Организация работ по монтажу буровой установки для бурения скважин глубиной 5000м. с разработкой технологии первичного монтажа установки

Размещено на http://www.allbest.ru/

Размещено на http://www.allbest.ru/

Министерство образования и науки Российской Федерации

Ухтинский государственный технический университет

СПОУ ТЕХНИЧЕСКИЙ КОЛЛЕДЖ

КАФЕДРА Машины и оборудование нефтяной и

газовой промышленности

Курсовой проект

Организация работ по монтажу буровой установки для бурения скважин глубиной 5000м. с разработкой технологии первичного монтажа установки

Исполнитель студент группы МЭО-11 Зайцев К.В.

_____ Ухта, 2013______

Содержание

буровая установка монтаж ремонт

Введение

1. Анализ методов монтажа бурового оборудования

1.1 Анализ функционального назначения буровой установки

1.2 Анализ условий эксплуатации и причины отказов буровой установки

1.3 Анализ основных параметров буровой установки

1.4 Анализ конструктивного исполнения буровой установки

1.5 Постановка задачи разработки структурной и конструктивной схем. Выбор базовой конструкции буровой установки

1.6 Эскизная проработка узла конструкции

2. Расчётная часть

2.1 Определение основных параметров

3. Монтаж буровой установки

4. Техническое обслуживание

5. Ремонт буровой установки

Библиографический список

Введение

Нефть и газ превратились в главные источники энергетической мощи человеческого общества и в важнейший источник химического сырья. Обеспеченность государства нефтегазовым сырьем предопределяет уровень экономического развития страны и темпы технического прогресса.

Оснащение нефтяных и газовых промыслов большим числом разных машин и оборудования непосредственно для добычи нефти и газа в свою очередь привело к необходимости создания служб обеспечения работоспособности этих машин и оборудования бесперебойности их функционирования, а следовательно к необходимости снабжения и этих служб также соответствующими машинами и оборудованием. В результате современный нефтегазовый промысел превратился в объект чрезвычайно насыщенный техникой, в объект автоматизированного управления и регулирования, позволяющий комплексно выполнять десятки сложных процессов.

Все это может быть осуществлено лишь при условии обеспечения нефтегазодобывающей промышленности машинами и оборудованием необходимой номенклатуры с нужными параметрами и характеристиками, высоконадежных и в необходимом количестве [1].

1. Анализ методов монтажа бурового оборудования

Скважину бурят при помощи буровой установки, представляющей собой сложный комплекс машин, механизмов, аппаратуры, металлоконструкций, средств контроля и управления, расположенных на поверхности.

В комплект буровой установки входят: вышка для подвешивания талевой системы и размещения бурильных труб, оборудование для спуска и подъема инструмента, оборудование для подачи и вращения инструмента, насосы для прокачивания промывочной жидкости, силовой привод, механизмы для приготовления и очитки промывочной жидкости, механизмы для автоматизации и механизации спускоподъемных операций (СПО), контрольно-измерительные приборы и вспомогательные устройства. В комплект установки входят также металлические основания, на которых монтируется и перевозится оборудование.

Различные условия и цели бурения при наличии большого разнообразия глубин и конструкций скважин не могут быть удовлетворены одним типоразмером буровой установки, поэтому отечественная промышленность (ОАО «Уралмаш» и ОАО «Волгоградский вой техники») выпускает ряд буровых установок (БУ).

ОАО «Уралмаш» выпускает комплектные буровые установки и наборы бурового оборудования (НБО) для бурения нефтяных и газовых скважин глубиной 2500... 8000 м с дизельными(Д) и дизель-гидравлическим (ДГ) приводами, электрическим приводом переменного тока (Э) и регулируемым (тиристорным) электроприводом постоянного тока (ЭР) с питанием от промышленных сетей, а также от автономных дизель-электрических станций (ДЕ).

Волгоградский завод буровой техники (ВЗБТ) производит комплектные буровые установки для бурения нефтяных и газовых скважин глубиной 1000...3500 м с дизельным (Д) и дизель-гидравлическим (ДГ) приводами, электрическим приводом переменного тока (Э) и регулируемым (тиристорным) электроприводом постоянного тока (ЭП) с питанием от промышленных сетей, а также от автономных дизель-электрических станций (ДЭП).

Буровую установку для бурения конкретной скважины или группы скважин выбирают по допускаемой нагрузке на крюке, которую не должна превышать масса (в воздухе) наиболее тяжелой обсадной колонны.

Использование установок более высокого класса, чем это требуется по конструкции скважины, нерационально, так как, не давая существенного повышения скорости бурения, это приводит к увеличению стоимости работ. При выборе типоразмера и модели установки данного класса следует учитывать конкретные геологические, климатические, энергетические, дорожно-транспортные и другие условия бурения. В соответствии с этим выбирается тип привода (дизельный, электрический и т.д.), а также схема монтажа и транспортировки буровой установки. Каждая буровая установка характеризуется схемами транспортирования, монтажа и монтажно-транспортной базой. Установки для бурения скважин на нефть и газ подразделяются на самоходные и несамоходные. В странах СНГ бурение на нефть и газ осуществляется в основном несамоходными буровыми установками.

Для несамоходных буровых установок характерны следующие три метода монтажа и транспортировки: агрегатный (индивидуальный), мелкоблочный и крупноблочный.

Агрегатный метод заключается в индивидуальной транспортировке и монтаже каждого агрегата установки и применяется, как правило, при ее первичном монтаже. Для повторного и последующего монтажа агрегатным способом установку разбирают на агрегаты и узлы и перевозят на универсальном транспорте на новую точку бурения, где вновь монтируют оборудование и сооружения. Этот метод связан с большим комплексом трудоемких работ (строительных, плотничных, слесарных, подсобно-вспомогательных и др.), выполняемых при разборке и монтаже буровых установок на новом месте, что вызывает увеличение сроков монтажа. Поэтому агрегатный метод в настоящее время применяется редко, в основном при бурении опорных скважин, монтаже буровых установок большой грузоподъемности и при перевозке установок на большие расстояния.

Мелкоблочный метод заключается в том, что агрегаты и узлы установки перевозят и монтируют на металлических основаниях. Такое основание со смонтированным на нем каким-либо узлом установки составляет мелкий блок (секцию-модуль). Число таких блоков определяется конструкцией установки, условиями разработки месторождения и географическими условиями. Обычно буровая установка расчленяется на 15...20 мелких блоков, габаритные размеры и масса которых позволяют перевозить их на универсальном транспорте, а в труднодоступных районах -- на вертолетах.

