При бурении скважин на нефть, газ и другие полезные ископаемые в качестве породоразрушающего инструмента применяют шарошечные, лопастные, ИСМ, алмазные и фрезерные буровые долота.

20.

1. Балансирные ск-Особенностью балансирных станков-качалок является то, что задняя часть балансира изогнута по форме и имеет больше постов на изогнутой ?части для регулирования необходимого баланса.

Момент баланса балансира регулируется подъемом и опусканием головки. Эффект баланса путем изгиба вниз в сторону определенного угла ?задней части балансира изменяет кривую баланса кривошипа, и кривая сложного вращающего момента соответствует кривой нагрузки ?вращающего момента, достигая плавного и более низкого пика эффективного вращающего момента, уменьшая номинальный вращающий момент редуктора и электродвигателя, улучшая напряженное состояние частей конструкции и сокращая потребление электроэнергии на более чем 30%.

Станки-качалки СК5-3-2500 и СК6-2,1-2500 отличаются друг от друга длиной переднего плеча балансира; СК8-3,5-4000 и СК8-3,5-5600 различаются типоразмером редуктора и мощностью электродвигателя.

Балансирный привод1- рама; 2 - стойка; 3 - балансир; 4 - головка балансира; 5 - подвеска устьевого штока; 6 - траверса; 7 - шатун; 8 - кривошип; 9 - уравновешивающее устройство с использованием грузов или пневматического аккумулятора; 10 - редуктор; 11 - приводной двигатель (электрический двигатель или двигатель внутреннего сгорания); 12 - защитное ограждение; 13 - верхняя площадка; 14 - смотровая площадка.

2. Абсорбциейназывается процесс поглощения газа или пара жидким поглоти-

телем (абсорбентом). Обратный процесс — выделение поглощенного газа из по-

глотителя — называется десорбцией.

В промышленности абсорбция с последующей десорбцией широко применя-

ется для выделения из газовых смесей ценных компонентов (например, для извле-

чения из коксового газа аммиака, бензола и др.), для очистки технологических и

горючих газов от вредных примесей (например, при очистке их от сероводорода),

для санитарной очистки газов

3. Подготовительныеработы включают в себя планировку площади, установку фундаментов под буровую вышку и другое оборудование, прокладку технологических коммуникаций, электрических и телефонных линий. Объем подготовительных работ определяется рельефом, климатической и географической зоной, экологической обстановкой.

4.Освобождение пострадавшего от действия тока можно осуществить несколькими способами. Однако наиболее простой способ, который надо использовать в первую очередь, - это быстрое отключение той части электроустановки, которой касается человек. Перерубывать или перекусывать провода необходимо пофазно, т. е. каждый провод в отдельности. Иначе замыкание и ппц котенку))

При отделении пострадавшего от токоведущих частей рекомендуется действовать одной рукой (рис .7), держа вторую в кармане или за спиной. Можно также изолировать себя от земли или токопроводящего пола, надев резиновые галоши либо встав на сухую доску или другую, не проводящую электрический ток, подстилку.

Пользуясь сухой деревянной палкой, доской и другими, не проводящими электрический ток, предметами, можно отбросить провод, которого касается пострадавший

При помощи искусственного дыхания способом "изо рта в рот" или "изо рта в нос" и непрямого массажа сердца. Если пострадавший дышит очень редко и судорожно, но у него прощупывается пульс, то необходимо сразу же начать делать искусственное дыхание. Не обязательно, чтобы при проведении искусственного дыхания пострадавшийнаходился в горизонтальном положении.

Приступив к оживлению, следует позаботиться о том, чтобы другой человек вызвал врача или скорую медицинскую помощь.

5.До начала ремонтных работ и размещения оборудования бригады КРС территория куста и скважина, подлежащая ремонту, должны быть приняты мастером КРС по акту от мастера ЦДНГ(ведущего инженера, начальника цеха), эксплуатирующего скважину. При наличии замазученности на территории куста и пропусках нефти и газа на соседних скважинах скважи­на в ремонт не принимается.

- Процесс подготовки кустовой площадки должен завершаться заполнением мастером
бригады КРС пускового паспорта, который подписывает комиссия. Комиссию возглав­ляет начальник ЦКРС или лицо, уполномоченное на это приказом по НГДУ. В работе
комиссии участвуют представитель ЦДНГ (мастер, заместитель начальника, начальник
ЦДНГ), мастер бригады КРС, инженер по технике безопасности, представитель УТТ
{механик или начальник автоколонны).

