Проект по теме Буровые установки глубокого бурения

МИНИСТЕРСТВО  ОБРАЗОВАНИЯ  СТАВРОПОЛЬСКОГО  КРАЯ

ГОСУДАРСТВЕННОЕ  БЮДЖЕТНОЕ  ПРОФЕССИОНАЛЬНОЕ ОБРАЗОВАТЕЛЬНОЕ УЧРЕЖДЕНИЕ

НЕФТЕКУМСКИЙ  РЕГИОНАЛЬНЫЙ  ПОЛИТЕХНИЧЕСКИЙ КОЛЛЕДЖ

ПРОЕКТ

по  теме: «Буровые установки глубокого бурения»

Содержание

1.     Введение.

1.1.          Краткие сведения из истории развития техники и технологии буровых работ

2.     Технико-технологический раздел.

2.1.          Буровые установки глубокого бурения

2.2.          Оборудование и инструмент для бурения скважин

2.3.          Ротор

2.4.          Вертлюг

2.5.          Насосно-циркуляционная система буровой установки

2.6.          Буровой насос

2.7.          Силовые приводы буровых установок

2.8.          Расчет внутренней трубы вертлюга на прочность

2.9.          Расчет упорного подшипника вертлюга на прочность

2.10.      Определение коэффициента производительности бурового насоса

2.11.      Основные принципы расположения наземных сооружений и оборудования

3.     Организационный раздел.

3.1.          Обслуживание вертлюгов

3.2.          Ремонт вертлюга

3.3.          Обслуживание буровых насосов

4.     Экономический раздел

5.1 Организационная структура БПО (база производственного обслуживания) (предприятия по ремонту бурового оборудования)

5.2 Планирование ремонта бурового оборудования

5.3 Расчёт продолжительности, трудоёмкости стоимости…. вертлюга, или ротора, или бурового  насоса

5.4 Технико-экономические показатели работы БПО

5.     Охрана труда и техника безопасности при бурении скважин.

6.     Противопожарные мероприятия

7.     Охрана недр и окружающей среды

8.     Безопасность жизнедеятельности.

Презентация

1        Введение

1.1  Краткие сведения из истории развития техники и технологии буровых работ

Начало добычи нефти в нашей стране уходит в далекое прошлое. Но рождением нефтяной промышленности считают 1861 год, когда Грозном на старых промыслах была пробурена первая скважина, а позже в 1864 г, скважин на Кубани. 20 июня 1918г. нефтяная промышленность в России была национализирована.

В 1944г, правительство поручило УЗТМ - Уральскому заводу тяжелого машиностроения г. Свердловск, выпуск комплектных БУ, для бурения скважин на глубину от 3000м, и выше. Соответственно в1947-48г., выпускаются уникальные установки БУ-ЗД, Бу-4Э, Бу-5Д, Бу-бЭ, предназначенные для бурения на 3000-4000м.

Установки 5Д-6Э сняты с производства, а Бу-ЗД, 43, составляют около 60%, от всего парка БУ в России. Кинематическая, пневматическая схемы, те же, а оборудование, входящее в комплект БУ более новое и мощное. Раньше в комплект этих установок входил насос У 8-3, а сейчас У 8-7 МА2.

Позже УЗ ТМ выпускают комплектные установки, для бурения скважин глубиной на 4, 5; 6, 7; 8,10 и 15 тысяч м, с дизель-гидравлическим проводом и дизель- электрическим проводом, а так же БУ для кустового бурения, для работы на севере. В 1980г УЗТМ выпускает БУ -125 А- уникальную установку, где все технологические процессы автоматизированы, а управление дистанционно с пульта дисплея. Все буровые выпускаемые УЗТМ, за исключением БУ ЗД, 43, снабжены комплектом АСП автомат спуска подъема. В 1985г. УЗТМ каждые сутки выпускало одну комплектную БУ, следовательно в год 365-3 70 комплексных БУ и это в плане завода составляло всего 10%. В 1950г. Волгоградский завод Баррикады, а позлее В ЗБТ- Волгоградский завод буровой техники, приступил к выпуску установок для мелкого бурения, глубиной ОТ 1600 до 2500м, с электроприводом постоянного тока, с дизельным приводом и для кустового бурения БУ 2500 Бр ЗУ (ДУ) (ЭУК), снабжены комплексом АСПЗ. В 1974г. на Кольском полуострове закладывается уникальная СГ- сверхглубокая скважина, проектной глубиной 15000м., по последним данным забой составляет более 13000 м.

В 1978г закладывается вторая СГ- Саатлинская в Азербайджане, в настоящее время забой около 12000м. В 90-х годах закладывается в центральной России еще три таких СГ.

Без преувеличения можно сказать, что углеводороды, углеводородное сырье является становым хребтом современной цивилизации на Земле. Под знаком Большой Нефти прошло XX столетие. Природные У В вступили в третье тысячелетие как основные энергоносители и источники химического сырья. Будущее, - во всяком случае, близкое, - почти безраздельно принадлежит им.

За последние полвека мировое потребление энергии возросло вчетверо главным образом благодаря развитию добычи и использования углеводородного сырья - нефти и газа. Альтернативные источники энергии, невзирая на технологическую эффективность и экономическую рентабельность их эксплуатации, до настоящего времени не составили сколько-нибудь серьёзной конкуренции углеводородному топливу. Характерным примером может служить многообещающее - площадь земной поверхности в 1 м² получает - 1 кВт при вертикальном освещении в безоблачную погоду- использование энергии Солнца. Мощность наиболее крупных солнечных энергоустановок в Испании не превышает 7-9 МВт, и только в США в пустыне Мохаве построено пять энергетических станций мощностью 30 МВт. Даже достаточно просто «снимаемая» и используемая геотермальная энергия по сию пору выступает не альтернативой, а скорее дополнением к углеводородному сырью. В частности, реализация проекта разбуривания гидротермальной зоны Тиви на о. Лусон (Филиппины) позволила в период 1979 - 1982 гг. ввести в эксплуатацию при ГеоТЭС мощностью по ПО МВт каждая. Пароводяная смесь извлекалась с глубин 200 - 2500 м из андезитов антропогенового возраста при помощи 85 скважин. Однако показательно, что по состоянию на 1983 г. Филиппинам удалось снизить импорт нефти благодаря использованию геотермальной энергии только на 7%.

Таким образом, нефть и газ останутся и в реально обозримом будущем главными энергоносителями, если даже не учитывать их роли как сырья для химического синтеза.

Различают возобновляемые и невозобновляемые источники энергии. К возобновляемым относятся Солнце, ветер, геотермальные источники, приливы и отливы, реки. Невозобновляемыми источниками энергии являются уголь, нефть и газ.

Специалисты видят выход в создании космических солнечных электростанций (КЭС). Дело в том, что в космосе нет восходов и закатов Солнца, нет облаков, препятствующих прохождению лучей.

Поэтому на единицу поверхности космической площадки поступает в 10 раз больше энергии, чем на такую же площадь земной поверхности. Уже сегодня разработаны проекты КЭС массой до 60000 т с площадью солнечных батарей до 50 км. Поднятая над поверхностью Земли на 36000 км такая станция будет иметь мощность 5 млн. кВт, т.е. на млн. кВт больше, чем самая крупная в Европе Ленинградская АЭС. Станция, выведенная на стационарную орбиту «повиснет» над одной точкой земной поверхности. Передавать полученную энергию на Землю предполагается с помощью лазеров или сверхвысокочастотного излучения. Реализация данного проекта сдерживается тем, что добытая в космосе энергия окупит сгоревшее при запусках ракет (с элементами для монтажа КЭС) топлива только через 30 лет безаварийной работы станции.

В реально обозримой перспективе не предвидится альтернатива нефти и газу как природным источникам углеводородов, служащих энергоносителей сырьем для органического синтеза.

2.     Технико-технологический раздел

2.1.            Буровые установки глубокого бурения

Скважину бурят при помощи буровой установки, представляющей собой сложный комплекс машин, механизмов, аппаратуры, металлоконструкций, средств контроля и управления, расположенных на поверхности.

В комплект буровой установки входят:

-       вышка для подвешивания талевой системы и размещения бурильных труб,

-       оборудование для спуска и подъема инструмента,

-       оборудование для подачи и вращения инструмента,

-       насосы для прокачивания промывочной жидкости,

-       силовой привод,

-       механизмы для приготовления и очистки промывочной жидкости,

-       механизмы для автоматизации и механизации спускоподъемных операций (СПО),

-       контрольно-измерительные приборы и вспомогательные устройства.

-       В комплект буровой установки входят также металлические основания, на которых монтируется и перевозится оборудование.

Буровую установку для бурения конкретной скважины или группы скважин выбирают по допускаемой нагрузке на крюке, которую не должна превышать масса (в воздухе) наиболее тяжелой обсадной колонны.

Использование установок более высокого класса, чем это требуется по конструкции скважины, нерационально, так как, не давая существенного повышения скорости бурения, это приводит к увеличению стоимости работ. При выборе типоразмера и модели установки данного класса следует учитывать конкретные геологические, климатические, энергетические, дорожно-транспортные и другие условия бурения. В соответствии с этим выбирается тип привода (дизельный, электрический и т.д.), а также схема монтажа и транспортировки буровой установки. Каждая буровая установка характеризуется схемами транспортирования, монтажа и монтажно-транспортной базой. Установки для бурения скважин на нефть и газ подразделяются на самоходные и несамоходные. В странах СНГ бурение на нефть и газ осуществляется в основ­ном несамоходными буровыми установками.

Для несамоходных буровых установок характерны следующие три метода монтажа и транспортировки:

-       агрегатный (индивидуальный),

-       мелкоблочный

-       крупноблочный.

Установки на глубокое бурение применяются для различных научных, поисковых, добывочных и строительных работ, где требуется устройство масштабных по размерам ям и скважин: При разведывательном и установочном сверлении нефтяных и газовых скважин на суше используется буровое оборудование с возможностью углубления в толщу земли на глубину до 1000-10000 метров.

1-долото, 2-трубобур, 3-бурильная труба, 4-бурильныйзамок, 5-лебедка, 6-двигатели лебедки и ротора, 7-вертлюг, 8-талевый канат, 9- талевый блок, 10-крюк, 11-буровой шланг, 12-ведущая труба, 13-ротор, 14-вышка, 15-желоба, 16-обвязка насоса,17- буровой насос, 18-двигатель насоса, 19-приемный редуктор

Рисунок 1 – Схема буровой установки для глубокого вращательного бурения

Такие установки могут быть как самоходными, так и несамоходными, использующими разные виды бурения: Вертикального направления столба получаемых отверстий, С наклонным расположением скважины, Кустовое бурение групп разведочных отверстий, Буровые работы многозабойного типа. Буровые установки для бурения скважин под водой, в морских глубинах, где работы осложняются отдалением устья скважины от основания буровой установки посредством толщи воды. Здесь используется несколько разных типов агрегатов с возможностью подводного бурения: Стационарные установки с наличием морской платформы, Стационарные установки с наличием гравитационной платформы, Самоподъемные бурильни, Полупогружные аппараты, Специализированные буровые суда. Для глубокого бурения взрывных скважин на разработках полезных ископаемых используются мощные перфораторы либо установки колонкового типа, а в труднодоступных местах кроме колонков применяются телескопные перфораторы. Эти агрегаты чаще всего устанавливают на самоходных шасси. Особенности конструкции Комплектация буровой установки, предназначенной для глубокого бурения, включает следующие элементы: Буровую вышку, оснащенную закреплением всего рабочего инструмента в талевой системе, механизмами подачи и подъема, буровыми трубами. Силовой блок с двигателем и приводом к подвижным органам установки. Оборудование подачи рабочего инструмента. Вращатели буровой системы. Лебедочную систему для обеспечения подъема и спуска бурильного оборудования. Насосы для прокачки и аппараты для подготовительных и очищающих работ с промывочной жидкостью. Сам рабочий буровой инструмент, для глубоких скважин чаще всего роторного типа. Металлические основания (базовые площадки) для установки всего оборудования и его блоков, а также удобной транспортировки. Блок управления с настроечными и контрольно-измерительными приборами.

Устройство узлов

Наиболее мощные буровые для глубокого погружения оснащаются транспортными дизельными двигателями. Обычно это быстроходные дизели типа В2 с индексами 300А, 400А, 450, либо М-601. В процессе монтажа на объекте обязательно выполняется настройка основных рабочих узлов: Установка ротора на глубокое бурение происходит на основании стационарной буровой либо на концах рамы задней консоли транспортного шасси для агрегатов самоходного типа. Привод к ротору может использоваться как общий, так и отдельный, не связанный с движением лебедки, что делается для возможности раздельного управления и исключения аварийных ситуаций. Подача насосов регулируется заранее в допустимых пределах для эффективной промывки конкретной скважины. Подобные установки имеют возможность регуляции насоса через коробку передач посредством изменения числа ходов. Классификации Бурение на большую глубину может проводиться в различных целях, для каждой из которых предусматривается специальный аппарат с возможностями погружения на соответствующую глубину, разным типом бурения, особенностями конструкции и комплектации: Д, ДГ, Э - при оснащении разными источниками энергии (дизельным, дизельно-гидравлическим, электро). В отношении общей конструкции – агрегатные, крупноблочные и мелкоблочные. Для устройства скважин по разнотипной технологии. Установки ДГУ и ЭУ Дизельно-гидравлические (ДГУ) и электрические (ЭУ) установки предназначаются для постройки глубоких скважин при добыче нефти и газа. Для них возможны: Бурение скважин глубиной до 2500 и даже 8000 метров. Механизация, автоматизация и полный контроль всех особо трудоемких процессов технологий бурения. Возможность получать питание от собственной станции либо от промышленной сети с наличием собственных трансформаторов. Универсальность конструкции для возможности транспортировки как в полной сборке, так и отдельными блоками. Важно! Преимуществами установок ДГУ и ЭУ являются возможность бурения кустовым методом и повышенная степень механизации всех рабочих процессов.

Установки К

Буровые типа К – это аппараты, используемые для бурения кустовых скважин, то есть для создания отверстий, устья которых расположены близко друг от друга (в пределах одной стройплощадки). Используются на территориях акваторий, поселений, а также в определенных климатических и погодных условиях.

Рисунок 2 - Буровая установка для бурения кустовых скважин

Буровые установки глубокого бурения К Устройства для кустового бурения имеют следующие особенности: Применяются для бурения до глубины 5000 метров, Имеют специальные устройства для передвижения в пределах стройплощадок (напр., по направляющим в виде рельс), Оснащаются превенторами для герметизации устья нефтяных и газовых скважин во избежание выброса содержимого, Могут укомплектовываться несколькими типами вышек, Содержат комбинированную систему для обогрева помещений местонахождения. Могут выполняться в виде модулей для удобства доставки на объект. Внимание! Монтаж кустовых установок занимает значительный промежуток времени (до 15-ти суток), поэтому они используются только при больших объемах работ на одном объекте и с учетом особенностей рельефа местности (минимальных строительных затратах на строительство). Установки БМ Буровые установки имеют такую важную характеристику, как метод транспортировки и монтажа на объекте. В этом отношении все они делятся на три типа: Агрегатные являются цельными системами и при необходимости перевозки либо транспортируются тяжелогрузами, либо разбираются на отдельные детали и заново монтируются на новом объекте. Крупноблочные состоят из 2-х – 3-х крупных блоков, установленных и транспортируемых на отдельных платформах. Мелкоблочные изготавливаются из 15-ти – 20-ти блоков для удобства транспортировки на универсальном транспорте.

Блочно-модульные буровые установки глубокого бурения Крупно-и мелкоблочные установки, состоящие из модулей на отдельных платформах, еще называются блочно-модульными (БМ). У каждого вида буровых БМ есть свои преимущества: мелко-модульные проще перевозятся и используются даже в труднодоступных районах, а крупно-модульные экономят трудовые и временные ресурсы на монтажные работы.

