Главная

Популярная публикация

Научная публикация

Случайная публикация

Обратная связь

ТОР 5 статей:

Методические подходы к анализу финансового состояния предприятия

Проблема периодизации русской литературы ХХ века. Краткая характеристика второй половины ХХ века

Ценовые и неценовые факторы

Характеристика шлифовальных кругов и ее маркировка

Служебные части речи. Предлог. Союз. Частицы

КАТЕГОРИИ:






Магазин для свічок складається із двох секцій – правої та лівої, кожна із яких складається із пальців та має вигляд звареної із труб гребінки.




Монтується магазин до підйому вежі. Кожна секція магазина кріпиться до вежі напівхомутами і кронштейнами. Місце встановлення магазина визначається по нижній площині центратора, відстань від якої до осі магазина повинна бути 100 мм. Висота установлення залежить від типу використовуваної вежі. Відстань між крайніми пальцями двох секцій магазина має складати 350 мм. Пальці магазина страхуються канатом, який пропускається в отвори пальців і основної труби, та кріпиться до вежі.

3. Консольно-поворотний кран КП-2 призначений для виконання завантажувально-розвантажувальних робіт на прийомному містку і стелажах. Він монтується на підвежевій основі на спеціально передбаченій опорі. Колона крана встановлюється на опору основи й кріпиться до неї двома підкосами. Гвинтовими стяжками підкосів регулюється колона у вертикальному положенні. Відхилення від вертикалі допускається не більше ніж 2 мм на 1 м довжини колони. Кран-балка із талею встановлюється у верхню частину колони. Біля механізму повороту споруджується площадка, до якої приставляється драбина. За наявності підйомного крана з великим вильотом стріли поворотний кран можна встановлювати в зібраному вигляді.

По закінченні монтажу крана на обшивці із зовнішньої сторони встановлюється пульт управління. Над пультом підвішується металевий козирок із дощок і металевий ящик пульта заземлюється. Від пульта управління до механізму повороту й електроталі прокладається гнучкий шланговий кабель. Кабель укладається так, щоб при знаходженні талі в крайньому положенні були невеликі провиси кабелю між петлями. Для зручності монтажу та обслуговування поворотного механізму на вежі споруджується дерев’яний майданчик із перилами, вхід на який передбачений із сторони першої маршової драбини.

При транспортуванні веж у зібраному вигляді кран може не демонтуватися. В цьому випадку кран-балка повертається до упору з вежею, а електроталь переміщується в ближче до воріт вежі положення і кріпиться до вежі тросом.

 

 

Лекція 15

ПУСК І ОПРОБУВАННЯ КОМПЛЕКСУ ОБЛАДНАННЯ БУРОВИХ УСТАНОВОК

 

1. Підготовка обладнання бурової установки до пуску та опробування.

2. Склад приймальної комісії.

3. Здавання бурової установки в експлуатацію.

 

1. По закінченні монтажу бурової установки перед здаванням її в експлуатацію обкатуються і налагоджуються всі агрегати й механізми установки. Перед початком обкатки перевіряється правильність монтажу агрегатів та механізмів, стан і натяжка клинових пасів та ланцюгів, наявність і стан кожухів й огороджень, а також змащуються вузли, заправляються агрегати і механізми паливом та водою.

Опробування агрегатів повинно проводитись під керівництвом відповідальних працівників служб головного механіка і головного енергетика підприємства після завершального монтажу обладнання, розконсервування агрегатів, заправляння масляних ванн та підшипників маслом, перевірки правильності приєднань електричних кабелів і герметичності повітряних комунікацій.

У бурових установках “Уралмашзаводу” широко використовуються шинно-пневматичні муфти й пневматичні циліндри, які працюють під дією тиску стисненого повітря, для опробування яких необхідно мати стиснене повітря у повітрозбірнику. Стиснене повітря закачується у повітрозбірник компресором з електроприводом, двигун якого в бурових установках із дизельним приводом живиться током від дизель-електричних агрегатів, а в бурових установках з електричним приводом – від електростанції.

Після 10–15 хв. роботи на холостому ходу при нормальній роботі компресора з електроприводом спочатку перевіряються й регулюються запобіжні клапани, усуваються пропуски повітря в з’єднаннях повітряних магістралей і тільки після цього закачується повітря у повітрозбірник. Герметичність усіх повітряних магістралей зменшить навантаження на компресор та тим самим збільшить час його роботи без ремонту.

Перед опробуванням механізмів на холостому ходу необхідно виконати наступні операції:

1) перевірити правильність монтажу повітряних магістралей і з’єднання вертлюжків, кранів управління і шинно-пневматичних муфт, випробувати їх умиканням і вимиканням відповідних муфт силових агрегатів та лебідки;

2) перевірити безвідмовність спрацювання всіх блокувань, передбачених пневматичними й електричними схемами, а також блокувань шинно-пневматичних муфт малих та великих швидкостей шляхом умикання відповідних шинно-пневматичних муфт;

3) перевірити роботу силових агрегатів без уключених трансмісій і управління паливними насосами з пульта бурильника;

4) перевірити наявність змазки в усіх механізмах, підшипниках, баках, ваннах та працездатність масляної системи;

5) перевірити наявність води в системі охолодження дизелів;

6) перевірити циркуляцію води в змійовиках понижуючих редукторів, масловідстійнику системи змазки та масляних баках системи змазки дизелів;

7) перевірити правильність монтажу електрообладнання.

Після цього можна приступити до опробування обладнання, причому спочатку перевіряються окремі агрегати, а потім уся установка. Для опробування запускаються двигуни силових агрегатів і протягом 1 год прокручується окремо кожен агрегат. Потім, упевнившись у їх нормальній роздільній роботі, можна починати спільне опробування, в результаті чого силові агрегати та підключена трансмісія повинні працювати нормально, без підвищеного шуму та нагрівання, і подача паливних насосів, яка регулюється з пульту буровика, має бути однаковою для всіх дизелів силових агрегатів групового привода. Під час обкачування двигунів внутрішнього згоряння налаштовується й перевіряється синхронність їх роботи, тиск і температура, герметичність усіх трубопроводів та покази приладів.

Обкачуванню підлягають лише нові машини або після капітального ремонту. При цьому припрацьовуються деталі тертя, тому необхідно звертати особливу увагу на ступінь нагрівання підшипників, сальникових ущільнень і на ступінь нагрівання інших деталей. Температура нагрівання не повинна перевищувати 65 – 750С. Після обкатки мастило необхідно замінити свіжим, усі агрегати і механізми установки старанно промити й очистити від бруду та пилюки.