Этот метод монтажа буровых установок широко применяют в разведочном бурении, а в некоторых районах и в эксплуатационном бурении, когда из-за сложных природно-географических условий невозможно перевозить установки крупными блоками.

Крупноблочный метод заключается в перевозке агрегатов и узлов установки крупными блоками на специальном транспорте (тяжеловозах, подкатных тележках на гусеничном или пневмоколесном ходу), установке блоков на фундаменты и соединении коммуникаций между ними. При этом буровую установку расчленяют на два-три блока массой по 60... 120 т. Крупный блок состоит из металлического основания, перевозимого на специальных транспортных средствах, и смонтированных на нем агрегатов и узлов буровой установки, кинематически связанных между собой. При перевозке таких блоков практически не нарушаются кинематические связи узлов установки и коммуникаций, не демонтируются укрытия, что позволяет исключить трудоемкие работы, выполняемые при других методах монтажа, такие как строительные, плотничные, слесарные и ряд подсобно-вспомогательных. Применение крупных блоков позволяет сократить сроки монтажа буровых установок до минимума. Однако промышленное обустройство нефтяных площадей, наличие линии высоковольтной передачи, железных и шоссейных дорог, а также ограничения, налагаемые охраной земельных угодий, снижают возможности применения этого способа, особенно в центральных районах страны. В то же время обычный и мелкоблочный методы монтажа буровых установок занимают много времени и резко снижают производительность буровых установок.

Промышленностью выпускаются буровые установки, изготовленные так, что они могут перевозиться в зависимости от местных условий различными способами. Эти установки называются установками универсальной монтажеспособности.

1.1 Анализ функционального назначения буровой установки

Назначение основных узлов и агрегатов буровой установки

Буровая вышка - это сооружение над скважиной для спуска - подъема бурового инструмента, бурильных и обсадных труб, забойных двигателей, размещения бурильных свечей (соединений 2-3 бурильных труб) после подъема их из скважины, а также для защиты буровой бригады от атмосферного влияния.

Талевая система предназначена для уменьшения натяжения талевого каната, снижения скорости движения бурового инструмента, обсадных и бурильных труб и состоит из неподвижного кронблока (рисунок 6) в верхней части вышки, талевого блока (рисунок 7), соединенного с кронблоком талевым канатом, один конец которого крепится к барабану лебедки, а другой закреплен неподвижно внизу буровой вышки и бурового крюка.

Буровая лебедка служит для выполнения следующих операций:

спуска-подъема бурильных и обсадных труб;

удержания на весу бурового инструмента;

подъема различных грузов и оборудования.

Вертлюг - это механизм, соединяющий невращающуюся талевую систему с буровым крюком с вращающейся буровой колонной и обеспечивающий подачу бурового раствора для охлаждения бурового инструмента и выноса шлама с забоя скважины.

Буровые насосы служат для нагнетания бурового раствора в скважину. При глубоком бурении используются двухцилиндровые поршневые насосы двойного действия или многоцилиндровые одинарного действия. Промывочная жидкость под давлением по напорному рукаву от насоса подается к перемещающемуся вертлюгу и далее по ведущей трубе и буровой колонне к инструменту.

Роторный вращатель (ротор) передает через ведущую буровую трубу вращение бурильной колонне и инструменту, поддерживает на весу колонну бурильных или обсадных труб и воспринимает реактивный крутящий момент бурильной колонны, при оснащении ее погружным забойным двигателем (турбобуром, электробуром, винтобуром).

Силовой привод (электрический, дизельный, дизель-электрический) обеспечивает функционирование буровой установки. Электропривод от двигателей постоянного или переменного тока прост в монтаже и эксплуатации, но применим только в электрофицированных районах. Дизельный привод применим в районах не обеспеченных электроэнергией. Дизель - электрический привод состоит из дизеля, который вращает генератор, питающий электродвигатель.

Суммарная мощность привода буровой установки составляет 1000-4500 кВт и распределяется на приводы буровой лебедки, насосов, ротора, автоматического бурового ключа, клиновых пневмозахватов.

К привышечным сооружениям относятся:

помещения для размещения привода и буровой лебедки;

насосное помещение;

приемные мостки для подачи бурового технологического оборудования;

трансформаторная площадка;

стеллажи для размещения бурильных и обсадных труб.

Спускоподъемные операции (СПО) по подъему и спуску буровых труб и обсадных колонн занимают 18-20% времени бурения и для их сокращения разработаны специальные механизмы типа МСП, АСП, АКБ-ЗМ, клиновые захваты и др.

Магазин (свечеприемник) предназначен для размещения и удержания бурильных свечей и утяжеленных бурильных труб, которые устанавливаются на платформе буровой установки вертикально на подсвечник и в магазин. Магазин представляет собой раму, разделенную на секции в виде гребенки. В установках с ручной расстановкой свечей на определенной высоте вышки монтируется площадка верхового рабочего, а в установках с АСП - располагается механизм расстановки свечей.

Направляющие. В последние годы в связи с развитием систем верхнего привода буровые установки оснащаются специальными съемными направляющими по высоте буровой вышки, длина которых определяется длиной хода вращателя (верхнего привода). Они изготавливаются из труб или профильного проката.

Процесс проведения бурения состоит из следующих операций:

установка в вертлюг и ротор ведущей трубы с долотом и бурение скважины на ее длину (13-15м);

подъем ведущей трубы из ротора, отвинчивание долота от ведущей трубы и ведущей трубы от вертлюга и установка ведущей трубы в шурф;

подъем крюком на элеваторе бурильной трубы, навинчивания на нее долота, установка на элеваторе или на клиньях ротора бурильной трубы с долотом, навинчивание на муфту бурильной трубы ведущей трубы и закрепление ее на вертлюге, спуск буровой и ведущей труб в ротор и закрепление ведущей трубы в роторе;

запуск ротора и бурового насоса для закачки бурового раствора;по мере углубления скважины производится наращивание бурильной колонны свечами из 2-3 труб, вновь установка ведущей трубы на вертлюг и ротор и запуск бурового раствора и ротора.

Подъем колонны состоит из повторяющихся операций, которые заключаются в подъеме свеч, установке их на специальном подсвечнике внутри вышки.

После бурения каждого интервала скважины производится ее крепление обсадными трубами с их цементированием

1.2 Анализ условий эксплуатации и причины отказов буровых установок

Современная буровая установка - комплекс тесно взаимодействующего оборудования, нормальный цикл эксплуатации которого обеспечивает без сбоев выполнение последовательных операций, связанных с проходкой, спуском и подъемом бурильного инструмента.

