СПБГУАП группа 4736 https://new.guap.ru
Магистральный трубопроводный транспорт нефти
ПАО «Транснефть» и нефтепродуктов. Строительство подводных переходов магистральных трубопроводов.
Требования к организации и выполнению
10.3 Буровые работы
10.3.1Буровое оборудование
10.3.1.1 Основное буровое оборудование, необходимое для производства работ,
включает:
-буровую установку;
-внутрискважинное оборудование;
-комплекты бурильных труб;
-доталкиватель труб (при необходимости);
-полевую лабораторию буровых растворов;
-емкость для приготовления бурового раствора;
-емкость для очистки и регенерации бурового шлама;
-шламовый (буровой) насос и др.
Внутрискважинное оборудование может состоять из гидравлического забойного двигателя, ПРИ, внутрискважинного насоса и др.
К дополнительному оборудованию относят водяные насосы, шланги для воды и т. п.
10.3.1.2 Строительство ППМТ методом ННБ осуществляют с использованием буровой установки. Буровая установка должна обеспечивать проведение спуско-подъемных операций с бурильными трубами, вращение ПРИ, подачу бурового раствора, протаскивание трубопровода.
Классификация буровых установок приведена в таблице 10.1.
10.3.1.3 В комплект буровой установки входят:
-буровой станок;
-силовой модуль;
-модуль подготовки и очистки отработанного бурового раствора (система регенерации);
-система ориентации;
-комплект бурового инструмента;
-набор вспомогательного оборудования (лебедки, буровые насосы и т. д.).
Технические характеристики буровых установок приведены в Г.5 (приложение Г).
10.3.1.4 Буровая установка должна создавать усилие с учетом максимального крутящего момента, превышающее расчетную величину тягового усилия не менее чем в
2 раза. Запас тягового усилия обеспечивает возможность протаскивания трубопровода в
54
СПБГУАП группа 4736 https://new.guap.ru
Магистральный трубопроводный транспорт нефти
ПАО «Транснефть» и нефтепродуктов. Строительство подводных переходов магистральных трубопроводов.
Требования к организации и выполнению
скважину вследствие увеличения тягового усилия при возникновении технологических осложнений.
Т а б л и ц а 10.1 – Классификация буровых установок
№ |
Максимальное тяговое |
Максимальный крутящий |
Масса, т |
|
п/п |
усилие, кН (тс) |
момент, кН·м |
||
|
||||
1 |
2 |
3 |
4 |
|
1 |
До 981 (100) |
До 50 |
От 10 до 30 |
|
2 |
От 981 (100) до 1961 (200) |
От 50 до 90 |
От 25 до 45 |
|
3 |
От 1961 (200) до 2942 (300) |
От 90 до 120 |
От 30 до 60 |
|
4 |
От 2942 (300) до 4903 (500) |
От 120 до 150 |
От 40 до 90 |
|
5 |
Более 4903 (500) |
Более 150 |
Более 80 |
10.3.1.5Минимально необходимая обеспеченность буровыми установками при строительстве ППМТ приведена в таблице 10.2 и проверяется расчетами в РД и ППР. При протяженности трубопровода от 1000 м наружным диаметром более 1020 мм возможно применение вспомогательной буровой установки на площадке выхода скважины для расширения скважины, а также для отдергивания расширителей при их заклинивании в скважине.
10.3.1.6В зимнее время буровое оборудование располагают в обогреваемых укрытиях с температурой внутри укрытия не ниже 5 °С.
Та б л и ц а 10.2 – Минимально необходимая обеспеченность буровыми установками при строительстве ППМТ
|
|
Протяженность трубопровода |
|||
№ |
Наружный диаметр |
|
|
|
|
От 0 до 300 м |
|
От 301 до 600 м |
От 601 до 1500 м |
||
п/п |
трубопровода, мм |
|
|
|
|
Количество буровых установок, шт./ |
|||||
|
|
|
тяговое усилие, кН (тс) |
||
1 |
2 |
3 |
|
4 |
5 |
1 |
530 |
1/981 (100) |
|
1/1471 (150) |
1/2942 (300) |
|
|
|
|
|
|
2 |
720; 820 |
1/1471 (150) |
|
1/1961 (200) |
1/4119 (420) |
|
|
|
|
|
|
3 |
1020; 1220 |
1/1961 (200) |
|
1/2942 (300) |
1/4119 (420) |
|
и доталкиватель |
||||
|
|
|
|
|
|
10.3.1.7 Бурильная колонна состоит из КБК и колонны бурильных труб. КБК может состоять из следующих элементов: долото, забойный двигатель, калибраторы, центраторы, расширители, отклоняющие устройства, телеметрические системы, внутрискважинный насос и др. Колонна бурильных труб состоит из секций бурильных труб, идентичных по характеристикам (типу, наружному диаметру, толщине стенки, группе прочности (марке) материала, типоразмер замкового соединения).
55
СПБГУАП группа 4736 https://new.guap.ru
Магистральный трубопроводный транспорт нефти
ПАО «Транснефть» и нефтепродуктов. Строительство подводных переходов магистральных трубопроводов.
