Применение колтюбинговой технологии в бурении Министерство    образования Российской Федерации ТОМСКИЙ ПОЛИТЕХНИЧЕСКИЙ УНИВЕРСИТЕТ Институт  геологии  и  нефтегазового дела Специальность “Бурение нефтяных и газовых скважин” Кафедра бурения нефтяных и газовых скважин ПРИМЕНЕНИЕ КОЛТЮБИНГОВОЙ ТЕХНОЛОГИИ В БУРЕНИИ. Выпускная квалификационная работа Студент                        _______________                                                                                             (подпись)                                                               _______________                                                                                            (дата)  Руководитель               _______________                                                                       (подпись)                                                                _______________                                                                                           (дата) Допустить к защите, заведующий кафедрой профессор, д. т. н.          _________________                                                “____” __________   г.   Томск  СОДЕРЖАНИЕ   Введение 1.Агрегаты с использованием колонн гибких труб    1.1.История создания агрегатов   1.2.Основные преимущества оборудования с использованием колонн гибких труб и область его применения    1.3.Основные принципы конструирования агрегатов   1.4.Требования к конструкции агрегата  1.5.Унификация узлов агрегатов   2.Устройство агрегатов для работы с колонной гибких труб  2.1.Основные типы компоновок агрегатов   2.2.Узлы, обеспечивающие транспортирование колонны гибких труб  2.3.Узлы для хранения колонны гибких труб  2.4.Система управления агрегатом  3.Основные узлы агрегатов, их расчет и конструирование  3.1.Транспортер колонны гибких труб (инжектор)   3.2.Барабан (лебедка)  3.3.Трубоукладчик   3.4.Привод  4.Колонна гибких труб   4.1.Мировой опыт применения колонн гибких труб  4.2.Материалы, применяемые для изготовления колонны   4.3.Технология изготовления колонны  4.4.Механизм разрушения гибких труб и основные результаты их эксплуатации  4.5.Пути повышения надежности колонны гибких труб 4.6.Характеристика гибких труб 5.Буровые работы с использованием колонны гибких труб   5.1.Особенности проведения буровых работ 5.2.Оборудование, применяемое для бурения  5.3.Буровые установки 5.4.Особенности расчета параметров колонны гибких труб при бурении  5.5.Особенности работы колонны гибких труб   Список литературы      Выпускная квалификационная работа 54 с., 22 рис., 1 табл., 4 источника. Цель работы:. Данная работа предусматривает обзор применения колонны гибких труб (КГТ) при бурении скважин.  В результате работы были  анализированы несколько источников, из которых сделаны следующие выводы, отраженные в данной работе. Выпускная квалификационная работа выполнена с учетом современных достижений в области техники и технологии бурения скважин с применением КГТ.          ВВЕДЕНИЕ   Проблемы, которым посвящена эта работа, в равной степени относятся и к бурению, и к подземному ремонту, и к исследованию скважин. Общим для всех этих различных по назначению, применяемой технике и технологии операций яв­ляется использование колонны гибких непрерывных металлических труб.  История возникновения данной техники и технологий традиционна для нашей страны. Первым опытом применения непрерывной гибкой металлической трубы для подземного ре­монта и добычи пластовой жидкости можно считать использование установки погружного электроцентробежного на­соса, разработанной под руководством Н.В. Богданова. Ее от­личительной особенностью был спуск и эксплуатация погружного агрегата на колонне гибких стальных труб. Кабель питания погружного двигателя при этом располагался внутри колонны. Это предложение и было основным в идее автора проекта, поскольку исключало контакт кабеля со стенками эксплуатационной скважины при спускоподъемных операциях и эксплуатации. В результате надежность кабеля многократно увеличивалась по сравнению с традиционными схемами. Помимо этого, выполнение подземного ремонта сводилось к наматыванию трубы на барабан без свинчивания и развинчивания резьбовых соединений колонны. Данное техническое решение имеет много положительных сторон, но в контексте рассматриваемого вопроса важно одно – колонна непрерывных металлических труб использовалась для операций подземного ремонта скважин (ПРС). К сожалению, это направление создания нефтепромыслового оборудования не получило дальнейшего развития прежде всего из-за отсутствия на тот момент надежных и дешевых гибких труб. Приоритет в области конструирования, изготовления и промышленной эксплуатации установок с колонной гибких труб (КГТ) принадлежит фирмам США и Канады. В настоящее время в мире эксплуатируется более 600 установок, причем их число все время возрастает. В нашей стране их количество не превышает 30. Основной особенностью описываемого оборудования явля­ется работа гибкой трубы при наличии пластических де­фор­ма­ций, что требует создания труб с принципиально иными свойствами, чем изготавливаются в настоящее время. До­ста­точно интенсивные работы в этом направлении, специалисты ведут под эгидой ООО "ЛУКОЙЛ–Западная Сибирь" НК "ЛУКОЙЛ". Бурное развитие техники и технологии с использованием колонны гибких труб обусловлено следующими их преимуществами: а) при исследовании скважин: – обеспечение возможности доставки приборов в любую точку горизонтальной скважины; – высокая надежность линии связи со спускаемыми приборами; б) при выполнении подземных ремонтов: – отсутствует необходимость в глушении скважины и, как одно из следствий, не ухудшаются коллекторские свойства призабойной зоны продуктивного пласта; – сокращается время проведения спускоподъемных операций за счет исключения свинчивания (развинчивания) резьбовых соединений колонны труб; – уменьшается период подготовительных и заключительных операций при развертывании и свертывании агрегата; – исключается загрязнение окружающей среды технологической и пластовой жидкостями; в) при проведении буровых работ:       – исключается возникновение ситуаций, связанных с внезапными выбросами, открытым фонтанированием; – обеспечивается возможность бурения с использованием в качестве бурового раствора нефти или продуктов ее переработки. Это позволяет осуществлять вскрытие продуктивного пласта оптимальным образом и совмещать процесс бурения с отбором пластовой жидкости; – становится возможным выполнять разрушение породы в условиях депресии; – обеспечивается эффективное бурение горизонтальных участков скважин; – становится возможным применять устройства, информирующие бурильщика о режимах бурения и оперативного уп­равления процессом проводки скважины. При работе с подоб­ным оборудованием реализуется "эффект присутствия" опе­ра­тора установки на забое скважины. Весьма важным при проведении любых работ в скважине является решение социальной задачи – исключается значительный объем операций, выполняемых под открытым небом в любое время года при любой погоде. Хотя наиболее трудоемкие операции по свинчиванию и развинчиванию труб в настоящее время механизированы, объем ручного труда остается значительным. В ряде случаев, это касается прежде всего работ в горизонтальных скважинах, применение КГТ является необходимым условием проведения операций. К таким случаям относится выполнение любых работ в горизонтальных участках большой длины. При разбуривании и эксплуатации морских месторождений использование КГТ особенно эффективно. Следует отметить и недостатки, присущие рассматриваемой технике. К ним, в частности, относятся: а) самопроизвольное и неконтролируемое скручивание КГТ; б) невозможность принудительного проворота КГТ; в) ограниченная длина труб, намотанных на барабан; г) сложность ремонта КГТ в промысловых условиях. В то же время новые технологии не являются панацеей от всех бед и полностью не заменяют существующих традиционных технологий, а в ряде областей не могут быть ими заменены. Наличие оборудования для работы с колонной гибких труб не исключает применения агрегатов ПРС, подъемников и другого существующего нефтепромыслового оборудования. Оно дополняет его и в ряде случаев приумножает до сих пор не реализованные возможности. В то же время область применения описываемых технологий постоянно расширяется. Сейчас у специалистов, работа­ющих над созданием и совершенствованием оборудования, су­ществует мнение, что нет таких операций или процессов при бурении и ПРС, где нельзя было бы применить КГТ. Предполагают, что в ближайшее время с помощью таких установок будут выполнять более половины всех подземных ремонтов скважин. В нашей стране до сих пор не сформировалась и не устоялась терминология этой новой области нефтепромысловой техники и технологии. Основным применяемым термином у нас для обозначения этого направления является русифицированная транскрипция "coiled tubing" – колтюбинг, что означает трубу, наматываемую на катушку. 