Настанови по безаварійному веденні ремонтних робіт (ліквідації аварій) у свердловині

Размещено на http://allbest.ru

Вступ

нафтогазовидобування фрезер уловлювач магнітний

Нафтогазова промисловість - одна із провідних галузей, на яких базується економіка України.

За запасами нафти та газу Україна посідає четверте місце в Європі після Норвегії, Великобританії і Нідерландів. На її території розташовані три нафтогазових регіони: Західний (Львівська, Івано-Франківська, Чернівецька, Закарпатська обл.), Східний (Полтавська, Сумська, Харківська та Чернігівська обл.) та Південний (Причорноморсько-Кримський). Таким чином, промислові і прогнозовані запаси нафти в Україні залягають у Дніпровсько-Донецькій нафтогазоносній області, Карпатській та Причорноморській нафтогазоносних провінціях. На державному балансі нараховується 289 родовищ вуглеводнів. Експлуатується понад 4300 нафтових та газових свердловин. Потреби України за рахунок власного видобутку забезпечуються нафтою на 10-12 %, а газом на 20-22 %.

Розроблена провідними фахівцями програма “Нафта і газ України до 2014 р.” передбачає довести сумарні обсяги видобутку нафти з конденсатом до 7,5 млн. т (для порівняння - у 1996 - 1997 рр. - по 4,1 млн. т), а газу - до 35 млрд. м3 (у 1996 - 1997 рр. - 18,1-18,4 млрд. м3).

Сьогодні більшість родовищ, які знаходяться в експлуатації, характеризуються значною (до 80% і більше) вичерпаністю запасів нафти і газу, що зумовлює щорічне природне падіння обсягів видобутку. Потенціал цих родовищ не дає змоги навіть стабілізувати видобуток вуглеводнів, а не тільки нарощувати його, компенсувати природне падіння видобутку нових родовищ.

Ринкові методи господарювання вимагають застосування гнучких методів керування науково-технічним прогресом у нафтогазовій промисловості, при вирішенні наукових та інженерних завдань, використання сучасних інформаційних систем. Конкретними результатами впровадження нової техніки у галузі може бути зростання обсягу видобутку нафти і газу.

Той чи інший метод видобутку нафти має свою раціональну область, межі якої визначаються економічною доцільністю використання даного способу, його ефективністю, очікуваним дебітом, конструкцією свердловини.

Штангово-свердловинний спосіб експлуатації свердловин належить до механізованих способів видобутку, тому потребує певних матеріальних, трудових і енергетичних витрат. Він виділяється надійністю і простотою, не потребує від свердловини та продукції свердловини особливих умов.

Штангова свердловинна насосна установка призначена для надання зворотно-поступального руху плунжеру насоса та підняття продукції свердловини на денну поверхню.

В курсовому проекті розглянуто питання вибору штангової свердловинної насосної установки для нафтової свердловини з необхідним дебітом 68 м3/добу.

Проведено аналіз роботи обладнання для герметизації та підвішування устьового штока.

Однією з найважливіших галузей народного господарства, від якої залежить ефективність функціонування всієї системи господарювання в країні є нафтовидобувна галузь. Видобуток нафти і газу як ніяка інша галузь економіки, створює велику кількість робочих місць і споживає продукцію багатьох галузей народного господарства. Економічний ефект від розвитку цієї галузі полягає у мультиплікаційному ефекті коштів, вкладених у видобуток. Адже з розвитком даної галузі розвиватимуться виробництво нафтовидобувних матеріалів і відповідного обладнання, машинобудівна галузь, металургія і металообробка, нафтохімія, виробництво скла, деревообробна і фарфоро-фаянсова промисловість, транспорт, енергетика тощо. Ріст нафтовидобувної галузі неминуче викликає економічне зростання у країні і виникнення необхідних умов для розв'язання багатьох соціальних проблем.

Оскільки дана галузь промисловості є фондоємна галузь, де в силу природних умов та особливостей технологічних процесів переважають матеріальні елементи, вирішальне значення для підвищення ефективності виробництва мають основні виробничі засоби (ОВЗ), ефективне використання яких сприяє успішному виконанню виробничої програми та забезпечує зростання прибутків підприємства.

Основні засоби (ОЗ) представляють собою велику цінність: раціональна експлуатація фондів дозволяє без додаткових капітальних вкладень або при незначному їх збільшенні суттєво підвищити віддачу з кожної гривні; покращання їх використання - важливий фактор зростання прибутків та зниження собівартості; збільшення часу роботи основних засобів внаслідок ліквідації простоїв, продовження міжремонтних періодів, інтенсифікація виробничих процесів сприяє значному збільшенню обсягу виробництва, зниженню затрат на одиницю продукції.

Зростання основних засобів, їх удосконалення є одним з головних завдань розвитку народного господарства. Збільшення основних виробничих засобів пов'язане з підвищенням рівня науки і культури, освіти та охорони здоров'я, із зростанням добробуту населення. Краще використання основних засобів: збільшує об'єм виробництва без додаткових капітальних вкладень; приводить до підвищення продуктивності праці; знижує собівартість продукції; прискорює оборот засобів праці і оборотних коштів.

1. Загальна частина

1.1 Історія розвитку нафтогазовидобування на Україні

Саме з території України були здійснені перші у світі міждержавні поставки природного газу: 1945 році розпочато поставки з Дашавського та Опарського газових родовищ до Польщі. У середині 20 століття природний газ українського походження транспортувався до Росії, Білорусі, Литви, Латвії, Польщі, Чехословаччини та Австрії.

У післявоєнний період нафтова і газова промисловість України інтенсивно розвивались внаслідок відкриття значних запасів вуглеводнів в регіоні Дніпровсько-Донецької западини, на Прикарпатті та в Причорноморсько-Кримській нафтогазоносній області. У 1972 році було досягнуто максимального обсягу видобутку нафти та газоконденсату - 14,4 млн. тонн; а у 1975 році - найбільшого рівня видобутку газу - 68,7 млрд.куб.м.

Цього року святкування Дня працівників нафтової та газової промисловості співпало з кількома визначними для галузі датами.

Двісті років тому розпочався видобуток нафти поблизу міста Борислав на Західній Україні, який наприкінці 19 - початку 20 століття був найбільшим нафтовим промислом у Європі. 60 років тому було відкрите Шебелинське газоконденсатне родовище - найбільше на той час на території Європи.

Цей рік можна вважати ювілейним для нафтогазової промисловості Автономної Республіки Крим. 50 років тому на півострові було відкрито перше родовище з промисловими запасами природного газу - Задорненське.

