Эксплуатационное и разведочное бурение скважин нефти и газа

Нурлатский филиал НОУ «ЦПК- Татнефть

 

 

 

 

 

Р е  ф е р а т

 

 

                                                                                         

 

 

 

                                                         Выполнил: учащийся группы №97-02                                                   Помощника бурильщика                 эксплуатационного и разведочного бурения скважин на нефть и газ

                                                        Мусин Рахимжан Исхакович

                                                         Вид обучения: повышение квалификации

                                                         срок обучения:

                                                         теория 16.11.2011-13.01.2012

практика: 16.01.2012. – 24.02. 2012                                          Проверил: старший мастер п/о

                                                        Есипова Раиса Ивановна

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

г.  Нурлат 2011 г.

Содержание

1. Кинематическая  схема БУ – 1600/100 ЭУ……………………………  3

2. Требования техники безопасности при смене бурового шланга…...  5

3. Назначение, техническая  характеристика и устройство  крюка БУ-75БрЭ……………………………………………………………………………. 13

4. Изолирующие  защитные средства от действия  электрического тока, их назначение, классификация………………………………………………… 17

5. БУ – 1600/100 ЭУ. Назначение, техническая характеристика, кинематическая схема………………………………………………………….. 22

6. Техника безопасности  при эксплуатации ключа АКБ  – ЗМ2……… 27

7. Устройство  и принцип работы турбобура  Т-12М3Б-240…………... 33

8. Техническая  характеристика вертлюга БУ – 1600/100 ЭУ. Конструкция узла сальника…………………………………………………….36

Список использованной литературы……………………………………45

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

1. Кинематическая схема БУ – 1600/100 ЭУ

БУ-1600/100-ЭУ построена  по следующей кинематической схеме (см. рис.1)

Рис. 1. Кинематическая схема буровой установки БУ-1600/100-ЭУ

Работа по кинематической схеме: барабан лебедки через  двухскоростную коробку передач  соединен с одним или двумя  быстроходными двигателями постоянного тока, на среднем быстроходном валу коробки передач установлен дисковой тормоз с пневматическим или гидравлическим приводом, в конструкции отсутствуют шинно-пневматические муфты. Благодаря тому, что функцию основного тормоза выполняют двигатели лебедки, дисковый тормоз используется только для фиксации груза в неподвижном положении, его тормозные шкивы и колодки практически не изнашиваются.

Одним из достоинств установки БУ-1600/100-ЭУ является применение новых лебедок серии ЭТ, которые  могут устанавливаться на БУ-1600/100-ЭУ с электроприводом постоянного тока грузоподъемностью от 125 до 500 т.

Электродвигатели  лебедки, кроме основного режима подъема инструмента, имеют режим его торможения при спуске КБТ вплоть до полной остановки и удержания. В режиме подъема инструмента двигатели имеют идеальную характеристику с полным использованием установленной мощности и регулированием скорости подъема от 0 до 100 %.

В лебедке предусмотрено  дистанционное управление с помощью  командоконтроллера, что сводит к минимуму затраты физического труда. Переключение передач с «быстрой» на «медленную» производится крайне редко, так как в большинстве случаев всю работу с бурильной колонной можно вести на «быстрой» передаче. В случае аварийного отключения электроэнергии двигатели могут выполнить подъем инструмента, работая от аварийной электростанции мощностью 200 кВт.

Меньшие габариты и масса новых лебедок позволяет  сократить габариты и массу металлоконструкций оснований, а также улучшить условия монтажа и перевозки этих узлов. Перевозка модулей установки с куста на куст осуществляется на полуприцепах типа КЗКТ-9101 и тягачами МАЗ-537 или КЗКТ-7428. Кинематическая схема установки обеспечивает простоту конструкции и оперативность управления механизмами.

 

 

 

 

 

 

 

 

 

2. Требования техники безопасности при смене бурового шланга

Рис. Буровые рукав (шланг)

  

Напорный  рукав (буровой шланг) предназначен для подачи промывочной жидкости под давлением от неподвижного стояка к перемещающемуся вертлюгу.

