно удовлетворять
требуемым характеристикам исполнительных механизмов.
Потребителями энергии
буровой установки являются: в процессе бурения — буровые насосы, ротор
(при роторном бурении), устройства для приготовления и очистки
бурового раствора от выбуренной породы; компрессор, водяной насос и др.;
при
спуске и подъеме колонны труб — лебедка, компрессор, водяной насос и механизированный ключ.
Приводы также делятся на главные (приводы лебедки, насосов и ротора) и вспомогательные (приводы
остальных устройств и механизмов установки). Мощность, потребляемая
вспомогательными устройствами, не превышает 10—15% мощности, потребляемой
главным оборудованием.
Гибкость характеристики — способность
силового привода автоматически или при участии оператора в процессе работы
быстро
приспосабливаться к изменениям нагрузок и частот вращения исполнительных
механизмов. Гибкость характеристики зависит от коэффициента приспособляемости,
диапазона регулирования частоты вращения валов силового привода и приемистости
двигателя.
Коэффициент гибкости характеристики
определяется отношением изменения частоты вращения к вызванному им отклонению момента
нагрузки. Он пропорционален передаточному отношению и обратно пропорционален
коэффициенту перегрузки.
Приемистостью называется интенсивность
осуществления переходных процессов, т. е. время, в течение которого
двигатель и силовой привод реагируют на изменение нагрузки и изменяют
частоту вращения.
Приспособляемость
— свойство
силового привода изменять крутящий момент и
частоту вращения в зависимости от момента сопротивления. Собственная приспособляемость— свойство двигателя приспособляться к
внешней нагрузке. Искусственная приспособляемость — свойство трансмиссий
приспосабливать характеристику двигателя к изменению внешней нагрузки.
ТРАНСМИССИИ БУРОВЫХ
УСТАНОВОК
ЭЛЕМЕНТЫ
ТРАНСМИССИИ БУРОВЫХ УСТАНОВОК
В
буровом оборудовании для осуществления кинематической связи между
валами в механизмах, изменения скорости и направления вращения, преобразования
крутящих моментов используют цепные, клиноременные и зубчатые передачи. В
установках малой мощности для геологоразведочного бурения при небольших
межосевых расстояниях между валами (до 0,5 м) используют почти всегда
зубчатые передачи, а при межосевых расстояниях более 0,5 м — клиноременные. В установках для эксплуатационного бурения
для передачи «больших мощностей (500—2000 кВт и более) и межосевых расстояниях более
1 м применяют многорядные цепные и клиноременные передачи.
Зубчатые передачи используют при межосевых расстояниях менее 1м — в
редукторах насосов, реверсивных устройствах КПП, приводах роторов и др.
СИСТЕМЫ УПРАВЛЕНИЯ БУРОВЫМИ
УСТАНОВКАМИ
ВИДЫ, ТРЕБОВАНИЯ И ХАРАКТЕРИСТИКИ
Буровая установка представляет собой сложный комплекс различных машин и механизмов,
обеспечивающих выполнение разнообразных
технологических операций при проводке скважин. Эффективность работы этого комплекса зависит от эксплуатационных
качеств, маневренности, четкости и надежности работы
всех его элементов. Важную роль в комплексе играет система управления.
Системы управления
обеспечивают:
пуск, остановку и
регулировку работы двигателей;
включение
и выключение трансмиссий, которые блокируют двигатели,
приводящие буровые насоса, ротор или лебедку;
включение
и выключение буровых насосов, лебедки, ротора, механизма подачи и
тормозов (гидравлического, электрического и ленточного); изменение частоты вращения барабана лебедки,
насосов и ротора; включение
и выключение устройств для свинчивания и развинчивания
бурильных труб;
управление работой ключей, клиньев и других механизмов при
отвинчивании и установке бурильных свечей в магазин в процессе спуска и подъема
колонны;
управление оборудованием для герметизации устья скважины при
бурении и проявлениях газа;
включение и выключение компрессора, вспомогательной лебедки или
насоса, осветительной установки, устройств для очистки и приготовления
бурового раствора и других вспомогательных механизмов.
