Закачивание скважин

1.        Технические средства для испытания скважин

 

1.1.  Комплекты испытательного оборудования

 

1.1.1.  В настоящее время отечественной промышленностью выпускаются серийно трубные испытатели пластов (ИПТ) двухцикловые: КИИ-2м-146, КИИ-2м-95, КИИМ-65, имеющие диаметр 146,95 и 65 мм; и многоцикловые:МИГ-146, МИГ-127, МИК-95, МИГ-80, МИГ-65, имеющие диаметры 146,127,95,80 и 65 мм.

 

       Техническая характеристика названного оборудования приведена в таблице 1, а в таблице 2 приведен перечень узлов, входящих в комплекты ИПТ.

 

1.1.2. В комплекты типа КИИ входят следующие узлы ИПГ- испытатель пластов: гидравлический (ИПГ-146, ИПГ-95, ИПГ-65, кроме того, в комплекте КИИ-95 предусмотрен еще испытатель пластов, ИПГ-95-У, имеющий упрощенную конструкцию). ЗПК- запорно - поворотный клапан (ЗП-146, ЗП-95- клапаны одинарного действия; ЗП2-146, ЗП2-95, ЗП-65 – клапаны двойного действия); ЯГ – ясс гидравлический (ЯГ-146, ЯГ-95, ЯГ-65); КЦ-циркуляционный клапан (КЦ-146, КЦ-95, КЦ-65); ПЦ – пакер с металлической опорой (ПЦ-146, ПЦ-95, Пц-65); ПЦР – пакер с раздвижной резиновой опорой (ПЦР-178, ПЦР-146, ПЦР-95, ПЦР-65); Ф- фильтр (Ф-146, Ф-95, Ф-65); ПП- переводник для установки глубинных приборов.

 

1.1.3. Комплекты многоциклового испытательного оборудования МИГ-146, МИГ-127, МИГ-80 оснащены одинаковыми основными узлами, которые не имеют существенных конструктивных отличий. Многоцикловой испытатель пластов МИК-95 включает основные узлы, отличающиеся от узлов оборудования ряда МИГ, поэтому рассмотрены элементы испытателя МИК-95 отдельно.

 

       Многоцикловые испытатели пластов размерного ряда МИГ включают следующие узлы: ИПМ- многоцикловой испытатель пластов (ИПМ2-146, ИПМ2-127, ИПМ-80, ИПМТ-65); УРВ – устройство для раздельного вращения (УРВ2-146, УРВ2-127, УРВ-80, УРВ-65); К3-клапан запорный (КЗ-2-146, КЗ-3-127, ЗП2-80, ЗП2М-65); Ш – штуцер гидравлический (Ш2-146, Ш2-127, Ш-80, Ш-65); ЯГЗ – ясс гидравлический (ЯГЗ-3-146,ЯГЗ-2-127, ЯГЗ-80, ЯГТ-65); КЦМ- циркуляционный клапан (КЦМ -3 - 146,  КЦМ2 -  127,  КЦМ –80,КЦ2- 65); кроме того в комплект МИГ-80  включен дополнительный клапан заливочно- циркуляционный КЗУ-80, который может устанавливаться вместо клапана КЗЦ-80); ПИГ- пробоотборник

 

(ПИГ-146,ПИГ-127,ПИП-65- пробоотборники конструктивно  не отличаются); ЗБ- замок безопасный ( ЗБ2-146, ЗБ2-127, ПЗ-80, ЗБ-65- конструктивно  не отличаются); ПЦР- пакер с  раздвижной резиновой опорой ( ПЦР2-146,ПЦР2-127, ПЦ-80,ПЦ2-65- конструктивно  не отличаются  от пакеров ПЦР , применяемых комплектах КИИ); РУ – распределительное устройство ( УУ2-146, УУ2-127, отсутствуют в комплекте  МИГ-80, МИГ-65);Ф – фильтр ( Ф2-146,  Ф2-127, Ф-80, Ф1-65); ПП переводчик - для приборов ( ПП2-146,  ПП2-127, ПП-80, ПП1-65); ПЛ-  переводник левый

 

 (ПЛ-146,  ПЛ-127, ПЛ-80, ПЛ-65).

 

    Кроме того, комплекты испытательного оборудования оснащаются дополнительными узлами и присполсоблениями6 приспособления для сжатия, устройством для опрессовки, подгонными патрубками, переводниками и манометрами.

 

    Многоцикловый испытатель пластов МИК-95 включает следующие узлы: ИПЦ-95- испытатель пластов, К-95- компенсатор, МП-95- подшипниковая муфта, КЗ-95- запорный клапан, ЯГ1-95 – ясс гидравлический, КУ-95- клапан универсальный, ПО-95 - пробоотборник, ЗА-95- аварийный замок, ПЦ2-95- пакер, РУ-95- распределительное устройство,Ф1-95- фильтр, ПП-95 – переводчик для установки приборов.

 

    По назначению узлы комплекта СМИК-95 выполняют те же функции, что и  аналогичные узлы в комплектах МИГ.  Отличие состоит в том, что в данном  испытателе вместо отдельного узла – устройства для раздельного вращения – применены два узла: компрессор и подшипниковая муфта.

 

1.1.4.            Помимо указанных узлов, входящих в комплекты испытательного оборудования, применяются еще дополнительные к ним узлы. Институтом ВНИИНПГ разработаны следующие узлы для 146-мм испытательного оборудования:

 

    ЗПКМ-146- запорно-поворотный клапан многоциклового действия, который может применяться в комплекте КИИ вместо запорно-поворотных клапанов одинарного и двойного закрытия; приводится в действие вращением колонны бурильных труб. ПМ-146- многоцикловая приставка, предназначенная для многократного перекрытия притока жидкости в трубы, которая также используется в комплектах оборудования КИИ  вместо запорно-поворотных клапанов одинарного и двойного закрытия, приводится в действие вертикальным перемещением колонны бурильных труб. ПРМП-1 – пакер резино- металлического покрытия. ПМ- пакер механический. ЯУ-  якорное устройство, служащее для опоры испытателя пластов на стенки скважины. ПН- пробоотборник- накопитель, устанавливаемый между запорно-поворотным клапаном и испытателем пластов.

 

 

   

 


 

1.2. Компоновка ИПТ

 

1.2.1. Тип узлов  и последовательность их спуска в скважину определяется видом выбранного оборудования, конструкцией скважины, сложностью объекта, подлежащего испытанию, необходимостью выполнения планируемых режимов исследования.

 

На рисунке 1 приведены типовые схемы компоновок ИПТ, которые могут служить отправными при планировании конкретных операций.

 

1.2.2. В компоновках выделяются следующие звенья:

 

1.- звено опоры испытательного оборудования, либо в виде хвостовика с фильтром 1 и без фильтра 3 с упором в забой скважины, либо в виде якорного устройства  с фильтром 2 без фильтра 4 с упором в стенки скважины или колонны;

 

11. – звено изоляции пласта от воздействия гидростатического давления промывочной жидкости в скважине: а- отдельно устанавливаемый пакер, изолирующий пласт от скважинной промывочной жидкости только сверху; б- система двух пакеров с распределителем давления, также предназначенная для изоляции пласта сверху; применяется в случае , если планируемый перепад давления на пакер оказывается выше допустимого; в - система двух пакеров, между которыми  устанавливается фильтр, предназначенный для селективного испытания объекта; г- тоже, что и в, но с уравнительным устройством;

 

111. – звено основных узлов испытательного оборудования, служащее для регулирования процесса исследования: установка пакера, пуск скважины в работу, переключение режимов испытания, включение циркуляции промывочной жидкости, отбор герметация забойных проб, освобождение прихваченного инструмента, а также , в случае необходимости, разделение прихваченной части оборудования от основных узлов для извлечения последних из скважины; укомпоновка этого звена зависит от выбранной технологии испытания и наличия того или другого оборудования на базе.

 

  В типовых компоновках приведено максимальное число узлов, которое может быть включено в сборку в соответствии с комплектностью изготовления оборудования. При облегченных условиях может быть исключена из компоновки часть узлов.

 

1.2.3. В звено основных узлов испытательного оборудования входят:

 

 КЦ- циркулярный клапан, который во всех без исключения компоновках устанавливается сверху;

 

БТ- бурильные трубы ( одна или две свечи) , устанавливаются между циркулярным клапаном и расположенном ниже соединенными между собой узлами комплекта , за исключением случая, когда необходимо открыть КЦ механическим путем- вращением ЗПК, снабженного  выдвигаемым штоком, тогда циркулярный клапан соединяется непосредственно с ЗПК;

 

М- переводчик для установки прибора ( манометра), располагается над системой клапанов, переключающих режимы испытания, выше штуцера ( если последний включен в компоновку); он служит для регистрации давления в бурильных трубах в течение всего процесса  испытания, по данным которого затем легко восстановить объем поступившего флюида и возможные пропуски жидкости в бурильных трубах при спуско- подъемных операциях и во время испытания;

 

Ш- штуцерный узел , входит в компоновки оборудования МИГ-146, МИГ – 127, МИГ-80; он может быть включен также в КИИ2М-146;

 

ЗК- запорно- поворотный клапан, используется во всех компоновках КИИ, а в компоновках оборудования МИГ и МИК – в тех случаях, когда в них не включается устройства для раздельного вращения труб и раздвижные механизмы. В компоновках с оборудованием КИИ-2М-146и  вместо запорно- поворотного клапана ЗП2-146 можно применять запорно- поворотный  клапан  многоциклового действия ЗПКМ»-146 или  многоцикловую приставку МП-146 для осуществления операций в несколько циклов;

 

 

М- второй переводник для установки приборов (манометра)  располагают между запорными клапанами и испытателем пластов для фиксирования трубного давления при спуске испытательного оборудования в скважину, притока и восстановления давления во время испытания и межклапанного давления во время подъема оборудования на поверхность;

 

 МП- муфта подшипниковая, устанавливается над испытателем пластов в оборудовании МИК-95 ; она служит для раздельного вращения бурильных труб;

 

ИП- испытатель пластов, входит во все компоновки испытательного оборудования;

 

УРВ- устройство для раздельного вращения  бурильных труб , располагается непосредственно под  многоцикловыми испытателями пластов диаметрами 146, ё127, 80 мм., оно выполняет функции как узла, обеспечивающего возможности вращения  колонны труб во время проведения  исследования, так и узла, обеспечивающего свободный ход испытателя пластов при движении инструмента вверх для закрытия скважины и записи кривой восстановления давления; в компоновку МИК-95 вместо УВР включается компенсатор, служащий только для обеспечения свободного хода испытателя пластов;

 

ПР- пробоотборник, устанавливается ниже УВР в многоцикловом испытательном оборудовании диаметрами 146,127,80 мм., при работе без УВР пробоотборник располагается в самом низу сборки под безопасным замком ( МИГ-146, МИГ- 127); в многоцикловом оборудовании диаметром 95 мм  пробоотборник устанавливается непосредственно под  испытателем пластов выше компенсатора, так как он приводится в действие  механическим путем при сжатии испытателя, подвижный шток которого открывает клапаны пробоотборной камеры;

 

М- третий переводник для установки приборов, располагается под испытателем выше ясса (или пробоотборника, если последний установлен в сборке); он служит для регистрации давления при спуско- подъемных операциях и во время испытания в полости под испытателем пластов, что дает информацию о работоспособности расположенных  ниже узлов, их закупорке; при дефиците манометров третий манометр  обычно исключают из компоновки;

 

ЯГ- ясс гидравлический используется во всех комплектах  испытательного оборудования;

 

БЗ- безопасный замок, устанавливают в оборудовании МИГ;

 

 Его спускают без устройства раздельного вращения, так как при наличии УРВ невозможно отвинтить инструмент в запасном замке; БЗ может быть использован во всех компоновках оборудования КИИ.

 

 


 

2.            Подготовительные работы к испытанию

 

К подготовительным работам на скважине  для проведения операций по испытанию пластов относятся работы: подготовка ствола скважины к испытанию ( проработка скважины) и отработка промывочной жидкости, а в случае необходимости- забуривание зумпфа или установка цементного моста, и исследовательские работы по изучению состояния ствола скважин с целью оценки возможной продолжительности пребывания инструмента на забое в неподвижном состоянии  и определения возникающих сил трения при возвратно- поступательном  перемещении колонны бурильных труб по стволу скважины.

 

 

 

2.1. Подготовка скважины к испытанию

 

2.1.1. Ствол скважины должен обеспечивать нормальное  прохождение пакера  при спуско – подъемных операциях испытательного оборудования, посадки и затяжки должны быть исключены. В месте установки пакера участок ствола скважины должен быть ровным ( без каверн).

 

2.1.2.   Проработка ствола скважины должен осуществляться, если при спуско – подъемных операциях в период бурения возникли посадки и затяжки бурильного инструмента (превышающие 40 кН).

 

2.1.3.    обработка промывочной жидкости – приведение ее параметров в строгое соответствие с требованиями геолого- технического наряда- должна осуществляться при любых работах по испытанию скважин независимо от длительности операции и устанавливаемых депрессий на пласт.

 

Скважину следует промыть в два – три цикла. В случае высокой плотности промывочной жидкости ) 1,6-2,0 г/см3 ), а также при наличии свариваемости в среде высоких температур и давления необходимо  в интервал испытания закачать порцию термостойкого неутяжеленного глинистого ( или какого-либо другого) раствора в объеме, в 2 раза  превышающем объем скважины в интервале испытания.

 

2.1.4.   Забуривание зумпфа следует осуществлять в тех случаях, если ствол скважины осложнен кавернами или сужениями, препятствующими нормальному прохождению испытательного оборудования с пакеров по стволу, и есть опасение, что такая ситуация будет сохраняться при вскрытии интервала испытания.

 

Забуривание зумпфа начинается за 5-10 м до кровли объекта, намеченного к испытанию, колонковым долотом, диаметр которого  на 1-2 номера меньше диаметра основного ствола.

 

2.1.5.   Установка цементного моста в открытом стволе производится при необходимости испытания объекта, значительно удаленного от забоя скважины ( на 100-200 м и белее), если отсутствует оборудование , позволяющее осуществлять селективное испытание на любом расстоянии от забоя скважины.

 

Мощность цементного моста должна быть не менее 50 м. Перед испытанием объекта с использованием хвостовика верхняя часть моста должна быть проработана на 10-15 м. от прочного камня. Устойчивость моста должна быть проверена максимально возможной нагрузкой, создаваемой бурильным инструментом. Особое внимание следует уделять  качеству установки цементного моста, так как при работе с ИПТ на него действуют повышение нагрузки.

 

 


 

 

2.2. Определение времени безопасного пребывания инструмента на забое скважины

 

2.2.1.   Безопасная продолжительность испытания определяется состоянием ствола скважины и возможностью прилипания инструмента при неподвижном его положении в скважине. Проверка состояния скважины  на прилипаемость бурильного инструмента осуществляется прежде всего в тех случаях, когда в процессе бурения этот эффект наблюдается при остановках бурильного инструмента.

 

     При планировании операций с продолжительными периодами отбора жидкости из пласта и восстановлении давления ( более 5 часов) также  необходимо произвести проверку открытого ствола « на прихват».

 

2.2.2.   Проверка на прилипаемость осуществляется после последней промывки скважины перед подъемом бурильного инструмента и приведением параметров промывочной жидкости в соответствие с геолого- технологическим нарядом.

 

Бурильный инструмент устанавливается на забое с разгрузкой по индикатору веса на 150-200 кН. Затем поднимают инструмент на 3-5 м, записывая показания веса на крюке при отрыве инструмента от забоя и его подъеме. Эти контрольные замеры характеризуют подъем инструмента  с забоя при полном отсутствии признаков прихвата.

 

Повторно разгружают инструмент на забое, оставляя его без движения в течение времени (15-20 мин.), выбираемого исходя из данных о затяжках при бурении. Затем снова поднимают инструмент на 3-5 м. и вновь записывают показания индикатора веса. Если эти показания будут такими же, как и в первом случае, то проверку « на прихват» продолжают , увеличивая продолжительность циклов неподвижного пребывания инструмента на забое скважины на 20-30 мин. При отсутствии затяжек эту операцию продолжают до 3-5 ч.

 

2.2.3.   Выбираемые продолжительности периодов  притока или восстановления давления не должно превышать найденное указанным выше способом время безопасного пребывания инструмента в забое в неподвижном состоянии.. Таким образом, поскольку для переключения режимов испытания колонна бурильных труб вращается для смены позиций запорного клапана при использовании оборудования типа КИИ или вертикального страгивания  инструмента при использовании оборудования типа МИГ, то найденное время  неподвижного пребывания инструмента за забое можно отнести к какому- либо одному периоду испытания.

 

Необходимо предусмотреть промежуточные промывки скважины при  продолжительности процесса проверки на прихват более 1,5 час.

 

2.2.4.   Общее возможное время испытания

 

t0=ntб, n=1

 

где n-число планируемых периодов; tб – время безопасного (неподвижного) пребывания инструмента на забое скважины.

 


 

 

2.3. Определение места установки пакера

 

2.3.1.   Интервал испытания - участок ствола скважины между пакером и забоем при изоляции пласта одним пакером сверху или между двумя пакерами при выполнении селективных испытаний, когда пласт изолируется в кровле и подошве.

 

2.3.2.   Для точной установки пакеров в кровле или подошве продуктивного пласта необходимо учитывать возможные погрешности замером глубины скважины каротажным кабелем. Величина погрешности равна:

 

                        E=(hк hтр ) /hк                              (2.2)

 

 

 где  hк , hтр– глубина скважины соответственно по каротажному замеру и замеру бурильных труб.

 

    Поэтому при определении места установки пакера Нф необходимо ориентироваться не на точную глубину Нh, а на некоторый интервал в пределах выбранной глубины пакеровки, т.е.:

 

Нф = Нп  + ЕНп                      (2.3)

 

                                                                      -

 

В связи с этим по кавернограмме выбирают такой «ровный» участок, находящийся выше продуктивного пласта, длина которого превышает длину возможного расположения пакера в стволе скважины вследствии неточности замеров длины кабеля и бурильных труб.

 

Минимальная длина «ровного» участка lопределяется по формуле:

 

l=ЕНп + Z          (2.4)

 

 Чем точнее будет длина колонны бурильных труб, тем меньше будет величина относительной погрешности замера глубины установки пакера каротажным кабелем и бурильными трубами.

 

   
 
          Если по кавернограмме не удается найти « ровного» участка длиной 
l, то необходимо для надежной установи пакера  применить метод точной привязки.

 

2.3.3.   Выбор интервала установки пакера на основе метода точной привязки заключается в следующем: кавернометрию (профилеметрию) и каротажные замеры следует проводить одним и тем же подъемником. После этих работ  спускаются бурильные трубы с воронкой так, чтобы  последняя находилась на 15-20 м. выше выбранного места установки пакера. Затем спускается каротажный зонт через бурильные трубы и делается каротажная запись участка открытого ствола скважины ниже труб. Так им образом определяется положение воронки относительно каротажной записи разреза скважины, и по этим данным рассчитывается длина хвостовика. По этому методу отклонение глубины установки пакера от выбранной не превышает 0,5 м.

 

2.3.4.   Другой способ точной привязки связан с фиксированием магнитным локатором местоположения всех замковых соединений труб, спущенных для подготовки скважины к промыслово- геофизическим исследованиям. Сопоставлением диаграмм магнитного локатора и каротажа уточняется длина колонны труб и определяется « площадка» для установки пакера.

 

2.3.5.   Точность определения места установки пакера может быть повышена при «привязке» пласта к забою скважины. При этом по каверномеру определяется расстояние lот забоя скважины до «ровного» пласта. Поскольку интервалы испытания обычно не превышают 100 метров, то ошибка в подборе длины хвостовика не будет превышать 1-2 метра. Этим и определяется допустимый  интервал выделенного по кавернограмме

 

« ровного» участка ствола скважины.

 

2.3.6.   При испытании пластов, значительно удаленных от забоя с опорой на стенки скважины следует применять способ контроля точности установки пакера, разработанной во ВНИИНПГ, который заключается в следующем.

 

В компоновке испытательного оборудования  устанавливается репер. При спуске испытателя за 50-75 м. до предлагаемого интервала испытания и места пакеровки, выбранного по кавернограмме (профилеграмме), производят запись кривой магнитной локации замковых соединений и отбивку репера по кабелю. По замерам уточняют длину труб и расстояние до места установки пакера. Точность привязки испытываемых пластов обеспечивается комплектованием магнитного локатора с прибором гамма- каротажа, диаграмма которого сопоставляется с ранее записанной.

 


 

 

3.Проведение испытания

 

3.1. Подготовка оборудования к работе

 

3.1. Подготовительные работы.

 

3.1.1. Перед началом проведения испытания должен быть выполнен  комплекс работ по проверке состояния бурильных труб, подготовки элементов устьевой обвязки и сборке узлов ИПТ в соответствии с требованиями безопасного производства работ  (см. раздел 7).

 

3.1.2.При сборке компоновки ИПТ хвостовик желательно собирать из гладких утяжеленных бурильных труб. Такой хвостовик имеет те  преимущества, что

 

-       обеспечивает возможность работать при повышенных статических и динамических нагрузках, более прочен;

 

-       легче извлекается из скважины при оседании утяжелителя , обломков пород на забое, отсутствие замковых соединений  снижает сопротивление его движению при контакте со стенками скважины.

 

3.1.3. Для облегчения условий спуска пакера в скважину необходимо, чтобы вес нижерасположенного хвостовика с фильтром был равен не менее 10 кВ. Это предотвратит преждевременное сжатие резинового элемента при возникновении повышенных давлений под пакером Особенно это касается работ с опорой на стенки скважины, где необходимо подвешивать ниже пакера длинный хвостовик (для 114 мм труб 30-40 м).

 

3.1.4. Нагрузку на пакер лучше создавать не разгрузкой 400-600 метров нижней части колонны труб, а с помощью нескольких УБТ, которые следует устанавливать над комплектом ИПТ. Тогда упрощается контроль за процессом испытания (не требуется учитывать сложные особенности деформации труб над пакером, снижается вероятность прилипания инструмента). Кроме того, улучшаются условия работы гидравлического ясса за счет того, что УБТ действуют как сосредоточенный груз, подвешенный на колонне труб: сила удара ясса при извлечении инструмента,  определяется  в основном массой УБР.

 

 


 

3.2. Спуск ИПТ в скважину

 

3.2.1.   В соответствии с выбранной компоновкой последовательно спускаются в скважину секции оборудования. Так, при испытании скважины с опорой на забой испытателем типа КИИ сначала спускают хвостовик, состоящий из фильтра и бурильных труб ( при необходимости- утяжеленных бурильных труб) с заглушкой на конце. Затем пакер с предохранительным переводником, пробоотборник, испытатель пластов, запорный клапан. В зависимости от выбранной схемы в компоновку включают один, два или три переводника с манометрами, которые устанавливаются в соответствующих местах сборки. При необходимости в компоновку включают дополнительные узлы: левый переводник, безопасный замок, ясс.

 

Через две- три свечи над запорным клапаном устанавливается циркулярный клапан. Затем в скважину спускают бурильные трубы, утяжеленные в нижней части колонны , или трубы, имеющие повышенную прочность. В средней части колонны трубы могут быть меньшей прочности, в верхней- должны быть трубы повышенной прочности.

