ГОСТ Р 70790-2023. Национальный стандарт Российской Федерации. Нефтяная и газовая промышленность. Буровое и технологическое оборудование для строительства морских скважин. Основные требования
4 Общие положения
4.1 Назначение и состав комплекта бурового и технологического оборудования
Комплект бурового и технологического оборудования, устанавливаемый на морском нефтегазопромысловом сооружении, должен обеспечивать выполнение полного цикла работ по строительству и капитальному ремонту скважин и включать в себя как минимум следующее:
- оборудование для осуществления спуско-подъемных операций с буровым инструментом: буровая вышка с талевой оснасткой, включающей кронблок, неподвижно закрепляемый на верхней кронблочной раме буровой вышки, канат и подвижный талевый блок, спуско-подъемный агрегат, вспомогательные лебедки;
- оборудование для вращения породоразрушающего инструмента: силовой верхний привод, буровой ротор, винтовой забойный двигатель с системами управления и контроля процессов бурения;
- оборудование для свинчивания/развинчивания бурильной и обсадной колонны: механизмы для манипулирования бурильными свечами на буровой площадке, автоматический буровой ключ, приемный мост, вспомогательные средства механизации;
- оборудование и системы для закачки бурового раствора в скважину: буровые насосные агрегаты и подпорные насосы, система трубопроводов высокого давления для закачки бурового раствора в скважину;
- оборудование для контроля и управления скважиной: устройство для герметизации устья и отвода скважинных флюидов (дивертор), превенторный блок с системой управления, сепаратор бурового раствора, оборудование блоков дросселирования и глушения скважины;
- оборудование для очистки раствора, выходящего из скважины: вибросита, песко- и илоотделители, дегазатор, центрифуги, шнековые транспортеры;
- оборудование для приготовления и хранения бурового раствора: смесители, механические перемешиватели, циркуляционные центробежные насосы, диспергирующие устройства, емкости для приготовления и хранения бурового раствора;
- оборудование для приготовления цементного раствора и закачки его в затрубное пространство: цементировочный агрегат, двухсекционный смесительный блок, бункер постоянного потока цемента, система введения жидких добавок, станция контроля цементирования;
- оборудование системы гидравлического управления гидроприводными механизмами: гидравлическая силовая установка, блок охлаждения рабочей жидкости;
- оборудование для приема и хранения сыпучих материалов: емкости для хранения сыпучих материалов, загрузочные устройства, циклонные уловители пыли, оборудование для очистки запыленного воздуха;
- станции приема/выдачи жидких грузов и сыпучих материалов: вьюшки (барабан или лебедка) со шлангами для приема/выдачи жидких грузов, вьюшки со шлангами для приема/выдачи сыпучих материалов, станции управления вьюшками;
- оборудование системы сжатого воздуха низкого давления: воздушные компрессоры, осушители сжатого воздуха, воздухосборники;
- оборудование системы сжатого азота: азотная станция высокого давления, баллоны высокого давления для сжатого азота.
4.2 Условия эксплуатации
4.2.1 Буровое и технологическое оборудование, устанавливаемое на морском нефтегазопромысловом сооружении, должно обеспечивать безопасный и безаварийный процесс строительства скважины в соответствии с [1] и [2] при следующих статических условиях эксплуатации:
- для полупогружных плавучих буровых установок - наклонение до 15° включительно в любом направлении;
- стационарных, погружных и самоподъемных плавучих буровых установок - наклонение до 10° включительно в любом направлении;
- буровых судов - при крене 15° и одновременном дифференте 5°.
В обоснованных случаях допускаются изменения указанных наклонений, подтвержденные расчетами.
4.2.2 Динамические условия (ограничения) эксплуатации бурового и технологического оборудования, размещаемого на морском нефтегазопромысловом сооружении в составе бурового комплекса, устанавливаются исходными данными и требованиями заказчика.
4.2.3 Буровое и технологическое оборудование, устанавливаемое на морском нефтегазопромысловом сооружении, должно соответствовать климатическим условиям эксплуатации, устанавливаемым ГОСТ 15150, и условиям размещения, определяемым проектом морского нефтегазопромыслового сооружения.
Климатическое районирование на территории Российской Федерации определяют в соответствии с ГОСТ 16350.
4.2.4 Буровое и технологическое оборудование, устанавливаемое на морском нефтегазопромысловом сооружении, необходимо обеспечивать всеми необходимыми средствами контроля и управления, в том числе аварийными.
