енергетичного:

• довжина × ширина × висота, м 53,0 × 27,0 × 26,0

• маса, т   5 5110

3. технологічного:

• довжина × ширина × висота, м 72,9 × 53,0 × 26,0

• маса, т 15700

4. гирлові модулі (2 шт.):

• довжина × ширина × висота, м   53,0 × 37,0 × 36,5

• маса, т   10200

5. бурові вежі:

• маса, т   2020

Немодульні запаси, т 1490

Маса ВС без запасів, т   40500

Опорна підстава - три колони діаметром 32 м з міжцентровою відстанню 85 м, сполучені понтонами шириною 30 м, заввишки 15 м

Енергетична установка:

• газотурбогенератори   3 × 16800 кВт (10 кВ)

• двохпаливні дизель-генератори   2 × 7120 кВт (10 кВ)

П лавуча полупогружная бурова установка ппбу 6000/200

Призначення

Буріння розвідувальних свердловин глибиною до 6000 м на нафту і газ на глибинах моря до 200 м в Каспійському, Балтійському, Чорному, Охотському, Баренцевому морях. Можлива експлуатація ППБУ в цих же морях на глибинах до 90-120 м з обмеженнями по гідрометеоумовах.

Основні характеристики

Конструкція несамохідної ППБУ утворена двома нижніми понтонами, шістьма стабілізуючими колонами і верхнім корпусом (житлові, службові і виробничі приміщення).

Головні розміри (довжина × ширина × висота борту), м:

• нижні понтони 92,0×15,0×6,0

• верхній корпус 62,4×49,2×6,0

Водотоннажність, т/осадка середня, м:

• порожньому 11600/4,75

• під час переходу 13800/5,60

• експлуатаційні (при бурінні) 19770/14,30

Якірна система пасивного позиціонування: 8 якорів масою по 18 т

Енергетична установка змінного струму: 5350 кВт, 400 В

Запаси, суднові/технологічні, т:

• на переході 700/965

• при експлуатації 1370/2085

• автономність, діб 30

П лавуча напівпогружена бурова установка ппбу 6500/300

Призначення

Буріння розвідувальних свердловин на нафту і газ глибиною до 6500 м в безльодовий період на глибинах до 300 метрів. Район експлуатації “Ла Муралла” - Мексиканська затока.

Конструкція несамохідної ППБУ утворена двома нижніми понтонами, шістьма стабілізуючими колонами і верхнім корпусом з житловими, службовими і виробничими приміщеннями.

Головні розміри (довжина × ширина × висота борту), м:

• нижні понтони 92,0 × 15,0 × 6,0

• верхній корпус 62,4 × 49,2 × 6,0

Основні характеристики

Водотоннажність, т/Осадка середня, м:

• порожньому 11600/4,75

• під час переходу 13800/5,60

• експлуатаційні (при бурінні) 19770/14,30

Якірна система пасивного позиціонування  8 якорів масою по 18 т

Енергетична установка змінного струму 5350 кВт; 400 В

Запаси, суднові/технологічні, т:

• на переході 700/965

• при експлуатації 1370/2085

Автономність, діб 30

П лавуча напівпогружена бурова установка ппбу 6500/400

Призначення

Буріння розвідувальних і експлуатаційних свердловин глибиною до 6500 м на нафту і газ на глибинах моря до 400 м в районах Баренцевого, Охотського і Берінгового морів. Можлива робота при товщині льоду до 0,3 метрів.

Основні характеристики

Довжина габаритна, м близько 107

Ширина габаритна, м 74,0

Висота габаритна, м близько 97

Водотоннажність при бурінні, т 33000

Осідання при бурінні, м 18,0

Потужність енергетичної установки, кВт 10800

Кількість місць для екіпажа 106

Система позиціонування комбінована:

• поворотні колонки, кВт 8 × 1400

• довжина якірних ліній, м 8 × 1500

П огружена бурова установка «Велетень»

Призначення

Розвідувальне буріння свердловин на нафту і газ глибиною до 3000 м при глибинах моря 3,8 - 4,5 м При бурінні свердловин дообладнуване судно використовується як погружений буровий об'єкт. Район експлуатації - Північна Каспія.

Основні характеристики

Довжина габаритна, м близько 152,5

Довжина найбільша, м 54,0

Ширина теоретична одного корпусу, м 18,4

Висота габаритна, м   близько 71,5

Глибина буріння свердловини, м 3000

Глибина моря в районі буріння, м 3,7- 4,5

Персонал, чол 90

Автономність по технологічних запасах, діб 30

П огружена плавуча бурова установка для Обсько-Тазівської губи

Призначення

Буріння розвідувальних нафтових і газових свердловин глибиною до 2500 м в міжльодовий період при глибинах води від 2 до 10 метрів. Район експлуатації: акваторія Тазовськой губи, акваторія Обськой губи.

Основні характеристики

Установка в зборі:

• довжина габаритна, м 100

• ширина габаритна, м 24,1

Висота габаритна від основної площини:

• при буровій вежі, укладеній по-похідному, м приблизно 29

• при проведенні бурових робіт, м приблизно 66

Енергетична установка:

• три дизельні електростанції в блоково-контейнерному виконанні потужністю по 500 кВт, призначені для забезпечення електроенергією споживачів в режимах буріння;

• один аварійний дизель-генератор в окремому контейнері, потужністю 120 кВт, призначений для роботи в аварійному режимі при виході з ладу основних дизель-генераторів

Автономність, діб 15

Л ьодостійка погружена плавуча бурова установка лпбу 6500/3-10

Призначення

Буріння трьох свердловин глибиною до 6500 м при глибині 3-10 м в припайній зоні Ямалу або в акваторії Обсько-Тазівської губи.

Основні характеристики

Довжина корпусу, м 167,4

Ширина, м 84,0

Висота опорного блоку, м 9,0

Маса порожньому, т 36300

Маса запасів, т 12500

Маса баласту, т 37600

Л ьодостійка погружена плавуча бурова установка ЛПБУ 6500/9-25

Призначення

Буріння від 9 до 24 експлуатаційних свердловин глибиною до 6500 м при глибині моря 9-25 м в Баренцевому, Печорському, Карському морях.

Основні характеристики

Верхня будова L × B ( у плані), м 60,0 × 43,0

Блок-модулі:

• бурове

• експлуатаційне

• енергетичне

• житлове

• життєзабезпечення

• екіпажа

Опорна підстава - у вигляді дванадцятигранної піраміди з кутом нахилу бічних граней 45^о:

• діаметр кола нижнього, м 88,0

• діаметр кола верхнього, м 28,8

• висота, м 41,0

Водотоннажність порожньому виді, т 21400

Водний баласт, т   77800

Автономність, діб   120

Кількість запасів, т   9000

Енергетична установка, кВт   8000

Л ьодостійка погружена платформа для Адер-Паютінського газового родовища

Призначення

Буріння і подальша експлуатація 12 свердловин глибиною до 4500 м на Адер-Паютінському газовому родовищі в акваторії Тазівської губи на глибині води 8 метрів.

Основні характеристики

Експлуатаційна платформа:

• довжина × ширина × висота, м 48,0 × 24,0 × 15,5

• маса, т 4870

Опорна підстава :

• довжина × ширина × висота, м 56,4 × 32,4 × 3,0

• маса, т 680

Енергетична установка:

• дизель-генератори двох паливні 3 × 1040 кВт, 380 В

Екіпаж, людей 42

Л ьодостійкий комплекс ЛПП 15-25 + СПБУ 6500/10-30 для розвідувального і експлуатаційного буріння

Призначення

Цілорічна робота по бурінню і експлуатації нафтових і газових свердловин при глибині буріння до 6500 м на глибинах моря 15-25 м.

Основні характеристики

Комплекс складається з двох самостійних споруд:

1. льодостійкої погруженої платформи ЛПП 15-25, що служить опорним блоком для СПБУ;

2. самопідйомної плавучої бурової установки СПБУ 6500/10-30 (або СПБУ проекту 15402)

Буріння свердловин ведеться із СПБУ.

Експлуатація свердловин проводиться з використанням обладнання експлуатаційних блоків, розміщуваних на ЛПП.

Глибина моря, м від 15 до 25

Кількість свердловин 24

Автономність, діб 60

Умови експлуатації:

• швидкість вітру, м/с 46

• висота хвилі, м 11,3

• розрахункова товщина рівного однорічного льоду, м 1,6

Комплекс механізмів для механізації і часткової автоматизації спускопідіймальних операцій (спо) Комплекс механізмів кмсп-6500

Комплекс механізмів КМСП-6500 призначений для механізації і часткової автоматизації СПО при бурінні нафтових і газових свердловин глибиною до 6500 м з плавучих напівпогружених платформ.

Рис 15.3 – Схема розташування комплексу механізмів типа КМСП-6500

При виконанні СПО комплекс забезпечує:

• поєднання в часі спуску і підйому колони бурильні труб або незавантаженого елеватора з операціями установки свічки на підсвічник, перенесення її з підсвічника до центру свердловини і розгвинчування або згвинчення свічок;

• механізацію установки свічок на свічник і винесення з свічника до центру свердловини;

• автоматизоване захоплення і звільнення колони бурильних труб;

• механізацію нарощування бурильної колони;

• механізацію установки обважнених бурильних труб в спеціальні касети і назад;

• механізацію змащування різьб замкових з'єднань бурильних труб, свічок.

Конструкція механізмів і вузлів комплексу дозволяє проводити СПО при: швидкісному натиску вітру не більш 4,3 МПа, періоді бортового і носового качання 10 с, куті нахилу в одну сторону не більш 3°.

Комплекс працює з талевою системою спеціальної конструкції 13, 3 (рис.15.3), компенсатором вертикальних переміщень спеціальної конструкції, ротором 23 з вбудованим в нього клиновим захопленням типа ПКР, автоматичним ключем типу АКБ 24, пристосуванням для підвіски вертлюга, вежею 20 і іншими дрібними вузлами. В основному вузли комплексу розроблені на базі вузлів серійного комплексу типу АСП для бурових установок, що працюють на суші. Відмітними особливостями комплексу є:

• застосування двох механізмів розташування свічок, двох механізмів захоплення з метою виключення коливання нижнього кінця свічки при її перенесенні під час качання ППБП;

• наявність системи точної зупинки візків механізму розташування свічок (МРС) у відповідних секцій магазина з метою полегшення праці оператора при проведенні СПО:

• наявність пристрою замикання секцій магазина від видування свічок під час штормового відстою;

• автоматизація процесу закриття і відкриття дверцят секцій підсвічника;

• наявність двох пультів управління і ін.

