На рисунке 4 представлен комплекс для вращения бурильной колонны. В его состав входит ротор 2, расположенный на полу буровой 1, вертлюг 6, подвешенный на крюке крюкоблока 8. Вертлюг посредством гибкого бурового рукава 4 и стояка 7 передаёт буровой раствор под давлением в бурильную колонну. Посредством вращателя 2 и квадратной ведущей трубы 3 крутящий момент ротора передаётся бурильной колонне и не передаётся талевой системе.
Рисунок – Комплекс для вращения бурильной колонны
Верхний силовой привод буровой установки
Верхний силовой привод (например, типа ВСП-1600) состоит из неподвижной части (направляющая балка) и подвижной части (силовой привод). Устанавливается на мачте буровой установки посредством механического крепления направляющей балки к металлоконструкциям мачты. Подвижная часть ВСП-1600 представляет собой каретку с закреплёнными на ней силовым вертлюгом, механизмом подачи бурильных труб и элементами гидросистемы (рисунок 5).
Система верхнего привода (СВП) в последнее время становится наиболее популярным способом бурения нефтяных и газовых скважин. Этой системой оборудуются как импортные, так и отечественные буровые установки.
Из зарубежных компаний, выпускающих верхний привод, наиболее известными являются американская «Varco» и канадская «Canrig». Компания «Varco» выпускает несколько систем верхнего привода TDS (Top Drive Sistem), позволяющих выполнять операции как с бурильными, так и с обсадными трубами.
Рисунок – Внешний вид верхнего силового привода
СВП являются принципиально новым типом механизмов буровых установок, обеспечивающих выполнение целого ряда технологических операций. В принципе верхний привод представляет собой подвижной вращатель с сальником-вертлюгом, оснащённый комплексом средств механизации СПО – силовой вертлюг.
СВП буровых установок получили широкое распространение в мировой практике. СВП обеспечивает выполнение следующих технологических операций:
· вращение бурильной колонны при бурении, проработке и расширении ствола скважины;
· свинчивание, докрепление бурильных труб;
· проведение спускоподъёмных операций с бурильными трубами, в том числе наращивание бурильной колонны свечами и однотрубками;
· проведение операций по спуску обсадных колонн;
· проворачивание бурильной колонны при бурении забойными двигателями;
· промывку скважины и проворачивание бурильной колонны при СПО;
· расхаживание бурильных колонн и промывку скважины при ликвидации аварий и осложнений.
Лекция 10. Правила безопасной работы при эксплуатации бурового оборудования.
Требования к буровым установкам и техническим устройствам
1. Буровое оборудование должно отвечать требованиям государственных стандартов и Правил безопасности.
2. Технические устройства, используемые в процессе строительства скважин, подлежат сертификации на соответствие требованиям промышленной безопасности в порядке, установленном Госгортехнадзором России.
3. Технические устройства, применяемые в процессе строительства скважин, подлежат экспертизе промышленной безопасности. Порядок проведения экспертизы промышленной безопасности по установленному перечню технических устройств должен соответствовать требованиям нормативных документов Госгортехнадзора России.
4. Технические характеристики оборудования, входящего в состав буровой установки, должны соответствовать классу этих установок и условиям их эксплуатации. Порядок приобретения и комплектации бурового оборудования должен соответствовать установленным требованиям.
5. Выбор буровой установки в рамках рабочего проекта на строительство скважины должен производиться с таким расчетом, чтобы сумма статических и динамических нагрузок при спуске (подъеме) наиболее тяжелых бурильных или обсадных колонн, а также при ликвидации аварий (прихватов) не превышала величину параметра "Допускаемая нагрузка на крюке" выбранной буровой установки. Как правило, нагрузка на крюке от максимальной расчетной массы бурильной колонны и наибольшей расчетной массы обсадных колонн не должны превышать соответственно 0,6 и 0,9 "Допускаемой нагрузки на крюке". Выбор должен производиться по большей из указанных нагрузок.