Сьогодні в Україні функціонують підприємства з транспортування нафти і природного газу, підприємства з пошуку вуглеводнів та їх видобутку, у тому числі в акваторіях Чорного і Азовського морів, заводи з виготовлення широкого асортименту труб і устаткування для нафтогазової промисловості, проектні та науково-дослідні інститути, спеціалізовані галузеві будівельні та сервісні організації.

В Україні працюють шість нафтопереробних заводів та п'ять газопереробних заводів, які виробляють практично весь асортимент продуктів iз вуглеводневої сировини.

Нафтогазова промисловість є енергетичною основою для сталого економічного та соціального розвитку держави. Україна має досить високу - понад 50% - частку споживання нафти і газу в загальному балансі споживання первинних енергоресурсів. Природний газ залишається пріоритетним енергоресурсом - його частка в енергобалансі становить приблизно 38-40%.

Україна належить до країн з дефіцитом власних природних вуглеводневих ресурсів: за рахунок власного видобутку ми задовольняємо потребу в природному газі на 40%, у нафті - на 15-20% (дані за 2009 р.).

Решту природного газу держава і імпортує з Російської Федерації, нафти та нафтопродуктів - в основному, з Російської Федерації, а також Казахстану, Білорусі, Азербайджану, Прибалтики та у незначних обсягах з інших країн.

Багаторічна історія становлення та розвитку нафтової і газової промисловості перетворила Україну у світового лідера з транзиту енергоносіїв. Вигідне географічне положення і наявність розвинених систем газо- і нафтопроводів дозволило Україні стати своєрідною «з'єднувальною енергетичною ланкою» між країнами-експортерами і споживачами енергоресурсів промислово розвиненої Європи.

Українською газотранспортною системою транспортується понад 60% експортних поставок російського газу до країн Європи або близько 20% від загального обсягу споживання природного газу в Європі.

Україна транспортуєросійськийприроднийгаздо 18 країнЄвропи: Австрії, Болгарії, Боснії, Греції, Італії, Македонії, Молдови, Румунії, Німеччини, Польщі, Сербії, Словаччини, Словенії, Угорщини, Франції, Туреччини, ХорватіїтаЧехії.

Поставки природного газу з Росії та його транзит до інших країн Європи здійснюються відповідно до довгострокових контрактів між Національною акціонерною компанією «Нафтогаз України» і ВАТ «Газпром» щодо купівлі-продажу, а також обсягів і умов транзиту на період 2009 - 2019 роки, з урахуванням положень додаткових угод, підписаних між компаніями 21 квітня 2010 року.

1.2 Історія створення НГВУ Надвірнанафтогаз

Сучасний Надвірнянський нафтопромисловий район займає територію Прикарпаття від річки Лімниця на північному заході до державного кордону з Румунією на південному сході. Нафтогазовидобувне управління «Надвірнанафтогаз» здійснює пошуково-розвідувальні роботи та видобуток нафти і газу на території чотирьох районів Івано-Франківської області та Вижницького району Чернівецької області (рисунок 1.1).

Інтенсивний видобуток нафти на Прикарпатті розпочався у другій половині 19 ст., коли винайшли спосіб її очистки і використання для освітлення. Безпосередньо у Надвірнянському районі перші відомості про видобуток нафти колодязним способом у с.Пасічна відносяться до 60-х років, а у с.Битків - до 70-х років 19 ст. (рисунок 1.2)

Перша нафтова свердловина була пробурена у с.Битків в 1897 році, а у 1898 році вона дала нафту. У той час тут її видобувалось 400-500 кг на добу. Інтенсивне розбурювання покладів «Стара Копальня», «Діл» призвели до того, що у 1913 році 26 свердловин давали 100 тонн нафти щодоби, а в 1925 році уже 66 свердловин давали 115 тонн щодоби.

У 1938 році уже було 386 свердловин (200 в с.Пасічна та 186 в с.Битків), максимальна глибина яких сягала 1647 м. (фото 1.1;1.2;1.3) Однак видобуток нафти знизився і становив 75 тонн на добу.

Під час Другої світової війни видобуток нафти знизився до 67 тонн на добу, а в 1944 році - до 21.

Зменшення видобутку нафти і газу у післявоєнні роки спонукало нафтовиків вести розвідку на більш глибоких горизонтах.

21 липня 1948 року було розпочато буріння глибокої розвідувальної свердловини №256-Битків. Її буріння тривало 3 роки і в 1951 році з глибини 1808 метрів був отриманий промисловий приплив нафти з дебітом 22,9 тонн в добу. Так були відкриті менілітові відклади нової нафтової структури - Глибинної складки Битків-Бабченського родовища. З цього часу основний нафтовидобуток в Биткові пов'язаний саме з складкою Глибинна.

На фото: пам'ятний знак, встановлений на честь відкриття свердловиною №256-Битків складки Глибинна.

І по теперішній день із свердловини №256 Битків-Бабченського родовища видобувають нафту. Враховуючи отримані результати, розпочалось інтенсивне пошуково-розвідувальне буріння на «Глибинну» складку. У 1953 році на базі цеху буріння створено Битківську контору буріння тресту «Укрзахіднафторозвідка». У 1957 році на «Глибинній» складці було пробурено 15 пошуково-розвідувальних свердловин, що дало можливість довести видобуток у цьому році до 370 тонн на добу. Наслідком таких успіхів стало те, що наказом Станіславського Раднаргоспу № 7 від 16 липня 1957році створено нафтопромислове управління «Надвірнанафта», у склад якого ввійшли, крім укрупненого нафтопромислу № 7, Битківська контора буріння, нафтопереробний завод у м. Надвірна та газоліновий завод у с. Битків. Оскільки управління стало називатись «Надвірнанафта», відповідно і контору управління було перенесено в м. Надвірна.

З утворенням НПУ «Надвірнанафта» новий імпульс отримали пошуково-розвідувальні роботи і уже в 1958 році свердловиною № 385 відкрито потужний еоценовий газоконденсатний поклад під нафтовим покладом „Глибинної” складки.

У 1963 році відкрито Гвіздецьке і Пнівське нафтові родовища. Бурові роботи тоді здійснював створений у 1959 році трест «Станіславбурнафта».

У 1962-1963 роках видобуток нафти становив 1460 тонн на добу. На жаль, потрібно констатувати, що це був максимальний видобуток, бо надалі він почав знижуватись. Причиною цього було максимально можливий відбір нафти зі свердловин при спалюванні великої кількості газу у факелах.

У 1968 році відкрито Космацьке, а в 1969 році Росільнянське газоконденсатні родовища і уже в наступних роках була розпочата їх розробка. Внаслідок цього в 1973-1975 роках досягнуто максимального видобутку газу - 5 млн. кубометрів за добу.

