Самостоятельная работа №1.

Тема: Система технического обслуживания и ремонт бурового оборудования.

В процессе эксплуатации оборудования происходит качественное изменение состояния деталей и узлов, вызванное износом взаимосвязанных рабочих поверхностей. Полностью избежать изнашивания оборудования невозможно. Однако правильная эксплуатация бурового оборудования, применение высококачественных смазочных материалов и систем технического обслуживания способствует продлению межремонтного периода работы оборудования.

Система технического обслуживания и планового ремонта бурового оборудования предусматривает проведение ряда регламентированных операций, содержащихся в ГОСТ 18322-78.

Техническое обслуживание - комплекс операций или операция по поддержанию работоспособности или исправности изделия при использовании по назначению, ожидании, хранении и транспортировке. Оно содержит регламентированные в конструкторской документации операции для поддержания работоспособности или исправности изделия в течении срока его службы. В техническое обслуживание могут входить мойка изделия, контроль его технического состояния, очистка, смазывание, крепление болтовых соединений, замена некоторых составных частей, регулировка.

Ремонт - комплекс операций по восстановлению исправности или работоспособности изделий и восстановлению ресурсов изделий или их составных частей. В ремонт могут входить разборка, контроль технического состояния изделия, восстановление деталей, сборка и т.д. содержание части операций ремонта может совпадать с содержанием некоторых операций технического обслуживания. Ремонт любого вида должен сопровождаться выдачей определенных гарантий на последующий срок эксплуатации.

Основой проведения качественного и своевременного ремонта является система ТО и ПР. (техническое обслуживание и плановый ремонт). Эта система состоит из следующих основных разделов: система технического обслуживания и планового ремонта, структура и длительность ремонтных циклов и межремонтного периода, организация оперативно-технического учета и отчетности. ТО и ПР оборудования проводится после определения периода его эксплуатации. Чередование и периодичность ТО и ПР определяются длительностью межремонтного периода каждого агрегата, входящего в состав установки.

Система ТО и ПР устанавливает принципиальные основы организации их, что создает необходимые предпосылки для более эффективного использования оборудования, увеличения межремонтного периода, уменьшение интенсивности износа сопряженных деталей, обеспечивает возможность более тщательной подготовки ремонтных работ, проведение их в кратчайшие сроки и на высоком техническом уровне. Планирование, подготовка и организация ТО и ПР направлены на проведение их в кратчайшие сроки и с минимальными затратами. Технологическая подготовка заключается в разработке технических условий на капитальный ремонт, технологических процессов разборки, сборки, восстановления и составления дефектных ведомостей.

Организация ремонтных работ включает планирование работ по ремонту, техническую подготовку производства, применение прогрессивных технологий ремонта, механизацию слесарно-сборочных работ, развитие специализации ремонта по видам оборудования, расширение области применения агрегатного и поточного метода ремонта, обеспечение ремонтной документацией.

Системой ТО и ПР бурового оборудования действующей в нефтяной промышленности предусмотрены, техническое обслуживание (ТО), текущий ремонт (ТР), капитальный ремонт (КР).

Техническое обслуживание (ТО) - подразделяется на два вида - периодическое и сезонное. Периодическое ТО выполняется через установленные в эксплуатационной документации значения наработки или интервала времени (например ТО₁, ТО₂, ТО₃). Сезонное ТО включает в себя операции по замене сезонных сортов масел, установке или снятию утеплений, агрегатов предпускового подогрева и т.д. ТО оборудования проводится силами эксплуатационного персонала буровой или силами ремонтной бригады. Результаты ТО фиксируются в журнале. Комплекс ТО регламентируется инструкциями заводов изготовителей.

Текущий ремонт (ТР) осуществляется в процессе эксплуатации в целях гарантированного обеспечения работоспособности оборудования. При ТР проводится частичная разборка оборудования, ремонт отдельных узлов или замена изношенных деталей, регулировка и испытание согласно инструкции по эксплуатации. Неисправные детали и узлы ремонтируются в мастерских. ТР проводится ремонтными бригадами с привлечением обслуживающего персонала в соответствии с планами.

Капитальный ремонт (КР) проводится в целях восстановления работоспособности и ресурса оборудования. При КР осуществляется полная разборка оборудования, мойка и дефектоскопия деталей, ремонт, регулировка, сборка, испытание под нагрузкой и окраска. КР проводится в соответствии с планом-графиком ремонта на специализированных заводах, оснащенных соответствующим технологическим оборудованием. Порядок сдачи в ремонт, испытание и приемка после ремонта определяются техническими условиями на капитальный ремонт оборудования.

Организация ТО и ПР осуществляется под методическим и техническим руководством службы главного механика. Практическое проведение возлагается на базы производственного обслуживания, централизованные ремонтные заводы.

Таким образом, действующая система ТО и ПР оборудования предусматривает проведение комплекса мероприятий предупредительного характера, направленных на поддержание оборудования в постоянной эксплуатационной готовности и обеспечивающих наибольшую производительность и высокое качество буровых работ, увеличение межремонтных сроков службы, снижение затрат на ремонт и эксплуатацию оборудования, повышение качества ремонтных работ.

Самостоятельная работа №2.

Тема: Разработка графиков технического обслуживания бурового оборудования.

В состав БПО, как правило, входят: прокатно-ремонтный цех, эксплуатационного оборудования, прокатно-ремонтный цех электрооборудования и электроснабжения, цех подземного и капитального ремонта скважин, цех пароводоснабжения, цех автоматизации производства, прокатно-ремонтный цех электропогружных установок.

Главной задачей БПО является проведение планового ремонта оборудования для обеспечения бесперебойной работы скважин, ме-хано-энергетического и технологического оборудования, находящегося на баланве НГДУ.

В соответствии с этой задачей БПО участвует в разработке графиков планового ремонта оборудования и обеспечивает их выполнение.

Цех осуществляет ремонт и прокат эксплуатационного оборудования нефтегазодобывающего предпринтия.

Главной задачей ПРЦЭО является обеспечение надежной и бесперебойной работы оборудования, сооружений и коммуникаций основного и вспомогательного производства, осуществление контроля за соблюдением технических правил его эксплуатации; проведение своевременного и качественного ремонта механического оборудования НГДУ, изготовление мехенических изделий, запчастей и узлов оборудования.

В соответствии с этой задачей ПРЦЭО выполняет следующие функции: - разрабатывает совместно с ОГМ и ЦИТС, с производственным отделом годовые графики ТО и ПР; - проводит текущий и частично капитальный ремонт, монтаж и де-монтаж оборудования, готовит к централизованному капитальному ремонту наземное оборудование, сооружения и коммуникации основного и вспомогательного производства; - проводит пуско-наладочные работы на производственных объектах с организацией необходимого комплекса испытаний оборудования-; - определяет техническое состояние технологического оборудования, проводит его периодическую дефектоскопию; - изготовляет запасные части и узлы нестандартного оборудования, ремонтной оснастки, инструмента; - ведет оперативно-техническую документацию, паспортизацию оборудования; учет наличия, технического состояния и движения оборудования и проводит отбраковку и подготовку к списанию пришедшего в негодность оборудования; - участвует в расследовании причин аварий и выхода из строя оборудования и грузоподъемник устройств, учет аварий; - организует сбор, хранение и сдачу металлолома в установленные сроки и запланированном объеме.

Самостоятельная работа №3.

Тема: Оценка износа деталей бурового оборудования.

При эксплуатации деталей оборудования наблюдается равномерный и неравномерный износ, а также образование рисок и надиров на рабочих поверхностях деталей.

Поскольку при работе детали оборудования подвергаются чаще всего переменным по величине и знаку нагрузкам, то наибольшее распространение имеет неравномерный износ. Так, односторонний износ зубьев шестерни и венца стола ротора является основной причиной отказов этих деталей. Риски и надиры образуются на рабочих поверхностях деталей от загрязненной смазки или при работе деталей в абразивной среде.

Быстрому изнашиванию подвергаются бурильные замки, из-за многократного свинчивания - развинчивания, усталости от циклических нагрузок изнашивания резьбы струей промывочной жидкости и наружной поверхности трением о стенки скважины.

Износ от действия промывочной жидкости служит причиной быстрого разрушения деталей буровых насосов: цилиндровых втулок, поршней, клапана, штока.

1. Классификация видов изнашивания

В классификации три основных вида изнашивания - механическое, молекулярно-механическое и коррозионно-механическое.

Механическое изнашивание - изнашивание в результате механических воздействий. В свою очередь механическое изнашивание подразделяется на:

.абразивное

.гидроабразивное

.газоабразивное

.эрозионное

.усталостное и кавитационное

Абразивное изнашивание -механическое изнашивание материала в результате режущего или царапающего действия твердых тел или частиц. Очень опасен износ поверхностей твердыми подвижными частицами, попадающими между трущимися поверхностями (например, с загрязненной смазкой).

Абразивная эрозия, гидро- и газоабразивное изнашивание - основной вид изнашивания деталей насосов, трубопроводов, арматуры, дымососов, вентиляторов, эжекторов, пескоструйных аппаратов в результате воздействия твердых тел или частиц, увлекаемых потоком жидкости или газа.

Усталостное изнашивание - изнашивание при котором повторное деформирование микрообъемов материала приводит к возникновению трещин и отделению частиц. (При трении качения: шарик или ролик, перемещаясь по поверхности кольца подшипника, гонит перед собой волну сжатия материала, а сзади создает зону растяжения.)

Кавитационное изнашивание поверхности происходит при относительном движении твердого тела в жидкости в условиях кавитации. При неправильно выбранном режиме работы гидравлической машины в потоке жидкости могут образоваться пузырьки пара или газа, ликвидация которых происходит бурно с гидравлическими ударами. Кавитационное изнашивание во много раз активнее других видов изнашивания. В результате сочетания кавитационно-эрозионного и гидроабразивного видов изнашивания под действием потока промывочной жидкости, как правило, выходят из строя отводы вертлюгов.