Рисунок 3 - Блочно-модульная буровая установка глубокого бурения

2.2.            Оборудование и инструмент для бурения скважин

При бурении вращательным способом, как и сверлении отверстия в любом материале, необходимо, чтобы разрушающему инструменту (долоту, коронке, сверлу и т.п.) передавалось, во-первых, вращательное движение, во-вторых, нагрузка, обеспечивающая достаточный нажим на разрушаемый материал, а также были созданы условия для удаления разрушенных частиц вещества (породы). Исходя из этого применяют оборудование для бурения сква­жин, состоящее из ротора, вертлюга с буровым шлангом, буровых насосов и силового привода. В случае если долота приводятся во вращение не с поверхности земли, а непосредственно на забое, кроме перечисленного оборудования используют гидравлические забойные двигатели или электробуры.

Роторы применяют для передачи вращения колонне бурильных труб в процессе бурения, поддержания ее на весу при спускоподъемных операциях и вспомогательных работах. Ротор - это редуктор, передающий вращение вертикально подвешенной колонне бурильных труб от горизонтального вала трансмиссии (табл. 7).

Таблица 7 - Технические характеристики роторов различных конструкций

Технические характеристики роторов различных конструкций
Показатели	Тип ротора
	Р-360	Р-560	Р-700	Р-950	Р-1260
Диаметр отверстия в столе ротора, мм	360	560	700	950	1 260
Допускаемая статическая нагрузка на стол, кН	1250	2500	5000	6300	8000
Максимальная частота вращения стола ротора, об/мин	200	250	350	350	350
Расстояние от центра до цепного колеса, мм	900	—	1353	1353	1651
Статический крутящий момент на столе ротора, кН • м	12,3	35	80	120	180
Тип зубчатой передачи	Коническая
Приводной вал: диаметр (выходной), мм длина выходной части, мм	92 165	150 140	150 165	150 165	150 250

Станина ротора воспринимает и передает на основание все нагрузки, возникающие в процессе бурения и при спускоподъемных операциях. Внутренняя полость станины представляет собой масляную ванну. На внешнем конце вала ротора, на шпонке, может быть цепное колесо или полумуфта карданного вала. Стол ротора вращается на подшипниках качения. При отвинчивании долота или для предупреждения вращения бурильной колонны от действия реактивного момента ротор застопоривают защелкой или стопорным механизмом.

При передаче вращения ротору от двигателя через лебедку скорость вращения ротора изменяют при помощи передаточных механизмов лебедки или же путем смены цепных колес. Чтобы не связывать работу лебедки с работой ротора, в ряде случаев при роторном бурении применяют индивидуальный, т. е. не связанный с лебедкой, привод к ротору.

Вертлюг применяют для соединения талевой системы с бурильной колонной. Он обеспечивает, во-первых, вращение бурильной колонны, подвешенной на крюке, и, во-вторых, подачу через нее промывочной жидкости (табл. 8).

Все вертлюги имеют принципиально общую конструкцию. Вертлюг состоит из двух узлов - системы вращающихся и невращающихся деталей. Невращающуюся часть вертлюга подвешивают к подъемному крюку, а к вращающейся части вертлюга подвешивают бурильную колонну.

Для соединения с бурильным инструментом на нижний конец ствола вертлюга навинчивается переводник с левой резьбой. Подача промывочной жидкости от неподвижной нагнетательной линии к вертлюгу и далее к вращающимся бурильным трубам осуществляется при помощи гибкого резинового шланга (рукава).

Буровой шланг состоит из внутреннего резинового слоя, нескольких слоев прокладок из прорезиненной ткани с соответственным числом промежуточных слоев резины, металлических плетенок и наружного слоя резины.

В настоящее время применяют буровые шланги, рассчитанные на давление 32, 25, 20, 16 и 10 МПа. Буровые шланги выпускаются длиной от 10 до 18 м с условными внутренними диаметрами 63, 80 и 100 мм. Для очень высоких давлений используют металлические шланги, состоящие из отдельных секций, шарнирно соединенных друг с другом.

В последнее время за рубежом, особенно при бурении на море, используются силовые вертлюги (верхний вращатель). Верхний вращатель бурильной колонны уже давно используется при бурении мелких скважин малого диаметра с передвижных буровых установок, где он установлен на подвижной траверсе, которая перемещается по вертикали при помощи гидроцилиндров. При бурении скважин на нефть и газ силовой вертлюг выполняет функции крюка, вертлюга, ротора, механических ключей. При его использовании не нужна бурильная ведущая труба и шурф под нее.

Таблица 8 - Технические характеристики вертлюгов

Технические характеристики вертлюгов, выпускаемых ОАО			«Уралмаш»
Показатели	Тип вертлюга
	УВ-250 МА	УВ-320 МА	УВ-450 МА
Допускаемая (максимальная) нагрузка, кН	2500	3200	4500
Динамическая нагрузка (при 100 об/мин), кН	1450	2000	2600
Максимальное давление прокачиваемой жидкости (раствора) в стволе, МПа	25/32	32/25	40
Габаритные размеры сменной верхней трубы, мм: внутренний диаметр наружный диаметр высота	75 90 220	75 90 220	75 90 250
Размеры штропа, мм: верхнее сечение высота внутренний радиус	140x150 1738 125	150x170 1950 125	170x190 2185 125
Просвет для подвешивания на крюке, мм	510	540	832
Диаметр пальца штропа, мм	115	140	140
Тип присоединительной резьбы ствола (левой)	3-152Л	3-171Л	3-171Л
Соединение ствола с буровым рукавом	Фланцевое	Фланцевое	Фланцевое или резьбовое через проводник
Габаритные размеры, мм: высота с переводником ширина по пальцам штропа	2850 1090	3000 1212	3 360 1375
Масса, кг	2200	2980	4100

Для устройства скважин используют специальный инструмент, который можно приобрести в строительных магазинах либо сделать самому. Разрушение породы и извлечение ее на поверхность производится с помощью следующего оборудования:

Также в перечень инструментов и оборудования, необходимых для бурения скважины входят ключи, хомуты, «ловушки» для подъема из забоя оборвавшихся элементов снаряда и пр.

Если выбран вращательный способ создания водозабора, необходимо обеспечить породоразрушающим инструментам (долоту, буру и пр.) вращательное движение, достаточный нажим на породу и условия для удаления породы.

Для этих целей используют оборудование, которое включает вертлюг со специальным шлангом, ротор, буровой насос. Если вращение долота следует обеспечить непосредственно в забое, дополнительно потребуются электробуры или забойные гидравлические двигатели.

Роторы отвечают за передачу вращения колоне в процессе работы. Для передачи вращательного движения ротору от двигателя используют лебедку, при этом скорость работы изменяется через ее передаточные механизмы. Также можно использовать индивидуальный, не связанный с лебедкой, ротор.

Вертлюг используется для соединения буровой колоны с талевой системой. Его задача – обеспечить вращение колоны  и передать промывочный раствор. Состоит данное устройство из 2-ух вращающихся узлов системы и невращающихся элементов. Вращающая часть подвешивается в колоне, невращающаяся - к подъемному крюку.

В нижней части вертлюга устанавливают переходник, который и будет соединять конструкцию с бурильным инструментом. Промывочный раствор подается к трубам по гибкому резиновому шлангу. Шланг может быть выполнен из металла и иметь соединяющиеся между собой секции.

Промывка производится с помощью бурового насоса. Он подает жидкость в забой под давлением.

Для снижения колебания давления, возникающего при подаче жидкости, используются компенсаторы. Это воздушные колпаки (резервуары) в которых происходит смягчение гидравлических толчков. Компенсаторы ставятся на насос.

Буровые установки приводятся в рабочее состояние силовыми приводами. Они могут быть дизельными, электрическими, газотурбинными и пр.

2.3.            Ротор

Ротор является одним из важнейших узлов установок для бурения скважин на нефть и газ. Ротор применяется на установках грузоподъемностью от 10 до 500 тонн, позволяющие бурить скважины глубиной от 100 до 15000 м.

Роторы буровой установки предназначены для передачи вращения буровому инструменту при роторном бурении, периодическом проворачивания инструмента при бурении забойными двигателями, а также для удержания колонны бурильных и обсадных труб при спуско-подъёмных операциях. Ротор является редуктором, передающим вращение вертикально подвешенной колонне бурильных труб от горизонтального вала трансмиссий.

Роторы относят к числу основных механизмов буровой установки. Их различают по диаметру проходного отверстия, мощности и допускаемой статической нагрузке. По конструктивному исполнению роторы делят на неподвижные и перемещающиеся возвратно-поступательно относительно устья скважины в вертикальном направлении.

Привод ротора осуществляется посредством цепных, карданных и зуб­чатых передач от буровой лебедки, коробки передач либо индивидуального двигателя. В зависимости от привода роторы имеют ступенчатое, непрерывно-ступенчатое и непрерывное изменение скоростей и моментов вра­щения. Для восприятия реактивного крутящего момента их снабжают сто­порными устройствами, устанавливаемыми на быстроходном валу либо на столе ротора. Подвижные детали смазываются разбрызгиванием и прину­дительным способом. Поставляют роторы в двух исполнениях – с пневма­тическим клиновым захватом (ПКР) для удержания труб и без него.

Конструкции буровых роторов

В буровых установках для эксплуатационного и глубокого раз­ведочного бурения используют роторы, неподвижно устанавливаемые над устьем скважины. Типовая конструкция ротора (рис. 6) состоит из станины 9 и стола 2, приводимого во вращение от быстроходного вала 7 с помощью конических шестерни 10 и колеса 6. Межосевой угол передачи составляет 90°.

Станину ротора в большинстве случаев выполняют литой из конструкционных нелегированных сталей. Форма и ее геометрические размеры определяются конструктивными, эксплуатационными, технологическими и эстетическими требованиями. В станине имеются горизонтальная и вертикальная расточки для размещения быстроходного вала и стола ротора.

Стол 2 ротора представляет собой полую стальную отливку с наруж­ным диском, прикрывающим вертикальную расточку станины. В верхней части он имеет квадратное углубление для разъемного вкладыша (втулки) 4. В свою очередь, вкладыши имеют квадратное углубление для зажима 5, пе­реходящее в конус. При бурении во вкладыши вставляют квадратные либо роликовые зажимы ведущей трубы, а при спускоподъемных операциях – клинья, удерживающие колонну труб над ротором. Разъемная конструкция вкладышей и зажимов обеспечивает их установку в ротор в тех случаях, когда его отверстие занято трубой. Втулки и зажимы удерживаются в ро­торе с помощью поворотных защелок. Между зажимом и ведущей трубой возникает трение скольжения, вызывающее изнашивание поверхностей их контакта. При использовании роликовых зажимов ведущая труба перекатывается по роликам, установленным на подшипниках качения, и благодаря этому ее износ снижается.

Стол ротора с напрессованным коническим колесом устанавливают в вертикальной расточке станины на основной 3 и вспомогательной 12 опорах. В качестве опор используют упорно-радиальные шариковые подшипники, которые вследствие зеркального расположения и осевой затяжки способны воспринимать двусторонние осевые нагрузки.

На основную опору действуют собственный вес стола ротора и колон­ны труб, удерживаемый им при спускоподъемных операциях. В процессе бурения скважины бурильная колонна подвешивается к вертлюгу, и на ос­новную опору действуют собственный вес стола и силы трения, возни­кающие в результате скольжения ведущей трубы относительно зажимов 5 ротора.

Подшипники и стол ротора вращаются при роторном бурении и остаются в основном неподвижными при спускоподъемных операциях и бурении забойными двигателями, если не учитывать их вращения при пе­риодическом проворачивании бурильной колонны.

Быстроходный вал с конической шестерней, закрепленной шпонкой, монтируют в стакане 8 и в собранном виде устанавливают в горизонтальную расточку станины. Стакан предохраняет станину от вмятин, образующихся при установке подшипников и их проворачивании под нагрузкой. Консольное расположение шестерни на быстроходном валу удобно для компоновки и сборки ротора. Однако при этом возрастают требования к жесткости вала, так как вследствие его деформации нарушается равномер­ное распределение контактных давлений в зацеплении шестерни и колеса, что приводит к снижению их долговечности. С этих позиций шестерню лучше располагать между двумя опорами.

Однако, учитывая удобство монтажа и ремонта, быстроходные валы во всех конструкциях роторов изготовляют с консольным расположением шестерни. При этом снижается изгибающий момент, так как шестерня максимально приближена к опоре вала. На наружном конце быстроходного вала установлена цепная звездочка 14 либо карданная муфта. Для безопасности и удобства обслуживания ротор закрывают крышкой 1.

При бурении с использованием забойных двигателей стол ротора стопорится и благодаря этому предотвращается вращение бурильной колонны под действием реактивного крутящего момента. Стопорение осуществляется фиксатором, который входит в радиальные пазы диска стола ротора.

1-крышка ротора, 2-стол, 3- основная опора, 4-разъемный вкладыш (втулка), 5-зажимы, 6-колеса, 7-вал, 8-стакан, 9-станина, 10-конические шестерни, 12-вспомогательная опора, 14-цепная звездочка (карданная муфта)

Рисунок 6 - Буровой ротор УР-560

В роторе, изображенном на рис. 7, на быстроходном валу установлено колесо 14 с пазами для зацепления со стопором 13, передвигающимся в направляющих втулках станины посредством рукоятки 11. Последняя соединяется с валиком 12, имеющим шестеренку, которая входит в зацепление с зубьями стопора. Шестеренка удерживает стопор от вращения, а рукоятка 11 фиксирует его крайние положения. Благодаря установке стопор­ного устройства на быстроходном валу крутящий момент, действующий на стопорное устройство, уменьшается. Однако коническая передача и подшипники ротора воспринимают действие реактивного момента, что приводит к снижению срока их службы.

Подшипники быстроходного вала смазывают жидким маслом, заправ­ляемым в стакан через заливные отверстия. Уровень масла при заправке и эксплуатации контролируют с помощью жезлового маслоуказателя 7. Для предотвращения вытекания масла наружная торцовая крышка стакана снабжена гребенчатым лабиринтным уплотнением. Внутренний торец стакана имеет крышку с отражательным диском, предохраняющим масло от загрязнения промывочным раствором и продуктами изнашивания, попадающими в смежную масляную ванну, которую используют для смазывания конической передачи и подшипников стола ротора.

В роторе, представленном на рис. 7, применяют циркуляционную систему смазывания подшипников и зубчатой пары с помощью плунжерного насоса 16, приводимого от эксцентричной втулки 15 на быстроходном валу 9. Насос забирает масло из маслоотстойника А в станине ротора и по трубкам 5 через кран 17 подает его на верхний подшипник 4. Часть масла стекает на зубчатый венец и смазывает зубчатую пару, а другая часть проходит по каналам и поступает на нижний подшипник 10, с которого стекает в масляную ванну.

В роторе УР-760 используют стол сборной конструкции, состоящий из полой втулки 1, соединяемой с диском 3 болтами 2 с потайной головкой. Взамен стакана используют переходные гильзы 6 и 8.

Быстроходный вал монтируют в стакане на спаренных радиально-упорных конических роликоподшипниках, расположенных со стороны шестерни, и на радиальном роликовом подшипнике, установленном на противоположном конце вала. Зеркальное расположение конических подшипников обеспечивает точную двустороннюю фиксацию вала, необходимую для надежной и бесшумной работы передачи. Роликовый подшипник – плавающий, он обеспечивает осевое перемещение вала при тепловой деформации.

 А-станина ротора, 1-полая втулка, 2-болты с потайной головкой, 3-диск, 4-верхний подшипник, 5-трубки, 6, 8-переходные гильзы, 7-маслоуказатель, 9- быстроходный вал, 10-нижний подшипник, 11-рукоятка, 12-валик, 13-стопор, 14-колесо,15-0втулка, 16-плунжерный насос, 17-кран

Рисунок 7-Буровой ротор УР-760

В фиксирующей опоре внутренние кольца подшипников закреплены между заплечиком вала и маслоразбрызгивающим кольцом, которое упирается в торец шестерни. Наружные кольца подшипников и закреплены между внутренним и наружным фланцами стакана с помощью металлических прокладок и дистанционной втулки. Внутреннее кольцо роликового подшипника крепится между заплечиком вала и кольцом, затянутым торцовым фланцем через промежуточные детали и дистанционное кольцо.

