石油钻机绞车刹车鼓现场修复一例

目前 ,国内外钻机的主刹车有 2种 ,即带式刹车和盘式刹车 ,其中以带式刹车最常见 ,其中的刹车鼓是由特种耐热钢铸成 ,具有较高的耐磨性和耐高温性。在通常的工作条件下 ,维护良好的刹车鼓其有效使用期应满足五、六口深井的使用 ,其最大允许安全磨损量约为 1 0～ 1 5mm[1 ] (如图 1 )。轮鼓一经磨损 ,其磨损速度将会加快 ,原因是磨薄的轮鼓其吸热能力会降低 ,当磨损量大于 1 0～ 1 5mm时 ,滚筒连同整个绞车应送到机械修理厂换装新轮鼓或将磨损的轮鼓进行铺焊、加工修复。在一般情况下 ,此项工作是相当繁琐的 ,其工序为 :绞车进厂→拆下滚筒→…     

轮式通井机简易滚简刹车冷却装置

中原油田分公司自 2 0 0 0 - 0 4起 ,已陆续购置 7台L TJ12 / 5 0型轮式通井机 ,该机在使用过程中 ,发现滚筒刹车鼓在频繁的刹车摩擦过程中 ,由于该鼓散热面积小 ,散热速度慢 ,出现刹车鼓温度过高 ,甚至被烧红 ,鼓内壁及辐架表层剥落现象 ,刹车块磨损快 ,刹车鼓磨损量大 ,针对这种现象 ,本着经济实用的原则 ,我们在滚筒刹车鼓内侧设计安装了水冷却装置。利用旧油箱作为储水池 ,在滚筒刹车把下部安装一个喷水泵 ,喷水泵出口接塑胶管 ,在胶管出口端安装上单流阀。当进行刹车时 ,刹把作用于喷水泵 ,受压的水自塑胶管流向单流阀 ,冲开单流阀后…     

修井机绞车主滚筒刹车带刹车块磨损后的更换

结合设备生产管理实际,探讨了修井机绞车主滚筒刹车带刹车块磨损后如何更换的问题.首先要做好准备工作,否则将发生危险,造成设备事故和人身伤害;然后是拆卸刹车带,更换刹车块;再就是调整刹车带;最后是磨合运转.     

修井机绞车主滚筒气动推盘离合器磨损后的更换

结合设备生产管理实际,探讨了修井机绞车主滚筒气动推盘离合器磨损后如何更换的问题。首先是对气动推盘离合器磨损的测量,决定是否更换气囊和摩擦片,当摩擦片磨损量达到厂家规定的允许磨损量时应及时更换;然后是拆卸气囊和摩擦片;再就是更换气囊、摩擦片并组装离合器,安装离合器;最后是磨合运转。     

采用替换磨损结构的刹车鼓

石油钻机绞车刹车鼓在下钻过程中,由于热负荷的作用会发生热疲劳破坏。作者将刹车鼓设计成由本体及替换磨损片两部分组成,以便使刹车鼓本体可以长期使用。实验证明,在钻机上采用这种结构的刹车鼓是可行的。     

盘式刹车块可靠性研究

石油钻机盘式刹车块的主要失效形式是磨损。其磨损寿命受多种因素的影响。这些影响因素有些属于随机现象，有些则属于模糊现象。文中根据刹车块的磨损变化曲线推出刹车块使用一段时间后的常规可靠度；同时，文中还对刹车块使用中的模糊性进行了较详细的阐述，并分析了刹车块在某磨损量下的模糊可靠度。     

对大庆型钻机绞车使用编织片刹车块的技术分析

作者通过现场试验,着重总结了在大庆型钻机绞车上使用编织片刹车块的几项技术指标,为提高刹车副工作寿命指出了新的途径。使用表明,编织片刹车块具有制动灵、无粉尘、对刹车鼓磨损量小等优点,足以能取代模压型刹车块。     

