Pompa de Noroi 3pn 2000 din Cadrul Instalatiei de Foraj a Platformei Uranus din Dotarea Companiei S.c. Grup Servicii Petroliere S.a

CUPRINS

cap.1. aspecte generale privind platformele marine 6

1.1. Introducerea în forajul offshore 6

1.2. Plaforme de foraj-extracție 9

1.2.1. Platforme fixe din zăbrele tubulare 13

1.2.2. Platforme fixe turn 14

1.2.3. Platforme fixe cu picioare tensionate 16

1.3. Platforme marine românești 17

CAP.2. scurtă prezentare a instalației de foraj a platformei “URANUS” 19

CAP.3. Echipamentul de foraj al platformei “URANUS” (DESCRIERE, FUNCȚIONARE, MOD DE ACȚIONARE) 22

CAP.4. descrierea și funcționarea pompei

de noroi 3pn 2000 26

4.1. Generalități 26

4.2. Manifoldul pentru tragerea și împingerea pompelor 47

4.3. Grupul motopompă 3PN 2000-2EC x 7500 psi 49

CAP.5. cALCUL DE PROIECTARE AL POMPEI 3PN 2000 34

5.1. Generalități 34

5.2. Calculul puterii mecanice și hidraulice 34

5.3. Calculul debitelor teoretice 35

5.4. Calculul presiunilor maxime la refularea pompei 37

5.5. Determinarea variației debitului instantaneu 38

5.6. Calculul diametrului conductei de aspirație 42

5.7. Calculul diametrului conductei de refulare 44

5.8. Determinarea accelerației fluidului de foraj 45

5.9. Calculul de dimensionare a pistonului. 47

5.9.1. Generalități 47

5.9.2. Determinarea eforturilor din tija pistonului 47

5.9.3. Calculul grosimii discului pistonului 49

5.10. Calculul de dimensionare al capacului pompei 53

5.11. Calculul de dimensionare al cămășii 55

5.12. Calculul de dimensionare al supapei 57

5.12.1. Dimensionarea scaunului supapei 57

5.12.2. Dimensionarea talerului și a garniturii 60

5.12.3. Calculul de dimensionare al camerei supapei 61

5.12.4. Calculul înălțimii de ridicare a supapei 62

cap.6. Montarea și pornirea grupului de pompă 65

cap.7. Întreținerea și explotarea pompei de

noroi 3pn 2000 67

cap.8. Instrucțiuni de protecția muncii în timpul funcționării grupului motopompă 69

REFERINȚE BIBLIOGRAFICE 71

CAP.1 ASPECTE GENERALE PRIVIND

PLATFORMELE MARINE

1.1. Introducere în forajul offshore

În ciuda pronosticurilor de tot felul asupra evoluției și importanței rezervoarelor de hidrocarburi, un lucru este cert: următorii 50 de ani vor fi dominați, din punct de vedere energetic, de petrol și gaze (înaintea cărbunilor, energiei hidro, energiei nucleare ș.a.).

Rezervele sigure de petrol depășesc, la ora actuală, 156 Gt (în figura 1.1 este prezentată repartiția aproximativă a acestora pe glob). Se estimează că circa 50% dintre acestea sunt cantonate în câmpurile submarine. In aceste condiții, pe viitor, fiecărui baril de țiței descoperit pe uscat ar trebui să-i corespundă doi barili descoperiți pe fundul mării, dintre care unul în zone cu ape foarte adânci.

Repartiția geografică (aproximativă) a rezervelor offshore de petrol este următoarea: Orientul Mijlociu – 49%; America de Sud – 23%; Europa Occidentală – 12%; Asia Pacifică – 7%; Africa – 7%; America de Nord – 1,4 %; Europa de Est – 0,5%o (valoare discutabilă).

În perspectivă, direcțiile de acțiune în vederea descoperirii de noi rezerve de petrol sunt: forajul marin, forajul de mare adâncime, creșterea factorului de extracție ce. Privitor la acest din urmă aspect, ratele de recuperare au următoarele valori aproximative:

recuperare primară (depletare naturală): ce = 20%; costul: 0,1 – 1 $/baril;

recuperare secundară (injecție de apă, injecție de gaz etc.): ce = 30%; costul: 0,5 – 2 $/baril;

recuperare terțiară (injecții de soluții emulsifiante sau gaze miscibile; procedee termice ș.a.): ce = 45%; costul: 5 – 15 $/baril.