В процессе бурения практически необходима безотказная работа всех механизмов, так как проведение ремонтных работ в условиях буровой установки довольно сложно и трудно. Фактически допустимы лишь отказы, которые легко и быстро устраняются обслуживающим персоналом на буровой. Отказы же, для устранения которых требуется смена оборудования или проведение сложных ремонтных работ, недопустимы.

Эксплуатационные требования к буровым установкам в целом, так и к отдельным узлам и механизмам диктуются как конкретным эксплуатационным документом, прилагаемым к каждой буровой установке, так и другими обязательными рекомендациями и указаниями, изложенными в стандартах, технических условиях, правилах и руководящих документах.

Эти требования важны не только с точки зрения организации эффективной эксплуатации, технического обслуживания, обкатки, транспортирования, хранения, но, главным образом, с точки зрения обеспечения условий безопасного производства буровых работ.

Для надежности, безотказности, работоспособности, долговечности, непрерывной сохраняемости основных параметров комплектные буровые установки должны изготовляться, монтироваться, эксплуатироваться и поддерживаться в исправном техническом состоянии на протяжении всего срока службы с учетом требований к ним на обеспечение промышленной безопасности строительства скважин и охраны окружающей среды.

1. Буровые установки должны соответствовать требованиям «Положения о порядке разработки (проектирования), допуска к испытаниям и серийному выпуску нового, бурового, нефтепромыслового, геологического оборудования, оборудования для трубопроводного транспорта и проектирования технологических процессов, входящих в перечень объектов, подконтрольных Госгортехнадзору Россгш, утвержденных Госгортехнадзором России 21.03.94 г.

2. Основные параметры буровых установок должны устанавливаться по стандартам:

2.1. ГОСТ 16293 -82 «Установки буровые комплектные для эксплуатационного и глубокого разведочного бурения. Основные параметры.››; «Изменение Не І» с 01.05.87; «Изменение Не 2» с 01.02.88 г.

2.2. ГОСТ 6031-81 «Насосы буровые. Основные параметры»

2.3. ГОСТ 4938-78 «Роторы буровых установок. Основные параметры и размеры»

3. Обоснование применения типа буровой установки необходимо производить по «Методическим рекомендациям ВІП/ІИБТ по выбору коплектной буровой установки при составлении проекта на строительство скважины с учетом требований РД 08-200-98 «Правила безопасности в нефтяной и газовой промышленности» пуъшт 2.2.3.І4: «Обоснование типа буровой установки››. При этом нагрузка на крюке не должна превышать 0,6 величины параметра «Допускаемая нагрузка на крюке» от расчетной массы бурильной колонны; 0,9 -- от расчетной массы обсадной колонны; «единицы» - от величины указанного параметра при ликвидации прихватов.››

4. Проектирование, монтаж, наладка, испытание и эксплуатация электрооборудования буровых и нефтепромысловых установок должны проводиться в соответствии с требованиями «Правил техники безопасности при эксплуатации электроустановок потребителей» (ПТБЭ), утвержденных Минэнерго 21.12.84 г.; «Правил технической эксплуатации электроустановок потребителей» (ПТЭЭ), утвержденных Госгортехнадзором 31.03.92 г.; «Правил устройства электроустановок» (ПЭУ), утвержденных Минэнерго, Госгортехнадзором 05.10.79 г.

5. Все грузоподъемные сооружения, электрокранбалки, краны поворотные, кран-укосшты, стальные канаты, применяемые в качестве грузовых, несущих, тяговых и стропов, для оснастки грузоподъемных механизмов, талевой системы буровых установок, агрегатов по ремонту скважин должны отвечать требованиям «Правил устройства и безопасной эксплуатации грузоподъемных кранов» (РД 08-200-98, пункт 1.7.1.), утвержденных Госгортехнадзором России 30.12.92 1: [ПБ-10-14-92].

6. Все сосуды, работающие под давлением и применяемые для комплектации буровых установок, должны отвечать требованиям «Правил устройства и безопасной эксплуатации сосудов, работающих под давлением», утвержденных Госгортехнадзором России 18.02.95 [ПБ-10-115-96].

7.Эксплуатация буровых установок, оборудования, инструмента, КИП должна производится с учетом требований эксплуатационной документации, поставляемой с каждой буровой установкой и составленной в соответствии с Г ОСТ 2.601-68 «Эксплуатационные документы». Импортное оборудование и инструмент эксплуатируются в соответствии с технической документацией фирм-поставщиков (РД 08-200-98, пункт 1.5.2.).

8. Обязательно выполнять по буровой установке комплекс мероприятий предупредительного характера, направленных на поддержание оборудования в постоянной эксплуатационной готовности и обеспечивающих предупреждение прогрессирующего износа оборудования, наибольшую производительность и высокое качество выполняемых работ, снижение затрат на эксплуатацию и ремонт согласно рекомендаций «Системы технического обслуживания и планового ремонта бурового и нефтепромыслового оборудования в нефтяной промышленности» (ВНИИОЭНГ,1982 г.) и «Инструкции по проведению дефектоскопии бурового, нефтепромыслового оборудования и инструмента на предприятиях и в объединениях Министерства нефтяной и газовой промышленности (г. Уфа, 1977 г.).

9. Проверку технического состояния вышек и их испытания рекомендуется проводить в соответствии с «Правилами устройства и безопасной эксплуатации подъемников (вышек)» ПБ-10-11-92 Госгортехнадзор России

На 33 от 19.11.92 г. и «инструкцией по применению неразрушающего способа испытания буровых вышек в промысловых условиях», Госгортехнадзор России 21.06.96 п

10. Выполнять по буровой установке все требования РД 08-200-98 (пункт І.5.26) и «Методических указаний по проведению обследования буровых установок с истекшим сроком службы», Госгортехнадзор России 30.05.97 т:

ІІ. На постоянных рабочих местах буровых установок за счет надлежащих центровок оборудования, применения амортизирующих подставок, хомутов, звукопоглощающих покрытий, глушителей шума, не допущения разбалансировки вращающихся деталей добиваться снижения уровня шума и вибрации до санитарных норм согласно требований ГОСТ 12.І.00З-83 ССБТ «Шум. Общие требования безопасности» и ГОСТ 12.1.012-90 ССБТ «Вибрация Общие требования безопасности».

12. Поддерживать надлежащий вид буровых установок за счет своевременной чистки, мойки и покраски бурового оборудования по рекомендациям РД 39-3-543-81 «Рекомендации по эстетизации производственной среды предприятий нефтедобычи» и ГОСТ 12.4.026-76 ССБТ «Цвета сигнальные и знаки безопасности».