4.2.5 Буровое и технологическое оборудование, устанавливаемое на морском нефтегазопромысловом сооружении, необходимо рассчитывать на срок эксплуатации не менее 25 лет с момента ввода оборудования в эксплуатацию, если техническим заданием не требуется иное.
4.2.6 Буровое и технологическое оборудование, устанавливаемое на морском нефтегазопромысловом сооружении, должно соответствовать ГОСТ 12.2.003, ГОСТ 12.2.232, ГОСТ 12.3.002.
4.3 Шумовые и вибрационные характеристики бурового и технологического оборудования
4.3.1 Не допускается превышение значений шумовых характеристик бурового и технологического оборудования, установленных ГОСТ 12.1.003.
4.3.2 Методы измерения шумовых характеристик машин выполняют согласно ГОСТ 23941.
4.3.3 Шумовые характеристики оборудования и их предельные значения указывают в паспорте оборудования или руководстве (инструкции) по эксплуатации.
4.3.4 Информацию о вибрационной характеристике оборудования необходимо представить в паспорте или эксплуатационном документе на оборудование.
4.3.5 Оборудование должно безотказно работать в течение периода между капитальными ремонтами в условиях механических воздействий, перечисленных далее:
- вибрации с амплитудой перемещения +/- 1 мм при частотах от 2 до 13,2 Гц;
- вибрации с ускорением +/- 6,86 м/с2 (0,7g) при частотах от 13,2 до 80 Гц;
- ударах с ускорением +/- 49,03 м/с2 (5,0g) при частоте от 40 до 80 ударов в минуту.
4.4 Техническое обслуживание оборудования
Техническое обслуживание оборудования проводят в соответствии с процедурами, установленными предприятиями - изготовителями оборудования. Возможность изменения интервала проведения технического обслуживания в сторону его увеличения необходимо согласовывать с изготовителем оборудования.
Конструкция оборудования и вспомогательные средства механизации, устанавливаемые в составе бурового комплекса на морском нефтегазопромысловом сооружении, должны обеспечивать возможность полного демонтажа оборудования или его крупных узлов для замены или ремонта.
4.5 Состав бурового оборудования для строительства морских скважин
В состав бурового оборудования входит следующее оборудование:
- буровая вышка;
- подвышечное основание;
- система силового верхнего привода;
- комплекс механизмов для манипулирования бурильными трубами на буровой площадке;
- автоматизированный буровой ключ;
- буровой ротор с автономным приводом;
- спуско-подъемный агрегат (буровая лебедка);
- талевый блок;
- механизм крепления неподвижной ветви талевого каната;
- устройство для намотки и хранения талевого каната;
- приемный мост;
- комплект оборудования буровых насосных агрегатов;
- комплект оборудования цементировочного комплекса;
- кабина бурильщика;
- противовыбросовое оборудование.
4.5.1 Буровая вышка должна включать как минимум следующее навесное оборудование и конструкции:
- кронблок со шкивами талевой системы;
- кронблочную площадку;
- укрытие кронблочной площадки;
- площадки обслуживания оборудования;
- укрытие площадки для фиксации свечей бурильных труб;
- успокоитель ходовой ветви талевого каната;
- трапы и переходные площадки с леерами;
- систему экстренной эвакуации верхового рабочего;
- направляющие силового верхнего привода.
4.5.2 Подвышечное основание - объемная, прочная каркасная конструкция, устанавливаемая на палубе морского нефтегазопромыслового сооружения, предназначенная для размещения основного бурового оборудования и восприятия нагрузок, возникающих в процессе строительства морских скважин.
На верхней палубе подвышечного основания (буровой площадке), как правило, размещаются буровая вышка, спуско-подъемное оборудование, ротор, кабина бурильщика, автоматические буровые ключи, гидрораскрепители, оборудование гидро- и пневмопривода, вспомогательные лебедки; под буровой площадкой размещаются устьевая воронка или дивертор, противовыбросовое оборудование.