Комплекс механізмів включає (див. рис.15.3): механізм розташування свічок 2, 4, механізм підйому свічок, механізм захоплення свічок 19 і нижнє захоплення 22 свічок 17, автоматично;: елеватор 15, свічник 16, верхній і нижній магазини 10, 21 поворотний кронштейн 8, амортизація 7, автомат мастила, під'емний циліндр 1, хомути, елеватори, пульти управління, електрообладнання і інші дрібні вузли.

Механізми розстановки свічок. Верхній механізм призначений для перенесення свічки з підсвічника до центру свердловини і назад при проведенні СПО в комплексі з механізмами КМСП-6500.

Конструкція складається з корпусу, візка, стріли і пульта управління. Вздовж верхньої направляючої корпусу встановлені екрани, кількість яких відповідає кількості секції магазині свічок. На рамі візка закріплений безконтактний датчик, який при переміщенні візка набігає на екран, внаслідок чого відбуваються відключення електродвигуна приводу і зупинка візка у відповідної секції магазина. Привід візка і стріли здійснюється від двох електродвигунів змінного струму потужністю по 5 кВт кожен.

Привід складається з черв'ячного редуктора, електрогідравлічного гальма колодки і електродвигуна. Електродвигун сполучений з редуктором муфтою граничного моменту, що оберігає електродвигун від можливих перевантажень і поломок. Стріла є балкою, в передній частині котрої закріплений механізм захоплення свічок.

Управління візком і вибір необхідної секції для установки свічки здійснюються оператором з пульта управління переносом свічок.

Нижній механізм розташування свічок переміщає нижній кінець свічки з підсвічника до центру свердловини і назад. Конструкція його складається з корпусу, візка і стріли. До стріли кріпиться нижній механізм захоплення свічки. У іншому конструкція аналогічна верхньому механізму розсташування.

Механізм підйому свічки. Механізм призначений для підйому і спуску верхнього механізму захоплення свічки із захопленою в ньому свічкою при СПО або нарощуванні бурильної колони.

Механізм складається з пневмоциліндра 1 (див. рис.15.3) подвійної дії, підйомного каната 5, регулювальних планок, допоміжного циліндра, кронштейна для кріплення циліндрів, відвідного ролика. Управління механізмом проводять з пульта оператора.

Механізм захоплення свічки. Верхній механізм захоплення призначений для захоплення відгвинченої свічки, підтримувати її на вазі при перенесенні від центру свердловини на підсвічник і назад і відкривати кулачки центратора при винесенні свічки з центратора.

Основні вузли механізму — нерухома направляюча і рухома частини. Нерухома частина закріплена на кінці висувної стріли механізму розташування свічок. Рухома частина переміщається в нерухомій по направляючих. Захоплення свічки відбувається автоматично спеціальними щелепами за гладку частину свічки при підйомі рухомої частини пневмоциліндром механізму підйому через підйомний канат 5 і обвідний шків 9.

Нижній механізм захоплення 22 підтримує нижній кінець свічки під час перенесення і запобігає розгойдуванню.

Автоматичний елеватор. Елеватор автоматично захоплює бурильну колону і звільняє її при СПО в комплексі механізмів КМСП-6500. Елеватор складається з двох груп деталей: силової, сприймаючої навантаження від ваги бурильної колони, і важеля систем, що управляють спуском і підйомом клинів. Стакан елеватора має три похилі пази, по яких переміщаються клини, що підхоплюють під торець муфти труби бурильну колону. Клини підіймаються і опускаються відповідно при звільненні і підхопленні колони під торець муфти системою важеля автоматично.

Верхній і нижній магазини. Верхній магазин служить для підтримки верхніх кінців свічок, встановлених вертикально на підсвічнику в певному порядку. Магазин має замикаючий пристрій для закриття секцій магазина зі встановленими в ньому свічками під час штормового відстою. Комплект складається з лівого і правого магазинів, розташованих симетрично щодо свердловини. Конструкція їх представляє вид гребінки, звареної з труб. Проміжки між пальцями гребінки утворюють осередки для розміщення верхніх кінців труб. Нижній магазин служить для зменшення стріли прогинання свічок. Конструкція його аналогічна верхньому магазину.

Підсвічник. Підсвічник призначений для установки на ньому в певному порядку свічок при підйомі бурильної колони і для напряму руху свічки у момент перенесення в процесі СПО.

Площа підсвічника розмежована перегородками на секції. Кожна секція закривається дверцями. Відкриття і закриття дверець відбувається автоматично. Для гасіння ударів і напряму руху свічки передбачена амортизація. До підсвічника прикріплені майданчики для його обслуговування. На майданчику встановлені пульти для управління комплексом. Для обігріву різьб бурильних труб в зимовий час передбачений обігрів свічника шляхом підведення тепла до батарей обігріву.

Рухомий центратор. Центратор 11 з направляючими канатами 6 служить для підтримки верхнього кінця свічки при загвинчуванні або розгвинчуванні її в процесі СПО. При сумісному русі центратора з талевим блоком 13 центратор утримує блок від розгойдування. Конструкція включає власне центратор і підвіску центратора, яка служить для напряму руху центратора. Верхні кінці направляючих канатів 6 кріпляться до штоків амортизацій 7, а нижні через запобіжні ланки — до спеціальних кронштейнів через запобіжну ланку 12.

Поворотний кронштейн. Кронштейн 8 призначений для забезпечення нормальної роботи механізму захоплення свічки при роботі з магазинами збільшеної міцності. Конструкція складається із стріли з шківами. Поворот стріли з шківами виробляється від приводу, що складається з електродвигуна, черв'ячно-циліндрового редуктора і відкритої передачі. У приводі є кулькова муфта граничного моменту, що зберігає вузли приводу від перевантаження і поломки.

Поворотна колона з приводом змонтована на кронблочному майданчику. При повороті стріли в один з крайніх положень привід відключається кінцевим вимикачем. З метою зняття навантажень з передачі після відключення електродвигуна колона фіксується фіксатором. Ці навантаження виникають при переміщенні візків механізмів розташування свічок. Для забезпечення необхідного положення частини підйомного каната канат від механізму підйому свічки пропущений через нижній усередині колони механізм повороту, через її верхній обвідний шків, шків на стрілі і проходить на тягу механізму захоплення свічки. Тяга механізму захоплення сполучена з проушиною закладення підйомного каната болтом 18. Управління приводом повороту здійснюється з пульта управління оператора.

Автомат змащування. Автомат служить для змащування різьб замків бурильних труб перед спуском їх в свердловину. Автомат розташований між підсвічниками на шляху руху свічки до центру свердловини. Механізм розрахований на роботу з густими мастилами ущільнювачів для бурильних труб. Мастило наноситься на різьблення з'єднання свічки під час її винесення з підсвічника і перенесення до центру свердловини.

Амортизатори. Амортизатори встановлені на кронблочному майданчику і служать для регулювання натягнення направляючих канатів рухомого центратора.

Механізація робіт з обважненими бурильними трубами (обт)

Для механізації робіт з ОБТ діаметром більше 178 мм при СПО на буровій установці передбачене:

• спеціальні касети, вбудовані в підставу вишко-лебідкового блоку для установки в них свічок ОБТ;

• пристосування, що складаються з пари подовжених канатних штропів, комплекту різьбових пробок, що нагвинчують на свічку і ОБТ для підхоплення її клинами автоматичного елеватора, і знімного блоку буксирного каната і пальців.

Кільце елеватора. Кільце призначене для усунення можливих випадків непоєднання різьблення конуса і муфти бурильної колони у втулці автоматичного елеватора при проведенні СПО. Це може виникнути при розцентруванні вежі або при великих зазорах між ніпелем (конусом) замку встановлюваної свічки і стінкою втулки автоматичного елеватора. Конструкція кільця складається з двох шарнірно сполучених напівкілець, які встановлюються на приварені до ротора фіксатори. До нижньої площини скоби автоматичного елеватора кріпиться центратор.

Механізми і вузли, що працюють в комплексі з механізмами асп Компенсатор вертикальних переміщень бурильної колони

Компенсатор призначений для усунення впливу вертикальних переміщень напівпогруженої бурової платформи на бурильну колону і інші пристрої, підвішені на талевому блоці. Він також підтримує постійне навантаження на долото і забезпечує постійне положення бурильної колони щодо вибою свердловини. Механізм також забезпечує надійність операцій по захисту від викидів, оскільки при закритті плашок превентора бурильна колона нерухома, завдяки чому не відбувається пошкодження гумових ущільнень плашок.

Рисунок 15.4 - Компенсатор вертикальних переміщень, працюючий в комплексі з КМСП – 6500.

Конструкція компенсатора (рис.15.4) складається з рами 1, на якій вмонтовані симетрично два пневмоциліндра 12. Траверсу 4 підвішена на пластинчастих ланцюгах 8, верхні кінці яких, пройшовши через ролики 14 штоків 13, з'єднуються з пневмоциліндрами 12. На штропах 7 до траверсі 4 підвішений автоматичний елеватор 6. Особливістю конструкції компенсатора, на відміну від компенсаторів, вживаних не в комплексі механізмів АСП є те, що рама 1 і траверс 4 мають V-подібні виємки 9, 10 з скосами 2 і 3. Наявність цих виємок забезпечує проведення СПО механізмами АСП, що виконують поєднання СПО з операціями згвинчення і розгвинчування в умовах качання ППБУ, в поєднанні з компенсатором вертикальних переміщень бурильної колони в наступній послідовності. Після закінчення відпрацювання долота на вибої перед підйомом бурильного інструменту траверс жорстко сполучають з рамою 1 компенсатора і фіксують її в рамі. Бурильна колона 5 підіймається на довжину свічки і сідає на клини ротора типу ПКР. Після цього талевий блок з рухомим компенсатором переміщаються вниз по бурильній свічці з V-подібними виємками в рамі 1 і траверсі 4. При цьому верхній кінець бурильної колони 5 входить в рухомий центратор 11 (див. рис.15.3). Одночасно при переміщенні талевого блоку і компенсатора вниз буровим ключем бурильну свічку відгвинчують від колони 5. Потім механізмом підйому 1 і розташування свічок (див. рис.15.3) проводять припідйом бурильної свічки з муфти замку бурильної колони. Свічка механізмом захоплення захоплюється, через V-подібні виємки виймається і механізмом розташування свічок переноситься і встановлюється на підсвічник і в магазини. Потім піднімають колону на довжину свічки і операції повторюють. Бурильну колону спускають в зворотному порядку.

Автоматичний ключ типу АКБ-ЗМ – виконує роботи по згвинченню і розгвинчуванню свічок бурильної колони при проведенні СПО і їх згвинченні при нарощуванні бурильної колони під час буріння свердловини.

