Большая Энциклопедия Нефти и Газа
Опрессовка — насос
Опрессовка насоса позволяет установить плотность всасывающего и отсечного клапанов и пары скалка-втулка. [1]
Опрессовка насоса производится давлением, создаваемым вручную при помощи рычага. Рычаг ставится под толкатель насоса, нажимом на него поднимают скалку вверх. Топливо, не имея выхода, создает давление в насосе. [2]
После опрессовки насоса устанавливают угол опережения подачи топлива. [3]
При опрессовке насоса форсуночная трубка отъединяется от нагнетательного штуцера. Коленчатый вал устанавливается в такое положение, чтобы скалка насоса находилась в нижнем положении; ролик толкателя при этом находится в цилиндрической части кулачковой шайбы. Если конструкция насоса предусматривает зазор между роликом и кулачком, то при нижнем положении скалки ролик должен свободно проворачиваться от руки; насос заполняется топливом, рукоятка управления двигателем устанавливается на полную подачу или положение работа. После этого рычагом прокачивают топливо через насос. Прокачка ведется до тех пор, пока из нагнетательного штуцера не потечет чистое топливо, свободное от пузырьков воздуха. [4]
Завершает текущий ремонт опрессовка насоса перекачиваемой жидкостью и опробование работы агрегата под нагрузкой — проверяется напор, потребляемая мощность, вибрация, температура подшипников и торцевых уплотнений. [5]
При монтаже и ремонте водокольцевых насосов, как и всех вакуум-насосов, особое внимание следует обращать на надежность уплотнения, которое проверяют тщательной опрессовкой насоса и обвязочного трубопровода водой или воздухом. [6]
Периодически производить опрессовку насосов давлением конденсата при закрытой задвижке на всасывающей линии. [7]
Монтаж и ремонт водокольцевых насосов особой специфичностью не отличаются. У всех вакуум-насосов особое внимание обращается на надежность уплотнения, которое проверяется тщательной опрессовкой насоса и обвязочного трубопровода водой или воздухом. [8]
Для удаления грязи и ржавчины с деталей пользуются керосином, для которого также должны быть емкости. Кроме перечисленных приспособлений, в мастерской устанавливают пирамиду для плунжеров, стенд для опрессовки насосов и другое оборудование. [9]
Специализированное звено, размещенное в специальном помещении, стало осуществлять пропарку, мойку, разборку, сборку и опрессовку насосов . Отличительной чертой этого агрегата для перевозки штанговых насосов является то, что короба располагаются наклонно, что обеспечивает размещение длинномерных насосов без свисания, а сам агрегат имеет незначительные размеры, позволяющие ему свободно маневрировать в стесненных условиях при подъезде к скважине. [11]
Необходимо ежедневно контролировать узлы нагнетательной системы. Крепление нагнетательного шланга должно исключать возможность его наматывания вокруг рабочей трубы и падения в случае самопроизвольного отсоединения. Буровые насосы должны быть обеспечены предохранительными клапанами, срабатывающими при опрессовке насосов . [12]
При ходе скалки 1 вверх топливо через открытый нагнетательный клапан 11 поступает к форсунке. В конце хода нагнетания рычаг эксцентрика 18, опирающийся на толкатель 6, поднимает отсечной клапан 14 и подача топлива прекращается. Опрессовка насоса и установка нулевой подачи производятся обычными способами, применяемыми для насосов этого типа. [13]
Они состоят из цилиндрического корпуса и эксцентрично расположенного в нем ротора. Цилиндр запирается по торцам крышками, а ротор подобно ротору центробежных насосов покоится в подшипниках. Залитая в корпус вода при вращении ротора образует жидкостное кольцо одинаковой толщины. Благодаря этому лопасти или пазы вращающегося ротора последовательно погружаются в воду полностью и выходят из них. Вода при этом выполняет роль поршня, то засасывая, то вытесняя газ через отверстия на торцевых крышках корпуса насоса. Монтаж и ремонт водокольцевых насосов особой специфичностью не отличаются. У всех вакуум-насосов особое внимание обращается на надежность уплотнения, которое проверяется тщательной опрессовкой насоса и обвязочного трубопровода водой или воздухом. [14]
Источник статьи: http://www.ngpedia.ru/id216315p1.html
Большая Энциклопедия Нефти и Газа
Нагнетательная линия — буровой насос