Осевые зазоры подшипников регулируются дистанционным втулками и с помощью набора металлических прокладок, установленных между стаканом и его фланцами. Осевой зазор подшипников, контролируемый по осевому смещению вала относительно стакана, должен быть в пределах, устраняющих защемление и обеспечивающих равномерное распределение нагрузки между роликами.

Надежная и бесшумная работа конической пары обеспечивается при правильном контакте зубьев, достигаемом совмещением вершин начальных конусов колеса и шестерни. Зацепление регулируют путем изменения осевого положения шестерни с помощью металлических прокладок, вы­полненных в виде полуколец с прорезями для болтов. Благодаря этому про­кладки устанавливают без разработки уплотняемых деталей путем незначи­тельного отвинчивания болтов, достаточного для прохода прокладок. Правильность регулировки зацепления обычно контролируют по пятну контакта зубьев. При сборке роторов пользуются менее точным, но более простым способом контроля – по плавности вращения стола ротора при проворачивании быстроходного вала усилием рук рабочего.

2.4.            Вертлюг

Вертлюг - промежуточное оборудование между бурильной колонной и талевой системой. Во время бурения бурильная колонна вращается (при роторном бурении) или периодически проворачивается (при бурении с забойным двигателем), а талевая система перемещается вниз по оси вышки по мере углубления скважины. Следовательно, вертлюг связывает вращающуюся, поступательно движущуюся бурильную колонну и только поступательно-движущуюся талевую систему. При этом вертлюг направляет промывочную жидкость из бурового шланга в бурильную колонну.

Ствол вертлюга, к которому присоединяется бурильная колонна, смонтирован в корпусе 3 с крышкой 12 на упорных 5, 7 и радиальных 6 подшипниках качения. Опоры ствола фиксируют положение вертлюга в корпусе, препятствуя вертикальным и радиальным перемещениями обеспечивая его устойчивое положение при вращении. Сальники 2 и 8 препятствуют потере масла из корпуса вертлюга.

1-ствол,2,8-сальники, 3-корпус, 4,6- радиальные подшипники качения, 5,7-упорные подшипники качения, 9-быстросъемное уплотнение, 10-быстросъемное соединение, 11-напорная труба, 12-крышка, 13-подвод, 14-вал, 15

Рисунок 7 - Схема бурового вертлюга

Промывочная жидкость из бурового шланга через быстроразъемное соединение 10, подвод 13 и напорную трубу поступает в ствол вертлюга и далее в бурильную колонну. Неподвижная напорная труба и вращающийся ствол вертлюга имеют быстросъемное уплотнение 9, препятствующее попаданию промывочной жидкости в корпус вертлюга. Вертлюг имеет штроп 14 для подвески на крюк.

Любая буровая установка состоит из трех основных элементов – талевой системы, вертлюга и бурильной колонны. Талевая система представляет собой опорную конструкцию, которая ярко выражена при создании вертикальных скважин. Она выполняет функции перемещения бурильного оборудования, создает необходимое для погружения в грунт оборудования усилие и отвечает за устойчивость всей установки.

Вертлюг буровой на талевой системе установлен ротор, вращающий колонну (штангу с насадкой) буром для разработки грунта. Буровой вертлюг является промежуточным звеном между двумя этими элементами. Он необходим для удержания на весу буровой колонны, подачи промывочной жидкости и предотвращения скручивания канатов. В горизонтально направленном бурении вертлюг крепится к штропам элеватора – механизму, соединяющему колонну с устройством, которое перемещает бур в заданной плоскости. Существует три основных вида вертлюга – промывочный, силовой и эксплуатационный. Каждый тип обладает своими особенностями.

Промывочный вертлюг Промывочный буровой вертлюг служит для подачи раствора к месту разработки грунта. Конструктивно он представляет собой вытянутый полый цилиндр, который помещен в металлическую обтекаемую отливку, или корпус. Каркас крепится к ротору с помощью шарнира, или так называемой серьги. В корпусе промывочного вертлюга имеется специальный отвод, к которому подсоединяется шланг, подающий жидкость. Раствор, пройдя под высоким давлением сквозь полый цилиндр описываемого устройства, попадает во вращающуюся колонну, а затем и в сам забой. Начинается процесс вымывания грунта. Промывочный, или бентонитовый, буровой плуг отличается способностью передавать усилие сквозь свой корпус. На основании этого показателя выделяют установки на 20, 30, 50 и более тонн. Эксплуатационный и силовой вертлюг Силовой подтип устройств используется на завершающей стадии процесса бурения. Его верхний край имеет вращательное оборудование и привод. С их помощью вертлюг берет на себя функции ротора, снижая затраты и ускоряя создание скважины. Модели этого подтипа отличаются между собой мощностью и видом стыковочного элемента. Эксплуатационный тип устройств выполняет сразу две функции – создание вращательного усилия (с помощью встроенного прибора) и подача промывочного раствора. Можно выполнять любые забойные работы, если соединить бурильную колонну и представленный вертлюг. Буровая установка, получившаяся подобной комбинацией, не будет уступать в производительности профессиональному оборудованию.

Требования к буровым вертлюгам Буровой вертлюг являет собой не что иное, как соединительный узел, предназначенный для работы в сложных условиях. Он должен сохранять герметичность при возникновении большого давления в циркуляционной системе бурильной установки. Кроме того, он должен стойко переносить попеременные и нестабильные нагрузки. Во время вращения бурильной колонны возникают как статические перегрузки, так и динамические напряжения, с которыми установка должна справляться. Более того, вертлюг буровой должен иметь антикоррозионную защиту и специальное покрытие для повышения износостойкости. Особенности выбора. Для эффективного и результативного бурения важно, чтобы вертлюг соответствовал всем требованиям, описанным выше. Кроме того, он также должен отвечать предъявляемым к этому типу оборудования базовым нормам: Поперечные размеры не должны препятствовать перемещению по талевой системе во время спускоподъемных работ, а также наращиванию бурильной колонны. Сцепление с несущим блоком бурильной вышки должно быть надежным и удобным для демонтажа оборудования после завершения работ. Смазочный материал должен равномерно распределяться по всей конструкции, дабы вертлюг для малогабаритной буровой не перегревался. вертлюг буровой своими руками Чтобы увеличить производительность буровых, работ рекомендуется выбирать оборудование, составные элементы которого можно будет быстро и без проблем заменить при сильном износе. Важно помнить, что именно от надежности и долговечности вертлюга зависит работоспособность и срок службы всей бурильной установки.

2.5.            Насосно-циркуляционная система буровой установки

На рисунке 8 показана схема циркуляции бурового раствора и примерное распределение потерь напора в отдельных элементах циркуляционной системы скважины глубиной 3000 м. Из резервуаров 13 очищенный и подготовленный раствор поступает в подпорные насосы 14, которые подают его в буровые насосы 1. Последние перекачивают раствор под высоким давлением (до 30 МПа) по нагнетательной линии, через стояк 2, гибкий рукав 3, вертлюг 4, ведущую трубу 5 к устью скважины 6. Часть давления насосов при этом расходуется на преодоление сопротивлений в наземной системе. Далее буровой раствор проходит по бурильной колонне 7 (бурильным трубам, УБТ и забойному двигателю 9) к долоту 10. На этом пути давление раствора снижается вследствие затрат энергии на преодоление гидравлических сопротивлений.

Затем буровой раствор вследствие разности давлений внутри бурильных труб и на забое скважины с большой скоростью выходит из насадок долота, очищая забой и долото от выбуренной породы. Оставшаяся часть энергии раствора затрачивается на подъём выбуренной породы и преодоление сопротивлений в затрубном кольцевом пространстве 8.

Поднятый на поверхность к устью 6 отработанный раствор проходит по растворопроводу 11 в блок очистки 12, где из него удаляются в амбар 15 частицы выбуренной породы и поступает в резервуары 13 с устройствами 16 для восстановления его параметров; и снова направляется в подпорные насосы.

Нагнетательная линия (манифольд) состоит из трубопровода высокого давления, по которому раствор подаётся от насоса 1 к стояку 2 и гибкому рукаву 3, соединяющему стояк 2 с вертлюгом 4. Манифольд оборудуется задвижками и контрольно-измерительной аппаратурой. Для работы в районах с холодным климатом предусматривается система обогрева трубопроводов.

1-буровые насосы, 2-стояк, 3-гибкий рукав,4-вертлюг, 5-ведущая труба, 6-устье скважины, 7-бурильная колонна, 8-затрубное кольцевое пространство, 9-забойный двигатель, 10-долото, 11-растворопровод, 12-блок очистки, 13-резервуар, 14- подпорный насос, 15-амбар, 16-устройства дл восстановления его параметров

Рисунок 8 - Схема циркуляции бурового раствора

2.6.            Буровой насос

Буровой насос служит для создания циркуляции промывочной жидкости, очищающей забой и передающей энергию турбине при турбинном способе бурения. Основными параметрами, характеризующими работу насоса, являются его подача Q и напор p, развиваемый при заданной подаче. Мощность привода насоса определяется произведением Q∙p. В бурении в основном применяются поршневые насосы со сменными цилиндровыми втулками, позволяющие в определенных пределах изменять подачу насоса. В зависимости от диаметра втулки будет изменяться подача насоса, а также предельно-допустимое давление на выходе насоса, снижающееся при увеличении диаметра втулки.

 Насосы буровые малой мощности - НБ-32, НБ-50, НБ-80 - горизонтальные, двухпоршневые, двустороннего действия предназначены для нагнетания промывочной жидкости в скважину при геологическом бурении на нефть и газ, а также для различных перекачек воды, промывочной жидкости хозяйственного назначения при бурении эксплуатационных и глубоких разведочных скважин.

Эксплуатация этих насосов осуществляется в условиях умеренного климата при температуре окружающего воздуха от -45°С до +45°С.

В качестве перекачиваемой жидкости используется глинистый раствор или вода с примесью нефти по объему не более 20%. Содержание механических примесей (песка, твердых частиц) должно быть не более 1%.

Двухпоршневой насос НБ-50

Из вышеперечисленных насосов производства АО «Ижнефтемаш», рас­сматриваем конструкцию насоса НБ-50, общий вид которого представ­лен на рис. 54: 1 - блок гидравлический НБ50.02.000; 2 - блок привода НБ50.01.000; 3 - рама НБ32.00.030; 4 - крышка в сборе 11Гр.15.000; 5 - крышка станины НБ32.03.000.

1- блок гидравлический; 2 - блок привода; 3 - рама; 4 - крышка в сборе; 5 - крышка станины

Рисунок 9 - Двухпоршневой насос НБ-50

Выпуском предусмотрены исполнения насоса:

-                   со шкивом с правой стороны;

-                   со шкивом с левой стороны;

-                   с пневмомуфтой и шкивом с правой стороны;

-                   с пневмомуфтой и шкивом с левой стороны;

-                   с фрикционной муфтой и шкивом с правой стороны;

-                   с фрикционной муфтой и шкивом с левой стороны;

-                   со шкивом с правой стороны и боковым расположением манометра;

-                   со шкивом с левой стороны и боковым расположением манометра;

-                   с пневмомуфтой, шкивом с правой стороны и боковым расположением

-                   манометром;

-                   с пневмомуфтой, шкивом с левой стороны и боковым расположением

-                   манометра;

-                   с фрикционной муфтой, шкивом с правой стороны и боковым распо­ложением манометра;

-                   с фрикционной муфтой, шкивом с левой стороны и боковым распо­ложением манометра.

2.7.            Силовые приводы буровых установок

Приводом буровой установки называется совокупность двигателей и регулирующих их работу трансмиссий и устройств, преобразующих тепловую или электрическую энергию в механическую, управляющих механической энергией и передающих ее исполнительному оборудованию - насосам, ротору, лебедке и др. Мощность привода (на входе в трансмиссию) характери­зует основные его потребительские и технические свойства и является классификационным (главным) параметром.

В зависимости от используемого первичного источника энергии приводы делятся на автономные, не зависящие от системы энергоснабжения, и неавтономные, зависящие от системы энергоснабжения, с питанием от промышленных электрических сетей. К автономным приводам относятся двигатели внутреннего сгорания (ДВС) с механической, гидравлической или электропередачей. К неавтономным приводам относятся: электродвигатели постоянного тока, питаемые от промышленных сетей переменного тока через тиристорные выпрямительные станции управления; электродвигатели переменного тока с гидравлической либо электродинамической трансмиссией или регулируемые тиристорными системами.

В соответствии с кинематикой установки привод может иметь три основных исполнения: индивидуальный, групповой и комбинированный или смешанный.

Индивидуальный привод - каждый исполнительный механизм (лебедка, насос или ротор) приводится от электродвигателей или ДВС независимо друг от друга. Более широко этот вид привода распространен с электродвигателями. При его использовании достигается высокая маневренность в компоновке и размещении бурового оборудования на основаниях при монтаже.

Групповой привод - несколько двигателей соединены суммирующей трансмиссией и приводят несколько исполнительных механизмов. Его применяют при двигателях внутреннего сгорания,

Комбинированный привод - использование индивидуального и группового приводов в одной установке. Например, насосы приводятся от индивидуальных двигателей, а лебедка и ротор от общего двигателя. Во всех случаях характеристики привода должны наиболее полно удовлетворять требуемым характеристикам исполнительных механизмов.

Потребителями энергии буровой установки являются: в процессе бурения - буровые насосы, ротор (при роторном бурении), устройства для приготовления и очистки бурового раствора от выбуренной породы; компрессор, водяной насос и др.; при спуске и подъеме колонны труб - лебедка, компрессор, водяной насос и механизированный ключ.

Приводы также делятся на главные (приводы лебедки, насосов и ротора) и вспомогательные (приводы остальных устройств и механизмов установки). Мощность, потребляе­мая вспомогательными устройствами, не превышает 10 -15% мощности, потребляемой главным оборудованием.

Гибкость характеристики - способность силового привода автоматически или при участии оператора в процессе работы быстро приспосабливаться к изменениям нагрузок и частот вращения исполнительных механизмов. Гибкость характеристики зависит от коэффициента приспособляемости, диапазона регулирования частоты вращения валов силового привода и приемистости двигателя.

Коэффициент гибкости характеристики определяется отношением изменения частоты вращения к вызванному им откло­нению момента нагрузки. Он пропорционален передаточному отношению и обрат­но пропорционален коэффициенту перегрузки.

Приемистостью называется интенсивность осуществления переходных процессов, т. е. время, в течение которого двигатель и силовой привод реагируют на изменение нагрузки и изменяют частоту вращения.

Приспособляемость - свойство силового привода изменять крутящий момент и частоту вращения в зависимости от момента сопротивления. Собственная приспособляемость - свойство двигателя приспособляться к внешней нагрузке. Искусственная приспособляемость - свойство трансмиссий приспосабливать характеристику двигателя к изменению внешней нагрузки.

Электропривод переменного и постоянного тока. Независимо от рода тока компоновка многодвигательных электроприводов зависит от типа передачи и способа блокирования.

На рис. 10 приведена схема блокирования электродвигателей пере­менного или постоянного тока. Каждая из этих схем имеет преимущества и недостатки, и выбор той или иной компоновки зависит от ряда факторов.

1. Допустимая мощность, передаваемая трансмиссией на промежуточ­ный вал. Если мощность двигателей меньше допустимой для трансмиссии, то предпочтительнее схема на рис. 10 а с одной передачей и соосным блокированием двух двигателей общим валом. Если допустимая мощность для трансмиссии меньше мощности двух двигателей, то предпочтительнее схема на рис. 10 б, где каждая из трансмиссий передает мощность одного двигателя на общий трансмиссионный вал.

2. Допустимая частота вращения блокирующей трансмиссии. Если частота вращения двигателя превышает значение, допустимое для трансмиссии, то предпочтительна схема на рис.10 в, где блокирование выполнено зубчатым редуктором, для которого допустимая частота вращения больше частоты вращения двигателей.

3. Мощность двух двигателей недостаточна. В этом случае можно использовать третий двигатель (рис. 10 г) с передачей мощности отдельной трансмиссией на общий вал.