Рисунок 15.5 - Автоматичний ключ типу АКБ-ЗМ

Конструкція ключа (рис.15.5) складається з трьох основних вузлів: блоку ключа 1, каретки з пневмоциліндром 7 і пульта управління. Ключ встановлений на колоні 2 і стійці 3, яка кріпиться на підлозі бурової біля ротора. Для регулювання ключа по висоті на необхідній відстані від підлоги на стійці ключа є домкратний пристрій 4 з ходом гвинта 150 мм. Ключ по висоті фіксується валом 5, а кут повороту — чекою 6.

Технічна характеристика ключа АКБ-ЗМ2

Необхідний тиск стиснутого повітря, МПа 0,6—1,0

Максимальна частота обертання трубозажимного пристрою

без свічок, с^-1 1,4

Максимальний момент кручення, кН∙м, що розвивається ключем при:

розгвинчуванні 60

згвинченні 25

Максимальний хід висунення каретки ключа, мм 1000+5°

Бурильний ключ при частоті обертання 1,33 с^-1 здатний:

розгвинтити замок, затягнений з моментом 60 000 кН∙м

З трьох прийомів загвинтити замок з моментом, кН∙м:

без докріплення 18

з одним докріпленням 25

Зношення зовнішнього діаметру, при якому забезпечується нормальна

робота бурильних замків, мм ≤9

Управління ключем Дистанційне

Маса, кг 2400

Пневматичне клинове захоплення ПКР-560 служить для механізованого захоплення і звільнення бурильних труб при СПО і при спуску обсадних колон. Захоплення вмонтоване всередині ротора. У отворі ротора встановлені корпус з вкладишами з двох половин і чотири клини, що спираються на чотири плоскі похилі опорні поверхні у вкладишах. У клинах встановлені плашки із зубчатою насічкою, що забезпечує захоплення труб без прослизання по їх гладкій поверхні.

Захоплення труб відбувається при опусканні клинів, а звільнення — при підйомі клинів. Підйом або опускання клинів проводиться за допомогою чотирьох планок, приєднаних нижньою частиною їх до кільця. Кільце з планками опускається і підіймається приводною частиною клинів, що складається з важеля, пневмоциліндра і крана управління. Управління — дистанційне педальним краном з поста бурильника.

Технічна характеристика клинового захоплення

Навантаження на клини, кН:

номінальне 2000

максимальне 3200

Умовний діаметр захоплюваних труб, мм:73, 84,114,127,140,146,168

Габарити, мм 1700×820×1490

Маса, кг:

захоплення в зібраному виді 1490

повного комплекту 2010

Талевий блок УТБА-6-320 (рис. 15.6 ) складається з двох трьохблокових секцій 1, сполучених між собою рамою 2, що має в центрі трубу 3 для подовжнього напряму талевого блоку при його переміщенні по свічці. У верхній частині до труби приєднана знімна головка 6, яку міняють залежно від діаметру приєднуваних бурильних труб. Щоки блоку в нижній частині сполучені осями 4, а у верхній — траверсою 5. На осях 4 підвішені підвіски, до яких приєднуються штропа автоматичного елеватора. Трьохблокові секції 1 закриті кожухами, що оберігають талевий канат від випадання із струмків блоків.

Рисунок 15.6 - Талевий блок УТБА – 6 – 320.

Кронблок УКБА-7-320 (рис.15.7 ) має дві трьохблокові секції 1, розташовані співвісьно, і одну одноблокову секцію 2, встановлену на рамі кронблоку перпендикулярно до трьохблочним секціям. На блок 2 йде ходова струна талевого каната від бурової лебідки. На рамі кронблока підвішені два допоміжні блоки.

Рисунок 15.7 - Схема крон блока УКБА – 7 – 320.

Особливості роботи механізмів асп на плавучій полупогружной платформі

Особливість роботи механізмів АСП на буровому плавучому засобі з метою забезпечення виробництва СПО і з урахуванням впливу качання плавучого бурового засобу — участь додаткових механізмів: компенсатора вертикальних переміщень, нижнього захоплення, нижнього магазина і інших механізмів, описаних вище.

Схема роботи комплексу наступна. Від'єднують від бурильної колони ведучу трубу і спускають її в шурф. Знімають штропа підвіски вертлюга з скоби елеватора. Опускають талевий блок з компенсатором вертикальних переміщень і автоматичним елеватором. Раму компенсатора вертикальних переміщень жорстко сполучають з траверсою. Потім піднімають спеціальним ключем важелі елеватора і фіксують каретку відкидним упором. Повільним опусканням елеватор заводять на бурильну колону, посаджену на клини в роторі. Перевіряють зазор між центратором елеватора і держачами клинів ротора, щоб він був в межах 100⁺⁸⁰ мм. Натискають на середній важіль і звільняють каретку, потім звільняють скобу елеватора, перевіряють легкість обертання системи важеля на наполегливому шарикопідшипнику. Проводять підготовку підсвічника і автомата змащування різьб, висувають направляючі труби, закріплюють їх затискачами і перемикають важіль амортизації в потрібне положення. Прибирають автомат змащування різьб. Після підготовки цих механізмів до роботи приступають до підйому бурильної колони в такій послідовності.

Буровою лебідкою підводять талевий блок з компенсатором вертикальних переміщень і автоматичним елеватором до сходу важелів елеватора з муфти труби бурильної колони. При цьому автоматичний елеватор підхоплює своїми клинами під торець муфти бурильну колону. Потім, після натягнення талевої системи і передачі ваги на талеву систему від бурильної колони, піднімають клини ПКР в роторі і бурильну колону на довжину однієї свічки. Після цього садять колону на клини ПКР в роторі, опускають талеву систему з компенсатором і автоматичним елеватором і одночасно розгвинчують підняту свічку, верхній кінець якої підтримується по центру свердловини рухомим центратором. Одночасно з цими операціями, коли талева система пройде небезпечну зону, підводять стріли верхнього і нижнього захоплень до центру свердловини, захоплюють відгвинчену свічку, підводять її механізмом підйому і виносять механізмом перенесення з талевого блоку. При цьому вільний кінець свічки потрапляє в нижнє захоплення, зів якого закривається кулачками. Свічу механізмом перенесення і механізмами верхнього і нижнього захоплень переносять і встановлюють на підсвічник і у верхній і нижній магазини. Як тільки перенесуть свічку з небезпечної зони з одночасною установкою її на підсвічник і в магазини, починають підйом чергової свічки бурильної колони, і цикл повторюється. У тиху погоду, коли відсутнє качання платформи, проведення СПО можна вести без нижнього захоплення.

Після заповнення секції підсвічника дверцята закриваються і перемикачем на пульті встановлюють наступну секцію на заповнення. Коли одна секція підсвічника заповнена, шків поворотного кронштейна переводять в друге крайнє положення і перемикають важіль амортизації. Після заповнення свічками секції закриваються спеціальною рейкою.

Спуск бурильної колони і її нарощування проводять в зворотному порядку.

Операції з ОБТ проводять в такій послідовності. Свічки діаметром до 178 мм з різьбовими пробками, що нагвинчують на них, встановлюють на підсвічник. Різьбові пробки застосовують діаметром 170—192 мм залежно від діаметру свічки ОБТ. Довжина пробок 250 мм, що забезпечує підхоплення бурильної колони ОБТ автоматичним елеватором. У автоматичному елеваторі і механізмі захоплення встановлюють клини і щоки, відповідні діаметру ОБТ. Надалі робота з ОБТ не відрізняється від роботи із звичною бурильною свічкою.

Операції з ОБТ більше 178 мм виконуються в такій послідовності.

На проушини скоби автоматичного елеватора надягають гнучкі штропи і фіксують їх чекою. На ці штропа підвішують звичний елеватор відповідного діаметру для ручної розстановки ОБТ. На виступаючий з ротора кінець колони ОБТ нагвинчують різьбову пробку. Потім захоплюють елеватором і піднімають колону ОБТ на довжину свічки ОБТ, садять її на клини ротора і відгвинчують підняту свічку ОБТ. Відгвинчену свічку відхилюють від центру свердловини в підвішаному стані, а потім опускають з таким розрахунком, щоб між столом ротора і нижнім кінцем свічки був зазор 200 мм. Після цього на крайню від центру касету встановлюють переносний блок із заздалегідь накинутим на нього канатом і фіксують блок відкидною ручкою. На гак допоміжної лебідки надягають петлю каната, переміщають нижній кінець ОБТ до касети і опускають її в касету на 100—150 мм, звільняючи канат. Потім повністю опускають ОБТ в касету, звільняють елеватор і приступають до підйому чергової свічки ОБТ.

Нарощування бурильної колони може проводитись трьома відомими способами: з містків, через додатковий шурф або методом «двох елеваторів».

Особливості експлуатації механізмів типу асп

Виконання СПО із застосуванням комплексу механізмів АСП, особливо в морських умовах на плавзасобах при хвилюванні моря, є складним технологічним процесом. Ця особливість полягає в поєднанні операцій згвинчення і розгвинчування свічок з операціями спуску і підйому бурильної колони, вимагає від бурової вахти чіткості і злагодженості в роботі і відповідно високій кваліфікації членів бурової бригади і всього обслуговуючого персоналу. Весь обслуговуючий персонал повинен вивчити конструкцію механізмів, знати конструктивні особливості вузлів і правила безпечного ведення робіт на цих механізмах. Після навчання весь персонал повинен пройти інструктаж за відповідною програмою і лише після цього може бути допущений до роботи на АСП. Перед початком роботи і в процесі експлуатації в механізмі розстановки свічок перевіряють вузли кінематичного ланцюга руху стріли і візка, стежать за станом електропроводки, контролюють роботу гальм. Перевіряють також роботу кінцевих вимикачів, роботу муфт граничного моменту і кріплення деталей.

Щодня спостерігають за станом поверхонь клинових пазів, що труться, в скобі і клинів механізму захоплення. При цьому не можна допускати подряпин, задорів і тріщин. У механізмі підйому перевіряють надійну фіксацію циліндра в нижньому положенні. Систематично стежать за довжиною і станом каната, а також станом сполучних вузлів. У зимовий час регулярно зливають конденсат з відстійників. Щодня проводять зовнішній огляд центратора, направляючих, надійність болтових з'єднань і страхових канатів. Регулярно змащують талеву систему, стежать за вільним обертанням блоків, чистотою їх канавок, не допускають нагрів підшипників вище 70° С.

Перед кожним спускопідйомом ретельно очищають і промивають всі деталі автоматичного елеватора. Перевіряють зовнішнім оглядом корпус, штропа, кріплення болтів і штифтів, наявність мастила, легкість обертання роликів в підшипниках. Підйомом і опускання елеватора на трубі в роторі перевіряють роботу механізму по захопленню і звільненню замку бурильної труби.