钻井绞车刹车副的研究

在分析美国和苏联钻井绞车刹车副发展过程的基础上,文章指明了在提高刹车副的工作能力与使用寿命方面,美国主要是采用编织型刹车块,并合理地与其它类型刹车块组合使用;采用水冷刹车鼓。苏联着重于刹车副的基础理论和试验研究。文章分析了温度是引起刹车块损坏的主要原因。对有冷却装置的刹车鼓是属于磨粒磨损破坏;自然通风冷却的刹车鼓是属于热疲劳破坏,从而产生网状裂纹和脆裂断裂。刹车鼓表面出现热斑点的凹坑损坏也是共同的现象。文章分析了刹车副的下钻工况(下钻负荷、速度和刹车方式等)是导致刹车副破坏的重要因素。文章通过对刹车鼓测温、比压分布规律等的研究,以及对带刹车吸收的摩擦功的研究,提出了实测数据和理论计算方法。文章后部分,对如何提高刹车副工作的稳定性,以及提高刹车副使用寿命的途径都作了较详细地论述。     

钻井绞车刹车副热载荷特性的分析与计算

<正> 一、前言 石油钻机钻井绞车的工作可靠性在很大程度上决定于带刹车(滚筒刹车)的工作性能与使用寿命。因此,带刹车的研究和改进一直是钻机设计制造中的一个主要课题。就物理本质而言,下钻刹车过程乃是通过刹车副的摩擦(发热)和磨损,吸收(消耗)下钻载荷的能量的过程。因而带刹车的工作性能与使用寿命又往往取决于刹车副(刹车块和刹车鼓)的质量。     

石油钻机刹车鼓失效分析

钻机绞车刹车时,刹块与刹车鼓工作表面强烈摩擦,使温度急剧升高,随后又迅速冷却下来。这样反复急热急冷,使刹车鼓表面产生裂纹,并逐渐发展以致断裂。本文从分析刹车鼓的服役条件出发,介绍了刹车鼓失效的外部现象,并对断裂刹车鼓进行了电镜断口分析和金相分析,研究和讨论了失效的过程和规律。在分析试验的基础上,作者认为石油钻机刹车鼓是典型的热疲劳破坏;导致刹车鼓早期失效的主要因素是材料的热疲劳抗力不够,其外在因素是仿苏刹车鼓结构设计不合理。本文还提出了延长刹车鼓寿命的措施。     

空气冷却刹车鼓结构

美国爱迪柯公司的Rambler型修井机配备一种性能与水冷刹车鼓相当的空气冷却刹车鼓(见图)。现场试验证明,起下钻速度越快,刹车鼓的冷却效果越好;即使起下钻速度很 低,刹车鼓的温度仍低于刹车块 的极限工作温度。 刹车鼓的冷却是靠内表上许     

套管外表面均匀磨损和偏磨后的挤毁试验研究

在套管钻井中,由于套管外表面被磨损后外径、壁厚和径厚比等都发生了改变,抗挤强度下降,严重影响整口井的安全。为了模拟套管外表面在井下受到的均匀磨损和偏磨情况,选择同一规格的7根套管试样对其外表面进行小磨损量的均匀磨损和偏磨挤毁试验、对比分析和研究。结果表明,径厚比是影响套管磨损后抗挤强度的主要因素;随着磨损量的增加,试验值与API挤毁公式计算值差值增大,表明套管局部长度外表面磨损量较大时API公式不再适用,需要修正。     

TF-25绞车的风冷式刹车鼓

<正> F200-2DH钻机TF-25绞车的刹车鼓采用水冷却,近年来我矿在使用中发现水冷式刹车鼓有不少缺点,因此我矿把该绞车刹车鼓的水冷系统改为风冷装置,并在试验中取得了一定效果。现将改装情况简介如下。     

盘式刹车制动盘失效机理及其寿命的探讨

过对盘式刹车制动盘失效现象的分析，从制动盘的材料、受力、受热、摩擦磨损等多方面论证制动盘失效的主要原因是摩擦磨损，而不是热疲劳和蠕变的结果。制动盘的寿命受多项条件约束，难于用数学公式计算。制动盘的失效不能用受损伤量来衡量，宜应该用磨损量来判断。当制动盘磨损到影响安全操作或制动间隙无法调节时，即为失效。     

石油钻机绞车刹车鼓中频感应淬火摩擦性能研究

刹车鼓是石油钻机绞车中的关键部件,要求具有高的耐磨性和良好的制动性能。利用显微硬度计、金相显微镜、万能摩擦磨损试验机等设备对刹车鼓中频感应淬火和常规淬火试样的硬度、显微组织、摩擦因数等进行了对比分析研究。结果表明:感应淬火试样的硬度总体呈下降梯度分布,在淬硬层范围内高于常规淬火试样的硬度;相比于常规淬火试样的显微组织,感应淬火试样的表层淬硬层中马氏体更为细小,残余奥氏体含量也相对较少;感应淬火试样的摩擦因数高于常规淬火和调质状态试样的摩擦因数,其摩擦性能优良。     