13. При получении буровых установок необходимо осмотреть их и убедиться в отсутствии повреждений при транспортировании, проверить комплектность поставки оборудования, запасных частей, инструмента и документации.

14. Производится монтаж буровой согласно рекомендации завода-изготовителя и технических условий на вышкомонтажные работы.

15. После монтажа проверяется качество сборки, установки оборудования на фундаменты, соосность его и центровка.

16. Производится подготовка оборудования к пуску, необходимые осмотры и испытания с оформлением «Акта о вводе буровой установки в эксплуатацию» с приложением необходимых актов: акт осмотра вышки, акт испытания манифольда и обвязки буровых насосов, акт испытания пневматической системы, акт испытания противозатаскивателя талевого блока под кронблок и др.

17. После проверки, испытаний и устранения обнаруженных недостатков и неисправностей необходимо приступать к пуску и опробованию всего оборудования буровой установки согласно регламента на этот вид работы с проведением необходимых инструктажей обслуживающего персонала по устройству, управлению, по особенностям эксплуатации и правилам безопасности при работе буровой установки.

18. Поручать постоянное квалифицированное наблюдение за буровыми машинами и механизмами во время работы и допускать к управлению только лиц, прошедших специальную подготовку и сдавших экзамены на право управления и допуск на ведение горных работ (требование к персоналу буровой бригады).

19. Иметь инструкции и производить работы по особенностям эксплуатации механизмов буровой установки в полевых условиях, в условиях горной, пустынной местности и при других не соответствующих классу климатических условиях с учетом требований ГОСТ 2124-85.

20. Производить своевременно согласно графиков смену смазки, проведение технического обслуживания и текущих ремонтов в процессе эксплуатации на буровой, обеспечивать снятие оборудования в капитальный ремонт, не допуская работы неисправного оборудования.

Размещено на http://www.allbest.ru/

Размещено на http://www.allbest.ru/

1.3 Анализ основных параметров буровой установки

Наименование параметра	Значение параметра для буровых установок классов
	1	2	3	4	5	6	7	8	9	10	11	12
1. Допускаемая нагрузка на крюке, кН	800	1000	1250*	1600	2000	2500	3200	4000*	5000*	6300	8000*	10000
2. Условная глубина бурения, м	1250	1600	2000	2500	3200	4000	5000	6500	8000	10000	12500	16000
3. Скорость подъема крюка при расхаживании колонны, м/с	От 0,1 до 0,25
4. Скорость подъема крюка без нагрузки, м/с, не менее	1,5	1,3
5. Расчетная мощность, развиваемая приводом на входном валу подъемного агрегата, кВт**	От 200 до 240	От 240 до 360	От 300 до 440	От 440 до 550	От 550 до 670	От 670 до 900	От 900 до 1100	От 1100 до 1500	От 1500 до 2200	От 2200 до 3000	От 3000 до 4000
6. Диаметр отверстия в столе ротора, мм, не менее	440	520	7000	950	1250
7. Расчетная мощность привода, кВт, не более	180	300	370	440	550	750
8. Мощность бурового насоса, кВт, не менее**	375	475 375***	600 175***	750 600*5	950	1180
9. Высота основания (отметка пола буровой), м, не менее**	3	5	5,5	6*4	8	9	10	11

* В классах 3, 8, 9 и 11 допускается изготовление буровых установок с допускаемыми нагрузками на крюке соответственно 1400, 4500, 5800 и 9000 кН.

** Не распространяется на морские буровые комплексы.

*** Для буровых установок на постоянной транспортной базе.

*⁴ В буровых установках 7-го класса, предназначенных для работы в условиях агрессивных сред, - не менее 8 м.

*⁵ Не допускается применять в установках кустового бурения.

Примечания:

1. Условная глубина бурения принята при массе погонного метра бурильной колонны 30 кг, при этом нагрузка на крюке от наибольшей массы бурильной колонны составляет 0,5 допускаемой нагрузки на крюке.

2. Допускается увеличивать нагрузку на крюке от массы бурильной колонны до 0,6 допускаемой нагрузки на крюке; при этом расчетная глубина бурения может отличаться от условной и указываться в технических условиях на конкретную установку.

3. Площадь подсвечников (вместимость магазинов) для буровых свечей должна обеспечивать размещение бурильной колонны длиной не менее 1,25 L, где L - условная глубина бурения.

1.4 Анализ конструктивного исполнения

Буровая установка БУ5000/З20ЭР-1

Буровая установка с регулируемым электроприводом основных механизмов с питанием от промышленной сети БУ5000/320ЭР-1 (седьмой класс) с допускаемой нагрузкой на крюке 3200 кН (320 тс) предназначена для бурения эксплуатационных и разведочных скважин на нефть и газ условной глубиной 5000 метров в условиях умеренного климата, Климатическое исполнение «У», категория І по ГОСТ 15150-69.

Основные параметры БУ5000/320ДГУ-1; БУ5000/320ЭУ-1; БУ5000/320ДЭР-1; БУ5000/320ЭР-1

1. Допускаемая нагрузка на крюке, кН (то).......... 3200 (320)

2. Условная глубина бурения, м..................... 5000

3. Скорость подъема крюка при расхаживаъпш колонн (ликвидации аварии), м/с............................. 0,18

4. Скорость установившегося движения при подъеме элеватора (без нагрузки), м/с

БУ5000/320ДГУ-1..... 1,69

БУ5000/320ЭУ-1;БУ5000/320ДЭР-1;БУ5000/320ЭР-1.... 1,60

5. Расчетная мощность, развиваемая приводом по входному валу подъемного агрегата, кВт

ДГУ~1;ДЭР-1; ЭР-І...... 1100

ЭУ-І...... 950

6. Диаметр отверстия в столе ротора, мм................ 700

7. Расчетная мощность привода ротора, кВт.............. 370

8. Мощность бурового насоса, кВт................... 950

9. Высота основаъщя (от пола буровой), м............... 8,0

10. Просвет для установки сборки превенторов, м.......... 6,7

11. Максимальное натяжение подвижного конца талевого каната, кН

ДГУ-І; ЭУ-1....... 288

ДЭР-І; ЭР-І....... 370

12. Диаметр талевого каната, мм

ДГУ-1;ЭУ-1....... 32

ДЭР-І; ЭР-І....... 35

13. Диаметр тормозного шкива (обода), мм

ДГУ-1;ЭУ-1....... 1450

ДЭР-1; ЭР-І....... 1270

14. Наибольшая оснастка талевой системы

ШУ-І; ЭУ-1...... 6 ? 7

ДЭР-1;ЭР-1...... 5 ? б

15. Максимальное давление, развиваемое насосом, МПа

(кгс/см2)............................ 32 (320)