Основные параметры  резиновых рукавов для бурения  применяемых в качестве гибких соединений между нагнетательным манифольдом и вертлюгом, а также между насосом и нагнетательным манифольдом буровых установок, регламентированы требованиями ГОСТ 25676—83 Рукава резиновые. Основные параметры и размеры, технические требования, методы испытаний, маркировка, упаковка, транспортирование и хранение. Резиновые рукава для бурения могут изготавливаться длиной от 3 до 25 м. Однако, в соответствии со спецификацией изготавливаются длиной от 3 до 18 м. Предельные отклонения по длине рукавов должны превышать, %:

+ 1,5/ - 1,0 - при  длине рукавов до 10 м;

+1,0 -  при длине рукавов свыше 10 м.

Основные размеры  рукавов, номинальные давления и  минимально допускаемые радиусы  изгиба должны соответствовать данным, приведенвю в табл. 1.

 

Таблица 1

В зависимости  от рабочего и испытательного давлений рукава, изготавливают двух типов: I и II.

Испытательное гидравлическое давление для рукавов  типа должно соответствовать двухкратному рабочему давлению, а для типа II — полуто ракратному. Испытания проводят на воде. Минимальный допускаемый раднус изгиба для рукавов должен соответствовать данным, указанным в табл. 2.

Таблица 2

Буровые установки  для глубокого бурения скважин  на нефть и газ комплектуются буровыми рукавами резиновыми металлокордной конструкции с условным диаметром 76 мм на рабочее давление 30 и 35 МПа, выпускаемыми российскими и зарубежными предприятиями.

Эксплуатация  рукавов и уход за ними должен осуществляться в соответствии с приведенными ниже рекомендациями.

1. Во избежание  растрескивания рукава длину рукава и высоту стояка буровой установки необходимо выбирать так, чтобы при подъеме и опускании радиус изгиба был не менее минимально допускаемого и в самом нижнем рабочем положении (у вертлюга) и в самом верхнем рабочем положении.

2. Соединение рукава и вертлюга, а также рукава и стояка должно быть тангенциальным.

При вертикальном стояке в качестве соединителя применяют  отвод шлангового соединения с углом  наклона 180⁰ .

Если угол наклона  стояка совпадает с углом наклона  опоры буровой вышки, применяют отвод шлангового соединения с углом наклона 160⁰ .

3. Во избежание  продавливания рукава целесообразно  вынугь его из ящика, положить по прямой линии, а затем поднять с помощью каната, прикрепленного к одному концу рукава. Если применяют подъемное устройство, то ящик необходимо поворачивать по направлению рукава. При транспортировании рукавов на новое место во избежание их повреждения предлагается использовать держатель.

Исключается использование  лебедки, подъемного крана, а также  нельзя нагружать рукава тяжелыми предметами.

4. Запрещается  кручение рукава, так как это  создает дополнительное вредное напряжение на элементы рукава, одна спираль усилительной стальной проволоки ослабнет, другая сожмется, в результате уменьшается сопротивление рукава на растрескивание и вдавливание. Во избежание кручения рукава целесообразно присоединять к одному концу рукава вращающийся элемент. Допускается кручение рукава в том случае, если необходимо убрать в пути хомут вертлюга.

5. При сборке  рукава должно быть необходимое расстояние между рукавом и вышкой.

6. На обоих  концах рукава необходимо установить  защитную цепь нужной длины за неподвижным соединителем, но не непосредственно за ним. Цепь должна быть сильно натянута, при этом рукав не должен быть поврежден.

Защитную цепь можно присоединить только к вверх идущему соединителю вышки, чтобы цепь свободно двигалась и не задерживала движение рукава, если подъемное устройство находится очень высоко.

7.Постоянное перегибание рукава также сокращает продолжительность его службы. В выходящей нагнетательной линии необходимо использовать уравнительную камеру и компенсатор соответствующих размеров для сокращения вибраций нагнетательной линии и рукава до минимума. Компенсатор нужно установить на 10 % меньше максимального давления насоса. Всасывающий трубопровод насоса нужно заполнить рабочей жидкостью или загрузить подпорным насосом и потом насос запустить в работу. Для сокращения пульсаций предлагается использовать всасывающие рукава.