- При работе бригад КРС на кустах скважин, оборудованных УЭЦН, электрокабели, попадающие в зону перемещения и монтажа оборудования бригад, должны быть обесточе­ны, при необходимости сняты с эстакад и закрыты кожухами, обеспечивающими со­хранность изоляции и безопасность работающего персонала. После монтажа оборудования бригад скважины пускаются в работу.

- Соседние с ремонтируемой скважиной эксплуатирующиеся ШГН могут быть остановлены или работать с соответствующими мерами предосторожности, предусмотренны­ми планом работ, определенными руководством ЦДНГ и отраженными записью в акте
приема скважины в ремонт.

- При ремонте глубиннонасосных скважин накусту с расстоянием между центрами устьев 1,5м и менее соседняя скважина должна быть остановлена, при необходимости заглушена.

- Разрешается одновременная работа двух бригад на одном кусте при условии:

- расположения бригад (подъемных агрегатов) не ближе 9 метров друг от друга (при
расстоянии между осями скважин 3 метра агрегаты располагаются через 2 скважи­ны, при расстоянии 5 метров – через 1 скважину между ними);

- в случае одновременной работы двух вахт одной бригады – назначение оператора
старшим по смене фиксируется мастером КРС записью в вахтовом журнале.

17

1.Погружные центробежные электронасосы предназначены для откачки из нефтяных скважин, в том числе и наклонно-направленных, жидкость, воду, нефть, механические и химические примеси, и наиболее целесообразно при эксплуатации нефтяных скважин с большим дебитом.

Центробежный насос спускается в скважину под уровень жидкости на насосно-компрессорных трубах и приводится в действие расположенным под ним электродвигателем, электроэнергия к которому подводится по специальному кабелю. Рас положение приводящего двигателя непосредственно у насоса позволяет передавать ему большие мощности.

Установка УЭЦН состоит из погружного насосного агрегата (электродвигателя с гидрозащитой и насоса), кабельной линии (круглого плоского кабеля с муфтой кабельного ввода), колонны НКТ, оборудования устья скважины и наземного электрооборудования: трансформатора и станции управления

2.Для переработки ловушечных нефтейсооружена специальная опытно-
промышленная установка, обеспечивающая разрушение и разделение стойких (ловушечных) водонефтяных эмульсий с получением товарного нефтепродукта. Производительность установки по нефтепродукту составляет 5000 т в год.
Метод обработки основан на гидродинамической промывке нефтесодержащего сырья в потоке промывной воды, содержащей соответствующий реагент, с последующей сепарацией полученной системы и разделением выделившихся продуктов при отстаивании.

3.Основные свойства горных породможно подразделить на следующие две группы:

Физические свойства — плотность, пористость, влагоемкость, теплопроводность, проводимость звука, электрического тока и др.

Механические свойства — прочность, упругость, пластичность, крепость, твердость, контактная прочность, абразивность.

Прочность — одно из основных механических свойств горных пород, она характеризует их способность в определенных условиях воспринимать те или иные силовые воздействия, не разрушаясь.

Упругость — свойство горной породы восстанавливать свои первоначальные форму и объем по прекращению действия внешних сил.

Пластичность в противоположность упругости — свойство породы сохранять остаточную деформацию после прекращения действия внешних сил

Под пористостью горной породы понимается наличие в ней пор (пустот). Пористость характеризует способность горной породы вмещать жидкости и газы.

Проницаемость - это фильтрующий параметр горной породы, характеризующий её способность пропускать через себя жидкости и газы при перепаде давления

4.Правила безопасности при газлифтной и фонтанной эксплуатации.

ü Конструкция колонной головки, фонтанной арматуры, схемы их обвязки должна обеспечивать оптимальные режимы работы скважины, герметизацию трубного, затрубного и межтрубного пространства, возможность технологических операций на скважине, глубинных исследований, отбора проб и контроля устьевого давления и температуры.

ü Рабочее давление фонтанной арматуры должно быть не менее давления опрессовки эксплуатационной колонны.