 

3.2.2.   При использовании циркулярного клапана механического действия не следует выше его устанавливать какие- либо приборы.

 

3.2.3.   При спуске оборудования все замковые соединения  бурильных труб и испытательного комплекса, расположенного выше пакера,  необходимо уплотнить с помощью ленты «ФУМ» или пенькового шнура.

 

Резьбовые соединения смазывают консистентной смазкой и крепят АКБ или машинными ключами до полного схождения торцов.

 

3.2.4.   Герметичность бурильной колонны контролируют по наличию уровня жидкости в кольцевом пространстве.

 

3.2.5.   Скорость спуска оборудования при отсутствии осложненных интервалов ствола скважины, уступов и сужений не должна превышать 1,5 м/с.

 

В момент входа ИПТ из башмака технической колонны и при  прохождении инструмента в суженных интервалах ствола скорость спуска сокращается до 0,5- 1,0 м/с.

 

Нельзя допускать резких остановок, торможений и ударов элеватора с колонной труб о ротор. Длина тормозного пути при посадке инструмента на ротор должна быть не менее 2 метров.

 

3.2.6.   В интервалах посадок нельзя допускать разгрузку инструмента более чем на 30-50 кН

 

(3-5 делений по индикатору), что может привести к преждевременному открытию приемного клапана испытателя .Сжимающая механическая нагрузка на испытатель должна быть кратковременной ( не более 15-20 с).

 

 После каждой посадки необходимо поднять инструмент на 2-3 метра и затем с расхождением без подворачивания ротором продолжать спуск. В случае значительных посадок оборудование следует поднять для переподготовки скважины.

 

3.2.7.    Заливку труб водой или глинистым раствором производят каждый раз после спуска очередных 5-10 свечей колонны бурильных труб.

 

Для предохранения каналов клапанов испытательного оборудования от засорения первую свечу над циркулярным клапаном необходимо заполнять отработанным, хорошо очищенным термостойким раствором.

 

3.2.8.   При планировании работ с жесткой обвязкой устья по окончании спуска производится поворот последней трубы с закрепленной на ней устьевой вертлюжной головкой (при отсутствии последней может быть использована цементировочная головка).

 

3.2.9.   Вертлюжная устьевая головка (цементировочная) через шарнирные соединения и трубки высокого давления присоединяется к заранее подготовленным элементам устьевой обвязки ( раздел 7) и дополнительно опрессовывается при закрытом шаровом кране на полуторократное ожидаемое устьевое давление.

 

 

 


 

3.3. Установка пакера

 

3.3.1.   Частичной разгрузкой колонны бурильных труб создают сжимающую нагрузку на испытательное оборудование и пакер. Через 30-120 секунд после создания нагрузки закрывается уравнительный  и открывается впускной клапан испытателя. Момент открытия клапана фиксируется на устье по показаниям индикатора веса.

 

3.3.2.   После открытия приемного клапана испытателя проверяют герметичность установки пакера по уровню жидкости в  затрубном пространстве. При падении уровня скважину доливают. Если при доливе промывочной жидкости в скважину уровень восстанавливается, то это свидетельствует о негерметичности пакеровки.

 

Колонну бурильных труб приподнимают на 2-3- метра и повторяют попытку установить пакер с увеличением нагрузки на него на 20-25%. Если вновь пакер установить не удается , то необходимо произвести подъем оборудования и после переподготовки скважины к испытанию повторить спуск оборудования в скважину.

 

 


 

3.4. Снятие пакера

 

3.4.1. При снятии пакера инструмент медленно приподнимают ( остановками на 1,5- 2 минуты). Если пакер сразу не снимается, то продолжают увеличивать нагрузку  на 20 , 30,40,50 кВ.

 

Натяжку делают постепенно, доводя нагрузку на крюке до величины, превышающей 10-15% натяжку , необходимую для открытия уравнительного клапана. Если в этом случае пакер не снимается, натяжку повышают с остановками 2-3 минуты до срабатывания ясса.  Удары ясса повторяют до снятия пакера.

 

3.4.2. Если оторвать инструмент от забоя не удается, то необходимо восстановить циркуляцию, промыть скважину и повторить работы по расхождению инструмента до срабатывания ясса. При отрицательном результате дальнейшие работы проводить по специальному плану, как аварийные.

 

 


 

3.5. Подъем инструмента

 

3.5.1. После снятия пакера осуществляют подъем колонны труб до появления уровня жидкости в устье. Затем, воздействуя на   исполнительный узел циркуляционного клапана механическим или гидравлическим путем, открывают его отверстия, сообщая внутреннюю полость бурильных труб с затрубным пространством, и производят обратную промывку. При работе с гидравлическими циркуляционными клапанами с помощью цементировочного агрегата через устьевую головку создают  избыточное давление в трубах для срабатывания циркуляционного клапана, а при установки циркуляционных клапанов механического действия их вскрытие осуществляют срабатыванием внутри бурильных труб тяжелого груза ( например, штока)

 

3.5.2. В случае испытания с заливкой до устья или подъема уровня залитой жидкости до устья во время испытания инструмент приподнимают от забоя на 10-15 метров и производят открытие циркуляционного  клапана. После замещения жидкости в трубах глинистым раствором продолжают подъем оборудования на поверхность. При подъеме необходимо доливать промывочную жидкость в затрубное пространство.

 

3.5.3. При подъеме испытательного оборудования нельзя допускать поршневания скважины. Первым признаком начинающего поршневания являются затяжки инструмента. В таком случае подъем следует  прекратить и приступить к расхаживанию инструмента. Расхаживание необходимо производить до полного исключения  явления поршневания. Допускается расхаживание инструмента сочетать  с поворотом вправо и проиывкой.3.5.4.  После подъема испытательного оборудования на поверхность разъединяют его секции, которые тщательно промывают водой из глубинных манометров извлекают бланки и оборудование перевозят на базу.

 

 


 

4. Выполнение операций в осложненных скважинах

 

4.1. Особенности работ

 

4.1. Особенности работ.

 

4.1.1. При проведении операций с ИПТ в осложненных стволах скважин возможно применение хвостовиков длиной до 100 м и более. В этих случаях необходимо более тщательно выполнять подготовительные  работы по проработке ствола скважины, выравниванию свойств промывочной жидкости и особенно проверке скважины на « прихват». Следует уделить особое внимание выбору труб для хвостовика по прочности удовлетворяющих возможным повышенным статическим и динамическим нагрузкам при пакеровке.

 

5.Меры безопасности при испытании

 

5.1. Общие положения и организация работ

 

5.1.1. Испытание скважин в процессе бурения должно носить плановый характер. Работы с ИПТ планируются, начиная с проектов на разведочные месторождения и кончая геолого – технической документацией на строительство индивидуальной скважины.

 

5.1.2. Испытание каждого объекта должно производиться по специальному плану, согласованному с геологической службой и утвержденному главным инженером экспедиции. В плане указывается цель испытания, тип применяемого оборудования, излагаются основные технологические параметры процесса, указывается на возможные осложнения и меры по их предупреждению, приводятся основные требования к обеспечению безопасности работ, назначается ответственный руководитель из числа инженерно – технических работников, имеющих опыт работы с ИПТ. Ответственный руководитель несет полную ответственность за безопасное производство работ.

 

     Планы на испытание особо сложных объектов должны согласовываться с ВПФЧ и утверждаться вышестоящей организацией.

 

     Всякие изменения и дополнения к плану должны оформляться самостоятельным документом и утверждаться в том же порядке что и основной план.

 

5.1.3. О готовящемся испытании объекта ИПТ в процессе бурения скважины минимум за 3 дня до начала работ должен быть извещен представитель ВПФЧ, курирующий данную экспедицию.

 

     Испытание особо сложных объектов без присутствия на буровой представителя ВПФЧ и его письменного разрешения на производство работ запрещается.

 

5.1.4. Работы по испытанию объектов с помощью ИПТ выполняются буровыми бригадами под руководством специалистов из числа инженерно-технических работников в ПГО, имеющих специализированные предприятия по испытанию скважин или геофизические экспедиции, которым переданы объемы работ с ИПТ, для испытания выезжают обученные отряды (группы) во главе с начальником отряда (группы), являющимся ответственным за технически грамотное производство работ. Ответственность за безопасность работ устанавливается взаимоотношениями межу нефтегазоразведочной экспедицией и специализированным предприятием, обусловленным договором.

 

5.1.5. Члены буровой бригады и рабочие вспомогательного производства, участвующие в работах должны быть проинструктированы по безопасному ведению испытания. При инструктаже разбираются вопросы возможных осложнений, связанных с нефтегазопроявлениями, и действия членов бригады по их предупреждению и ликвидации. Инструктаж проводится ответственным руководителем работ и фиксируется в журнале по технике безопасности как инструктаж на рабочем месте.

 

5.1.6. Запрещается проводить испытание в скважинах при наличии нефтегазопроявлений, поглощений или других осложнений, препятствующих нормальному процессу бурения и выполнению спуско-подъемных операций без промежуточных промывок.

 

5.1.7. Запрещается производство работ с ИПТ на скважинах, устье которых не оборудовано превентором.

 

5.1.8. Испытание должно производиться оборудованием промышленного производства. Все нестандартные узлы (не входящие в комплекты выпускаемого испытательного инструмента) должны быть выполнены в соответствии с действующими требованиями. На каждый такой узел составляется технический паспорт.

 

5.1.9. При работе с ИПТ на скважине должен быть запас промывочной жидкости в количестве не менее двух объемов скважины. Для скважин с залежами, имеющими АВПД, допускается иметь запас бурового раствора в количестве одного объема скважины. Этот объем должен участвовать в циркуляции. Кроме того, на скважине должен быть запас материалов (глина, химреагенты, утяжелитель), достаточный для приготовления раствора соответствующих параметров в количестве полутора объемов скважины.

 

 


 

5.2. Подготовка оборудования и скважины к испытанию

 

5.2.1. Перед испытанием объекта производится проверка состояния наземного оборудования в том же объеме, что и перед проведением

 

5.2.2. Проверяется состояние и работоспособность противовыбросового оборудования. Перед испытанием особо сложных объектов ПВО дополнительно опрессовывается, о чем составляется соответствующий акт. Данные о проверке работоспособности ПВО отмечается в буровом журнале.

 

5.2.3. Обвязка циркуляционной системы должна обеспечивать постоянный долив скважины в затрубное пространство, возможность дегазации раствора, перекачку бурового раствора из запасных емкостей в приемную и доливную.

 

5.2.4. Обвязка устья скважины выбирается в зависимости от реологических задач, состояния и прочностных характеристик используемого оборудования и инструмента, состояния ствола скважины, ожидаемого устьевого давления и насыщенности пласта.

 

5.2.4.1. Если минимально необходимый объем притока (из геологических и технологических соображений) меньше максимально допустимого объема притока из условия прочности бурильной колонны на смятие и рабочего давления бурового рукава с соответствующим запасом прочности, то специального оборудования на устье скважины не устанавливается. Последним элементом в мере инструмента является квадратная штанга, соединенная буровым рукавом с манифольдом. Между последней бурильной трубой и квадратной штангой устанавливается шаровой кран.

 

5.2.4.2. При необходимости получить большой объем притока  (вплоть до фонтанирования) и достаточной прочности бурильной колонны, устье скважины оборудуется специальной устьевой головкой. Между устьевой головкой и бурильными трубами устанавливается шаровой кран.

 

5.2.4.3. Обе схемы обвязки устья скважины предполагают:

 

-       использование превенторных отводов, один из которых через штуцерную батарею обязан с дегазационной емкостью;

 

-       обязательный монтаж мерной емкости и ее жесткую связь с превенторным отводом;

 

 

-       возможность прямого и обратного прокачивания бурового раствора как буровым насосом, так и цементировочным агрегатом;

 

-       отвод полученного из пласта продукта за пределы буровой и при необходимости из скважины.

 

5.2.5. Наличие цементировочного агрегата на буровой и включение его в схему обвязки при испытании особо сложных объектов обязательно. В остальных случаях, особенно в труднодоступных районах допускается работа без цементировочного агрегата.

 

5.2.6. Проверяется состояние колонны бурильных труб и по степени износа определяется их класс (табл. 5.1). Испытание объектов ИПТ на трубах IIIкласса запрещается.

 

    Для испытания особо сложных объектов должны использоваться только трубы Iкласса.

 

5.2.7. При планировании испытания предположительного водо- или нефтенасыщенного горизонта допускается визуальная оценка герметичности бурильной колонны  по материалам предшествующих долблений турбинным способом бурения. При испытании особо сложных объектов и бурении скважины роторным способом колонна бурильных труб должна быть предварительно опрессована на давление на 10% превышающее ожидаемое устьевое. Результаты опрессовки оформляются актом.

 

5.2.8. Все дополнительные узлы, включенные в типовую обвязку устья скважины при бурении (здвижки, устьевая головка, элементы нагнетательных и отводных линий, шаровой кран) должны быть опрессованы на полуторократное ожидаемое давление (устьевое). Результаты опрессовки оформляются актом.

 

5.2.9. Если последним звеном компоновки является квадратная штанга, то она совместно с вертлюгом, буровым рукавом, манифольдом должна быть опрессована на полуторакратное ожидаемое устьевое давление (в соответствии с предварительными расчетами).

 

5.2.10. Рабочая площадка у устья скважины, приемные мостики и подходы к ним должны быть очищены от раствора замазученности. Оборудование и инструмент, не имеющие отношения к испытанию, должны быть убраны, чтобы не мешать перемещению персонала в процессе испытания.

 

5.2.11. На приемных мостках перед началом спуска ИПТ должна быть подготовлена запасная труба с навернутым на нее аварийным обратным клапаном (шаровым краном или устьевой головкой с крном высокого давления). Диаметр трубы должен соответствовать плашкам превентора.

 

5.2.12. Перед началом спуска ИПТ должна быть проверена чистота превенторных отводов и всех элементов обвязки устья. В зимнее время после окончания спуска ИПТ перед установкой пакера обязательно продуть сжатым воздухом нагнетательные и отводные линии.

 

5.2.13. Испытательное оборудование должно быть подготовлено к работе в полном соответствии с требованиями по сборке и эксплуатации. Ответственность за возможные осложнения, связанные с некачественной подготовкой испытательного оборудования к работе, несет ответственный руководитель работ или начальник отряда (группы), если испытание выполняется подрядной организацией.

 

5.2.14. Мера инструмента подбирается с таким расчетом, чтобы за 1м до места установки ИПТ и при посадки его в зоне плашек превентора находилось тело трубы, а не замок. Мера инструмента также должна быть подобрана с целью максимального приближения к стволу ротора устьевой головки. В противном случае должна устанавливаться площадка с перилами и лестницей.

 

5.2.15. Перед испытанием объекта необходимо провести кавернометрию ствола скважины в интервале: забой – 100+150 м и выше.

 

5.2.16. Последний спуск инструмента на бурение перед испытанием должен производиться с обязательной проработкой всех ранее отмеченных интервалов затяжек и посадок. При наличии значительных затяжек при подъеме инструмсента ствол скважины дополнительно прорабатывается и промывается. Продолжительность промывки определяется необходимостью полного выравнивания параметров полногго бурового раствора в соответствии с требованиями ГТН и не должна быть меньше 1,5-2,0 циклов.

 

5.2.17. Перед испытанием объекта проводятся работы по определению допустимого стояния ИПТ на забое по описанной выше технологии. Применение испытателей пластов в поисковых скважинах без предварительного определения допустимого времени испытания запрещаются.

 


 

 

5.3. Производство работ.

 

5.3.1. Сборка ИПТ производится на приемных мостках секциями по 3-4 узла в каждой. Запрещается неполное свинчивание замковых резьб при сборке ИПТ на мостках.

 

5.3.2. Отдельные секции после подачи их на устье скважины свинчиваются между собой вручную цепными или машинными ключами.

 

5.3.3. Все замковые соединения узлов ИПТ подкрепляются на устье скважины АКБ или машинными ключами. При этом инструмент должен быть закреплен в клиньях ротора или установлен на элеватор или специальный хомут и разгружен. При докреплении необходимо внимательно следить за возможным отворотом в вышерасполоенных резьбовых соединениях. Запрещается докреплять резьбовые соединения инструмента на весу.

 

5.3.4. При спуске необходимо строго соблюдать технологические требования, изложенные в разделе 5. Дополнительно предусматриваются следующие меры.

 

5.3.4.1. В процессе спуска необходимо постоянно следить за герметичностью труб по интенсивности вытеснения бурового раствора из скважины. Периодически после спуска каждых 500-600 м  труб необходимо остановить процесс и в течение не менее 5 минут проследить за состоянием жидкости в затрубном пространстве в трубах.

 

5.3.4.2. Если в ходе спуска ИПТ выход промывочной жидкости из скважины уменьшился, а из бурильных труб перелива или выделения воздуха нет, необходимо уменьшить скорость спуска до 0,3-0,5 м/с.

 

5.3.4.3. Если выход раствора из скважины прекратился совсем, а из трубперелива жидкости или выделения воздуха нет, немедленно начать долив затрубного пространства, посадить очередную трубу на ротор и прекратить спуск до полного восстановления уровня жидкости в затрубном пространстве, при отсутствии признаков разгазирования бурового раствора в скважине спуск ИПТ продолжить, уменьшив, скорость до 0,5-0,7 м/с.

 

5.3.4.4. В случае резкого снижения уровня раствора в затрубном пространстве и обильном выделении жидкости долива или воздуха из труб необходимо:

 

-       немедленно организовать долив свежего бурового раствора в затрубное пространство;

 

-       прекратить спуск ИПТ;

 

-       навернуть запасную трубу с закрепленным на ней обратным клапаном (шаровым  краном или устьевой головкой с краном высокого давления);

 

-       открыть промывочный клапан ИПТ;

 

-       обратным прокачиванием раствора удалить из труб жидкого долива;

 

-       промыть скважину до полного выравнивания свойств раствора;

 

-       приступить к подъему ИПТ.

 

5.3.4.5. Во всех случаях при обнаружении негерметичности инструмента необходимо прекратить спуск, промыть скважину и приступить к подъему.

 

5.3.4.6. При появлении признаков нефтегазопроявлений в ходе спуска ИПТ необходимо:

 

-       в случае незначительной интенсивности проявлений («кипение» раствора) продолжить спуск инструмента до тех пор, пока не начнется перелив. Как только начался перелив необходимо прекратить спуск, навернуть запасную трубу с обратным клапаном, открыть аварийную задвижку на рабочем отводе, закрыть превентор;

 

-       если инструмент спущен до проявляющего пласта, начать закачку промывочной жидкости в трубы с целью открытия циркуляционного клапана, после чего промыть скважину обратной циркуляцией с дегазацией промывочной жидкости через дегазационно-доливную емкость;

 

-       если инструмента спущенно не достаточно, закрыть задвижку на рабочем отводе и наблюдать за темпом роста устьевого давления. При росте его выше давления опрессовки промежуточной колонны производить периодическое стравливание;

 

-       немедленно сообщить о начавшихся нефтегазопроявлениях руководству.

 

5.3.4.7. Ликвидация возникшего осложнения должна производиться по специальному плану обученными специалистами.

 

5.3.5. Непосредственно в процессе опробования наблюдение за интенсивностью проявления пласта по выходу воздуха из труб или по переливу жидкости должно производиться за пределами буровой установки. В пределах буровой контроль за притоком производится по показаниям манометра, газового счетчика или расходомера, если последние включены в схему обвязки устьевого оборудования.

 

     Категорически запрещается использовать для наблюдения различные элементы устьевой обвязки, расположенные в пределах буровой (незаглушенные гнезда под манометры, незаглушенные вводы на  манифольдной линии и др.), и применять открытый огонь для проверки наличия углеводородных газов.

 

5.3.6. Снятие инструмента с забоя по окончании испытания должно производиться с соблюдением всех технологических требований, исключающих возможность нарушения  колонны бурильных труб.

 

 


 

6. Классификация скважин по назначению, виды и способы бурения.

 

 

    Бурение нефтяных и газовых скважин носит название «строительство» поскольку оно является одним из видов капитальных вложений в нефтегазодобывающей промышленности.

 

    По назначению (цели бурения) скважины подразделяются на:

 

-       структурно-поисковые;

 

-       опорно-параметрические;

 

-       разведочные;

 

-       оценочные;

 

-       эксплуатационные;

 

-       нагнетательные;

 

-       контрольные и наблюдательные.

 

По виду бурения скважины делятся на:

 

-       вертикальные;

 

-       наклонно-направленные (одиночные и бурящиеся с кустовых площадок);

 

-       горизонтальные;

 

-       разветвленные (многозабойные);

 

-       бурящиеся на акваториях.

 

Способы бурения нефтяных и газовых скважин:

 

-       роторный;

 

-       с использованием забойных двигателей (трубобуров, роторно- и реактивно турбинных буров, винтовых двигателей, электробуров).

 

 


 

7. Организация буровых работ, технико-экономические показатели строительства скважин.

 

 

  Строительство нефтяных и газовых скважин осуществляется силами самостоятельных специализированных предприятий – управлениями буровых работ (УБР), экспедициями и другими предприятиями – подрядчиками.

 

   Заказчиками строительства скважин могут быть Государственный комитет РФ по геологии, нефтегазодобывающие предприятия.

 

   Основной целью функционирования буровых предприятий является получение прибыли за счет строительства скважин, которые, в свою очередь, становятся основными производственными фондами заказчика.

 

   Строительство скважин – сложный, многостадийный процесс включающий в себя затраты времени на: а) подготовительные – работы к строительству скважины (Тпс); б) строительство или передвижение и монтаж буровой вышки и привышечных сооружений (Тст); в) монтаж бурового и силового оборудования (Тм); г) подготовительные работы к собственно бурению скважины (Тпб); д) бурение и крепление ствола скважины (Тк); е) испытание (опробование) пластов на продуктивность (Ти); ж) демонтаж бурового и силового оборудования, разборку или подготовку к передвижению вышки, привышечных сооружений (Тд).

 

   Выполнение перечисленных этапов работ требует создания в буровом предприятии соответствующих специализированных подразделений. Примерная организационная структура такого предприятия предоставляется следующим образом:

  

   Планово – организационные и оперативно – хозяйственные функции аппарата управления делятся, в основном, на задачи планово – перспективного развития и оперативного развития оперативного управления производством.

 

   В перспективном плане (3-5 и более лет) намечаются основные направления и темпы развития  буровых работ, пути совершенствования техники и технологии.

 

   В текущем плане (годовом) с разбивкой по кварталам приведены этапы строительства скважин (план-график строительства скважин).

 

   Оперативное (месячное, декадное, суточное) планирование представляет собой детальные графики работ на каждом объекте и контроль за ходом выполнения заданий.

 

   Результаты работы бурового предприятия и отдельных бригад оцениваются с помощью следующих технико-экономических показателей (ТЭП):

 

а) механическая скорость проходки- V [м/ч]: эта скорость величина переменная, она меняется даже в течение одного долбления. Средняя vпо скважине равна:

 

V=L/Tб                                                (2.1)

 

где L-длина скважины; Тб - время механического бурения скважины (ч)

 

б) Рейсовая скорость проходки - V [м/ч], характеризует интенсивность углубления за время рейса долота. Средняя Vpпо скважине равна

 

                                Vp=L/(Тб+Тспо+Тн+Твсб)                (2.2)

 

где Тспо, Тн, Твсб- время, затрачиваемое соответственно на проведение спуско-подъемных операций, наращивание инструмента, вспомогательные работы при бурении, ч.