У 1970 році НПУ „Надвірнанафта” перейменовано в НГВУ”Надвірнанафтогаз” та відкрито Пасічнянське родовище.

Разом з тим видобуток нафти продовжував знижуватись, а в 1975 - 1989 роках стабілізувався на рівні 620-710 тонн на добу. Це сталось завдяки відкриттю у 1977 році Довбушансько-Бистрицького, у 1978 році -Луквинецького, у 1981 - Рудавецького, у 1984 - Південно-Гвіздецького, у 1985- Лопушнянського нафтогазових родовищ (фото 1.8;1.9;1.10).



У 1990 році відкрито Микуличинське нафтове родовище, яке сьогодні інтенсивно розбурюється і облаштовується (фото 1.11;1.12;1.13). Це родовище підтвердило можливість відкриття на великій території Передкарпатського прогину родовищ нафти і газу з початковими пластовими тисками в продуктивних горизонтах на рівні гідростатичних і окреслило значні перспективи для Надвірнянського нафтопромислового району

Завдяки освоєнню цього родовища, починаючи з 2002 року, колектив неухильно збільшує видобуток нафти і газу, зміцнюючи економічну незалежність держави.

В порівнянні з іншими карпатськими нафтовими і нафтогазоносними родовищами, найбільш інтенсивне насичення розрізу нафтовими і газовими покладами спостерігається в межах Битків-Бабчинського і Пасічанського родовищ. У статті використані матеріали книги Михайла Максим'юка "Нафтові копальні Надвірнянщини"

2. Спеціальна частина

2.1 Аварії за яких використовуються магнітні фрезери уловлювачі торцеві, кільцеві фрезери

Аварії в нафтових і газових свердловинах -- це припинення технологічних процесів (видобутку нафти і газу, буріння, ремонту і ін.), викликане прихватом або поломками бурового інструменту свердловини, колони бурильних, обсадних, насосно-компресорних труб, залишенням на вибої насосних штанг, кабелю-каната, вибійних двигунів, приладів, замків, пакерів і іншого технологічного устаткування.

Аналіз показує, що значна частина аварій у видобувних і нагнітальних свердловинах обумовлена технологічними порушеннями і технічними упущеннями.

Для здійснення ефективних заходів по вдосконаленню техніки і технології ремонту свердловин важливо мати єдину, обґрунтовану і чітку класифікацію видів аварій при експлуатації [2].

Розглянемо найхарактерніші види аварій:

- прихвати колони підйомних насосно-компресорних труб;

- прихвати колони промивальних або зливальних насосно-компресорних труб;

- прихвати колони бурильних труб, вживаних при капітальному ремонті свердловин, у тому числі при зарізці і бурінні другого стовбура;

- поломка (падіння) підйомника і промивальних насосно-компресорних труб;

- поломка бурильних труб, вживаних при капітальному ремонті свердловин;

- прихват або залишення в свердловині пакерів;

- залишення в свердловині відцентрового електронасоса або його елементів;

- залишення в свердловині насосних штанг;

- залишення в свердловині штангового свердловинного насоса;

- залишення в свердловині приладів і пристроїв для дослідження свердло-вин і пластів, у тому числі і геофізичних приладів;

- залишення в свердловині дроту, каната, кабелю, у тому числі кабелю заглибного відцентрового електронасоса;

- інші.

Вказана класифікація дозволяє правильно і кваліфіковано підібрати технічні засоби для ремонту, раціонально використовувати наявний парк інструменту, при найменшому числі його типорозмірів охопити найбільший вид ловильних робіт, полегшити задачу комплексного створення ремонтної техніки свердловини.

До аварій першого виду відносяться прихвати і поломки бурильних, обсадних і насосно-компресорних труб в обсаджених і необсаджених свердловинах діаметрами від 90 до 480 мм До другого -- аварії з турбобурами, електробурами, заглибними відцентровими електронасосами, долотами, нижньою частиною бурильних колон, пакерами, приладами і пристроями для дослідження експлуатаційних свердловин, і тих що буряться. В третій вид входять аварії з кабелями геофізичних приладів, заглибних відцентрових насосів і інших пристроїв; з канатами і дротами для спуску приладів.

В інші входять аварії з насосними штангами, залишеними в свердловині або в підйомних трубах; падіння плашок, сухарів і інших металевих предметів.

При складанні плану усунення аварій в свердловинах і підборі необхідного інструменту важливо проаналізувати всі дані, у тому числі дані обстеження свердловини, що характеризують аварії.

Характер аварій при видобутку нафти і газу частіше за все обумовлений способом експлуатації, отже, останній є одним з визначальних чинників, що впливають на виникнення аварій і ускладнень. При цьому відзначимо, що спосіб експлуатації не створює аварій, а процес видобутку нафти і газу, а також технологічне устаткування, що використовується, можуть викликати аварії і ускладнення, якщо вони не відповідають умовам експлуатації.

Аварії і ускладнення в свердловинах характеризуються станом (характером) прихватів, розташуванням залишених в свердловинах аварійних об'єктів, їх конфігураціями і розмірами, діаметром і станом стінки свердловини (в обсадженій свердловині), діаметрами експлуатаційної колони і об'єкту, фізико-механічними властивостями матеріалів аварійного об'єкту і ступенем його прихваченості, небезпекою газонафтопроявленнь і іншими чинниками.

До основних причин аварій, що відбуваються при поточному і капітальному ремонтах свердловин, відноситься порушення технології ремонту свердловин, використання несправного устаткування і інструменту, невідповідність вживаного інструменту умовам роботи, конструктивні недоліки устаткування і інструменту, некваліфікований підхід персоналу при проведенні ловильних робіт і ін.

При поточному ремонті свердловин найбільше число аварій відбувається при спуско-підйомних операціях. При підйомі ліфтових труб з відцентровим електронасосом унаслідок відставання електричного кабелю може утворитися сальник, що приводить до прихвату колони труб. Пояснюється це слабким закріпленням запобіжних поясів, похилість стовбура свердловини, перевищенням швидкості підйому і ін. Слід зазначити, що прихват труб з електричним кабелем є складною аварією і у ряді випадків ліквідовувати її технічно неможливо.

При підйомі колони труб з ЕBН унаслідок прихвату останнього відбуваються обрив в з'єднаннях насоса або труб і падіння їх в свердловину.

Часто виникають аварії при підйомі насосних штанг з сильно спрацьованими муфтами, які виходять з вкладиша елеватора, і колона штанг, падаючи, ударом обриває колону ліфтових труб.

При промивці піщаних пробок, а також заливальних роботах можуть відбуватися аварії, пов'язані з польотом промивальних труб, які викликаються тим, що при нарощуванні чергової промивальної труби, в процесі згвинчування останньої, промивальний вертлюг заїдає і послабляється підвертлюжне різьбове з'єднання, що сприймає вагу колони промивальних труб. При спуску труб ослаблене різьбове з'єднання зривається і колона труб падає в свердловину.