ü Опрессовку фонтанной арматуры в собранном виде до установки на устье следует производить на пробное давление, предусмотренное паспортом, а после установки на устье скважины - на давление опрессовки эксплуатационной колонны.
Результаты опрессовок оформляются актами.

ü В случае производства работ (гидроразрыв пласта, кислотные обработки, различные заливки и т. д.), требующих давлений, превышающих допустимые, необходимо устанавливать на устье специальную арматуру, а эксплуатационную колонну защищать установкой пакера.

ü Фонтанная арматура должна оснащаться заводом-изготовителем дросселями с ручным, а по требованию заказчика - с дистанционным и (или) ручным управлением и обеспечивать возможность замены манометров с использованием трехходового крана без снижения давления до атмосферного.

ü При эксплуатации скважины с температурой на устье 200 °С должна применяться соответствующая фонтанная арматура, конструкция и термостойкость которой обеспечивают безопасность технологического процесса и обслуживающего персонала.

ü Фонтанные скважины с дебитом 400 т/сут нефти или 500 000 м/сут газа и более, расположенные на расстоянии менее 500 м от населенного пункта, оснащаются внутрискважинным оборудованием (пакер и клапан - отсекатель, циркуляционный клапан, станция управления и др.).

Газлифт

ü Газоконденсатные и газовые скважины должны оборудоваться автоматическим клапаном - отсекателем, устанавливаемым на выкидной линии.
В процессе эксплуатации скважины клапан - отсекатель должен периодически проверяться на срабатывание в соответствии с инструкцией завода-изготовителя.

ü Установка клапана - отсекателя и проверка его на срабатывание должны оформляться актом.

ü На выкидных линиях и манифольдах скважин, работающих с температурой рабочего тела 80 °С и более, необходимо устанавливать температурные компенсаторы.

ü Устранение неисправностей, замена быстроизнашивающихся и сменных деталей фонтанной арматуры под давлением запрещаются. В отдельных случаях (аварийные ситуации и т. п.) эти работы могут производиться специально обученным персоналом с использованием специальных технических средств.

ü После монтажа манифольда и соединения его с отводами фонтанной арматуры и трубной головки производится гидроиспытание системы на рабочее давление.

ü Станцию управления фонтанной арматуры газлифтной скважины следует устанавливать на расстоянии 30-35 м от устья в специальном помещении, надежно укреплять и заземлять. Температура в помещении должна обеспечивать безотказную работу станции.

ü Воздухопроводы и кабели, соединяющие станцию управления с фонтанной арматурой, должны быть проложены на эстакадах.

ü Перевод скважины на газлифтную эксплуатацию должен осуществляться в соответствии с проектом и планом, утвержденным техническим руководителем предприятия.

ü Перед переводом скважины на газлифтную эксплуатацию эксплуатационная колонна, устьевое оборудование и насосно-компрессорные трубы должны быть спрессованы на максимальное (пусковое) давление.

ü Для обвязки скважины и аппаратуры, а также для газопроводов при фонтанной и газлифтной эксплуатации должны использоваться бесшовные стальные трубы, соединенные сваркой. Фланцевые соединения допускаются только в местах установки задвижек и другой арматуры.

ü Газораспределительные трубопроводы после монтажа должны быть продуты сжатым воздухом, спрессованы жидкостью на давление, превышающее на 25% максимальное рабочее.

ü Газораспределительные батареи должны иметь системы индивидуального автоматического замера расхода газа с выводом системы управления на диспетчерский пункт, свечи для продувки и устройства для подачи ингибитора.

ü Устье газлифтной скважины должно быть оборудовано фонтанной арматурой с манифольдом, имеющим продувочные линии с выводом на свечу, удаленную не менее чем на 20 м. На манифольде устанавливается обратный клапан.

ü Подготовка рабочего агента (газа) при газлифтной эксплуатации должна предусматривать его осушку от водяных паров до точки росы минус 10 °С для южных районов и минус 20 °С для средних и северных широт.

ü При ликвидации гидратных пробок давление в газопроводе следует снизить до атмосферного, а подогрев этих участков осуществлять паром. При сохранении пропускной способности допускается предварительная подача ингибитора без остановки газопровода.