 

в) техническая скорость бурения – Vт [м/ст. м-ц], представляет собой среднюю проходку за 1 станко-месяц производительного времени бурения и крепления скважины

 

                                   Vт=720*L/Тпр                                   (2.3)

 

где Тпр- производительное, т.е. технически необходимое время бурения и крепления скважины, ч.

 

                                   Тпр=Тб+Твсп+Ткр                            (2.4)

 

где Твсп – время, затраченное на вспомогательные работы при бурении и креплении, ч; Ткр- время крепления, ч.

 

г) кеоммерческая скорость бурения – Vк [м/ст. м-ц], представляет собой среднюю проходку за 1 станко-месяц календарного времени бурения и крепления скважины

 

                                    Vк=720*L/Тк                                     (2.5)

 

где Тк - календарное время бурения бурения и крепления скважины, ч.

 

                                     Тк=Тпр+Тнпр                                    (2.6)

 

где Тнпр – непроизводительное время, затрачиваемое на ликвидацию нарушений производственного процесса

 

                                      Тнпр=Тр+То+Та+Тпт                     (2.7)

 

где Тр, То, Та, Тпт– время затрачиваемое соответственно на ремонтные работы (кроме нормативного времени), ликвидацию осложнений, аварий, на простои по организационным причинам.

 

д) цикловая (полная) скорость бурения Vц [м/ст. м-ц], представляет собой среднюю проходку на 1 станко – месяц цикла строительства скважины

 

                                      Vц=720*L/Тц                                     (2.8) 

 

где Тц – продолжительность цикла строительства скважины

 

                                      Тц=Тпс+Тст+Тм+Тпб+Тк+Тн+Тд   (2.9)

 

е) средняя проходка на долото – h[м]

 

                                       h=L/Nш                                              (2.10)

 

где Nш – число израсходованных для бурения скважины долот, шт

 

ж) Процент производительного времени – ПВ [%]     

 

                                       ПВ=(Тпр/Тк)*100                                 (2.11)

 

з) стоимость строительства скважины определяется как для скважины в целом, так и на 1 метр проходки; она зависит от уровня организации буровых работ, геологических условий и вида бурения (в значительной степени от длины скважины). Стоимость 1 метра проходки примерно обратно пропорциональна Vк и вычисляется для одного долбления по формуле:

 

                                        С=[Сд+Сч (Т+Тсоп)]/ h                     (2.12)

 

где Сд, Сч – соответственно стоимости долота и 1 часа работы буровой установки; Т – время долбления; h- проходка за время Т; Тсоп – время,  затрачиваемое на Сд, наращивания и вспомогательные работы н 1 рейс долота (Тсоп=Тспо+Тн+Твсп).

 

Существуют и другие ТЭП строительства скважин.

 

Между скоростями бурения имеют место соотношения:

 

                         V>Vp>Vт>=Vk>Vц                                     (2.13)

 

 


 

8. Бурильная колонна и ее элементы

 

 

   Ведущая труба.

 

    Ведущая труба предназначена для передачи вращающего момента от ротора к бурильным трубам, связи их с вертлюгом, исключения реверсивного вращения колонны труб при бурении с забойным двигателем.

 

    Ведущие трубы имеют квадратное, реже шестигранное сечение: конструктивно они выполняются либо сборными, т.е. состоящими из трех деталей: собственно трубы, верхнего переводника с левыми резьбами для соединения с вертлюгом и нижнего переводника, либо цельными.

 

Дополнительно снизу устанавливается предохранительный переводник (иногда с протектором) – для предохранения ниппельной резьбы нижнего переводника от износа. Протектор представляет собой резиновое кольцо, защищающее обсадную колонну на устье от истирания при вращении и осевом перемещении ведущей трубы.

 

    На концах сборной ведущей трубы нарезается наружная коническая резьба с шагом 8 ниток на длине 1" и конусностью 1:16; причем вверху левая, внизу правая. Ведущие трубы изготавливаются из стали Д и К, переводники – из стали 40ХН. При бурении на нефть и газ чаще всего используются ведущие трубы со стороной квадрата 14 мм (диагональ 178 мм - 5") и 155 мм (диагональ 203 мм-6"). Длина ведущей трубы 14,5-16,5м.

 

    Ведущие трубы цельной конструкции выпускались опытными партиями по стандарту АНИ квадратного и шестигранного сечения длиной 12,2-16,5 м с расстояниями между вершинами граней от 83 до 197 мм из хромоникельмолибденовой стали [5-7].

 

    Прямолинейность – основное технологическое требование к ведущей трубе, поэтому ее транспортировка должна производиться только внутри защитной обсадной трубы.

 

 

    Фильтр для бурильных колонн.

 

    Применяется, в основном, при бурении с гидравлическими забойными двигателями и с гидромониторными долотами для предотвращения попадания в двигатель и насадки посторонних примесей, способных вызвать соответственно их остановку и закупорку. Фильтр, например, типа ФБ состоит из верхнего перфорированного патрубка, фасонного фланца и нижнего патрубка, обеспечивающего устойчивость фильтра [6].

 

  

 

    Переводники.

 

    Применяются для соединения между собой отдельных частей бурильной колонны, имеющих различные присоединительные резьбы.

 

    Переводники изготавливаются трех типов:

 

а) переводники переходные (ПП) с муфты на ниппель и наоборот;

 

б) переводники муфтовые (ПМ) с  муфты на муфту;

 

в) переводники ниппельные (ПМ) с ниппеля на ниппель.

 

    Переводники имеют замковые резьбы ЗН, ЗШ, ЗУ и изготавливаются обычно из стали 40ХН или 40Х [5-6].

 

 


 

   Стальные бурильные трубы (СБТ).

 

   Для бурения на нефть и газ предусмотрен выпуск СБТ диаметром 60-168 мм; наиболее применяемыми являются трубы диаметром 73, 89, 102, 114, 127 и 140 мм.

 

    СБТ могут иметь высадку внутрь или наружу. На концах труб нарезаются трубные резьбы, на которые в условиях трубных баз наворачиваются (при нагреве до 400-450 С) муфтовые и ниппельные детали замка.

 

    Каждая из деталей замка имеет муфтовую часть с внутренней трубной треугольной (8 ниток на 1" для обычных труб) или трапецеидальной (5 ниток на 1" для труб с повышенной прочностью и герметичностью) резьбой и муфту или ниппель с замковой резьбой.

 

    Замки могут быть без присоединительной трубной резьбы и привариваться к телу трубы встык в месте ее высадки.

 

    Типы замков:

 

а) ЗН – с нормальным внутренним проходным каналом, например 3Н-172;

 

б) ЗШ – с широким внутренним проходным каналом, например ЗШ – 178;

 

в) ЗУ - с увеличенным внутренним проходным каналом, например ЗУ – 155;

 

г) ЗШК, ЗУК – со стабилизирующим пояском, обжимающим тело трубы по высадке за трубной резьбой.

 

    Числа в шифре замка – его наружный диаметр в мм; каждому типу замка соответствует определенный размер замковой резьбы, например у замка ЗШ – 178 замковая резьба 3-147, где число означает диаметр основания ниппеля в мм. На замках ЗН, ЗШ, ЗУ замковая резьба имеет 4-5 ниток на  1", а на ЗШК, ЗУК – 6 ниток на 1".

 

   

Плотность стали pm= 7,85 г/куб. см.

 

Модуль Юнга 1 рода Е = 2,06 * Е+05 МПа.

 

Модуль Юнга 2 рода G= 0,80 * Е+05 МПа

 

Коэффициент Пауссона m= 0,28.

 

   Толщина стенок труб от 7 до 11 мм; масса 1 погонного метра (с учетом высадок и замков) от 10 до 47 кг/м; длина одной трубы 6,8 и 11,5 м (при диаметре 60-102 мм) и 11,5 м (при диаметре 114-168 мм).

 

Типы бурильных труб и замки к ним [5-7]:

 

а) ТБВ – трубы бурильные с высаженными внутрь концами, применяются с замками ЗН, Зш и только с ТБВ 127 мм – замок ЗУ –155;

 

б) ТБН – трубы бурильные с высаженными наружу концами, применяются с замками ЗУ;

 

в) ТБВК – трубы бурильные с коническими стабилизирующими поясками и с высаженными внутрь концами, применяются с замками ЗШК и ЗУК;

 

г) ТБНК – трубы бурильные с коническими стабилизирующими поясками и с высаженными наружу концами, применяются с замками ЗУК (за исключением ТБНК 73 мм с замком ЗШК – 108);

 

д) ТБПВ – трубы бурильные с высаженными наружу концами и с приваренными замками, имеющими замковые резьбы, соответствующие замкам ЗУ, ЗН или ЗШ.

 

    Трубы ТБВК , ТБНК обладают повышенной прочностью и герметичностью, за счет наличия на них внутренних упорных торцов, стабилизирующих поясков на замках, которые обжимают тело трубы за трубной резьбой.

 


 

    Бурильные трубы из алюминиевых сплавов (АБТ).

 

    АБТ выпускаются сборной конструкции (в сборе со стальными замками типа ЗЛ и ЗЛК), а также беззамковой конструкции [8].

 

    АБТ сборной конструкции выпускаются с внутренними концевыми утолщениями (диаметром 54-147 мм); с внутренними концевыми утолщениями и с протекторным утолщением (диаметром 129-170 мм). Длина труб 4,5-9,0 м при их диаметре зо 108 мм и 12,0 м – при диаметре свыше 108 мм.

 

    Толщина стенки труб от 7,5 до 17,0 мм.

 

     На концах трубы нарезаются: треугольная трубная резьба (8 ниток на 1") для замков типа ЗЛ; трапецеидальная трубная резьба ТТ (5 ниток на 1") для замков типа ЗЛК (с коническими стабилизирующими поясками).

 

    Замки наворачиваются на трубы в нагретом (до 310-380 С) состоянии с обязательным охлаждением внутренней полости трубы.

 

    АБТ беззамковой конструкции могут быть: с утолщенной до 33-44 мм стенкой (диаметром 146-180 мм); с внутренними и наружными концевыми утолщениями (диаметром 90-146 мм). На концах трубы нарезаются замковые резьбы соответствующего размера.

 

    Механические свойства сплавов для изготовления АБТ приведены в табл. 4.3.

 

 

Механические свойства

 

Марка сплава

 

АК4-1Т1

 

Д 16 Т

 

1953Т1

 

1. Передел текучести, МПа

 

355

 

325

 

480

 

2. Временное сопротивление разрыву, МПа

 

430

 

460

 

540

 

 

Плотность сплавов pm= 2,78 г/куб. см.

 

Модуль Юнга 1 рода Е = 0,71* Е+05 МПа.

 

Модуль Юнга 2 рода G= 0,27 * Е+05 МПа

 

 

 

 


 

9.1.  Долота специального назначения.

 

      

 

     К долотам специального назначения можно отнести фрезеры, зарезные и пикообразные долота, райберы.

 

     Фрезеры забойные предназначены для    торцевого разрушения металлических предметов, оставленных в скважине. Стальной корпус долота имеет замковую резьбу, а его рабочая плоская торцевая поверхность армирована способом пайки пластинами ТС. Применять фрезеры следует вместе с металлошламоуловителем.

 

     Зарезные долота служат для забуривания нового ствола скважины из старого вследствии оставления в нем части бурильного инструмента, необходимости корректировки траектории скважины и др. Основная особенность зарезных долот – это их высокая боковая фрезерующая способность; она достигается путем уменьшения площади и таким оснащением боковой поверхности долота алмазами, композитами или ТС, при котором отношение скоростей разрушения стенок скважины и искусственного забоя имеет наибольшее из возможных значений.

 

     Пикообразные долота предназначены для проработки ствола скважины и разбуривания в обсадной колонне цементного камня. Эти долота имеют заостренную под углом 90 град. лопасть в виде пики. Райбер предназначен для «прорезания» окна в обсадной колонне с целью восстановления в ней проходимости (при смятии колонны) или для забуривания нового ствола. Боковая рабочая поверхность райбера имеет конусную форму  и армирована ТС.

 

 

9.2. Расширители.

 

     Расширители служат  для одновременного с бурением или последующего  расширения пилот – ствола, т.е. для разрушения кольцевого забоя, где внутренний диаметр кольца равен диаметру долота, а наружный – диаметру расширителя. Расширители имеют на концах присоединительные замковые резьбы и могут быть раздвижными (шарошечные) и нераздвижными (лопастные и шарошечные). Переход из транспортного в рабочее положение у раздвижных расширителей осуществляется гидравлическим путем, обратный переход – за счет пружины.

 

     Существуют эксцентрические расширители – лопастные и шарошечные, например типа РАБ.

 

 


 

9.3. Долота для бурения с отбором керна (бурголовки).

 

     Бурголовки, помимо разбуривания забоя скважины и ее стенок, должны также формировать в центре забоя целиковый столбик породы – керн и предотвращать в процессе бурения его повреждения. Бурголовки могут быть шарошечными, с вооружением из алмазов или алмазосодержащих композиций, фрезерно-лопастными.

 

9.3.1. Выпускаются одно, трех – шести и восьмишарошечные бурголовки, предназначенные для отбора керна в породах от мягких до твердых и крепких. Одношарошечная бурголовка состоит из корпуса с замковой резьбой, отверстия, обращенного к керноприемнику, выполненного в пустотелой цапфе и боковых промывочных каналов. Сферическая, со сквозным отверстием шарошка, с продольными промывочными пазами и зубковым вооружением смонтирована на мощной опоре с двумя подшипниками скольжения. Такая бурголовка имеет шифр 6ВК 190/80 С3 и предназначена для отбора керна роторным способом в карбонатных породах средней твердости. Бурголовки с тремя и более шарошками состоят из корпуса с замковой резьбой и керноприемным отверстием, шарошек, смонтированных на осях в пазах корпуса. Промывочная жидкость поступает по специальным каналам в пространства между шарошками минуя полость керноприема. Вооружение шарошек может быть фрезерованным с наплавкой твердого сплава, зубковым (из ТС) и комбинированным. Диаметр выпускаемых бурголовок 139,7-295,3 мм, диаметр обуриваемого керна 40-100 мм, применяются для роторного и турбинного способов бурения.

 

     Примеры записи шифра шарошечных бурголовок:

 

а) К-139,7/67 МС3, где К-для использования с керноприемными устройствами без съемного керноприемника; 139,7 и 67 – соответственно наружный диаметр бурголовки и диаметр керна в мм; МС3 – тип вооружения; б) КС-187,3/40 СТ, где КС – для использования с керноприемными устройствами со съемным керноприемником.

 

9.3.2. Бурголовки, оснащенные алмазами и композиционными, алмазосодержащими материалами.

 

     Алмазные и оснащенные сплавом «Славутич» бурголовки ввиду малой динамичности процесса разрушения горной породы, а следовательно и воздействия на столбик керна в наибольшей степени подходят для бурения с отбором керна как роторным, так и турбинным способами. Главное конструктивное отличие их от АБИ для сплошного бурения состоит в наличии керноприемного отверстия, с отводом от него промывочной жидкости по каналам в корпусе долота к забою.

 

     Вооружение бурголовок матричного вида диаметром 138,1 – 295,3 мм в основном такое же, как и у долот для сплошного бурения; первая буква в их шифре «К», например:

 

     КТСИ 188,9/80 СЗ, где Т – ступенчатая форма торцевой поверхности: С – синтетические алмаза СВС – П в виде цилиндра или его части; И – импрегнированное; С – для пород средней твердости; 3 – номер модификации.

 

     Бурголовки матричного вида позволяют извлекать керн диаметром 40-100 мм.

 

     Бурголовки МСМ с припаянным вооружением из композиционного материала «Славутич» выпускаются диаметром 157,1-214,3 мм (диаметр керна 67-80 мм) для пород средней твердости и твердых. В их шифре после наружного диаметра через косую черту записывается диаметр извлекаемого керна, например: ИСМ 188,9/80 Т.

 

9.3.3. Фрезерно – лопастные бурголовки.

 

     Фрезерно – лопастные бурголовки включают цилиндрический стальной корпус с замковой резьбой, с центральным отверстием для керноприема, трех лопастей с вставками из ТС и промывочных отверстий между лопастями. Они применяются при бурении роторным способом в мягких, малоабразивных породах; диаметры бурголовок 132/50-212,7/80 мм. Основное их преимущество это дешевизна, простота в изготовлении, малая динамичность в процессе бурения.

 

     Конструктивное совершенство бурголовок любого типа оценивается по двум основным показателям:

 

1) коэффициент керноотбора Кко=Dk/D                      (9.1)

 

где Dk, D– соответственно диаметры керна и бурголовки;

 

2) коэффициент керноприема Ккп = Dk / hk               (9.2)

 

где hk– расстояние от забоя до входа в керноприемное устройство долота.

 

     Чем больше значения коэффициентов Кко и Ккп, тем лучше условия для отбора керна. С этих позиций наиболее совершенными являются бурголовки одношарошечные, алмазные, ИСМ и фрезерно – лопастные.

 

 


 

10. Керноприемные устройства.

 

     Керноприемное устройство предназначено для приема, отрыва от массива горных пород и сохранения керна в процессе бурения и транспортирования на поверхность. Оно включает в себя корпус с верхней и нижней присоединительными замковыми резьбами, керноприемник внутри корпуса с кернорвателями и кернодержателем внизу и обратным клапаном вверху (для выпуска из керноприемника жидкости при заполнении его керном и отсечения потока промывочной жидкости). Обратный клапан обычно шаровой; шар бросается в трубы и садится в седло перед началом бурения. Нижняя часть трубы керноприемника входит в кернприемное отверстие бурголовки. Кернорватель может быть:

 

а) цанговым – в виде пружинящего конического кольца со шлицами и щелевой прорезью;

 

б) рычажковым – с откидывающимися под действием собственного веса рычажками – кулачками, прикрепленных к кольцу на шарнирах;

 

в) лепестковым (или пружинным) – с пружинными лепестками, жестко прикрепленными к кольцу (выполняет также функции кернодержателя).

 

     Существуют керноприемные устройства для роторного и турбинного способов бурения, съемным и несъемнм керноприемником.

 

     Для роторного бурения выпускаются секционные устройства с несъемным керноприемником типа СКУ (диаметры наружный 122-203 мм, керна 52-100 мм) и КД11-М 190/80 «Недра» (диаметры наружный 190 мм, керна 80 мм).

 

     Для турбинного бурения выпускаются одно- и многосекционные устройства со съемным керноприемником типа КТД (диаметры наружный 172-240 мм, керна 40-60 мм).Такие устройства представляют собой, по существу, трубобур с полым валом, внутри которого и размещается керноприемник. Эффективность применения того или иного типов бурголовки и керноприемного устройства характеризует показатель выноса керна (в %):

 

  В = 100*(Lk/H)                                  (10.1)

 

где  Lk- длина извлеченного керна; Н – роходка за одно долбление бурголовкой.

 

     Числовая величина В в мягких, несвязанных породах меньше, чем в твердых. При роторном бурении она достигает 30-60%, что примерно в двараза выше этого показателя при турбинном бурении – за счет меньшей динамичности процесса и большего диаметра керна.     

 


 

 

11. Буримость горных пород: расчленение  разреза на интервалы одинаковой буримости         

 

     Для обеспечения возможности проведения анализа отработки долот, прогнозирования показателей бурения, непрерывную изменчивость свойств горных пород (как объекта разрушения долотом) по разрезу необходимо свести к ступенчатой и разбить разрез на интервалы (пачки) одинаковой буримости (ИОБ). Под буримостью, обычно, понимается комплексная характеристика процесса разрушения породы, обусловленная совокупностью природных и производственных факторов.

 

     Чаще всего в качестве показателя буримости используется величина средней за дробление механической скорости бурения: подтверждением правомерности такого подхода является тот факт, что в этом случае обычно границы ИОБ совпадают с границами литолого-стратиграфических интервалов.          

 

     Расчленение разреза на ИОБ производят путем разбиения всей совокупности данных о механических скоростях бурения при работе долот по скважинам на однородные группы с помощью статистических критериев. Существуют соответствующие программы на ЭВМ.

 

     Можно пользоваться и визуальным методом, основанном на анализе характера изменения V по глубине. Для этого в масштабе по оси абсцисс откладывается V, а вниз по оси ординат – отрезок, равный проходке за долбление – h; слева от этой оси составляется литолого-стратиграфическая колонка. Для повышения информативности на одном листе бумаги строятся несколько графиков зависимости V = V (h) для соседних скважин.

 

     Визуальное разбиение разреза на ИОБ осуществляется по принципу значимого изменения уровня V, при этом должны приниматься во внимание границы литолого-стратиграфических интервалов, смены диаметров и типов долот, способов и режимов бурения. В пределах выделенных ИОБ по одной или нескольким скважинам производится сравнение и анализ показателей отработки долот, выбор их рациональных типомоделей, способов и режимов бурения.

 

 


 

12. Режимы бурения, выбор долот, их износ.

 

 

      Под режимом бурения принято пронимать определенное сочетание его параметров: 1) осевой нагрузки на долото; 2) частоты вращения долота; 3) подачи насосов; 4) показатели качества бурового раствора (плотность, водоотдача, вязкость и др.). Существуют понятия форсированного режима бурения (предельно высокие осевая нагрузка и частота вращения долота); силового режима (предельно высокая осевая нагрузка и предельно низкая частота вращения); щадящего режима (предельно низкие осевая нагрузка и частота вращения долота). В общем плане, выбор любого из этих режимов обусловлен стремлением получения оптимального режима бурения, при котором достигается назначенное условие оптимальности (в данном случае, соответственно, максимум механической скорости, максимум рейсовой скорости, минимальное искривление скважины).

 

      Выбор типомодели долот производится исходя из физико – механических свойств горных пород, анализа их отработки в аналогичных условиях, номенклатуры выпускаемых заводами долот, их стоимости. Выбор способов и режимов бурения осуществляется с учетом ограничений (диаметром, глубиной скважины, пластовыми (поровыми) давлениями и температурами, материально – техническими возможностями предприятия и др.) (табл. 12)

 

 

Т

 

12.1. Выбор диаметра, типа и модели долота.

 

 

      Выбор диаметров долот производится совместно с определением количества и диаметров спускаемых обсадных колонн, причем диаметр эксплуатационной колонны назначается исходя из требуемой продуктивной характеристики скважины.

 

      Диаметр долота (D) при бурении под обсадную колонну:

 

D= Dм + bм                                                                                                       (12.1)

 

где Dм- диаметр муфт спускаемой обсадной колонны, мм

 

       bм – требуемый диаметральный зазор между стенками и муфтой обсадной колонной, мм (bм  = 15-20 мм для обсадных колонн диаметром 114-146 мм; bм   = 35-45 мм для труб 273-351 мм; bм  = 50 мм для труб 377 мм и более).