В підсвічнику стежать за станом вузлів металоконструкції і шарнірних з'єднань. Щодня перевіряють кріплення і страховку магазинів і інших вузлів на вежі, розташованих над обслуговуючим персоналом.

В процесі експлуатації всього комплексу щодня проводять профілактичний огляд всіх механізмів і електроустаткуванні. Результати огляду відзначають в журналі. При виконанні СПО кожен робітник повинен знаходитися на своєму місці. В цей час ходіння по буровому майданчику забороняється, особливо по шляху руху переносимої свічки, а також забороняється знаходження на буровій сторонніх осіб.

Підводне гирлове обладнання Призначення і типи підводного гирлового обладнання (пго)

У практиці буріння свердловин з плавучих бурових засобів (БС, ППБУ) широко застосовуються комплекси підводного гирлового обладнання, встановлювані на морському дні. Таке розташування дозволяє найбільші зсуви плавзасобу від центру свердловини, а встановлене на морському дні обладнання менше схильне до механічних пошкоджень.

Комплекс ПГО призначений для:

• забезпечення при бурінні свердловини гнучкого замкнутого технологічного зв'язку між БС, що переміщається від дії хвиль і течій, або ППБУ і нерухомим підводним гирлом, встановленим на морському дні;

• напрякму в свердловину бурильного інструменту, забезпечення замкнутої циркуляції бурового розчину, управління свердловиною при бурінні і ін.;

• надійного закриття свердловини, що буриться, з метою попередження можливого викиду з свердловини при аварійних ситуаціях або при від'єднанні бурової установки у разі великих хвиль моря.

Існує декілька конструкцій ПГО, що забезпечують буріння свердловин на різних глибинах моря, починаючи від 50 до 1800 м і більше.

Велика глибина установки ПГО пред'являє високі вимоги до його міцності, надійності до вібрацій, здатності витримувати великий зовнішній тиск, бути герметичним і надійно дистанційно керованим. Конструкція вузлів комплексу повинна забезпечувати точність стиковки вузлів при монтажі і розстиковки при демонтажі. Якість стиковки повинна бути високою, що забезпечує нормальну роботу і управління ПГО.

Особливу увагу надають розташуванню механізмів зв'язку: натягуючи ми приспосібленями, встановлених на БС або ППБУ, які піддаються дії хвиль, течії і вітру.

Недолік розміщення ПГО на дні моря — складність управління, експлуатації і ремонту.

Багаторічний досвід буріння з плавучих бурових засобів визначив в основному дві типові конструкції свердловин з підводним гирлом. У першій конструкції (для глибин свердловин приблизно 5000—6500 м) застосовують фундаментну колону (направлення) діаметром 762 мм, кондуктор — 508 мм, першу проміжну колону — 340 мм, другу проміжну колону— 245 мм і експлуатаційну колону— 178 мм. Діаметр експлуатаційної колони забезпечує спуск і установку двохколонних НКТ для одночасно-роздільної експлуатації свердловини. Таке поєднання діаметрів з великими зазорами між колонами дозволяє надійне кріплення свердловин.

Другу конструкцію переважно застосовують при бурінні на менші глибини при простішій конструкції свердловин. У цій конструкції використовують фундаментну колону діаметром 762 мм, кондуктор — 406 мм, проміжну колону— 273 мм, експлуатаційну колону— 178 мм.

У практиці бурових робіт на морі з БС і ППБУ застосовують одноблокову або двохблокову конструкцію ПГО. Деякі одноблокові конструкції переважно використовують на великих глибинах вод, в нескладних двох- і трьохколонних конструкціях свердловин і на невеликих глибинах буріння. Двохблокові конструкції застосовують переважно на невеликих глибинах вод, в складних чотирьох- і п'ятиколонних конструкціях свердловин і на великих глибинах буріння.

Переваги одноблокової конструкції ПГО — скорочення часу на установку і монтаж комплексу, оскільки встановлений одноблоковий комплекс ПГО використовується протягом всього часу буріння свердловини. До недоліків одноблокового ПГО слідує віднести його велику масу (до 200 т) в порівнянні з двохблоковим, маса якого приблизно 80 т.

Переваги двохблокової конструкції — можливість її застосування при бурінні глибоких свердловин складної конструкції, відносно мала маса кожного блоку противикидного обладнання і можливість виробництва ремонту вільного блоку. До недоліків слід віднести витрату часу на демонтаж першого і установку і монтаж другого блоку в процесі буріння свердловини, а також потреба додаткового місця для зберігання непрацюючого блоку. В даний час за кордоном використовуються одноблокові конструкції ПГО з прохідним отвором діаметром 476,24 мм, які практично забезпечують буріння глибоких свердловин складної конструкції.

В закордонній практиці Американський нафтовий інститут (API), узагальнивши багаторічний досвід роботи бурових компаній, розробив практичні рекомендації по застосуванню проти викидного обладнання API RP-53, для наземного і морського буріння з підводним розташуванням гирла свердловин.

Для позначення вузлів стовбурної частини прийнятий спеціальний код: А — універсальний превентор; G — що обертовий превентор; R — однокорпусний плашковий превентор; R_d — двохкорпусний плашковий превентор; R_t — трьохкорпусний плашковий превентор; X — універсальний плашковий превентор; S — хрестовина; С_н — муфта високого тиску для з'єднання блоку превенторів з колонною головкою або окремих вузлів в загальній зборці стовбурної частини ПГО; C_l — муфта низького тиску для з'єднання морського стояка з блоком превенторів.

Залежно від робочого тиску підводне противикидне обладнання підрозділяється на дві групи: на робочий тиск 14 і 21 МПа і робочий тиск 35, 70 і 105 МПа.

Двохблоковий комплекс підводного гирлового обладнання застосовується в основному на ППБУ і включає:

• блок плашкових одинарних (однокорпусних) превенторіов з прохідним отвором 540 мм, універсальний сферичний або іншої конструкції превентор з прохідним отвором 540 мм і тиском 21 МПа, сполучні муфти, опорно-направляючі рами і інші вузли;

• другий блок двох здвоєних плашкових превенторів з прохідним отвором діаметром 350 мм і тиском 70 МПа, універсальний превентор (або двома) з прохідним отвором 350 мм і тиском 35 МПа, опорну направляючу раму, сполучні муфти і др.;

• два водовідділяючі стояки діаметром 610 і 406 мм;

• дистанційну систему управління блоками превенторів;

• тимчасову опорну базу;

• відхилювач потоку з системою управління (дівертор);

• систему натягнення водовідділяючих стояків;

• систему натягнення направляючих тросів;

• маніфольди проти викидного обладнання (регулювання і глушіння);

• компенсатори бурильної колони;

• компенсатори аварійних підвісних і гирлових головок із спусковим і випробувальним інструментом і захисними втулками;

• телевізійну камеру;

• інше свердловинне і палубне обладнання, що входить в комплект ПГО.

Весь комплекс підрозділяється на палубний і підводний.

Палубний комплекс ПГО

Рисунок 15.8 – Схема розташування двохблокового підводного комплексу гирлового наППБУ (принципова)

На палубі ППБУ 8 постійно змонтовані (рис. 15.8):

• натяжні приспосіблення 1 з направляючими роликами 2, підтримуючі водовідділяючий стояк в постійно натягнутому стані і компенсуючі переміщення ППБУ щодо стояка, сполученого нижнім кінцем з противикидним обладнанням (ПО);

• лебідки 4 з приводом для намотування і зберігання багатоканальних шлангів дистанційного керування ПО;

• лебідки 5 для підйому і спуску багатоканальних шлангів 9 і колекторів 11 дистанційного гідравлічного керування;

• головна електрична панель бурильника 3 для управління ПГО і міні-панель 6, гідравлічна силова установка 7 з гідронасосами і пневмогідравлічними акумуляторами;

• маніфольд регулювання дроселювання і глушіння свердловини 17;

• блок противикидного обладнання 18;

• компенсатор вертикальних переміщень бурильної колони; підвішений на вежі 14 (див. рис. 15.4);

• натягуючі приспосіблення19 (див. рис.15.8), підтримуючі направляючі канати є постійно натягнутими і компенсуючі переміщення платформи щодо підводного гирлового обладнання.

На платформі також розміщені: компресорна установка високого тиску з блоком осушення повітря, насосна установка для нагнітання робочої рідини в пневмогідроаккумулятори, лебідки для намотування і зберігання направляючих канатів, лебідка і барабани для спуску телевізійної камери, призначеної для огляду ПО, приймальна телевізійна установка для прийому і передачі від підводної телевізійної камери, колонна головка з комплектом підвісних і гирлових пристроїв обв'язки обсадних колон, стенд для випробування блоків превенторів перед спуском на морське дно для установки.

На палубі ППБУ, в безпечній зоні на великій відстані від робочого майданчика, встановлена панель для управління ПГО у разі викиду, коли підхід до головної панелі неможливий.

На палубі також розміщені: секції морських стояків діаметром 610 мм з телескопічним вузлом для з'єднання з превенторним блоком і платформою; до 406-мм внутрішній трубі телескопічного вузла у верхній частині приєднаний відхилюючий пристрій (дівертор) для закриття затрубного простору між бурильною колоною і корпусом пристрою, що запобігає виходу газу в робочу зону у разі прояву газу, який відводиться по трубопроводу в сепаратор газу на спалювання; панель управління загальними натягачами; каптажний пристрій для закриття свердловини до установки експлуатаційного обладнання; водолазне устаткування; комплект монтажних, спускових, технологічних інструментів і пристосувань вантажопідйомних кранів і інше устаткування, необхідне для експлуатації і ремонту ПГО.

Підводний комплекс (див. рис. 15.8) складається з водовідділяючої колони (морського стояка) 10, багатоканальних шлангів 9, 15, колекторів 11, плашкових превенторів 12, опорно-направляючої підставки 13, опорної плити 14, направляючих канатів 16, верхньої і нижньої гідравлічних муфт, кульового з'єднання (кутового компенсатора), телевізійної камери, телескопічного компенсатора і інших вузлів.

О дноблоковий комплекс підводного гирлового обладнання

На рис. 15.9 приведена одноблокова конструкція ПГО, що забезпечує буріння багатоколонних глибоких свердловин (фірма «Камерон», США).

Превентори з прохідним отвором діаметром 476,24 мм і з робочим тиском 70 МПа дозволяють бурити свердловини з високим пластовим тиском без заміни блоку превенторів.