16. Максимальная подача насоса, л/с................... 46

17. Максимальная нагрузка на стол ротора, кН............ 5000

18. Максимальная нагрузка на ствол вертлюга, кН.......... 3200

19. Максимальная частота вращеъшя ствола вертлюга, с*

(об/мин)........................... 3,33 (200)

20. Вышка............................ А-образная

21. Максимальная нагрузка вышки, кН................. 3750

22. Рабочая высота вышки, м....................... 45

23. Расстояние между ногами вышки, м................ 10,3

24. Суммарный объем циркуляционной системы, мз......... 180

25. Пропускная способность, дмз/с

вибросита........ 76

пескоотбелителя....... 90

илоотделителя....... 45

центрифуги (ма/час)...... 18

26. Число компрессоров, шт....................... 3

27. Рабочее давление пневмосистемы, МПа (кгс/см2)....... 0,8 (8,0)

28. Производительность компрессора, мз/мшт............. 5,0

29. Элементы механизации....... комплекс механизмов АСП-4М;

клиновой захват ПКРБО-700;

ключ буровой АКБ-3М2; лебедка вспомогательная; грузоподъемные средства для обслуживания механизмов

30. Масса, т

БУ5000/320ДГУ-1...... 665

БУ5000/320ЭУ-1...... 627

БУ5000/320ДЭР-1...... 897

БУ5000/320ЭР-1...... 776

1.5 Постановка задачи разработки структурной и конструктивной схемы. Выбор базовой конструкции буровой установки

Основной задачей проектирования является Организация работ по монтажу буровой установки для бурения скважин глубиной 5000м. с разработкой технологии первичного монтажа установки.

Месторождение - Заполярное

Ямало-Ненецкий Автономный округ

Среднегодовая - 5

Наибольшая летняя +40

Наибольшая зимняя - 58

Среднегодовое количество осадков 480мм

Максимальная глубина промерзания грунта 700м

Рельеф - равнина

Климат - субарктический

Почва - торфянистая, тундровая глеевая, оподзоленная

Растения - мохово-лишайниковые, кустарниковые.

Комплектность буровой установки.

Наименование составных частей	Кол-во
1. Талевая система, 5х6,	1
2. Талевый блок, шт.	1
3.Кран на насосе грузоподъемностью 0,5 тс, шт.	2 или 3
4. Насос буровой УЗ-6МА2 со шкивом 1400, шт.	2 или 3
5. Детали общей сборки (мелкие составные части и крепежные детали, поставляемые россыпью и устанавливаемые при оборудовании).	1
6. Агрегат силовой двухшкивовый, шт.	2 или 3
7. Фундаментные рамы, комплект	1 или 2
8. Агрегат силовой одношкивный, шт.	2 или 3
9. Трубопровод топливоподачи, комплект	1
10. Агрегат дизельный-электрический стационарный ТМЗ-ДЭ-104С3, шт.	2
11. Электрооборудование (для механизмов, поставленных Уральным заводом), комп.	1
12. Агрегат силовой с коробкой скоростей, шт.	1
13. Установка компрессора К-5М, шт.	1
14. Компрессор КЭ-5М, шт.	1
15. Ограждения агрегатов, комплект	1
16. Ключ буровой АКБ - 3М2, шт.	1
17. Ротор Р560 с ПКР-560 и звездочками z = 19 и z = 36, комплект	1
18. Установка пульта бурильщика, шт.	1
19. Управление топливными насосами с пульта бурильщика, комплект	1
20. Лебедка У2-5-5, шт.	1
21. Воздухопровод, комплект	1
22. Кран консольно-поворотный, грузоподъемностью 3тс., шт.	1
23. Вал карданный, шт.	2
24. Вертлюг УВ-250, шт.	1
25. Установка звездочки z = 70 (для привода автомата), шт.	1
26. Роликовый направляющий вкладыш, шт.	1
27. Запасные части согласно ведомости ЗИП, комплект	1
28. Эксплуатационные документы согласно ведомости ЭД, комплект

1.6 Эскизная проработка узла конструкции

1.Буровая вышка - это сооружение над скважиной для спуска - подъема бурового инструмента, бурильных и обсадных труб, забойных двигателей, размещения бурильных свечей (соединений 2-3 бурильных труб) после подъема их из скважины, а также для защиты буровой бригады от атмосферного влияния.

2.Талевая система предназначена для уменьшения натяжения талевого каната, снижения скорости движения бурового инструмента, обсадных и бурильных труб и состоит из неподвижного кронблока (рисунок 6) в верхней части вышки, талевого блока (рисунок 7), соединенного с кронблоком талевым канатом, один конец которого крепится к барабану лебедки, а другой закреплен неподвижно внизу буровой вышки и бурового крюка.

3.Буровая лебедка служит для выполнения следующих операций:

спуска-подъема бурильных и обсадных труб;

удержания на весу бурового инструмента;

подъема различных грузов и оборудования.

4.Вертлюг - это механизм, соединяющий невращающуюся талевую систему с буровым крюком с вращающейся буровой колонной и обеспечивающий подачу бурового раствора для охлаждения бурового инструмента и выноса шлама с забоя скважины.

5.Буровые насосы служат для нагнетания бурового раствора в скважину. При глубоком бурении используются двухцилиндровые поршневые насосы двойного действия или многоцилиндровые одинарного действия. Промывочная жидкость под давлением по напорному рукаву от насоса подается к перемещающемуся вертлюгу и далее по ведущей трубе и буровой колонне к инструменту.

6.Роторный вращатель (ротор) передает через ведущую буровую трубу вращение бурильной колонне и инструменту, поддерживает на весу колонну бурильных или обсадных труб и воспринимает реактивный крутящий момент бурильной колонны, при оснащении ее погружным забойным двигателем (турбобуром, электробуром, винтобуром).

7.Силовой привод (электрический, дизельный, дизель-электрический) обеспечивает функционирование буровой установки. Электропривод от двигателей постоянного или переменного тока прост в монтаже и эксплуатации, но применим только в электрофицированных районах. Дизельный привод применим в районах не обеспеченных электроэнергией. Дизель - электрический привод состоит из дизеля, который вращает генератор, питающий электродвигатель.

Суммарная мощность привода буровой установки составляет 1000-4500 кВт и распределяется на приводы буровой лебедки, насосов, ротора, автоматического бурового ключа, клиновых пневмозахватов.