Apărut în urmă cu peste șapte decenii, forajul marin a avut o arie de răspândire cu totul neînsemnată până în jurul anilor "50 din secolul trecut, când au început să se execute lucrări sistematice în ape cu adâncimi de peste 200 m. Totuși, prima etapă – etapa de pionierat în construcția platformelor de foraj – care s-a derulat în prima parte a secolului XX, a fost marcată de apariția și dezvoltarea platformelor fixe destinate forajului în apele puțin adânci, aferente unor lacuri din America de Nord și cea de Sud, ca și unor zone din Golful Mexic și Oceanul Pacific. Etapa a doua – etapa de diversificare și dezvoltare a platformelor de foraj – care a debutat după terminarea celui de-al doilea război mondial și care continuă și astăzi, a fost marcată de continuarea și dezvoltarea platformelor fixe, respectiv de apariția, diversificarea și dezvoltarea platformelor mobile de foraj.

Primele platforme de foraj au fost construite la începutul secolului XX și au servit, așa cum am mai menționat, forajului în zonele unor lacuri: Marile Lacuri și Lacul Caddo din SUA, Lacul Maracaibo – Venezuela etc. Acestea, construite în totalitate din lemn, erau fixate prin piloni verticali pe fundul lacurilor, în ape puțin adânci, foarte aproape de mal și asigurau, fiecare în parte, forarea unei singure sonde. Este primul tip de platformă platforma fixă.[1]

Figura 1.1. Repartiția pe glob a rezervelor offshore sigure de petrol

În mod curios, momentul construirii primelor platforme de foraj nu este legat de începutul forajului marin propriu-zis pentru hidrocarburi, ci de plasarea unei instalații de foraj percutant în scopul unor lucrări de consolidare pe un dig din Canalul Sfânta Barbara, California, SUA.

Descoperirea, în deceniile trei și patru din secolul trecut, de noi câmpuri petrolifere, depărtate de țărm, a impus găsirea de soluții constructive compatibile cu condițiile de lucru din larg. Au apărut astfel primele platforme fixe propriu-zise din oțel, respectiv din beton. Totodată, în ultima parte a deceniului cinci și în ultima parte a deceniului șase ale secolului XX s-au construit, pe lângă platformele fixe, și primele tipuri de platforme mobile (submersibile, autoelevatoare, vase de foraj).

În anul 1950 a fost construită prima platformă submersibilă cu coloane verticale, capabilă să lucreze în apele cu adâncime mică ale Golfului Mexic. Ulterior, s-a construit prima platformă autoelevatoare sub forma unei barje prevăzute cu picioare verticale, prin intermediul cărora aceasta se sprijinea pe fundul mării.

Ultima parte a deceniului șase și prima parte a deceniului șapte, din secolul trecut, au fost dominate atât de dezvoltarea, într-un ritm rapid, a construcției platformelor submersibile și autoelevatoare, cât și de cercetările întreprinse pentru găsirea unor soluții viabile pentru vasele de foraj. Tot în această perioadă a apărut și prototipul vasului de foraj modern, care oferă posibilitatea realizării puțurilor centrale, și au fost construite primele platforme semisubmersibile.

Accelerarea ritmului de creștere a consumului mondial de petrol de la sfârșitul deceniului șapte al secolului XX a determinat din ce în ce mai mult luarea

în calcul, de către specialiști, a trei condiții de bază în realizarea platformelor de foraj:

rezistență sporită la solicitări puternice, statice și dinamice, în condiții de lucru foarte ostile (vânt, valuri, curenți marini, temperaturi foarte scăzute, prezența hidrogenului sulfurat etc.);

cost scăzut și instalare facilă la locație;

securitate și siguranță în exploatare.