1.  АГРЕГАТЫ С ИСПОЛЬЗОВАНИЕМ КОЛОНН ГИБКИХ ТРУБ   ИСТОРИЯ СОЗДАНИЯ АГРЕГАТОВ   Идея использования колонны гибких труб (КГТ) представляет собой принципиально новый подход к решению данной проблемы. При этом не само предложение о применении одной сплошной непрерывной колонны вместо собираемой из отдельных труб является новаторским, а реализация схем работоспособного оборудования в подземных условиях. Работа с непрерывной колонной стальных труб осложнена тем, что, как известно, действующие напряжения не дол­жны превышать предела упругости. Если же это условие не соблюдается, то ни о какой прочности при статическом или циклических нагружениях говорить не приходится. Реализация схем работоспособного оборудования стала возможной только после решения двух технических задач: это создание колонны гибких труб, обладающих достаточно высокой циклической прочностью даже за пределами упругости, и промыслового оборудования, обеспечивающего спуск и подъем такой колонны в скважину, а также выполнение всех необходимых технологических операций. В результате решения этих задач появилась новая технология проведения буровых работ и подземного ремонта скважин на основе использования колонны непрерывных гибких труб. Причем име­ется в виду новая технология выполнения не спускоподъемных операций, а всего комплекса работ. К ним относятся подготовка оборудования, выполнение операций ремонта или бурения скважины и свертывание комплекса оборудования. В 50-х годах Н.В. Богдановым было предложено использовать колонны гибких труб для спуска в скважину электропогружного центробежного насоса. При этом кабель, питающий погружной электродвигатель, располагался внутри колонны гибких труб. Подобное решение позволяло не только ускорить процесс выполнения спускоподъемных операций при смене насоса, но и обеспечивал сохранность кабеля при эксплуатации искривленных скважин. Однако практическая реализация этого предложения в сколько-нибудь широких промышленных масштабах в то время была нереальна. Тогда же были разработаны и доведены до практического внедрения конструкции буровых установок с применением непрерывных колонн гибких труб – шлангокабелей. По существу, они представляли собой резинометаллические рукава большого диаметра.          Работы по их созданию проводили, в частности, специалисты Франции и нашей страны.    Совместные испытания осуществляли на опытной буровой установке, однако в силу ряда причин их промышленное внедрение не состоялось. Тем не менее, и у нас в стране, и за рубежом продолжали разрабатывать оборудование подобного класса. Уже первые пробные его варианты показали, что, несмотря на очевидную простоту самого принципа новой технологии проведения подземного ремонта, его реализация требует создания машин нового типа, ранее не существовавших и не имевших аналогов ни в одной отрасли машиностроения. Еще большую проблему представляла разработка технологии изготовления гибких труб, прочность и долговечность которых соответствовали бы условиям их эксплуатации. Как и любое новое направление техники, оборудование с применением колонн гибких труб и технология их производства создавались не на пустом месте. К этому моменту уже существовали машины для спуска в скважину под давлением кабеля и труб. Были разработаны технологии производства электросварных труб. В общих чертах проследить историю создания этого вида оборудования можно на основе патентов (полученных прежде всего в США и России). Состояние, в котором находятся разработка, изготовление и эксплуатация оборудования с использованием колонны гиб­ких труб в нашей стране традиционно как и для любого нового направления развития техники и технологии. С одной стороны, у нас разработано достаточно много оригинальных технических решений, а с другой стороны, их внедрение в  производство отстает в отличие от аналогичных ситуаций в  зарубежных фирмах. Накопленный последними большой опыт в области производства и эксплуатации оборудования подобного типа, а также отечественные наработки позволяют сделать вывод о том, что принципиально все основные технические вопросы можно считать решенными.  В настоящее время апробированы в эксплуатации различные конструктивные схемы, имеется достаточно большая элементная база для создания агрегатов. Кроме того, разработаны и испытаны разные варианты технологий выполнения работ с использованием агрегатов нового типа. Естественно, что процесс совершенствования и конструкций агрегатов, и реализуемых технологий  будет продолжаться. ОСНОВНЫЕ ПРИЕМУЩЕСТВА ОБОРУДОВАНИЯ С ИСПОЛЬЗОВАНИЕМ КОЛОНН ГИБКИХ ТРУБ И ОБЛАСТЬ ЕГО ПРИМЕНЕНИЯ Мировой опыт применения колонн гибких труб насчитывает более 35 лет. И, конечно, за это время были выявлены и неоднократно подтверждались на практике преимущества использования этой технологии проведения работ по сравнению с традиционной. К ним относятся: а) обеспечение герметичности устья скважины на всех этапах выполнения внутрискважинных операций, начиная с подготовки комплекса ремонтного оборудования, и вплоть до его свертывания; б) возможность осуществления работ в нефтяных и газовых скважинах без их предварительного глушения; в) отсутствие необходимости освоения и вызова притока  скважин, в которых выполнялись работы с использованием колонны гибких труб; г) безопасность проведения спускоподъемных операций, так как в данном случае не нужно осуществлять свинчивание –развинчивание резьбовых соединений и перемещать насосно-компрессорные трубы (НКТ) на мостки; д) значительное улучшение условий труда работников бригад подземного ремонта при выполнении всего комплекса операций; е) сокращение времени при спуске и подъеме внутрискважинного оборудования на проектную глубину; ж) обеспечение возможности бурения, спуска забойных инструментов и приборов, а также выполнения операций подземного ремонта в горизонтальных и сильно искривленных скважинах; з) соблюдение более высоких требований в области экологии при проведении всех операций по ремонту и бурению скважин, в частности, за счет меньших размеров комплексов оборудования для этих целей по сравнению с традиционными; и) существенный экономический эффект в результате применения колонн гибких труб как при ремонте, так и при проведении буровых работ. Все эти преимущества новой технологии реализуются при выполнении видов работ, указанных в табл. 1, в которой представлены также ориентировочные объемы проведения каждой операции по отношению к общему объему всех работ, выполняемых за рубежом и в нашей стране. В настоящее время специалисты различных фирм ежегодно выполняют порядка тысячи операций на скважинах с использованием колонн гибких труб. Применять КГТ начали для осуществления наиболее простых операций при проведении ПРС – очистки колонны труб и забоев от песчаных пробок. При внедрении данной технологии использовали КГТ с наружным диаметром 19 мм. В настоящее время созданы буровые установки, работающие с колоннами диаметром 114,3 мм. При помощи КГТ с промежуточными значениями диаметров в этом диапазоне (19 – 114,3 мм) можно осуществлять практически весь набор операций подземного ремонта скважин и бурения. Параллельно с совершенствованием и созданием новых технологий выполнения нефтепромысловых работ шло развитие и технологии изготовления гибких труб, а также нефтепромыслового оборудования и инструмента, обеспечивающего их применение. Таблица 1. Виды работ Доля каждого вида работ в общем балансе, % США и    Канада Россия Подземный ремонт скважин 95 100 В том числе: удаление пробок в колонне НКТ электроцентробежного насоса 10 82,9 в затрубье установки штангового насоса – 3,5 очистка забоя, продувка скважин азотом 50 6,7 кислотная обработка 10 1 ловильные работы 13 1,74 цементирование скважин 5 – каротаж и перфорация 7 – перфорация НКТ – 2,4 Бурение горизонтальных участков ствола скважины и забуривание второго ствола 2 – – Прочие операции 3 Примечание. Прочерки в графах означают, что эти виды работ с применением КГТ не освоены. Характерной особенностью процесса совершенствования данной технологии ведения