绞车刹车鼓表面等离子喷涂工艺

等离子喷涂工艺参数的优选和试验研究的初步结果表明,在绞车刹车鼓表面喷涂CoWC35耐磨硬质合金涂层的工艺是可行的。刹车鼓的表面摩擦系数由常规的0.35～0.45提高到0.55～0.60;涂层的磨损率仅为常规的七分之一。     

SK1井套管磨损剩余强度安全评价研究

深井超深井钻井过程中,受井眼狗腿度、机械钻速、顶驱转速等因素影响,技术套管的磨损问题不容忽视,严重时将会导致其抗外挤、抗内压强度明显降低,对井筒完整性造成极大隐患。为此,结合SK1井?244.5 mm技术套管磨损原因深入分析,利用套管“磨损-效率”理论模型,建立了套管磨损量及剩余壁厚的预测方法,指出套管磨损严重位置通常发生在狗腿度较大的井深处,且随顶驱转速增加和机械钻速降低,套管的磨损量明显增大。通过将磨损套管分别简化成具有内壁不圆、不均度的含缺陷套管及“矩形槽”套管,建立了磨损套管的剩余抗外挤、抗内压强度计算方法及全井段剩余强度安全系数计算方法。分析表明,当顶驱转速高于100 r/min、机械钻速低于0.87 m/h时,SK1井?244.5 mm套管的抗外挤最小安全系数将会低于1.0,需采取合理的钻井提速及防磨措施,以保证技术套管的强度安全。研究成果对于今后深井超深井的套管柱安全设计具有重要的指导意义。     

大庆-130和F200钻机绞车刹车支持轴承的改进

<正> 我国各油田所用的钻机刹车系统刹车支持轴承,除F320-3 DH钻机用滚动支持轴承外,均采用整体式有轴瓦正滑动轴承或对开式无定位无轴瓦正滑动轴承。钻机在起下钻和正常钻进作业时,刹车曲轴或刹带轴等经常作周期性地往复半回转运动,导致有轴瓦或无轴瓦轴承磨损,间隙增大,影响刹车效果。     

钻井时效对长水平段页岩气井套管磨损影响因素分析

深层页岩气井钻井施工时,由于水平段长度及钻井作业周期均比较长,套管磨损现象相对严重,不合理的钻井设计还会加剧套管的磨损,导致套管强度下降,严重威胁页岩气井的安全经济生产。为此,基于磨损效率模型,建立了相应的磨损预测计算方法,重点探讨了页岩气水平井钻井时磨损的影响因素与规律,并给出相应的减磨防磨方案,保障钻井施工安全。研究表明:总进尺量与磨损量成正比;过低的机械钻速会明显增加磨损量;造斜段狗腿度与套管磨损量成正比;磨损量会随着井斜角的增加而增加,但增加速度会逐渐减小。     

南海西部油田高温高压气井套管磨损预测

为避免南海西部油田高温高压气井套管磨穿问题的发生,对套管磨损进行了预测。采用滑台式套管磨损试验机,在模拟工况下开展了系列磨损试验,得到了接触力、转速、钻井液密度等参数与套管磨损量之间的关系,求取了套管壁厚损失、抗内压强度、抗外挤强度及安全系数等参数。试验结果显示,接触力越大,转速越高,钻井液密度越大,则套管累计磨损量越大;不同耐磨带对应的套管磨损不同且差别较大,在设计工况下套管磨损系数小于2.0×10-14 Pa-1。以A7H井为例,造斜率为3°/30m,φ339.7 mm和φ244.5 mm套管磨损后壁厚分别减小8.5%和13.1%,抗内压强度分别降低8.0%和13.0%,抗外挤强度分别降低8.0%和13.0%,抗内压最小安全系数分别为1.41和1.47,抗外挤强度最小安全系数分别为1.22和1.20,强度满足相关标准的要求,现场作业中未出现套管磨损失效现象。研究表明,接触力、转速、钻井液密度相同的条件下,磨损量与磨损时间之间呈多项式关系;该预测方法可较为准确地预测套管磨损程度,从而决定是否采取防磨减磨措施,避免井下故障发生。