Выбор типа импортных буровых установок должен производиться с учетом вышеназванных критериев и нормативов.
6. Буровые установки для бурения скважин глубиной свыше 4000 м по требованию заказчика оснащаются автоматами спуско-подъемных операций.
7. Буровые установки должны оснащаться верхним приводом при:
- бурении скважин с глубины более 4500 м;
- вскрытии пластов с ожидаемым содержанием в пластовом флюиде сероводорода свыше 6 (объемных) процентов;
- наборе угла с радиусом кривизны менее 30 м в наклонно-направленных скважинах;
- бурении горизонтального участка ствола скважины длиной более 300 м в скважинах глубиной по вертикали более 3000 м.
8. Буровые установки (в т.ч. импортные) должны быть выполнены во взрывозащищенном варианте.
9. Освещенность буровых установок светильниками должна обеспечивать освещенность:
- роторного ствола - 100 лк;
- пути движения талевого блока - 30 лк;
- помещения вышечного и насосного блоков - 75 лк;
- превенторной установки - 75 лк;
- лестниц, маршей, сходов, приемного моста - 10 лк.
10. Управление буровой лебедкой должно осуществляться с пульта бурильщика. Пуск буровых насосов в работу должен производиться с местного поста управления, а регулирование их работы и остановка - с пульта бурильщика и местного поста управления.
11. Работы на приемном мосту буровой установки по затаскиванию и выбросу труб, а также работы по обслуживанию (замене) гидравлических блоков буровых насосов должны быть механизированы, а управление грузоподъемными механизмами для работы на приемном мосту - дистанционным.
12. Конструкция вспомогательной лебедки должна обеспечивать плавное перемещение и надежное удержание груза на весу. С пульта управления лебедкой оператору должен быть обеспечен обзор места работы и перемещения груза. При необходимости должен быть установлен дублирующий пульт управления.
13. Буровая установка должна быть укомплектована:
- ограничителем высоты подъема талевого блока;
- ограничителем допускаемой нагрузки на крюке;
- блокирующими устройствами по отключению привода буровых насосов при превышении давления в нагнетательном трубопроводе на 10 - 15% выше максимального рабочего давления насосов для соответствующей цилиндровой втулки;
- станцией (приборами) контроля параметров бурения (тип станции устанавливается заказчиком);
- приемным мостом с горизонтальным участком длиной не менее 14 м, шириной - не менее 2 м и стеллажами. Запрещается укладка труб на стеллажах в штабели высотой более 1,25 м;
- механизмами для приготовления, обработки, утяжеления, очистки, дегазации и перемешивания раствора, сбора шлама и отработанной жидкости при безамбарном бурении;
- устройством для осушки воздуха, подаваемого в пневмосистему управления буровой установки;
- успокоителем ходового конца талевого каната;
- системами обогрева рабочих мест;
- блокирующими устройствами по предупреждению включения ротора при снятых ограждениях и поднятых клиньях ПКР;
- приспособлением (поясом) для А-образных мачт и вышек с открытой передней гранью, предотвращающих падение устанавливаемых (установленных) за палец свечей;
- системой запасных и приемных емкостей, оборудованных уровнемерами и автоматической сигнализацией уровня жидкости в них;
- градуированной мерной емкостью для контролируемого долива скважины, оснащенной уровнемером.
14. Все закрытые помещения буровой установки, где возможны возникновение или проникновение воспламеняющихся смесей, оборудуются приточно-вытяжной вентиляцией с механическим побуждением, обеспечивающей воздухообмен в соответствии с требованиями санитарных норм и правил. Режим работы вентиляции от момента вскрытия продуктивного горизонта до окончания строительства скважины должен быть постоянным. При достижении 20% от нижнего предела воспламенения смеси воздуха с углеводородами должен включаться предупредительный сигнал, а при достижении 50% предела должно быть обеспечено полное отключение оборудования и механизмов.