4.5.3 Система силового верхнего привода должна обеспечивать выполнение следующих операций:
- расхаживания бурильных колонн и промывки скважины при ликвидации аварий и осложнений;
- вращения бурильной колонны с регулированием частоты при бурении, проработке и расширении ствола скважины, при подъеме/спуске бурильной колонны;
- торможения бурильной колонны и ее удержания в заданном положении;
- наращивания бурильной колонны свечами и одиночными трубами;
- обеспечения проведения спуско-подъемных операций, в том числе проведение операций по спуску обсадных колонн и колонны насосно-компрессорных труб (НКТ) в скважину;
- промывки скважины и одновременного проворачивания бурильной колонны при ликвидации аварий и осложнений;
- задания и обеспечения величин крутящего момента и частоты вращения, их измерения и вывода показаний на дисплей шкафа управления, выносной дисплей, пульт управления и на станцию геолого-технических исследований;
- герметизации внутритрубного пространства шаровыми кранами.
4.5.4 Работу силового верхнего привода необходимо синхронизировать с работой бурового ключа и механизмов системы манипулирования свечами бурильных труб и НКТ, а также обсадными трубами.
4.5.5 В состав системы силового верхнего привода должно входить следующее основное оборудование и системы:
- силовой верхний привод с интегрированным вертлюгом;
- приводной двигатель (допускается многодвигательная компоновка привода);
- статическая блокировка и аварийный тормоз;
- одно- или двухскоростная трансмиссия (допускается применение многоступенчатых трансмиссий);
- трубный манипулятор с зажимом;
- система компенсации нагрузки на резьбу бурового инструмента при свинчивании и развинчивании замковых соединений;
- внутренний превентор (сдвоенный шаровой кран; один из кранов снабжают дистанционным управлением открытия/закрытия);
- каретка перемещения силового верхнего привода по направляющим;
- система отвода штропов элеватора;
- система смазки;
- система охлаждения;
- средства контроля и управления.
4.5.6 Комплекс механизмов для манипулирования бурильными трубами должен обеспечивать выполнение операций по сборке/разборке, установке в подсвечник свечей бурильных труб при бурении и выполнении спуско-подъемных операций во внутривышечном пространстве и на буровой площадке.
Если по условиям проекта буровой установки на буровой вышке предусмотрен отдельный подсвечник для установки свечей обсадных труб, в состав комплекса должны входить механизмы, обеспечивающие выполнение операций по сборке и установке в подсвечник свечей обсадных труб.
4.5.7 В состав комплекса механизмов для манипулирования бурильными и обсадными трубами входят как минимум следующие механизмы:
- расстановщик свечей;
- площадка для фиксации свечей бурильных или обсадных труб ("пальцевый" стол) с возможностью регулировки "межпальцевых" расстояний.
По условиям проекта буровой установки в состав комплекса допускается включать нижнюю площадку для фиксации свечей бурильных или обсадных труб и кабину управления, размещаемую на буровой вышке.
4.5.8 Для возможности расстановки свечей вручную при выходе из строя комплекса механизмов для манипулирования бурильными трубами необходимо предусмотреть:
- откидную/складную площадку с устройствами страховки верхового рабочего и самой площадки;
- вспомогательную пневмоприводную лебедку грузоподъемностью не менее 1000 кг, установленную на площадке обслуживания комплекса механизмов для манипулирования бурильными трубами.
4.5.9 Расстановщик свечей предназначен для перемещения свечей бурильных труб в вертикальном положении между скважиной и "пальцевым столом".
4.5.10 "Пальцевый стол" предназначен для размещения и обеспечения устойчивой позиции свечей бурильных труб и утяжеленных бурильных труб (УБТ) на буровой площадке.
4.5.11 Автоматизированный буровой ключ должен обеспечивать проведение операций свинчивания/развинчивания бурильных труб, толстостенных труб, УБТ и обсадных труб на буровой площадке над центром скважины в режиме синхронной работы с манипуляторами системы расстановки свечей бурильных и обсадных труб и силовым верхним приводом.
Автоматизированный буровой ключ должен обеспечивать контроль и автоматическое ограничение крутящего момента.
Автоматизированный буровой ключ допускается применять для механизации наращивания бурильной колонны через дополнительный шурф и для разборки забойных двигателей на буровой площадке.
4.5.12 Автоматизированный буровой ключ должен обеспечивать выполнение следующих операций:
- свинчивание/развинчивание бурильных труб, УБТ, стабилизаторов и т.п.;
- позиционирование трубозажимного устройства;
- отвод в сторону трубозажимного устройства.
4.5.13 Буровой ротор с автономным приводом должен обеспечивать выполнение функций несущей платформы, воспринимающей нагрузки от веса бурильной и обсадной колонны при их подвешивании в клиньях и проворачивании в процессе строительства скважин.