работ и оборудования для ее реализации является то, что освоение этой группы оборудования идет более высокими темпами, чем в целом всей группы машин для обслуживания скважин. Сейчас можно сказать, что нефтепромысловое оборудование, реализующее традиционные технологии, подошло очень близко к пределу своего совершенства. И оборудование для реализации технологий с использованием КГТ является "прорывом", обеспечивающим рез­кое повышение эффективности процессов ремонта и бурения скважин, особенно при проведении работ на месторождениях со сложными географическими и климатическими условиями, например, в Мексиканском заливе, Канаде, Северном море, Западной Сибири, на Аляске и побережье Ледовитого океана. Поскольку в комплекс КГТ не входят мачты или вышки, являющиеся необходимой составляющей традиционного нефтепромыслового оборудования, его удобно применять на морских платформах и различных эстакадах с ограниченными размерами рабочих площадок. Естественно, что с помощью рассматриваемого комплекса еще в определенной части не достигнуты параметры и режимы работ, которые обеспечивает традиционное оборудование. Однако преимущества КГТ и новые технические решения, способствующие их совершенствованию, позволяют постоянно расширять область применения данного оборудования и повышать эффективность ведения работ. Например, использование колонны гибких труб внесло радикальные положительные изменения в практику бурения нефтяных и газовых скважин, особенно при их заканчивании, а также в технологию выполнения каротажных исследований, работ по вскрытию пласта в сильно искривленных и горизонтальных скважинах. Перспективы дальнейшего применения КГТ обусловлены, в частности, следующими факторами: а) к настоящему времени создано оборудование, позволяющее работать с колоннами гибких труб практически всех необходимых диаметров и длин при высоких скоростях спуска и подъема; б) обеспечена долговечность КГТ в условиях нейтральных и коррозионно-активных жидкостей. Высокая эффективность работ, выполняемых с использованием КГТ, безусловно повлияет на стратегию и тактику разработки месторождений в будущем. Прежде всего это касается эксплуатации месторождений, расположенных в отдаленных и труднодоступных районах, а также тех, пластовая жидкость которых имеет аномальные свойства. Кроме того, при дальнейшем совершенствовании оборудования, обеспечивающего работу КГТ, можно достичь высокой эффективности проведения всего комплекса работ, связанных с бурением, освоением, эксплуатацией и ремонтом горизонтальных скважин. Можно выделить основные ключевые направления развития данных технологий в России: а) расширение класса типоразмеров установок; б) повышение технического уровня оборудования, эксплуатационных характеристик агрегатов; в) разработка систем автоматизированного контроля за функ­­ционированием узлов агрегатов и технологическими процессами; г) создание установок с длинномерными безмуфтовыми тру­бами большого диаметра для забуривания вторых стволов и проходки горизонтальных участков скважин; д) обеспечение комплектности поставок; е) возможность сервисного обслуживания; ж) доступная стоимость. ОСНОВНЫЕ ПРИНЦИПЫ КОНСТРУИРОВАНИЯ АГРЕГАТА   Разработка агрегата состоит из нескольких этапов. Вначале определяют набор операций, выполняемых агрегатом. Для решения этой задачи необходимо проанализировать объемы работ, проводимых при подземных ремонтах скважин, как с точки зрения их количества, так и номенклатуры. В результате должны быть выделены группы близких по составу операций. Затем в соответствии с их содержанием устанавливают требования к узлам агрегатов, при выполнении которых реализуется проведение операций. При этом основными факторами, определяющими эти требования, являются характеристики фонда скважин, для обслуживания которых предназначен данный агрегат. Этот этап работ может быть выполнен на уровне объединения, региона и в целом нефтедобывающей отрасли, что обусловливается масштабом решаемых задач. Полученные данные служат основой для выполнения следующего этапа работ – выбора соответствующих конструктивных схем и проработки основных узлов агрегата, что в итоге позволяет определять их габариты, весовые характеристики и мощность, необходимую для приведения их в действие. Дальнейшие этапы включают предварительную компоновку необходимых узлов агрегата и выбор соответствующей транспортной базы. Одновременно устанавливают тип приводного двигателя (ходовой или палубный) и его характеристики. Наиболее ответственными являются начальные этапы, поскольку именно на этих стадиях определяют облик создаваемого агрегата и его параметры, а также концепцию проектируемой машины – создание многопрофильной либо узкоспециализированной установки. Желательно, чтобы эти проблемы решались не для одного типоразмера, а для параметрического ряда в целом, что позволяет оптимальным образом определить тираж изготовления машин с заданными техническими характеристиками. При этом упрощается унификация отдельных узлов и выбор комплектующих изделий. Осо­бен­ностью разработанной нами методики построения па­ра­мет­ри­че­ско­го ря­да оборудования является от­каз от соз­да­ния машин с гео­мет­ри­че­ски по­доб­ны­ми ки­не­ма­ти­че­ски­ми схе­ма­ми. При этом ка­ж­дый тип схе­мы ус­та­нов­ки име­ет впол­не оп­ре­де­лен­ную об­ласть оп­ти­маль­но­го при­ме­не­ния, вы­ход за пре­де­лы ко­то­рой в сто­ро­ну увеличения приводит к ухуд­ше­ни­ю ее тех­ни­ко-эко­но­ми­че­ских по­ка­за­те­лей (про­грес­си­ру­ю­щему уве­ли­че­нию мас­сы и стоимости), а умень­ше­ния – к снижению экс­плуа­та­ци­он­ных характеристик (ус­лож­не­нию об­слу­жи­ва­ния и ре­мон­та). По­это­му в ка­че­ст­ве ос­нов­но­го прин­ци­па соз­да­ния ряда агрегатов с за­дан­ны­ми па­ра­мет­ра­ми при­ня­то про­ек­ти­ро­ва­ние отдельных ус­та­но­вок с раз­лич­ны­ми прин­ци­пи­аль­ны­ми схе­ма­ми, но при обес­пе­че­нии мак­си­маль­ной уни­фи­ка­ции де­та­лей, из­на­ши­ваю­щих­ся в про­цес­се экс­плуа­та­ции. 1.4. Требования к конструкции агрегата Установки с использованием колонны гибких труб следует создавать компактными и монтировать на автомобильном шас­си с проходимостью, обеспечивающей передвижение в условиях намывных кустов и дорог без твердого покрытия. Оборудование агрегата должно работать при температуре окружающей среды от –45 до +45 °С и быть стойким к агрессивным средам. Необходимо, чтобы монтаж-демонтаж установки на устье скважины проводился без привлечения дополнительной грузоподъемной техники. Агрегат должен обеспечивать выполнение следующих технологических операций: а) очистку эксплуатационных колонн от гидратопарафиновых пробок путем промывки горячим солевым раствором с плотностью до 1200 кг/м3 и температурой до 150 °С; б) удаление песчаных пробок; в) извлечение бурового раствора из скважины; г) ловильные работы при капитальном ремонте скважин (КРС); д) цементирование скважин под давлением; е) кислотные обработки под давлением; ж) разбуривание цемента; з) изоляцию пластов. Основное оборудование должно состоять из набора блоков. Первый блок включает: – катушку с колонной гибких труб; – монтажное устройство; – инжектор – устройство, транспортирующее КГТ; – кабину управления агрегатом; – насосную (компрессорную) станцию для очистки гибкой трубы от технологической жидкости. Второй блок включает: – емкость для технологической жидкости (8 – 10 м3), снабженную теплоизоляцией; – нагревательное устройство для технологической жидкости. В конструкции следует предусматривать устройства, обеспечивающие ликвидацию отложений на стенках теплообменника нагревателя; – насос объемного действия для перекачивания технологической жидкости с максимальной подачей 30 л/с и давлением до 70 МПа. Привод насоса осуществляется от ходового двигателя агрегата. В состав вспомогательного оборудования, которым дол­ж­на укомплектовываться установка, входят: – уплотнительный элемент устьевой гибкой трубы; – четырехсекционный противовыбросовый превентор; – комплект быстроразборного манифольда для технологической жидкости; – прибор, регистрирующий нагрузку от веса колонны труб; – комплект внутрискважинного инструмента (локаторы кон­ца трубы, шарнирные отклонители, разъединитель с извлекающим устройством, центраторы колонны, обратные клапаны, струйные насадки, ясы и акселераторы и т.