Для попередження аварій при ремонті свердловин необхідна періодична перевірка справності спуско - підйомного устаткування і інструменту.

Також, при капітальному ремонті свердловин одним з методів ремонту свердловин є забурювання нового стовбура свердловини. При цьому виді ремонту характерними є аварії з долотами (породоруйнівним інструментом).

Нерідко важливою умовою проведення ремонтних робіт є чистота вибою свердловини від металевих предметів. Над устям свердловини працюють різноманітними інструментами, механізмами, люди різної кваліфікації, у різних кліматичних умовах, при різному ритмі і темпі робіт. Роботи ведуться цілодобово. Усі зазначені специфічні умови робіт не виключають виникнення помилок, що приводять до падіння інструменту, частин механізмів і приладів через устя в свердловину.

Під час спуску бурильних і обсадних колон, а також колон НКТ, часто відбувається заклинювання труб щелепами автоматичних ключів (АКБ), як правило, через їхню несправність.

Іноді в свердловину падають кувалди, ланцюгові ключі, ломи при роботі ними над ротором при незакритій свердловині. Багато спроб розходити кувалдою елеватор, що особливо обмерзнув, і інший спуско-підіймальний інструмент над відкритою свердловиною, а також використання кувалд для ударів по нарізних сполученнях з метою полегшення розгвинчування приводять до падіння кувалд у свердловину. Відомий навіть випадок падіння елеватора в свердловину.

Як видно з викладеного, причинами падіння сторонніх предметів у свердловину є: порушення правил експлуатації інструментів, пристроїв і механізмів, з якими ведуться роботи на усті; застосування несправного допоміжного інструменту; відсутність на усті пристроїв для попередження потрапляння різних предметів у свердловину, неспіввісність устя свердловини з буровою вишкою або вишкою ремонтного агрегату.

Отже, для ліквідації аварій викликаних залишенням частин обладнання в свердловині, падінням мілких металевих предметів необхідно використовувати ефективний фрезерний інструмент.

2.2 Технологія забурювання іншого стовбура, поглиблення свердловини

Направлене буріння свердловин

Проектним профілем свердловини називається траєкторія буріння від гирла скважінини до проектної глибини. Профіль свердловини складається з направляющей та експлуатаційної частин. Направляючої є частина профіля від гирла свердловини до точки в покрівлі або у верхній частині продуктивного пласта, називаемой точкою розкриття пласта, а експлуатаціонная частина - від точки розтину пласта до проектного вибою свердловини

Верхня точка ділянки початкового іскрівленія похилого стовбура називається точкою забуріванія.

Профіль свердловини визначає відносно положення трьох точок:

- Гирло свердловини;

- Точку розкриття продуктивного пласта;

- Забій свердловини.

Основними параметрами профілю свердловини є:

- Глибина;

- Довжина;

- Зміщення від гирла.

Вертикальні свердловини

Вертикальної називається свердловина, у якої гирло, точка розкриття пласта і за-бой розташовані на одній вертикальній прямій

Основною метою технології при бурінні вертикальної свердловини є пре¬дупрежденіе викривлення її стовбура.

Викривлення стовбура вертикальної свердловини ускладнює подальше буріння та подальшу експлуатацію:

- У викривленому стовбурі більш інтенсівале зношуються бурильні труби, що увелічівает число аварій з бурильної колоною;

- Ускладнюються спуско-підйомні работи через затяжок бурильної колони;

- Обумовлює інтенсивне тертя бурильної колони об стінку свердловини, образование жолобів і обвали гірської породи;

- Збільшується витрата потужності на обертання бурильної колони;

- Інтенсивно стираються обсадні труби проміжних колон;

- Утруднюється спуск обсадних колон в свердловину

Збільшується небезпека зминання обсадних труб в місцях різкої викривлення стовбура свердловини;

- Ускладнюється цементування обсадвих колон через ексцентричного расположения обсадної колони в свердловині в інінтервалі викривлення стовбура;

- При відхиленні стовбура від вертикалі понад допустимі значення необхідно проводити додаткові роботи з корректірованію траєкторії буріння;

- Збільшується обсяг інклінометрічеських вимірювань.

Викривлення вертикальної свердловини может бути викликаний технічними, технологічне-кими і геологічними причинами

Забурюються стовбур свердловини на довжину КНБК при малій осьової навантаженні на долото або "з навісу";

- Оцінити ступінь впливу на іскрівление стовбура свердловини геологічних факторів і вибрати спосіб попередження искрівленія стовбура свердловини і відповіднимиющую йому конструкцію КНБК, обеспечівающие найменшу інтенсивність іскрівлення стовбура свердловини;

- Забезпечити контроль геометричних параметрів стовбура свердловини в пространстве під час буріння.

У практиці буріння свердловин на нафту і газ використовуються два основних способи попередження викривлення стовбура, основанні на принципі центрування долота і ефекті маятника

Спрямовані свердловини

На початковому етапі розвитку технології направленого буріння похилі сква-жіни бурились тільки з метою досягнення недоступних для вертикальних свердловин залежей нафти чи газу, розташованих, наприклад, в шельфовій зоні морів, під озерамі і річками, під населеними пунктами і промисловими спорудами.

Якісно новим етапом у технологии направленого буріння став кущовий спосіб будівництва свердловин, при якому гирла свердловин розташовані на одній технологіческой майданчику.

У похилій свердловини точка вскрития продуктивного пласта зміщена относітельно вертикальної прямої, що проходить через гирло, а експлуатаційна частина профіля перетинає продуктивний пласт в поперцевому напрямку.

Профіль стовбура похилій свердловини включає вертикальний ділянку, ділянку початкового викривлення, пов'язані між собою тангенціальні і іскрівлен¬ние інтервали.

Профіль похило спрямованої скважіни повинен забезпечити:

- Мінімальні навантаження на бурове оборудование при спуско-підйомних операціях;

- Безаварійне буріння і кріплення;

- Мінімальні витрати на строітельство свердловини;

- Вільне проходження по стовбуру свердловини приладів та пристроїв;

- Надійну роботу внутріскважінного експлуатаційного обладнання;

- Можливість застосування методів одновременним експлуатації декількох гогоризонтів при розробці многопластових родовищ нафти;

- Висока якість свердловини як обєкта подальшої експлуатації.

При кущовий бурінні профіль направленной свердловини повинен забезпечити задану сітку розробки нафтового або газового родовища та економічно раціональне число свердловин в кущі при виполненіі вимог до надійності експлуатаціі свердловини.