Нагнетательные линии буровых насосов должны подвергаться гидравлическому испытанию на полу-торакратное максимальное рабочее давление, предусмотренное геолого-техническим нарядом скважины. Испытания проводятся перед пуском в эксплуатацию насосов, а также после каждого ремонта обвязки. [1]
Нагнетательная линия бурового насоса во избежание разрыва от вибрации, вызванной пульсацией перекачиваемой жидкости, должна быть надежно закреплена. [2]
На нагнетательной линии бурового насоса должен быть манометр, смонтированный на предохранительном устройстве, гасящем колебания стрелки прибора и исключающем засорение его промывочной жидкостью. [3]
Прочности нагнетательных линий буровых насосов при бурении глубоких скважин уделяется серьезное внимание. [5]
В нагнетательную линию бурового насоса обязательно включали манометр. По показанию манометра мастер может контролировать давление на выкиде насоса, обнаружить начавшееся зашламование ствола скважины, обрыв бурильной колоны. В настоящее время для измерения и контроля давления промывочной жидкости в процессе бурения скважины применяются, кроме манометра, магнитоупругие приборы МИД, которые обеспечивают устойчивые показания давления даже при его значительных пульсациях. [6]
На нагнетательных линиях буровых насосов необходимо устанавливать задвижки, отключающие вы-кид насоса от общей нагнетательной линии во время ремонта насоса. Если в обвязке буровых насосов не установлены такие задвижки или предусматриваются запор-но-распределительные устройства ( обратные клапаны), то перед ремонтом любого насоса давление в обвязке должно быть снижено до атмосферного. [7]
Гидравлическое испытание нагнетательных линий буровых насосов проводят перед пуском в эксплуатацию насосов и после каждого ремонта обвязки. [8]
Пусковые задвижки нагнетательной линии буровых насосов должны иметь дистанционное управление. [9]
Предельно допустимое давление в нагнетательной линии буровых насосов определяется прочностью на разрыв гидравлической коробки и цилиндровых втулок. Оно устанавливается по суммарному гидравлическому сопротивлению в циркуляционной системе. Предельное рабочее давление зависит от прочности на разрыв наиболее слабых и важных по условиям безопасности элементов циркуляционной системы ( бурового рукава, вертлюга) и ограничивается размещаемыми в манифольде предохранительными клапанами. [10]
Предельно допустимое давление в нагнетательной линии буровых насосов определяется прочностью на разрыв гидравлической коробки. Оно устанавливается по суммарному гидравлическому сопротивлению в циркуляционной системе. Предельное рабочее давление зависит от прочности на разрыв наиболее слабых и важных по условиям безопасности элементов циркуляционной системы ( бурового рукава, вертлюга) и ограничивается размещаемыми в манифольде предохранительными клапанами. [11]
В каком из перечисленных случаев нагнетательные линии буровых насосов не должны подвергаться гидравлическому испытанию. [12]
Разделитель фаз 1 присоединен к нагнетательной линии буровых насосов , имеет внутри эластичную разделительную мембрану, которая при потере герметичности в гидроприводе 3 и наличии давления в нагнетательном трубопроводе 7 может деформироваться без разрушения. В верхней части корпуса разделителя имеется клапан 2 для заправки гидросистемы жидкостью. Демпфер 4 выполнен в виде игольчатого клапана с регулируемым зазором и имеет отверстие для выпуска воздуха из системы. Показывающий прибор представляет собой манометр с показывающей стрелкой и циферблатом, корпус которого заполнен специальной жидкостью для смазки механизма стрелочного указателя и глушения его инерционных колебаний. [14]
Обвязывают цементировочные агрегаты и подсоединяют их к нагнетательной линии буровых насосов . Под верхней свечой бурильных труб устанавливают клапан. Закачивают по стояку через буровой шланг и ведущую трубу расчетные объемы буферной жидкости и цементного раствора. [15]
Источник статьи: http://www.ngpedia.ru/id128516p1.html
Нефть, Газ и Энергетика
Блог о добычи нефти и газа, разработка и переработка и подготовка нефти и газа, тексты, статьи и литература, все посвящено углеводородам
Опрессовка обвязки — техника безопасности
по охране труда при сборке и разборке
1.1. Ответственность за безопасную организацию работ по сборке, опрессовке и комплектации трубопровода (линии) несет моторист ЦА-320.