8. Рабочее давление  включает в себя возникающие в нагнетательной системе пики давления.

9. Буровые растворы  на нефтяной основе, содержащие  большое количество ароматических соединений, приводят к вспучиванию рукава и сокращают срок его службы. По этой причине предлагается, чтобы для растворов на нефтяной основе «анилиновая точка» была более 71⁰ С.

10. Обслуживающий  персонал должен быть обучен  изложенным правилам эксплуатации буровых рукавов.

Рукава должны быть изготовлены в соответствии с требованиями настоящего стандарта по технологическому регламенту, утвержденному в установленном порядке.

Рукава должны быть работоспособными в условиях умеренного климата при температуре окружающего  воздуха от минус 40°С до плюс 45°С и  температуре рабочей среды не выше 80 °С.

Рабочая среда - вода, цементный и глинистый растворы с содержанием нефти до 20%.

Рукава должны выдерживать испытательное давление без потери герметичности.

 

 

Инструкция

Рукава  буровые оплеточные

Настоящая инструкция предназначена для работников буровых  бригад и устанавливает требования к организации работ по безопасной эксплуатации рукавов буровых оплеточных.

1. Назначение.

Рукава буровые  оплеточные применяются в качестве гибких трубопроводов для подачи под давлением воды, цементных и глинистых растворов с соединением нефти до 20%.

2. Порядок эксплуатации.

2.1. Перед установкой  рукава бурового по всей длине  в растянутом состоянии проводится  ровная линия (мелом, краской  любого цвета), являющаяся осевой линией.

2.2.Рукав буровой  обматывается мягким стальным  канатом диаметром не менее 12,5 мм с петлями через 1,0-1,5 метра по всей длине рукава.

2.3.Один конец  каната присоединяется к ноге  вышки, второй конец - к горловине  вертлюга.

2.4.После соединения  рукава со стояком и отводом  вертлюга нанесенная на рукав линия должна быть ровной, без закручивания.

2.5.Правильно смонтированный рукав должен быть без скручивания и радиус изгиба рукава должен быть не менее 760 мм..

2.6.Установка  рукава фиксируется бурильщиком  в вахтовом журнале с указанием  номера рукава, месяца и года  изготовления. Мастер фиксирует  установку рукава в суточном рапорте, указывает номер рукава, месяц и год изготовления.

2.7.С целью  предупреждения повреждения внутреннего  слоя рукава бурового запрещается при его перемещении вводить внутрь какие-либо предметы (ломики, трубы и т.п.) и допускать смятия при перевозке, монтаже и эксплуатации.

2.8.При затаскивании  бурового рукава на буровую  не допускается повреждение верхнего резинового слоя.

2.9.Строповка  рукава при его перемещении  и подъеме к стояку производится за муфту штуцера.

2.10.Ежевахтно  первые помощники бурильщиков должны убедиться в правильной установке диафрагм на предохранительном устройстве насосов. На диафрагменных устройствах должны быть кольца диаметром от 27 до 29мм, обеспечивающие давление не превышающего рабочего для рукавов.

2.11.Установка ведущей трубы в шурф и взятие её из шурфа должна производиться на малых оборотах барабана лебедки (на 1 скорости).

2.12.Запрещается  производить бурение без установки  в ротор малых вкладышей.

2.13.Верх квадратной  части ведущей трубы не должен  спускаться ниже стола ротора.

2.14.Наработка  рукава (время механического бурения,  промывка и проработка ствола скважины) должна ежесменно фиксироваться в вахтенном журнале бурильщиком, в суточном рапорте - буровым мастером.

3.Гидравлическое  испытание.

3.1.Гидравлическое  испытание бурового рукава производится после его установки на буровой и перед началом бурения каждой скважины.

3.2.Испытание  производится водой цементировочным  агрегатом ЦА-320 на рабочее давление, указанное на рукаве.

3.3.Испытание  рукава производится совместно  с нагнетательной линией буровых насосов.

3.4.Испытание  производится буровым мастером (пом.  бурового мастера), бурильщиком, общественным инспектором по охране труда, машинистом агрегата. Руководит испытанием буровой мастер (пом. бурового мастера).