4.5.14 В состав бурового ротора входят:
- установленные на общей раме и собранные в один агрегат роторный стол, коробка передач с реверсом (при наличии), тормоз и приводной двигатель (допускается многодвигательная компоновка);
- главный вкладыш и комплект втулок для удержания колонны бурильных и обсадных труб;
- тормозная система;
- механические блокираторы вращения.
4.5.15 Спуско-подъемный агрегат должен обеспечивать создание тягового и тормозного усилия при выполнении спуско-подъемных операций технологического процесса строительства скважины.
4.5.16 В состав спуско-подъемного агрегата входит как минимум следующее оборудование:
- буровая лебедка, установленная на раме и включающая подъемный барабан, коробку передач и канатоукладчик;
- основные приводные двигатели (не менее двух);
- резервный двигатель (один или более), использующийся для регулировки подачи долота или в качестве средства для аварийного подъема при выходе из строя основного двигателя;
- система тормозов, включающая рабочий тормоз, стояночный тормоз и аварийный тормоз (допускается совмещение в одном тормозном устройстве не более двух видов тормозов);
- система автоматического поддержания в заданных пределах либо нагрузки на буровой инструмент, либо скорости проходки скважины;
- ограничитель нагрузки на крюке;
- ограничитель высоты подъема.
4.5.17 Основная система управления должна обеспечивать возможность плавного регулирования тормозного момента.
Необходимо, чтобы резервная система управления обеспечивала аварийную остановку и фиксацию барабана лебедки в неподвижном положении.
Управление спуско-подъемным агрегатом следует осуществлять дистанционно, с пульта, размещенного в кабине бурильщика.
Система управления спуско-подъемным агрегатом должна обеспечивать автоматическое отключение привода с одновременным включением тормоза при поступлении сигнала от ограничителя грузоподъемности лебедки и ограничителя подъема талевого блока или системы верхнего привода.
4.5.18 При работе спуско-подъемного агрегата необходимо обеспечить правильную укладку каната на барабан лебедки и исключить возможность перехлеста витков.
4.5.19 Талевый блок должен обеспечивать запасовку подвижной ветви талевого каната и удержание силового верхнего привода на талевой системе в процессе бурения скважин.
4.5.20 Механизм крепления неподвижной ветви талевого каната должен обеспечивать надежное, без заломов и повреждений крепление неподвижной ветви талевого каната, а также возможность быстрого перепуска талевого каната по мере его износа.
4.5.21 Устройство для намотки и хранения талевого каната предназначено для намотки, размотки и хранения запаса талевого каната.
4.5.22 Приемный мост должен обеспечивать перемещение обсадных труб, бурильных труб, УБТ и другого инструмента со стеллажей на буровую площадку и обратно.
4.5.23 Управление и контроль параметров работы механизмов приемного моста следует обеспечить:
- с панели управления, установленной на механизированном приемном мосту;
- из кабины бурильщика.
4.5.24 Буровой насосный агрегат должен обеспечивать при бурении подачу промывочной жидкости (бурового раствора) под давлением на забой скважины с обеспечением выноса шлама на устье.
4.5.25 Напорную линию бурового насосного агрегата необходимо оборудовать предохранительным устройством для сброса давления, срабатывающим при превышении на 10% максимального рабочего давления насоса, соответствующего диаметру установленных втулок.
4.5.26 Комплект оборудования цементировочного комплекса должен обеспечивать приготовление цементного раствора, его нагнетание и продавку при цементировании скважин.
4.5.27 В состав цементировочного оборудования входит как минимум следующее оборудование:
- цементировочный агрегат;
- двухсекционный смесительный блок;
- бункер постоянного потока цемента;
- система введения жидких добавок.
4.5.27.1 Цементировочный агрегат должен обеспечивать выполнение следующих операций:
- механизированное приготовление цементного и других технологических растворов с заданными параметрами и свойствами;
- нагнетание тампонажных растворов, продавочных и других жидкостей в скважину в процессе цементирования и капитального ремонта скважин;
- аварийное глушение и задавку скважин при нефтегазопроявлениях в процессе бурения, капитального ремонта и эксплуатации скважин;
- опрессовку обсадных колонн, скважинного оборудования и трубопроводов высокого давления буровой установки;
- комплекс работ по промывке песчаных пробок и других операций при капитальном ремонте скважин;
- закачивание соответствующих жидкостей при интенсификации притока и освоении скважин;
- нагнетание жидкостей при пескоструйной перфорации, гидроразрыве пластов и других промывочно-продавочных работах.