За формою завершального інтервалу направляющей частини всі профілі свердловини поділяються на три типи S-подібний; J-подібний; тангенціальний. При проектуванні похилій скважіни необхідно, враховуючи конкретні условія буріння, максимально використовувати переваги того чи іншого виду профілю. S-подібний вид профілю похилій свердловини застосовується переважно в тих випадках, коли розтин продуктивного пласта передбачається вертикальним стовбуром, а також при проектуванні глубокіх похилих свердловин.

S -образний профіль похилій скважіни з ділянкою природного зменшення зенітного кута використовується:

- У випадках, коли при бурінні завершує інтервалів свердловини НЕ допускається застосування КНБК з опорно-центрірующими елементами;

Рис 2.7 Види профілю похилій свердловини: а - тангенціальний; б - 5 - образний; в - образний.

Горизонтальні свердловини

На відміну від похилих свердловин експлуатаційна частина профілю горізонтальной свердловини розташована уздовж продуктівного пласта.

Наявність такої ділянки є принциповою відмінністю профілю горізонтальной свердловини від профілю наклонной свердловини, визначальним методику його проектування і технологію проводки свердловини в цілому. За величиною радіуса кривизни стовбура розрізняють три види профілю горізонтальной свердловини: з великим, середнім і малим радіусами кривизни (рис. 15.3).

З великим (понад 190 м) радіусом кри-Візна проектують свердловини, які мають значну проектне зміщення і довжину горизонтальної ділянки (600 ... 1500 м і більше). При будівництві таких скважін використовуються техніка і технологія наклонно направленого буріння, позволяю¬щіе отримувати максимальну інтенсивність викривлення - в діапазоні 0,7 ... 2,0 град на 10 м проходки.

Переваги профілю з великим радіусом кривизни:

- Проводка свердловини здійснюється з використанням звичайних технічних засобів і технології похилого буріння;

- Досягається максимальна довжина горізонтального інтервалу;

- Можна використовувати роторний спосіб буріння, що дозволить поліпшити показники будівництва свердловини;

- Можливість застосування звичайних обсадних і бурильних труб;

- Немає жорстких обмежень на вибір схеми заканчивания свердловини;

- Задовольняє всім вимогам технологии геофізичних досліджень і отбору керна.

Недоліки:

- Велика довжина інтервалу направленного буріння;

- Значна протяжність откритих ділянок стовбура, а, отже, більшая ймовірність ускладнень;

- Велика довжина ствола свердловини, що збільшує вартість буріння.

Профіль із середнім радіусом крівізни застосовують при будівництві нових свердловин, а також бокових стволів. Проектірованіе профілю свердловини здійснюють по радіусу 60 ... 190 м, що відповідає інтенсівності збільшення зенітного кута від 3 до 10 град / 10 м при довжині горизонтальної ділянки відповідно 450 ... 900 м.

Переваги свердловин із середнім радіус кривизни:

- Зменшення довжини відкритого стовбура;

- Направлене буріння осуществляется більш короткому інтервалі;

- Можливість проводити каротаж і отбор керна:

-

Рис. 2.8 Види профілю горизонтальної свердловини в залежності від величини радіуса кривизни..

2.3 Критичний огляд конструкцій магнітних ловильних пристроїв

Найбільш ефективний метод очищення вибою свердловини від металу вилучення його без попереднього руйнування за допомогою ловильних пристроїв, які за конструкцією та принципом дії поділяються на механічні, гідромеханічні, гідравлічні, гідромагнітні та магнітні.

Ловильні пристрої магнітної дії за способом створення магнітного поля поділяються на електромагнітні і уловлювачі на постійних магнітах. В наш час більш широко розповсюджені магнітні уловлювачі на постійних магнітах.

В Івано-Франківському національному технічному університеті нафти і газу на основі результатів досліджень розроблені пристрої на базі систем з постійних керамічних магнітів для очищення вибоїв свердловин від металу (магнітні пристрої) типу УОЗ дев'яти типорозмірів із зовнішнім діаметром від 92 до 270 мм [1]. Особливістю пристроїв УОЗ є ефективна конструкція магнітної системи. Раціональна схема з'єднання постійних магнітів в системах забезпечує їх високу вантажопідйомність шляхом концентрації магнітного потоку на робочому торці і практично повна відсутність магнітного поля на бічній циліндричній поверхні.

Тим самим виключена можливість притягання пристроїв до обсадної колони. Розроблені магнітні пристрої знаходяться на рівні кращих зарубіжних зразків. Магнітні пристрої УОЗ (табл. 1.7) [1] призначені для фрезерування і витягання з свердловин металевих предметів, що володіють феромагнітними властивостями, при профілактичному очищенні і аваріях, що відбуваються в процесі буріння і експлуатації.

В розроблених магнітних пристроях використано керамічні магніти марок М22БА220-1 або М22РА220-1 типів П84х64х14 і П84х64х17, що серійно випускаються за ОСТ 11707.023--81 і, які володіють хорошими магнітними параметрами. Залишкова індукція, коерцитивна сила і енергія намагніченості практично не змінюються.

Розглянемо магнітні пристрої з паралельним з'єднанням постійних магнітів і тригранним центральним магнітопроводом. Магнітний пристрій УОЗ-92 (рисунок 1.4) складається з перевідника 1 для з'єднання з колоною бурильних або насосно- компресорних труб, корпусу 2 і магнітної системи.

Магнітна система містить постійні магніти 7, розташовані між гранями центрального магнітопроводу 5, що має форму прямої трикутної призми, і периферійних сегментних магнітопроводів 6 протилежної полярності. Замиканню магнітних силових ліній на перевідник у верхній частині магнітної системи запобігає шайба 4 з немагнітного матеріалу. В центральному магнітопроводі знаходиться промивальний отвір, який одночасно служить для вирівнювання робочих площ магнітопроводів. Для забезпечення жорсткості магнітної системи сегментні магнітопроводи 6 в нижній частині сполучені з центральним магнітопроводом 5 за допомогою немагнітних гвинтів 8, а немагнітна шайба 4 кріпиться до магнітопроводів 5, 6 гвинтами і спеціальним болтом 3. Магнітопроводи виготовлені з низьковуглецевих сталей з хорошими магнітними властивостями.

Таблиця2.1 - Основні параметри і розміри магнітних пристроїв УОЗ [1]

Тип магнітного пристрою	Умовна вантажопідйомна сила, кН	Діаметр зовнішній, мм	Довжина, мм	Приєднувальна різьба (ГОСТ 5286-75)	Маса, кг
УОЗ-92	2,6	92	400	З-66	18
УОЗ-103	4,0	103	400	З-76	23
УОЗ-115	3,8	115	420	З -76	28
УОЗ-135	6,0	135	460	З -86	35

Для покращення магнітної провідності і герметизації поверхонь магнітів і магнітопроводів, що доторкаються (щоб уникнути проникнення промивальної рідини), а також з метою запобігання замиканню полюсів феромагнітною рідиною всі повітряні проміжки магнітної системи заповнені епоксидною смолою з різними наповнювачами.