15. Конструкция основания буровой вышки должна предусматривать возможность:
- монтажа превенторной установки на устье скважины и демонтажа основания при установленной фонтанной арматуре или части ее;
- установки стола ротора на уровне пола буровой, а также рационального размещения:
- средств автоматизации, механизации и пультов управления;
- обогреваемого подсвечника со стоком раствора;
- воздухо-, масло-, топливопроводов и средств системы обогрева;
- механизма крепления неподвижной ветви талевой системы;
- механизмов по изменению положения машинных ключей по высоте;
- механизма крепления рабочих и страховочных канатов машинных ключей;
- шурфов для наращивания, установки ведущей трубы и (при необходимости) утяжеленных бурильных труб;
- устройств по механизации установки ведущей трубы и УБТ в шурфы.
16. Применяемые крепления всех приспособлений и устройств, устанавливаемых на вышках, должны исключать их самопроизвольное раскрепление и падение. Приспособления и устройства должны быть застрахованы от падения.
17. Вышки (кроме мобильных буровых установок) должны быть оборудованы площадками для обслуживания кронблока и замены бурового шланга. При ручной расстановке свечей вышки оборудуются площадкой верхового рабочего с устройством для его эвакуации в случае возникновения аварийной ситуации. Устройство должно быть расположено за пределами вышки и обеспечивать эвакуацию верхового рабочего за пределы внутривышечного пространства.
18. Вышки должны оснащаться лестницами-стремянками с устройствами инерционного или другого типа для безопасного подъема и спуска верхового рабочего или лестницами тоннельного типа с переходными площадками через каждые 6 м, или маршевыми лестницами до рабочей площадки верхового рабочего (балкона) с переходными площадками через каждые 6 м, а выше - лестницей тоннельного типа или лестницей-стремянкой с устройством для безопасного подъема и спуска. Вышки для мобильных установок должны оборудоваться лестницами тоннельного типа без переходных площадок.
19. На буровых насосах должны быть установлены компенсаторы давления, заполняемые воздухом или инертным газом, с приспособлениями для контроля давления в компенсаторах.
20. Буровые насосы надежно крепятся к фундаментам или к основанию насосного блока, а нагнетательный трубопровод - к блочным основаниям и промежуточным стойкам. Повороты трубопроводов выполняются плавно или делаются прямоугольными с отбойными элементами для предотвращения эрозионного износа. Конструкция крепления элементов нагнетательного трубопровода (стояка и т.п.) к металлоконструкциям должна предусматривать возможность центровки талевой системы по отношению к оси скважины. На соединение фланцев нагнетательного трубопровода устанавливаются съемные металлические хомуты.
21. Верхний силовой привод должен быть совместим со средствами механизации спуско-подъемных операций. Управление исполнительными механизмами и приводом силового блока должно осуществляться с пульта управления, расположенного компактно с пультами управления другим оборудованием буровой установки (лебедкой, автоматическим ключом и др.). Элементы верхнего привода (направляющие балки, модуль исполнительных механизмов и т.д.) не должны создавать помех для ведения других технологических операций. Грузоподъемность верхнего привода должна соответствовать грузоподъемности буровой установки. Конструкция верхнего привода должна предусматривать наличие системы противофонтанной арматуры, датчиков положения исполнительных механизмов, скорости вращения стволовой части и момента вращения.
Система противофонтанной арматуры должна включать не менее двух встроенных шаровых задвижек. Одна из задвижек должна быть оснащена дистанционным управлением с пульта. Рабочее давление шаровых задвижек должно быть не менее предельно допустимого давления других элементов нагнетательного трубопровода буровой установки, а их проходное сечение должно соответствовать проходному сечению стволовой части.
В процессе работы должны контролироваться:
- скорость вращения бурильной колонны;
- величина крутящего момента при свинчивании и бурении;
- положение элементов трубного манипулятора;
- положение системы противофонтанной арматуры.