Для приведения в действие органов управления используются различные виды энергии: в
системах ручного механического управления
—сила оператора; в пневматических, гидравлических и электрических системах —энергия сжатого воздуха, жидкости или электричества.
Система управления состоит из двух типов органов: управляющих
функциями главных и вспомогательных исполнительных механизмов и
аппаратуры, сигнализирующей оператору или регистрирующей результаты
исполнения команды.
Система управления (рис. XI. 1) содержит пять
основных органов:
1
— воспринимающий команду (кнопка, рукоятка, рычаг, педаль и др.),
на который воздействует оператор — человек, программирующее
устройство или микропроцессор;
2
— промежуточный, передающий команду к исполнительным механизмам с
использованием внешней энергии: тяги, трубопровода, электрокабеля и
др.;
3
— исполнительный, воздействующий на механизм, выполняющий
технологическую функцию: муфта сцепления, золотник, кран и др.;
4
— фиксирующий или ограничивающий исполнение команды: защелка,
концевой выключатель, стопор и др;
5
— обратная связь, информирующая оператора об исполнении команды
или заданного режима работы: измерительный прибор, манометр,
термометр, динамометр, световая или звуковая сигнализация.
В буровых установках применяется три вида систем управления:
централизованная — расположенная у поста бурильщика и позволяющая
ему управлять основными исполнительными механизмами: лебедкой,
насосами, ротором, превенторами и др.;
индивидуальная или местная — расположенная вблизи того или иного агрегата;
смешанная-—позволяющая управлять агрегатом как с поста бурильщика,
так и непосредственно около агрегата; например, ДВС с суммирующей
трансмиссией могут управляться дизелистом или бурильщиком и др.
Всеми устройствами управляют с постов бурильщика, дизелиста или с
пульта, расположенного вблизи того или иного агрегата
(оборудования). В соответствии с выполняемыми функциями цепи
управления подразделяются на независимые и взаимосвязанные. Независимые цепи
применяют в тех случаях, когда устройства не связаны друг с другом,
например, включение лебедки, насосов, ротора. Взаимосвязанные (сблокированные)
системы управления используют, когда недопустимо одновременное включение нескольких
движений, например, одновременное включение
прямого и обратного вращения ротора
или двух скоростей лебедки.
В связи со сложностью и многообразием функций, выполняемых
механизмами для обеспечения маневренности, быстроты и удобства манипулирования, в буровых
установках применяют комбинированные
системы управления, позволяющие наиболее полно удовлетворить все
требования.
Степень совершенства системы управления зависит от ее качеств,
главными из которых являются:
мощность,
усилие или крутящий момент для осуществления операций
управления;
легкость, маневренность и автоматизм органов, на которые воздействует оператор и которые
осуществляют исполнение команды.
Совершенство системы управления зависит как от конструкции органов
системы управления, так и от рабочей позы бурильщика и усилий, затрачиваемых им в
процессе управления. Неудобство позы рабочего, необходимость приложения больших
усилий вызывают быстрое утомление рабочего и
снижают его производительность.
Усилие, затрачиваемое рабочим на манипуляции рычагами, обычно не более 30—50
Н, тормозной рукояткой— не более 150 Н, ножными педалями и редко переключаемыми рычагами — не более 100—200 Н. Давление
рукоятки, кроме тормозной, обычно осуществляется в течение нескольких секунд и неутомительно для бурильщика. Рукоятки и
педали располагают так, чтобы ими было
удобно пользоваться без изменения
рабочей позы и места бурильщика.
Четкость, стабильность и мнемоничность управления
обеспечиваются тем, что каждая команда соответствует определенной функции и не
вызывает изменения положения других органов управления. Величина
хода, например, рукоятки, при включении и выключении должна быть всегда
одинакова и стабильна при каждом повторении команды.