 

      Наружный диаметр предыдущей обсадной колонны (Dок) внутри которой должно проходить долото диаметром Dвычисляется из соотношения:

 

      Dок = D  + bд + 2*t                                                                                     (12.2)

 

где bд – требуемый диаметральный зазор между долотом и внутренней полостью обсадных труб (bд = 10…20 мм, причем bд увеличивается с увеличением D);

 

t– толщина стенки обсадных труб, мм (принимается средняя или наибольшая толщина стенки для данного типоразмера труб).

 

      По результатам расчетов принимаются ближайшие стандартные диаметры долот и обсадных труб.

 

      Выбор типа (одно – трехшарошечное, АБИ, лопастное) и модели (вид вооружения и опоры) долота производится либо на основе анализа отработки долот в ИОБ (по критериям максимальной рейсовой скорости, минимальной стоимости метро проходки и т.д.), либо исходя из физико – механических свойств горных пород проходимого разреза. Согласно классификации, принятой в нефтяной и газовой промышленности, все встречающиеся при бурении горные породы делятся на 12 категорий по твердости (определяемой по методике Л.А. Шрейнера) и на 12 категорий по относительной абразивности (определяемой по износу трущегося о породу вращающегося диска из стали и ТС) (табл. 12.2)

 

Таблица 12.2

 

Классификация горных пород по твердости и абразивности

 

Классификация

 

Категории пород

 

1

 

2

 

3

 

4

 

5

 

6

 

7

 

8

 

9

 

10

 

11

 

12

 

По твердости:

 

группа

 

 

мягкие

 

 

средние

 

 

твердые

 

 

крепкие

 

 

очень крепкие

 

твердость по штампу, МПа

 

<100-250

 

250-1000

 

1000-2000

 

2000-4000

 

4000-7000 и более

 

Абразивность:

 

малоабразивные

 

среднеабразивные

 

высокоабразивные

 

группа

 

 

Примечание: принадлежность какой-л. породы к одной из категорий по твердости совершенно не определяет автоматически ее категорию по абразивности.

 

 

12.2. Рациональная отработка долот.

 

 

Под рациональной отработкой долота понимается такое сочетание параметров режима бурения, времени долбления, при котором достигается назначенное условие оптимальности этого процесса. В качестве такого условия могут использоваться максимум рейсовой скорости, минимум стоимости 1 метра проходки или другие критерии, например:

 

1)    максимум произведения h2 (t)/t, где h (t) – проходка на долото за время  t;

 

2)    резкое снижение механической скорости бурения;

 

3)    максимум произведения  V (t)*t, где V (t) – текущее значение механической скорости бурения;

 

4)    максимум произведения Vр (t)* h (t), где Vр (t) – текущее значение рейсовой скорости бурения;

 

5)    максимум произведения Vр (t)* h (t)/ tи др.

 

 


 

12.3. Износ вооружения долот различных типов.

 

 

      Решающее влияние на износ вооружения АБИ и лопастных долот оказывает мощность трения:

 

      N=f * w * n * R                                                                                        (12.3.1)

 

где f– коэффициент трения, зависящий от абразивных свойств пород;

 

w, n– осевая нагрузка и частота вращения долота;

 

R– радиус вращения рассматриваемого сечения рабочей поверхности долота.

 

      Чем ниже износостойкость элементов вооружения долота и чем ближе они расположены к периферии, тем интенсивней их износ. Этот вывод справедлив и для шарошечных долот.

 

 


 

12.4. Расчет и выбор осевой нагрузки на долото.

 

 

      В общем случае с увеличением W растет V, скорость износа вооружения и опор долота. В зависимости от величины осевой нагрузки на долото, при достаточной для выноса всего образовывающегося на забое шлама подаче насоса (совершенной промывке) могут реализовываться поверхностный, усталостно- объемный виды разрушения горной породы на забое скважины.

 

      В практике бурения выбор осевой нагрузки на долото осуществляется исходя из следующих соображений:

 

1) Удельная осевая нагрузка на долото w=W/D(кН/см) не может превышать максимально допустимую величину из условий долговременной прочности всего долота (шарошечного, лопастного) или его вооружения (АБИ), табл. (12.4).

 

Таблица 12.4

 

Допустимые удельные осевые нагрузки для долот различных типов.

 

 

Допустимая удельная нагрузка (кН/см) для долот

 

ОШ

 

ДШ

 

ТШ

 

ШК

 

ДЛ

 

ТЛ

 

АБИ

 

13-17

 

4-5

 

7-13

 

3-7

 

3

 

4-8

 

5-9

 

 

Примечание: ОШ- одношарошечые долота; ДШ – двухшарошечные долота; ТШ – трехшарошечные долота; ШК – шарошечные колонковые долота; ДЛ – двухлопастные долота; ТЛ – трехлопастные долота; АБИ  - алмазные и долота с алмазосодержащими композициями (ИСМ).Меньшая величина удельной нагрузки соответствует долотам меньшего диаметра; для долот ИСМ диаметром 188 мм и более эта нагрузка может достигать величины 9,5-10 кН/см.

 

      Для лопастных долот существуют также ограничения на величину максимально допустимого из условий прочности долота вращающего момента (линейно связанного с осевой нагрузкой);

 

2) создание высокой осевой нагрузки на долото ограничивается максимальной, практически возможной длиной УБТ в 150-200м;

 

3) верхняя граница осевой нагрузки на долото при бурении с забойным двигателем определяется вращающим моментом на валу двигателя при его работе в рабочем режиме; допустимая удельная осевая нагрузка на долото при этом обычно меньше соответствующей величины, приведенной в табл. 8.4.

 

4) нижняя граница удельной осевой нагрузки на долото определяется величиной приемлемой механической скорости бурения и, практически, не может быть меньше 2 кН/см. Необходимость бурения с такой осевой нагрузкой может возникнуть, например, в случае опасности чрезмерного искривления вертикальной скважины;

 

6)    в зависимости от диаметра долота обычно имеют место следующие уровни удельной осевой

 

 


 

ПОРЯДОК РАБОТЫ С ПРОГРАММИРОВАННЫМ ПОСОБИЕМ И ПРАВИЛА ПОЛЬЗОВАНИЯ ОБУЧАЮЩЕЙ МАШИНОЙ КОБРа-3

 

Настоящая инструкция предназначена для традиционного и программиро­ванного обучения, самоподготовки и проверки знаний второго помощника бу­рильщика (4-го и 5-го разрядов) эксплуатационных и разведочных скважин на нефть и газ.

Материал изложен в виде небольших порций, в конце которых даны ответы на контрольные вопросы, запрограммированные по выборочному ме­тоду обучения. Декады с контрольными вопросами находятся в конце инст­рукции.

Степень усвоения материала данной инструкции при обучении и самопод­готовке и знания обучаемого проверяются в автоматизированном классе охра­ны труда, оснащенном машинами КОБРа-3.

На лицевой панели машины расположены тумблер для включения сети, табло режима работы «Обучение» или «Экзамен», световое табло, состоящее из индикаторной лампы «Оценка» и двух индикаторных ламп «Десятки» и «Единицы» для высвечивания номера вопроса, шесть кнопок для ввода ответа, табло «Повторить» и «Нужна консультация», переключатель «Де­кады» и кнопка «Сброс» для приведения машины в исходное состояние.

В классе обучающие машины всегда готовы к работе. Обучающемуся необходимо лишь включить тумблер «Сеть», при этом загорается табло режи­ма работы «Обучение» или «Экзамен» и высвечивается номер первого во­проса.

При самоподготовке необходимо отвечать на контрольные вопросы декад в той последовательности, в которой они записаны. При этом нужно внима­тельно прочитать вопрос, уяснить его себе и в рабочей тетради кратко за­писать ответ, не обращая внимания на ряд предложенных к данному вопросу ответов. Затем путем сравнения своего ответа и ряда предложенных опреде­лить правильный и нажать кнопку с цифрой, которая соответствует цифре выбранного ответа.

Если введен неверный ответ, высвечивается табло «Повторить». Для уточ­нения ответа необходимо обратиться к тому пункту, который указан в посо­бии после данного вопроса (например, см. п. 1.1). Если и после уточнения будет введен неверный ответ, машина ограничивает возможность третьей попытки ввести ответ и предлагает обратиться за повторной консультацией к инструктору, загорается табло «Нужна консультация». При этом обучаю­щийся записывает номер неверного ответа. По всем неясным вопросам необ­ходимо обращаться к инструктору только после ответа на все десять вопросов порции.

При введении верного ответа машина разрешает отвечать на следующий вопрос, высвечивается номер очередного вопроса. Например, при правильном ответе на первый вопрос (0.1) нулевой декады высвечивается второй во­прос (0.2).

По окончании ответа на десять вопросов машина выставляет оценку, по которой можно судить о достаточности или необходимости дальнейшего обучения или самоподготовки.

Если получена оценка «2» или «3», то, конечно, не следует переходить к освоению следующей порции материала. После усвоения каждой порции и ответа на контрольные вопросы соответствующей ей декады необходимо нажать кнопку «Сброс» (при этом машина возвраща­ется в исходное состояние) и можно переходить к освоению следующей или повторению предыдущей порции. Для перехода к следующей декаде нажимают переключатель «Декады».

 


 

Безопасное  ведение работ вторым помощником бурильщика

 

0.1 Требования по профессиональной подготовленности второго (4-го и 5-го разрядов) помощника бурильщика эксплуатационных и разведочных сква­жин на нефть и газ.

 

 

Необходимый общеобразовательный уровень

Из рабочих каких профессий подготовляется

Необходимый стаж работы по предыдущей профессии (годы)

Метод обучения

Через какой срок повышает квалификацию

8 классов

Из третьих помощников бурильщика эксплуатационных и разведочных скважин на нефть и газ 3-го и 4-го разрядов

2

курсовой

3-4 года

 

Примечание: при бурении разведочных и эксплуатационных скважин на нефть и газ глубиной до 4000 м второй помощник бурильщика должен иметь 4-й разряд, а при глубине скважин свыше 4000 м – 5-й разряд.

0.2 Второй помощник бурильщика должен знать:

 

·       основные требования по охране труда, предусмотренные правилами внут­реннего трудового распорядка;

·       требования техники безопасности к применяемому технологическому и вспомогательному оборудованию, средствам малой механизации и инстру­менту;

·       меры безопасности при эксплуатации технологического, вспомогательного оборудования, механизмов и машин;

·       требования техники безопасности к ручному инструменту, правила поль­зования спецодеждой и индивидуальными средствами защиты *;

·       порядок приема и сдачи вахты;

·       меры безопасности при проведении буровых работ, безопасные приемы работ;

·       технику безопасности в процессе приготовления и химической обработки промывочной жидкости;

·       характеристику вредных веществ, применяемых в процессе бурения сква­жин, их действие на организм человека и меры защиты *;

·       технику безопасности при спуско-подъемных операциях;

·       меры безопасности при цементировании скважин;

·       правила поведения в аварийных ситуациях;

·       технику безопасности при проведении погрузочно-разгрузочных работ и перемещении тяжестей;

·       основные причины пожаров на буровой и меры по их предупреж­дению;

·       меры поведения при переездах к месту работы и обратно *;

·       меры электробезопасности в пределах I группы*;

·       способы оказания первой медицинской помощи *.

* См. «Типовая инструкция программированного обучения безопасному ведению работ для третьего помощника бурильщика» (М., «Недра», 1976).

0.3 Второй помощник бурильщика должен уметь:

 

·       применять безопасные приемы работ при спуско-подъемных операциях, запуске, остановке и устранении неисправностей буровых насосов, приготовлении промывочной жидкости, при погрузочно-разгрузочных работах;

·       правильно пользоваться устройствами малой малой механизации, приспособлениями и инструментом при работе на буровой, при очистке и смазке бурового оборудования и мелком ремонте дощатого настила, приемного моста или пола буровой;

·       пользоваться спецодеждой, средствами индивидуальной защиты, противо­пожарными средствами;

·       оказывать первую помощь пострадавшему при поражении электрическим током, ожогах, ушибах, ранениях и др.;

·       пользоваться медикаментами аптечки первой помощи.

 


 

0.4 Характеристика работ

 

Участвует под руководством бурильщика в работах по подготовке к пуску буровой установки.

Выполняет работы по приготовлению промывочной жидкости. Осуществ­ляет пуск и остановку буровых насосов, наблюдает за их работой, опреде­ляет неполадки и принимает меры к их устранению. Наблюдает за измене­нием уровня раствора в приемных емкостях и обеспечивает своевременность их заполнения или откачку раствора в запасные емкости.

Выполняет верховые работы при спуско-подъемных операциях. Работает на стационарных люльках и механизированных лифтах. Управляет верхними механизмами автоматизированных и механизированных комплексов для про­изводства спуско-подъемных операций.

Участвует в подготовке скважин к спуску обсадных колонн, в процессе спуска колонн работает на специальной люльке, участвует в цементировании скважин и оборудовании устья. Наблюдает за состоянием вышки, за талевой системой и канатами, производит их смазку.

Выполняет работы по опрессовке бурильных труб, а также работы по сращиванию канатов. Участвует в ремонте бурового оборудования.

Участвует в погрузочно-разгрузочных работах и перемещении грузов и бурильного инструмента в пределах территории буровой установки. Участвует и освоении эксплуатационных и опробовании разведочных скважин. По окон­чании бурения и освоения скважин участвует в подготовке оборудования бу­ровой установки к перетаскиванию.

Примечание. Второй помощник бурильщика не должен без указания старшего по смене самостоятельно производить работы в тех местах буровой установки, которые не связаны с исполнением его основных обязанностей. В отдельных случаях, при необ­ходимости выполнения работ в таких местах, второй помощник бурильщика может участвовать только как подсобный рабочий под непосредственным руководством буриль­щика или лица, назначенного по указанию последнего.

0.5 Меры ответственности

 

При нарушении трудового внутреннего распорядка или техники безопас­ности второго помощника бурильщика привлекают к дисциплинарной ответст­венности (замечание, выговор, строгий выговор, перевод на нижеоплачиваемую работу на срок до трех месяцев или смещение на низшую должность на тот же срок, увольнение).

0.6 Периодичность инструктажа и проверка знаний

 

Знания второго помощника бурильщика в области охраны труда проверяют не реже одного раза в год. Повторный инструктаж на рабочем месте проводят не реже одного раза в три месяца. В случаях, предусмотренных положением об обучении, проводят внеочередные инструктажи.

При работе второй помощник бурильщика обязан иметь при себе удосто­верение по технике безопасности.

 


ОСНОВНЫЕ ТРЕБОВАНИЯ ПО ОХРАНЕ ТРУДА, ПРЕДУСМОТРЕННЫЕ ПРАВИЛАМИ ВНУТРЕННЕГО РАСПОРЯДКА

 

В соответствии со ст. 130 Конституции Союза Советских Социалистических Республик каждый гражданин СССР обязан блюсти дисциплину труда. В СССР трудовая дисциплина основывается на сознательном отношении граждан к труду.

Правила внутреннего трудового распорядка имеют целью обеспечить укрепление дисциплины труда, сохранность социалистической собственности, правильную организацию и безопасные условия труда, полное и рациональное использование рабочего времени, повышение производительности труда, вы­пуск доброкачественной продукции, экономию материала, инструмента и не­допущение производственных потерь, дальнейшее развитие коммунистических взаимоотношений.

Второй помощник бурильщика обязан работать честно и добросовестно, блюсти дисциплину труда и выполнять правила внутреннего распорядка; соблюдать в точности и без всяких нарушений установленную продолжитель­ность рабочего дня, использовать рабочее время только для производственной работы, своевременно и точно исполнять распоряжения старшого по смене; поддерживать в должном состоянии рабочее место, своевременно его убирать и чистить, а также соблюдать чистоту на территории буровой установки, пе­редавать сменяющему рабочее место и оборудование и исправном состоянии и чистоте, выполняя все подготовительные операции, связанные с передачей смены; соблюдать требования по технике безопасности, производственной са­нитарии и противопожарной охране, предусмотренные соответствующими ин­струкциями; находиться на рабочем месте в спецодежде, а там, где это пре­дусмотрено, применять предохранительные приспособления.

На непрерывных работах запрещается оставлять работу до прихода сменщика.

Запрещается в рабочее время отвлекать других рабочих смены от их непосредственной работы. Категорически воспрещается курить на территории буровой установки. Курение разрешается только в специально оборудованных местах.

Явка на работу в нетрезвом состоянии считается прогулом.

 


0.7 ТРЕБОВАНИЯ ТЕХНИКИ БЕЗОПАСНОСТИ К ТЕХНОЛОГИЧЕСКОМУ И ВСПОМОГАТЕЛЬНОМУ ОБОРУДОВАНИЮ, СРЕДСТВАМ МАЛОЙ МЕХАНИЗАЦИИ И ИНСТРУМЕНТУ

 

Второй помощник бурильщика обязан знать следующие требования тех­ники безопасности.

Буровая вышка предназначена для подъема и спуска бурильной колонны и обсадных труб в скважину, удержания бурильной колонны на весу во время бурения и для размещения талевой системы, бурильных труб и части - оборудования, необходимого для процесса бурения.

На всех болтовых соединениях буровой вышки должны быть контргайки или корончатые гайки со шплинтами, предотвращающие самопроизвольное раскрепление болтового соединения из-за вибрации вышки.

Буровые вышки для устойчивости укрепляют оттяжками из цельного стального каната. Один конец каната оттяжки крепят к ноге вышки с по­мощью хомута с роликом или через коуш, другой - к якорю с помощью винтовой стяжки. Концы каната закрепляют тремя винтовыми зажимами с расстоянием между ними равным шести диаметрам каната или заплеткой на длину не менее 15 диаметров каната. Оттяжки должны быть всегда в натянутом состоянии, а резьбовые части стяжек смазаны.

Для подъема рабочих на вышку монтируют металлические или деревянные маршевые лестницы с перилами. Ступени лестниц с обеих сторон должны иметь боковые планки или бортовую обшивку высотой 15 см, исключающую проскальзывание ног человека в сторону тетив лестниц. Тетивы деревян­ных лестниц через каждые 2 м должны укрепляться стяжными бол­тами.

0.8 Талевая система состоит из кронблока и талевого блока (или крюкоблока, включающего в себя талевый блок и подъемный крюк), соединенных талевым канатом.

 

clip_image002

Рисунок 1 – Талевая система

 

Кронблок (рис. 1,а) устанавли­вают в верхней части буровой выш­ки. Для его обслуживания устраивают кронблочную площадку. Доски дере­вянных перил площадки должны иметь страховое крепление в виде стального каната диаметром 4-6 мм, пришитого к доскам скобами. Концы скоб должны быть загнуты с обрат­ной стороны досок.

Проемы между площадкой и кронблоком закрывают съемными дере­вянными щитами, надежно закреп­ленными за конструкцию подкронблочной рамы. Стяжные болты креп­ления кронблока к подкронблочным балкам должны иметь контргайки, предотвращающие ослабление гаек вследствие вибрации. Чтобы предот­вратить соскакивание талевого кана­та и оградить вращающиеся ролики, на кронблок надевают предохрани­тельный кожух и закрепляют его спе­циальными болтовыми стяжками. Ко­жух не должен иметь вмятин и дру­гих видимых нарушений.

Талевый блок (рис. 1,б) – это  подвижный элемент талевой системы, закрытой кожухом. Кожух предот­вращает соскакивание дуплин каната с роликов. В верхней его части имеет­ся приспособление для захвата тро­сика противозатаскивателя. Кожух должен быть закреплен так, чтобы его не касался талевый канат.

Талевый стальной канат осуществляет связь талевой системы с буровой лебедкой. Канат должен иметь запас прочности (не менее 3) по максималь­ным нагрузкам, допускаемым на буровой установке.

Подвижный (ходовой) конец талевого каната должен быть надежно прикреплен к барабану буровой лебедки с помощью устройства, показанного на рис. 2, а. Все головки болтов устройства должны быть зашплинто­ваны.

Ходовой конец талевого каната при работе буровой лебедки не должен касаться элементов вышки.

 

clip_image003Неподвижный конец талевого каната крепят к специальному приспособ­лению (рис. 2,б), закрепленному на рамных брусьях основания буровой выш­ки или на отдельном фундаменте анкерными болтами.

На всех анкерных болтах должны быть контргайки. Конец талевого каната закрепляют специальным зажимным устройством С болтовым соедине­нием. Чтобы в процессе работы канат не ослаблялся, применяют контргайки или шайбы гровера. Неподвижная ветвь талевого каната не должна касаться элементов вышки и талевой системы.

 

clip_image005

Рисунок 2 - Крепление

 

Талевый канат в процессе эксплуатации должен регулярно смазываться. Смазка поступает из масленки, смонтированной на талевом блоке, или из масляного бачка, установленного на буровой лебедке. При отсутствии приспо­соблений смазку каната осуществляют вручную. Движущийся канат вручную смазывать запрещается.

Для оснастки талевой системы запрещается применять сращенные ка­наты.

Чтобы обеспечить правильную намотку талевого каната на барабан ле­бедки, устранить рывки и связанные с этим возможные обрывы каната при спуско-подъемных операциях и, следовательно, продлить срок его службы, применяют специальные приспособления: УТК — гасящее колебание каната или ПКНС — направляющее устройство. Схема закрепления УТК на буровой вышке показана на рис. 3.

Для того чтобы не допустить затаскивание талевого блока под кронблок и, как следствие, разрыв каната, что может привести к падению талевого блока и травмированию находящихся внизу людей, применяют ограничитель подъема талевого блока (противозатаскиватель). Противозатаскиватель (рис. 4) автоматически приостанавливает движение талевого блока при при­ближении его на предельно допустимое расстояние к кронблоку и состоит из стального каната и отключающего устройства, смонтированных на буровой вышке.

Канат противозатаскивателя не должен иметь разрывов, узлов, сращен­ных участков. При работе он не должен касаться элементов вышки. Элементы крепления и подвеска каната должны иметь надежные болтовые соединения с контргайками.

Производить какие-либо работы, связанные с перемещением талевой си­стемы с неисправным противозатаскивателем, запрещается.

 

clip_image007

clip_image009

Рисунок 3 – Схема закрепления УТК на буровой вышке

Рисунок 4 - Противозатаскиватель

 

Рисунок 5 – Подъемный крюк

clip_image010Подъемный буровой крюк (рис. 5) предназначен для подвешивания бу­рильных и обсадных труб, вертлюгов, а также для подъема, спуска и под­таскивания вспомогательных грузов при бурении и монтажно-демонтажных работах. Буровой крюк состоит из стопорной защелки 1, фиксирующем ствол крюка, стопорной планки 2, фиксирующей палец крюка, предохранительных скоб 3, рогов крюка, предотвращающих выпадение штропов, и предохра­нительной защелки 4 крюка, предотвращающей выпадение серьги вертлюга.

Все элементы крюка должны быть исправны и надежно закреплены.

Ответьте на контрольные вопросы декады 0.


 

 Элеваторы 

 

0.9 Элеваторы (рис. 6) применяются для захвата и поддержания бурильных труб при спуско-подъемных операциях и при спуске обсадной колонны. На буровой, в зависимости от диаметра бурильных или обсадных груб, применяют элеваторы, отличающиеся размерами, грузоподъемностью и конструктивным исполнением. Наиболее распространенными являются кова­ные корпусные элеваторы (рис. 6,а), состоящие из корпуса 1, дверцы 2, запорного устройства (собачки) 3.