ü В процессе работы компрессорной станции газлифтной системы необходимо проводить: ежесменный осмотр всех внутриплощадочных технологических трубопроводов, сепараторов, емкостей, запорно - регулирующей арматуры с записью результатов в вахтовом журнале; контроль работоспособности систем пожаротушения, осушки газа, освещения, вентиляции и аварийной сигнализации, молниезащиты, защиты от статического электричества, связи и телемеханизации по утвержденному графику.

5.До выводаагрегата в ремонт должна быть подготовлена ремонтная документация, укомплектован инструмент, приспособления, подготовлены рабочие места, проверено состояние подъемно-транспортных средств, выполнены мероприятия по технике безопасности. Перед началом работ необходимо проверить состояние площадок для укладки деталей и узлов агрегата. Подготовленность рабочих мест и размещение оборудования должны обеспечивать удобство осмотра и ремонта.

Отключение ГПА от технологических коммуникаций и обеспечение невозможности случайной или преднамеренной подачи газа в трубопроводы обвязки нагнетателя.

Отключение ГПА от электропитающих систем посредством выкатывания ячейки вводных автоматов с установкой плакатов "Не включать, работают люди!"

Опорожнение всех масляных систем ГПА, в том числе и маслобаков. На подводящих маслопроводах устанавливаются силовые заглушки.

Отключение ГПА от трубопроводов топливного и пускового газа и обеспечение невозможности случайной или преднамеренной подачи газа к узлам агрегата

Оформление всей необходимой документации по выводу ГПА в ремонт с оповещением об этом всего персонала КС.

Газогенератор(ср и кр) Вскрытие, разборка, очистка и промывка узлов и деталей, Выявление дефектов в узлах и деталях, Ремонт воздушных и газовых уплотнений, Ремонт обойм Нагнетатель- Разборка, очистка и промывка деталей, Балансировка ротора, Дефектоскопия колеса, торцевого и газовых уплотнений, Вспомогательное оборуд- Ремонт и опрессовка регенераторов, Ремонт маслоохладителей, Ревизия воздухозаборной камеры 18 1.в 17 билете 2. На ДНСосуществляется первая ступень сепарации, газ отводит­ся по отдельному коллектору. Может производиться предварительный сброс воды с закач­кой ее в нагнетательные скважины Вторая ступень сепарации осуществляется в процессе подготовки нефти. Технологичес­кие процессы подготовки нефти проводятся на Центральном пункте подготовки нефти и включает в себя следующие процессы: - сепарация (II ступень) и разделение фаз; - обезвоживание продукции; - обессоливзние; - стабилизация нефти. Подготовка нефти ведется в два этапа: I – на установках предварительного сброса воды И – на установках подготовки нефти (УПН-1, 2)

В 18 билете

4.Методызащиты от физических негативных факторов

Защита человека от физических негативных факторов осуществляется тремя основными методами:

ü ограничение времени пребывания в зоне действия физического поля;

ü удаление от источника поля;

ü применение средств защиты.

Для снижения уровня вибрации и порожденного ею шума, используют вибропоглощение

Защита от акустических колебаний (шума, ультра и инфразвука)

Используют следующие методы:

ü снижение звуковой мощности источника звука;

ü размещение рабочих мест с учетом направленности излучения от источника звука;

ü акустическая обработка помещений

Общими методами защиты от электромагнитных полей и излучений являются следующие:

ü уменьшение мощности генерирования поля и излучения непосредственно в его источнике

ü увеличение расстояния от источника излучения;

ü уменьшение времени пребывания в поле и под воздействием излучения;

ü экранирование излучения;

ü применение средств индивидуальной защиты

Защита от ультрафиолетового излучения

Для защиты применяют специальные светофильтры, не пропускающие ЭМИ ультрафиолетового диапазона.

Светофильтрами снабжаются смотровые окна установок, внутри которых возникает излучение ультрафиолетового диапазона (установки газо и электросварки и резки, плазменные обработки материала; печи, использующие в качестве нагревательных элементов мощные лампы; устройства накачки лазеров). Применяются также противосолнечные экраны и навесы.

5.Пуск ГПА может производиться из следующих состояний:

- "горячий резерв";

- "резерв";

- после выполнения ремонта ГПА;

- первый пуск после монтажа.

При нахождении агрегата в состоянии "горячий резерв" на нем не требуется выполнять каких-либо подготовительных работ; на агрегате необходимо только поддерживать предпусковые условия, которые обеспечат его немедленный запуск от кнопки "Пуск".