Монтаж и установка элементов верхнего привода должны осуществляться специализированным персоналом в соответствии с инструкцией завода-изготовителя (фирмы-поставщика).
22. В системе управления автоматическим ключом должна предусматриваться возможность полного отключения механизмов от линии питания рабочего агента, а также блокировка с целью предотвращения случайного включения.
23. На корпусах оборудования, входящего в состав талевой системы (кронблок, талевый блок, крюк), должна быть указана их допускаемая грузоподъемность.
24. Механические передачи (цепные, карданные, зубчатые и др.), муфты сцепления, шкивы, другие вращающиеся и движущиеся элементы оборудования, а также их выступающие части должны иметь металлические ограждения, соответствующие установленным требованиям.
25. Инструменты, специальные приспособления и устройства, применяемые в процессе строительства скважин, должны соответствовать техническим условиям по их изготовлению, утвержденными в установленном порядке.
Требования к эксплуатации оборудования, механизмов, инструмента
1. Порядок организации, проведения планового ремонта и обслуживания бурового и энергетического оборудования устанавливается буровой организацией с учетом инструкций по эксплуатации, представляемых производителем продукции.
2. Пневматическая система буровой установки (трубопроводы, краны, соединения и т.д.) должна быть испытана на заводах-изготовителях на давление, превышающее рабочее в 1,5 раза. После монтажа на месте производства работ, а также после ремонтных работ пневмосистема должна быть испытана давлением, в 1,25 раза превышающим рабочее, но не менее чем на 3 кгс/см2 (0,3 МПа).
3. Для подъема быстроизнашивающихся деталей весом более 300 Н (30 кгс) должны использоваться грузоподъемные механизмы (тали и т.п.).
4. При проведении ремонтных работ должны использоваться приспособления и устройства, обеспечивающие безопасность обслуживающего персонала.
5. Буровые насосы должны быть оборудованы предохранительными устройствами. Конструкция этих устройств должна обеспечивать их надежное срабатывание при установленном давлении независимо от времени контакта с буровыми растворами и содержания в них абразивной твердой фазы, длительности воздействия, перепада температур. Предохранительные устройства при их срабатывании должны исключать возможность загрязнения оборудования и помещения насосной.
6. Диафрагма, устанавливаемая в предохранительных устройствах насоса, должна срабатывать при давлении, превышающем на 10% рабочее давление насоса, соответствующее диаметру установленных цилиндровых втулок.
7. Обвязка буровых и центробежных насосов низкого давления должна обеспечивать:
- возможность приготовления, обработки и утяжеления бурового раствора с одновременной промывкой скважины;
- полный слив жидкости и продувку нагнетательного трубопровода сжатым воздухом.
Если горизонты (пласты) с возможным газонефтеводопроявлением вскрываются при работе двух насосов, то необходимо предусмотреть возможность их одновременной работы из одной емкости. В обвязке между емкостями ЦС должны быть запорные устройства.
8. На нагнетательном трубопроводе насосов устанавливается задвижка с дистанционным управлением, позволяющая пускать буровые насосы без нагрузки с постепенным выводом их на рабочий режим (при контроле за давлением). Выкид от пусковой задвижки должен быть прямолинейным и надежно закреплен с уклоном в сторону слива. На буровых установках с регулируемым приводом насоса установка пусковых задвижек не обязательна, но должна быть установлена задвижка для сброса давления в нагнетательном трубопроводе.
9. Нагнетательные трубопроводы, их детали и арматура после сборки на заводе, а также после ремонта с применением сварки подлежат опрессовке пробным давлением, в остальных случаях давление опрессовки должно быть равно рабочему, умноженному на коэффициент запаса прочности. Продолжительность выдержки под давлением должна составлять не менее 5 мин.