1.2. Для производства работ, связанных со сборкой и разборкой нагнетательных трубопроводов (линий) от ЦА-320 к скважине, и согласно плану работ с давлением до 150атм, в помощь мотористу допускаются работники из числа работающей вахты (бригады) ответственным лицом, указанным в плане работ.
1.3. Работники, участвующие в сборке и разборке нагнетательного трубопровода, должны быть ознакомлены:
а) с характером предстоящих работ;
б) со схемой расстановки спецтехники на кусте;
в) с расположением нагнетательных трубопроводов при производстве работ.
1.4. Перед началом работ рабочая площадка, беговая дорожка и приемные мостки должны быть очищены от лишнего оборудования и посторонних предметов, льда, снега; замазученные места засыпаны песком.
1.5. При вынужденном производстве работ в вечернее время и ночное площадка для установки спецтехники должна иметь освещенность не менее 25 люкс. Кроме того, каждый цементировочный агрегат должен иметь индивидуальное освещение.
П. ТРЕБОВАНИЯ ПРИ ПРОИЗВОДСТВЕ РАБОТ
2.1. Площадку около устья скважины, предназначенную для расстановки спецтехники , необходимо освободить от предметов, препятствующих установке агрегатов и прокладке трубопроводов. Площадка должна быть выравнена, а замазученные места засыпаны песком.
2.2. Если площадка имеет наклон, то под колеса цементировочных агрегатов должны быть установлены упоры.
2.3. ЗАПРЕЩАЕТСЯ устанавливать цементировочные агрегаты под линиями электропередачи.
2.4. При расстановке спецтехники необходимо следить, чтобы мерные емкости их были обращены в сторону скважины. Расстояние между спецтехникой необходимо соблюдать согласно схемы расстановки оборудования при КРС.
2.5. Монтаж нагнетательного трубопровода должен производиться из труб и стальных шарнирных соединений высокого давления.
2.6. Переносить трубы следует двум работникам на одноименных плечах.
2.7. При монтаже нагнетательных трубопроводов необходимо места соединений очистить от грязи, промыть и смазать перед закреплением.
2.8. Отвод для сброса давления в нагнетательном трубопроводе должен быть закреплен.
2.9. Перед опрессовкой нагнетательных трубопроводов необходимо проверить исправность предохранительного клапана и манометра насоса.
2.10. Нагнетательные трубопроводы должны быть опрессованы давлением в 1,5 раза превышающим ожидаемое давление.
2.11. Нагнетательные трубопроводы считаются выдержавшими испытание, если в течение 3 минут давление опрессовки не будет снижаться.
2.12. Перед началом опрессовки нагнетательных трубопроводов все работники должны быть удалены от скважины и от нагнетательных трубопроводов на безопасное расстояние.
2.13. Опрессовку обвязки следует выполнять на малых скоростях цементировочных агрегатов во избежание разрыва коммуникаций от быстрого роста давления.
2.14. В случае обнаружения пропусков в нагнетательных трубопроводах работы по их устранению необходимо производить после снижения давления до атмосферного. Снижение давления опрессовки следует производить медленно. ЗАПРЕЩАЕТСЯ устранение пропусков одного нагнетательного трубопровода и опрессовка другого. После устранения пропусков трубопровод необходимо повторно опрессовать.
2.15. Пуск агрегатов в работу должен производиться только по сигналу руководителя работ, назначенного ответственным согласно плану работ.