4.5.27.2 Двухсекционный смесительный блок должен обеспечивать:
- прием цементного раствора от цементировочного агрегата, его перемешивание для осреднения его свойств одновременно в обеих емкостях блока;
- прием внешних жидких сред морского нефтегазопромыслового сооружения - от цементировочного агрегата, из емкостей воды затворения, из систем забортной и пресной технологической воды;
- прием сухого цемента от системы пневмотранспорта морской платформы непосредственно в гидравлические воронки, расположенные на каждой емкости блока;
- приготовление цементного раствора и других технологических жидкостей;
- обратную рециркуляцию цементного раствора в смесительные емкости (мерные баки) цементировочного агрегата;
- подачу цементного раствора либо технологической жидкости непосредственно в цементировочный агрегат;
- слив дренажа из емкостей и труб блока в систему сбора стоков морской платформы.
4.5.27.3 Необходимо, чтобы бункер постоянного потока цемента осуществлял устойчивое поступление сухого цемента в бункер, что обеспечивается с помощью входного клапана бункера. В бункере постоянного потока происходит отделение транспортирующего воздуха от порошкообразного материала (цемента), после чего цемент поступает в смесительную головку цементировочного агрегата для приготовления цементного раствора.
Бункер постоянного потока следует оборудовать датчиками веса для определения количества цемента в бункере.
4.5.27.4 Система введения жидких добавок должна обеспечивать автоматическое дозирование и ввод жидких химических добавок в систему приготовления цементного раствора. Кроме того, необходимо, чтобы система обеспечивала одновременно или последовательно введение не менее трех различных добавок.
Система введения жидких добавок включает в себя:
- насосный блок;
- измерительный блок;
- блок мерных емкостей;
- систему автоматического контроля и управления.
4.5.28 Кабина бурильщика предназначена для непосредственного управления технологическим процессом бурения скважин и является постом с постоянной вахтой на период бурения скважин.
4.5.29 В кабине бурильщика следует установить пульты и приборы, обеспечивающие контроль и управление техническими средствами бурового комплекса, в том числе и управление режимами работы следующего электроприводного оборудования:
- управление пуском и остановкой, регулирование и автоматическое поддержание заданной частоты оборотов силового верхнего привода и стола ротора;
- управление пуском и остановкой спуско-подъемного агрегата, регулирование и автоматическое поддержание заданной скорости перемещения колонны бурильных и обсадных труб, регулирование и автоматическое поддержание заданной нагрузки на буровой инструмент;
- управление остановкой буровых насосных агрегатов и регулирование их производительности;
- управление пуском и остановкой подпорных насосов;
- управление процессом расстановки свечей (при отсутствии специальной кабины управления системой манипулирования бурильными трубами);
- управление операциями свинчивания/развинчивания бурильной и обсадной колонны;
- аварийное отключение бурового оборудования при пожаре или расширении взрывоопасных зон в помещениях бурового комплекса.
4.5.30 На пульте в кабине бурильщика необходимо обеспечить представление следующей режимно-технологической информации:
- крутящий момент силового верхнего привода;
- крутящий момент бурового ротора;
- нагрузка на крюке;
- давление в трубопроводе нагнетания бурового раствора в скважину;
- расход бурового раствора на входе и выходе из скважины;
- уровень жидкости в доливной и приемных емкостях бурового раствора.
4.5.31 Буровую установку следует оснащать современной системой контроля параметров бурения, включающей в состав:
- серверное оборудование, обеспечивающее хранение и фиксацию всех команд управления и всех технологических параметров на срок не менее одного года;
- оборудование для видеорегистрации роторной площадки с формированием видеоархива на электронных носителях информации;
- мониторы в кабине бурильщика для визуализации необходимых технологических параметров.
Система контроля параметров бурения должна обеспечивать возможность поиска причин неисправностей и аварийных происшествий.
Необходимо, чтобы система контроля параметров бурения имела блокировку, запрещающую пуск бурового насоса при закрытой шаровой задвижке на силовом верхнем приводе.