На агрегате, находящимся в "резерве", пуск можно обеспечить через 1,5-2 ч, в зависимости от типа ГПА после получения указания диспетчера. Это время необходимо для подогрева масла, проверки состояния элементов управления запорной арматуры, подачи напряжения и т.п.

Наибольший объем подготовительных работ на ГПА выполняется перед первым пуском после монтажа, т.е. в процессе пусконаладочных работ.

Рассмотрим объем работ, выполняемых на ГПА после проведения на нем среднего, капитального ремонта или регламента, как наиболее характерного для текущей эксплуатации.

При подготовке ГПА к пуску необходимо:

ü провести внешний осмотр оборудования

ü выполнить осмотр входного и выходного тракта ГПА (газоходов и воздуховодов)

ü выполнить контрольный анализ масла и проверить его уровень в маслобаке и гидрозатворе переливного устройства

ü убедиться, что температура масла в маслобаке выше 25 °С, при необходимости обеспечить его подогрев

ü проверить наличие и оформление всей ремонтной документации;

ü - убедиться в наличии необходимого давления топливного и пускового газа, в открытии вентилей на подачу импульсного газа к запорной арматуре;

ü - подать оперативное напряжение на системы управления и силовое напряжение на остальные системы и устройства агрегата.

Нормальная остановка

Нормальная остановка происходит по команде оператора при нажатии кнопки “НОРМАЛЬНАЯ ОСТАНОВКА” на пульте управления. На УПИ гаснет табло АГРЕГАТ В РАБОТЕ и загорается табло НО.

Открывается станционный кран 6 (на мнемосхеме загорается красная лампа кр.6). Нагнетатель разгружается на “кольцо”.

Для снижения температуры продуктов сгорания после ТНД со скоростью не более 25 °С в минуту включается программное воздействие на электродвигатель регулятора скорости с целью постепенного закрытия регулирующего клапана. После снижения частоты вращения ротора ТНД до частоты вращения 3300 мин-1 происходит перестановка кранов нагнетателя:

- открываются краны 3бис и 3 (на мнемосхеме загораются красные лампы кр.3бис и кр.3);

- закрываются краны 1 и 2 (на мнемосхеме загораются зеленые лампы кр.1 и кр.2);

- открывается кран 5 (на мнемосхеме загорается красная лампа кр.5). Газ из контура нагнетателя через свечу сбрасывается в атмосферу.

При снижении давления масла за главным маслонасосом смазки до 0,45 МПа включается пусковой маслонасос (на мнемосхеме загорается красная лампа ПМН).

Снижение давления воздуха в проточной линии при движении регулятора скорости “НИЖЕ” приводит к закрытию регулирующего клапана (РК). На мнемосхеме загорается зеленая лампа РК. Гаснут основные горелки камеры сгорания.

Подается напряжение на электромагнитные вентили ЭМВ1 и ЭМВ2, они открываются, и происходит сброс воздуха из линии предельного регулирования. Закрывается стопорный клапан (на мнемосхеме загорается зеленая лампа СК). Гаснет факел дежурной горелки в камере сгорания (на УПИ гаснет табло ФАКЕЛ ЗАЖЖЕН). Открываются выпускные клапаны ВВК1, ВВК2 и сбрасывается воздух за компрессором. Выбегают по инерции роторы ТВД и ТНД. Закрывается кран 12, и открывается кран 9 (на мнемосхеме загораются зеленая лампа кр.12 и красная лампа кр.9), газ из топливного коллектора агрегата сбрасывается в атмосферу через свечу. Происходит отключение защит: по давлению воздуха предельной защиты, по давлению топливного газа и по погасанию факела.

После закрытия регулирующего клапана электродвигатель регулятора скорости останавливается. После закрытия стопорного клапана он вновь включается на непрерывное вращение, возвращая регулятор скорости в исходное положение “MAX”. Отключаются вентиляторы в комплексной воздухоочистительной установке. Закрывается электромагнитный вентиль ЭМВ-5, прекращая подачу воздуха в систему регулирования.

При снижении давления газа в полости нагнетателя до величины менее 0,2 МПа и снижении частоты вращения ротора ТВД до величины менее 10 мин-1 отключается защита по перепаду “масло-газ” с последующей остановкой маслонасоса уплотнения (на мнемосхеме загорается зеленая лампа МНУ1 или МНУ2; на УПИ загорается табло АГРЕГАТ ГОТОВ К РАБОТЕ).

