Вн строительство подводных газопроводов методом направленного бурения

Строительство подводных переходов газопроводов способом направленного бурения

ОТКРЫТОЕ АКЦИОНЕРНОЕ ОБЩЕСТВО «ГАЗПРОМ»

СТРОИТЕЛЬСТВО ПОДВОДНЫХ ПЕРЕХОДОВ ГАЗОПРОВОДОВ
СПОСОБОМ НАПРАВЛЕННОГО БУРЕНИЯ

Утверждены РАО «Газпром»

(Приказ от 24.07.1998 г., № 99)

СТРОИТЕЛЬСТВО ПОДВОДНЫХ ПЕРЕХОДОВ ГАЗОПРОВОДОВ
СПОСОБОМ НАПРАВЛЕННОГО БУРЕНИЯ

SPRECIFICATION DIRECTIONAL DRILLER SUBMARINE PIPELINES

Дата введения 01.08.1998 г

Ведомственные нормы разработаны Всероссийским научно-исследовательским институтом по строительству трубопроводов АО «ВНИИСТ» (канд. техн. наук М.А. Камышев — руководитель темы, кандидаты техн. наук Б.М. Кукушкин, С.И. Левин, В.К. Ким, инж. А.М. Камышев при участии инженеров В.С. Мальцева, П.П. Башаратьяна и И.И. Чернявского).

ПОДГОТОВЛЕНЫ К УТВЕРЖДЕНИЮ — Управлением проектирования и экспертизы Департамента перспективного развития.

СОГЛАСОВАНЫ с Госгортехнадзором России от 20.02.96 № 10-13/47, предприятием «Мострансгаз» (письмо от 01.06.98 № 07-08-91-2628).

ВВЕДЕНИЕ

Настоящие Ведомственные нормы содержат рекомендации по проектированию и строительству переходов через водные препятствия стальных трубопроводов, осуществляемых способом наклонно-направленного бурения.

Отличительной особенностью технологии строительства трубопровода наклонно-направленным бурением является бестраншейный способ прокладки трубопровода в предварительно пробуренную и расширенную скважину при помощи специального бурового оборудования.

Принципиальным отличием метода направленного бурения от обычного является то, что трубопровод при строительстве и при эксплуатации не соприкасается с водной средой, которую он пересекает и может быть заглублен на русловом участке практически на любую глубину, исключающую последующие внешние воздействия на него при любых прогнозируемых деформациях русла и берегов.

Способ наклонно-направленного бурения, рассматриваемый в настоящих ВН применительно к строительству подводных переходов газопроводов через реки, может также применяться на пересечениях газопроводов с другими искусственными и естественными препятствиями.

ПРЕИМУЩЕСТВА И ОГРАНИЧЕНИЯ СПОСОБА НАПРАВЛЕННОГО БУРЕНИЯ

Преимуществами способа направленного бурения при строительстве подводных переходов трубопроводов являются:

· — возможность прокладывать трубопроводы ниже прогнозируемых русловых деформаций, что надежно защищает трубопровод от любых механических повреждений;

· — при строительстве и эксплуатации сохраняется естественный режим водной преграды, что соответствует повышенным экологическим требованиям и имеет особое значение при пересечении трубопроводами рек с развитым рыболовством;

· — способ ННБ исключает необходимость дноуглубительных, подводно-технических, водолазных и берегоукрепительных работ при строительстве переходов через водные препятствия, составляющих более 50 % стоимости перехода;

· — исключается необходимость балластировки трубопроводов (балластных грузов и утяжеляющих покрытий);

· — не требуются взрывные работы по рыхлению плотных грунтов для последующего рытья подводной траншеи;

· — строительство перехода возможно в любое время года и упрощаются согласования с заинтересованными организациями (Рыбнадзором и другими).

Условиями, ограничивающими возможность применения способа направленного бурения, являются:

· — неблагоприятные грунтовые условия: направленное бурение представляет значительную сложность в гравийных грунтах (гравия более 30 %), в грунтах типа плывунов, в грунтах с включением валунов и булыжника. В таких случаях усложняется контроль при бурении пионерной скважины, возможен обвал грунта при расширении пионерной скважины и заклинивание рабочего трубопровода при его протаскивании;

· — другими ограничивающими факторами являются диаметр рабочего трубопровода, превышающий 1220 мм, и длина бурения горизонтальной скважины, превышающая 2 км. Для прокладки направленным бурением трубопроводов диаметром более 1220 мм и протяженностью свыше 2 км требуется более мощное оборудование и совершенная технология.

ОБЛАСТЬ ПРИМЕНЕНИЯ НАКЛОННО-НАПРАВЛЕННОГО БУРЕНИЯ ПРИ СТРОИТЕЛЬСТВЕ ТРУБОПРОВОДОВ

Строительство подводных переходов трубопроводов любых назначений наклонно-направленным бурением при благоприятных геологических условиях, наиболее эффективно и рекомендуется в следующих случаях:

· — строительство переходов через реки со значительными деформациями русла и большими скоростями течения, исключающими возможность предварительного (до укладки трубопровода) рытья траншей (например, Аму-Дарья и другие реки);

· — ограниченное свободное пространство в коридоре, где проложено несколько трубопроводов и невозможно выполнить требование СНиП о минимальном расстоянии проектируемого трубопровода до существующих;

· — когда невозможно выполнить требование СНиП о строительстве подводного перехода обычным способом ниже по течению от мостов и других сооружений;

· — при пересечении водной преграды с интенсивным судоходством и искусственными сооружениями на берегу (набережные, дороги, промпредприятия и другие);

· — когда требуется капитальный ремонт или реконструкция существующего подводного перехода прокладкой новых трубопроводов;

· — строительство прибрежных участков морских трубопроводов при обрывистых берегах, течениях и значительных волновых воздействиях, когда устройство траншеи для заглубления трубопровода представляет большие сложности;

· — в случаях, когда технико-экономическими расчетами установлено сокращение средств и времени при использовании направленного бурения для строительства перехода трубопровода.

Глава 1. ИНЖЕНЕРНЫЕ ИЗЫСКАНИЯ

1.1. Общие требования

1.1.1. Инженерные изыскания для строительства переходов трубопроводов через водные препятствия способом наклонно-направленного бурения (ННБ) должны включать комплексное изучение природных условий района строительства для получения необходимых и достаточных материалов для проектирования и строительства перехода.

1.1.2. Инженерные изыскания следует выполнять в соответствии с требованиями СНиП 1.02.07-87 «Инженерные изыскания для строительства» в объеме, установленном для строительства переходов трубопроводов через водные препятствия с учетом дополнительных рекомендаций, изложенных в настоящих ВН.

1.1.3. Инженерные изыскания должны включать топографические, гидрографические, геологические и гидрогеологические изыскания.

Полученные в результате инженерных изысканий материалы должны быть достаточны для выбора проектной организацией варианта строительства перехода трубопровода бестраншейным способом направленного бурения или обычным открытым способом с устройством траншеи (см. п. 1.2. ВН).

1.1.4. Инженерные изыскания должны выполняться изыскательскими, проектно-изыскательскими и проектными организациями, которым в установленном порядке предоставлено такое право.

1.1.5. Для выполнения инженерных изысканий на проектирование и строительство перехода способом ННБ должны быть составлены техническое задание, программа изысканий и сметно-договорная документация.

1.1.6. Техническое задание на изыскания должно составляться Заказчиком (его проектной организацией) и выдаваться изыскательской организации по согласованию с подрядной организацией, выполняющей строительство перехода наклонно-направленным бурением с привлечением в необходимых случаях изыскательской организации.

Техническое задание на изыскания должно содержать необходимые и достаточные сведения для организации и производства изысканий, проводимых для проектирования, разработки технологии бурения и организации строительства.

1.1.7. Программа инженерных изысканий должна составляться изыскательской организацией на основе технического задания Заказчика с максимальным использованием материалов ранее выполненных инженерных изысканий в районе строительства перехода.

Программа инженерных изысканий составляется с участием проектной организации и субподрядной организации, выполняющей работы по ННБ на переходе, и подлежит согласованию с Заказчиком.

1.1.8. Материалы выполненных инженерных изысканий для проектирования и строительства перехода способом ННБ, оформленные в виде технического отчета, предоставляются:

· заказчику инженерных изысканий (проектной организации Заказчика);

· подрядной организации по строительству перехода;

· субподрядной организации, выполняющей наклонно-направленное бурение.

1.2. Геологические изыскания

1.2.1. В результате геологических изысканий должны быть получены данные для:

· технико-экономических расчетов по выбору метода строительства перехода;

· выбора наиболее эффективного бурового оборудования и состава бурового раствора;

· определения проницаемости грунтов на русловом участке перехода и возможности просачивания бурового раствора и подпорной жидкости при бурении скважины;

· определения коэффициента трения для расчета величины тягового усилия;

· прогнозирования русловых деформаций на участке перехода;

· построения расчетного профиля бурения скважины.

1.2.2. Глубина бурения скважины должна быть на 8-9 м ниже проектируемого заглубления трубопровода.

1.2.3. Для переходов через широкие водные преграды могут быть рекомендованы двухэтапные буровые работы. Вначале на большом расстоянии друг от друга пробуриваются скважины на увеличенную глубину. На втором этапе — скважины с меньшим расстоянием одна от другой на наиболее ответственных участках, например, в местах криволинейной траектории скважины.

1.2.4. Расстояние между буровыми скважинами при изысканиях принимается:

для сравнительно коротких переходов равными 50-120 м и для переходов через широкие реки 120-200 м, если не предполагается каких-либо аномалий (например, валуны, булыжники или галечник), заставляющих уменьшить расстояние между скважинами.

1.2.5. Буровые скважины располагаются попеременно справа и слева от створа перехода на максимальном расстоянии 10 м и минимальном расстоянии 5 м от створа перехода.

1.2.6. Все имеющиеся пустоты и скважины после изысканий должны заполняться цементным раствором для предупреждения возможности утечки буровой жидкости при направленном бурении.

1.2.7. При выполнении буровых работ во время изысканий должен фиксироваться тип бура, условия бурения должны отмечаться в журнале работ для дальнейшей передачи подрядной организации, выполняющей строительство перехода способом ННБ, что должно облегчить выбор необходимого бурового оборудования.

1.3. Лабораторные исследования грунта

1.3.1. В результате лабораторных исследований должны быть получены данные о прочности грунта, его сопротивлении деформации и проницаемости, гранулометрическом составе, плотности частиц грунта, пределах пластичности и текучести, пористости и других свойствах грунта, необходимых для разработки технологии ННБ, указанных в СНиП 1.02.07-87.

Состав лабораторных исследований уточняется проектной организацией и указывается в техническом задании на изыскательские работы.

1.4. Прогнозирование русловых деформаций

1.4.1. Прогнозирование русловых деформаций пересекаемой водной преграды следует выполнять в соответствии с требованиями п. 4.42 СНиП 1.02.07-87.

Для определения характера и величины русловых деформаций следует использовать Рекомендации «Учет деформаций речных русел и берегов водоемов в зоне подводных переходов магистральных трубопроводов (нефтегазопроводов) ВСН 163-83 Миннефтегазстроя, Л., Гидрометеоиздат, 1985.

1.4.2. Результатом прогнозирования русловых деформаций является составление прогнозных профилей размыва дна русла и берегов за расчетный период, равный 3-х кратному периоду эксплуатации переходами определение профиля бурения скважины и проектируемого трубопровода.

1.5. Топографическая съемка

1.5.1. Топографическую съемку следует выполнять в объеме, установленном для проектирования подводных переходов магистральных трубопроводов обычным способом и в соответствии с требованиями СНиП, действующими на этот вид работ и применяемые приборы и оборудование.

При выполнении топографических работ следует учитывать необходимость двух строительных площадок на обоих берегах: одной для размещения буровой установки и оборудования и второй для монтажа и сварки рабочего трубопровода.

Глава 2. ПРОЕКТИРОВАНИЕ ПЕРЕХОДА

2.1. Общие требования

2.1.1. Проектировать переход трубопровода через водную преграду, строительство которого выполняется способом наклонно-направленного бурения, следует по данным инженерных изысканий, учитывающих технологию направленного бурения; условия эксплуатации в районе строительства ранее построенных подводных переходов; существующих и проектируемых гидротехнических сооружений; перспективных дноуглубительных работ в заданном районе пересечения трубопроводом водной преграды и требований по охране рыбных ресурсов.

2.1.2. Место перехода следует согласовывать с соответствующими бассейновыми управлениями речного флота, органами по регулированию использования и охране вод, охраной рыбных запасов местными органами самоуправления и заинтересованными организациями.

Несогласованный проект перехода не может быть передан на экспертизу и Заказчику.

2.1.3. Створ перехода следует выбирать с учетом геологических условий, благоприятных для бурения скважины. Кроме этого, при выборе створа перехода следует учитывать:

· невозможность использовать кривые механического гнутья рабочего трубопровода;

· необходимость при протаскивании рабочего трубопровода соблюдать соосность пробуренной скважины и трубопровода в месте его входа в скважину;

· угол наклона в местах входа и выхода скважины должны быть по возможности в пределах 6-20°.