Рисунок 15.9 – Одноблоковий підводний гирловий комплекс:

1 — пульт бурильника; 2 — пульт управління штуцерним маніфольдом; 3 — акумуляторна установка; 4— гідравлічна силова установка; 5 — дистанційний пульт управління; 6— шлангові барабани; 7—гідравлічний слайдер; 8— верхнє з'єднання морського стояка; 9—телескопічний компенсатор; 10 — з'єднання; 11 — кутовий компенсатор; 12 — нижній вузол морського стояка; 13 — направляючі; 14 — підводні засувки; 15 — цангова муфта; 16 — опорна плита (фундаментна); 17— акустичний датчик; 18 — плашкові превентори; 19 — штуцерний маніфольд; 20 — морський стояк.

Особливістю основних вузлів блоку превенторів є застосування:

а) плашкового превентора типу V-II, конструкція якого відрізняється від конструкції превенторів типу V тим, що він має коротший хід кришки. У конструкцію введені гідрозажимні болти кришок. Застосоване ущільнення кришок нової конструкції. У превенторі використовуються універсальні плашки, що виключають включення в блок превенторів додатковий превентор, оскільки конструкція плашок забезпечує перекриття труб колони від 60,3 до 193,7 мм. У конструкцію включені суперріжучі плашки для різання ОБТ діаметром до 178 мм, замків бурильних труб і обсадних труб діаметром до 339,7 мм;

б) універсального превентора типу D18 3/4—10000 з прохідним отвором діаметром 476, 24 мм, витримуючого робочий тиск 70 МПа. Ущільнювач превентора, за даними фірми, забезпечує 365 закриття на трубі діаметром 127 мм при тиску 70 МПа;

в) цангового з'єднувача типа НС з діаметром прохідного отвору 476,24 мм і тиском 105 МПа. З'єднувач, за даними фірми, при тиску 105 МПа витримує згинаюче навантаження 4147,6 кН∙м.

г) універсального кутового компенсатора, що забезпечує роботу підводного комплексу на глибині до 3050 м і витримує навантаження до 9070 кН. Особливість конструкції — наявність еластомірного елементу, що складається з сферичних сталевих пластин і еластичного набивання. Елемент може витримувати великі стискаючі навантаження і зрізаючі зусилля. Компенсатор може відхилятися в будь-якому напрямі навколо центру обертання при вигині морського стояка;

д) з'єднувача морського стояка з прохідним отвором 473 мм, витримуючим навантаження 9070 кН. З'єднувач може працювати на глибині моря до 3000 м. За даними фірми, він випробуваний на згинаюче циклічне навантаження, рівне навантаженню межі втоми матеріалу (1 млн. циклів), і витримав випробування. При глибоководному бурінні може відбутися довільне від'єднання морського стояка від підводного блоку превенторів в результаті непередбачених обставин (припинення подачі циркулюючої рідини, втрати циркуляції або випадкового від'єднання лінії). Щоб уникнути того, що зімне морського стояка в цій ситуації в підводному комплексі передбачена клапанна котушка для заповнення морського стояка водою. Датчик котушки приводиться в дію, якщо тиск усередині стояка знизиться на 1,4 МПа від тиску стовпа морської води. При падінні тиску в морському стояку тиск морської води підніме закриваючу втулку вгору і морська вода поступить в морський стояк, стабілізуючи тиск і запобігаючи тому, що його зімне.

Монтаж комплексу підводного гирлового обладнання

П ісля заякірування ППБУ на точці буріння водолази обстежують морське дно і за наслідками обстеження і встановлення фактичного розташування платформи по відношенню до місця, визначеного проектом, і відповідності даних по міцності грунту, одержаних раніше при інженерних дослідженнях, приступають до спуску ПГО і буріння свердловини.

Рисунок 15.10 – Спуск і установка тимчасової фундаментної плити:

1 — телескопічний компенсатор; 2 - направляючий канат; 3 — направляюча штанга; 4 — спусковий інструмент; 5 — опорна плита; 6 — рівень; 7 — телекамера; 8— шарнірний вузол; 9 - бурильна колона; 10 — телескопічна штанга.

Будівництво свердловини і монтаж-демонтаж пго проводять в такій послідовності.

Краном встановлюють фундаментальну плиту 5 (рис.15.10) на відкидні створи шахти. До плити за допомогою зрізаючих пальців приєднують направляючі канати 2, закріплюють на плиті рівень 6 визначення нахилу плити. Підвішують на елеваторі спусковий інструмент 4, знімають вкладиші ротора і, пропускаючи його через прохідний отвір ротора, садять інструмент в елеваторі на ротор. Потім до спускового інструменту приєднують телескопічний компенсатор 1, нарощують бурильні труби і, опускаючи бурильну колону 9 до монтажного майданчика, приєднують її до опорної плити. Вище за спусковий інструмент встановлюють направляючу штангу 3, втулки якої пов'язують з направляючими канатами, розташованими по діагоналі. Після цього опорну плиту підводять, відкривають створи шахти, пропускають і садять її, спускаючи на морське дно. При спуску телекамери 7 визначають кут нахилу плити, встановленої на морському дні. Потім піднімають спусковий інструмент, розбирають його і на обважнених бурильних трубах спускають долото для буріння свердловини діаметром 914 мм під фундаментну колону діаметром 762 мм (рис.15.11).

Рисунок 15.11 – Спуск долота для буріння під направлення.

1 – бурильна колона; 2 – ОБТ; 3 – розширювач; 4 - долото

При нестійких породах спочатку бурять свердловину меншого діаметру, а потім розширюють до необхідного розміру. Бурять свердловину на воді з відкритою циркуляцією. Після закінчення буріння бурильний інструмент піднімають; спускають фундаментну колону 2 діаметром 762 мм (рис.15.12) з опорно-направляючою підставою 6. Для цього збирають декілька секцій колони, нарощують колону необхідної довжини, включаючи секцію з ланкою з наполегливо - центруючими косинками, і пропускають цю ланку через опорно-направляючу підставу. Потім сполучають обидві частини опорно-направляючої підстави, опускають колону і підвішують її за гирлову головку в опорно-направляючій підставі. Збирають цементуючий хвостовик 2 (рис.15.13) з бурильних труб і на нього нагвинчують спусковий інструмент 4, до якого приєднують телескопічний компенсатор 5 (рис.15.12).

Рисунок 15.12 – Спуск фундаментної колони (направлення):

1 – направляючий башмак; 2 – фундаментна колона (направлення);

3 – направляюча штанга; 4 — спусковий інструмент; 5 — телескопічний компенсатор; 6—постійна направляюча опорна підстава; 7 – направляючий прядивний канат; 8— направляючий канат.

Нарощуванням бурильних труб колону спускають до монтажного майданчика на ППБУ і з’єднують спусковий інструмент з гирловою головкою. Між спусковим інструментом і телескопічним компенсатором встановлюють направляючу штангу 3, в кінцеві втулки якої заводять направляючі канати 7. Потім, нарощуючи бурильні труби, опускають колону до опорної плити і після посадки колони на плиту продовжують спуск до вибору половини ходу телескопічного компенсатора. За допомогою телекамери перевіряють вертикальність опорно-направляючої підстави. Після спуску колони на проектну глибину її цементують до гирла, піднімають і розбирають бурильну колону (див. рис. 15.13).

У разі слабких м'яких ґрунтів опорно-направляючу підставу встановлюють на ґрунт без застосування опорної плити. Звичайно ж опорно-направляючу підставу встановлюють за допомогою його сферичної опори у воронку опорної плити. Це забезпечує горизонтальність підстави при установці опорної плити на нерівне дно. Опорно-направляюча підстава служить базою центрування і установки блоку противикидного обладнання при бурінні і блоку арматури фонтану — при експлуатації з підводним гирлом свердловини.

Підстава є зварною чотирикутною рамою, по кутах якої приварено чотири стійки для пропуску направляючого каната при спуску підставки до підводного гирла.

Рисунок 15.13 – Цементування направлення

1 — спусковий інструмент; 2—хвостовик з бурильних труб; 3 — направляючий башмак; 4 — зворотний клапан; 5 — пробка для

випуску повітря.

На кожній стійці є повздовжні прорізи для пропуску канатів. Прорізи закриваються знімними планками.

Після закінчення робіт по установці і закріпленню опорно-направляючої підставки приступають до монтажу, спуску і установки блоку 3 противикидного обладнання (ПО) з прохідним отвором діаметром 540 мм і робочим тиском 21 МПа і морського стояка діаметром 610 мм (рис.15.14).

Рисунок 15.14 – Спуск і монтаж першого блоку превенторів:

1 – тимчасова гирлова головка; 2 – гідравлічна муфта; 3 – блок превенторів 540X21

Спочатку мостовим краном встановлюють і закріплюють на головній палубі тимчасову гирлову головку, а на блоці превенторів розміщують і закріплюють колектор управління. Потім подачею тиску по гідросистемі від'єднують нижню муфту блоку превенторів від тумби і краном переносять блок 3 ближче до шахти бурової, встановлюють його на гирловій головці, нижньою муфтою 2 сполучають блок ПО з головкою і до головки під'єднують шланги управління. Після цього колектор управління знімають з блоку ПО, встановлюють його на місце зберігання на палубі, краном переміщають блок до шахти спуску, заправляють направляючі канати в направляючі стійки блоку і опускають блок ПО, підвісивши і встановивши його на опорних балках шахти спуску. Потім знову встановлюють колектор управління на блок ПО, краном піднімають секцію морського стояка, закріплюють її з блоком ПО і сполучають дублюючий колектор управління на блоці ПО.

Після цього на підготовленому роторі встановлюють монтажний спайдер, краном підносять і опускають через ротор на спайдер ланку морського стояка і спеціальним ключем прикріплюють його до ніпельної частини вузла з'єднання. Потім дають натягнення направляючим канатам, підводять збір ПО, відкривають створу шахти і опускають зібране ПО, підвісивши її на клинах спайдера за фланець морського стояка. Закріплюють на фланці морського стояка гідроакустичний датчик індикатора кута відхилень морського стояка від вертикалі.

Після цього нарощують секції морського стояка і до останньої секції приєднують телескопічну ланку в стислому вигляді. Зібраний стояка і ПО підвішують на монтажному спайдері і від'єднують спусковий інструмент. Потім краном підводять відхилювач потоку бурового розчину, приєднують спусковий інструмент, піднімають, встановлюють і закріплюють відхилювач на ніпельній частині внутрішньої телескопічної ланки. Встановлюють траверсу гака компенсатора бурильної колони в крайнє нижнє положення і створюють в пневмогідросистемі такий тиск, щоб зусилля натягу перевищувало масу морського стояка.

Потім натяжні канати прикріплюють до нерухомої частини телескопічної ланки, опускають зібраний стояк і ПО, продовжуючи спуск талевого блоку до вибору половини ходу компенсатора, і сполучають тимчасову гирлову головку гідромуфтою з гирловою головкою направлення діаметром 762 мм. Після цього вибирають слабке місце натяжних канатів, включають в роботу натягувач морського стояка, розвантажують компенсатор бурильної колони, звільняють внутрішню трубу телескопічної ланки від стопорів, піднімають її до підроторних балок і закріплюють тягою відхилювач потоку до підроторних балок.