Пусковой маслонасос остановится (на мнемосхеме загорится зеленая лампа ПМН) при закрытом СК, давлении газа в полости нагнетателя менее 0,2 МПа, оборотах вала ТВД менее 10 мин-1 (ротор ТВД остановился) и снижении температуры за ТНД до величины менее 100 °С. Отключится защита по давлению масла смазки. Выключится вентилятор отсоса (на пульте управления загорается индикатор ВЕНТИЛЯТОР ОТСОСА ОТКЛ.).

Агрегат остановлен, на УПИ гаснет табло НО.

Если регулирующий клапан не закроется своевременно, то через 30 мин после подачи команды на остановку агрегата закроется кран 12, откроется кран 9, сработают электромагнитные вентили ЭМВ1, ЭМВ2, и агрегат остановится аварийно.

Аварийная остановка

Аварийная остановка (АО) происходит при срабатывании одной из защит агрегата или по команде оператора в случаях:

ü воспламенения масла;

ü появления дыма из подшипников;

ü прорыва газа в машзал;

ü при появлении постороннего шума в агрегате;

ü большого расхода масла;

ü при угрозе безопасности обслуживающему персоналу и оборудованию.

Оператор нажимает красную кнопку на пульте управления или по месту на агрегате. На УПИ гаснет табло АГРЕГАТ В РАБОТЕ и загорается табло АО.

Подается напряжение на электромагнитные вентили ЭМВ1 и ЭМВ2, они открываются, и происходит сброс воздуха из линии предельного регулирования. Закрывается стопорный клапан (на мнемосхеме загорается зеленая лампа СТОПОРНОГО КЛАПАНА (СК)), гаснет факел в камере сгорания (на УПИ гаснет табло ФАКЕЛ ЗАЖЖЕН). Сброс воздуха предельного регулирования приводит к открытию сброса воздуха из проточной линии. Давление в ней падает, закрывается регулирующий клапан (на мнемосхеме загорается зеленая лампа РК) и открываются выпускные клапаны (ВВК1 и ВВК2), сбрасывая воздух за компрессором. Роторы ТВД и ТНД по инерции выбегают.

При снижении давления масла за главным насосом смазки до 4,5 кгс/см2 включается пусковой маслонасос (на мнемосхеме загорается красная лампа ПМН).

После закрытия стопорного клапана включается электродвигатель регулятора скорости на непрерывное вращение и возвращает регулятор скорости из текущего положения в исходное состояние “MAX”. Отключаются вентиляторы в комплексной воздухоочистительной установке. Закрывается электромагнитный вентиль ЭМВ-5, прекращая подачу воздуха в систему регулирования. Газотурбинная установка останавливается.

13

Назначение

Насосные штанги предназначены для передачи движения от привода к плунжеру.

Для изготовления штанг используется горячекалиброванный прокат повышенной точности из стали с содержанием легирующих элементов суммарно не менее 2%. По механическим свойствам и коррозионностойкости штанги соответствуют классу «D». Поставка штанг производится с навинченной на один конец штанги соединительной муфтой в транспортных пакетах до 40 штанг, если иное не оговорено в заказе. Резьба штанг защищена технологическими заглушками.

Пример записи при заказе штанги насосной Ø19 (3/4"), длиной 8 м, класса D, с муфтой соединительной класса Т —ШН 19-8000-D-T.

В 16 билете

3.При бурениинефтяных и газовых скважин в глубоководных районах морей и океанов использовать стационарные платформы технически сложно и экономически невыгодно. Для этого случая созданы плавучие буровые установки, способные самостоятельно или с помощью буксиров менять районы бурения.

Различают самоподъемные буровые платформы, полупогружные буровые платформы и буровые платформы гравитационного типа.

Самоподъемная буровая платформа(рис. 29) представляет собой плавучий понтон 1 с вырезом, над которым расположена буровая вышка. Понтон имеет трех-, четырех- или многоугольную форму. На ней размещаются буровое и вспомогательное оборудование, многоэтажная рубка с каютами для экипажа и рабочих, электростанция и склады. По углам платформы установлены многометровые колонны-опоры 2.