Электродвигатели постоянного тока и реже асинхронные переменного тока блокируют (до четырех) на одну трансмиссию. Это позволяет варьировать мощность, обеспечивать необходимую надежность и снижать махо­вые массы, что увеличивает гибкость силового привода.

Возможность вала электродвигателя вращаться в любую сторону упрощает конструктивное решение трансмиссии и не требует передачи обратного хода.

В буровых установках для скважин глубиной до 7000 м применяют силовой электромашинный привод постоянного тока лебедки и буровых насосов. В этих случаях лебедка приводится от двух соосно сблокированных электродвигателей постоянного тока мощностью 800 кВт каждый, с номинальной частотой вращения 1100 мин (напряжение 830 В, сила тока 960 А). Буровые насосы имеют индивидуальный привод от таких же электродвигателей, с питанием их от шести генераторов, последовательно сблокированных соосно по два и приводимых от трех дизелей.

Электродвигатели постоянного тока большой мощности следует соединять с трансмиссией непосредственно, так как они допускают пуск под нагрузкой. Мощные электродвигатели переменного тока, обладая большой маховой массой якоря, при пуске под нагрузкой требуют больших пусковых токов; при этом возникают большие динамические нагрузки вследствие малого периода разгона. В таких случаях необходимо устанавливать между двигателем и трансмиссией фрикционную муфту, что улучшает пусковые качества.

а - соосное расположение двух двигателей, блокирование общим валом; б - соосное расположение, блокирование гибкой связью двух двигателей на трансмиссионный вал; в - параллельное блокирование двух двигателей зубчатой передачей; г - соосное расположение, комбинированное блокирование; 1 - гибкая связь - цепная или клиноременная передача; 2 - трансмиссионный вал лебедки или насоса; 3 - передача на исполнительный механизм; М - электродвигатель

Рисунок 10 - Схемы блокирования электродвигателей

В этих случаях целесообразно применять также электродинамические или гидравлические муфты взамен фрикционных. Эти муфты при скольжении 15-30 % улучшают параллельную работу насосов, и применение их в ряде случаев более рационально, однако все эти устройства усложняют трансмиссию по сравнению с приводом от электродвигателя постоянного тока.

При необходимости передачи больших мощностей между валами для уменьшения массы, размеров и мощности, передаваемой каждой передачей, применяют привод от соосно расположенных, но несблокированных между собой двух электродвигателей, передающих на трансмиссионный вал мощность двумя цепными или клиноременными передачами. Такие конструкции начали применять в связи с созданием электродвигателей с охлаждением. Например, при таком решении удается в 1,5-2 раза уменьшить массу блока двигатель - насос, установив двигатель под насосом или за ним. Это обеспечивает большую компактность конструкции, что особенно важно при ограниченности площади, например для плавучих буровых установок или установок для кустового бурения. Недостаток такой конструкции - небольшое расстояние между осями валов двигателя и насоса и почти вертикальное расположение цепной трансмиссии, что снижает ее долговечность.

Пример параллельного блокирования четырех электродвигателей по­стоянного тока на общий вал привода лебедки приведен на рис. 11. Дви­гатели сблокированы через редуктор с зубчатой шевронной передачей по два с каждой стороны от барабана буровой лебедки. Это конструктивное решение удачное, так как не требуются коробка передач и фрикционные муфты между двигателями и блокирующим редуктором.

Привод от ДВС. В буровых установках, рассчитанных на бурение сравнительно неглубоких скважин (1000-1500 м), рекомендуют применять блок из одного-двух двигателей общей мощностью до 600 кВт. При этом оси ДВС и валов лебедок следует располагать параллельно во избежание применения конических зубчатых передач. В буровых установках для бу­рения глубоких скважин три или четыре двигателя располагают линейно или группами также параллельно осям валов лебедки. Поперечное распо­ложение более двух двигателей усложняет конструкцию трансмиссии и компоновку оборудования буровой установки.

1 - вертлюг подачи воды к тормозу лебедки; 2 - инерционный тормоз двигателя; 3 - зубчатый редуктор; 4 - вентилятор охлаждения; 5 - барабан лебедки; 6 - вал барабана лебедки; 7 - электродвигатель постоянного тока; 8 - рама

Рисунок 11 - Привод буровой лебедки от четырех электродвигателей постоянного тока мощностью по 750 кВт, сблокированных зубчатыми передачами

На рис. 12 даны схемы блокирования двигателей, применяемые в силовых приводах. Недостаток схемы с линейным расположением двух двигателей и приводом насоса от общего вала (рис. 12, а) - передача всей мощности через привод общего вала насосов. На рис. 12, б приведена аналогичная схема линейного расположения четырех двигателей с раздельный отбором мощности на привод каждого насоса. Привод, выполненный по этой схеме, более маневренный. Такие схемы целесообразно применять в силовых приводах с четырьмя двигателями. При двух и трех двигателях лучше использовать первую схему, при четырех -вторую.

В мощных установках ДВС лучше блокировать цепными передачами, а в установках небольшой мощности - клиноременными. При желании из­бежать цепных передач или уменьшить их число силовые блоки выполняют по схемам на рис. 23.26, виг.

Двигатели можно блокировать карданными и зубчатыми передачами. При быстроходных ДВС для снижения скоростей движения цепей применяют зубчатые редукторы, однако это усложняет конструкцию.

По схеме четыре двигателя сблокированы в виде отдельных двухдвигательных блоков с передачей мощности к коробке карданными валами. В этой схеме двигатели имеют правое и левое направления вращения, что применять не рекомендуют, так как при этом нужны ДВС специальною исполнения. В двигателях с одним направлением вращения в одной из блокирующих передач используют зубчатые редукторы или поворачивают двигатели на 180⁰.

Блокирование двигателей коническими зубчатыми передачами и карданными валами можно применять, когда отсутствуют качественные цени.

Все механизмы силовых приводов для удобства монтажа необходимо монтировать на обшей сварной раме из нескольких продольных блоков, соединенных поперечными траверсами.

Во всех рассмотренных схемах можно использовать турбо- и электромуфты или турботрансформаторы.

2.8.            Расчет внутренней трубы вертлюга на прочность

Рассчитать ствол вертлюга на прочность, если максимальная нагрузка на крюке составляет Q_Kp = 300 тс, материал для ствола - сталь 40ХН. Ствол вертлюга изготовлен из высоколегированной и термообработанной стальной поковки высокого качества и является основной вращающейся деталью, воспринимающей на себя вес колонны бурильных труб во время бурения скважины. Для прохода жидкости ствол имеет внутреннюю расточку. Снаружи ствола находится грибовидный фланец, которым он опирается на основной упорный подшипник, воспринимающий нагрузку от веса бурильной колонны. На нижнем конце ствола выполнена внутренняя коническая резьба (левая). Для соединения вертлюга с колонной бурильных труб на нижнем конце ствола установлен переводник. Ствол вертлюга рассчитывается на прочность при деформации растяжения, изгиба и среза. Для расчета ствола вертлюга имеем следующее данные (рис.12).

D=580, D₁=260,D₂=238,d₀=75,h=140.

Рисунок 12 - Ствол вертлюга

Рассмотрим сечение 1-1. В этом сечении ствол вертлюга рассчитываем на прочность при растяжении. Расчет ведем по формуле

d_{p  =} =750кг/см²                 (1)

где Q_kp - максимальная нагрузка на крюке,

Qmc=300        dм=7D =238                                                 (2)

Определяем предел выносливости на растяжение при пульсирующем цикле нагрузок.

d_op = 0,5*75=37,5кгс/мм²     d_в=75 кгс/мм²                 (3)

Предел прочности для стали 40ХН .

Коэффициент запаса прочности

К=                                                             (6)

где М_из — максимальный момент изгиба,

M_из= =2,4*10⁶ кгс/мм      (7)

Рассмотрим сечение 2-2. В этом сечении ствол вертлюга подвергается напряжениям изгиба и среза. Определяем напряжение изгиба по формуле

где W - осевой момент сопротивления

W= =2667 cм²                                  (8)

d_из=900 кгс/cм²                                                     (9)

Предел выносливости на изгиб при пульсирующем цикле нагрузок

d_ou=0,6*d_в=0,6*75=45 кгс/мм²                                        (10)

Коэффициент запаса прочности на изгиб

K==5                                                                              (11)              

что больше допустимого.

Определяем напряжениее среза

t_ср===262 кгс/cм²                                                 (12)

где F – площадь среза

F=p*D₁*h=3,14*26*14=1144 cм²                                                     (13)

Предел выносливости на срез

t_0ср=0,7*d_ор=0,7*37,5=26,2 кгс/мм²                                    (14)

Коэффициент запаса прочности на срез

K===10                                                                      (15)

Рассмотрив сечение 3-3, в этом сечении ствол вертлюга подвергается напряжениям растяжения

d_p===1500 кгс/cм²              (16)

где D₃=238мм;    d₃ - внутренний диаметр резьбы в плоскости торца. В нижней части ствола вертлюга имеется левая замковая резьба типа 3-171 (168-3ШЛ), внутренний диаметр которой в полости торца  d₃=176,54 мм

Действительный коэффициент запаса прочности по отношению к пределу выносливости при пульсирующем цикле нагрузок составит

K=-2,5                                                                    (17)

Что является достаточным.

Расчет внутренней трубы вертлюга.

Рисунок 13 - Внутренняя труба

Внутренняя труба рассчитывается на прочность при растяжении от давления глинистого раствора, который проходит через нее.

d_p==15,27 кгс/cм²                                (18)

где Р-максимальное давление, развиваемое буровым насосом; D₂=75мм- внутренний диаметр трубы, D₁=98,4мм- внешний диаметр трубы в наиболее опасном сечении.

Определяем предел усталости на растяжение при пульсирующем цикле нагрузки.

d_op=0,5*d_в=0,5*75=37,5 кгс/cм²                                                           (19)

Действительный коэффициент запаса прочности равен

K===2,4                                                                      (20)

2.9.            Расчет упорного подшипника вертлюга на прочность

Рисунок 14 - Упорный подшипник

Q_kp=300_mc                                                                                                                        (21)

Рассчитаем упорный подшипник с коническими роликами вертлюга на прочность, если максимальная нагрузка (осевая), которая воспринимается им, составляет. Согласно рис. 14 имеем:

D=580 мм; =260 мм; _p =115 мм;  _p =72,8 мм - средний диаметра ролика;  b=15°;   z=20  - число тел качения (роликов).

Определяем усилие, действующее на один ролик.

P_кгс==19740                                                   (22)

Максимальные контактные напряжения в местах касания кольца с роликами можно определить по формуле

d_мак=860*=860*=13210 кгс/cм²                     (23)

Допустимое контактное напряжение

d=35000 кгс/cм²

Таким образом, 13210<35000 (кгс/см²), т.е. максимальные контактные

напряжения меньше допустимых.

2.10.                    Определение коэффициента производительности бурового насоса

Мощность бурового агрегата рассчитывается по формуле:

кВт,

где - мощность, затрачиваемая на забое, кВт;- мощность, затрачиваемая на вращение бурильных труб, кВт;- мощность расхода трансмиссии и в других узлах бурового агрегата, кВт.

При бурении алмазной коронкой:

При бурении твердосплавной коронкой:

,

где - коэффициент трения коронки о горные породы, равный 0,3.

кВт,

где - мощность на холостое вращение, равная:

,

где K1 - коэффициент, учитывающий влияние промывной жидкости, равный 1 – для воды (1,2 – для глинистого раствора); K2 - коэфф., учитывающий трещиноватость, равный 1 – для монолитных пород, 2- для трещиноватых; K3 -  материал труб, для стальных труб -1, для легкосплавных – 0,75;- K4 - соединение труб, равный 1; K5 - кривизну бурильных труб, равный 1; σ- радиальный зазор, равный:

σ =м

где D - диаметр скважины, м; d- диаметр бурильных труб, м; q- масса 1 м бурильных труб;E- жесткость материала труб:

2*1011Па – для стальных труб;

0,7*1011Па – для легкосплавных труб;

сила инерции, равная:

I=*d4-d м4

где d1 - внутренний диаметр бурильных труб, м; L- глубина скважины, м;-n -  частота вращения.

N доп - мощность на вращение сжатой части, равная:

N доп=2б45*104* σ*Pn, кВт

Nст=1,1*Nдв* (6*102+1,2*10-4*п), кВт

Расчет:

N3=2*104*202,7*764,3*0,05=1,54 кВт

NБТ=4,35+0,0764,43 кВт

Nхв = 1*1*1*1*1* (8,28*10-5 (0,9+20*0,002) *   * 764,3 1,85*105 -0,75)=4,35 кВт

σ ==0,002 м

q=7,47 кг;

E=2*1011 Па;

2.11.      Основные принципы расположения наземных сооружений и оборудования

Решающими факторами, определяющими схему расположения наземных сооружений и оборудования являются, во-первых, цели, условия и глубина бурения и, во-вторых, географическое месторасположение скважины (суша, море, зона вечной мерзлоты, Арктика и т.п.). Исходя из этого расположение оборудования, конструкция привышечных сооружений и фундаментов существенно отличаются друг от друга:

-                   при нормальных условиях бурения на суше; сложных условиях бурения на суше (глубина свыше 5000 м, аномально высокие пластовые давления, температуры и поглощения промывочной жидкости);

-                   бурении в зонах вечной мерзлоты и в условиях Западной Сибири;

-                   бурении на море.

Однако в любом случае буровое оборудование должно быть расположено и смонтировано с учетом: особенностей выбранной буровой установки, климатических условий и рельефа местности, достижения наибольшей компактности в расположении оборудования, безопасности в работе и удобства в обслуживании, сокращения времени и максимального удешевления строительно-монтажных работ, охраны окружающей среды.

Для каждого нефтяного района в зависимости от конкретных условий разрабатывается наиболее рациональная схема расположения оборудования, технология монтажа, демонтажа и транспортировки оборудования с точки на точку. Нельзя рекомендовать единые для всех схему расположения оборудования, способ транспортировки с точки на точку и организацию монтажных и демонтажных работ, так как экономически выгодное и возможное в одном районе может оказаться нерентабельным и просто невозможным в другом.

При нормальных условиях бурения применяют мелкоблочный или крупноблочный метод монтажа.

При бурении скважин в условиях возможных аномально высоких пластовых давлений, поглощения промывочной жидкости, совершенно неизвестного геологического разреза или же на значительную глубину (5000 м и более) буровое оборудование располагают по специально разработанной для каждого конкретного случая схеме. Основными факторами, которые принимаются во внимание при разработке такой схемы, являются:

-                   сокращение времени и максимальное удешевление работ, связанных с проводкой скважины;

-                   безопасность в работе и удобство в обслуживании; максимальная сохранность окружающей среды.

При редкой сетке заложения структурных, поисковых и разведочных скважин на Крайнем Севере каждая буровая представляет собой индивидуальное законченное хозяйство с комплексом наземных зданий и сооружений, включающих в себя жилые и культурно-бытовые объекты. Как показал опыт, в районах распространения вечной мерзлоты успешная проходка скважин зависит от правильного ведения строительно-монтажных работ и особенно от выбора площадки и типа фундаментов для всего комплекса буровой установки. Для решения вопроса о пригодности любого мерзлого грунта и даже льда в качестве основания под буровое оборудование решающее значение имеет время года, за которое протекает процесс бурения скважин. Если бурение скважины начинается и заканчивается в период отрицательных температур, то основанием фундамента бурового и силового оборудования могут быть любые неустойчивые при оттаивании мерзлые грунты и даже лед. Лишь бы к этому грунту или льду не было доступа промывочной жидкости или воды.

В практике строительства временных фундаментов при глубоком бурении приняты следующие конструкции: фундаменты рамного: типа (стулья) и основания на деревянных сваях. Достаточно часто используется монтаж бурового и силового оборудования на металлических основаниях, установленных на брусьях. При этом каждый брус укладывается на растительный слой грунта, предварительно тепловодоизолированный (опилки, шлак, сверху засыпанные слоем глины 5... 10 см). Расстояние между брусьями определяется из расчета допустимой максимальной нагрузки на грунт.