2.16. Обвязка агрегатов ЦА-320 с устьем скважины должна обеспечивать амортизацию гидравлических ударов в линии при работе насосов.
2.17. При сборке и разборке нагнетательных трубопроводов не разрешается находиться против работающего молотком и кувалдой.
Ш. ТРЕБОВАНИЯ ПОСЛЕ ОКОНЧАНИЯ РАБОТ.
3.1. Раствор или промывочную жидкость, оставшуюся в мерных емкостях ЦА-320, следует откачать в доливную емкость.
3.2. После окончания работ необходимо на нагнетательной линии сбросить давление до атмосферного и произвести укладку труб и вспомогательного оборудования на гарегат ЦА-320 и надежно его закрепить.
Источник статьи: http://www.tehnik.top/2020/10/blog-post_54.html
ДОМОСТРОЙСантехника и строительство
Нагнетательная линия
Нагнетательная линия состоит из трубопроводов высокого давления, по которым раствор подается к стояку и устью скважины. Эта линия оборудуется запорной арматурой, предохранительным клапаном, контрольно-измерительной аппаратурой. [1]
Нагнетательная линия соединяется рукавом со смесительным устройством, приемная — с приемным патрубком цементировочного агрегата. Подача насоса регулируется вентилем, установленным на перепускной линии. [2]
Нагнетательные линии не должны иметь зон с внутренними высадками. [4]
Нагнетательная линия соединяется с фланцем задвижки арматуры на устье скважины. Приемная линия агрегата соединяется также с кислотовозом, а контрольная линия на случай необходимости прокачки агрегата соединяется с кислотовозом или трап-гребенкой. [5]
Нагнетательная линия выведена в заднюю часть агрегата и заканчивается уплотнительным конусом и гайкой. [6]
Нагнетательные линии каждой пары цементировочных агрегатов при помощи специальных тройников, которыми оснащается блок манифольда, подводятся одной линией к напорному коллектору блока. Таким образом, клапанная коробка блока по производительности соответствует двенадцати агрегатам. От блока манифольда к устью скважины жидкость подается по двум напорным линиям, оборудованным пробковыми кранами. [7]
Нагнетательные линии должны быть собраны из труб с быстросъемными соединительными гайками и шарнирных колен ( угольников) и спрессованы на полуторакратное давление от максимального рабочего давления, предусмотренного планом работ. [8]
Нагнетательная линия 6 насоса 9Т выведена на заднюю часть агрегата с правой стороны под настилом и мерным баком и заканчивается уплотни-тельным конусом с гайкой. [10]
Нагнетательная линия 4 насоса 9Т выведена за заднюю часть агрегата под настилом и мерным баком и заканчивается уплотнительным конусом с гайкой. [12]
Нагнетательные линии от ЦА до цементировочной головки спрессовывают на давление, в 1 5 раза превышающее максимальное расчетное давление при цементировании. [13]
Нагнетательные линии не должны иметь зон с внутренними высадками. [14]
Нагнетательная линия соединяется со сливом в нейтральном и плавающем положениях. [15]
Агрегаты должны быть установлены на расстоянии не менее 10 м от устья скважины и таким образом, чтобы их кабины не были обращены к устью.(см. рис 2) Агрегаты устанавливаются с подветренной стороны. Расстояние между агрегатами должно быть не менее 1,5 м. Выхлопные трубы должны быть оборудованы глушителями и искрогасителями. Не допускать установку агрегата под ЛЭП. Нагнетательные линии от агрегатов должны быть оборудованы обратными клапанами, тарированными предохранительными устройствами заводского изготовления и манометрами. Отвод от предохранительного устройства на насосе должен быть закрыт кожухом и выведен под агрегат.
Рис. 2 Расстановка специальной техники при глушении
Давление определяется при помощи манометра по показаниям стрелки.
На манометре должна быть установлена контрольная стрелка показывающая максимальное рабочее давление.
Манометр выбирается так, чтобы предполагаемые показания рабочего давления находились в средней трети шкалы манометра.
