станок для подземного бурения скважин

Формула изобретения

Станок для подземного бурения скважин, содержащий несущую раму, буровую головку в составе гидромотора, цилиндрического редуктора и зажимного патрона, гидроцилиндры подачи буровой головки и бурильного инструмента по цилиндрическим направляющим, неподвижный зажимной патрон, устройство поворота рамы в вертикальной плоскости и сальниковую муфту для подачи промывочно-охлаждающей воды в забой, отличающийся тем, что в конструкцию станка введены трубные маслопроводы - подвижные и неподвижные, образующие между собой телескопические соединения, поддерживаемые промежуточными опорами, и подвижные гидроблоки, соединенные тягами с корпусом цилиндрического редуктора, а маслопроводными рукавами с гидромотором и зажимным патроном головки.

Описание изобретения к патенту

Предлагаемое изобретение относится к области буровой техники и может быть использовано для проходки скважин различного назначения на подземных горных работах.

Известен буровой станок СБГ-200 (см. в книге - Машины и инструмент для бурения скважин в угольных шахтах. / Сафохин М.С., Катанов Б.А. и др. М: Недра, 1972, стр.31-34, рис.16, 17), который содержит вращатель в составе: гидродвигатель, зубчатый редуктор и шлицевой вал; две зубчатые передачи и два зажимных патрона, попеременно приводимых в сцепление с буровым ставом; четыре гидроцилиндра подачи бурового инструмента; траверсу с зацепленными на ней консольно направляющими и две распорные стойки. Гидродвигатель, зубчатый редуктор, шлицевой вал и гидроцилиндры подачи расположены на траверсе, которая устанавливается в нужном положении по высоте на распорных стойках при помощи подъемного механизма. Гидроцилиндры, работая попарно, обеспечивают непрерывную подачу вращающегося бурового става. Станок содержит также дистанционный пульт управления и гибкие маслопроводные рукава высокого давления, соединяющие исполнительные узлы и механизмы с маслостанцией.

Недостатком этого бурового станка является сложность конструкции и недостаточная надежность работы. Это следует из того, что станок содержит шлицевой вал - изделие, сложное и дорогое в изготовлении; три зубчатые передачи - две из них расположены параллельно; четыре гидроцилиндра подачи, из которых два на протяжении всего цикла работают вхолостую, а консольность направляющих снижает устойчивость процесса бурения, вызывает вибрацию и способствует уводке скважины в сторону от заданного направления. Кроме того, станок ничем не защищен от попадания воды с буровым шламом из скважины на исполнительные узлы и механизмы.

Из известных технических решений наиболее близким к заявляемому объекту является станок для бурения скважин по патенту Российской Федерации № 2304687 М кл. E21B 3/02, выбранный в качестве прототипа. См. также журналы: «Уголь» - № 5 - 2008, с.32; «Уголь» - № 12 - 2008, с.26, 27. Буровой станок содержит несущую раму из металлопроката; подвижную буровую головку в составе гидромотора, одноступенчатого цилиндрического редуктора и зажимного патрона, расположенную на цилиндрических направляющих; гидроцилиндры подачи буровой головки вместе с бурильным инструментом; неподвижный зажимной патрон, установленный на передней торцевой пластине рамы, и распорные стойки. На задний конец штанги бурового става навинчена сальниковая муфта для подачи воды в забой. На боковинах рамы закреплены конусные цапфы, которые в соединении с подшипниковыми обоймами образуют поворотное устройство, позволяющее поворачивать раму в вертикальной плоскости на требуемый угол расположения скважины.

Станок включает в себя также дистанционный пульт управления, расположенный на маслостанции, и гибкие маслопроводные рукава высокого давления. Два рукава осуществляют подвод/отвод жидкости между гидромотором и неподвижной гидропанелью (НГП), установленной на раме станка; два рукава осуществляют подвод/отвод жидкости между подвижным зажимным патроном и НГП; один рукав дренажный - отводит жидкость от гидромотора в НГП. Гидрорукавам придана форма выпуклой дуги, возвышающейся над станком, что позволяет их подвижным концам совершать перемещения вместе с буровой головкой на величину хода подачи.

Недостатком известного бурового станка являются расположенные по выпуклой дуге над станком гибкие маслопроводные рукава высокого давления. Такое расположение гидрорукавов ограничивает вертикально-подъемные перемещения станка в горной выработке и мешает выполнять работу по бурению скважин. Вместе с этим перегибы подвижного конца маслопроводных рукавов с частотой движений буровой головки уменьшают продолжительность их эксплуатации.