Рис. 29. Самоподъемная буровая платформа в транспортном положении:

1 - плавучий понтон; 2 - подъемная опора; 3 - буровая вышка;
4 - поворотный (грузовой) кран; 5 - жилой отсек; 6 - вертолетная площадка;
7 - подвышенный портал; 8 - главная палуба

В точке бурения с помощью гидравлических домкратов колонны опускаются, достигают дна, опираются на грунт и заглубляются в него, а платформа поднимается над поверхностью воды. После окончания бурения в одном месте платформу переводят в другое.

Надежность установки самоподъемных буровых платформ зависит от прочности грунта, образующего дно в месте бурения.

Полупогружные буровые платформы(рис. 30) применяют при глубинах 300...600 м, где неприменимы самоподъемные платформы. Они не опираются на морское дно, а плавают над местом бурения на огромных понтонах. От перемещений такие платформы удерживаются якорями массой 15 т и более. Стальные канаты связывают их с автоматическими лебедками, ограничивающими горизонтальные смещения относительно точки бурения.

Рис. 30 Полупогружная буровая платформа:

1 - погружной понтон; 2 - стабилизационная колонна; 3 - верхний корпус;
4 - буровая установка; 5 - грузовой кран; 6 - вертолетная площадка.

Первые полупогружные платформы были несамоходными, и их доставляли в район работ с помощью буксиров. Впоследствии платформы были оборудованы гребными винтами с приводом от электромоторов суммарной мощностью 4,5 тысяч кВт.

Недостатком полупогружных платформ является возможность их перемещения относительно точки бурения под воздействием волн.

Более устойчивыми являются буровые платформы гравитационного типа.Они снабжены мощным бетонным основанием, опирающемся на морское дно. В этом основании размещаются не только направляющие колонны для бурения, но также ячейки-резервуары для хранения добытой нефти и дизельного топлива, используемого в качестве энергоносителя, многочисленные трубопроводы. Элементы основания доставляются к месту монтажа в виде крупных блоков.

Морское дно в месте установки гравитационных платформ должно быть тщательно подготовлено. Даже небольшой уклон дна грозит превратить буровую в Пизанскую башню, а наличие выступов на дне может вызвать раскол основания. Поэтому перед постановкой буровой «на точку» все выступающие камни убирают, а трещины и впадины на дне заделывают бетоном.

Все типы буровых платформ должны выдерживать напор волн высотой до 30 м, хотя такие волны и встречаются раз в 100 лет.

4.

5. Под надежностьюпонимается свойство оборудования выполнять заданные функции, сохраняя во времени значения установленных эксплуатационных показателей в заданных пределах, соответствующих заданным режимам и условиям использования.

Надежность является одним из свойств оборудования, которое проявляет себя только в процессе эксплуатации. Надежность оборудования закладывается при его проектировании, обеспечивается при изготовлении и расходуется при эксплуатации

Надёжность — свойство объекта сохранять во времени в установленных пределах значения всех параметров, характеризующих способность выполнять требуемые функции в заданных режимах и условиях применения, технического обслуживания, хранения и транспортирования.

§ Безотказность — свойство объекта непрерывно сохранять работоспособное состояние в течение некоторого времени или наработки.^[1]

§ Ремонтопригодность — свойство объекта, заключающееся в приспособленности к поддержанию и восстановлению работоспособного состояния путем технического обслуживания и ремонта.^[1]

§ Долговечность — свойство объекта непрерывно сохранять работоспособность от начала эксплуатации до наступления предельного состояния, то есть такого состояния, когда объект изымается из эксплуатации.

§ Сохраняемость — свойство объекта сохранять работоспособность в течение всего периода хранения и транспортировки.

§ Живучесть — свойство объекта сохранять работоспособность в экстремальных ситуациях.

§ Достоверность

§ Отказ — событие, заключающиеся в полной или частичной утрате работоспособности.

§ Сбой — самоустраняющийся отказ или однократный отказ, устраняемый незначительным вмешательством оператора.^[2]

§ Наработка — время или объём работы.^[3]

§ Ресурс — наработка от начала эксплуатации до наступления предельного состояния.

§ Срок службы — календарная продолжительность от начала эксплуатации до наступления предельного состояния.