Стравливание давления из скважины
ь Останавливается скважина.
ь На всех задвижках промывочного оборудования необходимо проверить наличие надписей с указанием направления открытия или закрытия задвижки.
ь Производится разрядка скважины открытием задвижки.
ь Проверяется исправность запорной арматуры.
ь Открытие задвижки осуществляется вращением (поворотом) штурвала в направлении указанном на штурвале (в основных случаях _ в направлении против часовой стрелки).
Монтаж нагнетательного трубопровода должен производиться из труб и стальных шарнирных соединений высокого давления.
Трубы нагнетательной линии раскладываются от насосных агрегатов к устью скважины. В местах соединений производится их укладка на деревянные выкладки. Проверяется исправность резинового уплотнительного элемента на ниппеле трубы. Ниппель направляется в муфту соседней трубы и наживляется гайка БРС в направлении по часовой стрелке. Ударами кувалды производится закрепление гайки БРС. Для возможности сборки линий в различных плоскостях в отношении труб друг к другу применяются стальные шарнирные соединения высокого давления соединение которых с трубами аналогична приведенному выше.
Испытание на герметичность
После сборки производится испытание линий на герметичность.
ь Закрывается задвижка на ФА.
ь Удаляется персонал из опасной зоны.
ь По команде руководителя работ начинается нагнетание жидкости в напорные линии до 1,5_кратного значения ожидаемого рабочего давления (указано в плане работ).
ь Линии считаются герметичными, если в течение 5_минут давление опрессовки не падает.
ь В случае обнаружения пропусков, давление снизить до атмосферного, произвести устранении пропусков и повторить опрессовку снова.
Жидкость глушения должна удовлетворять следующим требованиям: должна быть химически инертна к горным породам коллектора и совместима с пластовыми флюидами; должна исключать необратимую кольмотацию пор коллектора; фильтрат жидкости глушения должен обладать ингибирующим действием на глинистые частицы при любом значении рН пластовой воды; должна обладать низким коррозийным воздействием на скважинное оборудование; должна быть термостабильной при высоких и низких температурах; должна быть не горючей, не токсичной; должна быть технологичной в приготовлении и использовании; содержание твердой фазы должно быть не более 100 мг/л. С размерами не более 0,02 мм.
Выделяют три способа глушения, основанных на разных типах жидкостей глушения.
Способ глушения жидкостями на водной основе: сеноманской водой; подтоварной (технической) водой; водными растворами неорганических солей (NaCl; MgCl2; KCl);
Способ глушения жидкостями на углеводородной основе (обратные эмульсии);
Способ комбинированный с использованием обратной эмульсии и минерализованной воды.
Для глушения данной скважины рационально использовать водные растворы неорганических солей, а именно раствор NaCl с плотностью 1,05 г/см 3 .
где Vэк — внутренний объем эксплуатационной колонны;
Vд — дополнительный объем, необходимый для вымывания остатков эмульсии (3 м 3 ).
Vэк=2880*р*Dвнутр.экспл. 2 / 4=2880*3,14*0,1366 2 / 4 = 42,2 м 3 .
Глушение фонтанных и нагнетательных скважин.
В фонтанных скважинах НКТ спускается до интервала перфорации. Поэтому для замещения скважинной жидкости достаточно одного цикла глушения закачкой жидкости глушения в НКТ. При этом на выходе должно быть противодавление достаточное для прекращения работы пласта, но не более 30 атм. Величина противодавления регулируется задвижкой на затрубном пространстве. К концу глушения давление закачки постепенно снижают, либо путем задвижки, либо уменьшением производительности.
Глушение может производиться прямым и обратным способом; процесс глушения (в пределах одного цикла) должен быть непрерывным; расход жидкости глушения должен быть большим производительности скважины; признаком окончания глушения является равенство плотностей и выход жидкости глушения.
- 1. Производится обвязка устья скважины с ЦА-320 и емкостями (автоцистернами). Нагнетательная линия опрессовывается на 1,5 кратное ожидаемое давление. Нагнетательная линия должна быть оборудована обратным клапаном, манометром.