Рабочее давление и необходимый коэффициент запаса прочности приведены ниже:
Рабочее давление, < 200 (20) 200 - 560 560 - 650 > 650 (65)
кгс/см2, (МПа) (20 - 56) (56 - 65)
Коэффициент 1,5 1,4 1,3 1,25
запаса прочности
Испытание манифольда буровыми насосами запрещается.
10. Буровой шланг обматывается мягким стальным канатом диаметром не менее 12,5 мм с петлями через каждые 1,0 - 1,5 м по всей длине. Концы каната крепятся к вышке и к корпусу вертлюга.
11. Ходовые и неподвижный концы талевого каната под нагрузкой не должны касаться элементов вышки.
12. Машинные ключи подвешиваются горизонтально на стальных канатах диаметром не менее 12,5 мм и оборудуются контргрузами для легкости регулирования высоты. Механизмы уравновешивания машинных ключей должны быть ограждены.
13. Машинный ключ, кроме рабочего каната, оснащается страховым канатом диаметром не менее 18 мм, который одним концом крепится к корпусу ключа, а другим - к основанию вышечного блока или ноге вышки. Страховой канат должен быть длиннее рабочего на 5 - 10 см.
14. Оснастка талевой системы должна соответствовать требованиям рабочего проекта для данного интервала проходки ствола и техническим условиям эксплуатации буровой установки.
15. Каждая вышка должна быть снабжена металлической табличкой, прикрепленной на видном месте. На этой табличке должны быть указаны:
- дата изготовления вышки;
- завод-изготовитель;
- заводской номер вышки (буровой установки);
- грузоподъемность (номинальная) вышки;
- сроки следующего испытания (проверка технического состояния) вышки.
16. Металлический пол люльки верхового рабочего должен быть рассчитан на нагрузку не менее 130 кгс и иметь перильное ограждение со сплошной обшивкой до пола. Высота перильного ограждения должна быть не менее 1 м. Люлька должна быть застрахована от падения.
17. Проверку технического состояния вышек и их испытание следует осуществлять в соответствии с требованиями нормативных технических документов, утвержденных или согласованных Госгортехнадзором России.
18. При механизированном осуществлении спуско-подъемных операций без участия бурового рабочего на вышке должна быть установлена площадка для обслуживания механизмов автомата спуско-подъемных операций.
19. Состояние ограничителя грузоподъемности лебедки и ограничителя подъема талевого блока должно проверяться перед началом работы каждой вахты (смены).
20. Эксплуатация буровой установки при неустановленных или поврежденных защитных ограждениях запрещается.
21. Расчет бурильной колонны на прочность проводится в зависимости от способа бурения и состояния ствола на все виды деформаций в соответствии с требованиями, установленными Госгортехнадзором России. Запасы прочности бурильной колонны при воздействии на нее статической осевой растягивающей нагрузки, крутящего момента, а также изгибающей нагрузки должны быть для роторного бурения не менее 1,5, для турбинного бурения - 1,4.
Запас прочности бурильной колонны (по текучести) при применении клинового захвата и при воздействии на трубу избыточного наружного и внутреннего давления должен быть не менее 1,15.
22. Паспорта на бурильные трубы (комплекты), ведущие, утяжеленные бурильные трубы, переводники и опорно-центрирующие элементы бурильной колонны выписываются до начала эксплуатации бурильного инструмента и заполняются в течение всего срока эксплуатации до их списания.
23. Необходимость установки протекторов на бурильные и ведущие трубы определяется проектом.
24. Свинчивание замковых резьб бурильных, ведущих, утяжеленных бурильных труб, переводников, других элементов компоновки низа бурильной колонны проводится в соответствии с рекомендуемыми заводами-изготовителями величинами моментов.
25. Буровые организации должны иметь в пределах региона деятельности специальные средства для "левого" разворота бурильных труб в скважине при аварийных работах.
Дата: 2019-03-05, просмотров: 504.