Дизель-електричні агрегати 5Д-100 мають стартовий запуск від головного генератора, який у момент запуску працює в режимі електродвигуна, а живлення одержує через відповідний перетворювач від дизель-електричних агрегатів ДГУ-400, тому першими випробовують дизель-електричні агрегати змінного струму ДГУ-400, а після них – агрегати 5Д-100.

Дизель-електричні агрегати 5Д-100 (бурова установка “Уралмаш 300ДЭ”) прокручують спочатку на холостому ходу; впевнившись у нормальній роботі дизеля та всіх його комунікацій (систем паливоподачі, охолодження, змазки, сигналізації й управління), дизелі випробовують спільно з генераторами. При появі вібрації дизеля (вище від допустимої згідно з інструкцією заводу-поставщика) необхідно знайти її причину і видалити, бо дизель не можна експлуатувати.

Машинні перетворювачі постійного струму (бурові установки “Уралмаш 300Э” і “Уралмаш 15000”) випробовують спочатку при роботі тільки з привідними електродвигунами, а потім і з підключеними до них генераторами. У випадку виникнення підвищеної вібрації необхідно встановити її причину (наприклад, дисбаланс якоря і ротора які обертаються) й усунути її, оскільки експлуатувати перетворювачі з підвищеною вібрацією забороняється.

У процесі випробування агрегатів з груповим електроприводом (бурові установки “Уралмаш 4000ЭУ”, “Уралмаш 5000ЭУ” й “Уралмаш 200Э-IV”) спочатку прокручується кожен привідний електродвигун, потім eсі разом, а потім ще з електромагнітною індукційною муфтою.

Упевнившись, що силові агрегати працюють нормально, можна приступати до випробування на нормальних частотах обертання електродвигунів із механічними трансмісіями. Якщо привід працює нормально, то можна розпочинати випробовувати бурову лебідку. При цьому талевий канат не повинен бути закріплений на барабані. При випробовуванні (прокручуванні) лебідки необхідно перевіряти:

- правильність умикання шинно-пневматичних муфт лебідки;

- правильність умикання шинно-пневматичних муфт, які з’єднують привідний вал коробки швидкостей із трансмісією трьохдизельного блока, і загальмування муфтою в момент вимикання трансмісії привода;

- легкість переключення швидкостей;

- роботу стрічкового гальма при ручному та пневматичному гальмуванні;

- умикання гідравлічного гальма;

- умикання регулятора автоматичної подачі долота на вибій;

- спрацювання всіх блокувань.

Правильність умикання шинно-пневматичних муфт необхідно перевіряти перед умиканням силових агрегатів.

Після усунення помічених при випробуванні бурової лебідки несправностей необхідно на тих же режимах випробувати роботу ротора на перших швидкостях прямого і зворотного ходів, одночасно прокручуючи й лебідку.

Особлива увага звертається на роботу запобіжних пристроїв, на спрацювання обмежувача підйому талевого блока під кронблок і правильність підключення його в систему пневмоуправління. Визначається відстань інерційного пробігу талевого блока після спрацювання кінцевого вимикача. Для цього трос протизатягувача встановлюється на відстані 20 – 25 м від рами кронблока і на найбільшій швидкості підйому талевого блока визначається величина його інерційного пробігу до повного зупинення. Гальмівний шлях повинен бути в границях 4 – 5 м. У робочому положенні талевий блок після спрацювання кінцевого вимикача повинен спинитись від кронблока на відстані не менше ніж 2 м. Результати випробувань протизатягувача оформляються актом із указуванням величини гальмівного шляху.

Випробування (опресування) пневмосистеми і маніфольда бурових насосів також оформляються актами.

 

2. Змонтовану бурову установку здають в експлуатацію лише після приймання її комісією, яка призначена наказом по підприємству. В склад комісії входять: начальник районної інженерно-технологічної служби (РІТС); головний механік; головний енергетик; начальник вишкомонтажного цеху; виконроб і бригадир вишкомонтажної бригади; буровий майстер; інженер із ТБ; представники інспекції з нагляду за охороною праці і пожежної охорони.

 

3. Приймання бурової установки оформляється актом, який підтверджує придатність і правильність монтажу обладнання для буріння свердловини до проектної глибини. До акта прикладається дозвіл електронагляду на підключення бурової в мережу (для установок з електроприводом), а також акти на випробовування (опресування) маніфольдів бурових насосів, на опресовку системи пневмоуправління й перевірки опору заземлення.

Приймальна комісія перевіряє:

- стан під’їзних шляхів і території навколо бурової;

- готовність до пуску основних та допоміжних виконавчих механізмів і їх приводів;

- комплектність бурової установки, технічний стан обладнання, талевого каната, приймального містка, циркуляційної системи;

- наявність і стан огороджень рухомих й обертальних частин механізмів, драбин, площадок, контрольно-вимірних приладів, пристроїв та пристосувань для механізації і автоматизації спуско-піднімальних операцій, струмоведучих частин, пускової апаратури та іншого обладнання, заземлення й освітлення бурової установки;

- наявність актів про випробовування пневмосистеми, маніфольда, протизатягувача та іншої документації;

- наявність аптечки і набору в ній медикаментів для надання першої допомоги, а також наявність пожежного інвентарю.

Усі неполадки, які виявлені в період перевірки та прийому бурової установки до пуску її в експлуатацію, повинні бути усунені. Після цього видається дозвіл на введення бурової установки в експлуатацію.

Лекція 16

МОНТАЖ ПРОТИВИКИДНОГО ОБЛАДНАННЯ

 

1. Послідовність монтажу превенторів і маніфольдів противикидного обладнання (ПВО).

2. Випробовування ПВО після монтажу.

3. Робота превенторної установки.

 

1. ПВО монтується на першій спущеній у свердловину обсадній колоні (кондукторі) або на наступних проміжних обсадних колонах після їх цементування. Держстандартом установлені наступні типові схеми ПВО з гідравлічним управлінням (рис.16.1):

 

 

Рисунок 16.1 – Схеми противикидного обладнання:

а – двопревенторна з двома лініями маніфольда; б – трипревенторна з двома лініями маніфольда, в – трипревенторна з трьома лініями маніфольда; г – трихпревенторна з чотирма лініями маніфольда.

/ – лінія глушіння; // – колонна головка; /// – лінія дроселювання; IV – в жолоб; V – резервна лінія;

1 – установка гідравлічного управління; 2 – роз'ємний жолоб; 3 – фланцева котушка; 4 – універсальний превентор; 5 – плашковий превентор, 6 – гідропривідна прямоточна засувка; 7 – відсікач; 8 – напірна труба; 9 – фланець під манометр; 10 – замковий пристрій і роздільник до манометра; 11 – прямоточна засувка; 12 – трійник; 13 – швидкозйомне з'єднання; 14 – хрестовина; 15 – швидкозйомний штуцер; 16 – регулюючий штуцер; 17 – відбірна камера

Буріння свердловин, спуск обсадних колон, їх обв’язування на гирлі свердловини здійснюються у визначеній послідовності. За спуском направлення буриться свердловина під першу обсадну колону (кондуктор). Після буріння цього інтервалу спускається перша обсадна колона і на неї встановлюється колонний фланець, потім він кріпиться до колони за допомогою різьби або зварюванням. До фланця шпильками приєднується хрестовина, на якій монтуються превентори.