- 2. Открываются задвижки и начинают глушение скважины (в один или несколько циклов). Перед началом каждого цикла стравливается газ. Давление нагнетания не должно быть больше прочности обсадной колонны. Закачку производить с противодавлением не более 30-50 атм.
- 3. После закачки расчетного объема жидкости глушения останавливается агрегат, закрываются задвижки, трубная и затрубная задвижки обвязываются соединительными трубками, после чего их открывают на 1,5-2 часа для выравнивания давления в НКТ и затрубном пространстве (затем закрывается).
- 4. Заглушенная скважина в закрытом положении может находиться не более двух суток. В противном случае — повторное глушение.
- 5. Глушение скважины может быть начато только после передачи скважины в ремонт по акту.
- 6. Глушение производится, как правило, в светлое время суток.
- 7. Насосный агрегат и автоцистерны должны находиться не ближе 10 метров от устья. Выхлопные трубы должны быть оборудованы искрогасителями. Расстояние между агрегатами должно быть не менее 1,5 метра, кабиной в сторону от устья скважины.
- 8. До начала демонтажа устьевого оборудования нужно убедиться в отсутствии ГНВП. После чего демонтируется устьевое оборудование и монтируется герметизирующее устройство. Запас жидкости глушения при ведении ремонтных работ должен быть не менее 10 м 3 на скважину.
Нагнетательные трубопроводы (манифольды) служат для подачи бурового раствора от насосов в скважину при бурении или промывках. Нагнетательный трубопровод состоит из вертикальной и горизонтальной частей. Вертикальная часть называется стояком. Их монтируют на наружной грани вышек и крепят хомутами. Между стояком и элементами вышек устанавливают деревянные прокладки. В верхней части стояк имеет горловину с фланцем для присоединения к буровому шлангу, который вторым концом соединяется с вертлюгом.
Изготовляют манифольды в заводских условиях из углеродистых сталей, обладающих хорошей свариваемостью (сталь марки 20). При отсутствии заводских манифольдов допускается их изготовление в полевых условиях из бурильных труб группы прочности Д или Е диаметром 127 или 140 мм с толщиной стенки 10—11 мм в зависимости от рабочего давления в трубопроводе. На высоте 1,5—2 м от пола буровой к стояку приваривают патрубок, на который устанавливают манометр. Выше пола буровой на стояке монтируют задвижку высокого давления.
В зависимости от типа буровой установки применяют различные варианты монтажа горизонтальной части манифольда: каждый насос можно соединять со стояком отдельным трубопроводом, или же от стояка прокладывают общий трубопровод, к которому подключают каждый насос. В современных установках используется в основном последний вариант манифольда.
Техническая характеристика нагнетательных трубопроводов приведена в табл. 26.
Горизонтальная часть манифольда монтируется прямолинейной с уклоном в сторону насосов для возможного слива раствора из труб самотеком при остановках. работы в зимнее время.
Для трубопроводов используют бурильные трубы труппы прочности Д и Е диаметрами 114, 127 и 140 мм с толщиной стенок 10—11 мм. Трубы соединяют сваркой, при помощи фланцев или быстроразъемных соединений. С целью ускорения монтажа нагнетательного трубопровода применяют быстроразъемные замковые соединения следующих конструкций: плоские с несмещенной осью трубопровода и сферические со смещаемой осью в пределах до 15°, которые упрощают монтаж трубопровода. Плоское соединение (рис. 54,а) состоит из двух патрубков 1 и 4, которые приваривают к трубам. Патрубки имеют фланцы с наружной конической поверхностью, между фланцами устанавливают прокладку 2. Соединяют фланцы шарнирным хомутом 3. Шарнирный хомут (рис. 54,б) состоит из двух половин 4 и 5, к которым приварены серьги 1 и 3. Соединяются обе половины осью 2 и болтом с гайкой 6 и 7.