Мнемоничность управления обеспечивается таким расположением
органов управления, при котором оператор освобожден от излишнего
напряжения памяти. Оператор не должен каждый раз вспоминать, где
находится тот или иной рычаг управления, в какую сторону и на какое расстояние
следует его передвинуть или повернуть, чтобы включить или выключить,
например, ключ для свинчивания или развинчивания бурильных замков.
Направление движения руки оператора должно совпадать с направлением
движения механизма. При вертикальном расположении рычага, например тормозного,
торможение осуществляется движением рычага вниз, так как при этом удобнее приложить к усилию руки еще вес
тела рабочего, а при растормаживании
наоборот. При горизонтальном расположении рычагов включение, требующее
большого усилия рабочего, осуществляется поворотом рычага «на себя», а
выключение — «от себя». Штурвалы при
включении обычно вращают «от себя», а при выключении — «на себя». Педальное управление при рабочей позе стоя осуществляется только в механизмах,
требующих эпизодического включения.
Включение осуществляется нажатием
педали «вниз», а выключение — «вверх». При кнопочном управлении — верхняя кнопка «пуск», а нижняя
«стоп».
Пульт бурильщика снабжается табличкой с указанием направления
движения каждой кнопки или рычага и выполнения ими функций. Надписи
должны быть четкими, хорошо освещаться и легко читаться без изменения
рабочей позы оператора. Прогрессивность, мягкость и гибкость — важные
качества систем управления. Прогрессивность обеспечивает безударность и мягкость включения за счет того,
что полное усилие на органе управления
возникает не сразу, а с некоторым запаздыванием, а затем быстро и энергично
возрастает до требуемой величины, осуществляя
включение без рывков и ударов. Например, в ленточных тормозах, буровых
лебедок применяют кулачковые или рычажные
механизмы, с помощью которых передаточное отношение изменяется по мере
поворота рычага. Это обеспечивает прогрессивное
увеличение тормозного усилия.
Быстродействие системы управления — важное
качество для таких механизмов, как подъемная система буровых лебедок,
выполняющая массовые, часто повторяющиеся операции при СПО. При этом
оператор должен всегда знать или видеть, что его команда выполнена
точно.
Структурная прочность органов системы управления и их конструкция выполняются
такими, чтобы не происходило износа и деформации их элементов в процессе
работы, монтажа, демонтажа и транспортировки буровой установки, приводящих к нарушению
точности и четкости управления.
Безопасность системы управления обеспечивается
хорошим расположением органов управления, легкостью их обслуживания, соблюдением необходимых
расстояний, хорошей освещенностью, легкостью
и удобством манипулирования. Все это исключает возможность травматизма обслуживающего персонала и порчу оборудования.
ОБОРУДОВАНИЕ ДЛЯ
ГЕРМЕТИЗАЦИИ УСТЬЯ СКВАЖИНЫ
В настоящее время при бурении не только разведочных, но и
эксплуатационных скважин широко применяется оборудование для герметизации
устья скважин. Раньше это оборудование использовали в основном для борьбы с
выбросами жидкости и газа при проявлениях высоких давлений в скважине. В связи
с
применением более легких растворов для бурения давление в скважине в процессе бурения регулируют
при помощи превен-торов. Изменились
требования к охране окружающей среды и недр
земли.
Для герметизации устья скважины используют три вида пре-венторов:
плашечные — глухие или проходные для полного перекрытия отверстия
или кольцевого пространства, если в скважине находится колонна труб;
универсальные — для перекрытия отверстия в скважине, если в ней
находится любая часть бурильной колонны: замок, труба, ведущая труба, вращающиеся — для
уплотнения устья скважины с вращающейся в ней трубой или ведущей трубой.
Ни плашечные, ни универсальные превенторы не рассчитаны на вращение
колонны, если они полностью закрыты.