Молекулярно-механическое изнашивание. Молекулярное взаимодействие между поверхностями, находящимися друг от друга на расстоянии действия атомных сил равном 3-5 А0 (3-5?10-7 мм), возможно, если между этими поверхностями полностью отсутствуют смазка, адсорбированные пленки окислов и загрязнений и имеются значительные местные напряжения сжатия. Это характерно для трения со значительными пластическими деформациями и обнажениями чистого материала. Молекулярно-механическое изнашивание весьма активно (более 6 мкм/ч) - коэффициент трения при схватывании возрастает до 4 - 6 единиц, образуются глубокие задиры поверхностей и может быть заклинивание.

Коррозионно-механическое изнашивание. Среда, окружающая трущиеся поверхности, вступает с их материалом: в химическое взаимодействие, а в результате перемещения поверхностей удаляются продукты коррозии и обнажаются чистые поверхности деталей. Этот процесс многократно повторяется. Если поверхности неподвижны, продукты коррозии не удаляются, иногда образуя антикоррозионный защитный слой. Например, защитным слоем от окислительного действия атмосферного воздуха обладают поверхности алюминиевых деталей.

Самостоятельная работа №4.

Тема: Ремонт талевой системы.

Рис.1. Кронблок

Роликовые подшипники 8 заполняют один раз в неделю универсальной среднеплавкой смазкой УС-3 через масленки 2 при помощи ручного насоса. Состояние подшипников контролируется канатными блоками 10, которые должны вращаться на оси 5 свободно, без заедания и шума, не задевая кожух 11. Во время работы необходимо контролировать температуру подшипников, которая не должна превышать 70° С, так как при более высокой температуре смазка теряет свои качества. Нагрев до более высокой температуры свидетельствует об отсутствии смазки или о ее загрязнении. В последнем случае смазочные каналы и подшипники промывают с помощью ручного насоса керосином или дизельным топливом, а затем заполняют новой смазкой.

Шум в подшипниках при вращении свидетельствует об их износе, а заедание канатных блоков об их поломке. В обоих случаях подшипники подлежат замене.

Перегрузка осей при прихватах и ловильных работах может вызвать их изгиб, что приводит к биению блоков и интенсивному износу подшипников. Такие кронблоки ремонтируют в мастерских.

При ремонте кронблока заменяют роликоподшипники, крепежные и другие детали, износ которых превышает допустимый.

 

Смена роликоподшипников канатных блоков вызывается недопустимым люфтом или поломкой их. Подшипники, у которых радиальный зазор превышает 0,5 мм, подлежат замене. Перед установкой новых подшипников необходимо проверить размер отверстия в ступице блока, который в сопряжении с фактическим размером наружного диаметра верхнего кольца подшипника должен гарантировать сборку с натягом 0,035 мм. Перед установкой подшипника блок предварительно нагревают до 100—160° С, что облегчает монтаж и уменьшает износ посадочного отверстия блока. При каждом капитальном ремонте ось кронблока проверяют магнитным дефектоскопом.

Наиболее быстро изнашиваются блоки, ближе расположенные к ходовому концу. Поэтому при сборке блоков целесообразно переставить их на оси.

При ремонте вспомогательного блока восстанавливают профиль канавки блока проточкой, а также заменяют ось блока и втулку.

Рама кронблока не должна иметь трещин и короблений; балки рамы должны быть параллельны; отклонение от параллельности на всей длине балки не должно превышать ±5 мм, деформированную раму необходимо править или заменить дефектные балки равнопрочными новыми.

После ремонта деталей, перед сборкой кронблока необходимо очистить от грязи каждый в отдельности смазочный канал в оси, промывая его керосином или продувая сжатым воздухом. Затем, ввинтив масленки в торцы оси, продавливают смазку ручным насосом через все отверстия.

Сборка отремонтированного кронблока производится в последовательности, обратной разборке. Перед посадкой блоков на ось необходимо обильно смазать роликоподшипники.

После сборки проверяют от руки легкость вращения каждого канатного блока в отдельности. При вращении любого из блоков соседний не должен вращаться.

Торцовое биение ручья блока, измеренное в наиболее удаленных точках, не должно превышать 1 мм. На, рабочих поверхностях ручья допускается заварка единичных раковин диаметром до 5 мм и глубиной до 2 мм с последующей зачисткой.

Сварочные швы рамы кронблока не должны иметь трещин, шлаковых включений, газовых пузырей, подрезов, пережога и других пороков, влияющих на прочность шва.

Талевый блок (рис. 2) является подвижной частью талевой системы. Характер износа деталей талевого блока и виды ремонтных работ такие же, как у кронблока, за исключением восстановления серьги, пальцев серьги, верхнего щита, нижнего щита и щек.

На поверхности серьги талевого блока в плоскости опасного сечения допускается углубление от износа до 3 мм при ширине до 10 мм. Заварка изношенных поверхностей не допускается. Каждые 6 мес. необходимо проверять щеки, пальцы серьги и ось магнитным или другим способом. Особое внимание при ремонте необходимо обращать на щеки талевого блока. В процессе бурения и при спуско-подъемных операциях он воспринимает статические, динамические и вибрационные нагрузки, которые повышают напряжения в отдельных элементах. В процессе эксплуатации отмечаются случаи обрыва щек вследствие ослабления посадки пальцев. При наличии трещин в щеках их необходимо заменить новыми. Выработка в щеках удаляется наплавкой электродами, близкими по составу основному металлу щек. Пальцы серьги с износом по диаметру более 2 мм подлежат замене. Вмятины кожуха выправляют после нагрева газовой горелкой, а надрывы заваривают.

Талевые канаты в процессе работы подвержены следующим видам износа:

1. истиранию на ходовом конце в результате трения между витками при намотке на барабан лебедки и сматывании с него, трения о фланцы барабана при переходе с одного ряда навивки на другой и трения о канавки роликов талевой системы;

2. скоблящему действию вследствие прорезания верхними витками намотки нижних витков, а также попадания песка на смазку талевого каната;

3. усталостному износу в результате перегиба каната на роликах и обратного перегиба на барабане лебедки;

4. усталостному износу на неподвижном конце из-за знакопеременных нагрузок и вибраций каната.

В результате канат изнашивается неравномерно по длине. Интенсивный износ на небольшом участке при работе без перепуска приводит к преждевременному выходу его из строя. Степень износа каната определяется числом оборванных проволок на шаге свивки. Отбраковке подлежат канаты, в которых оборвано 10% от общего числа проволок. После оснастки нового каната следует дать ему поработать некоторое время при небольших нагрузках. Правильная навивка каната на барабан лебедки во время эксплуатации каната удлиняет срок его службы. В случае, когда витки на барабане не исходят до фланца барабана или же у одного фланца наматывается виток на виток, канат быстро выходит из строя. Такая навивка объясняется неправильной установкой лебедки, т. е. ось подъемного вала барабана не горизонтальна и не параллельна оси крон-блока. Для правильной навивки необходимо устранить дефект монтажа. Проволоки и пряди каната в процессе работы передвигаются одна относительно другой, вызывая износ каната за счет сил трения. В начальный период канат имеет заводскую смазку, но в процессе работы она выжимается наружу и быстро теряется. Поэтому в процессе эксплуатации канат должен смазываться. Наружная смазка предохраняет канат от истирания и от коррозии. Смазка в любое время года наносится в подогретом состоянии с помощью кисти во время сматывания каната с барабана. В качестве смазочных материалов применяют технический вазелин в летнее время и смазочный мазут в любое время года.

При бурении до 1500 м смазку производят через два-три рейса, а после 1500 м перед каждым спуском и подъемом.

Буровые крюки и крюкоблоки служат для поддержания на весу бурильной колонны с вертлюгом во время бурения, для подвешивания с помощью штропов и элеватора обсадных и бурильных колонн при спуско-подъемных операциях, а также для выполнения вспомогательных работ в процессе бурения и монтажно-демонтажных работ. По способу изготовления крюки делятся на литые, кованые и составные (пластинчатые).

Основными неисправностями крюков могут быть следующие: не обеспечен ход крюка 130—145 мм, что вызвано либо ослаблением пружины 13, либо ее поломкой; не закрывается защелка крюка, состоящая из корпуса 4, стопора 5 и пружины 3, что чаще всего является следствием поломки пружины; крюк не фиксируется от проворачивания стопором поворота 6, снабженным пружиной 7, что происходит при поломке пружины иди стопора.

Все эти неисправности выявляются при проверке технического состояния крюка. Вышедшие из строя детали заменяют новыми. Кроме того, при текущем ремонте крюка проверяют резьбовые соединения и заменяют крепежные детали, а также смазывают упорный подшипник и другие пары трения согласно карте смазки.

Крюк разбирают в определенной последовательности.

Рис. 3. Буровой крюк

После приступают к мойке деталей и составлению дефектной ведомости.

При внешнем осмотре деталей крюка особое внимание необходимо обратить на состояние резьбы, наличие трещин в стволе, которые в первую очередь появляются в нарезанной его части, и на износ подушки 2, которая защищает зев крюка от износа штропом вертлюга. Подушку с выработкой более 3 мм восстанавливают наплавкой или заменяют, удалив две старые заклепки и поставив новые.

Износ до 3 мм допускается для штропа в месте сопряжения с серьгой талевого блока, причем заварка не допускается.

Крюк переклепывают при ослаблении крепления пластин между собой. Склепка должна быть плотной и прочной, допускаются местные зазоры между пластинами величиной не более 1 мм.

Ствол, штроп, оси боковых рогов и пальцы, кроме обмера, проходят ультразвуковую или магнитную дефектоскопию. При наличии микротрещин или износа выше допустимой величины эти детали не восстанавливают, а заменяют новыми, так как в процессе эксплуатации они несут большие нагрузки.

Изношенные поверхности беговых дорожек радиально-упор-ного подшипника шлифуют и проверяют шаблоном на просвет с допуском до 0,15 мм. Шары с дефектами на поверхности заменяют, а остальные комплектуют так, чтобы их диаметры не отличались более чем на 0,02 мм. Разница диаметров центровых беговых дорожек шаров нижнего и верхнего колец не должна превышать 0,2 мм.

Пружины ствола с трещинами, изломами и размерами по высоте менее 730 мм заменяют новыми. Новая пружина должна иметь правильную цилиндрическую форму, а торцы пружины должны быть перпендикулярны к ее оси.