Привышечные сооружениям состоят из:

8.помещения для размещения привода и буровой лебедки;

9.насосное помещение;

10.приемные мостки для подачи бурового технологического оборудования;

11.трансформаторная площадка;

12.стеллажи для размещения бурильных и обсадных труб.

2. Расчётная часть

1.Расчет фундамента.

Фундамент представляет собой сооружение, находящееся ниже поверхности земли и передающее нагрузку от наземного сооружения и собственного веса на основание грунта. Фундамент под любое сооружение, агрегат, машину должен удовлетворять следующим требованиям: вибрационные нагрузки и опрокидывающие моменты, м возникающие в процессе работы, должны полностью или частично гаситься; удельная нагрузка на основание не должна превышать допустимую для данного вида грунта; фактическое напряжение сжатия материала фундамента при максимальной нагрузке не должно превышать допустимое напряжение для данного материала; материал фундамента должен быть устойчивым к температурным и другим атмосферным воздействиям.

Рисунок 5 - Схема фундамента.

Конструктивно выбираем фундамент, состоящий из 6 пакетов, размерами 2 х 4 м.

Общая площадь пакетов:2 * 4 * 6 = 48 м²

Максимальная нагрузка на фундамент: Q_М = 500 кН.

Определяем нагрузку на 1 пакет: Q_П = Q_M / 6 = 500 / 6 = 83,3 кН.

Определяем опорную поверхность одного пакета:

 МПа

Определяем расчётное давление одного пакета на грунт:

кг / см²

Проверяем на смятие брёвна верхнего ряда в местах соприкосновения с полозом вышечного блока:

где,[G_CM] = 18 кг/см² - допустимое напряжение на смятие для сосны и ели.

При условии, что брёвна необходимо стёсывать до ширины не менее 200мм, тогда общая площадь соприкосновения будет равна:

F = 20,0 * 40,0 = 800 см² (ширина полоза 40 см)

МПа < 18 МПа

Проверяем брёвна 2-го и последующих рядов на смятие:

.

2. Определение усилия действующего на опорный элемент вышки.



где, P_B - вертикальная нагрузка

H - высота вышки

- угол наклона ноги вышки от вертикали

где, H = 53 м.

а=10 м., b = 2 м - размеры верхнего и нижнего оснований для ВБ 53-320

,

Тогда:

3. Определение коэффициента собственной устойчивости вышки.

где, а = 6,2 - расстояние точки приложения массы до ребра опрокидывания,

- расстояние от уровня площадки до центра тяжести вышки.



Рисунок 6 - Схема действия сил на вышку при расчете оттяжек.

4. Натяжение оттяжки сооружения вышка - основание.

Определяем опрокидывающий момент:

М_ос = Р_крг(Н+h)+Р_{втг •} h_в,

где, Н - высота пола буровой, м.

h - высота вышки, м.

- ветровая нагрузка.

h_в - расстояние до точки приложения ветровой нагрузки.

М_ос = 128(3,9+57)+7,5 • 34 = 8050 КН/м.

Определяем натяжение:

N = ,

где, М_ос - опракидыв-й момент

a - расстояние от центра скважины до точки скрепления оттяжки.

с - угол между оттяжкой и землей

N =

Смотри рисунок 5.

5. Расчет нагрузок действующих на вышку

Определяем вертикальные нагрузки:

вертикальная нагрузка на вышку, где:

- допускаемая нагрузка на крюке

- Вертикальная составляющая от усилия в подвижной ветви талевой системы

- Вертикальная составляющая от усилия в неподвижной ветви талевой системы

- Масса смонтированного на вышке оборудования

кН

величина, обратная КПД одного канатного блока талевой системы

угол наклона талевой системы к вертикали вышки.

кН

угол наклона талевой системы к неподвижной ветви тс.(Y=5⁰-6⁰)

Н

Определяем горизонтальные нагрузки:

Определяем горизонтальную нагрузку:

где, U_TC = 8 - кратность полиспаста

= 7,84 - КПД Талевой системы

= 0,125

кН

Определяем максимальную ветровую нагрузку:

где,= 1,225 кг/м³ - плотность воздуха

V = 35 м/с - скорость ветра

кН

Рисунок - 7 Силы действующую на вышку.

2.1 Определение основных параметров

Параметры	Значение
Нагрузка на крюке, допускаемая в процессе бурения и крепления скважины, кН	1600
Условная глубина бурения, м	5000
Число электродвигателей привода лебёдки	1
Мощность привода лебёдки, кВт	500
Число электродвигателей привода буровых насосов	2
Мощность привода насосов, кВт	1260
Оснастка талевой системы	5х6
Скорость подъёма крюка, м/с наименьшая наибольшая	0,24 1,64
Частота вращения ротора, с -1 наименьшая наибольшая	0,566 3,183
Тип вышки	А-образная
Полезная высота вышки, м	45
Отметка пола буровой, м	7,2
Масса установки (комплекта поставки),т	542,2
Метод монтажа (К-крупноблочный, М-мелкоблочный, А-агрегатный).	К-М-А

Исходные данные:

Глубина бурения, L=5000м.

Конструкция скважины: кондуктор диаметром d_к=0,324м при толщине стенок д=0,01м, вес 1м кондуктора q_к=796Н/м; промежуточная колонна d_п=0,219м, толщина стенки д=0,008м, q_п=432Н/м; эксплуатационная колонна d_э=0,140м, толщина стенки д=0,007, q_э=236Н/м.

Глубина спуска, м: кондуктора l_к=400м; промежуточной колонны l_п=1500м; эксплуатационной колонны l_э=5000м.

Кроме того: q=276Н/м, q=1450Н/м, , .

Расчёт максимальной нагрузки на крюке.

Вес кондуктора:

Вес промежуточной колонны:

Вес эксплуатационной колонны:

Вес бурильных труб:

Вес УБТ:

Вес бурильной колонны с УБТ:

Таким образом, наибольшую нагрузку будет испытывать установка при спуске бурильной колонны весом 1,614МН. Для этой глубины при роторном бурении разрывная прочность бурильных труб должна быть не менее

Результаты расчетов вносятся в графу 6 таблицы 2. И подвергаются сравнительному анализу. Потребная грузоподъемность буровой установки определятся массой наиболее тяжелой колонны с учетом коэффициента прихвата (Кп = 1,3).

G_бк=1,614МН

К_п=1,3 - коэффициент прихвата

Вывод: Потребная грузоподъёмность буровой установки для бурения скважины глубиной 5000метров, составляет 2.0982МН.

3. Монтаж буровой установки

Организация, производящая монтаж, должна располагать грузоподъемными кранами соответствующей грузоподъемности и вылета стрелы.