3.5.Перед испытанием проверяется исправность манометров на стояке, в насосном отделении, на насосе опрессовочного агрегата, отключается электроэнергия и на безопасное расстояние от нагнетательной линии и бурового рукава удаляются люди.

3.6.Испытание  рукава производится в следующей последовательности:

3.6.1.На отсоединенный  от вертлюга конец бурового  рукава закрепляется на все болты опрессовочный фланец.

3.6.2.Машинист  опрессовочного агрегата производит  сборку нагнетательного трубопровода агрегата и соединяет его при помощи быстросъемного соединения с опрессовочным фланцем, закрепленным на буровом рукаве.

3.6.3.На предохранительном  устройстве буровых насосов устанавливается предохранительная диафрагма на 205 кгс\см2 (кольцо под диафрагменную пластину диаметром 22мм).

3.6.4.Машинист агрегата заполняет нагнетательную линию водой при открытой задвижке до появления воды из выкидной линии, после чего задвижка закрывается, подача воды прекращается  и давление поднимается до 5-10 кгс\см2.

3.6.5.По команде  бурового мастера (помощника бурового мастера) первый помощник бурильщика приоткрывает пусковую задвижку, выпускает воздух, закрывает задвижку. Вторично подкачивается вода до давления 5-10 кгс\см2, стравливается воздух из линии и закрывается пусковая задвижка.

3.6.6.После выполнения  пункта 3.6.5. и удаления людей в безопасную зону (цементировочный агрегат) по команде бурового мастера (помощника бурового мастера) машинист цементировочного агрегата при скорости подачи воды 5 кгс\см2 в секунду плавно повышает давление до 200 кгс\см2.

3.6.6.Под испытательным давлением буровой рукав выдерживается в течение 5-10 минут. После снижения давления до атмосферного производится осмотр бурового рукава.

3.7.По окончании  испытания с нагнетательной линии  буровых насосов и бурового рукава сливается вода, снимаются предохранительные устройства на 205 кгс\см2 и опрессовочный фланец, затем рукав закрепляется к отводу вертлюга.

3.8.На предохранительные  устройства буровых насосов устанавливается диафрагма на давление 144 кгс\см2 (диаметр кольца 29 мм). Запись об этом бурильщик производит в вахтовом журнале. Мастер записывает в журнал проверки условий труда первого этапа контроля.

3.9.По результатам  испытания составляется акт.

4. Контроль.

4.1.Бурильщик  проверяет буровой рукав ежевахтно  при приеме-сдаче вахты с записью в вахтовом журнале.

4.2.Буровой мастер  проверяет буровой рукав ежедневно  при проведении первого этапа контроля с записью в журнале проверки условий труда 1-й ступени.

4.3.Перед использованием  рукава в зимнее время необходимо  убедиться в отсутствии ледяных пробок путем продувки воздухом.

4.4.В зимнее  время во время перерывов в  работе во избежании образования ледяных пробок необходимо производить продувку бурового рукава сжатым воздухом.

4.5.В процессе  бурения первый, заметивший нарушения  оболочки рукава должен сообщить об этом бурильщику.

5. Отбраковка.

5.1.Буровой рукав  бракуется после 700 часов работы (отечественного производства) и  1000 часов импортного производства.

5.2. В случаях  нарушения наружного резинового  слоя рукава, смятия, появления вздутия на оболочке, пропусков жидкости бурение прекращается и производится замена рукава.

5.3.Не допускается  эксплуатировать рукав с вышедшим (2 года) гарантийным сроком хранения.

 

 

 

 

 

 

 

 

 

3. Назначение, техническая характеристика и  устройство крюка БУ-75БрЭ

Подъемный крюк БУ-75БрЭ, предназначенные для подвешивания элеваторов, вертлюгов и другого оборудования при СПО, изготавливаются двух типов: однорогие (исполнение I) грузоподъемностью до 20 т и трехрогие (исполнение II) грузоподъемностью 321 т и более. Крюки КН - для работы в умеренном климате, КПШ - в умеренном и холодном. Обозначения: КН-50 и др.

Рис. 2. крюк БУ-75БрЭ

Итак, буровой  крюк предназначен для подвешивания бурильных и обсадных колонн.