Збірка плашкових превенторів установлюється на хрестовину колонної головки талевою системою між підроторними балками і закріплюється до фланця хрестовини шпильками. Карданні вали превенторів при цьому орієнтуються в напрямі місця установлення ручного привода.

Універсальний превентор установлюється на верхній плашковий превентор. За необхідності він закріплюється відтяжками за вушка.

Над превенторами ставиться двофланцева котушка і розйомний жолоб, через який гирло свердловини з’єднується з циркуляційною системою і монтуються маніфольди.

Потім буриться другий інтервал свердловини й спускається наступна обсадна колона (проміжна). При спуску цієї колони для герметизації кільцевого простору використовується секція колонної головки, яка встановлюється на колонний фланець першої колони. Секція колонної головки складається із корпусу клинових захватів і ущільнюючих манжетів. Клинові захвати служать для підвіски наступної колони на гирлі свердловини, а манжети – для герметизації міжтрубного кільцевого простору.

На колонну головку встановлюється хрестовина, а потім превентори в тій же послідовності, як і на першу колону.

Після монтажу превенторів збирається маніфольд за встановленою схемою. Викидні лінії маніфольда повинні бути прямолінійними із невеликим нахилом від гирла свердловини, довжиною не менше ніж 50 м, а при небезпеці фонтанування свердловини газом – не менше ніж 100 м. Повороти викидних ліній допускаються тільки у виняткових випадках і лише з використанням кованих кутників. Лінії маніфольда кріпляться до забетонованих металевих стійок (тумб) хомутами. Стійки встановлюються через кожні 7 – 8 м.

Основні пульти управління превенторами монтуються на відстані не менше ніж 15 м від гирла свердловини. Пульти управління й ручні штурвали поміщаються в пересувній металевій будці або біля них споруджується щит. На стінці щита перед кожним ручним штурвалом водостійкою фарбою вказується кількість і напрям обертів, які забезпечують повне закриття превентора, а також робляться мітки на штурвалі та стінці при повному відкриванні превентора. Допоміжні дублюючі пульти встановлюються біля пульта бурильника.

 

2. При монтажі обладнання, підготовці превенторної установки до роботи робітники бурової бригади повинні вивчити конструкцію превенторної установки, її вузлів, правила роботи з превенторами, засувками, штуцерами та іншими вузлами.

Монтаж ПВО повинен забезпечити його надійність в експлуатації. Перед монтажем на свердловині міцність деталей обладнання, які сприймають тиск свердловинного середовища, перевіряється опресуванням тиском рідини. Для обладнання з робочим тиском 35 МПа пробний тиск повинен бути рівним дво-кратному робочому, а з робочим тиском 70 і 105 МПа – півторакратному. Для обладнання з робочим тиском 14 і 21 МПа пробний тиск залежить від умовного проходу стволової частини: до 350 мм умовного проходу пробний тиск приймається рівним двократному робочому, а більше 350 мм – півтора-кратному.

Після закінчення збирання превентори і маніфольд опресовують водою з тиском, допустимим для обсадної колони, але не більше від тиску випробування установки протягом 30 хвилин. Гідравлічна система управління опресовується тиском мастила 10 МПа впродовж 5 хвилин. У маніфольді послідовно перевіряються герметичність затвора засувки, роботи системи гідравлічного управління робочих засувок і надійність кріплень. Герметичність гумових ущільнюючих кілець між штоком та кришкою плашкових превенторів перевіряється викручуванням спеціальної пробки на кришці. Опресовкою універсального превентора перевіряється відкривання–закривання ущільню-вача, герметичність ущільнювача і манжет.

Масляний бак заправляється мастилом АМГ–10 або ДП–8 залежно від сезону експлуатації, а акумулятори – газом до тиску 6 – 6,5 МПа. Перевіряється правильність регулювання електроконтактного манометра і показів інших манометрів. Повітряні пробки усуваються в гідравлічній системі шляхом багаторазового закривання й відкривання превентора та засувок до тих пір, поки час їх закривання не стане постійним. Після цього акумулятори заповнюються до тиску 10 МПа.

На збирання й опресування противикидного обладнання складається акт.

 

3. При бурінні свердловини превенторна установка працює в 4-х режимах:

1) нормальний процес буріння свердловини;

2) готовність установки до герметизації свердловини при проходженні пластів із можливими проявами;

3) робота превенторної установки в період початку проявів і їх ліквідації;

4) робота превенторної установки як фонтанної арматури в аварійному випадку (за неможливості знімання превенторів й установки фонтанної арматури).

При нормальному процесі буріння відкриті превентори і засувки, крім засувок на відводах до насосів, агрегатів та регулюючих штуцерів, які знаходяться в закритому стані.

У період готовності установки до перекриття гирла свердловини в гідравлічній системі підтримується тиск 10 МПа. Для закривання будь-якого превентора або засувки ручку достатньо поставити в положення «закрито». В цей період особливо важливо перед кожним спуском і підйомом бурильного інструмента перевіряти справність превенторів та засувок, а універсальний превентор промивати водою.

У період початку проявів свердловини перед закриттям превенторів перевіряються, чи відкриті засувки, які знаходяться у відкритому стані при нормальному процесі буріння. Закривається превентор, і необхідно спостерігати за показаннями манометра. Після закривання превентора закриваються робочі засувки на струнах, які встановлені перед трійником та хрестовиком. Як тільки тиск у струнах досягне величини, яка вказана в геолого-технічному наряді (ГТН), стравлюється газ в амбар відкриванням робочої засувки на струнах. При появі промивної рідини засувки закриваються, й необхідно спостерігати за тиском по манометрах. Ця операція повторюється до тих пір, поки тиск на виході превентора в момент відкривання засувки не зросте до граничної величини, яка вказана в ГТН. У цьому випадкові з метою безпеки відключається електроенергія, глушаться дизелі, відкриваються робочі засувки і продукція свердловини направляється в ємність. За необхідності, під’єднавши до відводів робочих струн бурові насоси або цементувальні агрегати, можна заглушити свердловину.

Залежно від конкретних умов буріння порядок роботи превенторної установки в період проявів свердловини може бути змінений. Відкритий фонтан ліквідується за спеціально розробленим планом.