Самостоятельная работа №5.

Тема: Основные неисправности и способы устранения талевой системы УРБ.

Талевая система буровой установки УРБ 2А2 (рис. 13) предназначена для удвоения хода вращателя и состоит из двух канатов и двух натяжных устройств. Одни концы канатов присоединяются к каретке вращателя, другие — к поперечным балкам мачты. Для натяжки системы предусмотрены натяжные устройства.

Для правильной работы системы и сохранения максимального хода вращателя должно быть выполнено условие, когда нижние положения штока гидродомкрата подачи и вращателя совпадают.

Рис. 13. Талевая система: 1 - канат подъема; 2 - канат подачи; 3 - головка; 4 - клин; 5 - болт; 6 - держатель

Самостоятельная работа №6.

Тема: Возможные неисправности механизма спуска-подъема на буровой и способы их устранения.

 При производстве спуско-подъемных операций скорости спуска и подъема, момент начала подъема, промежуточные промывки, расширки, проработки и др. должны производиться в строгом соответствии с проектом на строительство скважин.

Особое внимание должно быть обращено на предупреждение колебаний гидродинамического давления в скважине при спуске и подъеме бурового инструмента с целью предупреждения потери устойчивости стенок скважины, гидроразрыва пластов или провоцирования проявлений.

При вскрытии газоносных и склонных к поглощению бурового раствора пластов спуск и подъем бурильной колонны следует производить при пониженных скоростях, предусмотренных проектом, с целью снижения возможности возникновения гидроразрыва проницаемых горизонтов и вызова притока из пласта.

Перед началом спуско-подъемных операций необходимо проверить:

- замер износа шеек штропов с занесением результатов в паспорт. При обнаружении микротрещин и износа шеек, превышающих 5 мм, штропы бурильные необходимо отбраковать;

- состояние тормозных колодок. При выявлении толщины колодки от набегающего конца ленты 8 мм и менее тормозная колодка должна быть заменена;

- высоту расположения конца тормозной рукоятки от уровня рабочей площадки, которая при полном торможении не должна быть меньше 0,8 м и не более 0,9 м;

- исправность ограничителя подъема талевого блока. Ограничитель подъема талевого блока должен отключать буровую лебедку при достижении талевого блока на расстоянии не менее 2,0 м до кронблока.

Перед спуско-подъемными операциями с применением механизированного ключа необходимо осуществлять проверку и при обнаружении одного из перечисленных ниже дефектов отбраковать ключ:

- плотность посадки сухарей в гнездах;

- смещение плотности торца сухаря относительно торцовой плоскости;

- наличие трещин в корпусе и рукоятке;

- отсутствие шплинта в болтовом креплении вертлюга;

- отсутствие шплинтов в шарнирных пальцах;

- сработаны зубья в сменной челюсти.

Не реже одного раза в неделю принудительным открыванием необходимо проверить действие предохранительного клапана воздухосборника. При минусовых температурах окружающей среды работоспособность предохранительного клапана должна проверяться ежесменно.

Всякий раз перед началом спуско-подъемных операций бурильщик обязан лично проверить исправность замков элеваторов и приспособлений, предотвращающих выпадение шпилек из проушины, состояние тормозной системы лебедки и кранов ограничителя подъема талевого блока под кронблок, крепление ограждений, шплинтовку отдельных частей механизмов и оборудования.

Для проведения работ по спуску, подъему и наращиванию бурильной колонны буровая установка должна быть снабжена комплектом механизмов и приспособлений малой механизации с учетом конкретных условий проводки скважины и в соответствии с предусмотренными нормативами.

При использовании для спуско-подъемных операций специальных автоматизированных и механизированных устройств (ДСП, МСП и др.) необходимо соблюдать требования безопасности, изложенные в НТД на эти устройства.

В случае проведения спуско-подъемных операций без клиновых захватов для предохранения проушин элеваторов от остаточной деформации использовать специальные вкладыши ротора.

Для проведения работ по спуску, подъему и наращиванию инструмента буровая установка должна, кроме того, снабжаться:

- запасными элеваторами для всех размеров используемых труб;

- штропами одинаковой длины с прочно прикрепленными к ним шпильками для элеваторов;

- пеньковым канатом;

- двумя оттяжными крючками для подтаскивания бурильных свечей на подсвечник с концами такой формы, чтобы охватывалось не менее половины окружности трубы;

- переводниками и шарнирными клиньями для подъема и установки утяжеленных труб;

- специальной консистентной смазкой для резьбового соединения замков.

Запрещается производить спуско-подъемные операции при неполном составе буровой вахты, при неисправных механизмах, приспособлениях, инструментах.

Спуско-подъемные операции разрешается начать только после того, как бурильщик убедится, что второй помощник бурильщика (верхний рабочий) надел и закрепил предохранительный пояс, проверил надежность закрепления пеньковым или оцинкованным канатами к перилам люльки отводных крючков и других инструментов.

При подъеме-спуске инструмента необходимо непрерывно наблюдать за показанием индикатора веса, а в случае появления затяжек при расхаживании инструмента не допускать нагрузки свыше максимально-допустимой на вышку и на талевую систему.

Вышка должна иметь ограничитель грузоподъемности.

Запрещается верхнему рабочему снимать пеньковый канат с бурильной свечи до посадки ее в муфту спущенной в скважину колонны труб.

Запрещается переключение скоростей лебедки на ходу и при наличии нагрузки на талевой системе.

При подъеме бурильной колонны из скважины следует производить долив в скважину бурового раствора с теми же параметрами свойств, что и у раствора, находящегося в скважине. При этом его уровень в скважине должен поддерживаться у устья. В случае подъема бурильной колонны в поглощающей скважине руководствоваться проектом на строительство скважины.

Количество вытесняемого из скважины при спуске бурильных труб и доливаемого раствора при их подъеме должно контролироваться и фиксироваться в журнале.

Запрещается производить спуско-подъемные операции при наличии сифона или поршневании скважины. При первых признаках поршневания подъем следует прекратить и произвести промывку и проработку скважины.

При невозможности ликвидировать сифон промывкой и проработкой из-за зашламленности турбобура, долота или по другим причинам, подъем бурильной колонны следует производить при пониженных скоростях и тщательном контроле уровней бурового раствора в скважине, приемных и доливных резервуарах.

Если во время спуско-подъемных операций начинается перелив промывочного раствора через устье скважины, то следует допустить колонну труб, остановив элеватор над ротором на 0,3-0,4 м, закрыть превентор, навинтить ведущую трубу и начать промывку с противодавлением. При отсутствии обратного клапана в бурильной колонне он устанавливается перед наворотом ведущей трубы.

Запрещается раскреплять резьбовые соединения свечей бурильных труб и других элементов компоновки бурильной колонны при помощи ротора.

Запрещается останавливать вращение колонны бурильных труб включением обратного хода ротора.

При спуске бурильной колонны запрещается включать клиновой захват до полной остановки колонны.

Конструкция подсвечника должна обеспечивать удаление стекающего с труб бурового раствора и обогрев нижних концов труб при отрицательных температурах окружающего воздуха.

При спуске и подъеме инструмента пол буровой вышки необходимо систематически очищать от грязи. На рабочей площадке не должны находиться посторонние предметы.

Посадка бурильной колонны на ротор во время спуско-подъемных операций должна производиться плавно, без толчков и ударов.

При появлении посадок более чем на 5 делений во время спуска бурильной колонны в местах посадок следует производить проработку ствола скважины.

Допустимые величины посадок и затяжек бурильной колонны зависят от различных технических и геологических условий и должны определяются в каждом отдельном случае технической службой бурового предприятия с фиксацией в ГТН.

Запрещается работать без приспособления для правильного наматывания талевого каната на барабан лебедки.

Запрещается оставлять устье скважины открытым. Необходимо устанавливать устройство, предупреждающее падение посторонних предметов в скважину.

При подъеме из скважины труб и других элементов компоновки колонны наружные поверхности их должны очищаться от остатков бурового раствора с помощью специальных приспособлений.

Размеры сменных клиньев пневматического клинового захвата ротора (ПКР) и губок механизма захвата свечи АСП (при работе с комплексом АСП) должны соответствовать наружным диаметрам бурильных труб и УБТ.

При применении ПКР вес колонны бурильных (обсадных) труб и УБТ не должен превышать его грузоподъемность.

Запрещается во время работы клинового захвата находиться на роторе членам буровой бригады, поднимать или спускать колонну труб при не полностью поднятых клиньях, вращать стол ротора при поднятых клиньях, работать с деформированными бурильными или обсадными трубами.

При спуске и подъеме колонны бурильных труб клинья пневматического клинового захвата должны быть подняты из ротора.

Запрещается поднимать или спускать колонну бурильных труб при не полностью отведенном ключе АКБ.

Запрещается проходить между ключом АКБ и бурильной колонной (ведущей трубой), спущенной в скважину. Во время спуска и подъема колонны бурильных труб помощникам бурильщика следует подходить к ротору только после полной остановки колонны бурильных труб.

Замковые соединения бурильных свечей должны раскрепляться механизированными буровыми ключами или машинными ключами с применением пневмораскрепителя. При этом необходимо соблюдать требования безопасности, изложенные в НТД на эти устройства.

Предохранительный клапан пневмораскрепителя должен быть отрегулирован на 5,6 кгс/см², что соответствует усилию натяжения 6000 кгс при КПД 0,85 и диаметре ПРС 400 мм. Диаметр тягового каната на пневмораскрепителе свечей должен быть не менее 18 мм.

При спуске колонны бурильных труб запрещается осуществлять ее торможение клиновыми захватами.

При креплении УБТ с помощью пневмораскрепителя величина крутящего момента не должна превышать максимально допустимых величин и регламентируется давлением в цилиндре раскрепителя.

Для перемещения труб от подсвечника к устью скважины должно быть использовано устройство для безопасной подачи свечей бурильных труб от подсвечника к ротору типа УПС-2.