Элеваторы ЭКВ (рис 6,б)      повышают безопасность ведения спуско-подъемных операций, исключают необходимость применения предохранительных шпилек и выполнение операций с ними.

В левой части корпуса элеватора укреплен подпружиненный замок, удерживающий створку в закрытом положении. На створке на шарнирах укреплена рукоятка с эксцентриком, при повороте которой одновременно открываются замок и створка элеватора, Шарнирные самозапирающиеся фиксаторы и проушинах элеватора обеспечивают свободный ввод штропов в проушины м предотвращают самопроизвольное выпадение их в процессе работы. Для вывода штропов из проушин фиксаторы открывают вручную крючком.

Примечание. Ниже рассматриваются безопасные приемы работ при использова­нии элеватора с предохранительными шпильками, более сложного в эксплуатации, чем элеватор ЭКБ.

 

Не допускается работа с элеваторами, если они имеют следующие де­фекты: трещину в корпусе; износ торца элеватора под замок бурильных или обсадных труб более 2 мм; прогнутость нижней торцовой поверхности, при которой уменьшаются размеры проушин и штропы свободно не проходят в проушины; люфт в шарнирных соединениях дверцы элеватора (при этом нижний торец дверцы и торец корпуса элеватора под дверцу находятся не в одной плоскости, при закрытии дверца бьет о корпус, а для надежного за­крытия ее приходится приподнимать); наклеп опорной поверхности - суже­ние диаметра; выступ язычка защелки замка внутри элеватора до внутреннего диаметра; ручка элеватора деформирована, сварные швы нарушены; трещина взамке или в выступах замка элеватора (при осевом перемещении элеватора выступ замка трется о трубу, при этом замок может приподняться и дверца элеватора открыться); заедание в шарнире замка, при котором замок не может свободно вращаться вокруг своей оси; деформация или слом пружины пинта для ушка, ори которых замок самопроизвольно открывается; неисправность фиксирующего устройства замка.

 

clip_image012

clip_image014

clip_image016

Рисунок 6 - Элеваторы

Рисунок 7 - Штропы

Рисунок 8 - Вертлюг

 

Для соединения элеватора с подъемным крюком используют штропы (рис. 7). Штропы 1, вставленные в проушины элеватора, запираются шпиль­ками 2. Шпильки должны быть надежно прикреплены к штропам, по длине должны равняться высоте элеватора, а по диаметру соответствовать диаметру отверстия в проушине элеватора, иметь фиксирующее устройство, предупреж­дающее выпадение их из элеватора.

Штропы должны быть строго одинаковой длины. На теле штропа не должно быть выбоин и трещин.

 


 

Вертлюг

 

1.0 Вертлюг (рис. 8) предназначен для соединения талевой системы с вращающейся колонной бурильных труб; он обеспечивает свободное враще­ние колонны бурильных труб и подачу промывочного раствора через шланговое соединение к вращающейся колонне бурильных труб.

Горловина 1, верхняя крышка 2 и нижний фланец 3 вертлюга должны иметь надежное крепление. Для этого на соединительные шпильки наде­вают контргайки и устанавливают шплинты на головки болтов (нижний фланец).

Масло в масляную ванну вертлюга заливают через отверстие в крышке, закрывающееся пробкой 4 с щупом, при помощи которого контролируют уро­вень масла. Масло заливают при нахождении вертлюга в шурфе. Масло в ванне должно находиться на уровне покрашенной части указателя.

Фланцевое соединение горловины вертлюга и промывочного шланга уплотняют прокладкой.

Шланг для нагнетания про­мывочной жидкости (рис. 9) яв­ляется промежуточным звеном между неподвижным стояком и подвижной частью вертлюга. На обоих концах шланга имеются завулканизированные фланцевые со­единения. По всей длине шланг должен быть обмотан стальным мягким канатом с петлями через каждые 1,5 м. Один конец каната закрепляют на ноге вышки, а дру­гой – на верхней крышке вертлюга.

При роторном бурении нельзя допускать, чтобы шланг касался вращающейся ведущей трубы.

Во избежание порчи резины, не допускается попадание на по­верхность шланга нефти и нефте­продуктов.

 

clip_image018

Рисунок 9 – Шланг для нагнетания промывочной жидкости

 

1.1 Комплекс МСП-2 предназ­начен для механизации трудоем­ких работ при спуско-подъемных операциях и включает в себя следующие  механизмы:   нижний захват свечей, приспособление для автоматической установки свечей на под­свечник АУС, верхний захват свечей, металлическую подставку. Комплекс МОП приводится в действие сжатым воздухом.

Второй помощник бурильщика управляет движением люльки и работой верхнего захвата.

Все механизмы комплекса должны быть надежно закреплены на буровой вышке, а болтовые соединения затянуты и зашплинтованы.

Площадки для обслуживания комплекса МСП должны быть исправны, а перила площадок застрахованы стальным канатом диаметром 4-6 мм, пришитым к доскам скобами, концы которых загнуты с обратной сто­роны.

Второму помощнику бурильщика запрещается самостоятельно произво­дить какие-либо работы по ремонту и регулированию механизмов комплекса. Обслуживание комплекса МСП осуществляет слесарь буровой бригады.

При обнаружении неисправностей и MCП во время визуального осмот­ра или в процессе спуско-подъемных операций второй помощник бурильщика обязан немедленно прекратить работу и доложить о неисправности бурильщику.

Комплекс механизмов АСП предназначен для механизации и частичной автоматизации спуско-подъемных операций и включает в себя талевый блок специальной конструкции, автоматический элеватор, кронблок, механизмы захвата, подъема и переноса свечи, пневматические клинья, встроенные в ро­тор, подсвечники, верхний магазин с центратором, пневматический буровой ключ АКБ, приспособление для смазки резьбы труб.

Второй помощник бурильщика управляет работой механизмов АСП с пульта, расположенного внизу буровой. Ему запрещается самостоятельно производить какие-либо работы по ремонту и регулировке механизмов АСП.

 


 

Стационарная люлька верхнего рабочего

1.2 Стационарная люлька верхнего рабочего (деревянная или металли­ческая) может быть использована для работы при условии, если разница в длинах свечей не превышает 0,75 м и они не выступают над перилами люльки более чем, на 1,2 и менее 0,5 м.

Доски обшивки деревянной люльки должны иметь страховое крепление - стальной канат, пришитый к доскам скобами, концы которых загнуты с обратной  стороны досок. Деревянный пол стационарной   люльки   не   должен иметь уступов и щелей. Основание и пе­рила люльки должны быть надежно ук­реплены   снаружи стальными хомутами, канатами или цепями.   Концы хомутов, канатов и цепей прочно крепят к вышке.

Если полы в люльке металлические, должен быть сооружен теплоизоляцион­ный настил.

Над стационарной люлькой устраи­вают защитный козырек, предохраняю­щий рабочего от атмосферных осадков, а в нижней ее части – металлический от­бойный козырек, предотвращающий за­цепление люльки талевым блоком.

Чтобы не допустить разрушения люльки в случае захвата пенькового ка­ната для захвата бурильных свечей та­левым блоком, канат в своем основании должен иметь ослабленное сечение.

Люльку снабжают звуковой или световой сигнализацией с постом буриль­щика.

Передвижная люлька верхнего ра­бочего ПЛ (рис. 10) служит для пере­мещения верхнего рабочего по высоте (по длине свечей бурильных труб) при спуско-подъемных операциях.

Безопасность и удобство работы в люльке обеспечиваются благодаря сле­дующим конструктивным   особенностям:

·       металлический козырек 1 защищает рабочего от прямых солнечных лучей, атмосферных осадков и падающих сверху предметов;

·       отбойник 4, размещенный в нижней части люльки, предохраняет ее от зацепления с элементами талевой системы;

·       специальное ушко на раме люльки служит для крепления пояса верхового рабочего;

·       в люльке на уровне колен рабочего прикреплена подушка, прошита микропористой резиной; перила люльки также обтянуты резиной;

·       автосбрасыватели 3 шарового типа предназначены для аварийного осво­бождения пенькового каната 6, которым пользуется верховой рабочий при установке свечей бурильных труб за палец и выводе их из-за пальца;     

·       неходовой конец пенькового каната крепится к скользящей втулке 7, которая удерживается на уровне борта люльки пеньковым канатом, рассчи­танным на усилие, не превышающее массу люльки с человеком, что обеспе­чивает разрыв его при затягивании элементами талевой системы и предотвра­щает аварию;

·       движение люльки невозможно, если открыта ее дверь;

·       электропроводка в люльке выполнена в стальных трубках;

·       два самостоятельных несущих каната 5 обеспечивают безопасность, так как в случае обрыва одного из них люлька остается висеть на втором;

·       электрической блокировкой ограничивается ход люльки вверх и вниз до определенной высоты;

·       датчик 2 слабины несущих канатов обеспечивает моментальную оста­новку люльки в случае ее заклинивания в направляющих при движении люльки вниз.

 

 

clip_image020

Рисунок 10 – Передвижная люлька ПЛ

 

Для получения права на управление люлькой второй помощник буриль­щика должен пройти соответствующее обучение, сдать экзамены и получить удостоверение и допуск к работе.

Внутри буровой вышки на высоте балкона монтируют металлические пальцы для установки бурильных свечей. Чтобы пальцы не срывало талевым блоком, их концы выполняют в виде шарнирных головок. Шарнирную головку и сам палец страхуют металлическим канатом, закрепленным за пояс вышки (рис. 11).

Запрещается производить какие-либо работы, если ходовой конец тале­вого каната трется о палец.

 

clip_image022

Рисунок 11 – палец для установки бурильных свечей

Рисунок 12 – Люлька ЛОК

При центрировании труб обсадной колонны применяют люльку ЛОК (рис. 12), которая перемещается как по вертикали, так и по горизонтали, что исключает зацепление ее талевым блоком. 

Люлька снабжена автоматическим стопорным устройством, устанавлива­ющим ее точно против оси скважины. Подъем и спуск люльки осуществляются с помощью ручной лебедки. На рукоятке лебедки имеется храповое устрой­ство, которое удерживает люльку па заданной высоте даже в том случае, если верховой рабочий отпустит рукоятку.

На случай обрыва подъемного троса предусмотрен автоматический ловитель люльки, имеющий вид спаренных рычагов с крючками на концах, а на случай обрыва противогруза для смягчения его удара о заглушки труб направляющей рамы внутри них предусмотрены резиновые поршни воздуш­ного амортизатора.

В люльке имеется откидное сидение, на котором верховой рабочий может отдыхать при перерывах в работе.

1.3 Для приготовления глинистого раствора непосредственно на буровой используют глино- и гидромешалки. Загрузочный люк глиномешалки для без­опасности оборудуется решеткой с запорным устройством. Размеры ячеек решетки не должны быть более 15х15 см. Решетку следует запирать на за­мок, ключ от которого должен храниться у сменного мастера.

Гидромешалка оборудуется предохранительным клапаном диафрагменного типа на входной линии. Диафрагма должна быть только заводского ис­полнения. Обслуживание предохранительного клапана и замену диафрагмы осуществляет второй помощник бурильщика или слесарь.

Гидромонитор гидромешалки должен иметь ограничители движения ство­ла и стопорное устройство для закрепления ствола в нерабочем положении. Резьбовые соединения ствола гидромонитора должны быть прочно закреп­лены.

 


 

 Буровые насосы

1.4 Буровые насосы предназначены для закачки промывочной жидкости в скважину через колонну бурильных труб и выноса разрушенной долотом породы из скважины. При турбинном бурении кроме очистки забоя энергия промывочной жидкости используется для вращения турбобура и закрепленно­го на его валу долота.

На каждом насосе в целях безопасности монтируют предохранительное устройство пластинчатого типа в заводском изготовлении. Предохранитель­ная пластина должна быть только стандартного образца. Ее канавку следует направлять в сторону выброса раствора.

Сливную трубу от предохранительного устройства направляют в прием­ную емкость. Труба должна быть прямолинейной и надежно закреплена.

clip_image024

Рисунок 13 – Блок компенсаторов бурового насоса

Нагнетательный трубопровод надежно крепят к фундаментам, блочным основаниям или проме­жуточным стойкам.

Чтобы уменьшить пульсацию давления прокачиваемой жидко­сти, на буровом насосе устанавли­вают компенсирующее устрой­ство – блок воздушно-гидравличе­ских или пневматических компен­саторов (рис. 13) с предваритель­ным сжатием воздуха или азота. Эксплуатировать буровые насосы при давлении воздуха в компен­саторах ниже указанного в пас­порте завода-изготовителя запре­щается.

Пневматические компенсаторы должны иметь приспособления для про­верки давления сжатия и предохранительный колпак над вентилем для за­качки и спуска воздуха. При наполнении, пневматических компенсаторов воз­духом или инертным газом следует принять меры, исключающие возможность попадания в полость компенсаторов масел и других горючих веществ. Перед ремонтом компенсаторов из них должен быть выпущен воздух или газ и давление в компенсаторе снижено до атмосферного.

В обвязке насосов должны быть манометры: на стояке – для наблюде­ния за давлением прокачиваемой жидкости во время бурения и в насосной – для наблюдения за изменением давления при пуске каждого насоса в ход и работе спаренных насосов в системе.

 


 

 Порядок приема и сдачи вахты

1.5 Порядок приема и сдачи вахты. Подготовка рабочего места и па чале смены в дальнейшем определяет как производительность, так и Османа рийность и безопасность работ. Поэтому каждый член буровой  бригады при приеме вахты особое внимание должен обратить на состояние участка работ.

Во время приема вахты второй помощник бурильщика должен получить полную информацию от сдающего вахту о состоянии рабочих мест, техноло­гического и вспомогательного оборудования, инструмента. Все неисправности, на ликвидацию которых не затрачивается значительное время, устраняют сдающий и принимающий вахту совместно.

При приеме вахты в функции второго помощника бурильщика входит визуальная проверка состояния буровой вышки и установленного на ней оборудования, механизмов и приспособлений, оттяжек, маршевых лестниц и площадок, талевой системы, подъемного крюка, вертлюга, шланга для нагне­тания промывочной жидкости, стояка, МСП, АСП, стационарных и пере­движных люлек верхового рабочего, глиномешалки, гидромешалки, буровых насосов и их обвязки. При этом второй помощник бурильщика обязан:

·       проверить буровую вышку (нет ли недопустимой деформации элементов вышки – поясов, диагоналей, раскосов, подкосов и т. д.), соосность звеньев ног вышки, прочность болтовых креплений отдельных узлов, состояние свар­ных швов;

·       проверить надежность крепления оттяжек к поясам буровой вышки и степень их натяжения, отсутствие разрывов проволочек;

·       проверить маршевые лестницы, переходные площадки и площадки для обслуживания установленного на вышке оборудования и механизмов, отсут­ствие посторонних предметов, опасных проемов, разбитых ступеней и рас­шатанных перил, шероховатостей и острых выступающих элементов на по­верхности перил;

·       особое внимание уделить состоянию электропроводки и светильников на вышке; второй помощник бурильщика должен следить за целостностью изо­ляции электропроводки и при обнаружении нарушения ее или оборванных проводов немедленно доложить об этом бурильщику;

·       при осмотре светильников тщательно проверить крепление предохрани­тельной сетки плафона, целостность плафона, крепление светильника к ноге вышки в отсутствие касания светильника к элементам талевой системы, ка­нату легости или движущимся частям оборудования, смонтированного на буровой вышке;

·       при осмотре кронблока определить исправность площадки для обслужи­вания, чистоту и отсутствие посторонних предметов, наличие и крепление съемных деревянных щитов, исправность кожуха и надежность его крепле­ния, надежность крепления кронблока к подкронблочным блокам, наличие смазки в подшипниках, смазки на талевом канате, состояние сварных швов;

·       проверить состояние талевого блока – исправность и надежность крепления кожуха, убедиться, что возможность трения талевого каната о кожух отсутствует;

·       проверить исправность талевого каната; при этом следует обратить осо­бое внимание на участки каната, подвергающиеся наибольшему износу (ме­ста переходов одного ряда навивки каната на барабане к другому, а также места наибольших перегибов каната через шкивы блоков талевой системы); при оснастке 4х5 и 5х6 эти места находятся в третьей четверти каната, а при оснастке 6х7 – в начале четвертой четверти, считая от первого шкива кронблока; проверять ходовой конец талевого каната с целью выявления его касания элементов вышки следует особенно тщательно у пальцев для установки бурильных свечей и вблизи светильников; при проверке крепления неподвижного конца талевого каната особое внимание уделяется креплению приспособления к рамной балке или фундаменту, наличию контргаек на анкерных болтах и болтах зажимного устройства, состоянию силового пальца и наличию на нем шплинта, шплинтовке всех болтовых соеди­нений;

·       проверить приспособление, гасящее колебания талевого каната УТК, состояние канатов подвески и противовесов, надежность крепления к поясам вышки;

·       проверить состояние и крепление к поясу вышки каната ограничителя подъема талевого блока (противозатаскивателя);

·       при проверке подъемного крюка необходимо обратить внимание на легкость его вращения вокруг вертикальной оси, легкость открывания и закры­вания предохранительной защелки и стопора, исправность предохранительных скоб рогов крюка, наличие смазки упорного подшипника и всех шарнирных соединений, надежность крепления стопорной планки, штуцеров пружинных масленок и крышки стакана; чтобы предотвратить самопроизвольное выпа­дение штропа вертлюга из зева крюка, второй помощник бурильщика дол­жен постоянно следить (визуально) за исправностью предохранительной за­щелки крюка; надежностью захвата защелки; отсутствием деформации или слома пружины и пальца, выработки отверстий под стопор защелки и тре­щин в корпусе;

·       при осмотре вертлюга необходимо проверить крепление отвода, крышки и нижнего фланца; состояние корпуса, переводника и ствола;

·       проверить уровень масла в ванне (не реже одного раза в вахту), герме­тичность всех соединений, затяжку гаек и контргаек;

·       при осмотре шланга для нагнетания промывочной жидкости необходимо обратить внимание на состояние вулканизационного соединения шланга со штуцером, наружную поверхность шланга и страхового каната, надежность его крепления к ноге вышки и к горловине вертлюга, надежность крепления шланга к стояку и к горловине вертлюга;

·       проверить надежность крепления стояка к буровой вышке – затянутость гаек и контргаек на хомутах, а при отсутствии хомутов – наличие резиновых прокладок, предотвращающих перетирание стояком поясов вышки при виб­рации; проверить надежность крепления ролика над воротами буровой вышки;

·       при наличии на буровой установке МСП особое внимание уделить со­стоянию крепления, шплинтовке всех болтовых соединений, втулочно-роликовой цепи нижнего захвата, креплению всех механизмов к буровой вышке, а также состоянию площадок для обслуживания и крепления воздухопроводов, при наличии на буровой установке АСП проверить болтовые соединения, сварные швы, целостность изоляции электропроводки и заземляющих провод­ников, крепление и герметичность воздухопроводов, исправность пульта уп­равления; осмотреть канаты и цилиндры механизма захвата свечей, крепле­ния, шплинтовку, сухари, тормозные устройства самопроизвольного пере­мещения стрелы и тележки, муфты предельного момента, блокировочного устройства, электропроводку подсоединения агрегатов и др., подсвечник АСП, центратор, направляющие канаты для его перемещения;

·       проверить состояние стационарных люлек верхового рабочего – надеж­ность крепления страхового каната, целостность деревянных конструкций (при использовании деревянных люлек) и надежность крепления специальных хо­мутов и болтовых соединений (при использовании металлических люлек), исправность сигнализации;

·       при осмотре передвижной люльки ПЛ проверить состояние несущих кана­тов (износ, равномерность натяжения, надежность крепления, правильность намотки на барабан электролебедки; наматывание более чем в один ряд не допускается); наличие зазора между ребрами роликов люльки и направля­ющими (зазор должен быть 3–5 мм), исправность пояса и крепление стра­ховой веревки предохранительного пояса (веревка должна крепиться к специальному ушку, а но длине должна натягиваться при перегибании рабочего через перила люльки), отсутствие посторонних предметов в люльке, состояние направляющих (они должны быть строго прямыми, без короблений и де­фектов), состояние барабанов и ступиц электролебедки (отсутствие трещин), сварных швов, затянутость болтовых соединений, состояние автосбрасывателей узла пенькового каната (шаровые сбрасыватели должны свободно пово­рачиваться и пропускать веревку при усилии в 70–80 кгс), легкость движе­ния скользящей втулки; крепление неподвижного конца пенькового каната, исправность блокировочных устройств и замка дверей люльки, наличие и исправность металлического козырька над люлькой и отбойника под полом;

·       проверить, не касается ли кабель управления деталей вышки и люльки при ее передвижении, состояние крепления канатов заземления, состояние сигнализации с бурильщиком и состояние страховой подвески крючков;

·       при осмотре стационарных или передвижных люлек особое внимание уделить исправности предохранительного пояса, наличию и состоянию крюч­ков и канатов для подтягивания свечей; рри проверке состояния пальцев для установки бурильных свечей обратить внимание на надежность крепления пальцев и страхового каната к буровой вышке, состояние сварных швов и отсутствие сработки пальцев при трении о ходовой конец талевого ка­ната;

·       при осмотре люльки ЛОК (перед спуском обсадной колонны в скважину) проверить надежность закрепления ее на вышке, исправность всех тросов и каната, пружины ловителя люльки, храпового устройства, надежность крепле­ния деталей;

·       при проверке глиномешалки тщательно осмотреть ограждение, пол и пе­рила площадки для обслуживания, решетку на загрузочном люке и исправ­ность ее запора, целостность корпуса глиномешалки, ее обвязки и заземля­ющих проводников;

·       при проверке гидромешалки установить исправность пола и перил пло­щадки, ограничителей для движения ствола гидропистолета, стопорного уст­ройства, затянутость резьбовых соединений ствола и манифольдной обвязки, отсутствие реактивного момента;

·       проверить чистоту пола и оборудования в насосном отделении, исправ­ность деревянных конструкций, пола и перил площадок для обслуживания задвижек высокого давления на манифольде и приемных емкостях;

·       при проверке задвижек высокого давления необходимо установить нали­чие штурвалов, указателей «Закрыто–Открыто», отсутствие пропусков во фланцевых соединениях и в сальнике штока;

·       при проверке буровых насосов обратить внимание на отсутствие трещин любого вида и расположение сломов, отколов на клапанных коробках, крыш­ках клапанов и цилиндров, правильность закрепления всех болтовых соеди­нений на гидравлической части, наличие и надежность закрепления ограж­дения привода, на состояние уплотнений цилиндровых втулок (при их раз­мыве раствор выходит через сигнальное отверстие в клапанной коробке, дав­ление падает, слышен глухой прерывистый звук), на износ стенок клапанной коробки (при этом всасывающая и нагнетательные полости сообщаются, жидкость нагнетается неравномерно, в гидравлической коробке слышен ши­пящий свист), на износ в местах посадки клапанов (слышен шипящий свист в клапанной коробке) и на состояние резиновых уплотнений тарелок клапа­нов (при их износе тарелки бьют по посадочным поверхностям в седлах, слышен резкий стук);

·       при проверке компенсаторов обратить внимание на отсутствие трещин, вмятин, выступов, нарушение сварных швов и крепление; при проверке воз­душно-гидравлических компенсаторов, кроме того, проверяют надежность крепления оттяжек, соединенных с корпусом компенсатора с помощью хо­мутов.