Necesitatea exploatării eficiente a zăcămintelor bogate din câmpurile petrolifere submarine aflate în zone cu adâncimi de apă mai mari de 50 m a condus și la perfecționarea platformelor fixe din zăbrele tubulare. Soluțiile adoptate în acest sens au vizat atât structura de rezistență, cât și instalația de foraj (dotarea cu turlă dinamică). S-au realizat astfel platforme de dimensiuni mijlocii, mari și foarte mari echipate pentru foraj sau pentru foraj și extracție.

Pentru condițiile grele din Marea Nordului s-a creat un nou tip de platformă, platforma gravitațională din beton, diversificându-se astfel tipul platformelor staționare. Ba mai mult, această platformă s-a dovedit, în condițiile date, mai sigură în funcționare și mai rentabilă decât platforma fixă din zăbrele tubulare.

Tot pe linia diversificării platformelor staționare trebuie amintite și cele două tipuri noi de platforme destinate lucrului în ape adânci și foarte adânci din Golful Mexic și din Marea Nordului (între 150 și 900 m): platforma tip turn ancorat și platforma cu picioare tensionate. Aceste soluții constructive au constituit premisele extinderii exploatărilor petrolifere în zone cu adâncimi de ape de peste 1000 m.

Pentru multe zone ale globului, între care și Marea Neagră, platforma autoelevatoare s-a dovedit o soluție salutară. Construcția acestui tip de platforme s-a dezvoltat într-un ritm rapid începând cu anul 1965, astfel că la sfârșitul anului 1993 numărul lor depășea cu mult numărul celorlalte tipuri de platforme mobile. Cu toate că cele mai multe dintre aceste platforme sunt destinate lucrului în ape cu adâncimi mai mici de 100 m, s-au găsit și soluții constructive pentru forajul în zone cu ape ce depășesc 150 m adâncime.

Platformele semisubmersibile au cunoscut, într-o primă fază, o diversificare a construcției platformelor cu flotoare principale orizontale, iar apoi, într-o a doua fază, o perfecționare a sistemului de poziționare dinamică. S-a depăși astfel limita adâncimii apei de 2200 m (valabilă pentru primul tip de platformă semisubmersibilă – platforma cu flotoare principale verticale) ajungându-se, în scurt timp, la performanța de 3050m, depășită, la rându-i, în perioada ultimilor ani.Tot în direcția perfecționării platformelor semisubmersibile la un număr semnificativ de construcții moderne (realizate în varianta cu flotoare principale orizontale), trebuie amintită și adaptarea sistemelor moderne de autopropulsie.

Momente de referință în evoluția forajului marin le constituie și punerea în aplicare a unor programe de cercetări marine, precum:

Programul de foraj științific al oceanelor, elaborat de Fundația Națională de Științe a SUA și executat sub patronajul guvernului; în anul 1957 a început studiul discontinuității Mohorovicic (din această cauză a mai fost numit și Proiectul Mohole);

Proiectul de foraj în mări adânci, elaborat în anul 1967; nava de foraj Glomar Challenger, echipată cu un sistem de poziționare dinamică, forează în anul 1968, în Golful Mexic, o sondă adâncă de 2827 m;

Proiectul de foraj în oceane, faza internațională, a fost inaugurat în anul 1975, având ca participanți: SUA, URSS, Franța, Germania, Japonia și Marea Britanie;

Programul de foraj în oceane, avansat (AODP), elaborat pentru continuarea recunoașterii globale executată timp de peste un deceniu de nava Glomar Challenger. Guvernul SUA a pus la dispoziție o navă mai mare și mai bine echipată, Glomar Explorer, care a extins forajul de explorare dincolo de posibilitățile navei Glomar Challengex, în special în Antarctica și în alte regiuni cu climă aspră. Carotele obținute au dezvăluit informații deosebit de importante asupra istoricului regiunii și asupra plăcilor tectonice.