п.). В комплект оборудования входит инструмент: – полный комплект инструмента, необходимого для выполнения технологических операций и технического обслуживания агрегата; – запасные части, которыми установка должна быть обеспечена на три года ее эксплуатации. Необходимо, чтобы конструкция агрегата соответствовала требованиям техники безопасности, действующим в нефтяной и газовой промышленности: а) система освещения установки должна быть защищена от взрывов и обеспечивать освещенность на устье скважины, равную 26 лк; б) уровень звукового давления на рабочих местах не должен быть выше 85 дБ; в) площадки, расположенные на высоте более 1 м, должны иметь перильные ограждения высотой не менее 1 м; г) для подъема на платформу агрегата нужны маршевые лестницы с перильными ограждениями шириной не менее 0,75 м; д) выхлопную систему двигателей агрегатов следует снабжать искрогасителями; е) пост управления агрегатом нужно размещать с учетом хорошей видимости рабочих мест как у скважины, так и на других участках; ж) расположение центра тяжести агрегата должно обеспечивать его устойчивое положение при перемещении по дорогам с уклоном до 25° в осевом направлении и до 15° в боковом; з) агрегат необходимо снабжать электрической панелью с выходом 220/50 В для освещения, зарядным устройством и трансформатором-выпрямителем на 24 В постоянного тока для подзарядки аккумуляторов и аварийным освещением. Габаритные размеры агрегата в транспортном положении не должны превышать по высоте 4,5 м, а по ширине – 3,2 м. 1.5. Унификация узлов агрегатов Принимаемая идеология унификации узлов и деталей машин обусловливается серийностью их производства и числом типоразмеров. Тираж агрегатов, работающих с колонной гибких труб, по сравнению с количеством машин массового производства относительно мал. При этом разброс параметров отдельных типоразмеров установок весьма велик. Следовательно, нецелесообразно унифицировать их металлоконструкции, элементы шасси и другие части, ремонт которых не запланирован, а срок службы соответствует сроку службы всего агрегата. В данной ситуации важнее унифицировать узлы, сложные в кинематическом отношении, составляющие, обеспечивающие быструю перенастройку при необходимости перехода во время работы с одного диаметра труб на другой, а также узлы, непосредственно не связанные с величиной параметров агрегатов, например, пульты управления, элементы оборудования кабин операторов и другие, а также сложные комплектующие изделия, прежде всего элементы гидропривода. При выборе комплектующих следует ориентироваться на изделия, применяемые для агрегатов, работающих в аналогичных условиях, к которым прежде всего относятся дорожные и строительные машины, а также транспортная техника. В настоящее время для них освоена широкая гамма комплектующих изделий гидропривода – насосы, моторы, управляющая и регулирующая аппаратура, элементы гидросистем. Эти изделия обладают наибольшей надежностью по сравнению с имеющимися аналогами в других отраслях. Для них создана ремонтная база, система приобретения этих изделий достаточно хорошо отработана. Что касается унификации уникальных узлов специализированного назначения, то ее следует проводить прежде всего для тех составляющих, параметры которых либо вообще несущественно зависят от их характеристик, либо это прослеживается лишь на определенном интервале. Эта задача должна решаться при проектировании конкретных узлов типа транспортеров гибкой трубы, ее укладчиков, элементов барабанов и уплотнений устья. 2. Устройство агрегатов для работы с колонной гибких труб   2.1. Основные типы компоновок агрегатов К настоящему времени сформировалось несколько определенных и отличающихся друг от друга направлений в проектировании и изготовлении комплексов оборудования для работы с использованием колонны гибких труб. Операции с применением КГТ: а) транспортные операции по доставке оборудования на место проведения работ; б) спуск и подъем колонны гибких труб; в) подготовка технологической жидкости, применяемой при ремонте скважины, – доставка жидкости,  ее подогрев и т.д.; г) собственно подземный ремонт – промывка пробок, сбивка клапана и т.д. К этой же группе операций относится и закачка жидкости в скважину; д) операции по восстановлению свойств технологической жидкости, использованной в процессе подземного ремонта, – дегазация, очистка и подогрев. При определенной организации работ эта группа операций может не выполняться. Все элементы, входящие в комплекс рассматриваемого обо­рудования, выполняются мобильными. Отличаются они лишь количеством единиц, входящих в комплекс, типами транспортных средств, используемых для их перемещения, и компоновками основных узлов на последних. Столь пристальное внимание к средствам транспортирования обусловлено тем, что именно они в значительной степени определяют общую компоновку машин и их основные показатели. Рассмотрим наиболее характерные и достаточно хорошо отработанные в настоящее время конструктивные решения. Комплекс оборудования, размещенный на двух специализированных транспортных средствах и более Наиболее типичным из описываемых комплексов является оборудование фирмы "Dreco". Оно представляет собой два агрегата, один из которых осуществляет операции с трубой, второй обеспечивает подачу технологической жидкости. Агрегат, обеспечивающий работу с КГТ (рис.1), смонтирован на специализированном шасси с формулой "10 ´ 10". Оно включает два передних и три задних моста, которые все являются ведущими. В конструкции используют серийно изготавливаемые мосты, установленные на раму, специально спроектированную для данного агрегата. Для перемещения последнего и привода его механизмов во время работы служит дизельный двигатель, расположенный за кабиной водителя. Крутящий момент от двигателя передается карданным валом к раздаточной коробке, находящейся в средней части рамы, а от нее – к группе передних и задних мостов. Над двигателем смонтирована кабина управления агрегатом, которая может перемещаться вертикально по специальным направляющим на высоту около 1 м. В средней части рамы агрегата находится барабан с колонной гибких труб, на нем смонтирован укладчик трубы. В кормовой части агрегата установлен гидроприводной манипулятор, предусмотрено место для перевозки транспортера, превентора и инструментов. Рядом с ними располагается катушка с гибкими трубопроводами, служащими для соединения транспортера с агрегатом.   Рис.1. Агрегат для работы с колонной гибких труб фирмы "Dreco": 1 – кабина водителя; 2 – силовой агрегат; 3 – кабина оператора; 4 – барабан с КГТ; 5 – катушки с гибкими шлангами; 6 – направляющая дуга; 7 – транспортер; 8 – монтажное устройство; 9 – задняя тележка шасси; 10 – раздаточная коробка шасси; 11 – передняя тележка шасси Последний в рабочем положении на скважине опирается на четыре гидравлических домкрата. Для обслуживания оборудования агрегат имеет удобные лестницы и трапы, позволяющие безопасно перемещаться и работать на нем. Агрегат, обеспечивающий нагрев и закачивание технологической жидкости, показан на рис.2. Его оборудование смонтировано на специализированном автошасси с формулой "6 ´ 4", конструкция кабины управления которого аналогична применяемой в агрегате для работы с колонной гибких труб. И так же за кабиной водителя расположен двигатель. Кабина для обслуживающего персонала здесь отсутствует, а управление узлами агрегата осуществляется со специального пульта, расположенного в средней части установки. На агрегате имеется печь для нагрева технологической жидкости, насос для закачивания ее в колонну гибких труб, емкость для хранения, топливные баки и контрольно-измерительная аппаратура. Нагретая жидкость подается от насоса к агрегату с КГТ по металлическому трубопроводу, снабженному быстроразборными соединениями. Необходимо отметить, что кабины управления транспортными базами не только описанного оборудования, но и всех других импортных агрегатов хорошо спроектированы. Они удобны при управлении машинами в дорожных условиях и обеспечивают достаточный обзор в рабочем положении при установке их на скважинах. Основным недостатком рассматриваемого комплекса является ограниченная проходимость, обусловленная прежде всего малым диаметром колес шасси.  