2.1.4. Длина перехода, строящегося способом ННБ, определяется расстоянием между местом входа буровой скважины и местом её выхода на противоположном берегу.

2.1.5. Проектные отметки верха трубопровода на переходе, запроектированном способом ННБ, следует назначать не менее чем на 2 м ниже предельного профиля по прогнозу деформаций русла и берегов пересекаемой водной преграды. Прогноз деформаций русла и берегов составляется на расчетный 3-х кратный период эксплуатации перехода (100 лет).

Минимальное заглубление трубопровода в дно пересекаемой водной преграды должно быть достаточным для предотвращения выброса бурового раствора при строительстве и для устойчивого положения незабалластированного пустого трубопровода.

2.1.6. Допустимое отклонение места выхода пионерной скважины от проектного створа на противоположном берегу не должно превышать площади, равной 3 ´ 3 м.

Допустимое отклонение места выхода скважины не должно превышать 1 % ее длины и должно быть указано в проекте перехода.

2.1.7. Минимальное расстояние между параллельными трубопроводами, прокладываемыми способом ННБ, зависящее от точности системы ориентации в бурильной колонне, определяется проектом и должно быть не менее 10 м.

Такое же минимальное расстояние должно проектироваться между новым трубопроводом, прокладываемым ННБ и существующим трубопроводом.

Заданные проектом минимальные расстояния проверяются после бурения пионерной скважины до её расширения и протаскивания рабочего трубопровода.

2.1.8. Необходимость прокладки резервной нитки на переходе, построенном способом ННБ, в соответствии с приведенными п.п. 2.1.1.-2.1.7, должна быть обоснована проектной организацией.

2.1.9. Размещение запорной арматуры на переходе и проектирование участков, примыкающих к местам входа и выхода трубопровода, следует выполнять в соответствии с требованиями СНиП 2.05.06-85.

2.1.10. При проектировании пересечения водных преград несколькими трубопроводами малого диаметра (100-300 мм) разных назначений, целесообразно предварительно соединить их в один пучок трубопроводов, который протаскивается в одной общей скважине большего диаметра.

2.1.11. При проектировании переходов трубопроводов большого диаметра (1420 мм и больше) следует учесть, что существующие буровые установки до настоящего времени использовались для прокладки способом ННБ трубопроводов диаметром до 1220 мм включительно. Для прокладки трубопроводов большего диаметра потребуется более мощное оборудование и совершенная технология [ 15].

2.1.12. Проект перехода трубопровода, выполняемый способом ННБ, должен включать:

· план перехода с указанием строительно-монтажных площадок на обоих берегах и размещением оборудования; указанием мест входа и выхода трубопровода и их координаты; пикетаж и его привязку;

· продольный профиль перехода с указанием проектного положения и отметок трубопровода; углов входа и выхода скважины; прогнозируемой линии деформации русла и берегов; геологическое строение и буровые скважины; уровни воды;

· проект организации строительства и календарный график работ; сметную документацию;

· пояснительную записку с подробным описанием, в особенности, геологической структуры русла и выполненные расчеты трубопровода.

2.1.13. Бурение скважины в створе перехода рекомендуется начинать со стороны залегания более плотных грунтов.

2.2. Выбор метода строительства перехода

2.2.1. Проектная организация, которой поручено составление проекта перехода через водную преграду, должна выполнить технико-экономические расчеты вариантов строительства трубопроводов обычным способом с устройством подводных траншей и строительства их способом ННБ.

2.2.2. Для сопоставительных расчетов следует учитывать затраты на выполнение отдельных работ при строительстве перехода обычным способом и способом ННБ. При этом следует учитывать, что для варианта строительства направленным бурением:

· исключаются затраты на земляные работы, обетонирование рабочего трубопровода, берегоукрепительные работы, природоохранные мероприятия во время эксплуатации;

· сокращаются затраты на строительство резервных ниток трубопроводов; эксплуатационные расходы (исключается необходимость периодических осмотров и ремонтов перехода) и накладные расходы (за счет сокращения сроков строительства);

· повышаются затраты на инженерные изыскания, за счет более детальных геологических изысканий;

· потребуются затраты на удаление бурового шлама и стоимость эксплуатации буровой установки, стоимость которую следует определять с учетом расчетного времени на бурение скважины и протаскивание рабочего трубопровода, а также транспорта и прочих расходов.

Глава 3. КОНСТРУКЦИЯ РАБОЧЕГО ТРУБОПРОВОДА

3.1. Выбор материала и допускаемые напряжения трубопровода

3.1.1. Требования к конструкции и контролю качества стального рабочего трубопровода, прокладываемого на переходе способом ННБ, должны быть повышены по сравнению с обычными подводными переходами с учетом более сложных условий строительства и невозможностью ремонта при эксплуатации.

3.1.2. При применении способа направленного бурения наиболее целесообразно использовать стальные трубопроводы, вследствие их большого сопротивления растягивающим усилиям, возникающим при их укладке.

При применении полиэтиленовых труб высокой прочности следует учитывать их недостатки по сравнению со стальными, заключающиеся в малом сопротивлении растягивающим усилиям, деформациям и их плавучести.

3.1.3. Расчет трубопровода следует выполнять с учетом его последующей эксплуатации. При расчетах необходимо учитывать напряжения, возникающие от продольных усилий, изгиба, наружного гидростатического давления и воздействия грунта. Расчет должен устанавливать толщину стенки трубопровода и марку стали.

3.1.4. Трубы для стального рабочего трубопровода, предназначенного для транспортирования газа, следует применять по СНиП 2.05.06-85 «Магистральные трубопроводы». Допускается применение импортных труб, соответствующих требованиям этого стандарта.

3.1.5. Напряжения в трубопроводе следует рассчитывать от действия наружного и внутреннего давлений, изгиба трубопровода, аксиального растяжения или сжатия с учетом возможной овальности трубы.

3.1.6. Расчеты следует выполнять для периодов строительства и эксплуатации трубопроводов при самых неблагоприятных возможных сочетаниях нагрузок.

Напряжения в трубопроводе при эксплуатации определяются с учетом радиуса кривизны, наружного давления и прочих условий.

3.1.7. Минимальный радиус кривизны трубопровода при строительстве следует определять с учетом максимальных суммарных напряжений не более 90 % от предела текучести.

Минимальный радиус кривизны трубопровода при эксплуатации не должен быть менее 1200 Дн, где Дн — наружный диаметр трубопровода.

3.1.8. Расчет подводного веса рабочего трубопровода при протаскивании в скважине следует выполнять с учетом возможного изменения плотности бурового раствора.

3.1.9. Плавучесть трубопровода при его протаскивании в скважине может быть изменена путем изменения его веса внутренней нагрузкой [ 14].

3.2. Требования к изоляции трубопровода

3.2.1. Требования к качеству антикоррозионного покрытия рабочего трубопровода должны быть повышены с учетом воздействий на него сил трения при протаскивании в скважине и невозможности выполнить ремонт изоляции после прокладки трубопровода.

3.2.2. При строительстве газопроводов способом ННБ рекомендуется применять трехслойное полиэтиленовое покрытие труб, наносимое в заводских условиях:

· праймер на основе эпоксидных или других материалов толщиной слоя не менее 0,01 мм;

· подклеивающий слой (не менее 0,1 мм) из сополимера этилена и винилацетилена типа «Сэвилен», либо другой материал, обеспечивающий адгезию основного слоя;

· полиэтилен низкой плотности высокого давления толщиной слоя не менее 3,4 мм.

3.2.3. Наружное полиэтиленовое покрытие труб должно отвечать следующим требованиям:

· толщина слоя — не менее 3,5 мм;

· сопротивление ударной нагрузке не менее 18 Н × м;

· сопротивление отслаиванию изоляции не менее 35 Н/см.

Покрытие должно обладать сплошностью при проверке искровым дефектоскопом постоянного тока на щупе 17,5 кВ для толщины 3,5 мм.

3.2.4. Трубы стальные с наружным защитным покрытием из экструдированного полиэтилена должны изготовляться и соответствовать требованиям ТУ 400-24-557-88 [ 16].

3.2.5. Для стыковых сварных швов в полевых условиях рекомендуется трехслойная изоляция (эпоксидная смола, твердоплавкий клеевой слой и армированный стекловолокном слой полеолефина) в виде термоусаживающихся манжет и термоусаживающихся армированных манжет типа фирмы «Райхен», обладающих большой прочностью и следующими свойствами:

· толщина манжеты не менее 3,0 мм;

· толщина клеевого слоя — 1,2 мм;

· сопротивление отслаиванию не менее 60 Н/см (испытания по нормам DIN 30672);

· сопротивление сдвигу не менее 200 Н/см 2 (испытания по нормам ISO 4587);

· сопротивление ударной нагрузке не менее 22 Н × м (испытания по нормам DIN 30672);

· прочность на вдавливание не менее 0,4 мм (испытания по нормам DIN 30672, 30 суток).

3.2.6. Изоляция стыков трубопровода в полевых условиях производится с использованием портативных пескоструйных аппаратов и подогрева пламенем горелки трубы и изоляционного материала до температуры 70 ° С.

3.3. Катодная защита трубопровода

3.3.1. Электрохимическую защиту рабочего трубопровода от коррозии следует выполнять в соответствии с требованиями ВСН-00988/Миннефтегазстроя «Строительство магистральных и промысловых трубопроводов. Средства и установки электрохимзащиты».

3.3.2. После окончания строительства перехода следует выполнить контрольные измерения для определения необходимой величины защитного тока.

При выполнении контрольных измерений должны соблюдаться следующие условия:

· трубопровод должен быть изолирован от всех токоподводящих объектов;

· неизолированные участки трубопровода не должны иметь контакта с землей;

· подключения к трубопроводу для электропитания и измерения потенциала всегда должны быть раздельны;

· при измерительных работах заземляющий зонд должен находиться на расстоянии не менее 5 м от трубопровода. Для трубопроводов с высоким потреблением тока это расстояние следует увеличить;

· во время проведения измерений, любые другие работы около трубопровода не допускаются.

3.3.3. Данные измерений следует сравнить с проектными. Если в ходе замеров обнаруживаются недопустимые значения, следует путем увеличения интенсивности измерений, установить местонахождение дефектного участка и совместно с Заказчиком определить необходимые меры по устранению дефекта.

Глава 4. ОРГАНИЗАЦИЯ И ТЕХНОЛОГИЯ СТРОИТЕЛЬСТВА

4.1. Общие требования

4.1.1. До начала строительства перехода следует выполнить контрольный промер по створу перехода, проверить фактические отметки на проектном профиле и на трассировочном профиле субподрядчика по буровым работам.

4.1.2. Заглубление трубопровода в самой низкой точке перехода должно быть достаточным для предотвращения прорыва бентонитового раствора и подпорной жидкости в русло. Минимальное заглубление должно быть указано на трассировочном профиле подрядчика.

4.1.3. В договоре на производство буровых работ должны быть точно оговорены объемы, сроки и ответственность всех организаций, участвующих в строительстве перехода — Заказчика, генподрядчика и подрядных организаций.

4.1.4. Анкерные и упорные устройства, закрепляющие буровую установку, должны быть рассчитаны на двойное тяговое усилие, которое способна развить буровая установка.

4.1.5. Подрядчик по ННБ во время буровых работ должен иметь запасной силовой агрегат с двойным запасом буровых труб с 10-ти процентным их увеличением на случай выбраковки.

4.1.6. При отрицательных температурах всё оборудование (буровая установка, насосы, моторы, резервуар с раствором и прочее) должно находиться в обогреваемом помещении.

Работы в зимнее время следует проводить круглосуточно при непрерывной работе всех систем. Не рекомендуется планировать работы на период, когда возможно понижение температуры ниже минус 20 °С.

4.1.7. До начала буровых работ должна быть проверена система ориентации, определяющая местонахождение буровой головки и положение скважины.

4.1.8. При выполнении направленного бурения следует предусмотреть рециркуляцию бурового раствора и мероприятия, предупреждающие возможность его попадания в пересекаемую трубопроводом водную преграду, а также мероприятия по временному хранению неочищенного бурового раствора.

4.2. Организация строительства

4.2.1. Технический проект перехода, рабочие чертежи и проект организации строительства (ПОС) разрабатываются проектной организацией Заказчика, согласовываются с Подрядчиком и Госгортехнадзором и утверждаются Заказчиком.

Проектная организация при разработке ПОС выполняет все необходимые согласования с заинтересованными организациями.

4.2.2. Строительство перехода способом ННБ должно осуществляться специализированной организацией, имеющей необходимое буровое оборудование и специалистов, а также лицензию на проведение работ.

Буровые работы и прокладка трубопровода выполняются, как правило, субподрядной организацией.