Înregistrarea continuă a datelor de foraj pune la dispoziția operatorului o serie de informații privind obținerea unor găuri de sondă de calitate. Transmiterea acestor date prin sateliți la un simulator permite ca, odată cu simularea condițiilor în care lucrează sapa, să se găsească, pe loc, soluții pentru continuarea forajului în condiții optime, la un cost substanțial redus. O problemă delicată o constituie însă transferul tehnologiei, care cere un personal foarte bine instruit, apt să lucreze cu aparatura sofisticată adusă de progresul tehnic. Desigur, uriașul progres înregistrat de forajul marin nu ar fi fost posibil fără aportul unor discipline de vârf precum hidrodinamica, hidroacustica, electronica, automatica etc.[1]

1.2. Platforme de foraj-extracție

Așa cum s-a mai specificat, particularitățile forajului marin au în vedere, nu tehnologia de foraj ca atare, ci, în special, modul cum este rezolvată problema plasării instalației de foraj propriu-zise pe o punte de lucru care să nu fie afectată de valuri. Evident, toate construcțiile realizate până în prezent sunt rezultatul căutării îndelungate a unor soluții tehnico-economice optime.

Instalațiile pentru forajul marin sunt constituite din două elemente distincte: platforma și instalația de foraj.

Platforma de foraj marin reprezintă o construcție hidrotehnică destinată susținerii echipamentelor necesare realizării forajului în câmpurile petrolifere submarine și care, în timpul lucrului, este fixată de fundul mării, se sprijină pe acesta sau plutește. Ea este compusă, la rându-i, din două părți principale:

structura de bază prin care platforma, în funcție de tipul ei, este legată de fundul mării, se sprijină pe acesta sau plutește;

corpul platformei, solidarizat sau sprijinit de structura de bază, pe care se montează echipamentele instalației de foraj și cele auxiliare (indiferent de tipul platformei, se află deasupra apei).

Platformele de foraj marin, construite într-o mare diversitate de tipuri și variante constructive, se clasifică, cel mai adesea, în funcție de posibilitatea schimbării locației pe parcursul duratei de lucru. Avem astfel:

insule pentru foraj;

platforme staționare: fixe, gravitaționale; o platforme mobile: autoelevatoare, submersibile, semisubmersibile, vase pentru foraj.

Există și alte criterii de clasificare a platformelor. Astfel, după poziția platformei în timpul forajului, raportată la fundul mării, avem:

platforme legate de fundul mării: platforme fixe;

platforme sprijinite pe fundul mării: gravitaționale, autoelevatoare, submersibile;

platforme plutitoare: semisubmersibile, vase de foraj.

După starea platformei în timpul transportului de la șantierul de construcție la locație, sau de la o locație la alta, platformele pot fi remorcate, autopropulsate sau transportate cu barje sau cu nave speciale.

În funcție de materialul folosit cu preponderență la construcția platformelor, acestea pot fi clasificate după cum urmează:

platforme din oțel;

platforme din beton;

platforme hibride (din beton și oțel) etc.

În cele ce urmează se va accepta criteriul de clasificare ce ține seama de posibilitatea schimbării locației pe parcursul duratei de lucru: insule artificiale pentru foraj; platforme staționare; platforme mobile.

Platformele fixe sunt platforme a căror structură de bază este fixată de fundul mării: platforme fixe din zăbrele tubulare; platforme turn; platforme fixe din beton; platforme cu picioare tensionate; turnuri ancorate. Acestea se folosesc atât pentru foraj, cât și pentru extracția hidrocarburilor. Datorită costului ridicat, conceptul platformelor staționare alcătuite din structura bazală (suportul) și platforma propriu-zisă s-a modificat în timp, astfel încât acestea să poată asigura forarea unui număr mare de găuri de sondă, eventual folosind concomitent două instalații de foraj; de aici și necesitatea ca platformele staționare să fie utilizate în special în zone sigur productive.

Construcția platformelor fixe presupune două variante de bază: din zăbrele tubulare sau din tuburi cu diametre mari. Ambele tipuri se asamblează în docuri uscate; pentru transportul la locație există mai multe posibilități (succesiunea fazelor de transport și lansare rezultă din urmărirea figurilor 1.2.– 1.4.):

a. După asamblare, suportul (care poate avea 4 … 12 piloni de sprijin) se încarcă pe un șlep și este adus la locație. Aici, structura (suportul) este ridicată de pe șlep cu ajutorul unor macarale plutitoare puternice (1500 … 30000 kN) și este așezată pe suprafața apei (figura 1.2.); pentru verticalizare se poate folosi o singură macara.