В процессе бурения  крюк:

- удерживает  подвешенный на штропе вертикально перемещающийся вертлюг с вращающейся бурильной колонной;

- воспринимает  крутящий момент, возникающий на  опоре вертлюга при вращении  бурильной колонны ротором;

- обеспечивает  автоматическое запирание центрального  рога после ввода в него штропа вертлюга;

- когда ведущая  труба находится в шурфе при  переходе от спуско-подъёмных  операций к бурению, освобождает  штроп вертлюга с ведущей трубой, устанавливаемой в шурф;

- при переходе  от бурения к спуско-подъёмным  операциям, надёжно удерживает  в зеве крюка штроп вертлюга при внезапных остановках в скважине спускаемой колонны.

При СПО крюк обеспечивает:

- надёжное удержание  штропов при спуске и подъёме  бурильной или обсадной колонны;

- лёгкий поворот  и манипулирование в процессе  захвата или освобождении свечей;

- разгрузку  резьб замковых соединений;

- отвеса свечи  при её отвинчивании от бурильной  колонны;

- автоматический  приподъём отвинченной от колонны  свечи при её подъёме на  высоту несколько большую длины  замковой резьбы;

- автоматическую  установку элеватора в заданной позиции для захвата очередной свечи.

 

 

Рис.3. Крюкоблоки: а – с пластинчатым крюком; б – с литым крюком

Буровой крюк БУ-75БрЭ  состоит из трёх рогов – двух боковых и одного центрального. Центральный рог крюка служит для захвата штропа вертлюга; два боковых – для захвата штропов элеватора, что позволяет быстро снимать и надевать на крюк вертлюг при переходе от бурения к СПО. При этом штропы элеватора остаются висеть на крюке, что облегчает работу персонала.

В корпусе крюка  размещают упорный подшипник, ствол, пружину, амортизатор и другие устройства. Подшипник служит для облегчения лёгкости поворота крюка при захвате свечей или их свинчивании во время СПО. Пружина нужна для автоматического извлечения нипеля из муфты замка свечи при её отвинчивании. Ход крюка несколько больше длины резьбы замка – от 127 до 254 мм, а усилие пружины больше веса свечи. В разжатом состоянии – от 13 до 30 Кн, в сжатом – от 25 до 50 Кн.

По способу  изготовления крюки крюк БУ-75БрЭ  подразделяются на: кованые, составные пластинчатые и литые из стали. Буровые крюки из стального литья применяют на максимальных нагрузках; для больших нагрузок – составные пластинчатые крюки. Литые крюки легче и удобнее кованых и пластинчатых.

Центральный рог  имеет зев минимальных размеров, что уменьшает напряжение изгиба и позволяет выполнить тело крюка меньшего сечения. В то же время защёлка центрального рога должна быть большей длины для удобства завода штропа вертлюга в зев крюка БУ-75БрЭ при подъёме ведущей трубы из шурфа.

Трёхрогий стальной литой крюк БУ-75БрЭ с универсальным корпусом, рассчитанный на нагрузку 1,6 Мн, может быть соединён с талевым блоком как жёстко при помощи двух проушин верхней части корпуса, так и шарнирно через серьгу.

Таблица 3

Техническая характеристика крюков

Тип крюка	БУ-75	УТБК-5-225	У5-300
Допускаемая нагрузка, кН	1400	2250	4000
Диаметр зева рога ,мм: среднего бокового	170 85	220 150	220 150
Ход пружины, мм	145	200	150
Подъемная сила пружины в начале подъема, кН	22,5	39,7	46
Размеры, м: длина ширина	2,04 0,71	3,10 0,72	3,4 0,75
Общая масса,т	0,93	2,9	4,8
Конструкция крюка	литой	пластинчатый
Завод-изготовитель	ВЗБТ	Уралмашзавод

 

 

4. Изолирующие  защитные средства от действия  электрического тока, их назначение, классификация

Защитные средства по признакам их изолирующих свойств делятся на: основные и дополнительные.

Основными называются такие изолирующие средства, которые надежно выдерживают рабочее напряжение установки и при помощи которых можно касаться частей, находящихся под напряжением.

