Трубодержатель буровой установки
DRILL PIPE UNIT HOLDER

Заявляемое изобретение относится к гидрофицированным наземным и подземным буровым установкам, в частности к оборудованию, обеспечивающему спуско-подъемные операции колонны бурильных труб. Известно, что при бурении на установках с проходным вращателем используют два зажимных устройства для труб - патрон вращателя и патрон фиксации, называемый трубодержателем.
Из конструкций аналогичного назначения наиболее близким по технической сущности, принятым за прототип, является Держатель бурильной колонны, имеющий несколько совместно действующих кулачков, выдвинутых внутрь в закрытом положении захватов бурильной трубы и выдвигающихся наружу при открытой позиции для выпускаемой трубы, приводы перемещения упомянутых кулачков между указанными позициями, средство, использующее сжатый газ для оказания усилия на привод, чтобы держать в закрытом положении указанные кулачки, в качестве которого установлена газовая пружина неподвижно относительно корпуса, шток которой соединен с приводом таким образом, что его крайнее положение соответствует закрытому положению кулачков, гидравлический оператор для оказания усилия на привод, чтобы преодолеть силу упомянутой газовой пружины для произведения открытия патрона, при этом кулачки имеют твердосплавные зажимы с ребристой поверхностью (патент US 6719303 B2, опубликован 01.05.2003). Специфичность работы трубодержателя буровой установки, в отличие от других патронов, имеющих в подавляющем большинстве случаев 3-4 кулачка по окружности, является достаточность двухкулачкового захвата, а условия нагружения трубодержателя буровой установки диктуют распространение контактной площади зажимов (эффективной площади вставок с ребристой поверхностью) на большую длину поверхности трубы. Недостатком известных из уровня техники конструкций является множественность захватов трубы по окружности (у прототипа - 7 кулачков) и неурегулированность количества точек контакта зажимного устройства. Кроме того, направление усилия штока исполнительных устройств, параллельное оси трубы, приводит к увеличению потребного усилия для обеспечения необходимого усилия удержания буровой колонны на буровой установке из-за потерь мощности в клиновом механизме передачи усилия. Указанная сложность конструкции и отсутствие норм размещения зажимов трубы приводит к снижению надежности работы известного трубодержателя буровой установки, при работе которой операции свинчивания-развинчивания производят после каждых 3-6 метров проходки.
Технической проблемой, решаемой предлагаемым изобретением, является повышение надежности работы конструкции.
Для решения указанной проблемы в известном трубодержателе буровой установки, имеющим несколько совместно действующих кулачков, выдвинутых внутрь в закрытом положении захватов бурильной трубы и выдвигающихся наружу при открытой позиции для выпускаемой трубы, приводы перемещения упомянутых кулачков между указанными позициями, средство, использующее сжатый газ для оказания усилия на привод, чтобы держать в закрытом положении указанные кулачки, в качестве которого установлена газовая пружина неподвижно относительно корпуса, шток которой соединен с приводом таким образом, что его крайнее положение соответствует закрытому положению кулачков, гидравлический оператор для оказания усилия на привод, чтобы преодолеть силу упомянутой газовой пружины для произведения открытия патрона, при этом кулачки имеют твердосплавные зажимы с ребристой поверхностью, в качестве гидравлического оператора для оказания усилия на привод для произведения открытия захватов применяют один гидравлический цилиндр, шток которого перпендикулярен оси трубы и прикреплен к одному из 2-х расположенных диаметрально относительно оси трубы захватов, второй из которых закреплен неподвижно относительно корпуса цилиндра, направление движения штока газовой пружины также  перпендикулярно оси трубы, при этом твердосплавные зажимы расположены попарно в четыре ряда с шагом H, равным 40-60 мм по длине трубы, и углом α расположения зажимов в паре, составляющим 20-30 градусов от указанного диаметра.
На фиг. 1 приведен разнесенный общий вид заявляемого трубодержателя буровой установки, на фиг. 2 - вид на твердосплавные зажимы с ребристой поверхностью, изометрия, на фиг. 3, 4 - вид спереди и поперечное сечение твердосплавного зажима с ребристой поверхностью.