Подачу свечей на подсвечник и обратно к устью скважины разрешается производить с помощью крючка, имеющего длину не менее 0,5 м и охватывающего половину окружности трубы. Необходимо следить за тем, чтобы конец бурильной свечи не попал на буртик замка ранее установленной свечи и на ноги работающих.

Установку ведущей трубы в шурф следует производить с помощью специальных приспособлений (автозатаскивателя, направляющего желоба и др.). Запрещается затаскивать ведущую трубу в шурф вручную или при помощи вспомогательной лебедки.

Запрещается производить спуск ведущей трубы в шурф на большой скорости. Подъем ее из шурфа необходимо производить на 1-ой скорости буровой лебедки.

При установке в шурф ведущей трубы и ее извлечении из шурфа не допускается нахождение рабочих на пути движения ведущей трубы.

Вывод крюка из штропа вертлюга необходимо производить после того, как помощник бурильщика откроет предохранительную защелку крюка и отойдет в сторону.

Подавать элеватор на стол ротора и снимать его с ротора необходимо с помощью вспомогательной лебедки. Элеватор при этом должен быть закрыт.

Перед подъемом ведущей трубы из шурфа необходимо закрыть стопор, предотвращающий поворот крюка.

При заведении штропов в проушины элеватора, а также выводе их из проушин, необходимо браться за штропы на безопасном расстоянии (не менее 420 мм от нижней кромки штропа).

При спуске бурильной колонны вспомогательный тормоз лебедки (гидродинамический или другого типа) должен включаться в работу по достижении веса колонны, указанного в характеристике буровой установки. Работа без вспомогательного тормоза при этом запрещается. Включение и выключение кулачковой муфты вспомогательного тормоза буровой лебедки на ходу запрещаются.

Бурильщик должен начинать подъем крюка после сигнала помощника о закрытии элеватора.

Бурильщик должен следить за поднимаемым талевым блоком и при подходе его к люльке верхнего рабочего снижать скорость подъема.

Поднимаемый ненагруженный элеватор должен быть в раскрытом состоянии со створками, обращенными ко второму помощнику бурильщика (верхнему рабочему). При этом раскачивание талевой системы не допускается.

Во время подъема и спуска бурильных свечей помощники бурильщика должны осматривать поверхность труб, чтобы своевременно обнаружить возможные дефекты.

При применении УБТ необходимо использовать специальные приспособления для их установки за "палец" и на подсвечник, а также для наращивания колонны бурильных труб.

Посадку колонны бурильных труб на ротор бурильщик должен производить плавно, не допуская удара элеватора о стол ротора, и так, чтобы замковая муфта находилась от ротора на расстоянии, обеспечивающем свободный подвод трубозажимного устройства АКБ.

После окончания спуска колонны бурильных труб перед очередным долблением необходимо машинные ключи отвести от устья скважины и зацепить за специальный крючок на ноге вышки, закрыть доступ воздуха к крану управления АКБ и снизить давление в отключенной части пневмосистемы до атмосферного.

Буровой мастер (начальник буровой) должен осуществлять проверку состояния спуско-подъемных механизмов в соответствии с графиком профилактического осмотра и результаты проверки заносить в специальный журнал.

Дефектоскопия спуско-подъемного оборудования должна производиться в соответствии с инструкцией по дефектоскопии.

Самостоятельная работа №7.

Тема: Возможные неисправности буровых насосов и способы их устранения.

Перед началом работы насоса его необходимо полностью заполнить водой и спустить воздух через воздухоспускное устройство. Если в корпусе останется воздух, то может полностью отсутствовать напор на подающем трубопроводе, или же будет слабый напор сопровождающийся шумами при работе.

Уменьшение номинального напора насоса может быть вызвана засорением всасывающего трубопровода, сетчатого фильтра или лопастей рабочего колеса. Что бы предотвратить засорение лопастей, на всасывающем трубопроводе необходимо устанавливать фильтры грубой очистки.

Напор насоса (м) - это энергия, которую получает жидкость весом 1 Ньютон при прохождении через насос. Обычно напор рассматривают с геометрической точки зрения, как высоту на которую можно поднять жидкость за счет энергии вырабатываемой насосом.

Правильно заполненный насос может не достигать номинальной подачи если общая высота напора не совпадает с параметрами насоса. Для проверки напора устанавливаются манометры на всасывающем и напорном трубопроводах. Если напора недостаточно для преодоления необходимой высоты, нужно увеличить либо частоту вращения вала, либо установить большее рабочее колесо. Если же наоборот подача больше высоты напора, то на валу насоса увеличивается мощность, что приводит к перегрузке двигателя. Что бы этого избежать, необходимо отрегулировать режим работы задвижкой на напорном трубопроводе.

Подача (м³/с) - это производительность насоса, т.е. объем жидкости перекачиваемой за единицу времени

Направление движения вала насоса должно соответствовать заданному. В противном случае насос может выйти из строя в результате заклинивания вала рабочего колеса, что в свою очередь приведет к повреждению корпуса. Для предотвращения раскручивания вала в обратную сторону на напорном трубопроводе устанавливается обратный клапан.

Увеличение максимально допустимой высоты всасывания является распространенной причиной поломки насосов. Это приводит к вероятности разрыва потока, вызывает явление кавитации, а так же существенно уменьшает мощность. Максимальная высота всасывания зависит от температуры температуры жидкости, ее скорости во всасывающем трубопроводе а так же от сопротивления на отводах и потерь на трение. При увеличении температуры перекачиваемой жидкости максимальная высота всасывания уменьшается, так как возрастает давление парообразования. Потери на трение можно сократить сделав всасывающий трубопровод как можно большим диаметром и небольшой длины с минимально необходимым количеством запорной арматуры. Так же необходимо регулярно чистить сетку фильтра, так как скопившаяся в нем грязь значительно увеличивает потери мощности.

Допустимая высота всасывания (м) - это максимальное расстояние по вертикали от уровня жидкости в расходном резервуаре до всасывающего патрубка насоса, при котором не возникает кавитации.

Установка насоса с завышенным напором приводит к его не надежной работе, так как допустимая высота всасывания будет сильно превышена из-за большой подачи.

При возникновении высокого давления парообразования на всасывающем трубопроводе, следует обеспечить подпор, который так же будет перекрывать потери на трение. Минимальная высота подпора обычно определяется изготовителем и указывается в технических характеристиках насоса. Что бы обеспечить бесперебойную работу насоса, необходимо выдерживать требуемую высоту подпора, которая зависит от температуры перекачиваемой жидкости и подачи насоса. Если жидкость перекачивается из закрытого резервуара, то высоту подпора можно обеспечить путем повышения давления в нем.

При большой длине всасывающего трубопровода, его необходимо прокладывать с уклоном в сторону насоса, что бы предотвратить попадание в него воздуха. При заборе жидкости из резервуара, всасывающий патрубок должен быть погружен в нее не менее чем на 0,8 м.

После насоса на напорном трубопроводе обязательно ставится запирающая задвижка, так как включение и выключениециркуляционного насоса производится при закрытом напорном трубопроводе. Если напор превышает 10 - 15м, то между задвижкой и насосом устанавливается обратный клапан. Он предотвращает обратное движение жидкости через насос во время аварийной остановки (например, отключение электроэнергии). Так же отсутствие обратного клапана может привести к обратному вращению вала насоса при кратковременном перебое электроэнергии.

Несвоевременное обслуживание сальников может послужить причиной поломки центробежного насоса. Причинами повреждения сальниковой набивки являются неравномерность вращения  и биение рабочего вала. Подтягивать буксу сальника выполняют с таким усилием, что бы из под нее немного прокапывала вода. Таким образом сухое трение сальниковой набивки, и обеспечивается ее охлаждение. Сильная затяжка сальника приводит к возникновению сухого трения, вследствие чего уменьшается долговечность втулки, а так же при возникновении сильного местного нагрева она может разрушиться.

При замене сальниковой набивки необходимо менять все уплотнительные кольца, так как в процессе эксплуатации сальниковая набивка становится сухой и твердой и перестает выполнять свои функции. Нельзя забивать набивку молотком, так как она теряет свою работоспособность из-за потери упругости.

Работоспособность и долговечность торцевых уплотнений во многом зависит от спокойной работы вала. При биениях или неравномерной работе уплотнительные поверхности интенсивно изнашиваются и преждевременно теряют свои свойства.

Долговечность сальников и подшипников сильно зависит от правильной центровки вала приводного двигателя и насоса. Упругие муфты, которые применяются для соединения двигателя с насосом передают только крутящий момент и не компенсируют погрешности монтажа, поэтому соосность валов двигателя и насоса должны быть безупречны.

Трубопроводы присоединяемые к насосу не должны создавать чрезмерные напряжения на корпус насоса, иначе это может привести к повреждению корпуса, создавать вибрацию вала, задевание рабочих колес за уплотнения, разрушение муфтового соединения.