К основным средствам в электроустановках напряжением выше 1000 В относятся:

- оперативные  и измерительные штанги;

- изолирующие  и токоизмерительные клещи;

- указатели  напряжения;

- изолирующие  лестницы;

- изолирующие  площадки;

- изолирующие  тяги;

- изолирующие  штанги.

Рис. 4. Монтерский инструмент с изолированными рукоятками

В электроустановках  напряжением до 1000 В применяют  основные средства:

- диэлектрические перчатки (см. рис.5);

- инструмент  с изолированными ручками;

- указатели  напряжения.

Дополнительные - это защитные средства, являющиеся дополнительной мерой защиты к основным средствам, так как сами по себе не могут обеспечить надежную безопасность от поражения током.

К дополнительным средствам в установках напряжением  более 1000 В относятся:

-диэлектрические перчатки;

— диэлектрические  боты;

— диэлектрические  резиновые коврики;

— изолирующие  подставки;

К дополнительным средствам в установках с напряжением  менее 1000В относятся:

— диэлектрические  калоши;

— диэлектрические  резиновые коврики;

— изолирующие  подставки (рис.5).

Рис. 5. Диэлектрические резиновые перчатки, галоши, боты, коврик и изолирующая подставка

Дадим краткую  характеристику изолирующих средств.

Изолирующая штанга предназначена для проверки изоляции, очистки изоляции от пыли, установки разрядников наложения заземления и т.п. Она состоит из трех частей:

а) рабочая;

б) изолирующая;

в) ручка-захват.

Изолирующие клещи применяют для операций с предохранителями, надевания и снятия изолирующих колпаков и других аналогичных работ. Изолирующие клещи состоят из трех основных частей:

а) рабочей части  — губки;

б) изолирующей  части от губок до упора;

в) ручки захвата.

Токоизмерительные клещи применяют для измерения переменного тока в одиночных проводниках без нарушения их целостности и состоят из трех частей:

а) рабочая;

б) изолирующая;

в) ручка захват.

Диэлектрические перчатки используют для работы в электроустановках и выполняют функцию изолирующего защитного средства.

Диэлектрические боты и калоши являются защитным средством от шагового напряжения.

Диэлектрические коврики имеют размер 5Ох5Осм. Их применяют в качестве дополнительного защитного средства лишь в сухом состоянии. Верхняя поверхность выполняется рифленой.

Изолирующие подставки применяют при операциях с предохранителями пусковыми устройствами электродвигателей, приводами разъединителей. Представляют собой настил, укрепленный на изоляторах.

Перед каждым применением  защитного средства пользующийся им работник обязан путем внешнего осмотра проверить: исправность защитного средства; по клейму — величину напряжения, при котором применяется данное средство; не истек ли срок его периодического испытания. Испытание защитных средств. Электрозащитные средства осматривают и испытывают в точно установленные сроки.

Рис.6. Схема испытания диэлектрических перчаток, бот и галош повышенным напряжением

Диэлектрические перчатки, боты и галоши при испытании (рис. 6) погружают в сосуд (ванну) с водой, которую заливают также и внутрь этих изделий. Уровень воды как снаружи, так и внутри должен быть на 5 см ниже верхнего края перчаток или отворотов бот. Для галош, установленных горизонтально, уровень воды не должен доходить на 2 см до верхнего края борта. Выступающие края испытуемых изделий должны быть сухими.

При испытании  одним электродом служит металлический  корпус испытательной ванны, соединенный с одним из выводов испытательного трансформатора, причем второй вывод трансформатора заземлен. Другой электрод опускается внутрь испытуемого изделия и через миллиамперметр соединяется с землей. Периодические испытания диэлектрических перчаток для электроустановок напряжением выше 1000 В должны производиться испытательным напряжением 6 кВ, а перчаток для электроустановок ниже 100О В — напряжением 2,5 кВ. Ток, протекающий через перчатку, не должен быть более 6 и 2,5 мА соответственно. Периодические испытания бот должны производиться напряжением 15 кВ, а галош—напряжением 3,5 кВ.

Ток, протекающий  через эти испытуемые изделия, не должен превышать 7,5 и 2 мА соответственно.