4.2.3. До начала работ организация, выполняющая буровые работы, предъявляет Заказчику следующую документацию:

· план производства буровых работ с приложением трассировки трубопровода в вертикальной и горизонтальной плоскостях, в соответствии с проектом перехода;

· схему стройплощадки с размещением оборудования ( рис. 1);

Рис. 1. Схема монтажной площадки при строительстве перехода трубопровода через водные преграды направленным бурением:

1 — длина монтажной площадки; 2 — длина участка трубопровода, выполняемая наклонно-направленным бурением; 3 — расстояние не менее 30 м (определяется проектом); 4 — длина спусковой дорожки; 5 — ширина монтажной площадки (определяется проектом); 6 — приямок для входа бура; 7 — участок выхода бура; 8 — буровая установка; 9 — ширина водной преграды

· данные о предполагаемых работах по закреплению буровой установки, строительным котлованам и другим временным сооружениям;

· расчеты трубопровода на различных этапах строительства (тяговое усилие, плавучесть, необходимая прочность изоляции и другие);

· календарный план с указанием затрат времени в днях по отдельным этапам работ;

· пояснительную записку с детальным описанием строительных работ и мероприятий, предусмотренных для предупреждений повреждения изоляционного покрытия; заполнения кольцевого пространства между скважиной и трубопроводом; защиты водоёма от загрязнения; расширения скважины и укладки трубопровода; контроля качества строительства на всех этапах.

4.2.4. Документацию, указанную в п. 5.2.3, Заказчик обязан рассмотреть и вернуть Подрядчику в течение 8 дней со дня их подачи.

Работы могут быть начаты только после получения разрешения ( п. 5.2.1) Госгортехнадзора и письменного одобрения Заказчиком представленной документации и возвращения её Подрядчику.

4.2.5. Местные власти должны быть уведомлены о предстоящем строительстве перехода до подписания договора о начале его строительства для определения обоснованного и согласованного способа удаления бурового раствора, приемлемого для подрядной строительной организации (см. п. 5.11.4).

4.2.6. Проект производства работ на строительство подводного перехода трубопровода способом ННБ разрабатывается строительной организацией, выполняющей буровые работы.

Проект производства работ должен включать календарный план работ, профиль и план буровой скважины, а также пояснительную записку.

4.3. Состав буровой установки и обслуживающий персонал

4.3.1. Буровые установки состоят из отдельных мобильных блоков, удобных для транспортировки автотранспортом. В Приложении 1 приведен состав бурового комплекса НД-850 и ДД-90 с обслуживающим персоналом и расчетные максимальные осевые давления и тяговые усилия для обратного протаскивания трубопроводов в скважину.

Источником энергии являются дизельные агрегаты различной мощности.

4.3.2. Рекомендации по выбору буровой установки для конкретного перехода определяет проектная организация в результате расчета необходимых параметров, определяющих конструкцию и мощность установки. При этом мощность установки принимается с коэффициентом 1,5.

4.4. Технологическая схема и этапы наклонно-направленного бурения при строительстве переходов трубопроводов

4.4.1. Строительство переходов трубопроводов направленным бурением возможно по различным технологическим схемам [ 13].

В практике строительства переходов через водные препятствия применяется наиболее часто технологическая схема, включающая бурение пионерной скважины, её расширение и протаскивание в расширенную скважину рабочего трубопровода, сваренного на противоположном берегу.

4.4.2. Технологическая схема ННБ при строительстве переходов трубопроводов через водные преграды включает четыре последовательных этапа, схематически показанных на рис. 2:

Этап 1. Бурение пионерной скважины

Окончание бурения пионерной скважины (буровая головка вышла на противоположном берегу)

Этап 2. Расширение пионерной скважины с одновременной прокладкой второй колонны труб

Этап 3. Протаскивание трубопровода за расширителем к буровой установке

Этап 4. Гидравлическое испытание трубопровода в скважине

Обозначения: 1 — буровая головка с забойным двигателем; 2 — бурильная колонна труб;-3 — вторая бурильная колонна труб; 4 — буровая установка; 5 — вертлюг; 6 — расширитель; 7 — трубопровод; 8 — цилиндрический расширитель

Рис. 2. Технологическая схема строительства перехода трубопровода через преграды способом направленного бурения

Этап I — бурение пионерной скважины с выходом буровой головки на противоположном берегу;

Этап II — расширение пионерной скважины;

Этап III — протаскивание рабочего трубопровода в расширенную скважину;

Этап IV — испытание рабочего трубопровода.

4.4.3. Эффективность работы на всех этапах ННБ зависит от правильного выбора бурового оборудования и инструмента с учётом грунтовых условий, состава бурового раствора, надежной системы ориентации, квалификации и опыта обслуживающего персонала.

4.5. Бурение пионерной скважины

4.5.1. Перед началом бурения пионерной скважины необходимо:

· выполнить монтаж и опробование бурового оборудования, в соответствии с Инструкцией предприятия-изготовителя;

· выполнить закрепление буровой установки с наклоном рамы, в соответствии с заданным углом входа;

· проверить надежность и устойчивость радиосвязи между берегами водной преграды (пунктами входа и выхода скважины);

· проверить и выполнить калибровку прибора ориентации, с целью получения и записи исходных показателей прибора для последующей корректировки направления бурения скважины.

4.5.2. Эффективность бурения пионерной скважины зависит от правильного выбора конструкции буровой головки. В зависимости от грунтовых условий применяют два типа буровых головок:

· для бурения мягких грунтов (как правило, илистых и песчаных) рекомендуется струйная боровая головка. С этой головкой бурение осуществляется высоконапорными струями бурового раствора, выбрасываемого через насадки и разрешающие грунт;

· для бурения твердых глинистых и мягких скальных грунтов рекомендуется бурильная головка с режущими, обычно вольфрамово-карбидными зубьями, приводимая в действие забойным двигателем.

4.5.3. Выбирается и рассчитывается профиль наклонно-направленной скважины. Составляется план-программа на бурение ННС. В план-программе указывается тип забойного двигателя, тип и диаметр долота, компоновка низа бурильной колонны, типоразмер бурильных труб, режим бурения, характеристика бурового раствора, расход промывочной жидкости.

4.5.4. Бурение пионерной скважины ведется ориентированным способом. Перед забуриванием скважины забойный двигатель ориентируется в нужном направлении и после каждого наращивания проводится контроль траектории ствола скважины. При необходимости проводится корректировка параметров искривления.

4.5.5. В зависимости от грунтовых условий при бурении пионерной скважины могут быть использованы трубы (их диаметр определяется расчётом) в качестве направляющей для бурильной колонны. Обсадная колонна при бурении следует за бурильной колонной, предупреждая ее изгиб и удерживая по курсу, создавая устойчивость стенок скважины при бурении, являясь кожухом вокруг бурильной колонны. В этом случае обсадной трубопровод в дальнейшем используется для протаскивания расширителя и рабочего трубопровода через скважину.

4.6. Буровой (бентонитовый) раствор для направленного бурения

4.6.1. При бурении горизонтально-направленных скважин должен применяться бентонитовый раствор, приготовленный из глинопорошка, воды и химических реагентов. Буровой раствор должен выполнять следующие основные функции:

· очищать забой от выбуренной породы и выносить ее на дневную поверхность;

· удерживать частицы разрушенных или осыпавшихся пород во взвешенном состоянии при прекращении промывки и предотвращать осаждение шлама;

· охлаждать и смазывать трущиеся поверхности долот, забойных двигателей, бурильной колонны, трубопроводов;

· препятствовать проявлениям неустойчивости пород стенок скважины;

· передавать мощность от насосного агрегата к забойному двигателю;

· кольматировать поры и трещины в стенках скважины, создавать в них непроницаемую корку;

· сохранять стабильность свойств в процессе бурения и химической обработки.

4.6.2. Требования к бентониту регламентируются данными, приведенными в приложениях 2 и 5.

4.6.3. Для поддержания стабильности свойств бурового раствора на протяжении всего процесса бурения следует применять различные добавки, согласно требованиям Приложения 5.

4.6.4. Перед началом работ необходимо произвести гидравлический расчет промывки скважины с учетом режима бурения.

4.6.5. Для выбора типа бурового раствора и определения его параметров необходимо руководствоваться пособием: «Технология приготовления и очистки буровых растворов, промывки скважин, утилизации отходов при бурении горизонтально-направленных скважин на предприятиях ОАО «Газпром».

4.6.6. Ответственность за попадание бурового раствора в русло реки несет подрядная организация, выполняющая буровые работы.

4.7. Расширение пионерной скважины

4.7.1. Площадь поперечного сечения скважины должна быть больше поперечного сечения рабочего трубопровода. Поэтому перед протаскиванием трубопровода скважина должна быть расширена.

Расширение пионерной скважины возможно в процессе протаскивания рабочего трубопровода при его небольшом диаметре (200-300 мм) или в виде отдельных операций с использованием одного или нескольких расширителей.

4.7.2. Величина расширения скважины зависит от грунтовых условий и диаметра трубопровода. Обычно принимается условие, по которому площадь поперечного сечения скважины должна не менее, чем на 25 % превышать площадь поперечного сечения протаскиваемого в ней трубопровода.

4.7.3. Для расширения скважины, в зависимости от грунтовых условий, используют различные конструкции расширителей. Расширение ствола скважины проводится поэтапно с нарастающим увеличением диаметра расширителей.

Для предотвращения потери пробуренного ствола скважины к расширителю присоединяется посредством вертлюга колонна бурильных труб, которая следует за расширителем на всем пути его движения в скважине.

Скважина считается подготовленной к протаскиванию трубопровода после достижения проектного значения её диаметра и длины.

4.8. Монтаж и прокладка рабочего трубопровода

4.8.1. Монтаж рабочего трубопровода для протаскивания на полную расчётную длину или отдельными плетями осуществляется на берегу, противоположном буровой установке. Чем больше длина плетей, тем меньше потребуется гарантийных стыков и сократятся нежелательные простои в процессе протаскивания трубопровода.

4.8.2. Трубопровод целиком или его плети после сварки испытывают путем гидравлического давления до нанесения изоляции на сварные стыки. Испытания следует выполнять в соответствии с требованиями СНиП III-42-80. После испытаний трубопровода сварные стыки изолируются.

4.8.3. Протаскивание рабочего трубопровода в скважину не должно сопровождаться его скручиванием. Поэтому между трубопроводом и расширителем помещают вертлюжное устройство, исключающее поворот (скручивание) рабочего трубопровода.

К оголовку трубопровода присоединяют последовательно вертлюг, цилиндрический расширитель и конец буровой колонны (или обсадного трубопровода), идущей к буровой установке.

Цилиндрический расширитель способствует укреплению стенок скважины и свободному прохождению трубопровода.

4.8.4. Рабочий трубопровод непрерывно протаскивается в скважину, полностью заполненную буровым раствором, при вращении буровой колонны и расширителя.

Этот процесс прерывается только на время приварки очередной плети рабочего трубопровода, в том случае, когда трубопровод нельзя было смонтировать на полную длину скважины.

4.8.5. Трубопровод на берегу в процессе протаскивания должен, в зависимости от местных условий, поддерживаться кранами или укладываться на роликоопоры. При этом продольная ось трубопровода в месте его входа в скважину должна совпадать с осью разбуренной скважины.

Сложность протаскивания трубопровода возрастает с увеличением угла, под которым трубопровод входит в скважину (угол выхода пионерной скважины).

4.8.6. Трубопроводы диаметром 1220 мм и более рекомендуется прокладывать в скважину отдельными секциями с применением поворотного устройства [ 15].

4.8.7. В некоторых случаях, в зависимости от рельефа пойменного участка, смонтированный и испытанный трубопровод в процессе протаскивания может частично находиться в траншее, отрытой по направлению продольной оси скважины и заполненной водой.

4.8.8. Перед протаскиванием трубопровода необходимо определить величину тягового усилия и возможность его изменения. Величина тягового усилия принимается с коэффициентом 1,5.

4.8.9. Тяговое усилие для протаскивания трубопровода в скважине к буровой установке зависит от диаметра и веса трубопровода и вида грунта, кривизны скважины и качества бентонитового раствора.

При движении трубопровода в скважине двумя главными составляющими тягового усилия будут: усилие, необходимое для движения расширителя и усилие на преодоление сил трения трубопровода о стенки скважины.

При расчете тягового усилия следует учитывать возможное изменение необходимой тяговой силы на криволинейных участках скважины.

4.8.10. Перед протаскиванием трубопровода производится его балластировка для достижения нулевой плавучести. Способ балластировки принимается с учётом конкретных условий строительства перехода [ 14].

4.9. Контроль качества строительства

4.9.1. Контроль качества при проектировании и строительстве перехода трубопровода способом ННБ должен соответствовать требованиям норм ВСН 012-88/Миннефтегазстроя «Строительство магистральных и промысловых трубопроводов. Контроль качества и приемка работ».

4.9.2. Контроль качества должен охватывать весь комплекс работ при строительстве перехода с обязательным пооперационным контролем изготовления трубопровода и прокладкой его в скважину.

4.9.3. Всё оборудование, приборы и материалы, используемые на строительстве, должны иметь документацию, подтверждающую соответствие их требованиям стандартов и технических условий.

4.9.4. Перед началом бурения скважины производят проверку и калибровку системы ориентации, углов входа и выхода скважины и их соответствие проекту.

4.9.5. В процессе бурения пионерной скважины буровой мастер (оператор) должен контролировать направление бурение скважины через каждые 9 метров проходки по сигналам системы ориентации.

4.9.6. При бурении оператор непрерывно осуществляет наблюдение за давлением и расходом бурового раствора, которые не должны превышать заданной величины.