15

1.Центробежный компрессор в основном состоит из корпуса и ротора, имеющего вал 1 с симметрично расположенными рабочими колёсами. Центробежный 6-ступенчатый К. разделён на три секции и оборудован двумя промежуточными холодильниками, из которых газ поступает в каналы 12 и 13. Во время работы центробежного компрессора частицам газа, находящимся между лопатками рабочего колеса, сообщается вращательное движение, благодаря чему на них действуют центробежные силы. Под действием этих сил газ перемещается от оси компрессора к периферии рабочего колеса, претерпевает сжатие и приобретает скорость. Сжатие продолжается в кольцевом диффузоре из-за снижения скорости газа, то есть преобразования кинетической энергии в потенциальную. После этого газ по обратному направляющему каналу поступает в другую ступень компрессора и т.д.

Исполнительным органом винтовыхкомпрессоров служат роторы с нарезанными винтовыми зубьями, совершающие вращательное движение. Винтовые компрессоры могут быть одно-, двух- и трехроторными. В зависимости от способа уплотнения полости сжатия различают сухие и маслозаполненные компрессоры.

Винтовой двухроторный компрессор состоит из корпуса, двух роторов, опорных и упорных подшипников, золотника регулятора производительности. Роторы представляют собой цилиндрические шестерни (винты) с зубьями специального профиля. При вращении винтов вершины зубьев описывают цилиндрические поверхности. Зазоры между роторами, а также роторами и корпусом очень малы. Ведущий винт, как правило, имеет четыре выступа, ведомый — шесть при равных наружных диаметрах роторов. Зубья по длине ротора не образуют полного винта.

Рабочий цикл винтового компрессора состоит из четырех фаз: всасывания, переноса, сжатия и нагнетания.

Винтовые компрессоры имеют ряд преимуществперед поршневыми и центробежными. В отличие от поршневых, у них нет всасывающих клапанов, возвратно-поступательно движущихся частей, трущихся поверхностей в цилиндре. Они имеют более высокий коэффициент подачи вследствие низких дроссельных потерь на стороне всасывания и хорошего уплотнения зазоров. Винтовые компрессоры имеют больший срок службы до капитального ремонта, плавное и экономичное регулирование производительности.

По сравнению с поршневыми центробежные компрессоры обладают рядом преимуществ: меньшие масса и габариты при одинаковой производительности; более высокие надежность и безопасность; уравновешенность инерционных сил, позволяющая использовать легкие фундаменты; отсутствие смазочного масла в холодильном агенте; возможность использования циклов с многоступенчатым сжатием паров и дросселированием жидкости; возможность непосредственного соединения с быстроходным двигателем (паровой или газовой турбиной, высокочастотным электродвигателем); сравнительная простота конструкции и регулирование холодильной мощности в широких пределах.

2.Описание принципиальной технологической схемы дожимной насосной станции (ДНС)
Дожимные насосные станции (ДНС) применяются в тех случаях, если на месторождениях (группе месторождений) пластовой энергии недостаточно для транспортировки нефтегазовой смеси до установок предварительного сброса воды (УПСВ) или цеха подготовки и перекачки нефти (ЦППН). Обычно ДНС применяются на отделенных месторождениях.
Дожимные насосные станции предназначены для сепарации нефти от газа, очистки газа от капельной жидкости, дальнейшего отдельного транспортирования нефти центробежными насосами, а газа – под давлением сепарации. В зависимости от пропускной способности по жидкости существует несколько типов ДНС.

Дожимная насосная станция состоит из следующих блоков:
буферной емкости;сбора и откачки утечек нефти; насосного блока;свечи аварийного сброса газа.

3. Подрежимом бурения понимается сочетание регулируемых параметров, влияющих на качество бурения, к числу которых относятся: осевая нагрузка (давление) на долото р_д; частота вращения долота и; количество прокачиваемого бурового раствора Q_p; показатели бурового раствора (плотность, вязкость, показатель фильтрации, статическое напряжение сдвига). Сочетание этих параметров, позволяющее получать наиболее высокие качественные и количественные показатели бурения, называется рациональным (илиоптимальным) режимом бурения.

4.Все рабочиедолжны пройти производственный инструктаж по технике безопасности. Содержание инструктажа должно охватывать все виды работ, выполняемых конкретным работником в пределах профессии, на которую он принят на работу.

Нахо