 

Неисправность	Причина	Способ устранения
Насос не подает жидкость после пуска	Неправильная заливка насоса	Повторно залить насос, при этом удалить воздух
	Недостаточная частота вращения рабочего колеса	Увеличить частоту вращения двигателя
	Открыт воздухосбросник на корпусе насоса	Закрыть воздухосбросник
	Неплотности или засоры в приемном клапане	Очистить и проверить работу клапана
	Ослаблен сальник	Подтянуть сальник или заменить набивку
Не достигается требуемая подача насоса	Недостаточная частота вращения рабочего колеса	Увеличить частоту вращения двигателя
	Рабочее колесо вращается в обратную сторону	Проверить направление вращения, при необходимости поменять полярность электропривода
	Слишком высокое сопротивление системы	Повысить частоту вращения если при электроприводе это невозможно, необходимо ус­тановить колесо большего размера или добавить сту­пень в насосе
	Засор всасывающего трубопровода	Проверить и очистить всасывающий трубопровод и приемный клапан; при необ­ходимости разобрать насос и прочистить рабочее колесо
	Недостаточная заливка или завоздушивание насоса или трубопровода	Повторно залить насос и тщательно удалить воздух
	Недостаточный подпор	Проверить уровень в приемном резервуаре, при необхо­димости повысить в нем давление
	Завышена высота всасывания	Проверить уровень жидкости в приемном резервуаре, а так же открытие приемного клапана, почистить сетку фильтра и всасывающий трубопровод
	Подсос воздуха через сальник	Произвести подтяжку сальников или заменить их новыми, увеличить давление запирающейся жидкости
	Изношена проточная часть	Заменить изношенные детали
Потребляемая мощность завышена	Сопротивление  системы меньше чем предусмотренов технических условиях на изготовление	На напорном трубопроводе прикрыть задвижки до достижения давления предусмотренного ТУ
	Плотность перекачиваемой жидкости выше оговоренной в ТУ	Установить более мощный двигатель
Давление на выходе насоса завышено	Завышена частота вращения	Уменьшить частоту вращения, если это не возможно то произвести подрезку и смещение рабочего колеса
	Подпор на входе больше требуемого	Проверить и восстановить необходимый подпор, если это невозможно подрезать рабочее колесо или уменьшить число ступеней
Насос прекращает подачу	Всасывающий трубопровод или сальник имеет неплотности, из-за чего в насос подпадает воздух, приводящий к разрыву сплошности потока	Проверить целостность трубопровода, подтянуть или заменить сальники, проверить давление и подвод запирающей жидкости
	В приемном резервуаре низкий уровень воды	Остановить насос и восстаносить уровень воды
	Засор всасывающего трубопровода и приемного клапана	Разобрать и очистить клапан и всасывающий трубопровод
Неплотности в соединениях корпуса насоса	Неправильная затяжка стяжных шпилек	Остановить насос, дождаться его полного остывания и перезатянуть шпильки
	Повреждения уплотнений	Если затяжка не помогает, установить новые уплотне­ния, сменить набивку сальника,учитывая требования чертежа; в торцовых уплотнениях проверить уплотняющие по­верхности, при необходимо­сти заменить
Неплотности в сальнике	Неправильна произведена набивка сальника или же он износился
	Защитная втулка имеет риски из-за сильной затяжки сальника или естественного износа	Заменить или прошлифовать втулку, сменить набивку сальника
	Биение вала под сальником	Проверить и при необходимости заменить подшипники, проверить биение вала при зажатых рабочких колесах
Сильно греются подшипники	Плохое центирование вала рабочего колеса с насосом	Произвести центровку
Повышенный шум при работе насоса	Напряжеия в трубопроводе передаются на насос	Изменить крепление трубопроводов, что бы при креплении их к насосу не создавалось излишних напряжений, произвести центровку насоса
	Плохое крепление к фундаменту	Проверить затяжку болтов крепления
	Недостаточная смазка	Проверить качество масла, при необходимости долить или заменить его
	Недостаточно консистентной смазки	Добавить смазку, при необходимости заменить ее
	Наличие воздуха в насосе	Остановить насос и повторно произвести его заливку
	Слишком велика подача или очень мал напор	Задвижкой отрегулировать работу насоса до исчезновения шума

Самостоятельная работа №8.

Тема: Возможные неисправности роторов и способы их устранения.

Ротор буровых установок предназначен для передачи вращения бурильной колонне в процессе бурения скважин роторным способом и периодического проворачивания труб при турбинном бурении и бурении электробурами, восприятия реактивного момента, возникающего на забое при бурении забойными двигателями ( реактивный момент воспринимается в результате стопорения вала специальной защелкой), удержания колонны бурильных и обсадных труб в процессе спуско-подъем-ных операций и при их свинчивании и развинчивании, замене инструмента, при ликвидации аварий в скважине.

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. 

Основными дефектами стола ротора являются износ поверхностей, сопрягаемых с вкладышами, повреждение лабиринтного уплотнения и резьбы. 

Пространство вокруг стола ротора, рабочее место каждого члена вахты должно быть свободно и содержаться в чистоте. Инструмент при подъеме должен промываться для удаления сальников на замковых элементах и визуального контроля с целью выявления трещин, промывов и других нарушений в бурильном инструменте. 

Подшипники опор стола ротора, как указывалось ранее, подбираются по диаметру проходного отверстия. 

Частоту вращения стола ротора выбирают в соответствии с требованиями, предъявляемыми технологией бурения скважин. Наибольшая частота вращения стола ротора ограничивается критической частотой вращения буровых долот: nmax: 250 об / мин. 

Частота вращения стола ротора для всех типоразмеров не более 250 об / мин; проходной диаметр втулки ротора для всех типоразмеров 225 мм. 

Вращение от стола ротора к долоту передается квадратной штангой и колонной бурильных труб, соединяемых между собой замками и переводниками.

Частоту вращения стола ротора выбирают в соответствии с требованиями, предъявляемыми технологией бурения скважин. 

Вертикальная ось стола ротора должна совпадать с отвесом, опущенным из точки пересечения шнуров. 

Частоту вращения стола ротора выбирают в соответствии с требованиями, предъявляемыми технологией бурения скважин. 

Подобный нагрев стола ротора может быть и в - тех случаях, когда ротор установлен не горизонтально. 

Поэтому горизонтальность стола ротора должна тщательно контролироваться как при монтаже его, так и при возникновении местных нагревов стола

Стопорная система стола ротора должна быть исправной. Особое внимание следует уделять посадке и шплинтовке собачек и рукояткам стопорного устройства. Перед пуском ротора обе рукоятки стопоров должны быть повернуты в разные стороны от оси быстроходного вала ротора. 

Частоту вращения стола ротора выбирают в соответствии с требованиями, предъявляемыми технологией бурения скважин. Наибольшая частота вращения стола ротора ограничивается критической частотой вращения буровых долот: пшах250 об / мин. 

Частота вращения стола ротора измеряется в системе ПКБ-3 с помощью тахогенератора постоянного тока ЭТ-7 с линейной статической характеристикой. Присоединяется тахогенератор к промежуточному валу привода ротора. Величина напряжения, получаемого на выходе преобразователя, прямо пропорциональна частоте вращения стола ротора. Его измеряют с помощью вольтметра постоянного тока с симметричной шкалой и пределом измерения, равным 30 В. Вольтметр подключен через переключатель диапазонов, который используется для изменения напряжения, поступающего на вход вольтметра, в зависимости от кинематики ротора. Одновременно производится регистрация частоты вращения ротора, для чего используют компенсационную схему, состоящую из вспомогательного источника постоянного напряжения Ио, реохорда Р, исполнительного реверсивного двигателя РД-09, усилителя У типа УЭМ-295В, вибропреобразователя В, делителя Д, элемента сравнения ЭС.

Пространство вокруг стола ротора, рабочее место каждого члена вахты должно быть свободно и содержаться в чистоте. Инструмент при подъеме следует промывать для удаления сальников на замковых элементах и визуального контроля с целью выявления трещин, промывов и других нарушений в бурильном инструменте. 

Скорость вращения стола ротора должна быть не меньше, чем при бурении прорабатываемых интервалов.

При повороте стола ротора зажим ведущей трубы вращается и передает вращение ведущей трубе. Если ведущая труба движется вниз, то она с помощью роликов в зажиме свободно перемещается и центрируется в столе ротора. 

Частота вращения стола ротора определяется необходимой частотой оборотов породоразрушающего инструмента. Критическая частота вращения стола ротора пркрит 250 об мин. Наименьшая частота вращения из условия глубокозалегающих абразивных, твердых и крепких пород, а также для вращения ло-вильного инструмента ( при ликвидации аварий) прмин 18 - 50 об мин.

Самостоятельная работа №9.

Тема: Возможные неисправности вертлюгов и способы их устранения.

Перед началом и во время эксплуатации необходимо проверить все крепления, а также состояние переводника и ствола вертлюга (наружный осмотр). Ствол вертлюга должен вращаться от усилия одного рабочего, приложенного к ключу с плечом 1 м. 80 °С, и налить новое. При утечке масла из ванны через нижнее уплотнение необходимо сменить манжеты и севанитовое уплотнение, набить густой смазкой полость установки севанитового уплотнения.Для контроля уровня масла в ванне отвинчивают пробку со стержнем, конец которого на длине 45 мм окрашен белой краской. В пределах окрашенной части указателя и должен находиться уровень масла. Если масло загрязнено, то его следует слить, промыть ванну керосином или газойлем, затем минеральным маслом, нагретым до 60 Рисунок 1. Вертлюг УВ-250 Во время бурения обслуживающий персонал обязан строго следить за состоянием масла и его уровнем в ванне. Полную проверку проводят не реже сроков, указанных в карте смазки. Состояние смазки вертлюга следует проверять в каждую вахту, нельзя допускать нагрева вертлюга выше 70 °С. Если уплотнение внутренней трубы пропускает промывочный раствор, то манжеты уплотнения надо сменить, для чего развинтить нажимную гайку с помощью ключа до отказа. При смене манжеты одновременно проверяют состояние внутренней трубы. Если при этом обнаружат значительную сработку, задиры или промывы, то внутреннюю трубу также надо заменить. Резьбовое соединение переводника и ствола не должно пропускать раствор. Прокладка между внутренней трубой и отводом также не должна пропускать глинистый раствор.  Если обнаружится большой износ стенок, то отвод заменяют новым. Во время каждой вахты следует проверять общее состояние вертлюга - затяжку гаек, исправность всех деталей. Вертлюги транспортируются в частичной упаковке или без неё. Перед пуском в эксплуатацию с них удаляется консервационная смазка. Уход за вертлюгами в процессе эксплуатации заключается в доливке или смене смазки и в наблюдении за сальниковыми уплотнениями. Перед началом эксплуатации после проверки штропа вертлюг подвешивают на крюк и убеждаются в подвижности вращения его ствола, который должен проворачиваться усилием одного рабочего, приложенного к ключу с плечом рычага не более 1 м.  100 ºС веретенным маслом. При утечке через нижний сальник его меняют и смазывают консистентной смазкой. 2,5 тыс. часов работы. При этом корпус вертлюга промывается керосином или нагретым до 80 Жидкая смазка заливается в картер вертлюга до определённого уровня, универсальная подаётся к местам смазки через пресс-масленки. При загрязнении смазка заменяется, но не реже, чем после 2   Вытекание промывочной жидкости через верхний сальник может происходить в результате износа сальниковых манжет или промыва напорной трубы сальника. Небольшие утечки через набивные сальники устраняются их натяжкой. 