4.9.7. Контроль качества сварки стыков трубопроводов и их изоляции в полевых условиях выполняется в соответствии с указаниями проектной организации и нормами.

4.9.8. После окончания протаскивания трубопровода в скважину, состояние изоляционного покрытия следует проверить методом катодной поляризации.

4.10. Требования безопасности ведения работ

4.10.1. Монтаж и эксплуатация бурового оборудования должны выполняться в точном соответствии с правилами безопасности, указанными в Инструкции по эксплуатации завода-изготовителя. При отсутствии Инструкции на участке строительства — работы производить не разрешается.

4.10.2. Все работы по строительству перехода способом ННБ должны проводиться в соответствии с требованиями по безопасности при строительстве подводных переходов магистральных трубопроводов, «Правилами техники безопасности при строительстве магистральных стальных трубопроводов» (1982 г.), а также требованиями нормативных документов на отдельные виды выполняемых работ.

4.10.3. Строительные площадки должны быть ограждены и снабжены вывешенными предупредительными знаками.

4.10.4. Все сварочно-монтажные работы должны проводиться в дневное время, а при необходимости круглосуточной работы освещение должно быть в соответствии с нормами.

4.10.5. К работам при сооружении перехода допускается специально обученный и аттестованный персонал.

4.11. Охрана окружающей среды

4.11.1. Природоохранные мероприятия при проектировании и строительстве переходов трубопроводов должны быть включены в проект перехода и отвечать требованиям ВСН 014-89/Миннефтегазстроя «Строительство магистральных и промысловых трубопроводов. Охрана окружающей среды».

4.11.2. До начала строительства перехода весь личный состав должен пройти инструктаж по соблюдению требований охраны окружающей среды при выполнении строительных, монтажных и буровых работ.

4.11.3. В проекте перехода должны быть предусмотрены мероприятия, предупреждающие попадание бурового шлама в пересекаемую водную преграду. Эти мероприятия должны быть согласованы с местными природоохранными органами и заинтересованными организациями.

4.11.4. Утилизация отходов бурения должна производиться по методике, описанной в пособии «Технология приготовления и очистки буровых растворов, промывки скважин, утилизации отходов при бурении горизонтально-направленных скважин на предприятиях ОАО «Газпром»», которое является неотъемлемой частью настоящего Руководящего документа.

4.11.5. При выполнении работ следует предусматривать рециркуляцию бурового раствора.

4.11.6. В проекте перехода следует предусмотреть мероприятия по предотвращению прорыва бурового раствора и выброса его в пересекаемую водную преграду.

4.11.7. Для контроля за качеством речной воды в процессе бурения выше и ниже по течению реки следует отбирать пробы воды для лабораторного анализа.

Глава 5 СДАЧА ПЕРЕХОДА В ЭКСПЛУАТАЦИЮ

5.1. Испытания рабочего трубопровода

5.1.1. После протаскивания трубопровода необходима очистка внутренней полости очистными устройствами и проверка сечения трубопровода пропуском калибровочного устройства, после чего трубопровод заполняется водой для гидравлического испытания.

5.1.2. Очистку полости трубопровода и его испытание следует выполнить в соответствии с требованиями СНиП III-42-80 и ВСН 011-88 «Строительство магистральных и промысловых трубопроводов. Очистка полости и испытание».

5.1.3. Величина испытательного давления рабочего трубопровода указывается в проекте.

5.1.4. После гидравлического испытания необходимо полное удаление воды и осушка трубопровода путем пропуска поршней-разделителей.

5.1.5. Калибровка трубопровода и его испытание выполняются с обязательным присутствием представителей генподрядной организации и Заказчика с оформлением необходимой документации.

5.2. Исполнительная документация на переход, законченный строительством

5.2.1. Исполнительная документация составляется генподрядчиком и передается Заказчику не позднее 2 недель после завершения работ. Исполнительная документация должна быть подписана подрядчиком и представителями генподрядчика.

5.2.2. Исполнительная документация, подтверждающая выполнение работ по монтажу, сварке, радиографированию и изоляции стыков труб, испытанию рабочего трубопровода (акты на скрытые работы), составляется в соответствии с требованиями и по формам на аналогичные работы, выполняемые при строительстве подводных переходов магистральных трубопроводов, указанные в нормах [ 6 — 12].

5.2.3. По окончании строительства перехода Заказчику (генподрядчик) передаются:

· продольный профиль перехода трубопровода с указанием: отметок верха трубы, дна водоема, уровнями воды, геологическим строением, буровыми скважинами, мест входа и выхода скважины, отметок трубопровода на входе и выходе. Масштаб профиля должен соответствовать масштабу проектного профиля;

· план перехода с указанием координат входа и выхода трубопровода.

На плане и профиле перехода следует указать, какие отступления сделаны по сравнению с проектом перехода.

5.2.4. Перечень исполнительной документации приведен в Приложении 3.

ЛИТЕРАТУРА

1. СНиП 2.05.06-85 «Магистральные трубопроводы». М. Госстрой СССР, 1985.

2. СНиП III-42-80 «Магистральные трубопроводы. Правила производства и приемки работ». М. Стройиздат, 1981.

3. СНиП 1.02.07-87 «Инженерные изыскания для строительства».

4. ВСН 51-80/Мингазпром «Инструкция по производству строительных работ в охранных зонах магистральных газопроводов».

5. ГОСТ 17.5.3.04-83 «Общие требования к рекультивации земель».

6. ВСН 006-89 /Миннефтегазстрой «Строительство магистральных и промысловых трубопроводов. Сварка». М. ВНИИСТ. 1990.

7. ВСН 008-88/Миннефтегазстрой «Строительство магистральных и промысловых трубопроводов. Противокоррозионная и тепловая изоляция». М. ВНИИСТ. 1990.

8. ВСН 009-88/Миннефтегазстрой «Строительство магистральных и промысловых трубопроводов. Средства и установки электрохимзащиты». М. ВНИИСТ. 1990.

9. ВСН 010-88/Миннефтегазстрой «Строительство магистральных трубопроводов. Подводные переходы». М. ВНИИСТ, 1990.

10. ВСН 011-88/Миннефтегазстрой «Строительство магистральных и промысловых трубопроводов. Очистка полости и испытание». М. ВНИИСТ, 1990.

11. ВСН 012-88/Миннефтегазстрой «Строительство магистральных и промысловых трубопроводов. Контроль качества и приемка работ». М. ВНИИСТ. 1990.

12. ВСН 014-89/Миннефтегазстрой «Строительство магистральных и промысловых трубопроводов. Охрана окружающей среды». М. ВНИИСТ, 1990.

13. Авторское свидетельство СССР № 1276769, кл. F 5/18, F 16L S, 1986, Бюл . № 46. Способ бестраншейной прокладки трубопровода.

14. Авторское свидетельство СССР № 1270237, кл. Р 5/18, 1986, Бюл. Мз 42. Оголовок трубопровода.

15. Патент Российской Федерации № 2033567, кл. Р 16 L 1/032, 1995, Бюл. № 11. Способ укладки трубопровода в криволинейную скважину и устройство для его осуществления.

16. ТУ 400-24-557-88. Трубы стальные с наружным покрытием из экструдированного полиэтилена. М. Мосинжстрой, 1988.

Приложение 1
(справочное)

ТЕХНИЧЕСКИЕ ДАННЫЕ БУРОВЫХ УСТАНОВОК

Размеры буровой установки

Гидродвигатели 4 шт.

Максимальная осевая нагрузка (тяговое усилие)

Максимальный момент вращения

Якорь для закрепления и буровой установки

Производительность водяного насоса для водоснабжения

Двухкамерный резервуар для бурового раствора:

производительность горизонтального шламового насоса

Насос для подачи раствора УНБ 1-400 ´ 4:

Стандартный блок очистки бурового раствора

Генераторы, поставляющие энергию для буровой установки (цилиндрические, звуконепроницаемые агрегаты)

Стандартный контейнер для инструмента и запасный частей:

Стандартный служебный контейнер для руководства строительством:

Стандартный контейнер для отдыха обслуживающего персонала:

Обслуживающий персонал (для 12-ти часовой рабочей смены):

Состав: инженер проекта, начальник буровой установки, буровой мастер, старший рабочий, механик, электрик, мастер по бурению и промывке, инженер-геодезист.

ПРИМЕЧАНИЕ : В настоящем перечне указано оборудование необходимое для буровых работ.

Приложение 2
(рекомендуемое)

РЕЗУЛЬТАТЫ ИСПЫТАНИЙ ОБРАЗЦОВ БУРОВЫХ ГЛИН С ДОБАВКАМИ ЧАСТИЧНО ГИДРОЛИЗОВАННОГО ПОЛИАКРИЛИМИДА

Дозировка РНРА, ppd

Показания вискозиметра при 600 об/мин.

Показания вискозиметра при 300 об/мин.

PV -Пластическая вязкость сПз

YP -Динамич. напряжение сдвига, Ib . 100 ft 2

Прочность геля при 10 сек,

Прочность геля при 10 мин.

Расчетный выход, куб. м/т

Требования стандарта APL SPEC 13 A , Section 4

Доп. требования к гл./порошкам при горизонт. направл. бурении

Приложение 3
(обязательное)

ПЕРЕЧЕНЬ ИСПОЛНИТЕЛЬНОЙ ДОКУМЕНТАЦИИ

1. Разрешение на право производства работ по строительству перехода трубопровода способом ННБ.

2. Акт приемки створа перехода трубопровода подрядной организацией.

3. Документация, подтверждающая качество заводской изоляции труб.

4. Сертификаты и технические условия на стальные трубы, использованные для рабочего трубопровода.

5. Акт на сварку стыков рабочего трубопровода.

6. Акт на изоляцию сварных стыков рабочего трубопровода.

7. Акт на проверку качества сварки стыков физическими методами контроля.

8. Акт на гидравлическое испытание рабочего трубопровода и готовность протаскивания его в скважину.

9. Журнал и ежедневные сводки производства буровых работ.

10. Исполнительный профиль бурения пионерной скважины.

11. Акт на расширение скважины и готовность её к протаскиванию трубопровода.

12. Акт на протаскивание рабочего трубопровода в скважину.

13. Акт проверки качества изоляции трубопровода после его протаскивания методом поляризации.

14. Акт проверки качества изоляции искровым дефектоскопом.

15. Акт на очистку внутренней полости трубопровода после протаскивания.

16. Акт на гидравлическое испытание трубопровода в скважине.

17. Акт на восстановление местности после окончания работ.

18. Исполнительный паспорт перехода (см. Приложение 4).

19. Акт комиссии на приёмку перехода в эксплуатацию с приложением исполнительной документации.

Приложение 4
(рекомендуемое)

ПАСПОРТ
НА ПЕРЕХОД ТРУБОПРОВОДА, ПОСТРОЕННОГО СПОСОБОМ НАКЛОННО-НАПРАВЛЕННОГО БУРЕНИЯ

1.1. Наименование перехода (наименование трассы, трубопровода, реки)

1.2. Владелец перехода

1.3. Начало перехода (пикетаж по трассе)

1.4. Конец перехода (пикетаж по трассе)

1.5. №№ рабочих чертежей перехода

1.6. Транспортируемый продукт

1.7. Генеральная проектная организация

1.8. Субподрядные проектные организации

2. Проектные данные

2.1. Кем и когда утвержден проект перехода

2.2. Протяженность перехода

2.3. Наружный диаметр трубопровода

2.4. Толщина стенки трубопровода

2.5. Марка стали труб, ТУ

2.6. Испытательное давление

2.7. Расчетная производительность

2.8. Расчетная температура — макс./мин.

3.1. Рабочий трубопровод

— сварка трубопровода (дата, № акта)

— марка электродов (ГОСТ, №)

— радиографирование стыков (дата, № акта)

— первичное гидравлическое испытание (дата, № акта)

— испытания на прочность (величина давления, температура испытаний)

— очистка стыков труб

— изоляция стыков труб (дата, № акта)

— способ контроля качества

— координаты входа и выхода скважины (проектные и фактические)

— углы входа и выхода скважины

— диаметр бурильной колонны

— тип системы ориентации

— диаметр обсадной колонны

— время бурения пионерной скважины (дата начала и окончания)

— способ удаления бурового раствора

— тип и диаметр первого расширителя

— тип и диаметр второго расширителя

3.3. Протаскивание трубопровода (дата, № акта)

— способ и время протаскивания

— максимальное тяговое усилие

— контроль состояния изоляции методом катодной поляризации (дата, № акта)

3.4. Испытание и сдача в эксплуатацию (дата, № акта)

— испытание на прочность

— испытания на плотность

— очистка внутренней полости и калибровка (дата, № акта)

— контроль положения трубопровода (дата, № акта)

4.1. Местонахождение эксплуатирующей организации

4.2. Частота обследований

4.3. Периодичность обследования катодной защиты

Приложение 5
(обязательное)

Пособие к Ведомственным нормам
«Технология приготовления и очистки буровых растворов, промывки скважин и утилизации отходов» при бурении горизонтально-направленных скважин на предприятиях ОАО «Газпром»

Пособие включает два раздела:

1. Технология приготовления и очистки буровых растворов, промывки скважин и утилизации отходов при бурении горизонтально-направленных скважин.