В нижній частині корпусу 2 передбачена коронка для розпушування шару шламу, захоплення і напрямлення металевих предметів до робочої поверхні магнітної системи. Зуби коронки загартовані струмами високої чaстoти (40--48 HRC). Бурт в нижній частині корпусу оберігає магнітну систему від випадіння. Відстань від нижньої кромки коронки до робочої поверхні магнітної системи - 20мм, що забезпечує безпосередній контакт з витягуваними предметами і сприяє підвищенню якості промивки. Стопорні гвинти 9 запобігають провертання магнітної системи в корпусі в процесі експлуатації.

До магнітних пристроїв з паралельним з'єднанням постійних магнітів і чотиригранним центральним магнітопроводом відносяться УОЗ-115, УОЗ-135. Магнітний пристрій УОЗ-135 (рисунок 1.5) [1] складається з перевідника 1, корпуса 2, усередині якого розміщена магнітна система 3, і коронки 4.

Особливістю конструкції пристроїв УОЗ є можливість експлуатації їх сумісно з серійними ШМУ, що підвищує ефективність очищення вибою свердловин. Магнітна система 3 аналогічна розглянутій вище, з тією лише різницею, що центральний магнітопровід має форму прямої чотирикутної призми. Периферійні сегментні магнітопроводи і шайба кріпляться до центрального магнітопроводу немагнітними гвинтами. В даному пристрої поліпшено кріплення магнітної системи в корпусі. Окрім бурту, що оберігає магнітну систему від випадання у верхній частині корпусу, передбачений виступ під шайбу. При контакті перевідника з немагнітною шайбою осьові навантаження передаються на корпус, не навантажуючи тим самим магнітної системи. Кріплення магнітної системи в двох місцях (бурт, шайба) використано у всіх розроблених пристроях, окрім УОЗ-92, УОЗ-103 і УОЗ-115.

В даному пристрої використані керамічні магніти марки М22РА220-1 типу П84 х 64 х 17. Аналогічна конструкція пристрою УОЗ-115, з тією лише різницею, що в ньому коронка виготовлена заодно з корпусом відсутній упор немагнітної шайби в корпусі і застосовуються магніти П84х64х10.

Магнітний фрезер - уловлювач типу ФМ [1] (рис. 1.6) складається з перевідника 1, корпуса 2 і магнітної системи 3. Нижня частина корпусу виготовлена у вигляді фрезерної воронки. Магнітна система представляє набір постійних магнітів марки ЮН14ДК25БА, які розміщені в металевому стакані, що служить магнітопроводом. Основні параметри магнітних уловлювачів типу ФМ приведені в таблиці 1.8.

Замкова різьба на верхньому кінці перевідника забезпечує приєднання фрезера-уловлювача до колони бурильних труб.

Потік промивальної рідини направляється по периферії магнітної системи. Нормальний режим роботи магнітних фрезерів визначається номінальним

Рисунок 2.8 - Магнітний пристрій УОЗ - 92



Рисунок 2.9 - Магнітний пристрій УОЗ - 135

осьовим навантаженням від 0,03 до 0,12 кН при частоті обертання ротора від 0,3 до 1,0 с^-1 і продуктивності насоса від 0,012 до 0,020 м³/с (залежно від типорозміру фрезера). Виготовлювач: ВАТ « Нафтобур».

Таблиця 2.2 - Технічні характеристики магнітних уловлювачів типу ФМ [1]

Тип уловлювача	Умовна вантажопідйомність, кг	Осьове навантаження, кН	Частота обертання хв-1.	Приєднув різьба	Основні розміри, мм	Маса, кг
					D	L
ФМ - 88	70	0,03	20 - 60	З-66	88	380	17
ФМ - 103	80	0,04		З-76	103	400	23
ФМ - 116	100	0,05		З-76	116	400	24
ФМ - 135	120	0,06		З-88	135	400	238

Магнітний фрезер - уловлювач типу ФЛМ [1] (рисунок 1.7а) призначений для витягання зі свердловини предметів, що володіють феромагнітними властивостями, зокрема виготовлених з твердого сплаву. Конструкція уловлювачів забезпечує подачу промивальної рідини на вибій (центральна схема промивки). Уловлювачі можуть експлуатуватися в свердловинах при температурі від -10 до +120 °С. На вимогу замовника уловлювачі можуть комплектуватися воронками або захисними кільцями. Уловлювачі випускаються з правою або лівою замковою приєднувальною різьбою. Основні параметри магнітних фрезерів-уловлювачів типу ФЛМ приведені в таблиці 1.9.

Магнітний фрезер-уловлювач з механічним захопленням типу ФМЗ (рисунок 1.7б) призначений для витягання зі свердловини частин і деталей породоруйнівного інструменту і елементів бурильної колони за допомогою механічного захоплення, а також предметів, що володіють феромагнітними властивостями за допомогою магнітної системи.

Конструкція уловлювачів забезпечує подачу промивальної рідини на вибій. Уловлювачі можуть експлуатуватися в свердловинах при температурі від -- 10 до + 120 °С.



1 - перевідник; 2 - корпус фрезера; 3 - система магнітна.

Рисунок 2.10 - Магнітний фрезер - уловлювач типу ФМ

Таблиця 2.3 - Технічні характеристики магнітних фрезерів-уловлювачів типу ФЛМ [1]

Тип	Умовна вантажопідйомність, кН, не менше	Максимальний діаметр, мм	Приєднувальна різьба по ГОСТ 28487-90
ФЛМ 88 ФЛМ 103 ФЛМ 108 ФЛМ 109 ФЛМ 115 ФЛМ 118	2,5	88 103 108 109 115 118	З-66
ФЛМ 120 ФЛМ 124		120 124	З-76

Уловлювачі випускаються з правою або лівою замковою приєднувальною різьбою.

На вимогу замовника будь-який типорозмір уловлювача може бути укомплектований механічним захопленням будь-якого типу.

Випускаються механічні захоплення трьох типів:

типу ЗМ 1 -- для утримання предметів з максимальним розміром поперечного перерізу не менше 15 мм;

типу ЗМ 2 -- для утримання предметів з максимальним розміром поперечного перерізу не менше 30 мм;

типу ЗМ 3 -- для утримання предметів з максимальним розміром поперечного перерізу не менше 50 мм.