Самостоятельная работа №10.

Тема: Карта смазки агрегатов и механизмов.

Необходимо, чтобы смазка производилась только маслом того сорта, который предназначен для данного механизма, к чтобы применяемое для смазки масло было чистым. Для смазки следует пользоваться принадлежностями, поставляемыми с установкой. Заливать жидкое масло нужнее специальной кружкой и воронкой с фильтрующей сеткой. Если жидкое масло заправляют в корпуса через масленки, то для; этого используется специальный шприц. Солидол через пресс-масленки заправляют штыковым тавотопрессом.

При смазке узлов и агрегатов буровой установки УРБЗАМ необходимо руководствоваться картой смазки. Если установка не была в работе более трех месяцев, масло в коробке передач и. роторе необходимо заменить, предварительно промыв коробку соляровым маслом или керосином.

Буровая установка предназначена для бурения структурных скважин глубиной до 1200 м вращательным способом сплошпым и кольцевым забоем с промывкой. Установка используется также для бурения скважин па воду глубиной 300—500 м.

Часть оборудования (двигатель, коробка скоростей, лебедка, ротор трансмиссии и др.) смонтирована на гусеничпой тележке «Восток» и на короткие расстояния перевозится на ней. На значительные расстояния установка транспортируется по железной дороге или па специальных прицепах (тройллерах).

Буровые насосы, вышка, глиномешалка, емкости и другое оборудование при перебазировании на новые точки перевозят по железной дороге или на автомашинах. Силовая часть установки снабжена двумя двигателями КДМ100. Мощность каждого двигателя 100 л. с. Кинематической схемой буровой установки предусмотрена возможность приведения в действие всех механизмов от одного двигателя или обоих двигателей одновременно.

Для равномерной подачи инструмента на забой и облегчения труда буровая установка снабжена гидравлическим регулятором подачи инструмента. Гидравлический регулятор представляет собой трехцилиндровый масляный насос, приводимый в действие от цепной передачи лебедки. Наличие дроссельной системы обеспечивает регулировку равномерности подачи бурового инструмента на забой скважины. При надобности регулятор гидропередачи может быть отключен от лебедки.

Самостоятельная работа №11.

Тема: Дефектоскопия бурового оборудования.

Назначение: Стенд предназначен для выполнения магнитопорошкового и ультразвукового контроля деталей бурового оборудования. На стенде могут быть проконтролированы переводники различного назначения, корпуса шпиндельных секций, валы турбинных и шпиндельных секций, статоры, детали регулятора угла и прочее. На стенде выполняется дефектоскопия как вновь изготавливаемых деталей, так и деталей, бывших в эксплуатации. Стационарный стол оснащен каретками,передвигающимися независимо друг от друга. Каретки снабжены регулируемыми по высоте вращающимися опорами, которые центрируют деталь вдоль продольной оси стенда. Подвижный стол имеет возможность перемещения вдоль стационарного стола. Такая компоновка конструктивных элементов позволяет достичь высокой гибкости контроля, что позволяет подвергать дефектоскопии детали, имеющие самые различные габариты и профиль. В процессе контроля деталь устанавливается вдоль рабочего стола. С помощью регулируемых опор контролируемый участок детали центрируется в намагничивающей катушке, которая соединена с дефектоскопом MAGISCOP 6000/6000 фирмы ?CIGIEMME? и имеет возможность перемещения вдоль детали. В процессе дефектоскопии деталь обильно смачивается магнитолюминесцентной суспензией. Собственно осмотр детали производится в ультрафиолетовом свете. После проведения дефектоскопии деталь подвергается размагничиванию. При выполнении ультразвукового контроля используется дефектоскоп EPOCH 4 и датчики фирмы PANAMETRICS.

Самостоятельная работа №12.

Тема: Основные неисправности буровых лебедок и способы их устранения.

Хотя буровые лебедки и рассчитаны на длительную работу в тяжелых условиях, нормальная, безаварийная и безопасная эксплуатация их возможна только при условии регулярного и тщательного ухода.

Наибольшее количество несчастных случаев в бурении происходит во время спуско-подъемных операций и других работ, производимых при помощи лебедки. Это объясняется тем, что лебедка имеет боль­шое количество движущихся частей, в непосредственной близости от которых находятся рабочие. Несчастные случаи в основном про­исходят вследствие неграмотной эксплуатации лебедок и нару­шения рабочими правил техники безопасности.

Одним из условий безопасной работы на лебедке является содер­жание ее всегда в исправном состоянии, своевременное выявление и устранение всех дефектов.

Ни в коем случае не допускается смазка и ремонт лебедки во время работы.

Все наружные движущиеся и вращающиеся части лебедки должны быть ограждены прочными железными щитами. Работа на лебедках без щитов на цепных передачах недопустима.

Перед пуском лебедок необходимо проверить следующее:

1. Правильность их сборки и установки. Лебедка должна быть закреплена на фундаменте болтами. Валы ее должны быть горизон­тальны, а оси параллельны между собой. Цепные колеса (пара) устанавливаются строго в одной плоскости.

2. Регулировку ленточного тормоза. Необходимо добиться равномерного прилегания лент к тормозным шайбам и расположения конца тормозной ручки при полном торможении на расстоянии 40—50 смот пола буровой; при расторможенном состоянии ленты не должны прикасаться к поверхности тормозных шкивов.

 

3. Состояние подшипников. Подшипники должны быть промыты и заполнены, свежей соответствующей смазкой.

4. Зазоры между шинно-пневматическими муфтами и соответ­ствующими шкивами. При отсутствии воздуха зазор между бакелитовыми колодками муфт и шкивами должен быть в пределах допустимого — не менее 2—3 мм и равномерным по всей окружности.

5. Герметичность системы воздухопровода и пусковых устройств — пропуски воздуха должны быть ликвидированы.

6. Работоспособность и надежность противозатаскивателя.

7. Установку гидродинамического тормоза и механизм его включения и отключения.

8. Закрепление талевого каната на барабане лебедки и его неподвижного конца.

9. Наличие на лебедке предохранительных щитов и качество их крепления.

10. Работу лебедки и ее отдельных узлов без нагрузки. После пуска лебедки в эксплуатацию при приеме и сдаче вахт необходимо производить ее внешний осмотр, а также опробование отдельных узлов. Обнаруженные неисправности немедленно должны устраняться, а в вахтовом журнале сделана соответствующая запись.

Кроме того, при эксплуатации лебедки необходимо выполнение следующих требований:

1. Проверять состояние шкивов тормозных и шинно-пневматических муфт.

2. Следить за состоянием тормозных колодок. Запрещается работа с изношенными больше допустимого размера колодками.

3. Предупреждать попадание масла и воды на рабочую поверхность тормозных шкивов и шкивов муфт.

4. Проверять и регулярно крепить болтовые соединения.

5. Проверять состояние смазки цепных передач и в соответствии с инструкцией осуществлять их смазку.

6. Следить за подшипниками. Все подшипники должны работать бесшумно и плавно. Температура нагрева подшипников не должна превышать 80° С.

7. Наблюдать за работой ленточного тормоза и по мере необходи­мости регулировать его.

8. Регулярно осматривать и проверять цепи.

9. Проверять исправность фрикционной катушки и периодически регулировать ее.

10. Регулярно проверять пневматическую систему управления лебедки и обнаруженные недостатки устранять.

11. Каждую вахту проверять исправность противозатаскивателя.

Самостоятельная работа №13.

Тема: Пневматическая система буровой установки.

Пневматическая система буровой установки ( краны, трубопроводы, сосуды) после монтажа должна спрессовываться воздухом на давление, равное 1 25 от рабочего давления, но не менее чем на 3 юге / см2 выше рабочего давления. 

Пневматическую систему буровой установки ( трубопроводы, краны) на заводах-изготовителях и после ремонта с применением сварки необходимо подвергать гидравлическим испытаниям на давление, превышающее рабочее в 1 5 раза, а после монтажа на буровых - испытаниям воздухом на давление, превышающее рабочее в 1 25 раза. 

В пневматических системах буровых установок двух клапанные и четырех клапанные краны служат для управления работой шинно-пневматических муфт. Принцип работы кранов в системах позволяет уяснить возможные неисправности и, следовательно, ремонтные работы, необходимые при их эксплуатации. 

Управление исполнительными элементами пневматической системы буровой установки осуществляется двух - и четырех клапанными кранами. Установка того или иного крана в системе определяется расходом воздуха в исполнительном элементе. 

На какое давление спрессовывается пневматическая система буровой установки после монтажа и ремонта. 

В качестве управляющих устройств в пневматических системах буровых установок применяют клапанные и золотниковые отсекатели и мембранные регулирующие кран.

Применение эжектора для приготовления пен позволяет использовать компрессоры пневматической системы буровых установок как источник сжатого воздуха. 

Расходный вентиль от воздухосборников должен быть выведен в помещение буровой, что позволяет при необходимости перекрывать подачу воздуха в пневматическую систему буровой установки. 

Линия сжатого воздуха низкого давления - 0 9 МПа ( 125 psi) - предназначена для привода ( питания) воздушно-масляного насоса, создающего гидравлическое давление 10 5 МПа ( 1500 psi), требуемое для работы дросселей. Манометр давления воздуха в пневматической системе буровой установки позволяет контролировать стабильность подачи воздуха. 

Транспортировка БПР между промысловыми объектами производится при крайнем нижнем положении верхних подвижных частей бункеров. После установки БПР на буровой его бункеры переводятся из транспортного положения в рабочее с помощью сжатого воздуха, подаваемого в бункеры от компрессора автоцементовоза либо от пневматической системы буровой установки. В результате повышения давления внутри бункера его подвижная часть поднимается в крайнее верхнее положение и закрепляется фиксатором. Обратный перевод бункера из рабочего положения в транспортное осуществляется постепенным стравливанием избыточного давления, предварительно созданного внутри бункера.