2. Охрана окружающей среды при строительстве подводных газопроводов методом направленного бурения.

Раздел 1: включает состав и свойства буровых растворов, используемых для бурения горизонтально-направленных скважин для прокладки трубопроводов под руслами рек и других препятствий. Приведены методики расчета показателей свойств и состава буровых растворов, определение требуемого объема бурового раствора и материалов (глин химреагентов) и определение содержания и состава бурового раствора. Приводится технология очистки буровых растворов от выбуренной породы, описание технических средств и методов их управления.

Раздел 2 : регламентирует правила и порядок составления раздела «Охрана окружающей среды» рабочего проекта на строительство горизонтально-направленных скважин для прокладки трубопроводов. Он содержит основные положения и требования по разработке проектных решений по охране атмосферы, земель, поверхностных и подземных вод в процессе ведения буровых работ. В нем учитываются современные требования природоохранного законодательства, действующих нормативных актов, общегосударственных положений и руководящих документов по охране окружающей среды, а также последние достижения науки и техники в области экологии строительства скважин.

Пособие разработано АООТ НПО «Бурение» (В.И. Мишенко, И.Н. Резниченко, А.А. Добик, В.И. Матыцын, Н.А. Кушнаренко, М.В. Петросьян).

Пособие к Ведомственным нормам «Технология приготовления и очистки буровых растворов, промывки скважин и утилизации отходов» при бурении горизонтально-направленных скважин на предприятиях ОАО «Газпром» . 18

Раздел 1. Технология приготовления и очистки буровых растворов, промывки скважин и утилизации отходов при бурении горизонтально-направленных скважин . 19

2. Технологические схемы приготовления, обработки и очистки буровых растворов . 19

3. Разработка состава (рецептуры) и свойств буровых растворов . 20

3.1. Выбор глинопорошка . 20

3.2. Методика расчета показателей свойств и состава бурового раствора . 21

4. Технология приготовления бурового раствора . 23

5. Технология очистки буровых растворов . 25

Приложение 1. Показатели свойств бурового раствора, приготовленного из различных глинопорошков . 26

Приложение 2. Методика определения качества глинопорошков, химреагентов и буровых растворов . 26

Приложение 3. Принцип действия, технические характеристики и правила эксплуатации средств очистки (вибросито, песко- и илоотделитель, центрифуга, блок коагулянтов и флокулянтов и манифольд) 29

Приложение 4. Таблица натуральных логарифмов . 37

Раздел 2. Охрана окружающей среды при строительстве подводных переходов газопроводов методом направленного бурения . 37

2. Пояснительная записка . 38

3. Охрана почв и водных объектов при подготовительных, строительно-монтажных работах и в процессе бурения . 39

4. Очистка, обезвреживание и утилизация отходов бурения . 39

5. Охрана атмосферного воздуха от загрязнения . 40

6. Ликвидация шламовых амбаров и рекультивация земель . 41

7. Контроль за состоянием и охраной окружающей природной среды .. 42

Приложение 1. Перечень основных нормативно-методических материалов, рекомендуемых при разработке рабочего проекта «Охрана окружающей природной среды» . 43

Приложение 2. Перечень исходных материалов, используемых при разработке природоохранных мероприятий . 47

Раздел 1. ТЕХНОЛОГИЯ ПРИГОТОВЛЕНИЯ И ОЧИСТКИ БУРОВЫХ РАСТВОРОВ, ПРОМЫВКИ СКВАЖИН И УТИЛИЗАЦИИ ОТХОДОВ ПРИ БУРЕНИИ ГОРИЗОНТАЛЬНО-НАПРАВЛЕННЫХ СКВАЖИН

1. ВВЕДЕНИЕ

При бурении горизонтально-направленных скважин важным является определение состава и показателей свойств буровых растворов, которые обеспечили бы нормальное транспортирование выбуренной породы на дневную поверхность и удаление ее из бурового раствора механическими средствами очистки.

Так как выносящая способность бурового раствора зависит от его реологических показателей, плотности, скорости потока, в РД приводится методика расчета показателей свойств и состава раствора с учетом диаметра скважины и бурильных труб, подачи буровых насосов и плотности раствора. Пользуясь данной методикой, можно определить вязкость и другие показатели свойств и состав раствора для бурения скважин в конкретных геолого-технических условий.

Приведена методика расчета требуемого объема бурового раствора для бурения скважины и материалов для его приготовления.

Приведены технологические схемы и технология приготовления и очистки буровых растворов механическими средствами.

Руководящий документ предназначен для составления проектов на бурение горизонтально-направленных скважин предприятием «Мострансгаз» ОАО «Газпром».

2. ТЕХНОЛОГИЧЕСКИЕ СХЕМЫ ПРИГОТОВЛЕНИЯ, ОБРАБОТКИ И ОЧИСТКИ БУРОВЫХ РАСТВОРОВ

2.1. Технологическая схема блока приготовления и обработки бурового раствора ( рис. 1) включает: резервуар 1 объемом около 30 м 3 , имеющий перегородку 2, два центробежных шламовых насоса 3, типа ГРА 170/40, приемную гидравлическую воронку 4 для загрузки глиноматериалов и реагентов, деаэратор-диспергатор 5, механические перемешиватели 6, гидравлический диспергатор ДГ-2-7.

Центробежные насосы обвязаны трубопроводами 8 с отсеками емкости, гидравлической воронкой 4, диаэротором-диспергатором 5 в единый блок — блок приготовления и обработки бурового раствора.

2.2. Технологическая схема блока очистки бурового раствора от выбуренной породы ( рис. 2) включает: резервуар 1, предназначенный для приема бурового раствора, выходящего из скважины; центробежный насос 2, подающий буровой раствор из резервуара 1 в блок очистки; два линейных вибросита 3 СВ1Л; пескоотделитель 4 ГЦК-360; илоотделитель ИГ 45/75 5; центрифугу 6, резервуары 7 для размещения оборудования для очистки раствора и запаса бурового раствора. Буровой раствор в пескоотделитель, илоотделитель и центрифугу подается центробежными насосами 8.

Блок очистки имеет также в своем составе блок коагулянтов и флокулянтов 9, манифольд 10. Емкость блока коагулянтов и флокулянтов разделена на два отсека, в каждом из которых установлен погружной насос 11. К манифольду 10 подводится вода под давлением не менее 0,1 МПа и подлежащий очистке буровой раствор, отбираемый из циркуляции насосом 12.

Нагнетательные трубопроводы насосов 11 также подведены к манифольду 10. Шлам собирается в шламосборниках или выводится в амбар.

Рис. 1. Технологическая схема блока приготовления и обработки бурового раствора

Рис. 2. Технологическая схема блока очистки бурового раствора

3. РАЗРАБОТКА СОСТАВА (РЕЦЕПТУРЫ) И СВОЙСТВ БУРОВЫХ РАСТВОРОВ

3.1. Выбор глинопорошка

Буровой раствор приготавливается из бентонитового глинопорошка, воды и химических реагентов.

В качестве бентонитового глинопорошка может быть использован глинопорошок Константиновского завода или другой бентонитовый порошок, близкий по составу и качеству.

Ниже ( табл. 1) приводится химический состав Черкасского и Иджеванского бентонита в сопоставлении с составом бентонита ОКМА.

Другие свойства: плотность, г/см 3

Коэффициент коллоидальности, К_б

Как видно из приведенных в таблице 1 данных, Черкасский и Иджеванский бентониты по химическому составу и другим показателям близки к бентониту ОКМА (применяемом в зарубежной практике для приготовления растворов при бурении горизонтально-направленных скважин) и могут быть рекомендованы для использования в качестве основы для приготовления бурового раствора. В приложении 1 приведены показатели свойств бурового раствора, приготовленного из различных глинопорошков.

3.2. Методика расчета показателей свойств и состава бурового раствора

Состав и свойства бурового раствора определяются из условия обеспечения нормального выноса выбуренной породы на дневную поверхность при бурении горизонтально-направленных скважин.

3.2.1. Определим пластическую вязкость бурового раствора:

, (1)

где б — размер удаляемых частиц, м;

r _n , r _р — плотность выбуренной породы и бурового раствора, кг/м 3 ;

Д_скв — диаметр скважины, м;

d_t -диаметр бурильной трубы, м;

l — длина горизонтальной скважины, м;

Q — подача буровых насосов, м 3 /с;

0,29 — размерный коэффициент.

3.2.2. Определим условную вязкость:

где h — пластическая вязкость, мПас.

3.2.3. Определим динамическое напряжение сдвига:

t _о = (2 ¸ 3) h , дПа, (3)

3.2.4. Определим предельное статическое напряжение сдвига за 1 минуту:

3.2.5. Определим показатель фильтрации:

Ф = 80/ h + 4, см 3 /30 мин. (5)

3.2.6. Определим содержание коллоидной глинистой составляющей в буровом растворе:

где Ск — объемное содержание коллоидной глинистой составляющей, %:

ln h — натуральный логарифм пластической вязкости ( приложение 4);

r _b , r _p — соответственно, плотность воды и бурового раствора, кг/м 3 .

3.2.7. Определим содержание глины в буровом растворе на стадии его приготовления:

(7)

, (8)

где К_г — коэффициент коллоидальности используемого глинопорошка, К_г = 0,7-0,8;

r _г — плотность глины, кг/м 3 .

Содержание твердой фазы в буровом растворе в процессе бурения:

(9)

где К_т — коэффициент твердой фазы, К_т = 0,3 ¸ 0,4.

3.2.8. Содержание органического коллоида

3.2.9. Содержание реагента-стабилизатора (фактическое содержание S C_pK_p определяется по методике, приведенной в приложении 2):

, (12)

где С_р — содержание реагента-стабилизатора в %;

С ¢ _р — содержание реагента-стабилизатора, кг/м 3 ;

К_р — коэффициент активности реагента стабилизатора (см. табл. 1) (определяется по методике, приведенной в приложении 2).

Пример: определить показатели свойств и состав бурового раствора для бурения скважины при следующих условиях: диаметр скважины Д_скв = 1,5 м, диаметр бурильных труб — d _т = 0,15 м, размер удаляемых частиц — d = 0,005 м; плотность разбуриваемых пород r _n = 2000 кг/м 3 , плотность бурового раствора r _р = 1100 кт/м 3 ; подача буровых насосов — Q = 0,06 м 3 /с; длина скважины — l = 1000 м.

Поставив исходные данные в формулу (1), определим пластическую вязкость раствора:

мПас.

Определим условную вязкость по формуле (2):

Определим динамическое напряжение сдвига по формуле (3):

t _о = 20,0 (2 ¸ 3) = 40 ¸ 60 дПа.

Определим предельное статическое напряжение сдвига через 1 минуту по формуле (4):

СНС = 40 ¸ 60/3= 13 ¸ 20 дПа.

Определим показатель фильтрации по формуле (5):

Ф = 80/20,0 + 4 = 8,0 см 3 /30 мин.

Определим содержание коллоидной глинистой составляющей по формуле (6):

С_к = lh 20,0 × 1000/1100 = 2,64 %.

Определим по формуле (7) и (8) содержание глины в буровом растворе:

%

г/м 3 .

Определим требуемое содержание органического коллоида по формуле (10):

Определим требуемое содержание реагента-стабилизатора, например, при обработке раствора КМЦ-600:

%

Состав и свойства бурового раствора обеспечиваются использованием бурового концентрата, содержащего глинопорошок и химреагент в сочетании с очисткой раствора и разбавлением водой.

3.2.10. Для обеспечения нормального выноса выбуренной породы на дневную поверхность вязкость бурового раствора и другие параметры согласно формуле (1), должны увеличиваться по мере увеличения длины («глубины») горизонтальной скважины. Поэтому параметры и состав бурового раствора должен рассчитываться для разных «глубин» скважины, например, для «глубин» — 200, 400, 600, 800, 1000 и т.д. метров.

Результаты расчета заносятся в таблицу 2.

Показатели свойств бурового раствора

Интервал бурения, м

Пластическая вязкость, h

Условная вязкость, т

Динамическое напряжение сдвига, t _о

Статическое напряжение сдвига, СНС

Показатель фильтрации, Ф

Содержание коллоидной глинистой составляющей, С_к

Общее содержание твердой фазы, С_т

Содержание органического коллоида С_рК_р

4. ТЕХНОЛОГИЯ ПРИГОТОВЛЕНИЯ БУРОВОГО РАСТВОРА

4.1. Объем приготавливаемого бурового раствора

Объем бурового раствора, который будет приготовлен в процессе бурения скважины, складывается из объема бурового раствора в скважине, плюс потери раствора на очистных устройствах, на фильтрацию в трещиноватые и пористые пласты и минус объем раствора, который нарабатывается из разбуриваемых глинистых пород в процессе бурения. Таким образом, объем приготавливаемого раствора можно определить по формуле:

, (13)

где V_p — объем раствора, который потребуется для бурения скважины, м 3 ;

V_uc — объем циркуляционной системы, м 3 ;

потери раствора на очистных устройствах;

Д — диаметр скважины, м;

l — длина скважины, м;

b — коэффициент кавернозности, = 1,2 ¸ 1,5;

a — коэффициент, характеризующий потери раствора в результате его фильтрации (поглощения). Так как на этапе проектирования неизвестна характеристика разбуриваемых пород, значение коэффициента принимаем равным a = 1,5;

S e — суммарная степень удаления выбуренной породы очистными устройствами, при использовании 4-х ступенчатой очистки S e =0,6 ¸ 0,7;

K _п — коэффициент коллоидальности разбуриваемых пород, К_п осадочных пород четвертичных отложений равен — К_п = 0,3 ¸ 0,4;

r _р — плотность бурового раствора, используемого при бурении, г/см 3 (т/м 3 );

h_n — коэффициент глинистости, характеризующий содержание глин в разрезе ( h = 0,0 ¸ 1,0);

ln h — натуральный логарифм вязкости бурового раствора.