СХЕМЫ
ОБОРУДОВАНИЯ ДЛЯ ГЕРМЕТИЗАЦИИ УСТЬЯ СКВАЖИНЫ
Существует
большое разнообразие конструкций скважин и условий
бурения, поэтому для обеспечения надежности охраны окружающей среды и недр земли схемы оборудования
устья скважин стандартизованы. ГОСТ
13862—80 предусматривает четыре
типовых схемы оборудования устья скважин с числом плашечных превенторов от одного до четырех при бурении
на суше. Схемы оборудования при
установке превенторов на дне моря и большой толще воды значительно сложнее.
В зависимости от ожидаемой интенсивности нефтегазопроявлений в скважине
рекомендуются следующие схемы монтажа оборудования для герметизации устья
скважины:
двухпревенторная с двумя линиями
манифольда (рис.XIII.а);
трехпревенторная с двумя линиями манифольда (рис. XIII.1,6);
трехпревенторная с тремя линиями манифольда (рис. XIII.1,в);
трехпревенторная с четырьями линиями манифольда (рис. XIII.1,г).
Обвязка превенторов — манифольд — предназначена для управления
давлением в скважине при нефтегазопроявлениях путем воздействия на пласт закачкой
раствора и создания противодавления на
него. Манифольд состоит из линий дросселирования и глушения, которые
соединяются со стволовой частью оборудования для герметизации и
представляют собой систему трубопроводов и
арматуры (задвижки и регулируемые дроссели с ручным или гидравлическим управлением, манометры и др.).
Линия глушения соединяется с буровыми насосами и служит для закачки
в скважину утяжеленного раствора по межтрубному пространству. При необходимости
линия глушения используется
для слива газированного бурового раствора в камеру-дегазатор циркуляционной системы буровой установки.
Линия дросселирования служит для слива бурового раствора и отбора флюидов
из скважины с противодавлением на пласт, а также для закачки в скважину
жидкости с помощью цементировочных агрегатов. В схеме на рис. XIII.1, г, применяемой
при бурении скважин с повышенной опасностью нефтегазопроявлений,
верхняя линия дросселирования служит резервной.
Манифольды
рассчитывают на рабочее давление 21, 35, 70 МПа. В зависимости от конструкций задвижек
они бывают двух типов: МП — с клиновыми задвижками и МПП — с прямоточными
задвижками. Манифольды типа МП в блочном исполнении шифруются
МПВ. В шифре манифольдов цифрами указывается диаметр их проходного отверстия
(в мм) и рабочее давление (в МПа). Например, манифольд диаметром 80 мм (принимаемый в
настоящее время для всех манифольдов) на давление 35 МПа шифруется МПВ-80Х35.
Манифольды устанавливают на рамах-салазках с телескопическими стойками,
позволяющими регулировать высоту их расположения в пределах 0,65—1,25 м в
зависимости от положения колонной головки над устьем скважины. Высота
расположения головки изменяется после спуска и цементирования каждой
обсадной колонны. Высота разъемного желоба устанавливается по расстоянию
между фланцевой катушкой и ротором буровой установки.
Как видно из схем на рис. XIII.1, на установках монтируют один или два
плашечных превентора. В морских скважинах с устьем на дне моря
устанавливают три, а иногда и четыре плашечных превентора, а над ними
универсальный превентор. В морских установках монтируют иногда два
универсальных превентора. При бурении под давлением над этим превентором располагают
вращающийся превентор.
После
монтажа линии манифольдов превенторы подвергают гидроиспытаниям под давлением в 1,5 раза превышающим рабочее.
Испытания проводят с использованием смазки «Нефте-газ-203» марки В или индустриального масла 12 или 20 по ГОСТ 20799—75 с добавкой 25—30% по объему смазки
«Неф-темаз-203» марки Б.