Техническим результатом настоящего изобретения является повышение эффективности подземного бурения скважин за счет большей компактности размещения станка в горной выработке и увеличения продолжительности эксплуатации его маслопроводного оборудования.

Этот технический результат достигается тем, что в конструкцию бурового станка введены трубные маслопроводы - подвижные и неподвижные, образующие между собой телескопические соединения, поддерживаемые промежуточными опорами, и подвижные гидроблоки, соединенные тягами с корпусом цилиндрического редуктора, а маслопроводными рукавами с гидромотором и зажимным патроном головки.

Сущность предлагаемого изобретения поясняется чертежами, где на фиг.1 изображен буровой станок, общий вид; на фиг.2 - разрез А-А на фиг.1; на фиг.3 - разрез Б-Б на фиг.1; на фиг.4 - разрез В-В на фиг.2; на фиг.5 - разрез Г-Г на фиг.1.

Станок для подземного бурения скважин содержит несущую раму 1 из металлопроката (фиг.1), подвижную буровую головку в составе гидромотора 2, одноступенчатого цилиндрического редуктора 3 и зажимного патрона 4, расположенную на цилиндрических направляющих 5; гидроцилиндры подачи 6 буровой головки вместе со штангами става с бурильным инструментом 7 и неподвижный зажимной патрон 8, установленный на передней торцевой пластине рамы. На задний конец штанги бурового става навинчена сальниковая муфта 9 для подачи воды в забой. На боковинах рамы закреплены конусные цапфы 10, которые в соединении с подшипниковыми обоймами образуют поворотное устройство, позволяющее поворачивать раму в вертикальной плоскости на требуемый угол расположения скважин.

На раме 1 станка установлена неподвижная гидропанель 11, соединенная с маслостанцией и пультом управления набором гидрорукавов высокого давления. Между гидропанелью 11 и гидромотором 2 движение жидкости происходит двумя параллельными потоками - напорным и сливным, через неподвижные 12 и подвижные 13 трубные маслопроводы (фиг.2), подвижный гидроблок 14 и гидрорукава 15 высокого давления (фиг.1). Неподвижные 12 и подвижные 13 трубные маслопроводы образуют между собой телескопические соединения (см., например, книгу: Башта Т.М. Машиностроительная гидравлика. Справ. пособие. Изд-во «Машиностроение», М., 1971; стр.525-526, рис.312. Схема телескопического соединения труб), поддерживаемые промежуточной опорой 16. Движение подвижного гидроблока 14 синхронно движению буровой головки станка за счет тяги 17, соединенной одним концом с корпусом редуктора 3, другим - с гидроблоком 14 (фиг.1, 4).

Между гидропанелью 11 и зажимным патроном 4 движение жидкости происходит также двумя параллельными потоками - напорным и сливным, через неподвижные 18 и подвижные 19 трубные маслопроводы (фиг.3), подвижный гидроблок 20 и гидрорукава 21 высокого давления (фиг.1). Неподвижные 18 и подвижные 19 трубные маслопроводы образуют между собой телескопические соединения, поддерживаемые промежуточной опорой 22 (фиг.3, 5). Движение подвижного гидроблока 20 синхронно движению буровой головки станка за счет тяги 23, соединенной одним концом с корпусом редуктора 3, другим - с гидроблоком 20. Для создания необходимой стойкости к истиранию при перемещении гидроблоков 14, 20 опорным пластинам 24, 25 приданы свойства закаленной стали. Слив дренажной жидкости от гидромотора 2 в сливной бак на маслостанции происходит через гидрорукав 26, подвижный гидроблок 20 (фиг.1), подвижную и неподвижную части трубного маслопровода 27 (фиг.5) и неподвижную гидропанель 11.

Цикл работы станка для подземного бурения скважин включает в себя следующие рабочие операции. С пульта управления поступает сигнал в гидросистему, и рабочая жидкость по напорным трубопроводам поступает в зажимной патрон 3 и гидромотор 2 буровой головки. Одновременно с этим по сливному трубопроводу от гидромотора жидкость поступает в сливной бак. Гидроцилиндры подачи 6 начинают осуществлять рабочий ход при бурении скважины. Бурение продолжается, пока буровая головка не совершит установленный ход подачи. После этого вращение гидромотора прекращается, подвижный патрон 3 разжимается, неподвижный зажимной патрон 8 сцепляется со штангой бурового става, гидроцилиндры 6 реверсируются и перемещают буровую головку в исходное положение. По окончании холостого хода патрон 8 разжимается, патрон 3 сцепляется со штангой и бурение возобновляется.