Пример 2: объем циркуляционной системы ЦС + 120 м 3 , диаметр скважины Д = 1,2 м, длина скважины l = 1200 м, степень очистки раствора равна S e = 0,6; коэффициент коллоидальности разбуриваемых пород К_п = 0,2; коэффициент глинистости h = 0,3; плотность бурового раствора согласно регламенту r _р = 1,10 г/см 3 ; пластическая вязкость бурового раствора h = 15 мПас.

Определим объем скважины:

V _скв . = 0,785 ¸ 1,2 2 ¸ 1200 ¸ 1,3 = 1763,4 м 3 .

Определим потери раствора на очистных устройствах (с учетом, что шлам пескоотделителя и илоотделителя сгущается в центрифуге до плотности 1,7 ¸ 1,9 г/см 3 ):

V_nom = V_{c кв} . S e × 1,66 = 1763,4 × 0,6 × 1,66 = 1756,3 м 3 .

Подставляя полученные и исходные данные в формулу (13), получим:

V_p = 120 + 1763,4 × 1,5 + 1756,3 — 1763,4 (1 — 0,6) = 4521,0 — 1718,0 = 280,30 м 3 .

4.2. Определим массу требуемого глинопорошка для приготовления бурового раствора:

Массу глинопорошка определим по формуле

, (16)

где V_p — объем приготавливаемого раствора, м 3 ;

К_г — коэффициент коллоидальности бентонитовой глины, К_г = 0,7;

r _г — плотность глины, г/см 3 , (т/м 3 )

тонн.

4.3. Определим расход бентонита на 1 метр проходки скважины:

тонн или 210 кг, т.е. (17)

на каждый метр проходки скважины следует вводить в раствор через гидромешалку четыре-пять мешков бентонитовой глины.

4.4. Расход воды на бурение скважины:

где С_т — содержание твердой фазы в буровом растворе в долях единицы, С_т = 0,07:

V_b = (120 + 1763,4 × 1,5 + 1756,3) × (1 — 0,07) = 4521,4 × 0,93 = 4204,9 м 3 .

4.5. Технология приготовления исходного бурового раствора.

Емкость 1 (см. рис. 1) блока приготовления на 80 % заполняется водой. Открывается задвижка на приемной линии одного из центробежных насосов 3. Включается в работу центробежный насос, который забирает из емкости воду и подает в приемную воронку 4. Одновременно в приемную воронку загружается глинопорошок, который смешивается с водой и образовавшаяся смесь по трубопроводу возвращается в емкость блока приготовления, образуя замкнутый цикл циркуляции. Количество введенной глины зависит от объема приготавливаемого раствора и ориентировочно определяется как:

где V ¢ _p — объем воды в емкости блока, м 3 (64 ¸ 103) — требуемое содержание глины в 1 м 3 бурового раствора, кг.

В процессе ввода и дальнейшего процесса приготовления раствора раствор в емкостях перемешивается механическими перемешивателями 6.

После ввода расчетного количества глинопорошка приготовленный буровой раствор центробежным насосом откачивается из блока приготовления в приемные емкости циркуляционной системы и буровыми насосами подается в скважину.

Для ускорения процесса диспергирования глины в суспензии в работу может быть включен гидравлический диспергатор ДГ-2, который работает автономно с использованием цементировочного агрегата ЦА-320. Эффективная работа диспергатора ДГ-2 происходит при давлении на насосе 10,0-11,0 МПа.

При этом насадки диспергатора должны иметь размер 5-7 мм, диспергирование с помощью ДГ-2 осуществляется в течение нескольких циклов в зависимости от режима откачки.

Так как требуемые химические реагенты-стабилизаторы введены в глинопорошок на стадии его приготовления, то дополнительная химическая обработка бурового раствора не предусматривается. В случае необходимости расчетное количество химреагентов вводится в воронку.

Буровой раствор после его приготовления должен отвечать рекомендуемым значениям показателей свойств.

При необходимости приготовления бурового раствора в процессе бурения центробежный насос работает на гидроворонку, а второй — на откачку приготовленного раствора в приемные емкости ЦС. При этом перемешивание раствора осуществляется также механическими перемешивателями ПЛ-2, а диспергирование глины — диспергатором ДГ-2.

5. ТЕХНОЛОГИЯ ОЧИСТКИ БУРОВЫХ РАСТВОРОВ

— два вибросита с линейными колебаниями СВ1Л;

— центрифуга типа ОГШ-50;

— блок коагулянтов и флокулянтов с манифольдом и насосами.

Буровой раствор, выходящий из скважины, поступает в резервуар 1 (см. рис. 2) и оттуда вертикальным шламовым насосом 2 подается на вибросита 3, где очищается от крупных частиц шлама. Шлам сбрасывается в шламосборник, а очищенный раствор поступает в отсек резервуара 7 и центробежным насосом 8 подается в пескоотделитель 4 под давлением 0,2-0,3 МПа. В пескоотделителе осуществляется вторая ступень очистки, при которой частицы размером до 0,07 мм удаляются из раствора через песковую насадку гидроциклона в виде пульпы плотностью r _ш = 1,4-1,6 г/см 3 и поступает в шламосборник, а очищенный раствор через верхний слив гидроциклонов поступает в следующий отсек резервуара 7 и центробежным насосом 8 подается в илоотделитель 5 под давлением 0,3-0,35 МПа. В илоотделителе осуществляется очистка бурового раствора от частиц размером более 0,04-0,05 мм, которые разгружаются из песковых насадок из гидроциклонов в виде пульпы плотностью r _ш = 1,35-1,4 г/см 3 и поступают в шламосборник.

Очищенный в илоотделителе раствор поступает в приемную емкость ЦС и буровыми насосами подается в скважину.

При необходимости буровой раствор может подвергаться более тонкой очистке с помощью центрифуги 6. При этом буровой раствор центробежным насосом 8 подается в центрифугу с производительностью 2,0 ¸ 5,0 л/с. В центрифуге в результате наличия интенсивного поля центробежных сил происходит удаление из раствора частиц размером более 5-10 мкм. Выделенные из раствора частицы в виде пульпы плотностью r _ш = 1,8-1,9 г/см 3 разгружаются в шламосборник, а очищенный раствор с плотностью на 0,02-0,04 г/см 3 меньше исходного раствора возвращается в систему циркуляции.

Центрифуга также используется совместно с блоком коагулянтов и флокулянтов и манифольдом 10. В этом случае подлежащий очистке буровой раствор насосом 12 подается с производительностью 1-3 л/с в манифольд 10. Здесь он смешивается с водой и растворами коагулянта и флокулянта, подаваемыми в манифольд насосами 11. Растворы коагулянта и флокулянта готовятся заранее в блоке коагулянтов и флокулянтов 9. Из манифольда 10 раствор, смешанный с водой, коагулянтом и флокулянтом, поступает в центрифугу 6. Благодаря химической обработке в центрифуге 6 происходит разделение бурового раствора на воду и шлам. Шлам сбрасывается в шламосборник, а вода используется на технические нужды.

Более подробное описание конструкции технических средств для очистки буровых растворов, их технические характеристики, принцип работы и другая информация приведены в приложении 3.

Показатели свойств бурового раствора, приготовленного из различных глинопорошков

Приложение 1

Показатели свойств бурового раствора, приготовленного из различных глинопорошков

№ 1 черкасский бентонит 25 г порошка + 400 см 3 горячей воды

452,0 тыс/т без упаковки 0994

25 г порошка + 400 см 3 холодной воды

34 г порошка + 400 см 3 горячей воды

№ 2 (Ильский з-д) 25 г + 400 см 3 Н₂О

51,7 г + 400 cм 3 H₂О

Болгарский глинопорошок 25 г + 400 см 3 Н₂О

Иджеванский бентонит (без обработки) 51,7 + 400 см 3 Н₂О

51,7 + 450 см 3 Н₂О + 0,2 % соды + 0,05 % метаса

Приложение 2

МЕТОДИКА ОПРЕДЕЛЕНИЯ КАЧЕСТВА ГЛИНОПОРОШКОВ, ХИМРЕАГЕНТОВ И БУРОВЫХ РАСТВОРОВ
(ПАТЕНТ РФ ПО ЗАЯВКЕ № 50299622 ОТ 02.01.1992 г.)

Качество бурового раствора, его реологические и фильтрационные показатели в основном определяются содержанием коллоидной глинистой составляющей, носителем которой является бентонит, используемый для приготовления бурового раствора и разбуриваемые глины, и органических коллоидов, к которым относятся все реагенты-стабилизаторы, применяемые для приготовления и обработки бурового раствора.

Содержание коллоидных глинистых частиц в глине и, следовательно, его качество оценивается коэффициентом коллоидальности К_г, который изменяется от К_г = 1,0 до 0,0.

Коэффициент активности (коллоидальности) реагентов-стабилизаторов изменяется от К_р = 1,2 до (12-14).

Для определения качества материалов при их закупке и применении, а также для контроля содержания неорганических и органических коллоидов в буровом растворе разработан на уровне изобретения экспресс-метод, который в соответствии с договором передается Мострансгазу для практического использования.

1. МЕТОДИКА ОПРЕДЕЛЕНИЯ СОДЕРЖАНИЯ ПОЛИМЕРНОГО РЕАГЕНТА-СТАБИЛИЗАТОРА В БУРОВОМ РАСТВОРЕ

1.1. Назначение и цель применения

Предназначена для определения содержания ионогенных реагентов-стабилизаторов в буровом растворе с целью контроля его компонентного состава и оперативного управления свойствами.

1.2. Содержание и сущность метода

Методика определения содержания реагента-стабилизатора в буровом растворе включает:

— методику определения относительной активности реагентов-стабилизаторов, применяемых для обработки буровых растворов;

— методику определения содержания коллоидных глинистых частиц в буровом растворе;

— методику определения содержания реагента-стабилизатора в фильтрате бурового раствора;

— расчетный метод определения количества реагента-стабилизатора, адсорбированного на твердой фазе бурового раствора, и общего содержания в буровом растворе.

1.3. Необходимые приборы, реактивы, посуда

— водный раствор катионактивного красителя (К): растворитель 13,5 г «К» в 300 мл теплой ( t = 30-40 ° C ) дистиллированной воды. На водяной бане выдержать раствор в течение 1 часа при температуре 40-50 °С, охладить и разбавить до 1000 мл, отфильтровать и хранить в закрытой посуде;

— перекись водорода 3 %-ная «аптечная»;

— конические колбы вместимостью 250 мл;

— цилиндры мерные на 25 и 50 мл;

— шприц аптечный на 2 мл с большим размером отверстия (или пипетка с обрезанным носиком);

— фильтровальная бумага средней плотности (белая лента);

1.4. Методика определения коэффициента активности реагентов-стабилизаторов

Последовательность операций следующая.

Приготовить определенной концентрации раствор химического реагента с рН = 9 ¸ 10. Шприцем (или пипеткой) отобрать такое количество раствора химического реагента, чтобы в нем содержалось 0,1 г сухого реагента.

Отобранный объем реагента перелить в чистую коническую колбу объемом 250 см 3 и добавить дистиллированную воду до 50 мл. Приготовленный раствор титровать водным раствором красителя «К» концентрацией 1,35 %, добавляя его по 1,0 мл. После каждого добавления «К» раствор тщательно перемешивать короткое время (встряхиванием) и стеклянной палочкой из колбы отбирать каплю, нанося на фильтровальною бумагу. При титровании вначале на фильтровальной бумаге появляются расплывчатые пятна. Титрование ведется до тех пор, пока не появится резко очерченный желтый ореол вокруг темного пятна, что указывает на полную нейтрализацию отрицательно заряженных молекул реагента положительно заряженной «К».

Коэффициент активности реагента-стабилизатора определяется из соотношения:

где К_р — коэффициент активности реагента;

А — адсорбция «К» 1 г исследуемого реагента;

59 — адсорбция «К» 1 г эталонного материала в дистиллированной воде.

В таблице 4 приведены значения коэффициентов активности некоторых реагентов-стабилизаторов, применяемых для обработки буровых растворов.