Для полноты обзора конструкций агрегатов следует отметить, что существуют различные варианты размещения комп­лекса оборудования на транспортном средстве и его прицепе, один из которых представлен на рис.3. Они интересны тем, что кабина оператора располагается в кормовой части за барабаном. При этом оператор имеет хороший обзор устьевого оборудования, однако наблюдение за процессом намотки трубы на барабан затруднено. Рис.2. Агрегат для подготовки и закачки технологической жидкости фирмы "Dreco": 1 – кабина водителя; 2 – силовой агрегат; 3 – нагреватель; 4 – плунжерный насос для нагнетания технологической жидкости; 5 – емкость для технологической жидкости   Рис.3. Размещение комплекса оборудования на автомобильном шасси и прицепе: 1 – кабина водителя; 2 – барабан с колонной гибких труб; 3 – укладчик КГТ; 4 – кабина оператора; 5 – рама агрегата; 6 – направляющая дуга; 7 – транспортер; 8 – механизм установки транспортера в рабочее положение; 9 – насос для нагнетания технологической жидкости   Агрегаты, смонтированные на серийных автомобильных и тракторных шасси   Использование оригинальных либо изготавливаемых малыми сериями шасси приводит к существенному удорожанию агрегата и оправдано лишь в тех случаях, когда стандартное серийное шасси не обеспечивает заданных требований по грузоподъемности или габаритам. В то же время применение серийных образцов, хотя и приводит к удешевлению транспортной базы в 5 – 7 раз по сравнению с оригинальными конструкциями, создает ряд трудностей при проектировании агрегата. В первую очередь к ним относится обеспечение необходимых транспортных габаритов установки и распределения нагрузки на колеса. Кроме того, приходится планировать мощности, потребляемые отдельными узлами, и режимы их работы в соответствии с мощностью, которую можно отбирать от ходового двигателя. Как правило, для описываемых агрегатов используют автомобильные шасси "КамАЗ" и "УралАЗ", обладающие грузоподъемностью не менее 12 т и имеющие достаточно длинную раму. Достаточно широко для монтажа нефтепромыслового оборудования применяются автошасси "КрАЗ". Однако к их отдельным недостаткам в настоящее время прибавилась и сложность поставки машин и запасных частей к ним, поскольку завод-изготовитель находится в ближнем зарубежье. Наиболее характерными конструкциями с использованием различных решений являются следующие агрегаты: КПРС, изготавливаемый заводом "Рудгормаш" (рис. 4), и "Скор­пион", выпускаемый заводом "Брянский Арсенал" (рис. 5). Агрегат КПРС имеет традиционную компоновку. Кабина оператора расположена за кабиной водителя, барабан с колонной гибких труб – в средней части шасси, а в кормовой его части – транспортер и устройство для монтажа-демон­та­жа. В этой конструкции манипулятор для проведения монтажных работ выполнен в виде рычажного механизма, несущего транспортер. Кабина управления агрегатом жестко закреплена на раме шасси. Ниже нее располагаются коробка отбора мощности от ходового двигателя и гидропривод. В рабочем положении агрегата на скважине рессоры задней тележки автошасси разгружаются посредством двух гидравлических домкратов. Компоновка агрегата "Скорпион" отличается от традиционной. В этой конструкции ось барабана для колонны гибких труб расположена вдоль оси автомобильного шасси, кабина оператора в транспортном положении размещена за кабиной водителя, но в рабочем положении она поворачивается на кронштейне относительно вертикальной оси. При этом справа от оператора находится устье скважины, а перед лобовым стеклом кабины – барабан с колонной гибких труб. Для монтажа транспортера на устье скважины используют мачту, в верхней части которой расположена направляющая для гибкой трубы. Транспортер с герметизатором устья в транспортном положении располагается на мачте. В кормовой части агрегата имеется емкость для хранения технологической жидкости с теплообменником для пода­чи пара, а вдоль левого борта (по ходу автомобиля) размещены два винтовых насоса для нагнетания жидкости. Два последних узла позволяют говорить о данном агрегате как   о комплексе, обеспечивающем не только перемещение колонны гибких труб, но и закачивание технологической жидкости. В обоих рассмотренных агрегатах ходовой двигатель используют в качестве приводного при работе на скважине. Рис. 4. Агрегат КПРС, изготавливаемый заводом "Рудгормаш", в транспортном положении: 1 – кабина оператора; 2 – укладчик гибкой трубы; 3 – барабан с КГТ; 4 – механизм установки транспортера в рабочее положение; 5 – направляющая дуга; 6 – транспортер; 7 – автомобильное шасси; 8 – рама агрегата.   Рис. 5. Агрегат "Скорпион" в транспортном положении: 1 – герметизатор устья; 2 – транспортер; 3 – монтажное устройство; 4 – барабан; 5 – укладчик КГТ; 6 – направляющая дуга; 7 – колонна гибких труб; 8 – кабина оператора в транспортном положении; 9 – автомобильное шасси; 10 – раздаточный редуктор насосов гидропривода; 11 – винтовые насосы для подачи технологической жидкости; 12 – рама агрегата.   Агрегаты, смонтированные на прицепах (полуприцепах) Монтаж оборудования агрегата на прицепе (типа трейлера) позволяет значительно сократить долю стоимости транспортной базы в общем балансе стоимости агрегата, значительно упростить компоновку последнего, обеспечить реализацию необходимых параметров при меньших весовых и габаритных ограничениях. Такие фирмы, как "Dowell" (рис. 6.), "Newsco Well Service Ltd.", применяют подобные решения. В этом случае привод агрегата осуществляют от палубного двигателя.   Рис. 6. Компоновка агрегата на полуприцепе в рабочем положении на скважине: 1 – автомобиль-буксировщик; 2 – кабина оператора; 3 – барабан с КГТ; 4 – укладчик КГТ; 5 – колонна гибких труб; 6 – направляющая дуга; 7 – транспортер; 8 – герметизатор устья; 9 – превентор; 10 – опора транспортера; 11 – оборудование устья скважины; 12 – устье скважины; 13 – насосная установка; 14 – рама агрегата   2.2. Узлы, обеспечивающие транспортирование колонны гибких труб   Одним из наиболее ответственных узлов агрегата является транспортер. Он должен обеспечивать перемещение колонны гибких труб в заданном диапазоне без проскальзывания рабочих элементов и повреждений наружной поверхности трубы и ее геометрии. Необходимо, чтобы транспортер при перемещении КГТ и вверх, и вниз работал одинаково надежно. К настоящему времени сложились два направления в конструировании транспортеров – с одной и двумя тяговыми цепями, снабженными плашками, взаимодействующими с колонной гибких труб. Плашки прижимаются к гибкой трубе с помощью гидравлических цилиндров. Принципиальная схема транспортера с двумя цепями приведена на рис.7, а. На корпусе 1 слева и справа от гибкой трубы 3 расположены две двухрядные цепи 5, состоящие из пластин 14 и втулок 13. Звенья цепей соединены пальцами 15 и снабжены плашками 16. Плашки расположены между звеньями цепей (рис.7, б). Каждая плашка установлена на двух пальцах, которые друг с другом соединены "в замок", в результате чего их тыльные поверхности 18 образуют непрерывную плоскость. Каждая плашка выполнена с возможностью небольшого (порядка 3 – 5°) углового перемещения относительно одного из пальцев (верхнего) цепи. Это позволяет плашкам проводить самоустановку рабочей поверхности 17 относительно гибкой трубы. Рис. 7. Принципиальная схе­ма транспортера с двумя цепями (а) и поперечное сечение его узла плашек (б): a, b, c, f – точки подвода жидкости от вторичных регуляторов к цилиндрам прижима   Тыльные поверхности плашек взаимодействуют с роликами 12, которые не более чем по три штуки закреплены в каретках 11. Последние прижимаются к цепи посредством гидравлических цилиндров 10. Жидкость в полости последних поступает от регуляторов давления 6, к которым попарно при­соединены цилиндры, находящиеся слева и справа от гибкой трубы. К регуляторам давления рабочая жидкость гидропривода поступает от насосной станции 7. Для обеспечения постоянного соотношения усилий прижима плашек диаметры d1 – d4 гидроцилиндров 10 могут быть различными. Цепи с плашками перекинуты через звездочки ведущие 2, 4 и направляющие 8, 9. Для обеспечения синхронности перемещения цепей валы ведущих звездочек кинематически связаны синхронизирующими шестернями (на схеме не показаны). Каждая верхняя звездочка через редуктор соединена с гидравлическим мотором (на схеме не показаны), приводящим ее в действие. Питание гидромоторов осуществляется от насосной станции агрегата подземного ремонта, в состав которого входит описываемое устройство. Конструкция осей, на которых установлены нижние звездочки 8 и 9, предусматривает возможность их вертикального перемещения и с помощью натяжных гидроцилиндров (на схеме не показаны). Характерные размеры каретки, плашки и цепи следующие: расстояния между осями роликов на каретке и между осями роликов соседних кареток равно шагу цепи, а длина рабочей поверхности плашки меньше или равна шагу цепи. Работа транспортера для перемещения колонны гибких непрерывных труб агрегата подземного ремонта скважин происходит следующим образом. При