Датчик соединен со скважиной. При понижении уровня скважины диафрагма реагирует на изменение гидростатического давления и включает через микровыключатель цепь магнита электропневматического вентиля. Вентиль пропускает сжатый воздух из пневматической системы буровой установки в пневматическую приставку, которая открывает задвижку на доливном трубопроводе. 

Датчик соединен со скважиной. При понижении уровня скважины диафрагма реагирует на изменение гидростатического давления и включает через микровыключатель цепь магнита электропневматического вентиля. Вентиль пропускает сжатый: воздух из пневматической системы буровой установки в пневматическую приставку, которая открывает задвижку на долив-ном трубопроводе. 

Технология вызова притока из пласта пенами с использованием эжекторов состоит в приготовлении с помощью последних, насосного и компрессорного оборудования двухфазных пен, закачивании их в скважину для вытеснения воды и создания необходимого значения депрессии на забое за счет меньшей плотности пены и ее самоизлива. Технология имеет свои особенности. Применение эжектора для приготовления пен позволяет использовать в качестве источников сжатого воздуха компрессоры пневматической системы буровых установок при кустовом и разведочном бурении. В качестве источников сжатого воздуха могут быть использованы передвижные компрессоры высокого давления. Применение эжектора при использовании компрессоров высокого давления позволяет упростить управление процессом приготовления и закачивания пены и повысить качество последней.

Самостоятельная работа №14.

Тема: Основные неисправности и способы их устранения в оборудовании для приготовления и очистки буровых растворов.

Приготовление, утяжеление и обработка буровых растворов, а также их очистка от выбуренной породы — важный процесс при бурении скважины. От качества бурового раствора в значительной мере зависит успех проводки скважины.

Приготовление буровых растворов может осуществляться в механических мешалках и гидравлических смесителях.

В настоящее время в отечественной практике для приготовления буровых растворов широко применяются порошкообразные материалы. Для приготовления буровых растворов из этих материалов используют следующее оборудование: блок приготовления раствора (БПР), выносной гидроэжекторный смеситель, гидравлический диспергатор, емкости ЦС, механические и гидравлические перемешиватели, поршневой насос.

При обработке глинистых растворов химическими реагентами, особенно содержащими щелочи и кислоты, рабочие должны работать в резиновых перчатках, очках, фартуках и сапогах, чтобы брызги щелочи и кислоты не повредили лицо, руки и одежду.

В механических глиномешалках можно приготовить растворы из сырых глин, глинобрикетов и глинопорошков.

Более эффективны, чем глиномешалки, фрезерно-струйные мельницы ФСМ-3 и ФСМ-7.

Фрезерно-струйная мельница может быть использована не только для приготовления растворов, но и для утяжеления бурового раствора, а также для добавки в него глины и глино-порошка. В этом случае в ФСМ вместо воды подается буровой раствор. Техническая характеристика ФСМ приведена ниже.

Очистка промывочной жидкости от обломков выбуренной породы (шлама). Буровой раствор, выходящий на поверхность из скважины, может быть вновь использован, но для этого он должен быть очищен от обломков выбуренной породы (шлама).

Поступающие в буровой раствор частицы выбуренной породы оказывают вредное влияние на его основные технологические свойства. Кроме того, наличие в растворе абразивных частиц существенно снижает показатели работы долот, гидравлических забойных двигателей, буровых насосов и другого оборудования. В связи с этим очистке буровых растворов должно уделяться особое внимание.

 

Для очистки бурового раствора от шлама используется комплекс различных механических устройств: вибрационные сита (рис. 6.16.), гидроциклонные шламоотделители (рис. 6.17.), сепараторы, центрифуги. В составе циркуляционной системы все эти механические устройства должны устанавливаться в строгой последовательности. При этом схема прохождения бурового раствора должна соответствовать следующей технологической цепочке: скважина — газовый сепаратор — блок грубой очистки от шлама (вибросита) дегазатор — блок тонкой очистки от шлама (песко- и илоотделители, сепаратор) — блок регулирования содержания и состава твердой фазы (центрифуга, гидроциклонный глиноотделитель) — буровые насосы — скважина.

 

 

 

При отсутствии газа в буровом растворе исключают ступени дегазации; при использовании неутяжеленного раствора, как правило, не применяют сепараторы, глиноотделители и центрифуги; при очистке утяжеленного бурового раствора обычно исключают гидроциклонные шламоотделители (песко- и илоотделители). Таким образом, выбор оборудования и технологии очистки бурового раствора от шлама должен основываться на конкретных условиях бурения.

Для очистки буровых растворов, как обязательная, принята трехступенчатая система.

Технология очистки не утяжеленного бурового раствора по этой системе представляет собой ряд последовательных операций, включающих грубую очистку на вибросите и тонкую очистку — пескоотделение и илоотделение — на гидроциклонах шламоотделителях. Буровой раствор после выхода из скважины подвергается на первой ступени грубой очистке на вибросите и собирается в емкости. Из емкости центробежным насосом раствор подается в батарею гидроциклонов пескоотделителя, где из раствора удаляются частицы песка. Очищенный от песка раствор поступает через верхний слив в емкость, а песок сбрасывается в шламовый амбар. Из емкости центробежным насосом раствор подается для окончательной очистки в батарею гидроциклонов илоотделителя.После отделения частиц ила очищенный раствор направляется в приемную емкость бурового насоса, а ил сбрасывается в шламовый амбар.

Дегазация промывочных жидкостей. Газирование бурового раствора препятствует ведению нормального процесса бурения. Во-первых, вследствие снижения эффективной гидравлической мощности уменьшается механическая скорость проходки, во-вторых, возникают осыпи и проявления пластовой жидкости и газа в результате снижения эффективной плотности бурового раствора, т. е. гидравлического давления на пласты, в-третьих, возникает опасность взрыва или отравления ядовитыми пластовыми газами (например сероводородом). Пузырьки газа препятствуют удалению шлама из раствора, поэтому оборудование для очистки от шлама работает неэффективно.

Газ в буровом растворе может находиться в свободном, жидком и растворенном состояниях. Свободный газ легко удаляется из бурового раствора в поверхностной циркуляционной системе путем перемешивания в желобах, на виброситах, в емкостях. При устойчивом газировании свободный газ из бурового раствора удаляют с помощью газового сепаратора.

Очищенный от свободного газа буровой раствор обычно поступает на вибросито. Однако при наличии в буровом растворе жидкости токсичного газа, например сероводорода, поток из сепаратора по закрытому трубопроводу сразу подается на дегазатор для очистки от газа. Только после окончательной дегазации буровой раствор очищают от шлама. Наибольшее распространение в отечественной практике получили вакуумные дегазаторы. Они представляют собой двухкамерную герметичную емкость, вакуум в которой создается насосом. Камеры включаются в работу поочередно при помощи золотникового устройства. Производительность дегазатора при использовании глинистого раствора достигает 45 л/с; остаточное газосодержание в буровом растворе после обработки не превышает 2%.

Регенерация утяжелителей. Утяжелители - дорогие и дефицитные материалы, поэтому их экономное и повторное использование - весьма важная задача работников бурения.

Существуют следующие способы повторного использования утяжеленного раствора.

1. При близком расположении бурящихся скважин утяжеленный раствор перекачивают из одной буровой в другую по трубопроводу.

2. При отсутствии трубопровода утяжеленный раствор из буровой в буровую перевозится в автоцистернах.

3. Утяжелитель извлекают из раствора при помощи специальных устройств. Регенерацию утяжелителей из отработанных растворов производят осаждением в желобах, в гидроциклонных установках или в специальных регенерационных установках.

Самостоятельная работа №15.

Тема: Техника безопасности при техническом обслуживании и ремонте бурового оборудования.

Бурение скважин является технологически сложным процессом, для осуществления которого применяются специальные техника и оборудование, эксплуатация которых связана с потенциальной опасностью для обслуживающего персонала и окружающих.

Для предупреждения травматизма, несчастных случаев и создания безопасных условий труда необходимы соблюдение правил техники безопасности при проведении буровых работ, правильная организация рабочих процессов и должный надзор со стороны инженерно-технических служб.

К эксплуатации бурового оборудования допускаются лица от 18 лет, которые прошли специальную подготовку и получили удостоверение на право управления данным видом техники. Обязательным условием для машиниста буровой установки является сдача экзамена по технике безопасности и прохождение инструктажа по ТБ не реже одного раза в 6 месяцев с периодическим контролем знаний.

Лица, выполняющие работы по бурению скважин, обязательно должны понимать технологические процессы, используемые при проведении буровых работ, знать возможности и особенности применяемого оборудования и не выходить за рамки этих возможностей в процессе эксплуатации.

Безопасная эксплуатация оборудования

Бурильная установка должна быть закреплена соответствующим распоряжением за конкретным машинистом, ответственным за её исправность и готовность к эксплуатации. Машинист обязан знать конструкцию используемого оборудования и уметь устранять мелкие поломки в процессе работы.

Важным аспектом соблюдения требований техники безопасности является эксплуатация оборудования в исправном состоянии. Регулярное техническое обслуживание, ремонт и ежедневный уход, смазка и очистка от грязи по окончании работ являются жизненно необходимыми факторами для поддержания оборудования в исправном состоянии.

Категорически запрещается эксплуатировать неисправное буровое оборудование. Запрещено производить ремонт, обслуживание и смазку буровой установки, её узлов и агрегатов, а также вспомогательных механизмов во время их работы .Для проведения обслуживания и профилактики оборудование должно быть выключено и остановлено.

Требования безопасности до начала работ

До начала бурения оператор буровой установки обязан осмотреть используемое в работе оборудование на предмет наличия дефектов и неисправностей, тщательным образом проверить узлы, агрегаты и механизмы, а также убедиться в исправности звуковой сигнализации. Обнаруженные дефекты и неисправности необходимо устранять до начала работ. Категорически запрещается начинать буровые работы при наличии у оборудования или бурильной установки каких-либо не устранённых неисправностей или дефектов.

Требования техники безопасности обязывают бурильного мастера, машиниста буровой установки и рабочих обслуживающей бригады ознакомиться с местом проведения работ и рельефом местности, установить местонахождение линий электропередач и подземных коммуникаций. До начала работ следует убедиться, что непосредственно в месте бурения отсутствуют электрические или телефонные кабели, трубопроводы газа, водоснабжения и канализации, а также прочие инженерные системы и сооружения.