По окончании приема и сдачи вахты второй помощник бурильщика обя­зан немедленно доложить бурильщику о результатах проделанной работы, наличии и состоянии бурового оборудования и в дальнейшем действовать по его указанию.

Ответьте на контрольные вопросы декады 1.


 

 

1.6 Меры безопасности при эксплуатации технологического, вспомогательного оборудования, механизмов и машин

 

На буровой установке имеется много вращающихся частей и механизмов (шкивы, цепные, ременные и зубчатые передачи, карданные валы, приводы глино- и гидромешалок и др.), которые могут стать причиной несчастного случая вследствие зацепления частей одежды и ударов рабочих при выпол­нении ими работ. Поэтому нее вращающиеся и движущиеся части механизмов ограждают металлическими кожухами, перилами, сетками.

Зубчатые и цепные передачи, вращающиеся соединения (муфты, кардан­ные валы, шпонки валов) ограждают по всей окружности вращения сплош­ными металлическими кожухами.

Ременные передачи на приводах буровых насосов ограждают сетками или перилами, а со стороны шкивов (лобовой части) – сплошными металли­ческими щитами.

Во время работы механизмов запрещается снимать ограждения или их отдельные части, проникать за ограждения, просовывать сквозь них ка­кие-либо предметы (ломы, трубы), производить какие-либо работы на дви­жущихся или вращающихся частях.

При производстве ремонтных и профилактических работ снимать ограж­дение можно только после полной остановки механизма, приняв меры, ис­ключающие возможность запуска механизма, удалив посторонних людей и вывесив предупредительные знаки и плакаты («Не включать – работают люди!»).

В работу механизмы включают только после установки всех ограждений, уборки инструмента и приспособлений, использованных для ремонта, удаления людей из опасной зоны и подачи сигнала.

Для обеспечения безопасной и долговечной работы механизмов и обо­рудования буровой установки особое значение имеет своевременная смазка трущихся частей. Несвоевременная смазка может привести к выводу из строя оборудования или даже к несчастному случаю. Смазывать детали бу­рового оборудования во время их работы запрещается.

Второму помощнику бурильщика запрещается снимать ограждения; про­никать за них для производства каких-либо работ без разрешения бурильщи­ка или назначенного им старшего по смене. Выполнять работы за огражде­нием (смазку, обтирку) второй помощник бурильщика может только после допуска и под наблюдением бурильщика или лица, назначенного им, на пред­варительно подготовленном рабочем месте.


 

1.7 Требования техники безопасности к ручному инструменту

 

Перед работой второй помощник бурильщика должен тщательно прове­рить ручной инструмент. При обнаружении неисправностей он докладыва­ет старшему по смене о необходимости ремонта или замены инструмента.

Слесарный инструмент (гаечные ключи, секачи, молотки, кувалды, зубила и др.) не должны иметь заусениц, трещин, шероховатостей, сработанных рабочих поверхностей.

Рукоятки кирок, молотков, кувалд, топоров должны быть .изготовлены
из древесины твердой породы, быть целыми и гладкими. Кувалды, молотки,
напильники и другой инструмент нужно прочно насаживать на стандартные
рукоятки, соответствующие размерам инструмента, закреплять и расклинивать.         

Гаечные ключи применяют в соответствии с размерами гаек. Нельзя отвинчивать и завинчивать гайки и болты, применяя прокладки между их гра­нями и губками ключей. Цепные ключи но должны иметь вытянутых звеньев.

Цепные ключи предназначит для свинчивания и развинчивания труб вручную, применяются при сборке я разборке труб на прием­ном мосту и при проведении дру­гих вспомогательных работ. Руко­ятка ключа не должна быть де­формирована, щеки ключа не дол­жны иметь люфт в шарнирном соединении с рукояткой и срабо­танных зубьев. Цепь ключа не должна быть растянутой.

Приспособление для рубки ка­натов (рис. 14).

clip_image026

Рисунок 14 – Приспособление для рубки канатов

Рубить стальные канаты с помощью зубила или се­кача и кувалды запрещается, так как при этом возможно травмиро­вание (особенно глаз) рабочих отлетающими металлическими частицами.   Поэтому для рубки канатов следует применять специальное приспособление и при этом необходимо обращать внимание на исправное состояние вкладышей и наголовника.

Лицам, не принимающим участия в рубке каната, запрещается находиться вблизи места производства этой работы.

 


1.8 ТРЕБОВАНИЯ К СТАЛЬНЫМ ГРУЗОВЫМ КАНАТАМ И ТЕХНИКА БЕЗОПАСНОСТИ ПРИ РАБОТЕ С НИМИ

 

В обязанности второго помощника бурильщика входит наблюдение за исправностью талевого каната, канатов на ПЛ, канатов ключей УМК и ПБК, каната подвески «юбки» автозатаскивателя, каната легости, а также за состоянием металлических стропов, применяемых для перемещения бурильных и обсадных труб инструмента и приспособлений. При этом следует об­ращать внимание на то, чтобы на канате не было оборванных проволочек,
прядей, вмятин и других дефектов. Особое внимание надо обращать на состояние соединений стальных канатов с механизмами и приспособлениями. Такие соединения должны осуществляться с помощью петель, выполненных на концах счалкой-заплеткой 3, или сжимов 1 и иметь коуш 2 (рис. 15).          

 

clip_image028

Рисунок 15 – Соединение стальных канатов

Перед рубкой каната на нем отмечают место рубки и по обе стороны от нее канат перевязывают мягкой проволокой. Затем канат укладывают и прорезь основания приспособления для рубки, поворотом наголовника устанавливают клин-зубило в рабочее положение и, ударив кувалдой по на­головнику, перерубают канат. Во избежание травмирования работу со сталь­ными канатами необходимо производить только в рукавицах.

При смене талевого каната второй помощник бурильщика участвует как подсобный рабочий и строго выполняет указания бурильщика. Во время смены каната запрещается находиться между талевым блоком и ротором, а также вблизи разматываемого каната, так как в случае заедания может произойти срыв талевого блока и захлестывание канатом.

 


 

1.9 Правила пользования спецодеждой и индивидуальными средствами защиты

 

Второй помощник бурильщика работать обязан в выданной ему спец­одежде и спецобуви. Носить спецодежду надо только в застегнутом виде. Спецодежда и спецобувь должны быть соответствующего размера и не долж­ны стеснять движения. Запрещается носить широкополую одежду со свиса­ющими концами. Необходимо следить за состоянием спецодежды, спецобуви и индивидуальных средств защиты, работать можно только в исправной спец­одежде.

На территории буровой установки необходимо находиться в защитной каске.

Каска защитная «Труд» (ТУ 39/22-8-9-2—72) предназначена для работы при температурах от +50 до —45°С. В летнее время и осенью каску «Труд» можно использовать с водоотталкивающей пелериной, закрепленной с боков и сзади на кнопках несущей ленты, а зимой – с подшлемником.

Каска обладает электрозащитными свойствами, защищает голову при вер­тикальной ударной нагрузке до 5,5 кгс/м, обеспечивает регулируемое провет­ривание подкасочного пространства. Конструкция каски разборная, позволяет подгонять несущую ленту по размеру головы, а также закреплять пелерину или подшлемник. Прежде чем надеть каску, необходимо проверить надежность шнура и величину вертикального безопасного зазора (он не должен быть меньше 25 мм).

Для работы в зимний период необходимо отсоединить от корпуса каски внутреннюю оснастку и разобрать ее, пригнать с помощью шнуровки под­шлемник по голове, вдеть в петли подшлемника ленты амортизатора, вставить подвески в петли лент амортизатора и соединить амортизатор с корпусом каски.

2.0 Пояс предохранительный ВР для верхнего рабочего (ТУ 39/22-01—71) предназначен для безопасного ведения слуско-подъемных операций на буро­вой верхним рабочим. Пояс (рис. 16, а) состоит из ремня 1, нагрудного ремня 2, наплечных лямок 3, фала 4, карабина 5.

Ремень 1 пояса застегивается пряжкой, состоящей из язычка 7 и гнезда 9. Гнездо пряжки вшивается в один конец ремня, а язычок свободно надевается на другой конец. По фигуре рабочего пояс регулируют путем перемещения язычка пряжки. На ремень 1 надеты комбинированные кожаные петли 10, через верхние прорези которых проходит тесьма наплечных лямок, охватывая ремень. Свободные концы тесьмы наплечных лямок образуют спинку пояса. Они обшиты кожаной подкладкой 8. Пересечение тесьмы наплечных лямок образует петлю, через которую пропускается конец страхового фала 4. Концы фала у петли наплечных лямок заделаны в оконцовке лямок и карабина специальной самозатягивающейся петлей, позволяющей производить регули­ровку длины фала в зависимости от характера работы.

Чтобы наплечные лямки не спадали при работе, предусмотрен нагрудный ремень, охватывающий лямки петлями. Ремень застегивается пятистенной пряжкой 6.Свободные концы капроновых лент оплавлены, что предотвращает их от разлохмачивания. Наплечные лямки изготовлены из целого куска, что создает равнопрочность их по всей длине. Благодаря пропитке капрона соответству­ющим составом пояс не подвержен гниению, при намокании не грубеет, прак­тически не изменяет своих свойств под действием нефтепродуктов и темпе­ратуры от —70 до +50°С. Пояс обладает большой надежностью и большой амортизационной способностью за счет эластичного страхового фала и спе­циальной заделки его концов в оконцовке.

clip_image030

Рисунок 16 – Предохранительный пояс ВР и порядок его надевания

 

Порядок надевания пояса следующий.

 

Накинув пояс на спину, рабочий стоя продевает руки под наплечные лямки (рис. 16,б). Отрегулировав ремень по талии (перемещением язычка пряжки по ремню), рабочий застегивает ремень пояса в три операции:

1)    вывернув гнездо пряжки, вводит хвостовик язычка пряжки в прорезь
гнезда до упора буртиков (рис. 16, в);

2)    большим пальцем руки прижимает хвостовик язычка пряжки, повернув
его к ремню пояса (рис. 16, г);

3)    надвигает шлевку ремня на хвостовик язычка пряжки (рис. 16, д).

Нормальное положение застегнутого пояса проверяют по плотности при­легания язычка и пряжки к гнезду пряжки при расстегивании ремня пояса (рис. 16, е). После этого подгоняют наплечные лямки, для чего передвигают пятистенные пряжки по наплечным лямкам и подгоняют пояс плотно по фиclip_image031гype (рис.  16, ж), Нагрудный ремень заводят петлями за наплечные лямки, фиксируют двумя шлепками и застегивают пряжкой (рис. 16, з).

Правильно надетый пояс является гарантией безопасной работы. Во время работы карабин страхового фала следует укреплять в люльке так, чтобы при перегибе через перила чувствовалось натяжение фала. Для крепления ка­рабина передвижной люльки предусмотрено ушко под верхним козырьком. Уменьшают длину фала путем перетягивания петли у оконцовки карабина (рис. 16, и).      

Исправность пояса верхний рабочий должен проверить путем осмотра всех его деталей и опробования работы замка карабина каждый раз перед применением пояса. Наконечник ремня должен свободно входить в прорези язычка пряжки, а в случае разлохмачивания его следует оплавить на огне и затереть. Пружины карабина необходимо осмотреть, смазать маслом, прижать предохранитель и ого чеку к зеву крючка.

Ответьте на контрольные вопросы декады 2.


 

2.1 Меры безопасности при проведении буровых работ, безопасные приемы работ

 

При проведении буровых работ применяется тяжелое и сложное обору­дование, производственный процесс связан с перемещением, подъемом и спу­ском больших грузов, с высокими скоростями, с созданием высоких давлений и с высокой токсичностью химических веществ, применяемых для обработки промывочной жидкости. Все это требует от второго помощника бурильщика соблюдения безопасных приемов работ, согласованности в работе с членами буровой вахты, четкого знания времени и места возникновения зон с повы­шенной опасностью травмирования.

На буровой установке опасными считаются зоны действия специальных механизмов, приспособлений и инструментов, не огражденных в нормальных режимах работы.

Чтобы исключить возможность травмирования перед возникновением опас­ной ситуации и во время нее, второй помощник бурильщика должен нахо­диться вне опасной зоны на определенном для каждого случая месте. Во время работы на буровой установке обязательно ношение защитной каски.

Для обозначения опасных зон и предупреждения о возможных опасностях на территории буровой размещают предупредительные знаки, надписи и плакаты. Например, на обшивке полатей у входа в люльку верхнего рабочего устанавливают плакат: «При работе на высоте пользуйтесь предохранитель­ным поясом!», а на обшивке полатей при входе в лифт или люльку верхнего рабочего – плакат: «Работайте привязанным отводным крючком!». На внеш­ней стене буровой перед входом помещают плакат: «Работай в каске, спец­одежде и рукавицах!», а перед входом на маршевые лестницы - «Не бро­сайте предметы с высоты!». Для предупреждения пожаров вывешивают пре­дупредительный знак с надписью: «Запрещено разведение открытого огня».

Опасные зоны на буровой установке связаны непосредственно с выпол­нением производственных операций, а поведение в это время рабочих регла­ментируется порядком выполнения соответствующих работ. Рекомендации по поведению второго помощника бурильщика в опасных зонах и связанные с этим приемы выполнения различных операций даются ниже при рассмотре­нии каждого вида работ.

Примечание. Второму помощнику бурильщика не следует находиться вблизи коммуникаций, работающих под высоким давлением, когда это не вызывается производ­ственной необходимостью.

 


ТЕХНИКА БЕЗОПАСНОСТИ ПРИ ПРИГОТОВЛЕНИИ И ХИМИЧЕСКОЙ ОБРАБОТКЕ ПРОМЫВОЧНОЙ ЖИДКОСТИ

 

Площадка, на которой установлена глиномешалка, по своим размерам должна быть удобна в обслуживании и иметь дренажные канавы для от­вода пролитого раствора. Вокруг глиномешалки устраивают настил с пери­лами и трап шириной не менее 1,5 м. Уклон трапа не должен превышать 30°. Поперек трапа прибивают планки на расстоянии 250 мм одна от другой для безопасного входа на него.

Материалы для приготовления и химической обработки глинистого раство­ра надо разгружать только на заранее оборудованной и специально отведен­ной для этих целей площадке.

Сыпучие материалы для приготовления глинистого раствора (глинопорошок) и химические реагенты (каустическая сода, хромпик, известь, сульфит-спиртовая барда и др.), доставляемые в таре, складывают в штабели и бурты, не загромождая доступ к трапу, ведущему на площадку глиноме­шалки.

При выгрузке химических реагентов и работе с ними рабочие должны стоять с наветренной стороны относительно места работ.

Полиэтиленовые мешки с особо вредными химическими реагентами мас­сой 50 кг и более должны выгружать двое рабочих. Вскрывать металличе­скую тару (барабаны), заполненную каустической содой или хромовым ан­гидридом, необходимо с помощью специального ножа (типа консервного). Вскрывать и дробить химические реагенты следует на специально отведенной для этого площадке с деревянным настилом.

Едкие щелочи растворяют небольшими порциями.

Если хромпик поступает в виде плава, его не следует раскалывать. В этом случае вскрытый барабан ставят вверх дном на решетчатую подстав­ку в емкость, затем емкость заполняют водой, так чтобы барабан частично находился в воде, и оставляют для растворения. После работы с хромпиком необходимо тщательно мыть руки с мылом.

Привод и вращающиеся детали механического загрузчика на глиноме­шалке должны быть ограждены сплошными металлическими щитами (кожу­хом, имеющим съемные части и приспособления для удобства их сборки и разборки). В кожухе барабана механического загрузчика должна быть про­резь для перемещения тягового тросика.

Механическую загрузку глиномешалки необходимо производить в следу­ющем порядке: заполнить тележку глинозагрузчика дробленым комовым или сыпучим материалом; убедиться, что тяговый тросик тележки глинозагрузчика не задевает за какие-либо предметы; включить механизм привода глиноза­грузчика; внимательно следить за подъемом тележки, чтобы в момент ее сра­батывания отключился привод глиномешалки; оттолкнуть порожнюю тележ­ку глинозагрузчика для возвращения в исходное положение.

Жидкие химические реагенты должны храниться только в специальных емкостях с исправными запорными устройствами.

Глинистый раствор подвергают химической обработке, чтобы повысить качество промывочной жидкости.

Многие химические реагенты являются вредными для организма, поэтому их приготовление в условиях буровой – процесс трудоемкий и опасный. Второй помощник бурильщика, занятый приготовлением и химической обра­боткой глинистого раствора, должен работать в исправной спецодежде и ис­пользовать следующие правила индивидуальной защиты:

·       при работе с твердыми и жидкими химическими реагентами (каустиче­ской содой, известью, сульфит-спиртовой бардой и др.) для защиты глаз и тела должен надевать защитные очки, прорезиненный фартук, резиновые са­поги и перчатки;

·       при работе с особо вредными веществами (хроматами и бихроматами натрия и калия и др.) для защиты органов дыхания дополнительно пользоваться респиратором;

·       поскольку при засыпании глинопорошка или других порошкообразных продуктов в воронку глиномешалки рабочая зона вокруг последней запыляется, для защиты органов зрения и дыхания должны применяться очки и респираторы; чтобы химические реагенты не попадали на тело, рукава куртки должны иметь напуск на резиновые перчатки, а брюки – напуск на резиновые сапоги.

2.2 Перед началом работ на глиномешалке второй помощник бурильщика обязан:

·       очистить рабочее место от грязи, промыть водой и посыпать опил­ками;

проверить наличие решетки на люке глиномешалки, ее исправность и надежность крепления (замка);

·       проверить наличие щитов ограждения на приводе и трансмиссии глино­мешалки, их исправность и прочность закрепления;

·       проверить наличие и исправность диэлектрического коврика (изолирую­щей подставки) и диэлектрических перчаток у пускового устройства глино­мешалки.

Запустить глиномешалку можно только после предупреждения работа­ющих рядом людей и их удаления.

При загрузке глиномешалки запрещается: снимать решетку с загрузочного люка; стоять на решетке; дробить комья материалов и химических ре­агентов непосредственно на решетке люка и проталкивать их через отверстия решетки ногой, ломом, черенком лопаты и другими предметами. (Для этой цели применяют лопаты, ширина которых превышает размер отверстий за­щитной решетки).

Для предотвращения разбрызгивания особо вредные химические реаген­ты следует загружать при остановленной глиномешалке. Жидкие химические реагенты добавляют в раствор мелкими порциями. Перед добавкой очередной порции раствор необходимо перемешать.

При работе глиномешалки, когда в ней имеются химические реагенты,
никто не должен находиться поблизости.           

Чтобы предотвратить запыленность рабочей зоны, глинопорошок и дру­гие порошкообразные материалы необходимо предварительно увлажнить.

Если загрузка глиномешалки механизирована, второй помощник буриль­щика должен внимательно следить за подъемом и спуском тележки и не находиться на пути ее движения.

Серьезную опасность представляют работы по ремонту и чистке глино­мешалки и гидромешалки от плотных осадков, так как при случайном вклю­чении привода лопасти могут тяжело травмировать рабочего, находящегося внутри. Чтобы исключить возможность возникновения указанной опасности, необходимо: работу по очистке или ремонту глиномешалки производить толь­ко в присутствии второго рабочего буровой вахты; выключать электропривод и на пусковом устройстве вывесить плакат: «Не включать — работают лю­ди!»; снять приводной ремень со шкива электродвигателя глиномешалки; по­ставить в известность бурильщика о начале работ и о принятых мерах предо­сторожности.

Ремонт и очистку глино- и гидромешалки производят только с разреше­ния старшего по смене (бурильщика).

По окончании ремонта или чистки необходимо: убрать посторонние пред­меты (гайки, болты, ручной инструмент и др.); концы и тряпки после об­тирки деталей сложить в специальный металлический ящик с закрывающейся крышкой; закрыть загрузочный люк глиномешалки решеткой и замкнуть ее; надеть приводной ремень на шкив электродвигателя, установить и закрепить ограждение; снять плакат: «Не включать — работают люди!» и проверить в присутствии бурильщика пробным пуском качество произведенной ра­боты.

 


 

2.3 Техника безопасности при эксплуатации буровых насосов

 

Перед пуском бурового насоса второй помощник бурильщика обязан: проверить визуально натяжение клиновых ремней и надежность крепления ограждения клиноременной передачи; открыть задвижку на приемном тру­бопроводе; открыть или закрыть проходные задвижки в обвязке (в зависимо­сти от вида производимых работ); открыть пусковую задвижку; пустить воду для промывки штоков; проверить наличие давления в пневмокомпенсаторах (должно соответствовать данным заводской инструкции).

Перед каждым пуском насоса необходимо также проверить и подтянуть гайки шпилек цилиндровой крышки, крышки корпуса сальника штока и над­ставки штока, опор трансмиссионного вала, крышек станины; закрепить контр­гайки и надставки тока; проверить исправность указателей положения клина в проходной задвижке «Открыто – Закрыто» и очистить фильтр на приемной трубе.

Второй помощник бурильщика при пуске насоса . обязан подать сигнал о запуске насоса и, убедившись в отсутствии людей в опасной зоне, пустить двигатель в ход при пониженной частоте вращения вала, затем постепенно довести частоту вращения до нормальной (при дизельном приводе).

К пуску и остановке синхронных электродвигателей привода буровых насосов допускается второй помощник бурильщика, которому присвоена ква­лификационная группа I по электробезопасности и который прошел обучение по данным видам работ на рабочем месте.

Перед пуском синхронного электродвигателя второй помощник бурильщи­ка обязан проверить: имеется ли защитное заземление у электродвигателя и пульта управления; имеются ли ограждения движущихся частей насоса и электродвигателя; отсутствует ли давление в нагнетательной линии насоса (отсутствие нагрузки на электродвигателе); срок годности и отсутствие ме­ханических повреждений у диэлектрических перчаток; нет ли каких-либо пред­метов и людей в опасных зонах насоса и электродвигателя.

После этого второй помощник бурильщика должен надеть диэлектриче­ские перчатки, стать на изолирующую подставку, подать сигнал о пуске и, убедившись в отсутствии людей в опасной зоне, нажать кнопку «Пуск» или включить привод масляного выключателя, а при отключении электродвигате­ля – нажать на кнопку «Стоп».

Если при пуске электродвигателя обнаружатся какие-либо посторонние шумы, потрескивания или явные неисправности электродвигателя, второй по­мощник бурильщика должен немедленно отключить электродвигатель от се­ти – нажать на кнопку «Стоп» или отключить привод масляного выключа­теля, затем на пусковом устройстве вывесить плакат: «Не включать – ра­ботают люди!» и вызвать электромонтера.

Когда насос разовьет полную частоту вращения вала, следует частично перекрыть пусковую задвижку, одновременно следя по манометру за постепенным поднятием давления в нагнетательном трубопроводе. После появления промывочной жидкости в желобной системе (установления циркуляции) пуско­вую задвижку надо закрыть полностью. В случае внезапного повышения давления или прекращения циркуляции следует немедленно открыть пусковую задвижку и отключить насос.