При проявах свердловини можуть виникнути різні ускладнення з обсадними трубами, буровим інструментом або з гирловим обладнанням, при яких неможливо демонтувати превенторну установку. В цьому випадку продукція свердловини направляється по робочих струнах превенторної установки в амбари. Одночасно в аварійній обстановці обв’язується гирлове обладнання засувками і штуцерами фонтанної арматури, й ця обв’язка з’єднується з підготовленим на період експлуатації свердловини продукто-проводом. Свердловина експлуатується із установленим на гирлі превенторним обладнанням.

При нормальному режимі буріння працездатність превенторної установки перевіряється не рідше від одного разу на тиждень, а при проходженні пластів із можливими нафтогазопроявами – перед кожним спуском і підйомом інструменту. Ці перевірки включають контроль за автоматичним умиканням і вимиканням двигуна системи гідравлічного управління, відкривання й закривання плашкових та універсальних превенторів, гідравлічних і ручних засувок, регулюючих штуцерів. За необхідності очищаються порожнини плашок і ущільнювача превенторів, перевіряється: робота регулюючого клапана; рівень мастила в баку; тиск азоту в акумуляторі; справність манометрів; ступінь затяжки всіх фланцевих з’єднань.

При виявленні неполадок превенторної установки (вихід із ладу гумових кілець гідроциліндра плашкових превенторів, ущільнень під кришкою гідроциліндра, плашок, діафрагм, гідроакумуляторів і манжет універсального превентора) їх ліквідують тільки після зупинення буріння свердловини.

При експлуатації превенторної установки необхідно стежити за справністю її вузлів і деталей, змащувати згідно з інструкцією до експлуатації обладнання.

 

Лекція 17

ОСОБЛИВОСТІ СПОРУДЖЕННЯ БУРОВОГО УСТАТКУВАННЯ НА МОРІ

 

1. Морські стаціонарні платформи.

2. Самопідйомні плавучі бурові установки.

3. Напівзанурені плавучі бурові установки.

4. Бурові судна.

 

1. За конструктивними ознаками морські нафтогазові споруди (МНС) поділяються:

- морські стаціонарні платформи (МСП);

- самопідйомні плавучі бурові установки (СПБУ);

- напівзанурені плавучі бурові установки (НЗПБУ);

- плавучі бурові судна (ПБС).

Блок морської основи складається з двох частин: нижньої – основа і верхньої – платформа (модуль), що включає окремі транспортні вузли. МСП – унікальні гідротехнічні споруди, призначені для встановлення на них бурового, нафтопромислового й допоміжного обладнання, яке забезпечує буріння свердловин, видобуток нафти та газу, їх підготовку, а також обладнання та системи для проведення інших робіт, пов'язаних із розробленням морських нафтових і газових родовищ (обладнання для закачування води в пласт, капітального ремонту свердловин, засоби автоматизації морського промислу, обладнання й засоби автоматизації для транспортування нафти, засоби зв’язку з береговими об’єктами). МСП, які закріплені до морського дна палями, являють собою гідромеханічну металеву стаціонарну споруду, що складається з опорної частини, яка закріплена до морського дна палями і верхньої будови, вкомплектованої комплексом технологічного обладнання та засобів, що встановлені на опорну частину МСП.

Для прикладу розглянемо схему МСП на Каспійському морі (рис.17.1).

Платформа складається з 2-х опорних блоків, що встановлюють на віддалі 31 м і трипалубної верхньої будови, яка включає 14 модулів, у тому числі два підвишкових, шість модулів верхньої палуби, з буровим обладнанням до 600 м кожний.

На платформі розміщений комплекс технологічного й допоміжного обладнання, систем, інструментів і матеріалів, які забезпечують буріння свердловин двома БУ.

Платформа обладнана блочним житловими та побутовими приміщеннями, вертолітним майданчиком і кранами. З платформи передбачено буріння 12 свердловин. Опорна частина платформи транспортується в основному на баржах вантажопідйомністю до 20 тис. тонн і більше, довжиною 180 м, шириною 40 м, висотою борта 11,5 м. Зміщення платформи з баржі проводиться за допомогою пневмоштовхачів, після чого платформа по нахилених полозах зсувається у воду. Для транспортування модулів використовуються баржі вантажопідйомністю до 5 тис. тонн.

Необхідна кількість технічних засобів:

- плавучий кран вантажопідйомністю 2-2,5 тис. тонн;

- баржа із спусковим пристроєм вантажопідйомністю до 20 тис. тонн;

- 3-4 баржі вантажопідйомністю до 5 тис. тонн;


- 2 буксири потужністю до 7500 кВт;

- два швидкохідних катери.

Рисунок 17.1 – Конструкція МСП для буріння експлуатаційних свердловин в Каспійському морі

 

Розвантаження й установлення блоків у вертикальне положення проводиться за декілька етапів:

- розвантаження опорної частини (блока) МСП і установлення її у вертикальне положення;

- закріплення блока палями на морському дні;

- монтаж верхньої будови і модулів.

Забивні палі занурюються в ґрунт через стійки опорних блоків. Вони виконуються із металевих труб. Найбільшу міцність мають безшовні труби. За наявності палезабивного обладнання металеві трубчасті палі вдається швидко забивати на проектну глибину, нижні кінці палів залишаються відкритими, а після закінчення їх забивання ґрунт піднімається на поверхню і заповнюється той простір цементним розчином та бетоном, що в 2-3 рази підвищує міцність палі. На опорну частину встановлюються блоки обладнання (модулі). Маса – 500-800 т.

Розміщення модулів на платформі може бути одно-, дво- і більш поверхове. Установка їх на платформі може проводитись в один або два етапи.

На 1-му етапі основне призначення платформи – буріння свердловин та забезпечення видобутку нафти.

На 2-му етапі, після закінчення буріння куща свердловин, бурове обладнання знімається з платформи і на його місце встановлюються модулі з додатковими технологічними установками, що включають в себе установки для підготовки та утилізації газу, який на першому етапі спалюють на факелі, установки підготовки і закачування води в пласт, установку для обладнання газліфта й ін.

На верхньому рівні кожної робочої площадки встановлюються бурова лебідка, ротор й інше обладнання. На кожному рівні встановлюються чани для бурового розчину з віброситами, пісковідділювачі, муловідділювачі, дегазатори тощо. Тут розміщують ПВО, вантажопідйомні пристрої, гідравлічні системи управління превенторів та ін.

Решту модулів розміщуються на поверхні (модуль допоміжного обладнання, модуль енергетичного обладнання, модуль житлових і культурно-побутових приміщень).

Комплекс технологічного обладнання для видобутку й підготовки нафти і газу на МСП установлюється на платформі на другій стадії.