движении трубы 3 гидроцилиндры 10 прижимают каретки 11 с роликами 12 к тыльной поверхности 18 плашек 16, а они, в свою очередь, рабочей поверхностью 17 соприкасаются с поверхностью гибкой трубы 3. Крутящий момент от гидромоторов передается редукторами к ведущим звездочкам 2 и 4, которые обеспечивают перемещение цепей 5 и соединенных с ними плашек в нужном направлении. При движении плашек 16 ролики 12 катятся по их тыльной поверхности 18. Геометрические соотношения размеров плашек и кареток обеспечивают гарантированное приложение нагрузки, создаваемой гидроцилиндром, к какой-либо плашке в любом ее положении. Заданный размер рабочей части плашки исключает деформирование поверхности  трубы в периоды вхождения в контакт с плашкой и выхода из него. При наличии каких-либо дефектов гибкой трубы (напри­мер, местное смятие, вспучивание, нарушение правильной гео­метрии) отклоняется от своего нормального положения и плашка, контактирующая с поверхностью трубы в этой зоне. Необходимый закон изменения тягового усилия по длине контакта плашек с трубой устанавливается регуляторами дав­ления 6 и изменениями диаметров цилиндров 10. Принципиальная схема транспортера с одной цепью приведена на рис. 8. В данном случае перемещение трубы осу­ществляется посредством одной цепи, несущей на себе шарнирно соединенные плашки (по существу используются две параллельно установленные однорядные цепи, между которыми располагаются плашки). Устройство состоит из корпуса, в верхней части которого размещен вал ведущей звездочки, а в нижней – ведомой. Вращение ведущего вала обеспечивается с помощью цепного редуктора, приводимого в действие от гидромотора. Как и в ранее рассмотренной схеме, в конструкции нижнего вала предусмотрена возможность перемещения его в вертикальном направлении, что позволяет регулировать натяжение цепи. Гидравлические цилиндры находятся на внешней стороне корпуса. Плашки, захватывающие трубу (рис. 9), выполнены таким образом, что ось пальцев цепей пересекается с осью гибкой трубы и перпендикулярна ей. Это обеспечивает передачу на цепи только вертикально направленных сил без эксцентриситета относительно оси каждой из них. В результате цепь передает только растягивающую нагрузку, изгибающие моменты в любых плоскостях отсутствуют. Внутри корпуса каждой плашки расположены два шарнирно закрепленных захвата, в средней части они снабжены сменными плашками, взаимодействующими с трубой, а на конце, противоположном шарниру, имеют ролики. Именно они взаимодействуют с при­­жимным устройством в той зоне, где должен быть обеспечен контакт плашек и трубы. На рис. 9 плашки, находящиеся в верхних положениях в зоне звездочек, показаны раскрытыми. При подходе к рабочему участку плашки закрываются и плот­но охватывают гибкую трубу. Рис. 8. Принципиальная схема транспортера с одной цепью : 1 – узел раскрывающихся плашек; 2 – ведущий вал со звездочками; 3 – цепная понижающая передача; 4 – гидравлические цилиндры натяжения цепей; 5 – ведомый вал со звездочками; 6 – опора транспортера; 7 – герметизатор устья;   8 – гидромотор; 9 – корпус       Рис. 9. Поперечное сечение узла плашек, захватывающих трубу: 1 – ось вращения плашек; 2 – каретка; 3, 4 – соответственно вкладыш и корпус плашки; 5 – цепь привода; 6 – стопор; 7 – ролик.   2.3. УЗЛЫ ДЛЯ ХРАНЕНИЯ КОЛОННЫ гибких труб Колонна гибких труб или ее часть, не находящаяся в скважине, располагается на барабане, конструкция которого имеет вид цилиндрической бочки, как правило, подкрепленной изнутри ребрами и снабженной по бокам ребордами или радиально расположенными стержнями. Если используют последние, то между ними чаще всего натягивают металлическую сетку, исключающую попадание между витками посторонних предметов. Барабан вращается на валу, установленном на подшипниках качения. Для фиксации "мертвого" конца гибкой трубы, намотанной на барабан, его бочка имеет зажимы. Диаметр последней в зависимости от диаметра гибкой трубы изменяется от 1,6 до 2 м, а ширина составляет в среднем 1,8 – 2,5 м. "Мертвый" конец гибкой трубы соединяется через задвижку, а в ряде случаев и через обратный клапан с каналом, просверленным в валу барабана. У выхода из отверстия на торце вала размещают вертлюг, обеспечивающий подачу технологической жидкости от насосов в полость вала и далее в колонну гибких труб. Необходимость установки задвижки обусловлена требованиями безопасности – в случае потери герметичности вертлюга или трубопроводов манифольда она обеспечивает герметичность внутренней полости колонны гибких труб, находящихся в скважине, и исключает неконтролируемое истечение жидкости в окружающее пространство. Наиболее предпочтительной является конструкция узла с задвижкой, а не с обратным клапаном, поскольку с ее помощью при возникновении аварийной ситуации можно оперативно управлять процессом и уменьшать гидравлические потери при течении технологической жидкости. Узел крепления "мертвого" конца трубы, соединительные элементы и задвижку располагают во внутренней полости боч­ки барабана. В некоторых конструкциях там же размещают и  привод барабана – гидромотор и редуктор. Конструкция барабана, которую в том или ином виде при­меняют для большинства агрегатов, приведена на рис. 10. В комплект барабана для гибкой трубы входит и ее укладчик – устройство для обеспечения ровной укладки витков трубы при ее разматывании и наматывании (рис. 11.)  В настоящее время общепринято монтировать укладчик в виде двухзаходного винта, перемещающего каретку по направляющим. Через нее пропускается гибкая труба, наматываемая на барабан. Винт приводится в действие от вала барабана посредством цепной передачи. Ролики каретки, направляющие гибкую трубу, соединяются гибким тросом со счетчиком, регистрирующим глубину ее спуска. Специалисты некоторых фирм считают необходимым дублирование счетчиков, устанавливая один непосредственно на каретке, а второй – в кабине оператора. Рис. 10. Конструкция барабана для хранения колонны гибких труб: 1 – траверса; 2 – катушка для намотки КГТ; 3 – механизм укладчика; 4 – подвижная каретка укладчика; 5 – стопор катушки; 6 – рама; 7 – фиксатор; 8 – привод катушки; 9 – трансмиссия; 10 – крышка опоры подшипника; 11 – привод механизма укладчика   Узел, в который входит барабан, может быть неподвижно закреплен на раме агрегата или иметь вертикальную ось, позволяющую ему поворачиваться с небольшими отклонениями (15 – 20°), что приводит к снижению нагрузки на элементы агрегата при разматывании или наматывании витков трубы, находящихся на краях барабана. Однако в этом случае усложняются конструкции и рамы, и узла барабана. Для обеспечения смазки поверхности трубы, направляемой в скважину, и защиты ее от коррозии после извлечения на поверхность проводят орошение (смачивание) трубы, намотанной на барабан. Для этого вдоль нижней части барабана устанавливают распылители, а под ним самим – сборник. Рис. 11. Укладчик гибкой трубы:1 – реборда; 2 – траверса; 3 – бочка барабана; 4 – рама Жидкость, приготовленную на углеводородной основе, на поверхность трубы подает насос при вращении барабана, ее излишки стекают с витков, намотанных на последний, в сборник и опять поступают на прием насоса. Известны конструкции, где для упрощения процесса смачивания поверхности труб барабан располагают в карте­ре, размер которого подбирают таким образом, чтобы витки трубы, лежащие на барабане, были погружены в смазыва­ющую жидкость. В нижней части картера имеется дренажный трубопровод, служащий для слива скапливающейся там воды. 2.4. Система управления агрегатом К системе управления агрегатом относятся кабина оператора, пульты управления основным и вспомогательным оборудованием. Учитывая сложные климатические условия, в которых происходит эксплуатация агрегатов, а также особенности организации выполнения работ (использование вахтового метода), к кабине оператора предъявляют достаточно высокие тре­бования: а) удобство рабочего места оператора; б) комфортные условия труда с точки зрения обогрева (ох­ла­­ж­дения); в) хороший обзор рабочей зоны; г) удобный пульт управления. Удовлетворение указанных требований должно сочетаться с обеспечением допустимых габаритов агрегата и ограничений нагрузки на колеса транспортной базы. Поэтому при конструировании кабин управления следует учитывать их размещение в транспортном и рабочем положениях. В большинстве зарубежных агрегатов кабина оператора, находящаяся за кабиной водителя транспортного средства, снабжена гидроприводом, обеспечивающим ее вертикальное перемещение в пределах 1 – 1,5 м. Известны технические решения, в которых перевод кабины в рабочее положение осуществляется путем ее поворота. И в том, и в дру­гом случаях появляется более удобный обзор барабана с наматываемой на него гибкой трубой, укладчика трубы и устьевого оборудования, прежде всего транспортера. На пульте управления агрегата располагают весь комплекс контрольно-измерительных приборов и органов управления. К первым относятся приборы, контролирующие режимы работ при­водного двигателя и всех систем гидропривода, длину трубы, спущенной в скважину, и давление технологической жидкости, а ко вторым – органы управления транспортером, уплотнителем, барабаном, укладчиком трубы и приводным двигателем. В зависимости от конструктивных особенностей агрегата применяют гидравлические или электрогидравлические системы управления. 