Привышечные сооружения на буровых Крайнего Севера отличаются большими размерами. Увеличение габаритных размеров объясняется стремлением обеспечить теплое хранение для большей части вспомогательных материалов и запасных частей, емкостей для промывочной жидкости устройством внутренней желобной системы, большей мощностью электрического хозяйства. Привышечные сооружения строят брусчатые засыпные из досок или щитов или каркасные с тканевым покрытием

На территории Тюменской, Томской и других областей Западной Сибири, где проводится бурение на нефть и газ, все в больших объемах из-за природных условий (сильная болотистость и лесистость) широкое распространение получило кустовое бурение на насыпных островах. В условиях Западной Сибири при этом виде бурения устья скважин размещаются на площадке по одной  прямой через каждые 3...5 м. Если в кусте более шести-восьми скважин то они обычно разделяются противопожарным разрывом 50 м. Исходя из этого на всех разрабатываемых месторождениях Западной Сибири внедрена типовая схема монтажа бурового оборудования, предусматривающая передвижение в кусте вышечно-лебедочного блока буровой установки и стационарное расположение насосно-емкостной группы с циркуляционной системой очистки бурового раствора. Такое передвижение блока осуществляется, как правило, на специальных основаниях с применением колесного хода или пневмодвигателей.

В конце 1940-х и начале 1950-х гг. в СССР на Каспийском море и в США в Мексиканском заливе были созданы первые морские нефтепромыслы. Разведка и добыча нефти ведутся в настоящее время у берегов 46 стран на всех континентах как на морских акваториях, так и на внутренних озерах. Наиболее интенсивно ведется работа в Мексиканском и Персидском заливах и в других морях. За рубежом происходит непрерывный рост добычи с морских акваторий. Интенсивно начали развиваться эти работы и у нас в стране.

Площадь мирового континентального шельфа, т. е. прибрежного участка моря глубиной 200 м, составляет 23,7 млн км². Бурение скважин на море в зависимости от условий и характера проводимых работ может осуществляться по-разному. Все установки для морского бурения подразделяют на три основные категории:

-       стационарные - постоянные основания, эстакады, искусственные острова;

-       полустационарные - плавучие (самоподнимающиеся) буровые установки;

-       подвижные - буровые суда, баржи и другие плавучие устройства (полупогружные установки).

Помимо перечисленных основных типов установок существуют еще и промежуточные.

Рисунок 15 – Схема платформы башенного типа с оттяжками

Стационарные установки. В зависимости от того, где монтируется буровое оборудование, можно принять следующую классификацию стационарных морских установок:

-       буровая установка на индивидуальном морском основании (платформе) островного типа;

-       буровая установка на кустовых площадках островного и эстакадного типов;

-       буровая установка на отдельно выступающих в море камнях и островах.

Все перечисленные установки имеют свои характерные особенности и применяются для конкретных производственных условий.

В настоящее время дается предпочтение двум вариантам индивидуальных морских оснований (платформ). Это платформа башенного типа с оттяжками (рис. 15) и платформа полупогружного типа с избыточной плавучестью (рис. 16).

Платформа с оттяжками состоит из крупных вертикальных секций, собранных в опорную башню, которая закрепляется на большом фундаменте. Башня раскреплена оттяжками, которые соединены с якорями, закрепленными в морском дне.

Платформа полупогружного типа крепится к фундаментной плите с помощью натянутых вертикальных тросов. Избыточная плавучесть платформ создает большие растягивающие напряжения в тросах и обеспечивает этим возвращение платформы в вертикальное положение, нарушенное волновыми воздействиями.

1-платформа, 2-натянутые тросы, 3-фундаментная плита

Рисунок 16 – Схема платформы полупогружного  типа с избыточной плавучестью

Морская платформа предназначена для монтажа на ней вышки, бурового и вспомогательного оборудования и размещения привышечных сооружений. На платформе предусматривается дополнительная площадь для размещения бурильных и обсадных труб, запасов глинопорошка, химических реагентов и других материалов. Платформа является основным конструктивным элементом всей буровой установки и воспринимает все нагрузки, возникающие в процессе строительства скважины. Поэтому в конструктивном отношении морское основание должно быть прочным и обеспечивать надежею и безаварийную работу в процессе бурения скважины.

В разработке морских месторождений нефти и газа иногда применяется эстакадный способ. Морская эстакада представляет собой мост облегченной конструкции. Сущность разработки месторождения этим способом заключается в том, что по заранее составленному плану сооружаются металлические эстакады мостового типа с площадками для бурения, расположенными на определенном расстоянии друг от друга. С площадок производится бурение скважин и последующая их эксплуатация.

На площадках, сооруженных при эстакадах, размещают также отдельные производственные, административные и культурно-бытовые объекты морского нефтепромысла. В качестве примера эстакадного способа разработки нефтяных месторождений можно привести широко известные «Нефтяные камни», расположенные близ Баку.

Условия строительства морских оснований и монтажа на них | оборудования находятся в постоянной зависимости от состояния моря и погоды. При работе с плавучим краном нагрузка оборудо­вания и материалов может производиться при ветре до 2 баллов; монтаж вышки может производиться при ветре до 4 баллов; при ветре свыше 5 баллов все строительно-монтажные работы прекра­щаются.

Полустационарные установки. К ним прежде всего относятся плавучие буровые установки (ПБУ). К ПБУ предъявляются следующие требования: потребность минимального времени на строительно-монтажные работы в море; способность к быстрой передислокации с одной точки бурения на другую; многократность использования; мореходность в плавучем состоянии при переходах на короткие расстояния при ограниченной погоде и разовые переходы на значительные расстояния без ограничения погоды; способность установки на точке бурения в течение гарантированного прогноза погоды времени; автономность, т.е. достаточность материалов для бурения; обеспеченность нормальными жилищными условиями для буровой бригады и другого персонала, которые могут находиться на ПБУ в течение 3...4 недель; обеспеченность полным комплектом бурового оборудования для бурения как разведочной, так и эксплуатационной скважины.

а-положение на плаву, б-положение при бурении

Рисунок 17- Плавучая буровая установка

Современные ПБУ самоподъемного типа отвечают всем пере­численным требованиям (рис. 17). Они имеют следующие конструктивные особенности: корпус ПБУ представляет собой понтон с упрощенными формами; опорные колонны расположены или по углам понтона при числе опор три-пять, или вдоль бортов при числе опор шесть-восемь; жилые помещения и вертолетная^- площадка расположены в противоположном конце по отношению к буровой вышке с порталом; понтон ПБУ часто имеет местные платформы или второе дно. В отсеках понтона размещают буровое и энергетическое оборудование, насосную станцию, емкости для хранения и приготовления глинистого раствора, запасы материально-технических средств, глинопорошков и химических реагентов; главная палуба во всей средней части используется для размещения бурильных, обсадных труб, полноповоротных кранов грузоподъемностью 25... 75 т.

Подвижные установки. К ним относятся буровые суда (БС) н полупогружные установки (ПБС). Буровое судно представляет собой обычное морское судно, имеющее площадь палуб и грузоподъемность, достаточные для размещения буровой установки и запаса различных материалов. Часто под БС переоборудуются обычные транспортные и даже военные суда.

При бурении с буровых судов технологический процесс, за исключением оборудования подводного устья, в принципе не отличается от бурения на суше. Поэтому для комплектования буровой установки используются стандартные узлы и оборудование.

Однако оборудование, применяемое на БС, имеет и некоторые особенности в силу того, что площадка, с которой бурят, перемещается. Эти особенности оборудования состоят в следующем:

1.                 В виду колебаний БС при качке невозможно применение желобной системы очистки с самотечным движением раствора, поэтому циркуляционная система глинистого раствора должна иметь замкнутую принудительную циркуляцию.

2.                 Так как с БС обычно бурится лишь одна скважина, то нет необходимости устанавливать наклоняющуюся вышку или вышку с передвигающимися кронблоками.

3.                 При бурении с БС в связи с колебанием судна затруднена, а в некоторых случаях невозможна, установка бурильных труб на подсвечник внутри вышки при спускоподъемных операциях. В связи с этим для ускорения сборки и разборки применяются механизированные стеллажи. При таких стеллажах подача труб на мостки со склада (стеллажи на палубе БС) производится механически.

4.                 Буровая установка, как правило, электрифицирована, т.е. все приводы для механизмов электрические.

Проблема удержания бурового судна над точкой бурения при жестких условиях ограничения перемещений является одной из основных проблем при бурении на море. В зависимости от разме­ров судна, глубины бурения и района плавания применяются различные  по мощности и принципу работы, удерживающие системы БС.

С начала 1960-х гг. используются буровые судна со специальным погружающимся под воду корпусом, так называемые полупогружные установки. У этих установок сохранились главные особенности при бурении с судна: бурение на плаву и якорные системы удержания. Корпус ПБС имеет три основных элемента: понтон, колонны и верхнюю рабочую площадку. Во время транспортировки ПБС плавает на понтонах с минимальным балластом. Затем на точке бурения сооружение принимает балласт в понтоны и погру­жается на заданную глубину. В рабочем положении понтоны находятся под водой, а верхняя рабочая площадка находится над водой.

3.                 Организационный раздел

3.1.          Обслуживание вертлюгов

 Правильное и своевременное техническое обслуживания вертлюга является обязательным условием его высоких эксплуатационных показателей. Технический осмотр должен производиться перед началом каждой смены.

Перед началом работы необходимо проверить:

а) состояние отвода, корпуса, штропа, ствола и замковой резьбы переводника. Данные элементы не должны иметь трещин, забоин и других дефектов. В случае обнаружения дефектов, снижающих прочность деталей, следует их заменить или сменить вертлюг;

б) надежность крепления всех резьбовых соединений. Все болты и гайки должны быть надежно затянуты, зашплинтованы или законтрены;

в) манжеты быстросъемного сальника, если они пропускают промывочный раствор, то необходимо заменить манжеты или подтянуть гайки быстросъемного соединения;

г) наличие масла в ванне корпуса. Замена его производится через первые 50 часов работы после пуска, затем, через 500 часов работы. Проверка уровня масла ежесменная. Свободный выход паров масла осуществляется через отверстие в пробке. Отверстие в пробке должно быть чистым. Нагрев масла при работе вертлюга не должно превышать 80 градусов;

д) наличие смазки в шарнирах штропа и севанитовых уплотнений. При необходимости оси штропа, узлы севанитовых уплотнений верхней и нижней крышек заправить пластичной смазкой литол 24 ГОСТ 21150-87 через масленки по 50 г ежесменно.

е) отсутствие течи масла в верхней и нижней крышках. Пробка сливная должна быть затянута, севанитовые уплотнения и резиновые кольца исправны.

ж) плавность вращения ствола при небольшом осевом люфте. Ствол вертлюга должен плавно поворачиваться от усилия моментом не более 30 кгс/м.

Все неисправности должны немедленно устраняться. Неисправный вертлюг в работу не допускается.

3.2.            Ремонт вертлюга

Вертлюг - один из важнейших элементов буровой установки. Обеспечивает вращение буровой колонны и обеспечивает подвод промывочной жидкости для нее. Вертлюги устанавливаются между буровым инструментом и талевой системой, благодаря чему предотвращает скручивание каната.

Для успешного и быстрого проведения ремонта обслуживающий персонал должен хорошо изучить оборудование.

Системой планово-предупредительного ремонта предусматривается проведение технического обслуживания оборудования и проведение текущего и капитального ремонтов.

Периодическое техническое обслуживание и текущий ремонт осуществляются в процессе эксплуатации для обеспечения работоспособности оборудования.

При техническом обслуживании осуществляются такие работы, как проверка болтовых соединений, при необходимости замена шплинтов, чистка оборудования.

При текущем ремонте производится частичная разборка оборудования и связанная с этим остановка.

При текущем ремонте производится проверка состояния корпуса вертлюга, отвода, штропа, ствола, замковой резьбы, прокладок, проверка всех болтовых соединений, смазка узлов. Ствол в местах работы манжет не должен иметь задиров и износа более 3 мм на диаметр. Отвод не должен иметь трещин, раковин и разъеданий. Износ поверхности грязевой трубы не должен превышать 3 мм на диаметр. Манжеты быстросъемного сальника, если они пропускают промывочный раствор, то необходимо заменить манжеты или подтянуть гайки быстросъемного соединения. Ствол вертлюга должен плавно вращаться при небольшом осевом люфте. Момент, при котором ствол вертлюга должен проворачиваться составляет не более 30 кгс/м. Осевой люфт ствола не должен превышать 0,25 мм.

В случае обнаружения дефектов, снижающих прочность деталей, следует их заменить или сменить вертлюг.

При выполнении технологических операций необходимо руководствоваться инструкциями по охране труда, действующими в СУБР-2.

- ИОТВ 2-3 при ремонте и эксплуатации бурового оборудования;

- ИОТП 1-5 для слесаря по обслуживанию буровых;

- ИОТП 1-12 для слесаря ремонтника;

- ИП 3-51 по охране труда по применению средств индивидуальной защиты (СИЗ);

- ИП 3-55 по использованию технических жидкостей и сбору их отработки;

- Техническим описанием и инструкцией по эксплуатации УВ-250.

3.3.            Обслуживание буровых насосов

Буровые насосы эксплуатируются в различных климатических усло­виях при температуре воздуха до ±50°С и температуре бурового раствора от -1 до +80°С. Плотность растворов обычно составляет 1200-1300 кг/м³, а в некоторых случаях понижается до 800 кг/м³ или же повышается до 2000 кг/м³ и даже более.

Время работы насоса колеблется от 30 минут до 200 ч и более в зависимости от длительности работы долота. Продолжительность периодических технологических остановок может составлять 3-15 минут для наращивания бурильной колонны и 10 часов и более для спуска и подъема долота с больших глубин или спуска обсадных колонн.

Насос должен быть удобным в эксплуатации, обслуживании и ремонте в полевых условиях, допускать быструю смену быстроизнашивающихся деталей - поршней, штоков, цилиндровых втулок, сальников, клапанов и др.

Даже при нормальных условиях эксплуатации срок службы быстроизнашивающихся деталей ограничен и составляет в часах: поршней 100-200; штоков 150-200; цилиндровых втулок 200-300; клапанов 300-400. Иногда срок службы этих деталей сокращается до нескольких десятков часов. Поэтому быстрота и удобство их замены, а также малая трудоемкость операций имеют большое значение.

Применение в буровых установках насосов большой мощности с высоким давлением нагнетания повысило требования к их техническому обслуживанию. Во время эксплуатации буровых насосов необходимо помнить, что при высоком давлении нагнетания бурового раствора (промывочной жидкости) дефекты в насосе или его обвязке могут быть причинами серьезных аварий и несчастных случаев.

Только при строгом соблюдении режимов работы насосов, условий их эксплуатации, предусмотренных инструкцией, и при обеспечении правильного и своевременного обслуживания можно обеспечить их надежность и безопасность.

Предпусковые работы после монтажа бурового насоса начинаются с проверки горизонтальности размещения насоса на основании, так как перекос насоса может привести к быстрому выходу из строя крейцкопфа и его направляющих. Перед пуском бурового насоса необходимо произвести осмотр состояния клиновых ремней, а также надежность ограждения всех передач.

Осмотр скрытых узлов бурового насоса производят путем вскрытия соответствующих крышек и люков. Состояние клапанов и их уплотнений проверяют вскрытием клапанной крышки. Цилиндры и поршни проверяют размонтировав цилиндровые крышки. Осмотр движущихся частей насоса производят через соответствующие люки насоса. Контролируют наличие и состояние масла в ванне; проверяют крепление всех узлов.

Пневматические компенсаторы должны быть заполнены азотом или воздухом под давлением, указанным в инструкции по эксплуатации.

Пробный пуск насоса производят при полностью открытой пусковой задвижке. Если насос установлен выше приемной емкости, то перед пуском полости насоса над всасывающим клапаном заполняют водой. В начале работы насоса через открытые люки проверяют поступление смазки на крейцкопфы и штоки, после чего люки закрывают. После проверки работы насоса вхолостую производят пуск его под нагрузкой.