 


2. За кількістю опорних колон СПБУ можуть бути 3-, 4-, 5-, 6-, 8-, 10-, 12- і 14-колонні. Опори СПБУ можуть бути вертикальні або нахиленими, виконані

 

Рисунок 17.2 – Самопідйомна плавуча бурова установка

у вигляді колон круглого або чотирикутного перерізу із суцільними стінками або решітчастих конструкцій у вигляді 3- або 4-гранної просторової форми.

 

Нині СПБУ проектуються в основному з вертикальними опорами. Однак при великій глибині моря для збільшення бази споруди і відповідно підвищення стійкості установки в робочому положенні за кордоном спроектовані СПБУ з комплексними опорами.

Підйомні пристрої є гідравлічні і механічні; механічні – з гвинтовим і зубчастим рейковими механізмами.

Недоліки механічних підйомних пристроїв:

- наявність великої кількості двигунів і передаючих механізмів;

- складність технології виробництва рейок з великими модулями зуба.

Переваги механічних підйомних пристроїв:

- вигідні в обслуговуванні;

- прості в експлуатації.

У повний цикл роботи СПБУ входять наступні операції:

- транспортування до точки буріння;

- підготовка СПБУ до установлення;

- спуск опорних колон до дна моря;

- задавлення опорних колон у ґрунт дна моря;

- підйом корпусу СПБУ на задану висоту над рівнем води;

- фіксування підйомників і підготовка до буріння свердловин;

- буріння свердловин;

- підготовка СПБУ до переходу в транспортне положення;

- спуск корпусу СПБУ на воду;

- витягування і підйом опор колон;

- підйом опорних колон у транспортне положення.

Якщо ствол свердловин не ліквідується, то після закінчення буріння встановлюється блок-кондуктор, до якого кріпиться експлуатаційна колонна.

 

3. НЗПБУ застосовується в розвідувальному бурінні на морських нафтових і газових родовищах в акваторіях із глибиною моря 9-100 м і до глибини 200-300 м та більше, коли використовувати СПБУ економічно невигідно.

НЗПБУ складається із верхнього корпусу, стабілізуючих колон і нижніх понтонів. На верхній палубі розміщені дво- або більше поверхові водонепроникні надбудови для розміщення екіпажу, а також енергетичного й технологічного обладнання, складські приміщення та ін.

Стабілізуючі колони поділяються на водонепроникні відсіки, в яких розміщуються склади матеріалів, насосне відділення та інше обладнання.

У нижніх понтонах і стабілізуючих колонах розміщуються цистерни баластної та технічної води, палива, мастила й ін. Найчастіше використовуються НЗПБУ двопонтонної конструкції переважно з 6-8 стабілізуючими колонами.

 


 

Рисунок 17.3 – Напівзанурена плавуча бурова установка

 

Існують 3 способи транспортування НЗПБУ:

- за допомогою буксирів;

- самохідний;

- комбінований.

Перед транспортуванням проводиться підготовка установки, що полягає в перевірці технологічних і суднових запасів, які можна залишити на установці, виходячи із забезпечення необхідної осадки й стійкості при перегоні, збираються якірні ланцюги в ланцюгові ящики, а якорі вкладаються на спеціальні кронштейни.

Якщо буксирування проводиться в границях площі буріння та при гарній погоді, то перехід допускається проводити без спливання установки.

Перед початком транспортування розробляється проект переходу, в якому вказуються швидкість буксирування, схема розміщення буксирів та інші заходи, які б забезпечували безпечне транспортування.

По закінченні транспортування НЗПБУ наводиться на точку буріння і за схемою розводяться якорі та якірні ланцюги. При наведенні установка розміщується таким чином, щоб направлення максимальної утримуючої сили системи утримання збігалося з напрямом максимальних зовнішніх дій навколишнього середовища. Після розкладання всіх якорів проводиться підтягування якірних ланцюгів, створюючи при цьому їх попередній натяг. Натяг визначається виходячи з умов, за яких зміщення НЗПБУ від початкового положення при дії максимальних зовнішніх сил було в допустимих границях.

Після закінчення розкладання якорів НЗПБУ переводиться в робоче положення шляхом заповнення баластом нижніх понтонів до величини розрахункової осадки для робочого положення НЗПБУ.

У світовій практиці застосовується спосіб транспортування плавучих бурових платформ на транспортному судні великої вантажопідйомності.

 

4. Конструктивною особливістю ПБС є розміщення на палубі бурової вежі з основою, а в середині судна і на палубі – комплексу бурового й іншого технологічного обладнання та систем, які забезпечують буріння нафтових і газових свердловин в морських акваторіях. Бурова вежа встановлюється в центральній частині судна. Свердловина буриться через шахту, вмонтовану в судні. Шахта має прямокутну або квадратну форму. Запаси матеріалів, продуктів, прісної води повинні забезпечувати роботу судна протягом 100 діб.

Буріння свердловини з бурових суден за кордоном проводяться на глибинах води до 6145 м. На таких глибинах можливе проведення бурових робіт, оскільки ПБС мають потужні системи динамічного позиціювання (рис.17.4), які дозволяють утримувати судно над точкою буріння при швидкостях вітру 60 – 100 км/год і висоті хвиль 5 – 6 м.


 

 

Рисунок 17.4 – Схема динамічного позиціювання бурового судна

Лекція 18

ОСОБЛИВОСТІ МОНТАЖУ НАФТОПРОМИСЛОВОГО ОБЛАДНАННЯ НА МОРІ

 

1. Класифікація нафтосховищ.

2. Плавучі пристані одноточкового типу.

3. Будівництво трубопроводів.

 

1. У системі морського промислу завжди повинні бути спо­руди, що забезпечують збір, підготовку, зберігання і транс­порт нафти або газу.

Вид цих споруд і їх кількість залежить від прийнятої схеми експлуатації родовища. У випадку, коли родовище не з’єднане з берегом підводним трубопроводом або естакадою, на родовищі будують сховище, об’єм якого повинен забезпечувати зберігання нафти, котра видобувається за певний період часу, що забезпечує безперебійну роботу промислу.

Способи зберігання нафти й газу принципово різні. Якщо нафтове родовище не має трубопровідного зв'язку з бере­гом, то після розділення нафти і газу, останній спалюється або закачується в продуктивний пласт для зберігання та підтримки пластового тиску. На деяких родовищах передбачені установки для зрідження й часткової переробки газу і відправки його спеціальними суднами на берег. Очищена від газу нафта направляється в спеціальні схо­вища. Нафтосховища морських промислів можуть бути двох типів:

- стаціонарні, що опираються на дно;

- плавучі, заякорені.