Основні параметри фрезерів-уловлювачів магнітних типу ФМЗ з механічним захопленням приведені в таблиці 1.10. Магнітний уловлювач типу МІ (рисунок 1.8) призначений для вилучення зі свердловин дрібних предметів, що володіють феромагнітними властивостями. Магнітний уловлювач складається з переводника, корпуса, магнітної системи спрямованої дії і воронки. Переводник у верхній частині закінчується замковою приєднувальною різьбою.

Таблиця 2.4 - Технічні характеристики магнітних фрезерів-уловлювачів типу ФМЗ з механічним захопленням ЗАТ завод « ІЗМЕРОН» [1]

Показник	ФМЗ 88	ФМЗ 118	ФМЗ 135
Умовна вантажопідйо-мність магнітної системи, кН, не менше	1,7	2,5	4,5
Вантажопідйомність механічного захоплення, кН, не менше	1,0	1,5	2,5
Максимальний діаметр, мм	88	118	135
Відстань між пелюстками механічного захоплення і магнітною системою, мм	105	140	140
Приєднувальна різьба по ГОСТ 28487-90	З-66	З-76	З-88



а -- типу ФЛМ; б -- типу ФМЗ з механічним захопленням

Рисунок 2.11 - Фрезери-уловлювачі магнітні конструкції

Змінна напрямна має три варіанти виконання: у вигляді кільцевої фрези, воронки з заводним зубом, типу "перо". Магнітний уловлювач має центральний промивальний отвір.

Магнітна вставка має спрямовану дію магнітного поля (на торці) і не вимагає додаткового намагнічування в процесі експлуатації.

Таблиця 2.5 - Короткі технічні характеристики магнітного уловлювача типу МІ [8]

Шифр	Внутрішній діаметр воронки, мм, не менше	Умовна вантажопідйомність, кг, не менше	Довжина, мм, не більше	Приєднувальна різьба
МІ-82	60	215	387	З-66
МІ-89	60	215	408	З-73
МІ-102	82	350	420	З-76
МІ-114	72	350	420	З-76
МІ-118	72	350	420	З-76
МІ-127	80	550	420	З-76



Рисунок 2.12 - Магнітний уловлювач типу МІ

Магнітний уловлювач типу МЛ (рисунок 1.9) призначений для вилучення зі свердловин різного призначення дрібних предметів, що володіють феромагнітними властивостями.

Магнітний уловлювач складається з корпусу, перевідника, магнітної вставки і воронки. Для пропуску рідини, в магнітної вставці виконані наскрізні канали.

Воронки мають чотири варіанти виконання:

-воронка коротка;

-воронка подовжена;

-воронка з уловлювачем (пелюстковим механічним захопленням);

-воронка

Фрезер, виконана у вигляді кільцевого фрезера з наплавленням карбідом вольфраму.

Воронка коротка і воронка подовжена можуть бути виконані з різними варіантами форми нижнього торця (воронка з фаскою, воронка з вирізом). Воронка фрезер, залежно від умов застосування магнітного уловлювача, може мати різні за формою (плоска, хвиляста, зубчаста, виступаюча назовні ) і за розміром зерен дробленого карбід вольфраму (дрібний, середній, великий), поверхні ріжучо-стираючі напайки. Магнітні уловлювачі виготовляються правого і лівого виконання.

Таблиця 2.6 - Технічна характеристика магнітних уловлювачів типу МЛ [9]

Шифр типорозміру	Зовнішній діаметр, мм	Умовна вантажопідйомність, кг, (не менше)	Різьба приєднувальна
МЛ-82	82,6	215	3-66
МЛ-89	89	215	3-73
МЛ-102	102	350	3-76
МЛ-114	114,3	350	3-76
МЛ-118	117,6	350	3-76
МЛ-127	127	550	3-76
МЛ-135	135	550	3-76

Рисунок 2.13 - Магнітний уловлювач типу МЛ

Пристрій ПМЛ-115 (рисунок 1.10) має направляючу воронку, виконану заодно з корпусом і призначену для захоплення видовжених металевих предметів та направлення їх до магнітної системи. Для збільшення зносостійкості ріжуча частина направляючої воронки армована твердим сплавом методом наплавлення.

Таблиця 2.7 - Технічна характеристика пристроїв ПМЛ

Показник	Типорозмір
	ПМЛ-88	ПМЛ-103	ПМЛ-114	ПМЛ-118
Умовна вантажопідіймальна сила F, кН	3,8	4,7	6,2	6,7
Питома вантажопідіймальна сила F„Ѓ, Н/мм2	від 1,4 до 2,0
Встановлений наробіток на відмову, год (СПО)	48 (12)
Габаритні розміри, мм: діаметр D довжина L	88 295	103 335	115 363	118 363
Маса m, кг	18	20	21	22

1 - перехідник; 2 - корпус; 3 - магнітна система

Рисунок 2.14 - Пристрій магнітний ловильний ПМЛ-114

Аналіз магнітних ловильних інструментів показує переваги
магнітного принципу захоплення елементів зруйнованого інструмента, що витягаються з свердловин, у порівнянні з механічними. При магнітному захопленні не мають великого значення ні форма поверхні, ні розміри, ні механічні властивості металевих предметів, що витягаються, а також положення, у якому вони лежать на вибої. При уловлюванні магнітним інструментом полегшені пошук і захоплення предметів, що витягаються, що значно скорочує тривалість і зменшує трудомісткість проведення ловильних робіт.

За прототип для проектованого уловлювача вибираємо пристрій магнітний ловильний ПМЛ-114 , оскільки конструкція його магнітної системи є найбільш оптимальною і відповідає поставленим вимогам. В даному уловлювачі застосовуються постійні магніти на основі фериту барія.

2.4Вимоги до конструкцій магнітних уловлювачів

Складні умови експлуатації пристрою вимагають створення такої конструкції, яка б володіла високими силовими і магнітними характеристиками у важких свердловинних умовах та відповідала наступним вимогам:

- магнітна система повинна володіти максимально можливою вантажопідйомною силою (максимальне значення питомої вантажопідйомної сили може досягати 234 Н/см² [1] і бути стійкою до дії розмагнічуючих чинників;

- конструкція магнітної системи повинна бути достатньо міцною та корозійностійкою до дії агресивного середовища, забезпечувати мінімальне розсіювання магнітного поля;

- магнітні ловильні пристрої повинні якісно і з мінімальними витратами часу очищувати вибій свердловини від металевих предметів, що володіють магнітними властивостями, не залежно від їх геометричної форми.

Магнітні уловлювачі бурового інструменту - це різновид вантажопідйомних пристроїв. Специфічні вимоги до їх конструкції обумовлені вельми важкими умовами роботи цих систем в свердловинах.