Рисунок 15.15 – Спуск і цементування кондуктора:

1 — спусковий інструмент; 2— гирлова головка кондуктора діаметром 508 мм; 3 — головка діаметром 630 мм без колони; 4 — цементувальна пробка; 5 — колона кондуктора; 6 — зацементований хвостовик.

Після цього приєднують лінії управління до відхилювача потоку і пристрою ущільнювача телескопічної ланки, звільняють спусковий інструмент і спускають захисну втулку відхилювача, під'єднують відвідний трубопровід і доливну лінію до телескопічної ланки. Опускають на бурильних трубах випробувальний інструмент до посадки його на підводне гирло, закривають плашковий превентор, подачею робочої рідини в систему гідроуправління перевіряють герметичність з'єднань і піднімають спускову колону з випробувальним інструментом.

Потім збирають бурильний інструмент, спускають його і бурять свердловину долотом діаметром 660 мм під кондуктор діаметром 508 мм до проектної глибини.

Бурильний інструмент піднімають в описаному вище зворотному порядку, демонтують морський стояк, тимчасову гирлову головку і блок ПО, спускають кондуктор, до останньої секції якого приєднують гирлову головку, і цементують його (рис.15.15). Після цього знову приступають до збору, спуску і установки блоку 4 ПО з морським стояком. При цьому блок ПО закріплюють гідравлічною муфтою 3 на гирловій головці кондуктора діаметром 508 мм (рис.15.16).

Рисунок 15.16 – Цементування першої проміжної колони:

1 — гирлова головка; 2 – перша проміжна колона; 3- гідравлічна муфта;

4 – блок превенторів

Свердловину продовжують бурити під першу проміжну колону діаметром 340 мм. Через блок ПО спускають обсадну колону діаметром 340 мм. До останньої секції проміжної колони приєднують гирлову головку 1. Після спуску технічної колони на проектну глибину її цементують. Потім спусковий інструмент розкріплюють і піднімають, демонтують морський стояк діаметром 610 мм і блок превентора діаметром 540 мм в порядку, зворотному монтажу даних вузлів. Спускають і встановлюють блок превентора діаметром 350 мм з робочим тиском 70 МПа і морський стояк діаметром 406 мм (рис.15.17). Після цього спускають і закріплюють в гирловій головці 2 діаметром 340 мм захисну втулку 3 і приступають до буріння свердловини діаметром долота 311 мм під другу проміжну колону діаметром 245 мм. Прохідний отвір ПО забезпечує пропуск долота діаметром 311 мм і зменшує кільцевий зазор ПО і морського стояка, підвищуючи цим швидкість висхідного потоку бурового розчину.

Рисунок 15.17 – Спуск і встановлення другого блоку превенторів:

1 – другий блок превентора; 2 – гирлова головка першої технічної колони діаметром 340мм; 3 – цангова втулка; 4 – гідравлічна муфта.

Сполучні муфти на блоці ПО і морського стояка замінюють також на 346-мм, відповідні приєднувальним розмірам ПО і морського стояка і робочому тиску.

Після спуску на проектну глибину і цементування другої проміжної колони з корпусу гирлової головки витягують захисну втулку діаметром 340 мм, спускають на бурильних трубах випробувальний інструмент і садять його в конусне гніздо підвісної головки 3 діаметром 245 мм, закривають плашки одного з превенторів і через лінію глушіння подають рідину опресовування. Якщо тиск падає, то докручують пристрій ущільнювача 2 або замінюють його (рис.15.18). Потім знову спускають захисну втулку діаметром 340 мм і приступають до буріння під колону діаметром 173 мм (або хвостовик), рис.15.19. У разі спуску хвостовика після його цементування приступають до буріння під експлуатаційну колону діаметром 168 мм (146 або 127 мм). Спуськопідьомні і інші операції повторюються.

Після спуску і цементування обсадної колони демонтують морський стояк і блок ПО. Потім на бурильних трубах спускають каптажний пристрій і встановлюють його на гирлову головку. Натягнення направляючим канатом дають до тих пір, поки не зрізатимуться штифти, що зв'язують кінці канатів з направляючими стояками. Канати піднімають і закріплюють на палубі. Після закінчення будівництва свердловини встановлюють пізнавальний буй (поплавець) з номером свердловини.

Рисунок 15.18 – Спуск, цементування і герметизація 2-ої технічної колони:

1 — блок превенторів; 2— ущільнююче приспосіблення; 3 — підвісна головка;

4—2-а проміжна колона.

Рисунок 15.19 – Спуск, цементування і герметизація експлуатаційної колони діаметром 168× 146 × 127 мм:

1 – 2-й блок превенторів(діаметр 346мм,тиск 70 МПа ); 2— ущільнююче приспосіблення; 3 — підвісна головка; 4—експлуатаційна колона.

Пго без направляючих канатів

Освоєння нафтових і газових родовищ на великих глибинах моря зумовило вдосконалення і створення нових вузлів конструкції ПГО, і особливо морських стояків. На рис.15.20 як приклад приведена схема ПГО без направляючих канатів фірми «Камерон». У системі направляючої підставки 15, блоку превенторів і «верхньої» цангової сполучної муфти 10 конструкція забезпечує використовування їх з сонарною системою підведення, включаючої сонар, телекамеру, індикаторний висотомір і читуючий пристрій, встановлений на поверхні.

Блок превенторов включає нижню цанговую сполучну муфту 13, плашечниє превентори 17 і приймальну плиту, яка має приймальну втулку для з'єднання системи гідравлічного управління, ліній глушіння і штуцерной. Ці лінії мають безпечні клапани з приймальними втулками дистанційного керування зверху.

Рисунок 15.20 – Схема підводного гирлового обладнання без направляючих канатів:

1- панель управління бурильника; 2 - електроустановка; 3 - блок батарей;

4 - розділяюча установка; 5- центральна панель управління; 6-блок акумуляторних батарей; 7- лебідки електрокомунікаційного і силового кабелів; 8-комунікаційні і силовий кабелі; 9- кульове з'єднання; 10- верхня цангова сполучна муфта; 11- універсальний превентор; 12 - клапан запобіжний; 13- нижня цангова сполучна муфта; 14- направляюча воронка; 15- направляюча підставка; 16- відбивач і імпульсний приймач-передавач для акустичного управління; 17- блок плашкових превенторів; 18- вертлюг; 19- система керівника маніфольда; 20- циліндровий превентор; 21- лінія глушіння і штуцерна; 22- додаткова лінія подачі рідини; 23- лебідка аварійного гідравлічного шланга; 24- силова установка з панеллю управління дівертером.

Вузли стояка включають: вузол нижнього стояка, превентор 20, кульове з'єднання 9, сполучні частини стояка і телескопічний вузол стояка з вертлюгом 18, забезпечуючим обертання на 360°. Акумулятори, електрогідравлічні, гідравлічні або мультиплексні управляючі пристрої постійно змонтовані в пучок навколо сполучної цангової муфти. Така конструкція забезпечує швидке від'єднання стояка шляхом відкриття цангового з'єднання муфти 10, внаслідок чого стояк знімається з блоку превенторів. На ПБС постійно встановлені: лебідки електрокомунікаційного і силового кабелю 7, блок акумуляторних батарей 6, центральна панель управління 5, розділяюча установка 4, блок батарей 3, електроустановка 2, панель управління бурильника 1, установка з панеллю управління дівертером 24, лебідка аварійного гідравлічного шланга 23, додаткова лінія подачі робочої рідини 22.

Монтаж ПГО починають із спуску на морське дно опорної плити, направляючого підставки 15 або сполучених разом опорної плити і направляючої підставки. До опорної плити перед спуском приєднують відкидні кронштейни, на кінцях яких встановлені відбивачі сонарі 16. Ці кронштейни при проходженні через шахту знаходяться в складеному вигляді і після проходження шахти розкладаються.

Після установки опорної плити і направляючої підстави приступають до буріння свердловини діаметром 914 мм під 762-мм фундаментну колону. Останню спускають, сполучають її верхній кінець з морською підставкою і цементують колону до гирла. Потім бурять свердловину діаметром 508 мм під 508-мм або 476-мм колону, спускають її з прикріпленим до останньої секції труби 425-мм корпус (гирлову головку). Після спуску колони гирлова головка автоматично замикається в 762-мм гирловій головці попередньої фундаментної колони, і спущена колона цементується. Потім,спускают блок превенторів. Під час спуску сонара 1 (рис. 15.21) і телекамера, встановлені на нижній частині устаткування, що спускається, посилають сигнали на відбивачі 2, розташовані на кінцях відкидних кронштейнів направляючої підстави, встановленої на морському дні.

Рисунок 15.21 – Схема вводу в опорну плиту бурового інструменту.

1 – сонар; 2 – відбивачі.

Телекамери забезпечують зображення вузла, що спускається, на екрані панелі в приміщенні управління на буровому судні.

Направляюча воронка 14 (див. рис.15.20) внизу вузла, що спускається, допомагає сумістити його з направляючою підставкою. Сумісна інформація від сонара і телекамери забезпечує остаточне поєднання в межах 100 мм. Після цього за допомогою цангової гідравлічної муфти сполучають спущені блок противикидного обладнання з направляючою підставкою і сонар з телекамерою піднімають. Потім спускають морський стояк і при підході верхньої цангової гідравлічної муфти, закріпленої на нижній частині стояка до блоку превенторів, муфта поєднується і з'єднується із спеціальним пристроєм-вертлюгом, встановленим на верхній частині блоку превенторів. Після з'єднання цих вузлів стояк з муфтою повертається до поєднання всіх гідравлічних з'єднань і втулок штуцерної лінії і лінії глушіння. Після цього муфти і втулки пропускають через запобіжну базову плиту вузла нижнього стояка і сполучають в приймальній плиті у верхній частині блоку превенторів.

Умови експлуатації комплексу ПГО на великих глибинах вимагають створення відповідних конструкцій вузлів.

Кульове верхнє універсальне з'єднання стояка і блоку превенторів розраховане на навантаження 4540 кН, глибину 1829 м. Конструкція з'єднання виконана так, що контактуючі поверхні кулі і гільзи забезпечують тільки герметизацію з'єднання, а навантаження сприймає спеціальне шарнірне з'єднання типу DW.

Телескопічний вузол забезпечує переміщення по вертикалі до 18,3 м. Для полегшення ваги стояка до нього можуть приєднуватися плавучий матеріал або плавучі понтони (поплавці).