УСТРОЙСТВО И ПРИНЦИП ДЕЙСТВИЯ ПРЕВЕНТОРОВ
Плашечные превенторы
Превентор, выпускаемый ВЗБТ (рис. ХШ.2) состоит из стального литого корпуса 7, к
которому на шпильках крепятся крышки /
четырех гидравлических цилиндров 2. В полости А цилиндра 2 размещен главный поршень 3, укрепленный
на штоке 6. Внутри поршня
размещен вспомогательный поршень 4, служащий для фиксации плашек 10 в закрытом состоянии отверстия Г ствола скважины. Для закрытия
отверстия плашками жидкость, управляющая
их работой, поступает в полость А, под действием давления которой поршень перемещается слева направо.
Вспомогательный
поршень 4 также перемещается вправо, и в конечном положении
он нажимает на кольцо-защелку 5 и фиксирует тем самым плашки 10 в
закрытом состоянии, что исключает самопроизвольное их открытие. Чтобы открыть отверстие Г ствола, надо передвинуть плашки
влево. Для этого управляющая
жидкость должна быть подана под давлением в полость В, которая перемещает вспомогательный поршень 4 по штоку 6 влево и открывает защелку 5. Этот
поршень, дойдя до упора в главный поршень 3, передвигает его влево, тем
самым раскрывая плашки. При этом
управляющая жидкость, находящаяся в
полости £, выжимается в систему управления.
Плашки
10 превентора могут быть заменены в зависимости от диаметра
уплотняемых труб. Торец плашек по окружности уплотняется резиновой
манжетой 9, а крышка 1 — прокладкой //. Каждый из превенторов
управляется самостоятельно, но обе плашки каждого превентора действуют
одновременно. Отверстия 8 в корпусе 7 служат для присоединения
превентора к манифольду. Нижним торцом корпус крепится к фланцу устья скважины, а к
верхнему его торцу присоединяется универсальный превентор.
Как видно, плашечный превентор с гидравлическим управлением должен
иметь две линии управления: одну для управления фиксацией
положения плашек, вторую для их перемещения. Превенторы с гидравлическим
управлением в основном применяют при бурении на море. В ряде случаев нижний превентор оборудуется
плашками со срезающими ножами для перерезания находящейся в скважине
колонны труб.
Для
бурения на суше применяют в основном однокорпусные плашечные превенторы с двойной системой перемещения плашек: гидравлической и механической без системы
гидравлического управления их
фиксацией. По конструкции эти превенторы
(рис. XIII.3) значительно проще. Такой превентор состоит из корпуса 2, внутри
которого помещаются плашки и крышки с гидроцилиндрами 1 и 5. Корпус 2 представляет
собой стальную
отливку коробчатого сечения, имеющую проходное вертикальное отверстие диаметром D и сквозную
горизонтальную прямоугольную полость, в которой размещаются плашки. Перекрывающие
устье скважины плашки комплектуются под определенный размер трубы. При отсутствии
в скважине бурильных труб устье перекрывается глухими плашками.
Плашки превентора разъемной конструкции состоят из корпуса 9, сменных
вкладышей 11 и резинового уплотнения 10. Плашку в собранном
виде насаживают на Г-образный паз а штока 7 и вставляют в
корпус превентора. Полость корпуса с обеих сторон закрывается откидными крышками
гидроцилиндров / и 5, шарнирно подвешенными на корпусе. Крышка к корпусу крепится
болтами 4.
Каждая плашка перемещается поршнем 6 гидравлического
цилиндра
8. Масло от коллектора 3 по стальным трубкам и через
поворотное ниппельное соединение под давлением поступает в гидроцилиндры.
Полость плашек превентора в зимнее время (при температуре —5°С и ниже) обогревается
паром, подаваемым в паропроводы. Поршень со штоком, крышка и цилиндры уплотняются
при помощи резиновых колец.