3.ОСНОВНЫЕ УЗЛЫ АГРЕГАТОВ, ИХ РАСЧЕТ И КОНСТРУИРОВАНИЕ 3.1. ТРАНСПОРТЕР КОЛОННЫ ГИБКИХ ТРУБ (ИНЖЕКТОР)   Кинематический расчет Цель расчетов, приведенных в данном разделе, заключается в определении взаимосвязи скорости перемещения колонны гибких труб и подачи рабочей жидкости гидропривода к гидромоторам транспортера. Два гидромотора, приводящие в действие цепи транспортера, получают рабочую жидкость от насоса того же типа, что и каждый гидромотор. Подача насоса Qф = qкnфK0/1000, где qк – объем рабочей камеры насоса (qк = 112 см3); nф – фактическая частота вращения вала гидромотора; коэффициента подачи насоса K0 = 0,95. При  nф = 1500 об/мин Qф = 112×1500×0,95/1000 = 159,6 л/мин. Угловая скорость вращения вала гидромотора wг = [(Qф/2)pKом1000]/30qк, где Kом – объемный КПД гидромотора (Kом = 0,95). Соответственно угловая скорость вращения звездочки инжекторного механизма wг = [(Qф/2)pKом1000]/30iqк, где i – передаточное отношение редуктора транспортера. Скорость подъема непрерывной трубы v = wгR, где R – радиус звездочки, которая приводит в действие цепь инжекторного механизма (R = 114 мм). В результате v = [R(Qф/2)pKом1000]/30iqк. Скорость перемещения трубы при номинальной частоте вращения вала приводного двигателя v = [0,114(159,6/2)×3,14×0,95×1000]/30×24×112 = 0,336 м/с. При работе приводного двигателя с максимальной час­тотой вращения nф = 1800 об/мин, подача насосов Qф = 191 л/мин и соответственно скорость перемещения трубы  v = 0,4 м/с.   Определение допускаемого усилия на плашки Усилие, с которым плашки воздействуют на трубу, однозначно связано с величинами напряжений, возникающих в последней. Для определения максимально допустимого значения усилий проследим взаимосвязь внутренних силовых фак­торов и внешней нагрузки. Для оценки напряжений, возникающих в продольных сечениях гибкой трубы, сжатой плашками, рассмотрим возможные варианты их взаимодействия, которые определяют картину приложения внешних сил к трубе. В дальнейшем примем следующие допущения, которые, как показывает практика, достаточно обоснованы: плашка пред­ставляет собой абсолютно жесткий монолит, а труба – упругое тело.При взаимодействии плашек с трубой возможны три варианта приложения сил: а) при Rтр.н < Rп возникает ситуация, изображенная на рис. 12, а; б) при Rтр.н > Rп имеет место вариант, представленный на рис. 12, в; в) при Rтр.н = Rп характерной является картина, изображенная на рис. 12, б. Здесь Rтр.н – наружный радиус гибкой трубы, Rп – радиус кривизны контактной поверхности плашек. Картины взаимодействия плашки и трубы, представленные на рис. 12, а, в, могут наблюдаться не только при несоответ­ствии размеров трубы и плашки, но и при деформации поперечного сечения трубы. Помимо этого встречаются и другие варианты приложения нагрузки, например, несимметричный. В этом случае каждая из плашек по-своему взаимодействует с трубой. Рис. 12. Схема взаимодействия плашек транспортера с гибкой трубой: при сжатии трубы: а – двумя сосредоточенными силами, б – равномерно распределенной нагрузкой, в – двумя парами сосредоточенных сил Для определения наиболее опасного с точки зрения прочности трубы случая взаимодействия плашки с ее поверхностью рассмотрим внутренние силовые факторы (см. рис. 12), возникающие при различных вариантах приложения сил . Приложение двух сосредоточенных сил. Этот случай соответствует соотношению Rтр.н < Rп (см. рис. 12, а). При этом в поперечных сечениях трубы с угловой координатой j действуют следующие силы: нормальная N(j) = 0,5Рsinj; поперечная Q(j) = 0,5Рсosj; изгибающий момент M(j) = РRтр.н(0,3183 – 0,5sinj).              Приложение двух пар сосредоточенных сил. Этот случай соответствует соотношению Rтр.н > Rп. Здесь также в качестве координаты рассматриваемого сечения принят угол j. Нормальная сила: интервал 0 £ j £ a N(j) = –(P/2)[0,3183сosj(sin2b – sin2a)]; интервал a £ j £ b           N(j) = –(P/2)[0,3183сosj(sin2b –sin2a) + sinj]; нтервал b £ j £ p N(j) = –(P/2)[0,3183сosj(sin2b – sin2a)]. Поперечная сила: интервал 0 £ j £ a Q(j) = (–P/2)[0,3183sinj(sin2a – sin2b)]; интервал a £ j £ b Q(j) = (–P/2)[0,3183sinj(sin2a – sin2b) + сosj]; интервал b £ j £ p Q(j) = (–P/2)[0,3183sinj(sin2a – sin2b)]. Изгибающий момент: интервал 0 £ j £ a M(j) = (PRтр.н/2)[0,3183(bsinb + сosb – asina – сosa –           – sin2aсosj + sin2bсosj) – sinb + sina];        интервал a £ j £ b M(j) = (PRтр.н/2)[0,3183(bsinb + сosb – asina – сosa – – sin2aсosj + sin2bсosj) – sinb + sinj];       интервал b £ j £ p M(j) = (PRтр.н/2)[0,3183(bsinb + сosb – asina – сosa – – sin2aсosj + sin2bсosj)].                  В рассматриваемом случае нагружения трубы предполагают, что каждая из действующих сил равна половине усилия, приложенного к плашке. Приложение распределенной нагрузки. Этот случай соответствует соотношению Rтр.н = Rп (см. рис. 12, б). Значение j характеризует текущую угловую координату продольного сечения, в которой определяется изгибающий момент, а a – половину угла охвата трубы плашкой. Силовые факторы в поперечных сечениях определяются следующим образом. Нормальная сила: интервал 0 £ j £ a N(j) = –qRтр.нsin2j; интервал a £ j £ p – a N(j) = –qRтр.нsinasinj. Поперечная сила: интервал 0 £ j £ a Q(j) = qRтр.нsinjсosj; интервал a £ j £ p – a Q(j) = qRтр.нsinaсosj. Изгибающий момент: интервал 0 £ j £ a M(j) = qR2тр.н{(1/p)[(0,5a + asin2a + 1,5sinaсosa)] – – 0,5 sin2a – 0,5sin2j};                    интервал a £ j £ p – a M(j) = qR2тр.н{(1/p)[(0,5a + asin2a) + 1,5sinaсosa] – – 0,5sin2a – sinasinj + 0,5sin2a}.                 Для определения экстремальных значений изгибающих моментов в безразмерной форме были построены эпюры, характеризующие зависимости M(j) для различных условий приложения нагрузки. Для обеспечения возможности сопоставления получаемых величин по формулам при распределенной нагрузке коэффициент выражен через величину силы P, приложенной к плашке, и ее ширину Lï = 2Rsina. Тогда qR2тр.н = R2тр.нP/L = R2тр.нP/2Rтр.нsina = PRтр.н/2sina. Отсюда величины безразмерных изгибающих моментов M1(j) могут быть представлены следующим образом: при приложении двух сосредоточенных сил                             M1(j) = M(j)/PRтр.н = –0,3183 + 0,5sinj; при приложении двух пар сосредоточенных сил интервал 0 £ j £ a M1(j) = M(j)/2PRтр.н = (1/2)[0,3183(bsinb + сosb – asina – – сosa – sin2aсosj + sin2bсosj) – sinb + sina]; интервал a £ j £ b M1(j) = M(j)/2PRтр.н = (1/2)[0,3183(bsinb + сosb – asina – – cosa – sin2aсosj + sin2bсosj) – sinb + sinj; интервал b £ j £ p M1(j) = M(j)/2PRтр.н = (1/2)[0,3183(bsinb + cosb – asina – – сosa – sin2aсosj) + sin2bсosj)]; при приложении распределенной нагрузки интервал 0 £ j £ a M1(j) = M(j)/(PRтр.н) = [1/(2sina)]{(1/p)[(0,5a + + asin2a + 1,5sinaсosa] – 0,5sin2a – 0,5sin2j}; интервал a £ j £ p – a M1(j) =  M(j)/(PRтр.н/2sina) = [1/(2sina)]{(1/p)[(0,5a + + asin2a + 1,5sinaсosa] – 0,5sin2a – sinasinj + 0,5sin2a}. Графики, иллюстрирующие изменение изгибающего момента, приведены на рис. 13, 14. Из них следует, что оптимальным с точки зрения минимизации напряжений, возникающих при сжатии плашкой трубы и действии распределенной нагрузки, является значение угла охвата a, близкое к 90°. Достигнуть такой величины по конструктивным соображениям невозможно, поэтому в качестве максимального значения следует принимать a = 80 ¸ 85°. Это же положение относится и к случаю действия двух пар сосредоточенных сил. Однако этот вариант нагружения является промежуточным при переходе к распределенной нагрузке. При условии равенства геометрических размеров поперечных сечений гибких труб для трех рассмотренных вариантов взаимодействия их с плашками наиболее опасным будет случай, при котором возникает максимальный по модулю изгибающий момент. При проведении прочностных расчетов следует, в первую очередь, учитывать растягивающие напряжения, которые суммируются с растягивающими напряжениями, возникающими при действии давления технологической жидкости. Максимальные значения изгибающих моментов для трех рассмотренных случаев представлены ниже: Способ приложения нагрузки ......................................... Две сосредоточенные силы Две пары сосредото­- чен­ных сил Распределен­ная нагрузка Максимальный изгибающий момент ............................................ 