При пуске насосов, работающих спаренно, второй и третий насосы вклю­чают последовательно, т. е. после того, как предыдущий насос разовьет пол­ную частоту вращения вала. При этом соблюдают все условия пуска насосов в ход. Перед включением второго насоса в работу необходимо открыть пол­ностью пусковую задвижку, затем пустить насос в ход. Так же включается следующий насос.

Закрытие пусковой задвижки должно производиться плавно.

2.4 Пустив насос, выполняют следующее:

·       следят за чистотой насоса и насосного помещения;

·       проверяют (на ощупь)  ритмичность работы клапанов (касаться рукой контрольного отверстия клапанной коробки не следует во избежание травмирования прокачиваемой жидкостью под давлением в случае нарушения уплотнения крышки);

·       наблюдают за уплотнениями штока, надставки штока, крышки цилиндра и других соединений узлов гидравлической системы (подтягивать гайки и уплотнительных узлов при работающем насосе запрещается, так как при этом рабочий может быть травмирован);

·       следят за показанием манометра; стрелка манометра во время работы должна слегка вибрировать; неподвижность стрелки свидетельствует о неис­правности манометра; работа насоса при неисправном манометре или без ма­нометра запрещается;

·       проверяют фланцевые соединения гидравлической части насоса и его об­вязки, не допуская течи и просачивания прокачиваемой жидкости;

·       следят за непрерывной промывкой штоков;

·       определяют надежность крепления цилиндровых втулок упорным винтом;

·       следят за уровнем масла в масляной ванне;

·       наблюдают за тем, чтобы масло из ванны нормально поступало к направляющим и пальцу крейцкопфа;          

·       следят, чтобы все крышки и люки станины были плотно закрыты;

·       определяют состояние клиноременной передачи (смазывать и чистить дви­жущиеся части во время работы насоса запрещается).

Во время работы буровых насосов стоять около их гидравлической части без надобности второму помощнику бурильщика не разрешается.

Предохранительные пластины периодически проверяют и очищают от осадка. После установки новой предохранительной пластины или проверки состояния предохранительного устройства второй помощник бурильщика дол­жен сделать соответствующую запись в журнале технического состояния обо­рудования.

Для остановки насоса с электроприводом необходимо выключить двига­тель; если двигатель внутреннего сгорания (дизель) – отключить соедини­тельную муфту; затем открыть пусковую задвижку. Если насос останавли­вают на длительное время в зимних условиях, необходимо слить прокачива­емую жидкость из клапанной коробки и всей нагнетательной системы, чтобы в них не образовались ледяные пробки.

Перед работой, связанной с закреплением каких-либо соединений насоса, ремонтом ограждения клиноременной передачи или очисткой, второй помощ­ник бурильщика должен отключить привод, вывесить предупредительный пла­кат: «Не включать – работают люди!» и закрыть проходную задвижку.

При замене быстроизнашивающихся деталей бурового насоса (цилиндро­вых втулок, поршней, штоков, клапанов, седел, сальниковых уплотнений, виккелей пневмокомпенсаторов) и выполнении других ремонтных работ на буро­вом насосе и его обвязке второй помощник бурильщика участвует только как подсобный рабочий под непосредственным руководством бурильщика или лица, им назначенного.

Ответьте на контрольные вопросы декады 3.

 


2.5 ТЕХНИКА БЕЗОПАСНОСТИ ПРИ СПУСКО-ПОДЪЕМНЫХ ОПЕРАЦИЯХ

 

Чтобы обеспечить безопасные условия при спуско-подъемных операциях (СПО), важно до начала работ проверить техническое состояние бурового оборудования и инструмента. Перечень оборудования и инструмента, которые проверяет второй помощник бурильщика, приведен выше (при изложении порядка приема и сдачи вахты). Неисправности оборудования и инструмен­та необходимо устранить до начала работы или доложить о них буриль­щику.

Для выполнения операций по спуску и подъему бурильного инструмента второй помощник бурильщика надевает предохранительный пояс (после про­верки его исправности бурильщиком), поднимается в люльку, закрепляет карабин фала пояса на тросе (если люлька стационарная) или к специально­му ушку, расположенному на раме люльки (если люлька передвижная).

Во время работы на ПЛ второй помощник бурильщика должен внима­тельно следить, чтобы при движении люлька не цеплялась за элементы вышки и оборудования, смонтированного на ней, и наблюдать за дверью люльки (чтобы она не открылась случайно во время движения).

Верхнему рабочему при работе на люльке ПЛ запрещается:

·       работать без предохранительного пояса;

·       проводить какие-либо операции с бурильными свечами при движении люльки;

·       входить и выходить из люльки – при ее движении;

·       становиться на перила люльки или устанавливать на ее полу какие-либо подставки, уменьшающие высоту перил;

·       доводить люльку до крайних (верхнего и нижнего) положений, т. е. до блокировочных устройств;

·       включать и выключать «Ход» люльки с балкона вышки;

·       использовать люльку для затаскивания за палец утяжеленных бурильных труб и свечей;

·       привязывать к люльке бурильные свечи или УБТ;

·       работать при неисправностях в тех узлах ПЛ, которые рассмотрены в разделе «Требования техники безопасности к технологическому и вспо­могательному оборудованию, средствам малой механизации и инстру­менту»;

·       производить какой-либо ремонт или регулировку передвижной люльки по собственной инициативе;

·       находиться в люльке одновременно двум или более рабочим (кроме слу­чаев, когда при подъеме утяжеленных бурильных труб бурильщик посылает в помощь верхнему рабочему одного из своих помощников).

После принятия всех мер предосторожности второй помощник бурильщи­ка должен подать сигнал бурильщику о готовности его рабочего места к работе.

Примечание. В люльке и на балконе верхнего рабочего должны быть укрепле­ны таблички с указанием условных сигналов верхнего рабочего к бурильщику (если отсутствует переговорное устройство).

При обнаружении неисправностей в работе передвижной люльки второй помощник бурильщика должен немедленно прекратить работу и сообщить о неисправности буриль­щику.

Осматривать, чистить и смазывать механизмы и детали передвижной люльки верх­ний рабочий может только после отключения рубильника на балконе и на распредели­тельном щите в буровой   и вывешивания на них плакатов:   «Не включать — работают люди».

 


 

2.6 Подъем бурильных свечей из скважины

 

При подъеме первой бурильной свечи из скважины второй помощник бу­рильщика наблюдает за ее движением вверх и состоянием талевой системы. Во время операций по посадке колонны бурильных труб на клинья ПКЗ, ПКР или элеватор, раскреплению замкового соединения с помощью пневма­тического раскрепителя свечей (ПРС) и развинчиванию ключами АКБ, ПБК или с помощью ротора второй помощник бурильщика подготавливает пень­ковый канат для захвата свечей; во время отвода ключа АКБ, ПБК от раз­винченного замкового соединения или по окончании развинчивания с помощью ротора свободный конец пенькового каната набрасывает рукой на свечу и ловит его другой рукой (рис. 17).

При установке свечей на подсвечник (вручную или при помощи нижнего захвата МСП) берется обеими руками за свободный конец пенькового каclip_image032clip_image033ната, подтягивает свечу к люльке и заводит узел каната в автосбра­сыватель люльки ПЛ (или в вил­ку стационарной люльки). При подходе опускаемого по буриль­ной свече элеватора к люльке (на расстояние, удобное для снятия элеватора) подает бурильщику ус­ловный сигнал «стоп» (рукой, зву­ковым сигналом или через пере­говорное устройство). После пол­ной остановки элеватора левой рукой приподнимает его защелку, а правой, взявшись за ручку створки, рывком открывает ее. Дает условный сигнал бурильщику о том, что элеватор открыт и мож­но производить его спуск, и обе­ими руками отталкивает элеватор от свечи. При этом вставать на перила люльки, чрезмерно высо­вываться, подставлять под ноги какие-либо предметы запрещается. При спуске порожнего элеватора, взявшись за петлю пенькового каната,   подтягивает   свечу и удерживает ее около люльки. Когда талевый блок опустится ниже муфты свечи, движением руки в сторону пальца для установки бурильных свечей перемещает петлю пенькового каната со свечой и заводит свечу за палец. Снимает пеньковый канат со свечи и кладет его на перила люльки. Выходит из люльки на балкон, берет крючок и набрасывает его со стороны люльки на свечу. Взявшись обеими руками за крючок, отводится свечу от пальца и уста­навливает ее на определенное место за пальцем.

При подъеме последующих бурильных свечей порядок выполнения опе­раций тот же.

Примечание. При установке последующих свечей за палец второй помощник бурильщика должен размещать их только на очередном месте в ряду.

Если второму помощнику бурильщика приходится выходить из люльки для установ­ки и фиксирования бурильных свечей (если отсутствует распределительная гребенка), то каждый раз он должен пристегиваться предохранительным поясом к страховому канату, установленному около каждого пальца.

Утяжеленные бурильные трубы устанавливают за палец, как правиле; двое рабочих. В этом случае второй помощник бурильщика не должен допускать к работе присланного ему в помощь помощника бурильщика, если последний без предохранительного пояса.

 


 

2.7 Спуск бурильных свечей в скважину

 

При подъеме порожнего элеватора второй помощник бурильщика на­блюдает за его движением вверх и состоянием талевой системы. После прохождения талевым блоком нижней плоскости люльки он с помощью отводного крючка подтягивает очередную свечу в проход между люлькой и пальцем. Запрещается вывод свечи из-за пальца при движении талевого блока.

При нахождении порожнего элеватора на уровне люльки дает буриль­щику сигнал «Стоп» (теми же средствами сигнализации, что и при подъеме бурильного инструмента) с таким расчетом, чтобы элеватор остановился на расстоянии 0,50,8 м выше перил люльки. После полной остановки талевой системы, взявшись одной рукой за тело трубы, а другой за штроп, направляет свечу и элеватор (рис. 18), рывком закрывает его створку и, убедившись в фиксации замка, дает условный сигнал бурильщику на подъем свечь с подсвечника.

 

При подъеме свечи с подсвечника, взявшись обеими руками за свободный конец пенькового каната, постепенно удлиняет петлю, выводит свечу к центрускважины, удерживая ее от раскачивания. При подводе ключа АКБ или ПБК отпускает свободный конец пенькового каната, снимает канат со свечи и укладывает его на перила люльки. Во время свинчивания и закрепления резьбового соединения наблюдает за состоянием элеватора, надетого на свечу.

 

clip_image035

Рисунок 17 – Захват свечи пеньковым канатом

clip_image036При спуске бурильной свечи второй помощник бурильщика под­готавливает очередную свечу. Для этого он берет отводной крючок и, когда талевый блок пройдет мимо пальцев, обеими руками крючком захватывает очередную свечу и подтягивает ее к краю шарнирной головки пальца. Затем снимает крючок со свечи и вешает его на перила у входа в люльку.

При посадке бурильной свечи па элеватор или клинья ПКР бе­рет свободный конец пенькового каната, накидывает его на очеред­ную свечу, заводит узел на сво­бодном конце пенькового каната в автосбрасыватель люльки ПЛ (или в вилку стационарной люльки). Дальнейший спуск бурильных свечей осуществляется так же, как спуск первой свечи.

По окончании спуско-подъемных операций второй помощник бурильщика обязан проверить надежность закрепления бурильных свечей за пальцем и установить отводные крючки на определенные места. На балконе не должно оставаться незакрепленных предметов. Предохранительный пояс второй по­мощник бурильщика должен снять внизу у пульта бурильщика и повесить на определенное место.

clip_image038

Рисунок 18 – Направление свечи в элеватор

 


 

2.8 Спуск колонны бурильных труб с применением АСП-3

 

При подъеме порожнего элеватора второй помощник бурильщика правой рукой переводит на пульте рукоятку управления приводом стрелы из нейтраль­ного положения в положение «Назад», наблюдает в зеркало за движением стрелы. Когда стрела находится в крайнем заднем положении, правой рукой переводит на пульте рукоятку управления приводом стрелы в нейтральное положение, отключает привод стрелы. Левой рукой переводит на пульте ру­коятку управления приводом тележки из нейтрального положения вправо или влево включает привод тележки и перемещает стрелу в сторону рабочего магазина. При подходе стрелы к рабочей секции магазина левой рукой пере­водит рукоятку управления привода тележки в нейтральное положение отключает привод тележки, а правой рукой переводит рукоятку управления приводом стрелы из нейтрального положения в положение «Вперед» вклю­чает привод стрелы и наблюдает в зеркало за движением стрелы. Когда механизм захвата находится у очередной свечи, правой рукой переводит рукоятку управления приводом стрелы в нейтральное положение отклю­чает привод стрелы. Одновременно с этим левой рукой переводит рукоятку управления приводом механизма захвата в положение «Захват» производит захват очередной свечи. Для надежности захвата необходимо, чтобы меха­низм захвата свечи был полностью прижат к буровой свече. Запрещается производить работы механизмом захвата свечи с неисправным (или снятым) предохранительным устройством (фиксатором).

 

При освобождении колонны бурильных труб от клиньев ПКР второй помощник бурильщика правой рукой переводит рукоятку управления приводом стрелы из нейтрального положения в положение «Назад» включает привод стрелы, наблюдает в зеркало за движением стрелы и свечи.

Во время спуска колонны бурильных труб в скважину, когда стрела на­ходится в крайнем заднем положении и свеча вышла из секции подсвечника, возвращает рукоятку в нейтральное положение отключает привод стрелы. Затем переводит рукоятку управления приводом тележки вправо или влево отключает привод и перемещает тележку, наблюдая за движением свечи. При нахождении, свечи в исходном положении для вывода ее к центру сква­жины против центратора устанавливает рукоятку в нейтральное положение отклоняет привод тележки.

При посадке колонны бурильных труб на клинья второй помощник бу­рильщика правой рукой переводит на пульте управления механизмом смазки свечей рукоятку крана подъемного цилиндра из нейтрального положения в положение «Подъем». После входа ниппеля замка свечи в смазочную камеру правой рукой переводит рукоятку крана подачи смазки из нейтрального по­ложения в положение «Смазка».

После смазки ниппеля замка свечи обратным движением рукоятки вы­ключает сначала кран подачи смазки, затем кран подъемного цилиндра, уста­навливая их поочередно в нейтральное положение. Во время допуска автоэле­ватора наблюдает за этим процессом.

При подводе свечи к талевому блоку второй помощник бурильщика пра­вой рукой переводит рукоятку управления приводом стрелы из нейтрального положения в положение «Вперед» включает привод стрелы. Левой рукой переводит на пульте рукоятку управления приводом механизма подъема свечи из положения «Захват» в положение «Подъем» производит подъем свечи, наблюдает за подъемом и передвижением свечи к центру скважины и вводом ее в центратор и талевый блок, затем выключает привод стрелы, устанавливая рукоятку в нейтральное положение. Для посадки свечи в муфту колонны бу­рильных труб левой рукой переводит рукоятку управления приводом меха­низма подъема свечи в положение «Спуск», затем в положение «Освобожде­ние» устанавливает свечу в муфту колонны бурильных труб и освобождает ее от механизма захвата.

Второму помощнику бурильщика запрещается оставлять механизм захва­та свечи выдвинутым к центру скважины. После выполнения каждой опера­ции переноса свечи тележка должна останавливаться в центральном положе­нии, а механизм захвата свечи в положении, отведенном до отказа от центра скважины.

Ответьте на контрольные вопросы декады 4.


 

2.9 Подъем колонны бурильных труб с применением АСП-3

 

При подъеме колонны бурильных труб из скважины второй помощник бурильщика наблюдает в зеркало за передвижением стрелы со свечой назад от центратора в сторону заднего балкона вышки. Во время нахождения стре­лы в крайнем заднем положении правой рукой переводит на пульте рукоятку управления приводом стрелы в нейтральное положение отключает приводом стрелы. Левой рукой переводит на пульте рукоятку управления приводом тележки из нейтрального положения вправо или влево включает привод тележки и перемещает свечу в сторону рабочей секции подсвечника. При подходе свечи к рабочей ячейке магазина левой рукой переводит рукоятку управления приводом стрелы из нейтрального положения отключает привод тележки, а правой рукой переводит рукоятку управления приводом тележки в нейтральное положение в положение «Вперед» включает привод стрелы и наблюдает за передвижением свечи на очередное место в магазине. При нахождении свечи на очередном месте в магазине переводит правой рукой рукоятку управления приводом стрелы в нейтральное положение отключает привод стрелы.

Во время посадки колонны бурильных труб на клинья второй помощник бурильщика левой рукой переводит на пульте рукоятку управления приводом механизма захвата свечи из положения «Подъем» в положение «Освобожде­ние» устанавливает очередную свечу на подсвечник.

Освобождение бурильной свечи от механизма захвата свечи можно производить только в том случае, когда нижний конец свечи находится в одной из секций подсвечника, а верхний в одной из секций магазина. Запрещается в секции подсвечника и секции магазина устанавливать из­лишнее число свечей (это может привести к падению свечи с подсвечника) и производить вручную какие-либо поправки свечи для ее захода в секцию.

При спуске автоэлеватора второй помощник бурильщика наблюдает в зеркало за освобождением свечи. Убедившись, что свеча освобождена от ме­ханизма захвата, правой рукой переводит рукоятку управления приводом стре­лы из нейтрального положения в положение «Назад» включает привод стрелы. При нахождении стрелы в крайнем заднем положении возвращает рукоятку в нейтральное положение отключает привод стрелы. Затем пере­водит рукоятку управления приводом тележки вправо или влево (в зависимо­сти от того, в какую секцию подсвечника устанавливается свеча), включает привод и перемещает тележку в среднее положение, устанавливает рукоятку в нейтральное положение отключает привод тележки. После того как автоэлеватор прошел среднее замковое соединение поднятой из скважины свечи, правой рукой переводит рукоятку управления приводом стрелы в по­ложение «Вперед» включает привод, подводит стрелу к центратору, выключает привод стрелы, устанавливая рукоятку в нейтральное поло­жение.

При раскреплении и отвинчивании свечи второй помощник бурильщика наблюдает за этой операцией. Во время выноса свечи из талевого блока левой рукой переводит рукоятку управления пневматическим приводом меха­низмов захвата и подъема свечи в положение «Захват» захватывает свечу, затем в положение «Подъем» поднимает свечу из талевого блока. После выхода свечи из талевого блока правой рукой переводит рукоятку управления приводом стрелы из нейтрального положения в положение «Назад» вклю­чает привод стрелы. При отводе свечи от талевого блока на расстояние не менее 1 м левой рукой переводит рукоятку управления приводом механизма подъема свечи в положение «Спуск» опускает свечу.

Второй помощник бурильщика по окончании работ по спуско-подъему бурильных труб (или в перерывах работ) должен обесточить электропульт механизма расстановки свечей и закрыть подводящий кран воздухопровода механизма подъема свечи.

 


 

3.0 Техника безопасности при спуске обсадной колонны

 

Второй помощник бурильщика вместе с первым помощником бурильщика принимает участие в подготовке обсадных труб на стеллажах приемного моста перед спуском их в скважину. При этом в обязанности второго помощника бурильщика входит проверка состояния резьбового соединения обсадных труб, очистка и навинчивание предохранительных колец и нип­пелей. Отвинчивают предохранительные кольца и ниппели (рис. 19) специ­альным ключом. Для очистки резьбы от пыли и грязи используют специальные проволочные щетки, а для промывки резьбы керосин или дизельное топливо.

Во время спуска обсадных труб второй помощник бурильщика работает на специальной люльке (ЛОК). Его безопасность обеспечивается при выпол­нении следующих требований:

·       работать в люльке без предохранительного пояса запрещается;

·       люльку по горизонтали к оси скважины надо перемещать только после того, как конец очередной обсадной трубы будет на­ходиться над муфтой, уже спущенной в скважину колонны;

·       после посадки ниппеля трубы в муфту трубы, находящейся в скважине, люльку следует переместить по вертикали и устано­вить на высоте, обеспечивающей удобство центрирования трубы с помощью вилки и освобождение трубы от облегченного элева­тора (хомута) в случае его применения;

·       установив люльку в необходимом месте, нажатием на педаль рычага привести вилку в рабочее (горизонтальное) положение и после навинчивания трех-четырех витков отпустить вилку в исходное положение; и после окончания свинчивания облегченный элеватор снять;

·       перемещать люльку в сторону от оси скважины следует путем натягивания троса рычага стопорного устройства;

·       перемещать люльку при рабочем поло­жении вилки запрещается, также запре­щается хранить в люльке посторонние пред­меты.

clip_image040

Рисунок 19 – Отвинчивание предохранительных колец и ниппелей обсадных труб


 

Меры безопасности при цементировании скважин

 

В работах по цементированию скважин второй помощник бурильщика участвует как подсобный рабочий и выполняет работу только под руковод­ством бурильщика.

Места разлива горюче-смазочных материалов на площадке для цемен­тировочных машин должны быть засыпаны сухим песком или землей (чтобы не возникло пожара от искр выхлопных газов двигателей цементировочных агрегатов).

Перед затаскиванием цементировочной головки в буровую второй по­мощник бурильщика должен проверить исправность каната легости и стропа. Петлю стропа необходимо продеть через оба рымболта цементировочной го­ловки и выходящие концы петли надеть на якорь легости. Запрещается при­менять ломы и другие предметы для навинчивания цементировочной головки на обсадную колонну. Эту операцию следует производить с помощью машин­ных или цепных ключей.

Перед монтажом нагнетательных трубопроводов все места соединений следует очистить от грязи, промыть и смазать. Кроме того, необходимо вни­мательно осмотреть поверхность труб, на ней не должно быть трещин, вмятин, раковин и других дефектов. Если дефекты обнаружены, второй помощник, бурильщика должен немедленно сообщить о них бурильщику.

С целью предупреждения травматизма при подсоединении к цементировочной головке элементов нагнетательного трубопровода, их следует поднимать якорем при помощи стропа и поддерживать на весу до полного закреп­ления.

Во время опрессовки нагнетательных трубопроводов и заливочной головки второй помощник бурильщика должен находиться в безопасном месте, чтобы избежать травмирования в случае разрыва трубопроводов.

Если цементосмесительные машины загружают на буровой, то для этого двое рабочих устанавливают мешок с цементом на край воронки. Один из них должен удерживать мешок, а другой ножом разрезать его. При разреза­нии мешка движение ножа должно быть направлено от себя. Проталкивать цемент в воронку и очищать ее следует только после остановки шнека. При затаривании цемента второй помощник бурильщика должен соблюдать меры безопасности и применять индивидуальные средства защиты.

При цементировании скважины находиться на заливочных агрегатах и около нагнетательных трубопроводов посторонним (не работающим на них) запрещается.

Ответьте на контрольные вопросы декады 5.

 


ПРАВИЛА ПОВЕДЕНИЯ В АВАРИЙНЫХ СИТУАЦИЯХ

 

При бурении нефтяных и газовых скважин возможны осложнения, при устранении которых могут возникнуть опасные ситуации. Во всех случаях, связанных с ликвидацией осложнений (прихват колонны бурильных или об­садных труб в скважине, падение в скважину колонны труб или посторонних предметов, слом или заклинивание долота, промыв бурильных труб, срыв и. отвинчивание резьбовых соединений, намотка сальника на долото, затяжка бурильных труб в желоб, нефтегазопроявления и др.), второй помощник бу­рильщика действует только по непосредственному указанию бурильщика или старшего по смене.