Рекомендуемые грузоподъемности кранов 15 т, 25 т, 40 т и до 100 т.

Размещение оборудования производится по чертежу общего вида 44050.00.000 СБ на подготовленной площадке. Поверхность монтажной площадки должна выдерживать удельное давление не менее 0,12 МПа под опорами направляющих балок.

Монтаж ведется только при наличии комплекта чертежей, руководств по эксплуатации на отдельные комплексы и комплекты. Монтаж сводится к установке блоков, модулей, стыковке блоков и коммуникаций, выверке и центровке механизмов, кинематически связанных между собой, установки ограждений, центровки вышки, опробованию механизмов на холостом ходу без нагрузки и т.д.

На проведение монтажа должен быть разработан проект, обеспечивающий технико-экономические показатели монтажа. Проектом должно быть определено среднесуточное число рабочих, необходимых машин и механизмов, время их работы, а также решены вопросы по технике безопасности и охраны труда.

ВНИМАНИЕ! Определяя очередность ведения монтажных работ, необходимо иметь в виду следующее:

- основание вышечно-лебедочного блока при монтаже должно опираться через винтовые опоры на направляющие балки, ходовые колеса разгружены;

- остальные блоки ходовыми роликами опираются на рельсы направляющих балок;

- подъем вышки осуществляется от привода дополнительного лебедки только после жесткого закрепления основания вышечно- лебедочного блока к направляющей, что необходимо для создания противовеса при подъеме вышки;

- за базовую ось при монтаже принята ось первой скважины.

При этом рекомендуется следующий порядок монтажа.

Смонтировать четыре балки направляющей (две пары).

Установить на направляющую блоки перемещения №1 и №2.

На блоки перемещения №1 и №2 установить левый лонжерон

На левый лонжерон установить площадку с гидроагрегатом и парогенератором.

На блоки перемещения №1 и №2 установить правый лонжерон.

Установить щиты отбойные.

На блоки перемещения установить гидроцилиндры перемещения.

Установить двутавровую балку для тали г/п 8т.

Смонтировать часть укрытия низа буровой площадки («холодные» панели).

Смонтировать узлы металлоконструкций ВЛБ.

Смонтировать площадки для обслуживания превенторов.

Установить модуль площадки с вентилятором.

Установить площадки, образующие второй пол (площадка задняя, площадка передняя).

Смонтировать ферму переднюю с тягами, предварительно установив проставки.

Смонтировать ферму заднюю в сборе, предварительно установив проставки.

Установить балки с талями г/п 10т.

Установить поддон с воронкой на балки с системой подъемной (г/п 25т) для последующего монтажа поддона к модулю ротора (после установки последнего на ферму переднюю и ферму заднюю).

Установить модуль ротора с приводом на ферму переднюю и ферму заднюю.

Установить модуль управления, смонтировав на нем гидрораскрепитель, на ферму переднюю и ферму заднюю. Установить кабину бурильщика.

Установить модуль вспомогательной лебедки, смонтировав на нем гидрораскрепитель, на ферму переднюю и ферму заднюю.

Установить подсвечники.

Смонтировать гидрораскрепители

На лонжероны установить модуль буровой лебедки.

Установить модуль площадки лебедочного блока.

Смонтировать полотна укрытия низа буровой площадки (нижних площадок).

Смонтировать укрытие лебедки.

Смонтировать площадку с теплогенератором, гидроприводом СВП, ключа.

Смонтировать устройство для подъема вышки и вышку в горизонтальном положении.

Установить площадку с гидроприводом СВП, ключа и теплогенератор

ВНИМАНИЕ! Перед установкой платформы верхового рабочего на мачту буровой вышки необходимо согласовать с УБР положение этой платформы по высоте в зависимости от длины свечи.

Смонтировать на вышке элементы устройства для эвакуации верхового рабочего.

Оснастить талевую систему, см. руководство по эксплуатации 44050.88.000 РЭ - Кронблок УКБ-6-300, или рисунок Г.9 настоящего руководства.

Смонтировать на вышке стояк манифольда.

Смонтировать на вышке элементы ограничителя подъема талевого блока (противозатаскивателя) и металлоконструкцию для СВП.

Произвести подъем и центрирование вышки (см.рисунок Г.5, руководство по эксплуатации на буровую вышку М 46/250-ОГ-Р 44050.25.000 РЭ).

Смонтировать укрытие нижней площадки.

Смонтировать укрытие буровой площадки, предварительно установив в панели укрытия со стороны приемного моста пневмоцилиндры механизма открывания ворот.

Установить кран консольный поворотный г/п 3,2т.

Смонтировать лестницы и площадки, входящие в металлоконструкции ВЛБ.

Смонтировать металлоконструкции моста приемного.

Установить модуль приемного моста.

Установить модуль наклонного желоба.

Смонтировать площадку инструментальную с кронштейном и блок-боксом для ГУПа.

Смонтировать блок - бокс.

Выполнить стыковки коммуникаций пара, конденсата, воды, воздуха.

Смонтировать тяги от ВЛБ до блока циркуляционной системы.

Смонтировать и привести в рабочее состояние ограничитель подъема талевого блока.

Монтаж блоков ЦС, насосного, компрессорного, электрооборудования и цементировочного комплекса

Пристыковать балки направляющей по мере монтажа модулей эшелона.

Установить на рельсы направляющей первые этажи модулей блока ЦС и насосного блока, при этом закладываются межмодульные уплотнения, после чего модули соединяются тягами. Стыки между модулями закрываются кожухами. Модуль водяной емкости М1 к ВЛБ присоединяется тягами. Смонтировать коллектор сбора утечек ЦС.

Смонтировать пакеты труб модулей.

Смонтировать часть манифольда, идущую по эшелону.

Выполнить стыковки коммуникаций пара, конденсата, воды, воздуха, всасывающих и нагнетательных трубопроводов бурового раствора по первому этажу и между вышечно- лебедочным блоком и блоком ЦС.

Установить в раме модуля теплогенератора кронштейны, на которые установить площадки обслуживания.

Установить модуль теплогенератора на направляющие.

Установить на направляющие блоки цементировочного комплекса, обвязав их трубопроводами воды, воздуха, пара.

Установить на направляющие компрессорный блок с кронштейнами под площадки обслуживания

Смонтировать коммуникации воздуха, воды, дизельного топлива и дренажа между блоками.

Установить на направляющую раму тиристорного модуля.

Установить на раму тиристорного модуля комплектно-тиристорное устройство.

Установить в раме тиристорного модуля кронштейны, на которые установить площадки обслуживания.