Комплекс ПГО забезпечений системою аварійного від'єднання. Для цього на протилежних сторонах вузла нижньої секції стояка приварені кронштейни, на кінцях яких встановлені приймальні розтруби аварійного від'єднання з воронками діаметром 508 мм. Для виконання аварійного від'єднання або з'єднання опускається спеціальний інструмент з сонаром і телекамерою на кінці.

У комплексі ПГО застосовані багатоступінчата електрогідравлічна система дистанційного керування і аварійна акустична система.

Системи дистанційного керування підводним гирловим обладнанням

Системи дистанційного керування – складова частина ПГО – призначені для дистанційного керування закриттям і відкриттям підводних превенторів, засувок високого тиску, сполучних муфт і інших вузлів ПГО. Ці системи – найскладніша частина ПГО, від ефективності роботи яких залежить надійність управління свердловиною, що буриться, при газо-, водо- і нафтопроявленях.

В даний час застосовуються в основному дві системи дистанційного керування: гідравлічна, рекомендована до застосування при глибинах моря до 610 м; електрогідравлічна (мультиплекс), що застосовується на глибинах в основному понад 610 м. Окрім цього, у складі системи дистанційного керування використовують акустичні системи дистанційного керування, забезпечуючі зв'язок і управління противикидним обладнанням в аварійних ситуаціях. Акустичні сигнали посилаються і приймаються гідрофонами, розташованими на плавучій буровій установці і на блоці ПГО. Виконавча частина акустичної системи складається з гідрофону декодуючого пристрою і виконавчого механізму.

Гідравлічна система управління

Гідравлічна система управління складається з (рис.15.22): головної панелі управління 7, розташованої на посту бурильника, і допоміжної 1, віддаленої від робочого майданчика бурової; гідравлічної силової установки 10; електричного силового блоку 2, встановленого на головній палубі ППБУ або БС. Блок розміщується поза вибухонебезпечною зоною і забезпечує електроенергією органи управління і сигналізації; багатоканального підводного шланга 15 з лебідкою 13; підводного колектора з каналом управління 16, лебідкою 14 і канатом для підйому і спуску колектора 17.

Рисунок 15.22 – Схема гідравлічної системи управління ПГО:

1- мала панель управління; 2- електросиловий блок; 3- електрокабель живлення центрального гідравлічного розподільника; 4- направляючий жолоб для спуску шланга; 5- підвісний направляючий блок канату колектора; 6- багатоканальний повітряний шланг управління від головної панелі; 7- головна панель управління; 8- багатожильний електрокабель управління від малої панелі; 9- багатожильний електрокабель для передачі у відповідь команд від головної панелі; 10 - силова установка і центральний гідравлічний розподільник;11- провідний шланг до головної панелі; 12- сполучний гідравлічний шланг управління каналу «А»; 13- лебідка з приводом для багатоканального шланга; 14-лебідка з приводом для підйому канатом підводного колектора; 15-багатоканальний шланг підводного колектора; 16- підводний колектор; 17- канат підйому колектора; 18 - гідравлічний сполучний шланг управління каналом «Б»

На ПБС звичайно встановлюють дві гідравлічні системи управління, одна з яких є дублюючою. Головна і допоміжна панелі управління забезпечують дистанційне керування: універсальним і плашковими превенторами, засувками маніфольдів, сполучними муфтами блоків превенторів і морського стояка, замикаючими пристроями і гідравлічними замками плашкових превенторів, замиканням підводного колектора, подачею мастила в кульове з'єднання морського стояка, селектором і регулюючим каналом в підводному колекторі, контроль за параметрами і роботою системи.

Гідравлічна силова установка і блок управління:

• приймають сигнали від панелі управління і перетворюють їх в команди, що передаються робочою рідиною по шлангу в підводний колектор. Робоча рідина по команді селектора передається по одному з вибраних каналів управління;

• передають команду в регульований клапан для зміни робочого тиску в універсальний превентор;

• передає у відповідь сигнали про виконання команд до панелей управління і виробляє за допомогою насоса високого тиску заряджання гідроакумуляторів;

• готує робочу рідину для роботи системи і вимірює параметри в системі, передаючи дані на контрольні прилади.

Багатоканальний підводний шланг складається з одного центрального каналу великого діаметру, який служить для подачі робочого тиску до підводного колектора, і відповідної кількості каналів малого діаметру для подачі команд за допомогою рідини до управляючих клапанів підводного колектора.

Підводний колектор:

• направляє робочу рідину високого тиску до робочих органів блоку превенторів, знижує тиск її в циліндрах превенторів за допомогою регулюючого клапана (наприклад, при операціях розходження бурильного інструменту);

• проводить з'єднання всіх каналів при посадці сердечника колектора в гніздо на блоці превенторів і надійно його замикає.

Шланговий барабан забезпечений розподільними каналами для подачі основних команд до підводного колектора. Високий робочий тиск подається в барабан по окремому гідравлічному шлангу 12 через гідравлічний вертлюг. Всі електричні прилади панелі управління і гідравлічні колектори застосовують у вибухозахищеному виконанні, вібростійкі і вологонепроникні.

Головна панель управління може бути гідравлічної, електричної або пневматичної дії. Відповідні команди з панелі можуть подаватися гідравлічними, електричними або пневматичними сигналами на головну гідравлічну силову установку (гідророзпредільник), який трансформує їх в гідравлічні імпульси, що подаються до підводних клапанів управління.

Короткі відомості про розвиток підводного освоєння нафтових і газових свердловин і родовищ.

Розвиток підводного освоєння і розробки свердловин і родовищ обумовлений в основному наступними чинниками:

• різким зростанням вартості освоєння родовищ з надводних гідротехнічних споруд;

• освоєнням північних і арктичних родовищ, що висунув ряд проблем, пов'язаних з суворими кліматичними умовами і льодовою обстановкою;

• прискоренням розробки периферійних зон потужніх родовищ;

• забезпеченням рентабельної розробки дрібних малодебітних родовищ.

Перша свердловина з розташуванням гирла на морському дні на глибині моря 11,1 м була побудована в 1943 р. (о. Ері, США). З тих пір рядом зарубіжних компаній початі дослідно-промислові випробування і впровадження підводного видобутку нафти і газу. До 1987 р. в різних районах світу введено близько 450 свердловин з системами підводного видобутку. З них тільки 15 свердловин введено в роботу «сухого типу». Почате впровадження підводного видобутку нафти у ВПО «Каспморнафтогаз».

Останніми роками розроблений і запропонований закордонними фірмами ряд конструкцій обладнання і систем підводного видобутку, починаючи від придонних модульного типа гирлових конструкцій до повного комплексу системи підводного нафтового або газового промислу. Перевагами підводного видобутку є також захист обладнання від атмосферних опадів, зменшення навігаційної і пожежної небезпеки і пошкодження обладнання, можливість поетапного введення в розробку родовища.

Недоліками підводної системи розробки родовищ є скрутний доступ до підводних комплексів, потреба у висококваліфікованому обслуговуючому персоналі - акванавтах і водолазах, а також спеціальному інструменті і системах управління. Особливі вимоги пред'являються до надійності вузлів арматури - засувкам, клапанам, пристроям приводу, управління і ін. Виготовляють арматуру із спеціальних марок стали з високою протикорозійною стійкістю.

Гирлові конструкції обладнання підводного видобутку бувають з відкритим і закритим розташуванням гирлової арматури. У відкритих системах (рис. 15.23) гирлове обладнання піддається дії гідростатичного тиску. Монтаж, обслуговування і ремонт цього типу обладнання проводять фахівці-акванавти в спеціальних костюмах з використанням спеціального інструменту. У закритих системах (рис.15.24) – гирлове обладнання розміщується в закритих герметичних камерах, всередині яких підтримується атмосферний тиск або не набагато вище. У камерах з атмосферним тиском водолази працюють в звичних робочих костюмах.

Управління гирловою арматурою і маніфольдними камерами проводять дистанційно з обслуговуючого судна або гідротехнічної споруди за допомогою гідравлічної або електрогідравлічної системи. У електрогідравлічних системах управління електроенергія до виконавчих механізмів подається з берега або стаціонарної морської платформи, або підводиться по кабелю до розміщеної під водою акумуляторної батареї.

Рисунок 15.23 – Арматура фонтану звичного (відкритого) типу:

1-стійка для кріплення каната при повторному спуску і підйомі обладнання; 2-верхня кришка; 3-розподільний клапан; 4-клапан, що використовується при поршневому тартанії; 5-розподільна котушка; 6-вузол електрогідравлічного управління; 7-викидна лінія; 8-сполучний патрубок; 9-пристрій регулювання положення викидної лінії; 10-направляюча рама; 11-стійка буя; 12-буй; 13-клапани гідросистеми; 14-клапан на обвідній лінії; 15-обвідні лінії; 16-триходовий клапан; 17-головна засувка; 18-сполучний фланець; 19-постійна опора; 20-тимчасова опора.

Рисунок 15.24 – Арматура фонтану закритого типу:

1-одноатмосферна камера; 2-арматура фонтану; 3-котушка; 4-з'єднувач арматури фонтану; 5- обладнання гирла свердловини; 6-з'єднувач викидної лінії типу «ОА»; 7-система управління; 8-посадочний майданчик.

В більшості випадків гирлова арматура забезпечена пристроєм для спуску інструменту через викидні лінії. Для ремонту свердловин і введення НКТ фонтанна арматура має вверху пристрої, забезпечуючі доступ до гирла, через яке проводять спуск необхідного обладнання і інструменту в свердловину. Встановлення арматури, її ремонт і обслуговування проводять з плавзасобу. Іноді для її спуску використовують направляючі канати і інші вузли підводного гирлового обладнання буріння свердловини. Якщо гирлова головка закрита гирловим ковпаком, то її витягують дистанційно або за допомогою водолазів.

Рисунок 15.25 – Підводна арматура фонтану «Плайн Джайн»:

1-блок фонтанної арматури; 2-шківи для затягування; 3-постійна направляюча підставка; 4-сідло викидних ліній; 5-зчленовані санчата викидної лінії; 6-засувки викидної лінії; 7-приймальна плита фонтанної арматури; 8-цанговий з'єднувач і конструкція вузла нижнього стояка; 9-орієнтуюча котушка.