При «расхаживании» колонны бурильных или обсадных труб, отбивке ротором, продавливании промывочной жидкости все члены буровой бригады (за исключением бурильщика и дизелиста) должны находиться за пределами. буровой на расстоянии, равном высоте вышки плюс 10 м.

При использовании нефтяных и кислотных ванн второй помощник бу­рильщика должен соблюдать меры пожарной безопасности и меры безопас­ности при работе с вредными веществами.

Запрещается второму помощнику бурильщика присутствовать на зали­вочных агрегатах и вблизи трубопроводов при установке нефтяных и кислот­ных ванн.

При торпедировании прихваченной бурильной колонны вокруг скважины устанавливают запретную зону в радиусе не менее 50 м. (после опускания-торпеды в скважину на глубину более 50 м радиус опасной зоны может быть сокращен до 20 м). Запрещается находиться в запретной зоне членам буровой бригады, в том числе второму помощнику бурильщика.

В случае нефтегазопроявления или открытого нефтегазового выброса вто­рой помощник бурильщика действует только по указанию бурильщика и участ­вует вместе с третьим помощником бурильщика в установке обратного кла­пана на бурильном инструменте и под руководством первого помощника бурильщика в закрытии вручную превентеров.

При открытом фонтанировании запрещается дурить и разводить открытый огонь на скважине, в непосредственной близости от нее и на участках, кото­рые могут быть загазованы.


 

3.1 ПОГРУЗОЧНО-РАЗГРУЗОЧНЫЕ РАБОТЫ

 

И ПЕРЕМЕЩЕНИЕ ТЯЖЕСТЕЙ

 

Погрузочно-разгрузочные работы на буровой площадке производятся при приеме и отправке оборудования, бурильных, обсадных и утяжеленных труб, химических реагентов и др. В этих работах принимают участие все члены буровых вахт, поэтому второй помощник бурильщика должен знать требова­ния техники безопасности при их выполнении.

К погрузочно-разгрузочным работам допускаются лица не моложе 18 лет, прошедшие обучение безопасному ведению этих работ. Погрузочно-разгрузочные работы выполняют под руководством работника, ответственного за безопасность.

Площадка, предназначенная для выполнения погрузочно-разгрузочных работ, должна быть ровной и достаточной для подъезда и установки транс­портных средств, установки и маневрирования грузоподъемных меха­низмов.

При выполнении погрузочно-разгрузочных работ в ночное время рабочие места должны освещаться прожекторами или другими электрическими све­тильниками, обеспечивающими хорошую освещенность площадки.

При перемещении грузов по наклонной плоскости нельзя находиться на пути их движения, кроме того, следует принять меры, предупреждающие са­мопроизвольное скольжение или окатывание их. В зависимости от вида, со­стояния и упаковки груза применяют различные способы их погрузки, выгруз­ки и перемещения. Сыпучие грузы и материалы грузят лопатами или дру­гими инструментами, мелкие изделия, бочечные и длинномерные грузы увя­зывают в пакеты двумя петлями и укладывают на транспортные средства при помощи грузоподъемных машин и устройств.

Известь (кипелку) следует грузить механизированным способом, при этом во избежание ожогов, вызываемых гашением извести на влажной коже лица и рук, закрывать лицо и шею легким пыленепроницаемым капюшоном и ра­ботать в респираторе, защитных, очках и плотно надетых рукавицах, спец­одежде и обуви.

Погрузки, выгрузку и перемещение грузов массой более 100 кг надо производить с помощью кранов, лебедок и других подъемных механизмов. При работе с грузом массой до 100 кг надо применять накаты (окаты), ва­гонетки, тележки и другие приспособления. Все погрузочно-разгрузочные ра­боты и работы с тросами следует выполнять в брезентовых рукавицах.


 

3.2 Погрузка и выгрузка грузов вручную и переноска, тяжестей

 

При переноске тяжестей вручную предельная норма на каждого рабочего не должна превышать 50 кг (для мужчин), а предельное расстояние не должно превышать 50 м по горизонтали и 3 м на высоту только при наличии оборудованных трапов и маршевых лестниц.

При погрузке и выгрузке труб, бревен и других длинномерных грузов должны быть приняты меры против самопроизвольного скатывания их со штабелей или транспортных средств.

При укладке труб и бревен в штабеля соблюдают следующие условия: а) после каждого ряда укладывают прочные деревянные прокладки (не менее трех); б) для недопущения раскатывания труб и бревен на концы прокладок набивают планки (упоры); в) высота штабелей не должна превышать 1,25 м; г) у штабеля по длине устанавливают стойки, препятствующие его разва­ливанию; д) в один штабель укладывают трубы одного диаметра. Нижний ряд труб должен быть уложен на подкладки, укреплен инвентарными метал­лическими башмаками или концевыми упорами, надежно закрепленными на подкладках..

Запрещается стоять на трубах или бревнах при разгрузке прищепов или раскатке штабелей.

Трубы (диаметром более 100 мм) и другие длинномерные грузы следует переносить при помощи специальных устройств (клещей, захватов, тележек и др.). Переносить такие грузы на плечах с помощью ломов и других, не предназначенных для этого приспособлений запрещается. Трубы диаметром менее 100 мм можно переносить на одноименных плечах и сбрасывать их одно­временно по команде идущего сзади.

Погрузку и выгрузку пылящих грузов надо производить с применением противопылевых масок (респираторов) или механизированным спосо­бом.

Баллоны со сжатым, растворенным или сжиженным газом следует пере­мещать на специальных носилках или тележках.

При переноске баллонов со сжатым, растворенным или сжиженным газом, барабанов с карбидом кальция и материалов в стеклянной таре надо принять (.•еры против толчков и ударов.

Бутыли с агрессивными жидкостями перемещают в прочных плетеных корзинах или деревянных ящиках с ручками.

Запрещается переносить баллоны с газом и бутыли с агрессивными жидкостями на себе. На высоту эти грузы разрешается поднимать только в специальных контейнерах.

 


 

3.3 Механизированная погрузка и выгрузка

 

При работе с краном и другими подъемными механизмами запрещается находиться под поднятым грузом и на пути его движения. При механизиро­ванной погрузке и выгрузке длинномерных грузов их следует увязывать дву­мя стропами и поднимать с применением траверс.

Грузы, сложенные в пакеты, надо страпливать так, чтобы при подъеме исключалась возможность их падения.

Запрещается поддерживать, разворачивать и направлять перемещаемый груз непосредственно руками. Эти операции производят при помощи крючка или веревки, прикрепленной к грузу. Во время нахождения груза на весу запрещается исправлять его положение в стропах, а также положение стро­пов и подъемных приспособлений.

При укладке грузов возле стены с помощью крана нельзя находиться между грузом и стеной.

При погрузке, выгрузке и укладке труб в штабеля следует применять грузоподъемные механизмы или безопасные трубные накаты (скаты). За­прещается сбрасывать бурильные трубы, замки и муфты с транспортных средств, перетаскивать трубы волоком. Трубная резьба должна быть защищена навинченными на концы труб предохранительными кольцами и ниппелями. При затаскивании труб в буровую нельзя допускать их перегибов, ударов о ротор и другие металлические предметы.

При пользовании накатами соблюдают следующие условия:

а)         масса длинномерного груза, перемещаемого по накатам вручную, не
должна превышать 500 кг;

б)         угол наклона накатов должен быть не более 30°;

в)         расстояние между накатами должно быть таким, чтобы концы труб
выступали за них не более чем на 1 м;

г)         в накатах должно быть предусмотрено устройство, предотвращающее
обратное скатывание труб;

д)         накатывать и скатывать трубы следует при помощи пенькового каната;
при этом на накатах должна находиться только одна труба;

е)         накаты должны быть металлическими, соответствовать массе груза и
иметь приспособления для крепления  к транспортным средствам или стелла­
жам, масса каждого наката не должна превышать нагрузку на двух че­
ловек;

ж)        рабочие не должны находиться между накатами, им следует разме­
щаться с внешней стороны накатов.

При буксировке грузов тракторами или автомобилями сцеплять и расцеп­лять грузы разрешается только после остановки буксира.

Примечание. Второй помощник бурильщика, не имеющий удостоверения стро­пальщика, участвует в погрузочно-разгрузочных работах в качестве подсобного рабочего.

Ответьте на контрольные вопросы декады. 6.

 


3.4  ОБЩИЕ ТРЕБОВАНИЯ ПОЖАРНОЙ БЕЗОПАСНОСТИ

 

Буровая установка — пожароопасный объект. Незнание причин возникновения пожара на скважине и несоблюдение правил пожарной безопасности рабочими буровой бригады может привести к пожарам, взрывам и несчастным случаям.

Причины возгорания могут быть различны. Например, при дизельном приводе:

а)         пропуски дизельного топлива из топливных линий, разливы нефтепродуктов и горючих веществ;

б)         нарушение герметичности выхлопных коллекторов, двигателей,  при­ касание их к сгораемым конструкциям, неисправность искрогасителей;

в)         применение открытого огня, курение, проведение электрогазосварочных работ вблизи мест хранения горюче-смазочных материалов, сгораемых конструкций и горючих веществ.

При электроприводе:

 

а)         неисправности в электрооборудовании, вызывающие искрение, корот­кое замыкание, нагрев проводов;

б)         прокладка силовой и осветительной сети с нарушением правил непосредственно по сгораемым конструкциям и по местам, где возможно соприкосновение с горюче-смазочными материалами;

в)         перегрузка электропроводок.

Во избежание возникновения пожаров и для обеспечения нормальных ус­ловий его ликвидации необходимо следующее:

 

·       чтобы территория вокруг буровой в радиусе 50 м была очищена от травы, валежника, листьев;

·       площадки вокруг наземных сооружений должны быть выровнены, не иметь ям, канав, бугров и других препятствий, мешающих передвижению людей и пожарного транспорта;

·       запасы жидкого топлива и смазочных материалов, применяемых в про­цессе бурения, должны храниться в специальном хранилище не ближе 40 м от буровой;

·       отогревание замерных трубопроводов, и аппаратуры, а также разогрева­ние в зимнее время глинистого раствора производить только паром или горя­чей водой; применять для этой цели открытый огонь запрещается.

Применение в буровой факелов, спичек, свечей, керосиновых фонарей за­прещается. На всей территории буровой установки запрещается разводить костры, выжигать траву, сжигать мусор, разлившиеся нефть и нефтепродукты. Курение разрешается только в специальном месте, оборудованном кадкой с водой для окурков и надписью: «Место для курения».

Буровая установка должна быть оборудована следующими средствами пожаротушения:

а)         двумя пожарными стояками на 5060 мм, оборудованными головками РОТТ, установленными в 1520 м от помещения насосной и со стороны мостков буровой в 75100 м от водопровода;

б)         тремя пожарными рукавами со- стволами и двумя переводниками 5060  мм   (длина  одного  рукава должна   быть  не  менее    20  м);    рукава, переводники и стволы должны    храниться   в    специальных    деревянных ящиках;

в)         огнетушителями ОП-5 (8 шт.), расположенными: в насосно-дизельном сарае (3 шт.), в редукторном сарае (3 шт.), в культбудке и сушилке (по од­ному); зимой огнетушители надо хранить в отапливаемых помещениях;

г)         огнетушителями ОУ-8 (3 шт.), расположенными в насосно-дизельном сарае и культбудке;

д)         тремя пожарными щитами с навесами, расположенными в насосно-дизельном сарае, в редукторном сарае и в районе культбудки; щиты должны быть оборудованы: цельнометаллическими баграми (2 шт.), пожарными топорами с киркой (2 шт.), простыми ломами (2 шт.), металлическими лопа­тами (4 шт.), пожарными ведрами (4 шт.) и ящиками с песком вместимостью по 1 м3 (4 шт.).

Использовать противопожарный инвентарь на хозяйственные нужды за­прещается.

Запас воды для целей пожаротушения на буровой установке должен быть не менее 100 м3.


 

3.5 Тушение пожара (загораний) на буровой с помощью огнетушителей

 

В случае возникновения пожара буровая бригада под руководством ма­стера или лица, его замещающего, обязана вызвать пожарную часть и до ее прибытия приступить к тушению имеющимися первичными средствами пожаротушения, в число которых входят огнетушители ОП-5 и ОУ-8.

Химические пенные огнетушители ОП-5 предназначены для тушения не­больших загораний горючих и тлеющих материалов. Пена в огнетушителе образуется в результате химической реакции, происходящей при смешении кислотной и щелочной частей заряда. При этом в корпусе огнетушителя по­вышается давление, в результате чего пена выбрасывается через спрыск. Что­бы привести огнетушитель ОП-5 в действие, необходимо снять его, прочистить спрыск (отверстие) шпилькой, рукоятку головки повернуть вверх до отказа, после этого перевернуть огнетушитель головкой вниз и направить пенную струю в очаг пожара. При этом не следует допускать попадания смеси (пен­ного раствора) на кожу человека, так как это может вызвать сильные ожоги.

Запрещается применять огнетушители ОП-5 для тушения очагов горения на электроустановках, находящихся под напряжением, ввиду электропровод­ности пены и возможности поражения электрическим током.

3.6 Для тушения небольших загораний горючих и тлеющих материалов и электроустановок, находящихся под напряжением, применяют углекислотные огнетушители ОУ-8.

В качестве заряда в углекислотных огнетушителях применяют жидкую углекислоту, находящуюся в баллоне под давлением до 60 кгс/см2. В момент введения огнетушителя в действие жидкая углекислота быстро испаряется, образуя твердую углекислоту (снег), при этом температура падает ниже 72°С.

Для приведения огнетушителя в действие необходимо освободить запор кронштейна и подвести огнетушитель к очагу пожара, правой рукой вращать маховичок вентиля против часовой стрелки до отказа, а левой направить диффузор так, чтобы выбрасываемая струя углекислоты попадала на пламя.

Ответьте на контрольные вопросы декады 7.

 


ВРЕДНЫЕ ВЕЩЕСТВА, ИХ ДЕЙСТВИЕ НА ОРГАНИЗМ ЧЕЛОВЕКА И МЕРЫ БЕЗОПАСНОСТИ

 

3.7 Соляная, серная, плавиковая кислоты. Пары этих кислот оказывают сильное раздражающее действие на слизистые оболочки (особенно носа), вы­зывают воспаление соединительной оболочки глаз, катары -верхних дыхатель­ных путей, помутнение роговицы, охриплость, чувство удушья, покалывание в груди, насморк, кашель; разрушают зубы, вызывают желудочно-кишечные расстройства, кожные заболевания (дерматит, изъязвление); возможны хи­мические ожоги, заболевания центральной нервной и сосудистой систем, печени.

Наиболее токсичной является плавиковая кислота, которая сильно дейст­вует на кожу (прижигающе), разъедает стекло и многие металлы, смешивает­ся с водой во всех соотношениях.

При работе с кислотами необходимо надевать спецодежду, а при работе с соляной и серной кислотами противокислотный щелочной костюм ПЩК, прорезиненный фартук, резиновые сапоги, заправленные под брюки, резино­вые перчатки, заправленные под рукава одежды, и защитные очки закрытого типа.

При работе с плавиковой кислотой надевают противокислотный щелочной костюм ПЩК, а лицо защищают маской, (резиновой) от противогаза, на голову надевают каску с капюшоном, который закрывает шею и затылок. В случае попадания на кожу плавиковой кислоты необходимо немедленно начать промывку ожога проточной водой и продолжать ее в течение 46 ч, пока побелевшая и коагулированная поверхность ожога не покраснеет. Затем приложить свежеприготовленную 20%-ную суспензию окиси магния в гли­церине.

При ожогах, вызванных действием серной и соляной кислот, необходимо промыть место поражения слабым раствором двууглекислой соды и затем обильно водой.

В случае попадания брызг кислот в глаза следует быстро промыть их обильным количеством чистой воды и слабым раствором соды, после этого обратиться к врачу.

3.8         Каустическая (NaOH) и кальцинированная (Na2CO3) сода. Каустическая сода, являясь едкой щелочью, при попадании на кожу или слизистую оболочку человека вызывает очень тяжелые ожоги. Попадание даже незначительных количеств NaOH в глаза ведет к их поражению и даже к слепоте. Поэтому рабочие при работе с каустической содой обязательно должны быть одеты в спецодежду,  состоящую из брезентового костюма  без карманов,
прорезиненного фартука, резиновых сапог, надеваемых под брюки, резиновых перчаток, надеваемых под рукава верхней одежды, резинового шлема от про­тивогаза (без фильтра), а поверх шлема капюшона, защищающего шею и затылок рабочего.

Спецодежда после применения должна быть промыта водой; шлем и перчатки перед следующим употреблением надо протереть раствором марганцевокислого калия, который должен храниться вместе с ватой в шкафу.

При попадании соды на кожу необходимо немедленно тщательно обмыть пораженный участок обильной струей воды (в течение 10 мин); при попада­нии в глаза промывать их в течение 1030 мин.

Действие кальцинированной соды аналогично действию каустической, но менее выражено.

3.9         Известь  (СаО),  силикат  натрия,  цемент, барит  (BaSO4),  гематит (Fe2O3). Мелкодисперсный состав пыли этих веществ способствует проникно­вению ее в легочные альвеолы и может служить причиной различных пневмокониозов.

Негашеная известь (СаО) раздражает слизистые оболочки (особенно глаз и носа), поражает кожу (возникновение дерматитов, язв), особенно влажную (действует подобно щелочи).

При постоянном воздействии негашеной извести наблюдается сухость, жесткость кожи, образование трещин, шелушение крупными пластами, истон­чение, ломкость ногтей и другие кожные заболевания. При попадании в глаза ' даже незначительных количеств известь вызывает стекловидный отек и резкое покраснение, конъюнктивиты, помутнение роговицы.

Пыль силиката натрия раздражает дыхательные пути, ведет к ряду заболеваний (ларингит, тонзиллит, фарингит, вызывает различные силикатозы).

Цементная пыль действует аналогичным образом. Кожные заболевания у работающих с цементом тем тяжелее, чем больше к цементу примешано извести. При попадании в глаза вызывает ожоги роговицы. Частично дей­ствует на слизистую оболочку желудочно-кишечного тракта, вызывая язвы.

Для защиты от пыли необходимо работать в защитных очках, противопылевых респираторах (типа «лепесток» № 40 или № 200), в комбинезонах, спецобуви, перчатках.

4.0 Хроматы, бихроматы, хромовый ангидрид. Хроматы (соли хромовой кислоты), бихроматы (соли двухромовой кислоты) и хромовый ангидрид раздражают и прижигают слизистые оболочки и кожу, вызывая изъязвления, оказывают общетоксическое действие, поражают желудочно-кишечный тракт, вызывают малокровие, изъязвление миндалин, гортани, хроническое воспале­ние дыхательных путей, конъюнктивиты, способствуют возникновению рака дыхательных путей (легких).

При работе с хроматами или их концентрированными растворами рабочие обязаны:

·       надеть брезентовый костюм, прорезиненный фартук, резиновые сапоги,
заправленные под брюки; на руки надеть резиновые перчатки, заправленные под рукава одежды; лицо защитить маской (резиновой) от противогаза, а на голову надеть каску с капюшоном, закрывающим шею и затылок; одежду хранить в специально отведенном месте;

·       ежегодно проходить медицинское освидетельствование;

·       в случае попадания хроматов на кожу или в глаза немедленно обмыть кожу, промыть глаза 5%-ным раствором гипосульфита натрия, затем обратиться к врачу; по окончании работы с хроматами вымыть руки 5%-ным: раствором гипосульфита натрия (50 г на 10 л воды).

Хранить хроматы следует в специальных помещениях и в специальных емкостях с исправными запорными устройствами и надписями с названием, реагента; при транспортировке употреблять подъемные механизмы или про­стейшие приспособления.

4.1         Фтористый натрий ядовитое вещество. При остром отравлении он действует на центральную нервную систему, мускулатуру, желудочно-кишеч­ный тракт.

При хроническом отравлении наблюдаются изменения в костях и зубах (истончение и изъеденность зубов, утонченность костей), сосудистые наруше­ния, поражения верхних дыхательных путей, пищеварительного тракта, нерв­ной системы и кожи.

При работе с солями фтористоводородной кислоты (NaF) рабочие обя­заны надеть  брезентовые костюмы, прорезиненные фартуки, резиновые пер­чатки и сапоги, защитные очки, респираторы или гражданские противогазы ГП-4У.

Запрещается хранить соли фтористоводородной кислоты под навесами, открытым небом и в сырых помещениях ввиду их ядовитости и гигроскопич­ности. Складское помещение должно быть сухим, изолированным от других помещений, с естественной вентиляцией. Хранить фтористый натрий необходи­мо в хорошо закрытой таре с надписью «Яд».

4.2         Бензин, керосин, дизельное топливо, нефть, смазочные масла. Нефть и нефтепродукты состоят в основном из углеводородов (метановых или па­рафиновых, нафтеновых,  ароматических), оказывающих   токсическое   действие на организм человека и вызывающих острые и хронические отравления.

Большие концентрации паров этих веществ, быстро насыщая кровь, вы­зывают острые отравления с поражением дыхательного центра. Появляются головокружение, неустойчивая походка, состояние опьянения, дрожание рук и ног, иногда обморочное состояние, сердцебиение, общая слабость, тошнота, возбуждение, сопровождающееся смехом и плачем, иногда потерей соз­нания.

Длительное вдыхание углеводородов в сравнительно небольших дозах обусловливает хроническое отравление. При этом наблюдается уменьшение частоты пульса и дыхания, возникновение гипотонии, гипотермии, изменение состава крови.

При частом попадании нефти и нефтепродуктов на кожу наблюдаются различные кожные заболевания в виде дерматитов, фолликулитов и экзем.

Выделяющийся из нефти и нефтепродуктов сероводород вызывает ост­рые и хронические отравления; раздражает органы дыхания (иногда с по­терей сознания, параличом дыхательного центра), слизистую оболочку глаз, вызывает слезотечение, светобоязнь, конъюнктивит с явлениями отека ткани ;роговых оболочек; наблюдаются сильные боли, резь в глазах и спаз­мы век.

Совместное присутствие в   воздухе углеводородов и сероводорода резко увеличивает их токсическое действие на организм человека, отмечается резко выраженный отек легких и жировое перерождение клеток печени. Токсическое действие углеводородов увеличивается также с повышением температуры воздуха.        

Отравляющее действие на человека оказывает также тетраэтилсвинец добавляемый в бензин как антидетонатор. Тетраэтилсвинец сильнодейст­вующий яд, поражающий нервную систему.

При работе с нефтепродуктами рабочие должны надеть спецодежду из нефтенепроницаемых материалов, брезентовые или хлопчатобумажные пер­чатки, спецобувь.

В случае опасного для жизни содержания в окружающей среде па­ров углеводородов или сероводорода необходимо надеть фильтрующий про­тивогаз с коробкой марок А (коричневая), В (желтая) или М (крас­ная).