2) Кинематическая схема буровой установки с дизельным приводом. Особенности компоновки по сравнению с электрическим приводом.

Ответ:

Привод всех механизмов буровой установки УРБ 2.5 А осуществляется от дизельного двигателя автомобиля через коробку передач, включенную на пятую (прямую) передачу, и раздаточную коробку автомобиля.

Рис.2 - Кинематическая схема

1-8, 10 - шестерни; 9 - вал-шестерня; 11 - червяк однозаходный; 12 - колесо червячное; 13-18 - звездочки; 19-21 - муфты зубчатые; 22, 23 - муфты фрикционные; 24-27 - шкивы; А - двигатель КамАЗ-740, В - коробка отбора мощности; Е - трансмиссия механизма подачи на забой

Отбор мощности осуществляется специальной односкоростной коробкой отбора мощности (КОМ), установленной на верхнем люке раздаточной коробки. Управление коробкой отбора мощности электропневматическое, осуществляется переключателем, установленным на щитке в кабине автомобиля. Карданный вал 1 передает вращение трансмиссионному валу, на котором расположены два шкива для отбора мощности на буровой насос и трансмиссию механизма подачи. Трансмиссионный вал с помощью карданного вала VI соединяется с коробкой передачи N.

Коробка передач двухвальная трехскоростная: по шлицам ведущего вала передвигаются шестерня 1 с числом зубьев z = 17 и блоки шестерен 2 и 3 второй и третьей передач с числом зубьев z = 34 и z = 27. На ведомом валу наглухо насажены цилиндрические шестерни 4 (z = 51), 5 (z = 34), 6 (z = 41) и коническая шестерня 7 (z = 18).

На конце ведомого вала находится зубчатая муфта 21 включения вала привода ротора.

Соединение шестерни 1 с шестерней 4 создает первую передачу с передаточным отношением i = 0,33. Соединение шестерни 3 (z = 27) с шестерней 6 создает вторую передачу с передаточным отношением i = 0,658. Соединение шестерни 2 (z = 34) с шестерней 5 обеспечивает третью передачу с передаточным отношением i = 1.

3) Фонтанная арматура. Общая конструкция, технические параметры, обозначение.

Ответы:

ФА предназначена для подвески НКТ, отвода жидкости в выкидную линию, регулирование параметров скважины и контроля за работающей скважиной

Арматура фонтанная предназначена для оборудования устья наземных фонтанных нефтяных и газовых скважин с целью герметизации устья, его обвязки, подвески подъёмной колонны НКТ, контроля и регулирования режима работы скважин, перекрытия и направления добываемой продукции в магистраль, а также для проведения необходимых технологических операций на скважине.

Фонтанная арматура состоит из трубной головки и фонтанной елки.

Осн. Эл-ми явл крестовики,тройники,запорные устройсва и регулирующие устр.

Трубная головка предназначена для подвешивания фонтанных труб и герметизации пространства между ними и эксплуатационной колонной.

Фонтанная елка предназначена для контроля и регулирования фонтанной струи, направления ее по тому или иному выкиду и в случае необходимости для закрытия скважины.

Фонтанная арматура: 1 - колонная головка; 2 - трубная головка; 3 - фонтанная ёлка; 4 - регулируемый штуцер; 5 - пневмоуправляемая задвижка.         Kолонная головка, расположенная в ниж. части Ф. a., служит для подвески обсадных колонн, герметизации межтрубных пространств и контроля давления в них. При простейшей конструкции скважины (без промежуточных техн. колонн) вместо колонной головки используют колонный фланец, устанавливаемый на верх. трубе эксплуатационной колонны. Tрубная головка монтируется на колонной головке и служит для подвески и герметизации лифтовых колонн при концентрич. или параллельном спуске их в скважину. Фонтанная ёлка устанавливается на трубной головке и служит для распределения и регулирования потоков продукции из скважины. Cостоит из запорных (задвижки, шаровые или конич. краны), регулирующих устройств (штуцеры постоянного или переменного сечения) и фитингов (катушки, тройники, крестовины, крышки). Фонтанную арматуру изготовляют для однорядного и двухрядного подъемников.

Возможные неисправности фонтанной арматуры и способы их устранения

Прекращение фонтанирования скважин может быть вызвано следующими причинами: снижением пластового давления, обводнением скважины и засорением подъемных труб или выкидных линий. В каждом случае наблюдаются свои характерные изменения в работе скважины.

Снижение пластового давления сопровождается постепенным снижением буферного давления и дебита скважины

Основными параметрами ФА яв-ся условный диаметр проходного сечения:50,65,80,100 и 150 мм. Рабочее давление 14,21,35,70 Мпа.

Технические характеристики

Рабочее давление, PN, МПа	70
Условный проход, DN, мм
ствола	80
боковых отводов	50(65)
Скважинная среда	нефть, газ, газовый конденсат
Температура скважинной среды, ^oС	от 0 до 120
Количество подвешиваемых скважинных трубопроводов, шт.	1
Нагрузка на трубодержатель, кН, не более	1000
Класс герметичности	А

Трубная головка служит для подвески 1-го или 2-го рядов колонны НКТ. Для герметизации кольцевого пространства м/у НКТ и обсадной колонны, для проведения технологических операций. Тр. Головка состоит из крестовнины, катушки, тройника а также вход для вентиля с монометром.

ФЁ наз-ся верх. Часть ф.а. установлена на трубную головку. Различают: тройниковые и крестовые АФТ-50-210(арм. Фонт. Тройник, диаметр проход сеченя, раб давл.)