Сферическое соединение (рис. 54,6) состоит также из
двух патрубков 1 и 4. Патрубок 4 имеет проточку под уплотнительную прокладку 5, патрубок 1 — седло с внутренней сферической и наружной конической поверхностями. На патрубок с шарообразной поверхностью устанавливают накидное упорное кольцо 2 с внутренней сферической и наружной конической поверхностями. Соединяют патрубки также шарнирным хомутом 3. Могут применять также и другие конструкции быстроразъемных соединений.
Элементы быстроразъемных соединений к секциям нагнетательного трубопровода приваривают на заводах или в мастерских. При монтаже буровой трубопровод должен собираться из готовых секций. Трубопровод крепят хомутами к специальным забетонированным стойкам или к крупноблочным основаниям оборудования.
Рис. 54. Быстроразъемные соединения манифольда
Рис. 55. Монтажный компенсатор
Для упрощения монтажа нагнетательных трубопроводов между отдельными блоками буровой установки применяют монтажные компенсаторы, обеспечивающие угловое смещение оси трубопровода до 10° и линейное перемещение до 200 мм. Монтажный компенсатор (рис. 55) состоит из двух сферических соединений 1 и 3, смещаемых под углом, и телескопического винтового соединения 2, смещаемого по оси в пределах 200 мм.
На нагнетательных линиях около каждого насоса после компенсаторов устанавливают отсекающую задвижку высокого давления или обратный клапан с целью возможности работы одним насосом в случае ремонта второго. Кроме этого около насоса устанавливают пусковую задвижку, которая устраняет гидравлический удар при пуске насоса и выравнивает давление в нагнетательной линии при восстановлении циркуляции бурового раствора. Нагнетательный патрубок пусковой задвижки соединяют с приемной емкостью. При монтаже общего для всех насосов нагнетательного трубопровода в конце его можно устанавливать одну пусковую задвижку, которая обеспечивает возможность пуска любого насоса.
В качестве пусковых задвижек в основном применяют дроссельно-запорные устройства ДЗУ-250 с дистанционным управлением. Дроссельно-запорное устройство (рис. 56) состоит из корпуса 1, пневматического цилиндра 2 с поршнем 3 и запорного клапана 4 с седлом 5. Устройство соединяется с нагнетательным трубопроводом при помощи накидной гайки 6. Привод дроссельно запорного устройства осуществляется пневматическим цилиндром 2 двойного действия (открытие — закрытие). Воздух в цилиндр подается через штуцеры от пневмо системы буровой установки при помощи крана, установленного на пульте бурильщика. От размера внутреннего диаметра штуцеров зависит скорость перемещения клапана 4. Буровые насосы запускаются при открытом запорном клапане. Подачей сжатого воздуха в верхнюю полость пневматического цилиндра система поршень — шток — клапан перемещается вниз, плавно перекрывает клапан и повышает давление в нагнетательном трубопроводе. К нижнему отводу корпуса присоединяют трубу и выводят ее в приемную емкость.
Рис. 56. Дроссельно-запорное устройство ДЗУ-250 дистанционного управления
На нагнетательном трубопроводе могут устанавливаться отводы для наполнения раствором запасных емкостей.
В этом случае на каждом отводе ставят задвижку высокого давления. Для работы в зимних условиях горизонтальная часть нагнетательных линий обычно прокладывается вместе с паропроводом и утепляется термоизоляцией (кошмой, стекловатой и др.).
При бурении разведочных скважин обычно монтируют дополнительный насос. Нагнетательный трубопровод этого насоса соединяют с механизмами приготовления и утяжеления раствора (гидромешалками, гидросмесителями) и при помощи его раствор перекачивают в рабочие и запасные емкости.
На нагнетательном трубопроводе устанавливают компенсаторы и предохранительные клапаны. После окончания монтажа перед сдачей буровой в эксплуатацию нагнетательные трубопроводы подвергают гидравлическому испытанию (опрессовке) на давление, превышающее максимальное рабочее на 50%. Опрессовку производят при помощи цементировочного агрегата. На испытание трубопровода составляется акт.
Источник статьи: http://firmmy.ru/na-kakoe-davlenie-opressovyvaetsja-nagnetatelnaja