Установить на направляющую модуль распредустройства, присоединить к нему маслосборник, установить модуль сопротивлений после чего соединить модуль распредустройства с модулем тиристорным тягами.

Смонтировать оставшиеся площадки обслуживания модулей электрооборудования.

Установить на модули блоков ЦС, насосного, компрессорного блоков и тиристорного модуля кронштейны под желоба №1; №2 и желоб ЦС.

Установить на модулях блока ЦС и модуле подпорных насосов М9 со стороны приемного моста кронштейны для подвески выкидных линий ПВО и линий цементирования.

Смонтировать на установленных кронштейнах со стороны шнекового конвейера желоб №1 и желоб ЦС и, со стороны приемного моста - желоб №2.

Установить электростанцию дизельную.

Установить площадки, лестницы, перила металлоконструкции межблочной.

Смонтировать тамбур на площадке перехода из блока ЦС в насосный блок со стороны шнекового конвейера.

Выполнить электромонтаж по первому этажу циркуляционного и насосного блоков.

Смонтировать второй этаж модулей очистки ЦС.

Выполнить разводку и стыковку коммуникаций, сливного растворопровода, перетоков и других трубопроводов по второму этажу.

Выполнить электромонтаж по второму этажу.

Смонтировать и закрепить кровельные панели модулей ЦС и насосов.

Смонтировать и закрепить кровельные модули блоков очистки ЦС (третий этаж), монтировать кабельные трассы к вентиляторам на кровельных модулях.

Установить нащельники на стыках крыш и стеновых панелей между модулями.

Смонтировать укрытие низа насосно-емкостных модулей.

Произвести монтаж монорельсов.

Произвести монтаж мягкого укрытия блока дросселирования.

Произвести монтаж трубопровода дизельного топлива, воздуховодов, паропроводов системы обогрева.

Место установки дизельной электростанции определяет Заказчик.

Элементы оборудования в местах проведения сварочных работ зачистить и подкрасить.

4. Техническое обслуживание

В настоящем руководстве по эксплуатации в приложении А приводится перечень применяемых во всех основных механизмах (за исключением покупных) подшипников качения, в приложении Б дана таблица смазки, в приложении В даны критерии вывода оборудования из эксплуатации.

В комплект буровой установки включен комплект специальных инструментов и принадлежностей, а также запасные части на гарантийный срок эксплуатации и на 3 года эксплуатации.

Комплектующее (покупное) оборудование имеет свои наборы инструментов, которые поставляются совместно с узлами.

При эксплуатации оборудования обслуживающий персонал должен строго выполнять требования техники безопасности и промышленной санитарии, изложенные в "Правилах безопасности в нефтяной и газовой промышленности", в руководствах по эксплуатации или в технических описаниях на отдельные сборочные единицы и комплексы, поставляемые с буровой установкой, а также в ведомственных указаниях.

Все агрегаты и запасные части оборудования после сборки и испытания в заводских условиях подвергаются окраске, консервации и, в зависимости от дальности и условий транспортирования, соответствующей упаковке.

Часть агрегатов, а также запасные части упаковываются полностью.

Часть агрегатов, например, буровой насос, электропривод насосов, приводов буровой и вспомогательной лебедок, буровая лебедка подвергаются частичной упаковке: зашиваются досками все люки, закрываются пробками отверстия трубопроводов, закрываются кожуха и т.д. Некоторые агрегаты могут отправляться без упаковки.

Заводская консервация преследует цель предохранить детали агрегатов порчи в процессе транспортирования и хранения. При длительном хранении на складах все агрегаты установки должны подвергаться переконсервации в соответствии с инструкцией по хранению и переконсервации оборудования на складах и строительных площадках заказчика.

Общие указания.

Для талевой системы буровой установки должны применяться канаты талевые для эксплуатационного и разведочного бурения, соответствующие требованиям государственных стандартов.

Допускается использование импортных талевых канатов по качеству не ниже требований отечественных стандартов по разрешению органов

Федеральной службы по экологическому, технологическому и атомному надзору (Ростехнадзор).

К канатам должен прикладываться сертификат соответствия изготовителя продукции.

За состоянием каната должен быть установлен контроль. Частота осмотров каната устанавливается в зависимости от характера и условий работы.

Выбраковка и замена канатов производится в соответствии с критериями, установленными "Правилами устройства и безопасной эксплуатации грузоподъемных кранов". Запрещается использование канатов, если:

- одна из прядей оборвана, вдавлена или на канате имеется выдавление (расслоение) проволок в одной или нескольких прядях;

- выдавлен сердечник каната или пряди;

- на канате имеется деформация в виде волнистости, корзинообразности местного увеличения или уменьшения диаметра каната;

- число оборванных проволок на шаге свивки каната диаметром до 20 мм составляет более 5%, а на канате диаметром свыше 20 мм - более 10%;

- на канате имеется скрутка ("жучок"), перегиб, залом;

- в результате поверхностного износа, коррозии диаметр каната уменьшился на 7% и более;

- при уменьшении диаметра наружных проволок каната в результате их износа, коррозии на 40% и более;

- на нем имеются следы пребывания в условиях высокой температуры (цвета побежалости, окалины) или короткого электрического замыкания (оплавление от электрической дуги).

При перетяжке каната перед подъемом талевого блока с пола буровой площадки на барабане лебедки должно быть намотано 3-4 витка талевого каната.

Применять срощенные канаты для оснастки талевой системы буровой установки, а также для подъема мачт, грузоподъемных стропов, удерживающих рабочих и страховых канатов запрещается.

Резка талевых канатов, а также канатов для подъема мачт, страховочных канатов с использованием электросварки запрещается. Резку канатов следует производить с использованием специальных приспособлений с применением защитных очков (масок).

Последовательность работ для перетяжки каната при бурении с буровым вертлюгом и ведущей трубой:

- приподнять крюкоблок, вывести ведущую трубу из разъема КБТ;

- используя устройство для отклонения ведущей трубы, отвести нижний конец ведущей трубы к шурфу для вертлюга;

- осуществить спуск крюкоблока с вертлюгом и ведущей трубой в шурф для вертлюга;

- на модуле ротора выложить лаги из деревянного бруса сечением, не менее 200 х 200 мм;

- произвести спуск крюкоблока вниз, открыть и отвести в сторону кожухи талевого блока, освободив талевые канаты оснастки;

- уложить крюкоблок на лаги;

- демонтировать «датчик веса на крюке» и установить на его место серьгу, см. руководство по эксплуатации 4076.59.000ТО «Механизм крепления каната»;

- расфиксировать барабан механизма крепления неподвижной ветви талевого каната;

...