Во время эксплуатации бурового насоса контролируют с помощью приборов состояние его узлов. Давление нагнетания определяют по манометру. Оно не должно превышать допустимую величину, соответствующую установленным цилиндровым втулкам. Подачу насоса контролируют по расходомеру.

Работу клапанов и цилиндров контролируют по стуку. Появление чрезмерного стука свидетельствует о ненормальной работе этих узлов. Стук может возникнуть при нарушении соединений штока с поршнем или крепления цилиндровых втулок.

Подшипники и направляющие крейцкопфа должны работать без стука. Их нагрев выше 70 °С не допускается.

В процессе эксплуатации бурового насоса необходимо систематически контролировать течь жидкости через контрольные отверстия в гидравлической и клапанной коробках. Течь жидкости указывает на износ уплотнительных устройств и на необходимость их замены. Появление глухих ударов в насосе и в нагнетательном трубопроводе объясняется отсутствием сжатого газа в компенсаторах из-за утечек через неплотности в соединениях. Выявленные дефекты должны быть устранены, иначе дальнейшая эксплуатация насоса приведет к его отказу.

4.     Экономический раздел

4.1   Организационная структура БПО

Общее руководство эксплуатацией оборудования осуществляет нефтегазодобывающее общество, на балансе которого находится оборудование.

Непосредственно эксплуатацией оборудования занимаются территориальные производственные предприятия (ТПП), входящие в состав этого общества или его филиалов.

На ТПП возложены следующие функции:

1) учет наличия и движения оборудования;

2) ведение техдокументации на оборудование;

3) организация учета работы оборудования в отработанных часах в целях проведения ремонта;

4) контроль за техническим состоянием, за правильностью эксплуатации оборудования, подготовка материалов на списание в установленном порядке;

5) обеспечение служб ремонта необходимой технической документацией;

6) разработка годовых, квартальных, месячных планов-графиков технического обслуживания (ТО) и ремонтов (Р);

7) проведение ТО оборудования;

8) проведение планового ремонта оборудования в соответствии с планом-графиком;

9) поставка оборудования на капремонт и прием из ремонта;

10) определение потребности в запчастях для ремонта оборудования;

11) контроль за наличием и техническим состоянием нормативного запаса оборудования и запчастей, необходимого для бесперебойной работы предприятия, организация его хранения;

12) подготовка новых видов оборудования к эксплуатации, внедрение новой техники;

13) ликвидация аварий с оборудованием, установление причин аварий;

14) контроль за соблюдением требований техники безопасности при эксплуатации и ремонте;

15) своевременная подготовка отчета о выполнении ремонта оборудования;

16) организация сбора данных о работе оборудования;

17) составление заявок на оборудование, топливно-смазочные материалы, запчасти и другие изделия.

Служба главного механика ТПП составляет годовые планы капремонта техники, организует размещение машин и сборочных единиц для проведения капремонта на ЦБПО и ремзаводах, контролирует ход ремонта машин, ведет учет техники и ее движение, участвует в составлении заявок на машины, обороте сборочных единиц, запчастей и в их распределении по предприятиям, контролирует правильность списания техники, руководит подведомственными ремонтными предприятиями, организует учебу работников, занимается эксплуатацией и ремонтом техники, обеспечивает подведомственные организации нормативными материалами и инструкциями по эксплуатации техники.

Ответственность за выполнение эксплуатационным персоналом инструкций по эксплуатации оборудования возлагается на руководство и главного механика предприятия или цеха.

На каждый вид оборудования устанавливаются, в зависимости от его конструкции и назначения, трудовые затраты по видам ремонта, минимальное количество рабочих, выполняющих ремонт.

Выполнение работ по техническому обслуживанию и ремонту (ТО и Р) оборудования нефтегазодобывающего общества возложено на эксплуатационно-ремонтную базу, которая включает собственную эксплуатационно-ремонтную базу, ремонтные базы подрядных организаций (технический сервис) и ремонтные базы предприятий-изготовителей оборудования (фирменный сервис).

Собственная эксплуатационно-ремонтная база ТПП нефтегазодобывающего общества представляет производственную систему, объединяющую следующие подразделения, персонал которых выполняет работы по ТО и Р:

-                   технологические службы в цехах по добыче нефти и газа (ЦДНГ), поддержанию пластового давления (ППД), первичной подготовке нефти (ЦППН);

-                   базы производственного обслуживания (БПО);

-                   центральные базы производственного обслуживания (ЦБПО).

Технологические службы ЦДНГ, ППД, ЦППН принимают участие в проведении ТО используемого оборудования и в аварийно-восстановительных работах совместно с соответствующими структурными подразделениями БПО. На некоторых предприятиях в ЦДНГ, ППД и ЦППН имеется ремонтный персонал, подчиняющийся старшему механику или механику цеха, и на него возложены функции исполнителя ремонтных работ.

Основная задача БПО - выполнение текущего ремонта и технического обслуживания оборудования.

В структуру БПО входят:

-                   цеховой ремонтно-технический персонал (механические мастерские);

-                   ремонтные бригады по обслуживанию нефтегазопромысловых объектов на месте эксплуатации.

-                   ЦБПО специализируется на выполнении следующих работ:

-                   производство нестандартного оборудования и инструмента;

-                   капитальный ремонт оборудования для бурения и нефтегазодобычи;

-                   производство запасных частей и инструмента для проведения капитального ремонта оборудования.

Подрядные организации выполняют в основном ремонт стационарного оборудования и сооружений (резервуары, нефтепроводы, печи подогрева нефти и т.п.), потребность в котором возникает периодически и при выполнении которого необходимо применение специализированных технологий.

В подобной ситуации имеются все предпосылки для более широкого развития в системе ТО и Р технического и фирменного сервиса.

Под фирменным обслуживанием следует понимать комплекс организационно-технических, инженерных и коммерческих мероприятий, осуществляемых машиностроительными предприятиями с целью обеспечения высокого уровня стабильности и эффективности использования техники на протяжении всего срока эксплуатации.

Ведущие отечественные и зарубежные машиностроительные фирмы работают по комплексным программам, обеспечивающим требуемое качество техники и непосредственное их участие в процессах эксплуатации техники.

Необходимость развития фирменного обслуживания обусловлена широким использованием в современном оборудовании для бурения скважин и нефтегазодобычи сложных и особо сложных систем гидравлического и электрического оборудования, требующих более современных форм и методов технического обслуживания и ремонта при участии предприятий-изготовителей.

Основополагающим принципом системы фирменного обслуживания (СФО) является полная ответственность производителей за работоспособность продукции в течение всего срока эксплуатации в любом регионе ее использования. Поэтому при формировании систем фирменного обслуживания производителям техники следует руководствоваться следующими положениями.

Между спросом на товар и спросом на техническое обслуживание существует взаимосвязь: спрос на технический сервис зависит от спроса на товар.

Производитель обеспечивает техническое обслуживание и сервис поставляемого оборудования в течение всего периода эксплуатации, т.е. до полного окончания его амортизации. Система технического обслуживания производимой техники включает в себя весь комплекс услуг: снабжение запасными частями, технической документацией, проведение ремонтных работ, обучение специалистов, изучение эффективности работы оборудования, выявление его преимуществ и недостатков, проведение модернизации и т.п.

В системе фирменного обслуживания оборудования региональные технические центры с эксплуатационными предприятиями должна объединять общая цель - повышение эффективности эксплуатации техники.

Эксплуатационные предприятия в регионах разнообразны, и в большей мере их различие состоит в параметрах, наиболее значимо определяющих уровень эксплуатации машин. Поэтому в системе фирменного обслуживания целесообразно поддерживать различную степень взаимодействия эксплуатационных предприятий с региональным техническим центром, т.е. перечень услуг должен меняться в широком диапазоне: от обеспечения запасными частями, узлами, агрегатами (новыми и капитально отремонтированными) до проведения диагностики, ТО и ТР в техническом центре. При организации системы фирменного обслуживания в регионе технический центр направляет эксплуатационному предприятию вместе с проектом типового договора на обеспечение запасными частями типовые формы обследования предприятия. Контроль правильности их заполнения выполняет работник, ответственный (в эксплуатационном предприятии) за связь с региональным техническим центром.

Структура СЦБПО БНО состоит из основного, вспомогательного производства и технического обслуживания.

Основное производство:

Цех по прокату и сервисному обслуживанию насосов системы ППД – осуществляет обслуживание насосов системы ППД, монтаж, демонтаж, и текущий ремонт насосов;

Участок станков с ЧПУ предназначен для изготовления запасных частей на станках с числовым программным управлением;

Участок проката гидроключей предназначен для ремонта и проката гидравлических ключей, спайдеров и бекапов;

Литейно – кузнечный цех осуществляет обеспечение заготовками цехов основного и вспомогательного производств, получение заготовок производится следующими способами:

-       На отрезных станках;

-       Свободной ковкой на молотах;

-       Холодной штамповкой на кривошипных прессах;

-       Литьем;

-       Литье производится по газифицируемым моделям в землю.

Механо – сборочный цех предназначен для изготовления запасных за-пасных частей к буровому и нефтепромысловому оборудованию и ремонта запорной арматуры;

Участок реставрации и упрочнения деталей, предназначен для восста-новления и упрочнения деталей методом наплавки и напыления;

Участок реставрации деталей;

Гальванический участок;

Цех по ремонту бурового и нефтепромыслового оборудования, предназначен для проведения ремонта агрегатов и узлов буровых установок и нефтепромыслового оборудования;

Участок текущего и капитального ремонта ЦНС;

Участок по изготовлению грузозахватных приспособлений;

Участок по ремонту бурового и нефтепромыслового оборудования;

Цех по ремонту и прокату гидравлических забойных двигателей и ловильного инструмента, выполняющий работу по ремонту и прокату турбобуров и ловильного инструмента.

В состав цеха входят:

Участок по прокату и ремонту турбобуров;

Механический участок;

Участок по прокату и ремонту ловильного инструмента;

Участок по изготовлению РТИ и изделий из пластмассы, экспериментально – инструментального цеха, осуществляется изготовление резино – технических изделий и изделий из пластмассы для структурных подразделений ОАО «Сургутнефтегаз».

Центральная базовая лаборатория осуществляет услуги по дефектоскопии, химанализу и метрологии.

Вспомогательное производство:

Для обеспечения основного производства организована работа вспомогательного производства в следующем составе:

Экспериментально – инструментальный цех осуществляется выполнение опытных работ по механизации процессов бурения по чертежам собственной разработки в соответствии с заданиями заказчиков и планом внедрения новой техники, а также изготовление различных приспособлений, штампов пресс-форм, несложного мерительного и режущего инструмента для собственных нужд основного производства базы.

Служба главного механика предназначена для ремонта и обслуживания собственного технологического оборудования.

Служба главного энергетика предназначена для ремонта и обслуживания энергетического силового и теплового оборудования базы.

Отдел материально – технического снабжения, осуществляет централизованное получение и обеспечения цехов основного и вспомогательного производства материалами, запасными частями, комплектующими элементами и инструментами.

Транспортный участок предназначен для организации правильного технического содержания, ремонта, эксплуатации автотранспортной техники, обеспечивающей межцеховые и внешние перевозки грузов и материалов производственного назначения, координации и контроля работы стороннего транспорта.

Ремонтно – строительный участок производит текущий ремонт зданий и сооружений на территории базы.

4.2   Планирование ремонта бурового оборудования

Правильная эксплуатация машин или механизмов до полного выхода из строя требует своевременных остановок для замены быстроизнашивающихся деталей, необходимой регулировки и ремонта.

Для сохранения нормальной работоспособности бурового и нефтепромыслового оборудования применяют систему планово-предупредительного ремонта (ППР), представляющую собой совокупность организационно-технических мероприятий по уходу, надзору и ремонту, проводимых в плановом порядке. Благодаря такой системе заранее планируется остановка машин на ремонт по графику, подготавливаются запасные части, материалы и т. д.

Система планово-предупредительного ремонта технологического оборудования характеризуется следующими основными особенностями.

1.Оборудование ремонтируется в плановом порядке, через определенное число отработанных машино-часов или в соответствии с установленной нормой отработки в календарных днях.

2. Определенное число последовательно чередующихся плановых ремонтов соответствующего вида образует периодически повторяющийся ремонтный цикл.

3. Каждый плановый периодический ремонт осуществляется в объеме, восполняющем тот износ оборудования, который явился результатом его эксплуатации в предшествовавший ремонту период; он должен обеспечивать нормальную работу оборудования до следующего планового ремонта, срок которого наступит через определенный, заранее установленный промежуток времени.

4. Между периодическими плановыми ремонтами каждая машина систематически подвергается техническим осмотрам, в процессе которых устраняют мелкие дефекты, производят регулировку, очистку и смазку механизма, а также определяют номенклатуру деталей, которые должны быть подготовлены для замены износившихся.

Система планово-предупредительного ремонта в зависимости от объема и сложности ремонтных работ предусматривает проведение текущего и капитального ремонтов.

Текущий ремонт - это минимальный по объему плановый ремонт, с помощью которого оборудование поддерживается в работоспособном состоянии. Он выполняется непосредственно на месте установки оборудования.

При текущем ремонте проверяют состояние оборудования, заменяют быстроизнашивающиеся детали, меняют при необходимости смазку и устраняют дефекты, не требующие разборки сложных узлов оборудования. Те неисправности оборудования, которые не могут быть устранены силами службы технического обслуживания, устраняют выездные ремонтные бригады.

Перечень ремонтных работ при текущем ремонте определяется классификатором ремонта. После ремонта проверяют работу оборудования, регулируют узлы и механизмы».

Капитальный ремонт - наиболее сложный и трудоемкий вид планового ремонта, при котором производят полную разборку оборудования с последующим ремонтом или заменой всех изношенных узлов или деталей, а также работы, входящие в объем текущего ремонта. В результате капитального ремонта полностью восстанавливается техническая характеристика оборудования.

Внеплановый ремонт - ремонт, вызванный аварией оборудования или не предусмотренный планом. При надлежащей организации системы ППР внеплановые ремонты, как правило, не требуются.

Для поддержания оборудования в постоянной технической исправности и эксплуатационной готовности, а также предупреждения аварий и поломок необходима система технического обслуживания. Техническое обслуживание включает в себя контроль за выполнением правил эксплуатации оборудования, указанных в технических условиях и паспортах, проверку технического состояния оборудования, устранение мелких неисправностей и определение объема подготовительных работ, которые будут выполнены при очередном плановом ремонте.

Для бурового и эксплуатационного оборудования устанавливают следующие виды технического обслуживания.

1.После завершения монтажа оборудования до начала его эксплуатации производят проверку всех соединений, внешний осмотр, а также проверку работоспособности оборудования и приборов.

2. При кратковременных остановках, если по количеству отработанных часов оборудование не подлежит более сложному техническому обслуживанию, производят внешний осмотр и устраняют неисправности, замеченные обслуживающим персоналом.

3. Периодические виды технического обслуживания осуществляют через определенное количество отработанных часов. Объемы одноименных периодических видов технического обслуживания равны друг другу, объем же каждого последующего вида обслуживания включает в себя объем предыдущего вида.

При периодических видах технического обслуживания выполняют трудоемкие работы: промывку фильтров, смену смазки, замену шинно-пневматических муфт и т. д.

Правильно организованное техническое обслуживание оборудования значительно сокращает его простои из-за поломок и выхода из строя узлов и деталей в межремонтный период. Межремонтным периодом называется период работы оборудования между двумя очередными плановыми ремонтами.

Ремонтный цикл - наименьший повторяющийся период работы оборудования, в течение которого в определенной последовательности выполняются установленные виды технического обслуживания и ремонта, т. е. период работы оборудования между двумя капитальными ремонтами. Структура ремонтного цикла представляет собой схему чередования видов ремонта, различающихся по объему работ, проводимых в определенной последовательности через определенные промежутки времени на всем протяжении ремонтного цикла.

По мере эксплуатации и ремонта для каждого вида оборудования наступает такой момент, когда в результате физического и морального износа его эксплуатация и ремонт становятся невозможными и экономически невыгодными.

Физический износ машины - результат разрушения различных ее элементов, в связи с чем машина перестает удовлетворять предъявляемым к ней требованиям.