Требования к организации и выполнению
10.3.1.8 Колонна бурильных труб выполняет:
- передачу крутящего момента и осевого давления от буровой установки на ПРИ;
- перенос бурового раствора к буровому инструменту;
- передачу тягового усилия к расширителю и протягиваемому трубопроводу.
10.3.1.9 Подготовка бурильных труб к эксплуатации включает следующие операции:
-комплектование, т. е. сборку труб в комплекты;
-маркировку труб;
-составление необходимой документации на комплект труб (акт, паспорт, журнал).
10.3.1.10Состав комплекта бурильных труб устанавливает подрядчик исходя из конструкции подводного перехода, прочностных характеристик труб и удобства их учета.
10.3.1.11В комплект включают трубы и замки только одного изготовителя, типа и размера, толщины стенки и марки стали. На каждый комплект должен быть оформлен паспорт с фиксацией объема проведенных работ (количество циклов спуско-подъема, операционное время и условия нагружения, количество и виды ремонта).
10.3.1.12Стандартные размеры бурильных труб приведены в таблице 10.3.
Та б л и ц а 10.3 – Стандартные размеры бурильных труб
№ |
Наружный диаметр, мм |
Наружный диаметр, дюймы |
Длина, м |
||
п/п |
|||||
|
|
|
|
||
1 |
2 |
|
3 |
4 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
1 |
89 |
3 |
1/2'' |
От 4,5 до 6,0 |
|
|
|
|
|
|
|
2 |
102 |
|
4'' |
От 5,0 до 6,0 |
|
|
|
|
|
||
3 |
114 |
4 1/2''; |
От 5,0 до 6,0; |
||
|
5'' |
от 9,2 до 10,6 |
|||
|
|
|
|||
4 |
127 |
|
5'' |
От 9,2 до 10,6 |
|
|
|
|
|
|
|
5 |
140 |
5 |
1/2'' |
От 9,2 до 10,6 |
|
|
|
|
|
|
|
6 |
168 |
6 |
5/8'' |
Более 10,6 |
|
|
|
|
|
|
|
10.3.1.13 Для бурения должны быть использованы бесшовные цельнокатаные трубы с пределом текучести не менее 525 МПа. Замки труб с конической резьбой по ГОСТ Р 50864 [18] должны обеспечить их равнопрочное, надежное и простое сборно-
разборное соединение. Перед свинчиванием на резьбу и упорные поверхности труб следует наносить резьбовую смазку с цинковым (или другим металлическим) наполнителем.
10.3.1.14 Колонна бурильных труб должна выдерживать максимальные ожидаемые нагрузки на сжатие, растяжение, кручение и изгиб с учетом нормативного запаса прочности, составляющего:
-при бурении забойным двигателем – не менее 1,4;
56
СПБГУАП группа 4736 https://new.guap.ru
Магистральный трубопроводный транспорт нефти
ПАО «Транснефть» и нефтепродуктов. Строительство подводных переходов магистральных трубопроводов.
Требования к организации и выполнению
-при роторном бурении – не менее 1,5.
Необходимо учитывать циклические знакопеременные нагрузки от изгиба и кручения
иоценивать усталостные явления.
10.3.1.15Наработка бурильных труб в нагруженных зонах буровой колонны, т. е. на расстояние 25 м от и до расширителя должна составлять не более 500 ч при скорости вращения 32 об/мин, и не более 300 ч при скорости вращения 56 об/мин.
10.3.1.16Сработку замковых резьб бурильных труб и переводников проверяют калибрами 1 раз в квартал, а по частоте вращения после посадки ниппеля в муфту – 1 раз в месяц.
10.3.1.17Техническое диагностирование комплекта бурильных труб и переводников необходимо проводить на производственной базе бурового предприятия не более чем за
180 календарных дней до поставки на объект строительства.
Техническое диагностирование комплекта бурильных труб на ППМТ категории 3 – 5
технологической сложности строительства (см. приложение Б) следует проводить при наработке бурильных труб не более 300 ч.
10.3.1.18Требования к техническому диагностированию бурильных труб и переводников приведены в Г.6 (приложение Г).
10.3.1.19Результаты технического диагностирования бурильных труб (в т. ч.
замковых резьб) и переводников подрядчик записывает в паспорта на эти изделия.
10.3.1.20Отбракованные бурильные трубы и переводники маркируют краской в виде кольцевой полосы.
10.3.1.21ПРИ (буровые долота (лопатки), расширители, калибраторы) применяют для разрушения горных пород и формирования скважины.
10.3.1.22Выбор технологии строительства скважины подводного перехода приведен
вГ.7 (приложение Г).
Выбор типа и разрушающих элементов ПРИ осуществляют в зависимости от конструкции скважины и инженерно-геологических условий строительства и приведен в Г.7 (приложение Г).
10.3.1.23 Для бурения пилотной скважины применяют ПРИ гидромониторного типа
(гидромониторные долота), режуще-скалывающего типа, дробяще-скалывающего типа
(шарошечные долота, в т. ч. с гидромониторными насадками).
57