Стаціонарні сховища в свою чергу бувають надводними й підводними.

При надводному розміщенні сховища умови зберігання нафти є практично такими ж, як і на суші. Чани для зберігання у вигляді металевих цистерн розміщуються на надводних площадках платформ, конструкція яких принципово не відрізняється від конструкцій звичайних основ.

Зберігати нафту можна також у спеціальних резервуарах, які опираються на дно (підводних) або піднімаються над поверхнею води.

У 1972 році на родовищі Екофіск у Північному морі було встановлено найбільше до того часу нафтосховище із попе­редньо напруженого залізобетону. Споруда мала в плані форму, близьку до циліндричної, встановлена була на глибині 70 м, а загальна її висота становила 90 м. Зовнішня перфорована стінка, яка знаходиться приблиз­но на 15 м від резервуару, має змінну товщину, в нижній частині 1,35 м до рівня 20 м і доверху 1,83 м. Отвори перфорації залеж-но від їх розміщення на висоті мають розміри від 0,8 до 1,3 м. Така зовнішня стінка значно зменшує наванта­ження від хвилі на споруду. Резервуар для зберігання нафти об’ємом 160000 м3 виконаний у вигляді конструкції з комірками. Резервуар з’єднаний із зовнішньою стінкою за допомо­гою восьми зв'язків, які є продовженням його внутрішніх перепонок. Резервуар має перекриття, що дозволяє створювати тиск, необхідний при системах заповнення та опорожнення сховища.

Ємності сховища постійно заповнені нафтою або водою, спеціальні системи стежать, щоб рівень розділення води та нафти не переходив за проектні відмітки і при цьому було забезпечене очищення води, яка надходить в море від нафтових фракцій. Основа споруди виконана у вигляді ребристої плити складної форми й будови.

Нижня частина нафтосховища була побудована в котло­вані, потім переведена в плавучий стан і відбуксирована на місце з глибиною, більшою, ніж максимальна осадка спору­ди в момент закінчення всіх робіт (61 м), де і було закінчене будівництво сховища. Всі будівельні роботи, включаючи й установлення споруди на родовищі, зайняли біля двох років. Власна маса нафтосховища має 215 тис. тонн.

Резервуари для зберігання нафти, які опираються на дно, можуть мати надводну частину, виконану у вигляді окремої колони, жорстко або шарнірно з'єднаної з резервуаром. При цьому можливе таке вирішення, при якому колони будуть використані як пристані.

 

2. Доставка продуктів видобутку нафтогазопромислових комплексів (нафти, газу, газоконденсату) на берегові прий­мальні пункти здійснюється двома способами:

а) морськими підводними трубопроводами діаметром від 214 до 1220 мм;

б) танкерами для нафти і спеціальними суднами для зрідженого газу.

Система морських трубопроводів умовно ділиться на внутрішньо-промислову, котра зв'язує всі платформи нафтогазопромислового комплексу, і магістральні, які пода­ють продукт на рейдові пристані або ж відразу на береговий пункт збору.

Із МСП морські підводні трубопроводи зв'язані так зва­ними стояками (ділянками труб, прикріпленими до еле­ментів опорного блока) або гнучкими шлангами. При про­ектуванні МСП треба враховувати як місця виходу цих стояків на палубу, так і хвильове навантаження, що передається під них на конструкції МСП.

При транспортуванні нафти танкерами існують два вирішення:

1. Подача продукту (нафти) на танкер безпосередньо з МСП через поворотні консолі, на яких закріплений шланг наливання.

2. Подача продукту спочатку в нафтопровід, далі з нього на рейдову пристань, яка має різні конструктивні вирішення залежно від глибини моря, продуктивності (об'єму наф­ти, що її подають за годину), системи наливання у танкер, водотоннажності танкера, умов гідрометеорологічного се­редовища (глибина моря, хвилювання, вітер та ін.).

На рисунку 18.1 показані основні конструктивні форми одноточкових рейдових пристаней для завантаження танкерів.

Більше поширені схеми організації збирання і зберігання нафти, в яких системи підводних резервуарів виконані із залізобетону або сталі, з'єднуються підводними трубопроводами між собою й техно­логічною установкою, яка розміщена на платформі (плавучій або яка обпирається на дно). Відправлення нафти танкерами проводиться за допомогою одноточкових пристаней різного типу. Одна із можливих схем такого зберігання показана на рисунку 18.2.

Рисунок 18.1 – Одноточкові пристані:

а – плаваючий причал із придонною системою якоріння; б – причал маятникового типу

 

Рисунок 18.2 – Схема організації збирання і зберігання нафти:

1 – підводний трубопровід; 2 – технологічна платформа; 3 – підводний резервуар; 4 – одноточкова пристань; 5 – танкер

Система підводних трубопроводів забезпечує збирання і пода­вання нафти від свердловин. У випадку підводного гирла нафта подається на технологічну платформу 2, потім після сепа­рації її розміщують у підводні резервуари 3. Трубопровода­ми нафта може бути подана до одноточкової пристані 4 й завантажена на танкер 5.

У якості резервуарів можуть застосовуватися конструкції різноманітних типів, а вибір їх проводиться з урахуванням місцевих умов. Для глибоководних родовищ розроблене підводне нафтосховище у вигляді з'єднаних між собою циліндричних чанів довжиною 80 м із діаметром 20 м. Технічне обслуговування сховища проводиться за допомогою зануреної капсули.

Дуже вдало розв’язується питання зберігання нафти у ви­падку використання платформ гравітаційного типу, в яких опорна база споруди використовується як резервуар.

Зберігання нафти на морських родовищах можливе в плавучих нафтосховищах різних типів. У якості сховищ мо­жуть використовуватися звичайні танкери, встановлені в морі за допомогою якірних систем. Такі сховища застосову­ють в умовах, добре захищених від хвиль.

За останні роки розроблена велика кількість плавучих схо­вищ напів-зануреного типу, у яких основний об'єм сховища знаходиться під водою. При такій конструктивній схемі на­вантаження на споруду мінімальні. Прикладом може бути плавуче сховище для родовища "Брент" в Північному морі, призначене для зберігання нафти і прийняття танкерів де­двейтом до 70 тис. тонн. Корпус споруди являє собою три вертикально розміщені один на другому сталеві циліндри з різними діаметрами. Нижній циліндр має найбільші розміри, його висота – 93 м, діаметр – 29,1 м; він призначений для зберігання нафти та водного баласту, розділений на шість секторних відсіків вертикальними перегородками. Середній циліндр із найменшим діаметром знаходиться в зоні максимальної дії хвилі. В ньому розміщена насосна станція, механічні пристрої якірної системи й інше облад­нання. Верхня будова у вигляді третього циліндра піднята вище від розрахункового гребеня хвилі. Тут розміщені житлові і службові приміщення, машинне відділення, станція з лебідками, поворотний пристрій, вертолітна площадка. За­гальна висота споруди – 140 м. Просторова якірна система включає шість якірних лан­цюгів калібром 101,6 мм.