0,318PRтр.н 0,24PRтр.н 0,125PRтр.н Координата сечения трубы  j, в которой действует максимальный момент, градус .... 0 0   0 и 90 Рис. 13. Эпюра изгибающих моментов М(j) в поперечном сечении гибкой трубы, взаимодействующей с плашками при Rтр.н < Rп: 1 – сосредоточенная сила; угол охвата трубы плашкой a, градус: 2 – 20, 3 – 40, 4 – 60, 5 – 80; j – текущая координата Рис. 14. Эпюра изгибающих моментов М(j) в поперечном сечении гибкой трубы, взаимодействующей с плашками при Rтр.н > Rп: 1 – сосредоточенная сила; угловая координата точек приложения сил a, градус: 2 – 20, 3 – 30, 4 – 40, 5 – 60, 6 – 80;    j – текущая координата Из приведенных данных следует, что наиболее предпочтительным случаем при взаимодействии трубы и плашек является приложение распределенной нагрузки. Вместе с тем, при действии двух сосредоточенных сил деформация поперечного сечения трубы приводит к увеличению площади контакта и в итоге к передаче усилия по всей площади плашки. Картина деформации поперечного сечения при приложении двух пар сосредоточенных сил является более сложной. При угле a   40 ¸ 50° они могут вызвать сплющивание трубы. Но поскольку подобные значения углов в плашках не предусмотрены, данный вопрос как представляющий сугубо теоретический интерес рассмотрен не будет. Исходя из полученных зависимостей ,может быть вычислен изгибающий момент и определены максималь­ные напряжения, возникающие при обжатии трубы плаш­ками. Рассмотрим пример расчета напряжений в предположении, что отсутствует давление технологической жидкости во внутренней полости трубы и на нее нет осевой нагрузки. Под действием изгибающего момента в продольном сечении гибкой трубы возникают нормальные напряжения, максимальное значение которых определяется следующим образом: sx = Mx1/Wx1, где Mx1 = KнагрP1R – максимальное значение изгибающего мо­мента, действующего в поперечном сечении, в расчете на единицу длины трубы (значения максимальных моментов и соответствующих коэффициентов нагружения Kнагр приведены выше); Wx1 = bтрd2тр/6 – момент сопротивления изгибу поперечного сечения трубы, имеющей длину, равную единице (где dтр – толщина стенки трубы; bтр – ширина ее поперечного сечения, в рассматриваемом случае b = 1). Моменты сопротивления изгибу для труб различной толщины имеют следующие значения: Толщина стенки трубы, dтр, мм ....................... 2 2,5 3 3,5 4 5 Момент сопротивления изгибу, мм3 ............ 0,667 1,667 1,500 2,040 2,667 4,167 Максимальное усилие, приложенное к единице длины трубы, ограничено и определяется максимально допустимыми нормальными напряжениями, возникающими при изгибе за пределом упругости при образовании пластического шарнира. При расчете деталей транспортера и режимов его работы максимальное сжимающее усилие может быть установлено из условия равенства этих напряжений пределу текучести: sx = sт = Mx1/Wx1 = KнагрP1R/Wx1. Отсюда величина сжимающей силы P1, особенности приложения которой к трубе характеризует коэффициент Kнагр, может быть найдена из выражения P1 = Wx1sт/KнагрR. Значения максимальной нагрузки для наиболее распространенных размеров труб приведены ниже: Параметры трубы, мм: наружный диаметр dтр.н 25 25 33 33 44 44 толщина стенки dтр .......... 2 2 3 3 3,5 3,5 Предел текучести sт, МПа 480 700 480 700 480 700 Максимальная сжи­мающая сила Р1, Н/мм: сосредоточенная ............... 87,5 127,5 151 220,2 153,9 224,4 распределенная ................. 222,7 324 383,4 559,2 390 570 Примечание. Предел текучести 480 МПа соответствует малоуглеродистым сталям, а 700 МПа – низколегированным. Приведенные значения максимальной сжимающей силы P1 служат исходными данными при определении максимального тягового усилия инжектора. Определение тягового усилия инжектора Максимальное тяговое усилие Qmax, обеспечиваемое транспортером без проскальзывания плашек относительно гибкой трубы, определяется силой трения, действующей между ними, т.е. Qmax = Fтр. При плоских поверхностях величину силы трения вычисляют по известной формуле Fтр = kP, где k – коэффициент трения между плашкой и гибкой трубой; P – усилие прижима плашки к трубе. Однако использовать приведенную зависимость нельзя, так как контактная поверхность имеет цилиндрическую форму. Определим силу трения, возникающую между трубой и плашкой на цилиндрической поверхности контакта (рис.15). Элементарная сила q, приложенная к площадке dl длиной, равной единице, может быть разложена на две составляющие: нормальную к поверхности трубы qn(j) и распирающую плашку qr(j). Сила qn(j) обеспечивает создание силы трения dFтр, действующей в плоскости, перпендикулярной рассматриваемому сечению. Сила qr(j) должна быть учтена при прочностном расчете плашки. Для площадки с координатой j можно записать q(j) = q/сosj. Сила трения, создаваемая на этой площадке, dFтр = (q/сosj)kdl. Сила трения, возникающая на поверхности трубы единичной длины, соответствующая углу a охвата ее плашкой, Так как dl = Rтр.нdj, то при подстановке получаем Для одной плашки высотой h это выражение будет иметь следующий вид:                                                Fтр1 = q/сosj)kRтр.нhdj.       В результате преобразований получим Fтр1 = qkRтр.нh 1/сosj)dj = qkRтр.нh [(1/сosj) + tgj]. После подстановки значений угла получим выражение для силы трения, создаваемой плашкой на контактной поверхности при изменении угла j от нуля до максимума, Fтр1 = qkRтр.нhln[(1/сosjmax) + tgjmax], где jmax – половина угла охвата трубы плашкой. Так как угол охвата трубы плашкой составляет 2jmax, то вы­ражение будет иметь вид Fтр1 = 2qkRтр.нhln[(1/сosjmax) + tgjmax]. В практических расчетах удобнее вычислять силу трения, обеспечиваемую парой плашек, прижатых к трубе с двух противоположных сторон. В результате значение силы трения должно быть удвоено: Fтр1 = 4qkRтр.нhln[(1/сosjmax) + tgjmax]. Величина распределенной нагрузки q может быть определена как q = P/hb = P/Rтр.нh2sinjmax. После подстановки в получим Fтр1 = 2Pkln[(1/сosjmax) + tgjmax]/sinjmax. Таким образом, криволинейный профиль плашки в формуле для определения силы трения может быть учтен с помощью коэффициента hф = ln[(1/сosjmax) + tgjmax]/sinjmax, а окончательная формула примет традиционный вид: Fтр1 = 2Pkhф. Для упрощения расчетов можно пользоваться величиной коэффициента hф, зависящей только от угла охвата трубы плашкой jmax: Угол захвата трубы плашкой jmax, градус ............................................................. 20 30 40 50 Коэффициент hф ....................................... 1,042 1,099 1,187 1,320 Угол захвата трубы плашкой jmax, градус ............................................................. 60 70 80 85 Коэффициент hф ....................................... 1,521 1,847 2,474 3,143 Максимальное тяговое усилие Qmax, создаваемое транспортером при перемещении трубы, определяется суммой сил трения, создаваемых плашками, находящимися в контакте с поверхностью трубы, т.е. Qmax = SFтрn, где n – число пар плашек. Если усилие прижима плашек к трубе одинаковое, то максимальное тяговое усилие может быть рассчитано по формуле Qmax = 2Pmaxkhфn. Величина максимального усилия, прилагаемого к плашке, Pmax может быть определена исходя из условия прочности трубы, сжатой плашками. При проектировании устройств для перемещения трубы приходится решать обратную задачу – определять необходимое число пар плашек, которые могут обеспечить заданное тяговое усилие. Алгоритм решения этой задачи следующий: а) исходя из геометрических размеров поперечного сечения трубы и прочностных свойств материала, из которого она изготовлена, определяют максимально допустимое усилие [Pmax], которое может быть приложено к плашкам; б) по заданной величине тягового усилия транспортера Qmax с учетом коэффициента трения k и предполагаемого угла охвата плашками трубы устанавливают необходимое число пар плашек, которые должны быть прижаты к трубе одновременно. Решение задачи усложнено