Моральным износом называется уменьшение стоимости действующей техники под влиянием технического прогресса. Различают две формы морального износа:

-                   утрата действующей стоимости по мере того как машины такой же конструкции начинают воспроизводиться дешевле;

-                   обесценивание действующей техники вследствие появления более совершенных конструкций машин.

Период с начала введения машины в эксплуатацию до ее списания, измеряемый в годах календарного времени, называется сроком службы. Срок службы оборудования находится в тесной зависимости от норм амортизационных отчислений.

Объемы работ при обслуживании и ремонтах оборудования, структура и длительность ремонтных циклов и межремонтных периодов бурового и нефтепромыслового оборудования приведены в нормативной литературе, разработанной ВНИИОЭНГом.

Независимо от вида ремонта (текущий, капитальный) и его способа (обезличенный, крупноузловой, необезличенный) процесс восстановления оборудования состоит из ряда основных технологических операций:

1.Подготовка оборудования к ремонту: отсоединение электропитания, отключение топливо- и водоснабжения, опорожнение картеров, мойка. От тщательности и правильности подготовки машины к ремонту зависит качество ремонта и безопасность ремонтных работ, которые должны проводиться в чистоте.

2. Демонтаж всей машины или разборка отдельных ее блоков и узлов (в зависимости от вида проводимого ремонта).

3. Мойка узлов и деталей машины.

4. Контроль степени износа и классификация деталей на группы: не требующие ремонта; подлежащие восстановлению; направляемые в утиль.

5. Восстановление изношенных деталей и замена деталей, ушедших в утиль, запасными частями.

6. Сборка оборудования.

7. Обкатка оборудования, его испытание для оценки качества ремонта.

8. Окраска оборудования.

Все производственные геологоразведочные организации, на балансе которых находится оборудование, обязаны составлять и строго соблюдать;

1) годовые планы технического обслуживания и ремонта оборудования;

2) годовые или полугодовые графики технического обслуживания и ремонта оборудования.

Годовой план технического обслуживания и ремонта составляется на календарный год и определяет виды, количество и трудоемкость технических обслуживаний и, ремонтов по каждой единице оборудования, находящейся на балансе предприятия, а также суммарную трудоемкость всех технических обслуживании и ремонтов по эксплуатируемому оборудованию на планируемый год.

Годовой план технического обслуживания ремонта оборудования является основанием для расчёта потребности предприятия в ремонтных местах для капитального ремонта, в запасных частях, материальных и трудовых ресурсах для технического обслуживания и ремонта этого оборудования в процессе эксплуатации.

Годовой план технического обслуживания и ремонта оборудования составляется отделом главного механика и утверждается главным инженером предприятия.

Порядок составления годового плана ТОиР.

1) перечень оборудования, числящегося на балансе предприятия;

2) паспортные данные каждой единицы оборудования (заводской номер, тип, марка машины);

3) данные о фактической наработке каждой машины на начало планируемого года, в маш.-ч.;

4) фактическая (отчетная) или планируемая среднегодовая наработка машины данного типа за год в условиях данного предприятия;

5) основные нормативы Системы (длительность и структура ремонтного цикла, виды и периодичность технических обслуживаний и ремонтов, коэффициенты использования данного вида оборудования по машинному времени, и т.д.).

4.3   Расчет продолжительности, трудоемкости стоимости бурового насоса

Физический износ оборудования, а значит и потребность в технических обслуживаниях и ремонтах, зависит от фактического времени нахождения оборудования в работе, поэтому в основу нормативов Системы положено машинное время, а за единицу машинного времени принят 1 машино-час.

Под машинным временем подразумевается время, в течение которого механизм находится в движении и, следовательно, подвергается физическому износу, даже если при этом полезная работа и не производится. Так, например, время работы двигателя на холостом ходу относится к машинному времени.

Машинное время бурового оборудования складывается из времени «чистой» работы, времени участия механизма во вспомогательных операциях и времени работы механизма при ликвидации аварий и осложнений. Простой (по любым причинам), монтаж и демонтаж оборудования, а также перевозка с одного места работы на другое не содержат машинного времени.

Геологоразведочное оборудование, находящееся в работе, действует не все время, а имеет простои, связанные с технологией геологоразведочных работ. Так, например, буровой насос работает меньше бурового станка, так как насос не участвует в спуско-подъемных операциях. Таким образом, машинное время работы у разных машин различно. Оно может быть меньше времени нахождения оборудования в работе (или равным ему), но не может быть больше его.

Время нахождения оборудования в работе включает в себя:

1) время «чистой» работы;

2) время вспомогательных операций;

3) время ликвидации аварий и осложнений;

4) время монтажных и демонтажных работ;

5) время перевозки оборудования с одного места работы на другое¹ .

Отношение машинного времени (Т_М ко времени нахождения оборудования в работе (Т_Р) называется коэффициентом использования оборудования по машинному, времени (К_М):

К_м = Т_м / Т_р                                                                                             (24)

где: Т_М - машинное время работы оборудования, в маш-ч;

Т_р - время нахождения оборудования в работе, в часах.

Так как подавляющее большинство бурового оборудования не оборудовано счетчиками машинного времени, то учет его работы на практике ведется по рабочим сменам. Для пересчета «времени нахождения в работе» в «машинное время» пользуются коэффициентом использования оборудования по машинному времени (К_М):

Т_{м  =} К_м * Т_р                                                                   (25)

4.4 Технико-экономические показатели работы БПО

Анализ основных технико-экономических показателей производится с целью выявления динамики и тенденции развития производства предприятия. На основе данного анализа дается оценка, состояния основных показателей хозяйственной деятельности. Выявляются негативные тенденции и проблема, а также резервы и перспективы деятельности предприятия.

Таблица 9 - Технико-экономические показатели работы БПО

№ п/п	Показатели	Предыдущий год	Отчетный год		Отклонение, (+,-)			Темп роста, %
1	2	3	4		5			6
1	Объем выпуска продукции	65300	69800		4500			106,89
2	Выручка от продажи товаров, продукции, услуг (за минусом НДС), тыс. руб.	71844	66120		-5724			92,03
3	Себестоимость проданных товаров, работ, услуг, тыс. руб.	60129	47961		-12168			79,76
4	Средний уровень затрат на производство продукции, работ, услуг , %	0,86	0,73		-0,13			85,26
5	Прибыль от продаж, тыс. руб.	2961	4405		1444			148,77
6	Рентабельность продаж, %	0,041	0,067		0,026			163,41
7	Чистая прибыль, тыс. руб.	1157	2111		954			182,45
8	Рентабельность конечной деятельности, %	0,016	0,032		0,016			200,00
9	Материальные затраты на производство продукции	1505	1300		-205			86,38
10	Материалоотдача , руб.	43,39	53,69		10,3			123,74
11	Численность персонала, чел.	60	58		-2			96,67
12	Производительность труда одного работника, тыс.руб.	1197,4	1140		-57,4			95,21
13	Фонд заработной платы, тыс. руб.	421200	464000		42800			110,16
14	Среднемесячная заработная плата одного работника, тыс. руб.	7020		8000		980	113,96
15	Среднегодовая стоимость основных фондов, тыс. руб.	24470		15371		-9099	62,82
16	Фондоотдача, руб.	2,67		4,54		1,87	170,04
17	Фондоемкость, руб.	0,37		0,22		-0,15	168,18
18	Фондовооруженность труда одного работника, тыс. руб./чел.	407,83		265,02		-142,81	64,98

Рентабельность продаж = Прибыль от продаж / Выручка, %

Рп пред. = 2961/71844 = 0,041%

Рп отч. = 4405/66120 = 0,067%

Рентабельность конечной деятельности = Чистая прибыль / Выручка, %

Ркд пред. = 1157/71844 = 0,016%

Ркд отч. = 2111/66120 = 0,032%

Материалоотдача = Объем/ Материальные затраты, руб.

М пред. = 65300/1505 = 43,39 руб.

М отч. = 69800/1300 = 53,69 руб.

Производительность труда одного работника = Выручка от продажи/Численность ПП, тыс. руб.

П пред. = 71844/60= 1197,4 тыс.руб.

П отч. = 66120/58 = 1140 тыс.руб.

Фондоотдача = Объем/ Ср.год стоимость ОФ, руб.

ФО пред = 65300/24470 = 2,67 руб.

ФО отч. = 69800/ 15371 = 4,54 руб.

Фондоемкость = Ср.год стоимость ОФ/Объем, руб.

ФЕ пред. = 24470/65300 = 0,37 руб.

ФЕ отч. = 15371/69800 = 0,22 руб.

Фондовооруженность труда одного рабочего = Ср.год стоимость ОФ/Численность ПП, тыс.руб./чел.

Ф прд. = 24470/60 = 407,83 тыс.руб./чел.

Ф отч. = 15371/58 = 265,02 тыс.руб./чел.

Вывод: Проанализировав основные технико-экономические показатели предприятия, можно наблюдать снижение выручка на 7,97 % , а так же же себестоимости на 20,24%. Средний уровень затрат на производство снизился на 0,13%. Прибыль от продаж возросла на 48,77%, соответственно возросла и рентабельность продаж на 0,026%, что говорит о стабильной работе предприятия. Чистая прибыль также увеличилась на 82,45%, рентабельность конечной деятельности соответственно возросла на 0,016%. Так же наблюдается динамика снижения материальных затрат на 205 тыс.руб. и увеличение материалоотдачи на 10,3%. Численность персонала уменьшилась на 2 человека. Производительность труда одного работника уменьшилась на 57,4 тыс.руб. Фонд заработной платы вырос на 42800 тыс.руб. Среднегодовая стоимость основных фондов уменьшилась на 9099 тыс.руб. Фондоотдача выросла на 1,87%, фондоемкость уменьшилась на 0,15 %, фондовооруженность труда одного работника уменьшилась на 142,88%. Таким образом можно сделать вывод что предприятие работает стабильно.

5.                 Охрана труда и техника безопасности при бурении скважин

Зарезка второго ствола в эксплуатационной колонне является новым видом технологии в ОАО «УПНП и КРС», поэтому обеспечение безопасных и здоровых условий труда возможно лишь при соблюдении требований технологической и производственной дисциплины.

Все работы по зарезке второго ствола в обсаженной эксплуатационной скважине производиться с соблюдением действующих «Правил безопасности» и «Технологического регламента на бурение вторых стволов из обсаженных эксплуатационных скважин» утвержденного главным инженером ОАО «УПНП и КРС».

Работы по зарезке второго ствола должны производиться под руководством ответственного инженерно-технического работника, назначенного приказом по предприятию.

С рабочими бригады провести внеочередной инструктаж «По практическим действиям бригады КРС в случае нефтегазопроявлений и открытых фонтанов» с записью в журнале «Регистрации инструктажей на рабочем месте».

Процесс по зарезке второго ствола в скважине характеризуется повышенной опасностью для работающих, поэтому должен быть разработан план ликвидации возможных аварий, в котором необходимо предусмотреть оперативные действия персонала по предотвращению аварий и ликвидации аварийных ситуаций, а в случае их возникновения по локализации, исключению загораний или взрывов.

В процессе зарезки и бурения второго ствола должны постоянно контролироваться следующие параметры:

-                   вес на крюке с регистрацией на диаграмме;

-                   плотность бурового раствора;

-                   расход бурового раствора на входе и выходе;

-                   давление на манифольде буровых насосов с регистрацией на диаграмме;

-                   уровень раствора в приемных емкостях при бурении на устье скважины при простое и спускоподъемных операциях;

-                   крутящий момент на роторе.

Ведение спускоподъемных операций должно осуществляться с применением различных механизмов и инструментов в соответствии с инструкциями.

Скорости СПО регламентируются технологическим проектом с учетом допустимого колебания гидродинамического давления.

Для предупреждения газонефтепроявлений и обвалов стенок скважины в процессе подъема колонны бурильных труб следует производить, долив бурового раствора в скважину. Режим долива определяется технологическим регламентом.

Объемы вытесняемого из скважины при спуске бурильных труб и доливаемого раствора при их подъеме должны контролироваться и сопоставляться с объемом поднятого или спущенного металла бурильных труб. При разнице между объемом доливаемого бурового раствора и объемом металла поднятых (спущенных) труб подъем (спуск) должен быть прекращен и приняты меры, предусмотренные инструкцией по действию вахты при газонефтепроявлений.

Подъем бурильной колонны при наличии сифона или поршневание - запрещается. При их появлении подъем следует прекратить, провести промывку с вращением и рассаживанием колонны бурильных труб.

При спускоподъемных операциях запрещается:

-       находиться в радиусе действия машинных ключей, рабочих и страховых канатов;

-       подавать бурильные свечи с подсвечника и устанавливать их обратно без использования специальных приспособлений;

-       находиться персоналу на столе ротора при талевой системы и работе круговым ключом.

При подъеме ненагруженного элеватора, а также при отрыве (снятии с ротора) колонны бурильных труб раскачивание талевой системы не допускается.

Подводить машинные и автоматические ключи к колонне бурильных труб разрешается только после посадки их на клинья или элеватор.

Опускать колонну труб на клинья следует плавно, без ударов. Если при спуске возникает посадка, то разгружать талевую систему более чем на 5 делений по индикатору веса - запрещается. В этом случае необходимо поднять колонну на 15-20м, промыть скважину, а затем продолжить спуск колонны.

Перед бурением в интервалах с возможным газопроявлением перед ведущей трубой необходимо устанавливать обратный клапан.

В процессе бурения скважины не допускается отклонений от установленной плотности промывочной жидкости более чем на + 0,02 г/см3, при фактической ее величине до 1,45 г/см3.

Запрещается оставлять бурильную колонну без движения во вскрытом пласте, в продуктивных горизонтах во избежание прихвата. Во время вынужденных остановок бурильную колонну постоянно поднимать и опускать на длину ведущей трубы и проворачивать ротором через 2-5 мин.

При повышении давления на выкиде насоса прекратить бурение и привести в нормальное состояние ствол скважины промывкой с рассаживанием колонны турборотором с частотой не менее 80об/мин., не допускается натяжения колонны сверх собственного веса.

Раскрепление резьбовых соединений УБТ и замковых соединений бурильных труб ротором - запрещается.

Для предупреждения образования сальников в интервалах ствола необходимо:

-     буровой раствор должен очищаться до полного удаления шлама;

-     шламоуловители, вибросита, емкости поддерживать в исправном состоянии;

-     бурильные трубы должны быть одного диаметра.

В процессе спуска обсадной колонны непрерывно наблюдать за характером бурового раствора из скважины. В случае падения уровня жидкости в затрубном пространстве следует непрерывно заполнять его буровым раствором.

Для предупреждения прихвата обсадной колонны в процессе заполнения ее жидкостью, колонну необходимо держать на весу и периодически расхаживать.

После цементирования эксплуатационной колонны необходимо загерметизировать устье скважины и создать избыточное давление в затрубном пространстве во время ОЗЦ.

Разбуривание цементных стаканов в колонне без установленного противовыбросового оборудования - запрещается.

Перед проведением геофизических работ бригадой КРС проверяется:

-       состояние бурового оборудования, при неисправном оборудовании запрещается проводить геофизические работы в скважине;

-       работа и состояние противовыбросового оборудования;

-       превентор должен быть опрессован на максимально ожидаемое давление, а на крестовине фонтанной арматуры должна быть установлена задвижка;

-       наличие бурового раствора и его уровень в скважине;

-       степень освещенности рабочих мест в опасной зоне;

-       наличие и пригодность площадок для размещения геофизического оборудования.

При переливе бурового раствора из скважины геофизические работы прекращаются и принимаются меры по герметизации устья скважины.

Для предупреждения газонефтепроявлений должны приниматься следующие меры:

-       вскрытие газового горизонта и последующее углубление скважины запрещается при отсутствии в компоновке низа бурильной колонны шарового или тарельчатого клапана, а под ведущей трубой шарового клапана;

-       перед началом бурения и после него, а также в отдельных интервалах производится ее безостановочная промывка продолжительностью не менее одного цикла;

-       если в процессе промывки или бурения скважины наблюдается постоянное поступление газа в буровой раствор, то подъем бурильной колонны из скважины - запрещается.