4.5.32 Противовыбросовое оборудование, устанавливаемое на устье скважины, должно обеспечивать его герметизацию с целью предотвращения выброса при газо-, нефте- и водопроявлениях с находящейся в ней колонной труб или при ее отсутствии, при проворачивании, расхаживании колонны труб между замковыми и муфтовыми соединениями, протаскивание колонны бурильных труб с замковыми соединениями, а также позволять производить циркуляцию промывочной жидкости с противодавлением на пласт.
4.5.33 На этапе бурения под кондуктор отклонитель потока (дивертор) обеспечивает герметизацию устья на бурильной и обсадной колонне с одновременным отводом выходящего из скважины бурового раствора в систему очистки или на сброс (при возникновении угрозы внезапного выброса газа из поверхностного слоя). Управление дивертором следует осуществлять с двух пультов: основного и дистанционного.
Основной пульт управления дивертором размещают на буровой площадке, дистанционный пульт управления - в кабине бурильщика.
4.5.34 Система управления дивертором должна обеспечивать:
- управление шаровыми кранами, расположенными на растворопроводе, трубопроводах аварийного сброса и долива скважины;
- управление пакером дивертора;
- управление пакером компенсатора;
- управление замками дивертора.
Управление дивертором должно иметь внутреннюю блокировку, препятствующую полному закрытию пакера дивертора вокруг бурильного инструмента до полного открытия шарового крана на одной из линий аварийного сброса.
4.5.35 Кольцевой (универсальный) превентор должен обеспечивать расхаживание, проворачивание и протаскивание бурильных труб с замковыми соединениями, а также герметизацию устья скважины при рабочем давлении после закрытия уплотнителя на любой части бурильной колонны, гладких УБТ, ведущей трубы, обсадных труб, НКТ или при отсутствии колонны труб. Универсальные превенторы не герметизируют затрубное пространство вокруг стабилизаторов, калибраторов, спиральных УБТ.
4.5.36 Необходимо, чтобы плашечный превентор при закрытых плашках обеспечивал возможность расхаживания бурильной колонны, спущенной в скважину, на длину секции бурильной трубы между ее замковыми соединениями, а также герметизацию устья скважины при рабочем давлении после закрытия трубных плашек на цилиндрической части неподвижной трубы или глухих плашек при отсутствии колонн.
4.5.37 Превентор со срезающими плашками в обязательном порядке обеспечивает срезание наиболее прочной трубы, предполагаемой к спуску в скважину.
Плашки плашечного превентора должны обеспечивать возможность подвешивания бурильной колонны длиной, равной проектной глубине скважины с одновременной герметизацией устья.
Требования безопасности к противовыбросовому оборудованию - согласно ГОСТ 12.2.115-86 (подразделы 4.1 и 4.2).
4.6 Состав технологического оборудования для строительства морских скважин
4.6.1 Оборудование для очистки, хранения и приготовления бурового раствора обеспечивает выполнение операций с буровым раствором по его очистке, перекачке, хранению, приготовлению и химической обработке, а также сбор и транспортировку выбуренного шлама на борту морского нефтегазопромыслового сооружения.
4.6.2 В состав оборудования для очистки, хранения и приготовления бурового раствора входит как минимум следующее оборудование:
- вибросита;
- пескоотделители;
- илоотделители;
- центрифуги;
- дегазатор бурового раствора;
- подпорные и смесительные центробежные насосы низкого давления;
- винтовые насосы центрифуг;
- дозировочный насос для подачи химреагентов;
- механические перемешиватели бурового раствора;
- гидравлические перемешиватели бурового раствора;
- смесительные воронки;
- емкости приема, циркуляции, хранения бурового раствора;
- диспергаторы;
- сепаратор;
- буровые рукава;
- контейнеры для шлама.
4.6.3 Оборудование системы гидропривода бурового оборудования обеспечивает работоспособность бурового и технологического оборудования, оснащенного гидравлическим приводом.
4.6.4 В состав оборудования системы гидравлического управления гидроприводными механизмами бурового комплекса входят:
- гидравлическая насосная станция модульной конструкции с пусковой и защитной аппаратурой;
- блок охлаждения гидравлической насосной станции;
- локальная система управления гидравлической насосной станцией.
4.6.4.1 Гидравлическая насосная станция состоит из следующих основных элементов:
- электрогидравлических насосных агрегатов;
- гидробака;
- фильтров;
- охладителей рабочей жидкости;
- гидравлической аппаратуры;
- гидравлической арматуры;
- контрольно-измерительных приборов;
- локальной панели управления;
- общей рамы, на которой выполняется монтаж всех вышеуказанных элементов.