Діаметр свердловини є одним з основних факторів, що визначають конструкцію магнітної системи, поперечний переріз якої не повинний перевищувати 0,85-0,95 діаметра свердловини.

При ліквідації аварій у свердловинах магнітна система уловлювача повинна розвивати силу, необхідну для вилучення предметів. При обмежених розмірах робочого торця уловлювача отримати велику силу притягання можна єдиним шляхом - створенням максимально можливої ??індукції магнітного поля на полюсах магнітної системи. Індукцію, близьку до насичення, необхідно створювати на всій площі полюсів, для чого магнітна система повинна володіти високою енергією.

Свердловини, як правило, засмічені шламом і металевими предметами, що залишилися

на вибої при аваріях і в процесі буріння. Можливе попадання шламу між полюсами уловлювача і притягує металевими предметами. Тому тягова характеристика магнітної системи (залежність сили тяжіння від робочого зазору) - одна з основних характеристик уловлювача.

Наявність обсадних труб і можливість роботи уловлювача в свердловині, пробуреної в магнітопровідних породах, наприклад в залізній руді, вимагає, щоб магнітна система не мала потоків розсіювання на зовнішній поверхні. Потужне магнітне поле має бути зосереджена тільки на робочому торці уловлювача.

Буріння свердловин великої глибини часто ведеться із застосуванням промивних рідин, обважнених баритом, гематитом.

Умови роботи уловлювача в різних агресивних середовищах при підвищених температурах до 520 К і тисках до 100 МПа не повинні впливати на працездатність магнітної системи.

Магнітна система уловлювача бурового інструменту повинна володіти великою механічною міцністю і стійкістю до динамічних навантажень, так як сила притискання уловлювача до вибою свердловини може досягати десятка і більше тон. Необхідно, щоб кріплення постійних магнітів і магнітопроводів один до одного, а також до деталей корпусу забезпечувало передачу значних зусиль без пошкодження магнітної системи.

У конструкції магнітної системи уловлювача слід передбачати отвори для проходу промивної рідини, перерізи яких забезпечували б задану витрату.

2.5 Аналіз магнітних систем ловильних пристроїв

Броньові магнітні системи. Основним недоліком магнітних систем з паралельним з'єднанням магнітів є потік розсіювання на зовнішніх поверхнях різнойменних магнітопроводів, що викликає необхідність застосування корпусу екрану. Наявність сталевого корпусу-екрану ще більш знижує ефективність магнітних систем. Однак системи з паралельним з'єднанням магнітів володіють важливою гідністю - трансформацією магнітної індукції, що в принципі може забезпечити високі силові та магнітні параметри уловлювачів бурового інструменту [1].

Зменшити потоки розсіювання можна шляхом вибору відповідної форми магнітів і магнітопроводів, а також раціонального компонування їх у магнітній системі (рисунок 2.2, а). Кільцеві постійні магніти 1 характеризуються радіальної намагніченістю, в результаті чого центральний циліндричний магнітопровід 2 і зовнішній магнітопровід 3, виконаний у вигляді труби, мають різнойменну полярність. Необхідності використання будь-яких екранів немає. Слід зазначити, що невеликий потік розсіювання на зовнішній циліндричній поверхні магнітопроводу 3 все-таки спостерігається, оскільки ця поверхня нееквіпотенціальна. Потік розсіювання на неробочому торці блока можна усунути, застосувавши пристрій, показане на рисунок 2.2, б. Магнітні системи, зображені на рисунок 2.2, надалі будемо називати броньовими, а уловлювачі бурового інструменту, виконані на основі таких систем, броньовими магнітними уловлювачами.

Технологія виготовлення цільних кільцевих радіально-намагнічених постійних магнітів з анізотропними властивостями вельми складна. Для отримання радіального намагнічування кільцеві магніти, як правило, виготовляють з ізотропного фериту барію або набирають з радіально-анізотропних сегментів. Однак виконати броньову магнітну систему можна і на плоских магнітах. Подібна магнітна система (рисунок 2.2в) має переваги П-подібної магнітної системи, зображеної на рисунок 2.2, а (простота, конструктивна міцність, високі параметри), і зберігає всі достоїнства броньової системи (рисунок 2.2а)

а, б - система на кільцевих радіально-анізотропних магнітах; в, г - система на плоских магнітах; 1 - постійні магніти; 2 - центральний магнітопровід; 3 - зовнішній магнітопровід; 4 - крайній кільцевої магніт; 5 - торцевий магніт; 6 - корпус.

Рисунок 2.14- Броньові магнітні системи

Плоскі постійні магніти 1 розділені на три групи і з'єднані з магнітним ланцюгом паралельно таким чином, що центральний магнітопровід 2, виконаний у вигляді трикутної призми, має намагніченість, протилежну намагніченості трьох сегментних магнітопроводів 3, розташованих по колу. Система укладена в сталевий корпус 6. Корпус не шунтує магнітну систему, так як прилягає до зовнішніх циліндричних поверхнях однойменно намагнічених сегментів. Потоки розсіювання даної броньовий магнітної системи спостерігаються лише на відкритих торцевих поверхнях магнітів і на кутах центрального магнітопроводу. Потік розсіювання на неробочому торці блоку усунутий в магнітній системі, показаної на рисунку 2.2, г.

Магнітні системи броньового типу з трикутним розташуванням постійних магнітів можна ефективно застосовувати в уловлювачах діаметром до 100 мм. Через порушення площ сегментного та центрального магнітопроводів в уловлювачах великих діаметрів питома підйомна сила знижується.

Розглянемо броньову магнітну систему (рисунок 2.4) на плоских постійних магнітах 1, які розділені на чотири групи і з'єднані в магнітний ланцюг паралельно, так що центральний магнітопровід 2, виконаний у формі чотирикутної призми, має намагніченість, протилежну намагніченості чотирьох периферійних сегментних магнітопроводів 3. Дана магнітна система технологічніша у виготовленні і має кращі характеристики.

Броньові магнітні системи характеризуються малими потоками розсіювання, в результаті чого провідність магнітного ланцюга при відсутності притягує предметів, замикаючих полюса, менше провідності магнітної ланцюга вільного магніту. Розмагнічуючий фактор в броньових магнітних системах великий, тому в них можливе застосування тільки магнітів, які володіють високою коерцитивною силою Hc, наприклад, феритових і рідкоземельних.

Використовувати низько-коерцитивні (литі) магніти в броньових системах неможливо, так як вони неминуче будуть розмагнічені.

Таким чином, броньові магнітні системи на плоских феритових магнітах найефективніші з усіх розглянутих вище систем і найбільш підходять для застосування в магнітних уловлювачах.