Все подземные сооружения и коммуникации в зоне проведения работ должны быть предварительно обозначены вешками или знаками во избежание их повреждения.

Техника безопасности в процессе буровых работ

При проведении буровых работ как оператор буровой установки, так и рабочие должны быть одеты в спецодежду и иметь защитные приспособления (каски, рукавицы, обувь, защитные очки).

Во время работы буровой установки машинист и рабочие обслуживающей бригады должны находиться на специально предназначенных для них местах, не допуская на место проведения работ посторонних лиц. Категорически запрещено оставлять работающее оборудование без надзора.

При забуривании скважин не допускается работа бурового оборудования без ограждения движущихся элементов конструкции от случайных прикосновений (приводных валов, валов отбора мощности, цепных и ременных передач, фрикционных дисков, муфт и проч.).

В случае обнаружения на участке подземных коммуникаций и инженерных сетей, о существовании которых не было известно до начала работ, машинист должен немедленно приостановить бурение и сообщить об этом мастеру.

Требования безопасности по окончании работ

После завершения буровых работ необходимо ликвидировать загрязнение почвы горюче-смазочными материалами и выровнять её, по возможности восстановив культурный слой. Машинист буровой установки обязан проверить техническое состояние оборудования, очистить и смазать машину. Наземные самоходные машины после окончания работ необходимо поставить на тормоза с целью избежания самовольных перемещений.

Действия во время возникновения аварийных ситуаций

При возникновении неисправностей или аварийных ситуаций во время проведения буровых работ необходимо немедленно выключить оборудование и принять меры к их устранению. Продолжить работу можно только после выявления причин возникновения аварийной ситуации и полного устранения неисправностей.

При несчастном случае или аварии машинист буровой установки обязан:

остановить двигатель и перевести установку в нерабочее состояние;

оказать пострадавшему необходимую первую медицинскую помощь;

вызвать скорую медицинскую помощь;

сообщить руководителю работ о произошедшем несчастном случае или аварии;

по возможности сохранить обстановку в том виде, в каком она была в момент ЧП, если это не угрожает жизни людей.

Пожарная безопасность

Буровой мастер, машинист буровой установки и рабочие обслуживающей бригады обязаны знать и соблюдать требования инструкций о мерах пожарной безопасности, знать расположение средств пожаротушения и уметь их применять. Во время регулярных инструктажей по применению средств противопожарной защиты рабочие должны получить навыки тушения огня как с помощью пенных огнетушителей, так и с помощью огнетушителей с сухими порошкообразными химическими веществами.

Самостоятельная работа №16.

Тема: Источники загрязнения окружающей среды при ремонте бурового оборудования.

Воздействие нефтяной и газовой промышленности на основные компоненты окружающей среды (воздух, воду, почву, растительный, животный мир и человека) обусловлено токсичностью природных углеводородов, большим разнообразием химических веществ, используемых в технологических процессах, а также все возрастающим объемом добычи нефти и газа, их подготовки, транспортировки, хранения, переработки и широкого разнообразного использования.

Все технологические процессы в нефтяной промышленности (разведка, бурение, добыча, сбор, транспорт, хранение и переработка нефти и газа) при соответствующих условиях могут нарушить естественную экологическую обстановку.

Нефть, углеводороды нефти, нефтяной и буровой шламы, сточные воды, содержащие различные химические соединения в больших количествах проникают в водоемы и другие экологические объекты:

1)при бурении и аварийном фонтанировании разведочных нефтяных и газовых скважин;

2) при аварии транспортных средств;

3) при разрывах нефте- и продуктопроводов;

4) при нарушении герметичности колонн в скважинах и технологического оборудования;

5) при сбросе неочищенных промысловых сточных вод в поверхностные водоемы.

 

1) Для некоторых районов характерны естественные выходы нефти на поверхность земли. Один из береговых пунктов в Южной Калифорнии, например, был назван по этому признаку Нефтяным мысом. Такие выходы обычны в Карибском море, Мексиканском и Персидском заливах. В нашей стране они наблюдаются для ряда месторождений республики Коми (г. Ухта) и др. Нередко эти выходы проявляются на поверхности морей и океанов или на донных или береговых участках рек.

Фонтаны, возникающие в процессе добычи нефти и газа, делят на нефтяные и газовые. При этом за нефтяные принимают фонтаны с большим дебитом (суточная производительность) нефти (1500-2000 т/сут и более) и меньшим количеством газа (750 тыс. м3/сут); газонефтяные ‑ с содержанием газа более 50 %, газовые ‑ с 90-100 % газа. Во всех случаях огромный экологический вред и опасность фонтанов для основных объектов природной среды (атмосферы, водоемов, почвы, недр и т. д.) очевидны.

 

Отрицательные последствия каждого из фонтанов в одних и тех же условиях неодинаковы. Фонтан в штате Риверс залил нефтью поверхность земли площадью около  607 тыс. м2. В пределах аварийного участка земли были выделены четыре зоны с разной степенью загрязнения: глубина проникновения нефти в сильно загрязненной зоне достигла 90 см.

 

2) Все возрастающее потребление нефти и нефтепродуктов в мире  обусловило в последние годы значительный рост танкерного флота. В последние годы наметилась тенденция к резкому увеличению вместимости нефтеналивных судов. Эксплуатация супертанкеров выгодна экономически, но создает большую потенциальную опасность для загрязнения окружающей среды, т.к. при аварии в воду выливаются десятки и сотни тысяч тонн нефти. Очень часто нефтепродукты выбрасываются за борт судов со сточной водой, которая используется в качестве балласта или для промывки танков. Загрязнение морей при использовании танкеров происходит во время загрузки и разгрузки нефти на конечных пунктах, за счет переливов при загрузке, при аварийном столкновении и посадке судов на мель. Вся поверхность Мирового океана покрыта в настоящее время нефтяной пленкой толщиной 0,1 мкм.

3) Большую опасность для окружающей среды представляют и  трубопроводы.

Строительство трубопроводов, особенно в северных районах, оказывает влияние на микроклимат тундры и лесотундры. Проходка траншей локально изменяет режим питания растительного покрова влагой, нарушает теплофизическое равновесие, растопляет вечномерзлые грунты, приводит к гибели чувствительный к механическому воздействию растительный покров тундры.

При эксплуатации трубопроводов утечки нефти, газа, конденсата, сточной воды, метанола и других загрязняющих веществ на участках трубопроводов, расположенных под судоходными трассами морей и рек, наиболее подверженных механическим повреждениям, нередко остаются незамеченными в течение длительного времени и наносят большой ущерб всем экологически значимым объектам окружающей среды. Подсчитано, что в среднем при одном порыве нефтепровода выбрасывается 2 т нефти, приводящей в непригодность 1000 м2 земли.

4) В процессе бурения и добычи непрерывное загрязнение окружающей природной среды вызвано утечками углеводородов через неплотности во фланцевых соединениях (сальниках, задвижках), разрывами трубопроводов, разливами нефти при опорожнении сепараторов и отстойников.

Основная часть нефти и сточных вод на территории промысла накапливается и поступает в водоемы из устья скважин и прискважинных площадок. Разлив нефти в этих случаях возможен через неплотности в сальниках; при ремонтных работах и освоении скважин; из переполненных мерников; при очистке мерников и трапов от грязи и парафина; разлив нефти происходит при спуске сточной воды из резервуаров; при переливе нефти через верх резервуара и др.

Наиболее типичные утечки нефти из резервуаров обусловлены коррозией их днища под действием воды. Постоянный автоматический контроль содержимого в резервуаре позволяет своевременно обнаруживать даже небольшие утечки нефти и нефтепродуктов и устранять их. Большинство хранилищ не исключают испарения нефти, газа, конденсата.

Характерными остаются разливы нефти в результате аварий на нефтегазосборных коллекторах и технологических установках, ликвидация которых нередко затягивается и выполняется некачественно.

5) Наиболее тяжелым и опасным по последствиям является загрязнение подземных и наземных пресных вод и почвы. К основным их загрязняющим веществам относятся нефть, буровой и нефтяной шламы, сточные воды.

Образующийся при бурении скважин буровой шлам может содержать до 7,5 % нефти и до 15 % органических химических реагентов, применяемых в буровых растворах.

В относительно большом объеме нефтяной шлам накапливается при подготовке нефти. В этом случае шламы могут содержать до 80-85 % нефти, до 50 % механических примесей, до 67 % минеральных солей и 4 % поверхностно-активных веществ.

Основное же загрязнение природной среды при бурении и эксплуатации скважин дают буровые и промысловые сточные воды. Объем их во всех развитых нефтедобывающих странах мира быстро растет и намного превышает объем добываемой нефти. Из-за отсутствия системы канализации промысловые стоки сбрасывают в близлежащие водоемы или болота, значительно загрязняя их и грунтовые воды.

Самостоятельная работа №17.

Тема: Способы утилизации отходов при обслуживании бурового оборудования.

На современном этапе развития технологии нефтедобычи при эксплуатации нефтяных месторождений образуются большие объемы отходов, преимущественное количество которых накапливается в шламовых амбарах. На нефтедобывающих предприятиях Среднего Приобья для сбора отходов бурения с одной кустовой площадки при бурении восьми скважин строится один амбар. Если количество скважин в кусте более десяти, - строится несколько амбаров. В процессе эксплуатации амбары заполняются буровыми и тампонажными растворами, буровыми сточными водами и шламом, пластовыми водами, продуктами испытания скважин, материалами для приготовления и химической обработки буровых и тампонажных растворов, ГСМ, хозяйственно-бытовыми сточными водами и твердыми бытовыми отходами, ливневыми сточными водами. Процентное соотношение между этими компонентами может быть самое разнообразное в зависимости от геологических условий, технического состояния оборудования, культуры производства (около 65% воды, 30% шлама (выбуренной породы), 5,5% нефти, 0,5% бентонита и 0,5% различных присадок, обеспечивающих оптимальную работу буровой установки.