Полиакриломид 40 % ст. гидролиза

1.5. Методика определения коллоидных глинистых частиц в буровом растворе

Отобрать шприцем 2 мл предварительно перемешенного бурового раствора и перенести его в чистую коническую колбу вместимостью 250 мл;

— добавить 15 мл 3 %-ного раствора перекиси водорода, тщательно размешать и кипятить ровно 4 минуты в колбе (250 мл) с обратным холодильником (стеклянной воронкой). Добавка перекиси водорода позволит исключить влияние на результат определения таких реагентов как гуматы, КМЦ, акриловые и лигносульфонаты;

— после охлаждения измерить объем, разбавить дистиллированной водой до 50 мл и титровать «К»;

— после каждой добавки «К» раствор тщательно перемешивать короткое время (встряхиванием), затем стеклянной палочкой из колбы отобрать каплю и нанести ее на фильтровальную бумагу. При полном сорбировании «К» глиной данной пробы раствора от капли будет оставаться темный круг с четко очерченной границей и прозрачной водой;

— титрование ведется до тех пор, пока от капли на фильтровальной бумаге не появится ореол желто-оранжевого цвета, после этого через 2 мин легкого встряхивания необходимо отобрать повторную каплю, если ореол не исчезнет, то следует считать, что достигнут предел поглощения и титрование закончено, если же ореол исчезнет, следует продолжать титрование добавкой по 0,5-1 мл «К».

Необходимо иметь в виду, что с начала титрования следует добавлять по 0,5-1,0 мл раствора «К», иначе результат может быть искажен.

В некоторых случаях, например, в буровых растворах большой плотности или с малым содержанием твердой фазы, когда концентрация коллоидных частиц, добавка «К» по 1 мл может быть большой, в этом случае конец титрования можно определить только добавками части миллилитра «К», используя микробюретку.

Объемное содержание коллоидных глинистых частиц С_к в боровом растворе определяется из уравнения:

где V — объем «К», израсходованный на титрование 2 мл исследуемого раствора, мл;

а — расчетный коэффициент, равный — 0,33.

1.6. Методика определения количества реагента-стабилизатора в фильтрате бурового раствора.

Отобрать шприцем (или пипеткой) 2 мл фильтра бурового раствора и перенести его в чистую коническую колбу вместимостью 250 мл, добавить дистиллированную воду до 50 мл. Затем титровать водным раствором красителя «К» (концентрация 1,35 %), добавляя его по 0,1 мл. После каждого добавления «К» раствор тщательно перемешивают короткое время (встряхиванием) и стеклянной палочкой из колбы отбирают каплю и наносят на фильтровальную бумагу. При титровании вначале на фильтровальной бумаге появляется расплывчатое темное пятно. Титрование ведется до тех пор, пока не появится резко очерченный желтый ореол вокруг темного пятна.

Количество органического коллоида в фильтрате бурового раствора определяется по формуле:

где С_р — содержание реагента-стабилизатора в фильтрате бурового раствора, %;

К_р — коэффициент активности определяемого реагента ( табл. 4);

V — объем красителя, пошедшего на титрование 1 мл фильтрата бурового раствора, мл;

59 — объем красителя, идущего на титрование эталонного материала с коэффициентом активности, равным единице, мл.

Приложение 3

ПРИНЦИП ДЕЙСТВИЯ, ТЕХНИЧЕСКИЕ ХАРАКТЕРИСТИКИ И ПРАВИЛА ЭКСПЛУАТАЦИИ СРЕДСТВ ОЧИСТКИ

1.1. Принцип действия вибросита.

Вибросито ( рис. 3) состоит из виброрамы 1, станины 2, распределителя раствора 3. Виброрама 1 установлена на станине 2 на упражинах 4. Виброграмма 1 совершает линейное колебательное движение под воздействием установленного на ней центробежного вибратора 5, представляющего собой два вращающиеся в подшипниках вала с эксцентричными массами m и эксцентриситетом ч на каждом валу. Валы вибратора приводятся во вращение с помощью электродвигателей 6. Передние пружины размещены на подвижной опоре 7, благодаря этому виброрама может устанавливаться под разным углом наклона с помощью винтов 8.

Работает вибросито следующим образом. Раствор от устья скважины самотеком поступает в распределитель 3 и далее на сетку 9. Распределитель 3 обеспечивает равномерное поступление раствора на виброраму по всей ширине. Частицы породы, размер которых больше размера ячеек сетки, перемещаются к краю виброрамы благодаря колебательному движению сетки, совершаемому вместе с виброрамой, и выбрасываются в амбар. Раствор проходит сквозь сетку и поступает на дальнейшую очистку.

1.2. Рациональный режим вибрации сита

Вибрационное движение рамы 1 решает четыре взаимосвязанные задачи: разрушение структуры раствора и, тем самым, улучшение условий для прохождения его через сетку; преодоление сил поверхностного натяжения раствора, препятствующих его быстрому протеканию через ситовое полотно, предотвращение закупоривания ячеек сетки частицами, размеры которых близки к размерам ячеек; обеспечивание быстрого транспортирования шлама на выброс.

Величина виброускорения в 50 м/с 2 при размахе колебаний 3 . 4 мм обеспечивает как хорошее прохождение раствора через сетку, так и надежное транспортирование шлама. При снижении величины ускорения (например, при замене груза на меньший, или снижения частоты колебаний) наблюдается ухудшение, или даже полное прекращение транспорта шлама, снижение пропускной способности сита. Увеличение виброускорения выше 50 м/с 2 снижает долговечность как ситового полотна, так и всей виброрамы в целом.

1.3. Подбор размеров ячейки сетки

При использовании вибросит на нефтеэмульсионных растворах размеры ячеек сеток подбирают по графику, приведенному на рис. 4, при известной подаче буровых насосов, плотности раствора, количестве вибросит на буровой.

Пример 1. Пусть подача насосов 28 л/с, плотность раствора по ГТН-1 — 1,8 г/см 3 , на буровой имеется 2 вибросита. По графику на рис. 4 определяем, что пропускную способность по 14 л/с на каждое вибросито (в сумме 28 л/с) вибросита обеспечат на сетках с размером ячейки более 0,32 мм.

График на рис. 4 является приближенным. Поэтому на буровой необходима корректировка размеров ячеек сетки по визуальным наблюдениям за работой вибросит. Считается, что вибросито работает с достаточной нагрузкой, если раствор на ситовом полотне достигает примерно середины нижней кассеты. Если пропускная способность сита недостаточна и раствор прорывается вместе со шламом до края нижней кассеты, то нижнюю кассету заменяют на более крупноячеистую. Если и это не помогает, нужно заменить и верхнюю. И так далее, пока не будет достигнуто нормальное заполнение ситового полотна. Если, наоборот, пропускная способность сита слишком велика, и весь раствор легко проходит уже через сетку верхней кассеты, желательно заменить ее на кассету с сеткой с меньшим размером ячеек. Размер ячейки сетки указывается на оправках кассет или упаковке. Регулирование пропускной способности сита может производиться также изменением угла наклона виброрамы с помощью винтов 8.

1.4. Порядок пуска, остановки и обслуживание вибросит

Перед подачей раствора на сито смочить поверхность сетки водой. Включить двигатели. Подавать раствор на сито.

После прекращения подачи раствора на сито, промыть поверхность сетки водой, отключить двигатели. Проверить целостность сетки. При порывах размером более 100 мм, допускающих проход шлама через сетки, заменить кассету.

Смазка подшипников — ежемесячно. Для смазки применять Литол-2. В зимнее время перед пуском после длительной остановки необходимо прогревать подшипниковый узел. Ежедневно проверять крепление двигателя к виброраме. При смене кассет натяжение производить, начиная со средних болтов. Следить за наличием резиновых подкладок на всех продольных и поперечных ребрах.

Рис. 4. График для определения размера сетки вибросит

1 — плотность раствора 1,10 г/см 3

1.5. Контроль за работой вибросит

Осуществляется визуальный контроль за расположением границы раствора на ситовом полотне и транспортированием шлама. Иногда при поступлении на сито рыхлого глинистого шлама может нарушиться его транспортирование. В этом случае необходимо время от времени промывать шлам струёй воды, не останавливая вибросито. Так же поступают, если раствор периодически прорывается до конца нижней кассеты. Для обеспечения надежной работы двигателей вибросит, необходимо тщательно выполнять указания инструкции по эксплуатации по соединению кабеля с двигателем. Регулярно контролировать состояние кабеля, особенно на клеммах двигателя. Характерные неисправности вибросит и методы их устранения приведены в таблице 5.

Характерные неисправности вибросит и методы их устранения

1. Подшипниковый узел вибратора перегревается

Отсутствие или излишек смазки

Добавить смазку или удалить излишнюю смазку

2. Шум в подшипниковом узле

3. Шум при вибрации со стороны деталей виброрамы

Касание деталей виброрамы станины. Ослаблены болты. Перекошены пружины

Устранить касание деталей виброрамы и станины. Подтянуть болты. Выставить пружины

4. Вибросито не выходит на режим линейных колебаний; неустойчивая вибрация

Повышенное сопротивление вращению одного из валов вибратора из-за некачественной смазки, сильного износа подшипников, касания вала и крышки подшипникового узла, смещения оси двигателя относительно оси вала

Обеспечить свободное вращение вала

5. Быстрый износ упругих элементов муфты вибратора

Перекос двигателя относительно вала

Устранить перекос, устанавливать упругие элементы диаметром 14 мм

6. Мал срок службы сеток

Слабое натяжение кассет. Изношены или отсутствуют резиновые накладки на опорных ребрах виброрамы. Некачественная кассета

Натянуть кассеты. Заменить накладки. Заменить кассету

7. Медленно транспортируется шлам

Липкий глинистый шлам

Увеличить угол наклона виброрамы в сторону выгрузки

2. Песко- и илотделитель

2.1. Принцип действия

Песко- и илотделитель состоит из гидроциклонов, размещенных на едином коллекторе, и насоса, подающего раствор из емкости ЦС в коллектор и затем в каждый гидроциклон. Количество гидроциклонов в установке — от 2 до 16.

Гидроциклон ( рис. 5) состоит из цилиндрического 1 и конического 2 корпусов, тангенциального патрубка 3, сливного патрубка 4. Нижняя часть конического корпуса 2 часто делается съемной и называется насадком 5.

2.2. Режим работы песко- и илоотделителя

Давление на входе в пескоотделитель должно быть не менее 2,4 атм, а в илоотделитель — не менее 3 атм (для илоотделителей ИГ-45 М допускается снижение давления до 2,2 атм). При этом давлении обеспечивается необходимая пропускная способность гидроциклонов. При меньшем давлении резко падает очистная способность установок и возрастают потери раствора. Давление более 3,5 атм также недопустимо, так как при этом возрастает расход раствора через гидроциклоны, ухудшается очистка и увеличивается абразивный износ гидроциклонов.

Как следует из описания принципа действия гидроциклонов, наиболее характерными признаками нормальной работы гидроциклонов являются подсос воздуха через песковые насадки и выброс шлама из песковых насадков в радиальном направлении в виде «зонтика».

В постоянно очищаемом растворе содержится, как правило, весьма небольшое количество частиц, подлежащих отделению в гидроциклонах.

Пример 2. Предположим, что бурение осуществляется долотом диаметром D = 393,7 мм, механическая скорость V _мех = 10 м/ч. Секундное поступление выбуренной породы в раствор:

м 3 /с = 0,41 л/с.

Секундный объем породы, удаляемой илоотделением при степени очистки его, e = 0,4 : q_u = 0,4 × 0,41 = 0,164 л/с. При использовании илоотделителя с 12 гидроциклонами получаем на 1 гидроциклон нагрузку 0,0137 л/с или около 14 мл/с.

Как видим, нагрузка илоотделителя по шламу невелика даже при столь большой механической скорости, принятой в примере. Это ведет к тому, что в нормальных условиях эксплуатации илоотделителя шлам из песковых насадков идет зачастую не сплошным потоком, а периодическими выбросами, «зонтик» не имеет сплошного и четко очерченного контура.

Плотность пульпы, выходящей из песковых насадков пескоотделителя, не должна быть ниже 1,50 г/см 3 , илоотделителя — 1,5 г/см 3 . При малых скоростях бурения (менее 5 м/ч) допускается снижение минимальной плотности пульпы соответственно до 1,40 и 1,30 г/см 3 .

Некоторые гидроциклоны имеют песковые насадки с регулируемым диаметром отверстия. Увеличение диаметра ведет к увеличению потерь раствора, но повышает очистную способность гидроциклона, уменьшение диаметра имеет обратное действие и, к тому же, возрастает вероятность закупоривания насадки частицами породы.

Рис. 5. Схема гидроциклона

Нарушение режима работы песко- и илоотделителя и пути их устранения

Признак нарушения режима

Способы устранения нарушений

1. He поступает пульпа из пускового насадка

Нет подсоса воздуха через насадок. Вибрация корпуса гидроциклона

Забит песковой насадок

Прочистить песковой насадок

2. Пульта из пескового насадка идет сплошной струей с большим напором

Плотность пульпы близка к плотности раствора. Нет подсоса воздуха через насадок.