Устье скважины немедленно герметизируется при:

-       обнаружении перелива бурового раствора из нее;

-       отсутствие циркуляции в скважине;

-       повышении уровня бурового раствора в приемных емкостях в процессе бурения или промывки;

-       поглощении бурового раствора.

6.     Противопожарные мероприятия

Основной задачей службы охраны труда в области противопожарной безопасности явилась профилактическая работа по недопущению пожаров, гибели людей и сохранению материальных ценностей акционерного общества.

Работа по противопожарной безопасности строилась на основании плана противопожарных мероприятий, составленного на год, а так же предписаний контролирующих органов. В соответствии с планом регулярно проводились детальные пожарно-технические проверки, в результате которых были выявлены 184 нарушения правил пожарной безопасности.

За истекший год все объекты, бригады и участки управления были укомплектованы недостающими средствами пожаротушения. Было проведено 1654 инструктажа о мерах пожарной безопасности, подвергнуты проверке на сезонные периоды работы внутренние и наружные пожарные краны. Проведены целевые проверки автоматической пожарной сигнализации. Совместно с инспекцией ПЧ проведены занятия и соревнования с ДПД. Для цехов были разработаны инструкции и планы ликвидации аварий и загораний.

Для эффективной работы отдела в области противопожарной безопасности разработано ряд мероприятий, направленных на своевременное заключение договоров с контролирующими и обслуживающими организациями, на оборудование объектов и помещений автоматической пожарной сигнализацией, на разработку и согласование новых инструкций по пожарной безопасности производственных объектов.

Опасные моменты при ремонте и эксплуатации производственных объектов на предприятиях НГДУ связанных с возможностью воспламенения нефтяных паров и газа. Для устранения этих опасных моментов и обеспечения безопасного ведения работ, в том числе и КРС, на производственной территории надо соблюдать противопожарные мероприятия и строго выполнять правила техники безопасности.

Основные из этих правил следующие:

-     территории прискваженных площадок при производстве КРС содержать в чистоте, разлитые нефть и нефтепродукты нужно убирать;

-     каждый производственный объект (бригады КРС) должен иметь комплект первичных средств пожаротушения; ящики с песком, лопаты, огнетушители и т.д., количество и перечень, которые устанавливаются местными нормами;

-     курить только в специально отведенных местах; сварочные и другие огневые работы на скважине производятся под руководством ответственного работника по письменному разрешению, технического руководителя предприятия и с ведома пожарной охраны;

-     электрооборудование должно быть во взрывозащищенном исполнении;

-     передвижные агрегаты с двигателями внутреннего сгорания должны иметь искрогасители;

-     при работе в загазованной среде необходимо пользоваться обмедненным инструментом.

7.     Охрана недр и окружающей среды

Воздух. Под загрязнением окружающей среды понимается всякое искусственное или естественное изменение физических, химических и биологических характеристик атмосферы, земли и воды, ухудшающее условия жизнедеятельности растительных или животных организмов немедленно, а также в будущем.

В нефтяной промышленности множество объектов и различных технологических процессов, служащих источниками утечек углеводородов (или других рабочих агентов) и загрязнения окружающей среды. Наиболее губительны для здоровья людей токсичные соединения свинца и серы.

Атмосфера в районах добычи нефти загрязняется сернистыми соединениями в результате сжигания минерального топлива в стационарных установках. Сера может содержаться в виде соединений в угле, нефти, природном и нефтяном газе некоторых месторождений. При сжигании газа в факелах сернистые соединения улетучиваются в атмосферу.

При эксплуатации нефтегазовых месторождений воздух загрязняется главным образом при подготовке, транспорте и хранении нефти и газа из-за неисправности элементов оборудования замерных установок, системы сбора продукции скважин и испарений нефти из ёмкостей, отстойников, резервуаров, открытых амбаров и др.

Общее количество вредных выбросов в районах добычи нефти и газа можно снизить совершенствованием технологических процессов и широким внедрением различных методов утилизации и очистки газа.

Почва и растительный мир. В процессе разработки нефтегазовых месторождений почва загрязняется нефтью, нефтепродуктами, различными химическими веществами и высокоминерализованными сточными водами.

При разработке и эксплуатации нефтегазовых месторождений предотвратить загрязнение почвы и сохранить растительный мир можно в результате следующих мероприятий:

1. Разработки и внедрения эффективных методов и средств отделения выбуренной породы (шлама) от буровых сточных вод и вывоза его в специально отведённые места.

2. Уменьшение объёмов использования промывочных растворов за счёт повторного использования буровых сточных вод, улучшения техники и технологии их очистки.

3. Закачки отходов бурения в поглощающие и под продуктивные пласты и внедрения новых способов передвижения буровых вышек.

4. Строительства ледовых дорог с учётом особенностей северных районов.

5. Разработки и внедрения микробиологической очистки почв от загрязнений нефтью и нефтепродуктами.

6. Ускорения строительства систем сбора и переработки нефтяных газов и газоконденсата.

7. Прокладки трубопроводов (в высоких широтах) наземным способом на опорах или насыпном основании.

8. Строгого регламентирования передвижения транспортных средств в зонах промышленных и сельскохозяйственных земель.

Недра. В процессе бурения и эксплуатации нефтяных месторождений создаются условия для нарушения экологического равновесия недр. Так, длительная практика заводнения продуктивных пластов на некоторых нефтяных месторождениях показывает, что с ростом объёмов закачки существенно уменьшаются минерализация пластовой воды и концентрация хлоридов и увеличивается концентрация сульфатов.

Закачка в пласты пресных, промысловых, сточных и морских вод и смещение их в различных сочетаниях изменяют химический состав пластовых вод. К закачке сточных вод в поглощающие горизонты нефтяных месторождений предъявляются повышенные требования, и допускается она в определенных гидрогеологических условиях, а именно – при достаточной толщине и значительном простирании пласта, его высокой проницаемости, значительной глубине залегания и наличии надёжных водоупорных слоёв, изолирующих поглощающий горизонт от горизонтов с пресными или целебными водами, достаточном удалении от области питания данного горизонта.

Предотвратить загрязнение недр и подземных водных источников можно при выполнении следующих мероприятий:

1. Широкое внедрение в районах добыче нефти замкнутых систем водоснабжения с ограниченным забором свежей воды и максимальным использованием для заводнения пластов промысловых сточных вод.

2. Внедрение эффективных методов и способов подготовки нефти, газа и пластовых вод с целью снижения потерь углеводородов.

3. Замена водяного охлаждения действующих систем (УКПН, газокомпрессорных станций и др.) воздушным.

4. Использование передвижных металлических ёмкостей для сбора нефти при освоении, глушении и подземном ремонте скважин с последующей транспортировкой её на нефтесборные пункты.

5. Внедрение надёжных методов защиты оборудования и коммуникаций от коррозионного воздействия.

6. Использование эффективных диспергирующих средств, для удаления нефти и нефтепродуктов с поверхности водоёмов.

Поверхностно-активные вещества (ПАВ). ПАВ при закачке в пласт адсорбируется на поверхности поровых пространств, на границах раздела нефть – вода и понижает поверхностное натяжение. Некоторые ПАВ даже при небольшой концентрации значительно снижают поверхностное натяжение на границе с нефтью и твёрдой поверхностью.

ПАВ представляют собой органические вещества, получаемые обычно из углеводородов, входящих в состав нефти, а также из спиртов, фенолов, жирных кислот и щелочных солей – мыл и выпускаемых нефтехимической промышленностью синтетических жирозаменителей и моющих веществ. Некоторые ПАВ помимо уменьшения поверхностного натяжения способствуют гидрофобизации поверхности поровых каналов в породе, т.е. ухудшают их способность смачиваться водой. При закачке ПАВ в пласт, поверхность после адсорбции становится гидрофобной. Плёночная нефть, отрываясь от твёрдой поверхности, превращается в мелкие капельки, уносимые фильтрационным потоком нефти из призабойной зоны в скважину.

Гидрофобизация стенок поровых каналов породы пласта также способствует повышению водоотдачи и снижению водонасыщенности призабойной зоны. В результате обработки призабойной зоны раствором ПАВ проницаемость породы для нефти увеличивается, а для воды уменьшается. Следовательно, при этом восстанавливается дебит скважин по нефти и уменьшается дебит воды. Раствор ПАВ способствует удалению из поровых каналов твёрдых тонко- и мелкодисперсных частиц.

Преимущество применения водных растворов ПАВ для увеличения нефтеотдачи – малый объём капитальных вложений, простота изготовления и обслуживания установок по приготовлению и дозировке, возможность их быстрого использования на нефтедобывающих предприятиях. Таким образом, применение ПАВ – один из наиболее простых методов, повышающих эффективность разработки нефтяных месторождений.

При разработке месторождения для обеспечения безопасности населения должны руководствоваться с действующими законами, постановлениями и положениями.

При бурении и эксплуатации скважин проводятся следующие мероприятия, направленные на охрану недр и окружающей среды:

1. Рациональная схема снятия и сохранения плодородного слоя почвы при строительстве нефтяных скважин и восстановление земель по окончании строительства.

2. Замкнутая система водоиспользования на буровой.

3. Переход на стационарную ёмкостную циркуляционную систему для бурового раствора по мере поступления соответствующего оборудования.

4. Реализация комплекса мероприятий по обеспечению герметичности цементного кольца за колонной в условиях повышенных перепадов давлений между разобщёнными пластами.

5. Изоляция поглощающих горизонтов в необсаженном стволе скважины до крепления колонны.

6. В ликвидированных скважинах против интервалов продуктивных пластов устанавливают цементные мосты, а устья скважин должны быть оборудованы цементной тумбой.

7. В эксплуатационных скважинах при необходимости производить термометрирование и исследование резистивиметром для определения состояния колонны и заколонного пространства.

8. Нагнетательные скважины, закачивающие сточные воды оборудуются пакером, футерованным НКТ, а межтрубное пространство заполняется антикоррозионной жидкостью.

9. В скважинах, оборудованных ШГН, применяют самоуплотняющийся сальник СУСГ-2.

10. В нагнетательных скважинах исследуется герметичность колонн.

11. Сбор продукции скважины осуществляется в герметизированной системе.

12. Предусматривается максимальная утилизация газа.

13. Сбор и подготовка нефти и воды осуществляется в соответствии с “Унифицированными технологическими схемами и комплексов сбора и подготовки нефти, газа и воды в нефтедобывающих районах”.

14. Предусматривается очистка сточных вод, используемых в системе ППД, до установленных кондиций.

15. Строительство установок для предварительного сброса попутной воды, добываемой с нефтью.

16. Территория скважины оборудуются бетонированной площадкой.

17. Для технологической жидкости (глинистый раствор, пластовая вода и другие промывочные жидкости) применяют оборудование с герметизированной системой.

18. Производят обвалование территории вокруг нефтепромысловых объектов и скважин.

19. Осуществляется проверка и ревизия скважин с целью выявления и ликвидации пропусков нефти и газа.

20. Контролируется состояние родников и колодцев.

8.     Безопасность жизнедеятельности

Согласно «Конституции Российской Федерации», статья 37 п.3, каждый человек имеет право на труд в условиях, отвечающих требованиям безопасности и гигиены. На основании этого разработан Трудовой кодекс РФ (ТК РФ), который обязывает работодателя обеспечивать безопасность и условия труда, соответствующие государственным нормативным требованиям охраны труда (обеспечить безопасность жизни и здоровья рабочего, предотвратить возникновение и развитие профессиональных заболеваний, а так же обеспечить благоприятные условия труда). При выполнении вышеперечисленных требований повысится производительность и уменьшиться себестоимость выпускаемой продукции.

В настоящем разделе:

-       проведен анализ наиболее опасных и вредных производственных факторов, воздействующих на рабочего;

-       дана оценка безопасности рассмотренных опасных и вредных производственных факторов на рабочего;

-       проведен анализ существующих средств защиты от воздействия рассмотренных опасных и вредных производственных факторов на рабочего;

-       проведена разработка инженерного решения по расчету молниезащиты буровой площадки

Анализ наиболее опасных и вредных производственных факторов, воздействующих на оператора при бурении скважины.

Рабочее место располагается на открытом воздухе, где находится обслуживаемое оборудование (буровая установка, насосные агрегаты, трубопроводы, автоцистерны, блок манифольда), а также инструменты и приспособления для выполнения ремонтных работ на производстве.

На рабочего действует большое количество опасных и вредных производственных факторов, которые могут привести к травме или другому внезапному резкому ухудшению здоровья и заболеванию или снижению работоспособности. Рассмотрим подробно наиболее опасные и вредные производственные факторы, возникающие при выполнении работ . (ГОСТ 12.0.003-74 ССБТ «Опасные и вредные производственные факторы. Классификация»).

Повышенное значение напряжения в электрической цепи, замыкание которой может произойти через тело человека

Оборудование, находящееся в пределах рабочей площадки (насосы, ротор, подъемник), работает от электрического тока. Как следствие, существует вероятность поражения электрическим током рабочего. Проходя через человека электрический ток воздействует на организм следующим образом:

Биологическое воздействие. Выражается в раздражении и возбуждении живых клеток организма, что приводит к непроизвольным судорожным сокращениям мышц, нарушению нервной системы, органов дыхания и кровообращения. При этом могут наблюдаться обмороки, потеря сознания, расстройство речи, судороги, нарушение дыхания (вплоть до остановки). Тяжелая электротравма нарушает функции мозга, дыхания, сердца до полной их остановки, что приводит к гибели пострадавшего. Наиболее частой причиной смерти от электротравмы является фибрилляция желудочков сердца, при которой нарушается сократительная способность мышц сердца.

Электролитическое воздействие. Проявляется в разложении плазмы крови и др. органических жидкостей, что может привести к нарушению их физико-химического состава.

Термическое воздействие. Сопровождается ожогами участков тела и перегревом отдельных внутренних органов, вызывая в них различные функциональные расстройства. Ожоги вызываются тепловым действием электрического тока или электрической дуги.

В настоящее время, согласно ГОСТ 12.4.011-89 ССБТ «Средства защиты работающих. Классификация», существуют следующие средства защиты от повышенного значения напряжения в электрической цепи, замыкание которой может произойти через тело человека:

-       оградительные устройства;

-       устройства автоматического контроля и сигнализации;

-       изолирующие устройства и покрытия;

-       устройства защитного заземления и зануления;

-       устройства автоматического отключения;

-       устройства выравнивания потенциалов и понижения напряжения;

-       устройства дистанционного управления;

-       предохранительные устройства;

-       молниеотводы и разрядники;

-       знаки безопасности.

Литература

1. Аскеров М.М., Сулейманов А.Б. Ремонт скважин: Справ, пособие. - : Недра, 1993.

2. Ангелопуло O.K., Подгорнов В.М., Аваков Б.Э. Буровые растворы для осложненных условий. - М.: Недра, 1988.

3. Броун СИ. Нефть, газ и эргономика. - М: Недра, 1988.

4. Броун СИ. Охрана труда в бурении. - М: Недра, 1981.

5. Булатов А.И., Аветисов А.Г. Справочник инженера по бурению: В 3 т.: 2-е изд., перераб. и доп. - М: Недра, 1993-1995. - Т. 1-3.

6.Булатов А.И. Формирование и работа цементного камня в скважина, Недра, 1990.

7.Варламов П.С Испытатели пластов многоциклового действия. - М: Недра, 1982.

8.Городнов В.Д. Физико-химические методы предупреждения осложне­ний в бурении. 2-е изд., перераб. и доп. - М: Недра, 1984.

9. Геолого-технологические исследования скважин / Л.М. Чекалин, А.С. Моисеенко, А.Ф. Шакиров и др. - М: Недра, 1993.

10.Геолого-технологические исследования в процессе бурения. РД 39-0147716-102-87. ВНИИпромгеофизика, 1987.

http://allspectech.com/stroitelnaya/burovye-ustanovki/stacionarnye/glubokogo-bureniya.html

http://fb.ru/article/301373/burovoy-vertlyug-naznachenie-vidyi-osobennosti