Відмінності в конструкціях подібного типу сховищ по­лягають у системах якірних закріплень, формі плавучого сховища і матеріалу, з якого воно виготовлене.

При проектуванні нафтосховищ будь-якого типу, крім тих, у яких баки розміщені на надводних площадках, най­кращі результати досягаються, коли об'єм сховища постійно заповнений нафтою або водою.

За останні роки велике поширення при розробленні морсь­ких родовищ дістали пристані одноточкового типу. Вони можуть бути стаціонарними і плавучими. Плавучими нази­вають пристані у вигляді одиноких буїв. Ці пристані мають вагомі переваги у вартості порівняно зі звичайними стаціонарними пристанями і забезпечують більш швидке й вигідне швартування суден.

Застосування одноточкових пристаней особливо корис­не в умовах незахищених акваторій, а також вони є найбільш раціональним типом конструкцій при подаванні нафти з вели­ких глибин.

На сьогодні у світі є понад 300 одноточкових пристаней, багато з яких обслуговують морські нафтогазові родовища, розроблені проекти пристаней для глибин 150 м і більше.

Тривалість постановки судна до одноточкової пристані більше як у два рази менша, ніж при постановці на декілька швартових буїв і становить приблизно 2 год.

Існує більше від десяти видів різних одноточкових пристаней. Широко розповсюджений тип пристаней у вигляді швартово­го буя з багатоякірною анкерною системою, причому відомо багато різновидностей такої схеми з різним розміщенням якорів, шлангів, вертлюжних пристроїв тощо. Особливо широ­ко застосовуються пристані типу "Імодко". Швартовий буй пристані типу "Імодко" (рисунок 18.3) виконується у вигляді суцільно звареного циліндричного корпусу 1 із подвійним дном. Діаметр буя може досягати 20 м. Буй ділиться на цент­ральний і радіальні відсіки водонепроникними перепонками, що забезпечує його високу життєздатність. У відсіках розміщено різне обладнання й апаратура, там же може розміщуватись і обслуговуючий персонал.

До нижньої частини корпусу закріплюються якірні ланцю­ги 2 з мертвими якорями 3. На верху буя кріпиться спеціальна рама 4 з вертлюгом, швартовими тросами, гака­ми 5 та трубопроводами, з'єднаними з плавучими шлангами 6, за допомогою яких нафта подається на танкер 7. Вертлюг забезпечує можливість кругового обертання рами і надійне з'єднання гнучкого шланга 8 з трубопроводом, який закріплений на рамі, й з плавучими шлангами 6. Шланг 8 з'єднаний із підводним трубопроводом 9.

Рисунок 18.3 – Пристань типу "Імодко":

1 – корпус; 2 – якірний ланцюг; 3 – мертвий якір; 4 – спеціальна

рама; 5 – швартові троси; 6 – плавучі шланги; 7 – танкер; 8 – гнучкий

шланг із трубопроводом; 9 – підводний трубопровід

 

Така конструкція буя забезпечує вільний поворот судна в напрямі діючих вітру і хвилі, що дозволяє зменшити вели­чину швартового зусилля порівняно з сумарною величиною швартових зусиль від суден, які стоять біля звичайних стаціонарних пристаней бортом до вітру й хвилі, приблизно у шість разів.

Крім того, при такому взаємному розміщенні осі судна та напряму вітру й хвилі поліпшуються умови експлуатації суд­на, і тому операції, пов'язані з завантаженням нафти та швар­туванням суден, удається проводити при більш інтенсивній хвилі в морі.

Основним недоліком одноточкових пристаней подібного типу є те, що може відбуватися зміщення і хитан­ня швартового буя. Це впливає на умови експлуатації при­стані й збереження його окремих вузлів, таких, як вузол з'єднання буя з гнучким шлангом, плавучих шлангів і пат­рубків, закріплених на рамі, що обертається. Для зменшен­ня цих небажаних явищ були розроблені пристані зі змінною формою швартового буя та іншим методом закріплення на місці установки.

У низці випадків швартові буї стали використовуватись, як сховища для нафти. Схема такої пристані подана на рисунку 18.4.

Рисунок 18.4 – Одноточкова пристань-сховище:

1 – вертолітна площадка; 2 – буй; 3 – якірні ланцюги; 4 – танкер; 5 – підводний трубопровід; 6 – підводний шланг; 7,8 – гнучкі шланги

 

Форма буя, використана в пристані такого типу, і роз­поділені маси в споруді роблять її менш чутливою до хвилі, зменшуючи амплітуду її переміщення.

Другим способом, що дозволяє зменшити переміщення одноточкової плавучої пристані, є застосування більш жор­сткої якірної системи.

3. При будівництві морських трубопроводів застосовуються різні способи їх прокладання. Вибір найбільш раціонально­го способу проводиться на основі аналізу таких основних факторів: конструкції і призначення трубопроводу; гідрометеорологічних та геологічних умов району будівництва; топографії морського дна; тривалості можли­вого періоду проведення робіт; умов судноплавства; наяв­ності необхідного будівельно-технологічного обладнання.

У всіх випадках проводяться спеціальні заходи і викори­стовуються способи, що дозволяють максимально ме­ханізувати процес будівництва трубопроводу й зменшити монтажні навантаження на нього.

Згідно з існуючою практикою будівництва тру­бопроводів процес укладання починається з виготовлення секцій трубопроводу довжиною 24-36 м або батогів довжи­ною 500-2000 м на берегових базах.

Способи транспортування секцій і батогів трубопроводу залежать від прийнятої схеми будівництва. Найбільш широ­ко застосовують чотири способи транспортування:

- транспортування секцій трубопроводу до місця будівництва на плавзасобах у вигляді допоміжних барж або трубоукладних суден різної конструкції;

- буксирування секцій зварених труб на плаву як на поверхні моря, так і під водою із застосуванням понтонів або без них;

- буксирування секцій зварених труб по дну або близько до дна чи прямим протягуванням по дну, а також можуть застосовуватися понтони;

- транспортування труб, їх секцій через лід на санках-трубовозах або льодокольних баржах.

В обмежених випадках при прокладанні коротких трубоп­роводів невеликих діаметрів застосовується спосіб укладання з барабана. В цьому випадку метод транспортування зале­жить від прийнятої загальної схеми будівництва, най­частіше транспортування проводиться на баржах або трубоукладних баржах.