Враховуючи обмежену глибину, на якій можуть працювати водолази, і високу вартість водолазних робіт, науково-дослідні і дослідно-конструкторські роботи направлені на створення конструкцій систем підводної розробки, обмежуючих або повністю виключають водолазні роботи при обслуговуванні і ремонті підводних об'єктів нафтогазового промислу. Наприклад, на родовищі «Піраня» (басейн Кампус, Бразилія) встановлено гирлове обладнання фірми «Нейшнл» (США) без допомоги водолазів на глибині 292 м. У Північному морі (Британський сектор) на глибині 76 м встановлений блок-модуль для куща свердловин, виготовлений цією фірмою. На блоці змонтована фонтанна арматура для куща свердловин і трубопроводи. Кожен окремий донний колектор на модулі-блоці може бути обладнаний власною стояковою (вертикальною) маніфольдною системою, обслуговуваною з напівпогруженої установки. Кущі свердловин з донними колекторами можуть також обслуговуватися однією центральною маніфольдною експлуатаційною стояковою системою, що спирається на морське дно.

Різні конструкції обладнання для підводного закінчення і експлуатації свердловин розроблені фірмою «Камерон» (США). Вони включають:

• г ирлове обладнання з дистанційним управлінням, конструкція якого дозволяє проводити всі операції по установці, монтажу, ремонту з поверхні без використовування водолазів. Арма-турою управляють дистанційно за допомогою електрогідравлічної системи;

• фонтанну арматуру «Плайн Джайн» (рис. 15.25), призначену для прискорення робіт по введенню в експлуатацію периферійних сверд-ловин. Обладнання встановлюється буровою бригадою з ППБУ з використанням спуськопідйомного інструменту і обладнання бурової;

• кесонну систему закінчення свердловин без направляючих канатів (рис. 15.26). Особливість цієї конструкції-забезпечення високої надійності. Експлуата-ційний комплект, що є складовою частиною системи, розміщується в кесоні всередині направляючої колони обсадних труб. У колоні розташовані три вузли: верхній корпус, кесон і нижній посадо-чний вузол;

• модульну систему фонтанної арматури для багатосвердловиннного закінчення свердловин.

На рис.15.27 показана схема освоєння газового родовища «Норт-Іст Фрігг», де підводне гирлове обладнання установлено на глибині 100 м. Управляють гирловим обладнанням з родовища «Фрігг» по радіо. На приймальній станції, розміщеній на родовищі «Норт-Іст Фрігг» на платформі 2, команди, що подаються, трансформуються в сигнали гідроуправлення засувками. Гирла свердловин пов'язують із станцією управління шість ліній. Направляюча колона, направляючі підставки, фонтанні арматури і газові маніфольди розміщені в блоці масою 300 т, який прикріплений до морського дна чотирма палями. Блок встановлений на відстані 150 м від станції управління.

Рисунок15.27 – Схема освоєння газового родовища Норт-Іст-Фрігг:

1-центральна платформа родовищ Фрігг; 2-стаціонарна платформа на родовищі Норт-Іст-Фрігг; 3-електричний кабель; 4-лінія подачі гліколя; 5-блок підводного експлуатаційного обладнання.

Стаціонарна платформа розрахована на експлуатацію родовища в автоматичному режимі. Автоматична аварійна система базується на використовуванні замкнутих ланцюгів регулювання, зв'язуючих знайденям відхилення параметра з коректуючими діями через логічну схему. Система станції управління оснащена вторинними приладами, контролюючими стан конструкції платформи, витік газу і т. п

Рисунок15.28 – Схема підводної глибоководної системи « Сіхок »:

1-напівзанурена платформа; 2-трубопроводи у водовідділяючій колоні (для газліфту, закачування води, відбору нафти); 3-підводний блок з експлуатаційним обладнанням; 4-похилі свердловини; 5-трубопровід для відкачування видобутої нафти; 6-підводний буй; 7-система якірування; 8-танкер-сховище; 9-вантажний танкер.

На рис. 15.28 приведена схема підводної глибоководної системи «Сіхок» фірми «Санта Фе» (США). Система призначена для розробки малодебітних родовищ з максимальним притоком нафти 6,4 м³/добу, максимальним об'ємом закачування морської води 9,6 м³/добу, газовим фактором 214 м³/м³. Платформа розрахована на глибину від 91 до 490 м.

В більшості випадків комплекс підводного закінчення і видобутку нафти або газу включає: експлуатаційний трубопровід, гирло свердловини, арматуру фонтану викидні лінії, експлуатаційну водовідділяючу колону (стояк), систему управління і контролю свердловини (свердловин) і ін. Особливістю конструювання вузлів комплексу є:

• розробка вузла арматури фонтану переважно моноблоковій конструкції, що виключає наявність прокладок і знижуючої загальну висоту конструкції;

• розробка спеціальних вузлів підвіски колон НКТ;

• прості по конструкції вузли обладнання з мінімальним використовуванням ущільнень, які необхідно виконати на морському дні;

• забезпечення можливості витягання всіх діючих підводних деталей і вузлів для ремонту і інших цілей.

Охорона навколишнього середовища при бурінні на морі

Морська бурова свердловина порушує цілісність гірських порід і служить шляхами проникнення в літосферний шар морської води разом з різними речовинами, що містяться в ній. У свою чергу з свердловини в морі можуть виливатися підземні води певного хімічного складу. Ці два процеси стають причиною зміни складу, стану гірських порід, забруднення і порушення режиму підземних вод, порушення гідрофізичного і гідрохімічного режимів моря.

Основними джерелами забруднення природного середовища при морському бурінні є:

• викиди газів з вихлопних труб двигунів внутрішнього згорання;

• викиди при продувці свердловин після буріння або при дослідженні характеристик продуктивних пластів, а також аварійні викиди;

• випаровування з систем при приготуванні, зберіганні і циркуляції бурового розчину, хімічних реагентів і обважнювачів;

• випаровування з резервуарів і відстійників для зберігання нафти і нафтогазопродуктів;

• попадання в морську воду хімічно відпрацьованої промивальної рідини і бурового шламу; тампонажного цементу; бурових, побутових і промислових стічних вод; нафти, нафтопродуктів і паливно-мастильних матеріалів, поверхнево-активних речовин і різних хімічних розчинників.

Вельми небезпечними забруднювачами для навколишнього середовища і її мешканців являются буровий розчин і шлам, а також нафта і нафтопродукти. Скидання в морі 1м³ бурового шламу приводить до забруднення 5тис.м³ морської води. Попадання 1т нафти у воду покриває плівкою площу 2,5 км². Все це порушує процес газообміну, негативно впливає на фізіологічні процеси морських гідрообмінів. Навіть незначні концентрації нафти викликають паталогічні зміни морських організмів, їх тканин і органів, порушують обмін речовин і діяльність нервової системи. Особливо страждають памолодь риб і мікроскопічні водорості. Крім того, при осіданні нафти забруднюються донні осади і пригноблюється фіто - і зооценоз.

    Особливо небезпечні нафтові забруднення в арктичних широтах, оскільки процеси самоочищення нафтопродуктів, особливо бактерійного, ефективні лише в умовах теплого клімату. Ця проблема особливо актуальна для Росії, оскільки із загальної площі континентального шельфу, рівної 6 млн. км2, біля 75% припадає на шельф північних морів, в яких нафтова плівка може зберігатися десятиліттями. До того ж суворі умови і наявність льоду вкрай утрудняють ліквідацію такого роду забруднень, що припускає вельми значні витрати. Великомаштабне порушення екологічної рівноваги в Арктиці може негативно відобразиться на зміну клімату планети.

Відповідно до діючих правил охорони водойм від забруднення при бурінні і освоєнні морських свердловин на нафту і газ приймаються наступні природоохоронні заходи:

• палуби плавучих бурових установок і платформ покривають суцільним металевим або залізобетонним настилом з суцільною оббортовкою по периметру заввишки не менше 15 см;

• під дизелями, насосами, цистернами з паливно-мастильними матеріалами монтують та встановлюють піддони;

• для шламу і інших твердих відходів встановлюють металеві контейнери котрі в подальшому вивозять та захоронюють;

Крім збору забруднюючих речовин можлива їх спеціальна обробка, після чого вони можуть бути скинуті в морі або використані повторно без небезпечних наслідків. Так, буровий шлам безпосередньо на буровій піддають обезжиренню (наприклад, шляхом окислення, термообробкою або гідрофобними методами) і скидають в морі, а відпрацьований буровий розчин піддають регенерації, застосовуючи очищення і збагачення, і використовують повторно.

Якщо відбувся розлив нафти, то частіше всього проводять локалізацію плями забруднення, а потім нафту збирають і видаляють з поверхні. Для локалізації плями звичайно використовують бонові загорожі, а при видаленні нафти з поверхні моря застосовують хімічні і біологічні засоби.

Берегова база партії або експедиції повинна мати ємкості і пристосування для прийому і переробки поступаючих з плавучої бурової установки залишків паливно-мастильних матеріалів і технологічного сміття.

А варійна бонова загорожа надувна АБЗ – 830, ТУ 4834-011-20504853-98, призначена для локалізації розливів нафти, виникаючих у випадку аварії на судах всіх призначень при переходах по внутрішніх водах, а також при бурінні на морі.

Аварійна бонова загорожа АБЗ-830 використовується для локалізації аварійних розливів нафти у водосховищах, затоках, річках, акваторіях портів, на платформах, а також для оперативної огорожі судів при прийомі палива, при вантажних операціях нафтоналивних судів.

А БЗ-830 складається з взаємозамінних секцій, забезпечених замками, забезпечуючих швидке і щільне з'єднання секцій між собою.

Бонова загорожа укомплектовується, за бажанням замовників, замковими з'єднаннями двох типів:

Стандартне замкове з'єднання внахлест (з'єднується чотирма болтами).

Бистророз'ємне міжнародне з'єднання АSТМ ("Ластівчин хвіст").

АБЗ-830 володіє високою міцністю на розрив і забезпечує швидкість буксиру-вання до 3-х вузлів.

К онструкція бонової загорожі забезпечує максимальний опір хвильовим і вітровим навантаженням.

У комплект поставки можуть входити:

1. Буксировочний пристрій;

2. Якірні відтяжки;

3. Якірні системи з буєм і якорем.

Термін служби АБЗ-830 - 3 роки з моменту придбання замовником.

Елементи, що сорбують, можуть використовуватися з боновими загорожами постійної плавучості всіх типів. Успішно застосовуються не тільки для ліквідації аварійних розливів нафти і палива, але і в попереджуючих цілях в місцях можливих розливів: у околицях морських платформ, нафтоналивних терміналів.

Елементи, що сорбують, збирають з поверхні води нафтові забруднювачі і інші нерозчинні органічні сполуки, аж до видалення нафтової плівки. За рахунок встановлення бонових загорожень з елементами, що сорбують, на несудоходних річках можна покращити екологічний стан цих річок.

Ц иклів (кількість) застосування елементу, що сорбує - не менш 3-х.

Гарантійний термін служби - 1 рік з моменту придбання замовником.

Гарантійний термін зберігання - 2 роки з моменту відвантаження.