4.6.4.2 Блок охлаждения гидравлической насосной станции состоит из следующих элементов:
- радиаторов воздушного охлаждения рабочей жидкости;
- вентиляторов радиаторов воздушного охлаждения;
- электродвигателей привода вентиляторов;
- защитных кожухов вентиляторов;
- гидравлической арматуры;
- общей рамы, на которой выполняется монтаж всех вышеуказанных элементов.
4.6.5 Оборудование для приема, хранения и транспортировки сыпучих материалов должно обеспечивать выполнение как минимум следующих операций:
- прием сыпучих материалов;
- хранение сыпучих материалов;
- подачу сыпучих материалов к смесителям для приготовления бурового и цементного раствора;
- фильтрацию запыленного транспортирующего воздуха.
4.6.6 Оборудование для приема, хранения и транспортировки сыпучих материалов включает как минимум следующее:
- емкость для хранения сыпучих материалов, оборудованную системой аэрации;
- бункер-разгрузитель сыпучих материалов;
- циклонный уловитель пыли;
- фильтр для очистки запыленного воздуха.
Количество и вместимость бункеров для хранения сыпучих материалов должны быть такими, чтобы обеспечивалась бесперебойная работа буровой установки в период автономности.
4.6.7 Станции приема/выдачи жидких грузов и сыпучих материалов предназначены для механизации и автоматизации операций приема/выдачи сыпучих материалов и жидких грузов на морское нефтегазопромысловое сооружение с судов снабжения.
4.6.8 Прием/выдача жидких грузов и сыпучих материалов осуществляется через одну из двух станций, которые допускается размещать как на открытых, так и на закрытых площадках морского нефтегазопромыслового сооружения (с учетом необходимости подхода к ним судов обеспечения) с двух противоположных сторон платформы.
4.6.9 Каждую из двух станций необходимо оснащать попарно одинаковыми вьюшками со следующим оборудованием:
- приводом (электрическим, гидравлическим, пневматическим);
- редуктором;
- разрывными муфтами;
- устройством аварийного останова;
- отказобезопасным многодисковым автоматическим тормозом;
- барабаном для навивки гибких шлангов требуемой длины.
4.6.10 В состав гибких шлангов входят следующие компоненты:
- соединение (разрывная муфта), обеспечивающее возможность аварийного (быстрого) отсоединения шланга от судна снабжения в случае его неконтролируемого сноса;
- невозвратный, автоматически закрывающийся после расстыковки приемным устройством судна снабжения клапан;
- заглушка на конце шланга (для обеспечения герметизации);
- шарнирное соединение, предотвращающее скручивание шланга;
- подъемная скоба или другое приспособление для зацепления шланга краном и возможности передачи свободного конца шланга к судну снабжения.
Аварийное отсоединение гибких шлангов морской платформы от судна снабжения не должно приводить к утечке передаваемых жидких грузов и сыпучих материалов в морскую акваторию.
4.6.11 Система сжатого воздуха низкого давления для бурового комплекса обеспечивает подачу осушенного, очищенного от влаги и масла сжатого воздуха к потребителям бурового комплекса и системы пневмотранспорта сыпучих материалов, а также продувку оборудования, работу слесарного пневмоинструмента и пневмоприводной арматуры бурового комплекса.
4.6.12 В состав компрессорной станции системы сжатого воздуха низкого давления для бурового комплекса входят как минимум:
- два воздушных компрессора (один резервный);
- два осушителя сжатого воздуха (один резервный);
- воздухосборники для работы компрессорной станции и потребителей сжатого воздуха.
4.6.13 Система сжатого азота высокого давления для бурового комплекса должна как минимум обеспечивать подачу сжатого азота к следующим потребителям:
- первичное (разовое) заполнение азотом пневмокомпенсаторов буровых насосов;
- заполнение азотом пневмогидроаккумуляторов станции противовыбросового оборудования;
- восполнение исходного давления по причине его снижения в системе из-за приведения в действие оборудования или его недостаточной герметичности;
- закачку сжатого азота в межтрубное пространство скважины (для опрессовки устья скважин).
4.6.14 В состав системы сжатого азота высокого давления для бурового комплекса входят как минимум азотная станция высокого давления и блок баллонов высокого давления для сжатого азота.
Подписаться на обновления