Методи укладання трубопроводів із спеціальних трубоукладних барж і суден дуже відрізняються. Застосовується ук­ладання за допомогою спеціальних похилих рам і стінгерів із натяжними механізмами. При цьому конструкції трубоукладних суден постійно вдосконалюються. Так, судна остан­нього покоління мають корпус, характерний для напівзанурених бурових платформ, і вони можуть працюва­ти при значному хвилюванні й укладати трубопровід на ве­ликих глибинах.

Конструкція трубоукладних суден дозволяє проводити на палубі всі операції, пов'язані із стиковкою секцій, ізоляцією стиків, установкою бетонного обважнюючого покриття та контролем якості виконаних зварних швів.

Найбільш широко розповсюджені методи укладання тру­бопроводів за J і S-подібними кривими. При укладанні за J-кри­вими останнім часом застосовуються переобладнані бурові судна.

Застосування похилих рам, а потім спеціальних рам-понтонів (стінгерів) для спуску трубопроводу з борта разом із натяжними механізмами дозволило забезпечити укладан­ня трубопроводів великого діаметра на глибинах до 600 м. Сучасні трубоукладні судна, крім якірних систем, обладнані системами динамічного позиціювання.

При вкладанні з барабану повністю готовий до вкладання зварений ізольований і опресований трубопровід намоту­ється на барабан, що знаходиться на палубі судна. В процесі намотування труба протягується через направ­ляючі овальні ролики. Діаметр барабана залежить від допу­стимої пластичної деформації трубопроводу й рівний 30-40 діаметрів трубопроводу. Вкладання з барабана дозволяє опускати трубопровід у воду під кутом, близьким до прямо­го, що дозволяє обходитись без стінгера та похилої рами. Необхідність утворення овальності при намотуванні на ба­рабан виключає можливість оббетоновування труб, у зв'язку з чим вони повинні мати масу, достатню для занурення трубопроводу на дно і стійкості його на дні. В даний час це обмежує діаметр трубопроводу при їх укладанні з барабана до 400 мм.

Прокладання трубопроводів за допомогою їх буксирування широко застосовується в сучасному морському трубобудівництві (рис. 18.5).

Рисунок 18.5 – Схема укладання трубопроводу

 

Кожен метод має свої переваги і недоліки. Так, буксирування поверхнею моря може проводи­тись на більших швидкостях, ніж буксирування під водою, але в цьому випадку є більш жорсткі обмеження за умова­ми хвилі. Буксирування протягуванням на дні простіше, ніж протягування біля дна, але вимагає більш потужних буксирів і є можливим тільки при порівняно рівному рельєфі дна. Прокладання трубопроводів протягуванням по­ширене при будівництві підводних переходів, перетинах рік, водосховищ, затоків, при організації наливання танкерів близько побережжя без пристані, для з'єднання окремих платформ як між собою, так і з берегом.

Проблеми такого будівництва пов'язані зі з'єднанням між новим і вже прокладеним трубопроводом. Такі з'єднання можуть бути виконані як в надводному положенні, так і під водою. Способи з використанням буксирування або протягування трубопроводу мають низку переваг порівняно із способом укладання з трубоукладних суден. По-перше, зменшуються напруження в трубопроводі при укладанні; по-друге, зменшуються простої через погодні умови; по-третє, зростає можливість збільшення глибини прокладання трубопроводів.

У Північному морі на глибині 150 м способом протягу­вання по дні був споруджений трубопровід діаметром 934 мм. Секції зварених труб довжиною 2150 м буксирували на віддаль 393 км, причому глибини по трасі буксирування досягали 378 м. З'єднання секцій трубопроводу проводили в підводній камері.

Будівництво трубопроводів у районах із суворими льодовими умовами має свою специфіку, що пов'язана з невеликим міжльодовим періодом, під час якого мо­жуть бути використані традиційні методи, котрі описані вище.

Нині розроблені проекти будівництва тру­бопроводів у льодових умовах, але дуже мало з них реалізовані. В основі всіх методів будівництва лежить укладання трубопроводу в зроблену в льоді прорізь. Монтаж труб проводиться після їх розкладання вздовж траси або з використанням спеціально розроблених установок. Ці установки забезпечують зіткнення секцій, у прорізі льоду та укладання трубопроводу на дно, їх пересування здійснюється за допомогою лебідок, виносних анкерів.

У Канаді розроблений трубоукладач, який дозволяє укладати попередньо виготовлений трубопровід під лід. Він пересувається на льоду, а фреза прорізає лід, і тру­бопровід пропускається під лід.

Можливі й інші схеми будівництва трубопроводу, які використовують спеціальні трубоукладальні судна льодокольного типу (рис. 18.6).

Рисунок 18.6 – Трубоукладач для укладання трубопроводу з льоду:

1 – полоззя; 2 – рама; 3 – направляюча ферма; 4 – шарнір; 5 – трубопровід; 6 – носовий направляючий пристрій; 7 – лід; 8 – передня рама; 9 – гусеничний візок; 10 – колесо-фреза; 11 – поздовжня балка; 12 – стінгер; 13 – проушина; 14 – трос

 

 

СПИСОК РЕКОМЕНДОВАНОЇ ЛІТЕРАТУРИ

1. Авербух Б.А. и др. Ремонт и монтаж бурового и нефтегазопромыслового оборудования. – М.: Недра, 1976. – 415 с.

2. Алексеевский Г.В. Буровые установки Уралмашзавода. – М.: Недра, 1981. – 528 с.

3. Баграмов Р.А. Буровые машины и комплексы. – М.: Недра, 1988. – 501 с.

4. Довідник з нафтогазової справи / За заг. редакцією В.С.Бойка, Р.М.Кондрата, Р.С.Яремійчука. – Львів, 1996. – 434 с.

5. Денисов П.Г. Сооружение буровых. – М.: Недра, 1989. – 397 с.

6. Ильский А.Л., Шмидт А.П. Буровые машины и механизмы. – М.: Недра, 1989. – 396 с.

7. Куцын П.В. Вышкомонтажник. – М.: Недра, 1989. – 284 с.

8. Палашкин Е.А. Справочник механика по глубокому бурению. – М.: Недра, 1981. – 510 с.

9. Раабен А.А., Шевалдин П.В., Максутов Н.Х. Ремонт и монтаж бурового и нефтепромыслового оборудования. – М.: Недра, 1989. – 383 с.

10. Шульга В.Г., Бухаленко Е.И. Устьевое оборудование нефтяных и газовых скважин.– М.: Недра, 1978. – 235 с.

 






Не нашли, что искали? Воспользуйтесь поиском:

vikidalka.ru - 2015-2024 год. Все права принадлежат их авторам! Нарушение авторских прав | Нарушение персональных данных