Универсальные
превенторы
Универсальный превентор предназначен для повышения надежности
герметизации устья скважины. Его основной рабочий элемент — мощное
кольцевое упругое уплотнение, которое при открытом положении
превентора позволяет проходить колонне бурильных труб, а при закрытом
положении-—сжимается, вследствие чего резиновое уплотнение обжимает трубу (ведущую трубу,
замок) и герметизирует кольцевое пространство между бурильной и
обсадной колоннами. Эластичность резинового уплотнения позволяет закрывать
превентор на трубах различного диаметра, на замках и УБТ. Применение универсальных
превенторов дает возможность вращать и расхаживать колонну при
герметизированном кольцевом зазоре.
Кольцевое уплотнение сжимается либо в результате непосредственного
воздействия гидравлического усилия на уплотняющий элемент, либо
вследствие воздействия этого усилия на уплотнение через специальный кольцевой
поршень.
Универсальные
превенторы со сферическим уплотняющим элементом
и с коническим уплотнителем изготовляет ВЗБТ.
Универсальный гидравлический превентор со сферическим уплотнением
плунжерного действия (рис. XIII.4) состоит из корпуса 3, кольцевого
плунжера 5 и кольцевого резинометал-лического
сферического уплотнителя /. Уплотнитель имеет форму массивного кольца,
армированного металлическими вставками двухтаврового сечения для жесткости и
снижения износа за счет более равномерного распределения напряжений. Плунжер 5 ступенчатой
формы с центральным отверстием. Уплотнитель / фиксируется крышкой 2 и распорным кольцом 4.
Корпус, плунжер и крышка образуют в
превенторе две гидравлические камеры А
и Б, изолированные друг от друга манжетами плунжера.
При подаче рабочей жидкости под плунжер 5 через отверстие в корпусе
превентора плунжер перемещается вверх и обжимает по сфере уплотнение
/ так, что оно расширяется к центру и обжимает трубу, находящуюся внутри
кольцевого уплотнения. При этом давление бурового раствора в скважине
будет действовать на плунжер и поджимать уплотнитель. Если в скважине нет
колонны, уплотнитель полностью перекрывает отверстие. Верхняя камера Б
служит для открытия превентора. При нагнетании в нее масла плунжер движется
вниз, вытесняя жидкость из камеры А в сливную линию. Уплотнитель
расширяется и принимает прежнюю форму.
Кольцевой уплотнитель
позволяет:
протаскивать колонны общей длиной до 2000 м с замками или муфтами с
конусными фасками под углом 18°;
расхаживать и
проворачивать колонны;
многократно открывать
и закрывать превентор.
Конструкция превентора допускает замену уплотнителя без его демонтажа.
Управление универсальным превентором может осуществляться либо с
помощью ручного плунжерного насоса, либо с помощью насоса с электроприводом. Время
закрытия универсального превентора гидроприводом 10 с.
Вращающиеся превенторы
Вращающийся
превентор применяется для герметизации устья скважины в процессе ее бурения
при вращении и расхаживании бурильной колонны, а также при СПО и повышенном давлении в
скважине. Этот превентор уплотняет ведущую трубу, замок или бурильные трубы,
он позволяет поднимать, спускать или вращать бурильную колонну, бурить
с обратной промывкой, с аэрированными растворами, с продувкой газообразным
агентом, с равновесной
системой гидростатического давления на
пласт, опробовать пласты в процессе газопроявлений.
Основной элемент вращающегося превентора
(рис. ХШ.5) —
уплотнитель 2, позволяющий
протаскивать инструмент через его отверстие. Уплотнитель состоит из металлического основания и резиновой части, прикреплен к стволу 4 при
помощи байонетного соединения и болтов. От проворачивания его предохраняют шпоночные выступы, входящие в вырезы ствола.
В патроне 7 превентора на двух радиальных 5 и одном упорном 6 подшипниках
качения смонтирован ствол 4. Манжетные уплотнения 3 служат
для предохранения превентора от попадания в него жидкости из скважины между
стволом, корпусом и патроном. Фиксация патрона 7 в корпусе / осуществляется
защелкой 9, которая открывается под давлением масла, подаваемого ручным
насосом через штуцер 8.
Страницы: 1, 2, 3
|