Полностью или частично забит сливной патрубок

Прочистить сливной патрубок

3. Пульпа из пескового насадка идет сплошной струей с небольшим напором

Плотность пульпы близка к плотности раствора

Частично забит нагнетательный патрубок. Повышенное сопротивление сливной линии

Прочистить нагнетательный патрубок. Устранить на виброситах сетки с минимальными ячейками

Пульпа с большим содержанием твердой фазы из пескового насадка илоотделителя идет сплошной струёй с небольшим напором. Большой расход пульпы высокой плотности, частая закупорка насадков

Плотность пульпы более 1,5 г/см 3 . Возможно снижение давления на входе в коллекторе

Илоотделитель перегружен по твердой фазе

Включить пескоотделитель. Установить на виброситах сетки с минимальными ячейками

5. Плотность пульпы ниже нормы

Давление по манометру ниже нормы

Недостаточное давление на входе в коллекторе

Прочистить всасывающую и нагнетательную линии насоса. Устранить подсос воздуха через сальники насоса. Отремонтировать или заменить насос

6. Плотность пульпы ниже нормы при нормальном давлении

Большой диаметр насадков

Уменьшить диаметр песковых насадков

Технические характеристики песко- и илоотделителей

Размер удаляемых частиц

Внутренний диаметр гидроциклонов

2.3. Порядок пуска, остановки и обслуживание песко- и илоотделителей

2.3.1. Пуск и остановка.

Запустить насос. Проверить давление на нагнетательной линии. Остановка: выключить насос, промыть водой отвод пульпы. При длительной остановке насосов в зимнее время закрыть задвижку на всасывающей линии насоса и слить остатки раствора из насоса и трубопроводов.

При значительной течи через сальник насоса подтянуть грундбуксу. При полной затяжке грундбуксы заменить сальниковую набивку.

2.4. Контроль за работой песко- и илоотделителей

Контроль осуществляется как визуально, так и путем измерений. Для измерений необходимы манометр на входе в коллектор и ареометр. Признаки наиболее часто встречающихся нарушений режима работы песко- и илоотделителей, возможные причины нарушений и пути их устранения приведены в табл. 6.

Из перечисленных в табл. 6 признаков наиболее часто встречается указанный в п. 1. Забивка насадков происходит в основном из-за попадания в гидроциклоны крупных кусков породы или мусора. Прочистка гидроциклонов в этом случае часто возможна только путем разборки корпуса. Во избежание частой забивки песковых насадков, на всасывающем патрубке насосов необходимо устанавливать легкосъемные быстроочищаемые фильтры.

Регулирование работы песко- и илоотделителя не предусмотрено, за исключением изменения диаметра песковых насадков (см. выше).

Под песковыми насадками песко- и илоотделителей иногда устанавливают вибросита с мелкоячеистыми сетками. Опыт эксплуатации таких установок показывает их высокую эффективность.

2.5. Технические характеристики некоторых типов песко- и илоотделителей

Технические характеристики ряда установок приведены в табл. 7.

3.1. Назначение и устройство

Центрифуга предназначена для очистки буровых растворов от выбуренной породы.

При поступлении бурового раствора в центрифугу под действием центробежных сил происходит разделение его на сгущенную твердую фазу (шлам) и очищенный раствор.

Разделение бурового раствора в центрифуге происходит непрерывно, при этом очищенный раствор возвращается в циркуляционную систему, а шлам выводится в шламосборник.

Центрифуга включает в себя ротор 1 ( рис. 6) цилиндроконической формы, расположенной горизонтально. Опорами ротора служат коренные подшипники 2, корпуса которых укреплены на станине 3. Вращение ротора осуществляется от электродвигателя посредством клиноременной передачи.

Внутри ротора соосно расположен шнек 4, предназначенный для транспортирования осадка твердой фазы к выгрузочным окнам ротора. Шнек вращается в ту же сторону, что и ротор, но с меньшей скоростью. Разность в скорости вращения необходима для принудительного перемещения осадка внутренней поверхности ротора. Вращение шнеку сообщается ротором через планетарный редуктор 5.

Через полые цапфы ротора и шнека проходит питающая труба 6, по которой буровой раствор подводится во внутреннюю полость барабана шнека и далее через отверстия в обечайке шнека в ротор.

Твердая фаза осаждается на стенке ротора и транспортируется к выгрузочным окнам, расположенным у меньшего диаметра ротора, а фугат движется к большому диаметру ротора и через сливные окна сбрасывается в приемный отсек кожуха центрифуги.

Радиус слива регулируется поворотом кольца на цапфе ротора, частично закрывающим сливные отверстия.

Для отключения электродвигателя при перегрузке редуктора в центрифуге предусмотрен механизм блокировки редуктора.

3.2. Техническая характеристика центрифуги

Подача бурового раствора, м 3 /ч, не более 18

Диаметр ротора, мм 500

Частота вращения ротора, об/мин 2300

Установленная мощность, кВт 30

Масса, кг, не более 3000

3.3. Подготовка к работе

Перед пуском центрифуги необходимо:

— проверить наличие масла в редукторе центрифуги, отвернув пробку редуктора. Уровень масла должен быть на 20 . 30 мм ниже внутренней поверхности заливного отверстия;

— проверить исправность механизма блокировки редуктора, для чего необходимо поворотом рычага редуктора опрокинуть рычаг механизма блокировки, при этом рычаг последнего должен повернуться на 90°, и нажать на ролик конечного выключателя до его срабатывания;

— убедиться в отсутствии осадка в роторе, для чего необходимо вручную провернуть ротор;

— убедиться, что 2 винта дренажных отверстий на большой цапфе ротора завинчены до упора.

Произвести пуск электродвигателя привода центрифуги.

Подать воду в центрифугу. Через 5-10 мин. подачу воды прекратить, включить насос и подать раствор на разделение.

При остановке глиноотделителя прекращают подачу раствора и подают воду в ротор для промывки. После промывки ротора в течение 5-10 мин. отключают электродвигатель привода центрифуги.

Упрощенная картина работы гидроциклона следующая. Подлежащий очистке раствор насосом из ЦС подается под давлением в общий коллектор гидроциклонов, откуда с большой скоростью (до 20 м/с) через патрубок 3 — в корпус 1 каждого гидроциклона. Так как патрубок 3 выполнен тангенциальным, то раствор в корпусах 1 и 2 приобретает вращательное движение и под действием центробежной силы занимает положение, близкое к указанному на рис. 5. По оси гидроциклона образуется свободное пространство (так называемые воздушный столб). Свободная поверхность раствора, вращающегося в неподвижном корпусе гидроциклона, имеет приблизительно цилиндрическую форму и ограничивает воздушный столб. Так как диаметр отверстия насадка 5 меньше диаметра патрубка 4, то раствор сливается через патрубок 4 в коллектор и выбрасывается в ЦС. Поскольку раствор в гидроциклоне вращается, то на каждую частицу породы, находящуюся в нем, действует центробежная сила, которая заставляет частицы оседать на стенки корпусов 1 и 2. Под напором раствора, непрерывно поступающего в гидроциклон через патрубок 3, и под действием силы тяжести частицы движутся по стенкам не по окружности, а по спирали, постепенно опускаясь вниз к насадку 5, достигнув которого, они, сохраняя еще вращательное движение, вместе с небольшой частью раствора выбрасываются из насадка в пульпоприемник. Так как раствор все время уходит из гидроциклона через патрубок 4, то он уносит с собой и часть воздуха, поэтому воздух все время засасывается через насадок 5 внутрь гидроциклона.

Пескоотделитель отличается от илоотделителя тем, что имеет гидроциклоны большего диаметра (150-400). Линейная скорость раствора на входе в гидроциклоны песко- и илоотделителя примерно одинакова. При равной линейной скорости вращательного движения центробежная сила обратно пропорциональна радиусу вращения. Поэтому в гидроциклонах илоотделителя центробежная сила больше, чем в гидроциклонах пескоотделителя и илоотделитель может отделять более мелкие частицы и его очистная способность существенно выше. Хотя эффективность пескоотделителя ниже эффективности илоотделителя, он применяется для предотвращения перегрузки илоотделителя при больших скоростях бурения, когда в раствор поступает в единицы времени большое количество выбуренной породы.

Характерные неисправности центрифуги и методы их устранения приведены в табл. 8.

Характерные неисправности центрифуги и методы их устранения

1. Неудовлетворительное качество очистки

Поворотом кольца на роторе центрифуги установить оптимальный радиус слива

2. Частое срабатывание механизма блокировки редуктора

Происходит перегрузка редуктора вследствие:

чрезмерной концентрации твердой фазы;

уменьшить подачу раствора

большой подачи раствора, неисправен механизм блокировки редуктора

уменьшить подачу раствора, проверить исправность механизма блокировки редуктора и срабатывания механизма при усилии на рычаг 70 кгс

3. Повышенная вибрация блока центрифуги

Попадание в центрифугу посторонних предметов

Забивание витков шнека осадком

Удалить посторонние предметы из центрифуги

4. Периодически появляющийся при работе скрежет

Задевание шнека о сухой осадок на стенках ротора

5. Чрезмерный нагрев редуктора

Проверить качество и количество масла в редукторе.

В случае необходимости долить или заменить масло МС-20

6. Ухудшение или прекращение подачи раствора насосом

Повышенное газосодержание раствора

Ввести в раствор пеногаситель

7. Прорыв раствора в шламовый патрубок

Забивание витков шнека осадком

Промыть центрифугу при ручном проворачивании ротора. Уменьшить подачу раствора

4. Блок коагулянтов и флокулянтов и манифольд

4.1. Устройство и принцип действия

Блок коагулянтов и флокулянтов представляет собой емкость 1 ( рис. 7), разделенную на два отсека объемом 2,25 м 3 . В обоих отсеках установлены погружные насосы 2 и перемешиватели 3. Насосы 2 гибкими рукавами соединены с манифольдом 4. Манифольд 4 представляет собой змеевик, выполненный из трубы диаметром 76 мм на входе, в которой установлен насос 5, а выход соединен с центрифугой 6. На нагнетательной линии насоса 5 смонтирован диафрагменный расходомер, включающий диафрагму 7 и два манометра 8. Регулирование подачи раствора в манифольд осуществляется задвижкой 9. В змеевик манифольда врезаны три штуцера. К первому по ходу раствора штуцеру подводится под давлением вода, расход ее регулируется вентилем 10. Расход воды определяется с помощью расходомера, включавшего диафрагму 11, и манометра 12. Ко второму по ходу раствора штуцеру подводится раствор коагулянта из соответствующего отсека емкости 1. Нагнетательная линия погружного насоса 2 соединена с указанным штуцером с помощью крана 13. К третьему по ходу раствора штуцеру подводится раствор флокулянта из соответствующего отсека емкости 1, а нагнетательная линия насоса 2 соединена с указанным штуцером с помощью крана 14.

Работает система следующим образом. В одном отсеке емкости 1 готовится водный раствор коагулянта, во втором отсеке — водный раствор флокулянта. Производится тарировка диафрагм 7 и 11. Для этого задвижку 9 и вентиль 10 временно отсоединяют от манифольда и подают на диафрагму 7 буровой раствор, а на диафрагму 11 — воду. Регулируя величину расхода раствора и воды с помощью задвижки 9 и вентиля 10 с помощью мерной емкости и секундомера определяют, какой разности показаний манометров 8 и 12 соответствует данный расход раствора и воды соответственно. По результатам измерений строится график зависимости расхода от разности показаний манометров, установленных на входе в диафрагму и на выходе из нее.

Затем снова соединяют задвижку 9 и вентиль 10 с манифольдом и подают насосом 5 подлежащий очистке буровой раствор в манифольд 4. Расход раствора должен быть в пределах 1-2 л/с.

Рис. 7. Блок коагулянтов и флокулянтов и манифольд

Затем открывается вентиль 10 так, чтобы расход воды на входе в манифольд равнялся расходу раствора. Затем включают насосы 2 и открывают краны 13 и 14, и в манифольд начинают поступать растворы коагулянта и флокулянта. В процессе движения в трубе манифольда буровой раствор смешивается последовательно вначале с водой, затем с коагулянтом, затем с флокулянтом, происходит разрушение структуры раствора, его твердая фаза коагулирует. Далее обработанный коагулянтом и флокулянтом раствор попадает в центрифугу 6, где под действием центробежной силы происходит разделение раствора на шлам и светлую воду. Вода затем используется для технических нужд буровой, а шлам выводится в шламосборник.

4.2. Регулирование качества разделения раствора в центрифуге

Регулирование осуществляется главным образом путем изменения величины расхода раствора через задвижку 9 и воды через вентиль 10. Чем сильнее разбавление водой и меньше расход раствора, тем легче отделяется твердая фаза в центрифуге. Подача насосов 2 постоянна, поэтому содержание коагулянта и флокулянта в растворе на выходе из манифольда может регулироваться также, в основном, изменением расхода раствора или воды. Возможно такое регулирование путем изменения концентрации коагулянта и флокулянта в емкости 1. Следует учитывать, что количество коагулянта и флокулянта должно быть достаточным для разрушения структуры раствора, но не должно быть слишком большим, так как полученная в центрифуге вода может оказаться перенасыщенной этими реагентами и будет непригодна для обработки бурового раствора в циркуляции.

4.3. Техническая характеристика блока коагулянтов и флокулянтов и манифольда:

— рабочая емкость блока, м 3 4,5

— подача погружных насосов, л/с 0,2

— подача раствора, л/с 1-3

— давление воды на входе в манифольд, МПа, не менее 0,1

Источник