Заявляемый трубодержатель буровой установки включает в себя корпус 1 с центрирующими фланцами 2, образующими отверстие 3 для прохода бурильной трубы, в котором по одну сторону от отверстия 3 под бурильную трубу закреплен неподвижно относительно корпуса цилиндра 9 привод 4, содержащий кулачок 5, имеющий восемь твердосплавных зажимов 6 с ребристой поверхностью. По другую сторону от отверстия 3 под бурильную трубу в корпусе 1 установлен с возможностью перемещения по направляющим 13 второй привод 7, жестко соединенный с передним торцем штока 8 гидроцилиндра 9. Поршень штока 8 гидроцилиндра 9 взаимодействует со штоком 10 газовой пружины 11, которая упирается задним торцем во фланец 12. Корпус гидроцилиндра 9 закреплен на направляющих 13 таким образом, что при отсутствии давления, действующее на штоковую полость гидроцилиндра 9 усилие взведенной газовой пружины 11 передается на подвижный привод 7, который выдвигает по направлению к оси трубы второй из кулачков 5 и таким образом фиксирует в выдвинутом положении зажимы 6. Привод 4 и привод 7 представляют собой корпус для каждого из кулачков 5, на которых установлены по восемь твердосплавных зажимов 6 с ребрами на наружной поверхности, выступающими за номинальный контур трубы радиуса R. Зажимы 6 на каждом кулачке 5 расположены попарно в четыре ряда по длине трубы с шагом Н = 40-60 мм, при этом положение вставки в паре определяется центральным углом α от оси трубы, равным 20-30° в обе стороны от диаметральной плоскости, образуемой осями кулачков 5.
Пример конкретного выполнения.
Наилучшим исполнением заявляемого изобретения являются сменные кулачки на разные диаметры бурильных труб, имеющие места под установку унифицированных для всех применяемых диаметров зажимов в виде пластин, заготовкой для которых может служить, например, пластина 2872 по ТУ 48-4205-44-2002 «Твердосплавные изделия для бурового инструмента».
В этом случае потребное удерживающее усилие будет определяться формулой
к
Q = Q/μ,                       (1)
к
где Q - усилие удержания буровой колонны;
μ - коэффициент сцепления между зубьями зажимов и трубой.
Коэффициент сцепления зависит от глубины внедрения зубьев зажимов в тело трубы. При давлении на зубьях (12-20)⋅10 МПа μ = 0,2-0,45, а для кулачков с твердосплавными зажимами при контактных давлениях (100-150)⋅10 МПа μ = 0,9 [А.Н. Кирсанов, В.П. Зиненко, В.Г. Кардыш. Буровые машины и механизмы. М., Недра, 1981, с. 293]. Собственными исследованиями заявителя установлено, что наиболее оптимальным размещением зажимов - типовых твердосплавных вставок для трубодержателей основных используемых в геологоразведке бурильных труб является их размещение попарно в четыре ряда с двух диаметрально противоположных сторон бурильной трубы, при этом шаг расположения пар по длине трубы составляет 40-60 мм, а угол расположения вставок в каждой паре составляет 20-30 градусов в обе стороны от указанного диаметра. Произведенные расчеты, подтвержденные испытаниями, показывают, что при шаге твердосплавных зажимов из типовых пластин менее 40 мм заметно снижается эффективная площадь контакта приводов трубодержателя с трубой, при шаге более 60 мм увеличиваются габаритные размеры и вес трубодержателя без существенного повышения надежности. Также было установлено, что при угле расположения твердосплавных зажимов из типовых пластин менее 20 градусов в обе стороны от диаметра, эффективная площадь контакта приводов трубодержателя с трубой не обеспечивает показателей надежности, а при угле расположения твердосплавных зажимов из типовых пластин более 30 градусов в обе стороны от диаметра касательные напряжения возрастают до величин, снижающих надежность сцепления зажимов с трубой.
Устройство работает следующим образом. При отсутствии подачи давления в полость гидроцилиндра 9 подвижный привод 7 под действием газовой пружины 11 находится в приближенном к неподвижному приводу 4 состоянии, соответствующим закрытому положению трубодержателя. При подаче давления в полость гидроцилиндра 9 шток 8, преодолевая усилие газовой пружины 11, воздействует на шток 10, при этом шток 8 гидроцилиндра 10 смещается вместе с подвижным приводом 7, который таким образом отходит от неподвижного привода 4 по направляющим 13 в положение открытия трубодержателя.
Таким образом заявляемое устройство, будучи проще за счет меньшего количества агрегатов, требует меньшей мощности исполнительных органов для обеспечения усилия удержания бурильной колонны за счет размещения их штоков перпендикулярно оси трубы и имеет большую контактную поверхность зажимных элементов, что в совокупности существенно повышает надежность работы трубодержателя буровой установки.