Figura 1.2. Transportul în poziție orizontală și verticalizarea platformelor fixe [1]

b. La montarea pe șlepul de transport, suportul este poziționat înclinat, pe un plan de pe care poate aluneca – atunci când este necesar acest lucru. La locație, partea de sus a structurii se ancorează la o macara plutitoare care are rolul de a o ghida din momentul când structura începe să pătrundă în apă și până în momentul verticalizării (figura 1.3.).

Figura. 1.3. Transportul în poziție înclinată și verticalizarea platformelor fixe [1]

c. Tuburile cu diametre mari, eventual completate cu camere de flotare suplimentare, pot asigura plutirea structurii; după transportul acesteia la locație, partea de sus se ancorează, iar elementele de plutire se imersează controlat (figura 1.4.).

Figura 1.4. Transportul fără șlepuri și verticalizarea platformelor fixe [1]

Pentru fixarea pilonilor (de preferat în rocă bine consolidată) sunt, de asemenea, mai multe posibilități. În cele mai multe cazuri, greutatea proprie este suficientă pentru ca pilonii să străbată stratul de mâl și nisip și să ajungă la suportul solid; dacă însă grosimea stratului de mâl și nisip este mai mare de 7 … 8 m, prin interiorul pilonilor se introduc jeturi puternice de apă care spală mâlul și provoacă pătrunderea pilonilor.

Pentru această operație sunt necesare, la suprafață, pompe puternice care să asigure spălarea simultană a tuturor pilonilor. în caz contrar, se va face spălarea (jetisonarea) din aproape în aproape, astfel încât să se realizeze o coborâre uniformă a structurii; oricum, pentru evitarea răsturnării este de dorit ca, în tot timpul fixării, structura metalică să fie ancorată de o macara plutitoare. După ce pilonii au ajuns pe roca masivă, începe operația propriu-zisă de fixare.

Metodele clasice folosite sunt: prin vibrații, prin percuții și prin găuri de sondă tubate și cimentate.[1]

1.2.1. Platforme fixe din zăbrele tubulare

În mod curent, platformele fixe din zăbrele tubulare sunt constituite din trei părți distincte: pilonii pentru ancorare 5 (figura 1.5.), montați cu unghiuri de înclinare α < 10°; partea de deasupra nivelului mâlului care se continuă către suprafață cu același unghi; cadrul metalic 2, vertical de la suprafața apei până la corpul platformei 3.

Figura 1.5. Platformă fixă din zăbrele tubulare (schemă) [1]

Structura de bază se prezintă ca o structură spațială de grinzi cu zăbrele de formă troncopiramidală, formată din unul, două sau trei tronsoane, fixată prin pilonii de ancorare 5 de fundul mării. Elementele principale de rezistență ale acestei structuri sunt pilonii 1, solidarizați între ei prin zăbrelele tubulare 4 (țevi orizontale și oblice). Zăbrelajul este fie în X fie în K. Corpul platformei 3 are în componența sa mai multe punți de lucru.

Numărul pilonilor se stabilește în funcție de solicitările la care este supus cadrul, în condițiile cele mai severe; platforma propriu-zisă trebuie proiectată pe mai multe niveluri, astfel încât pe o suprafață cât mai mică să poată încăpea toate elementele necesare.

Diametrul pilonilor de sprijin nu poate fi mai mic de 1 m, iar grosimea cea mai mare de perete se poate alege în dreptul liniei de mâl, considerată ca una din zonele solicitate ale cadrului. Pentru stabilirea stării de solicitare asupra unui pilon, se presupune că întreaga structură se comportă ca un corp rigid (în distribuirea forței ce acționează asupra fundației) și că forțele laterale (provenite din acțiunea valurilor, vânturilor și curenților) sunt preluate în mod egal de toți pilonii.

Platformele cu dimensiuni medii, mari și foarte mari lucrează în ape cu adâncimi care depășesc 50 m, având de obicei corpul echipat integral cu instalația de foraj-extracție. Principalele zone exploatate cu astfel de platforme sunt (între paranteze sunt precizate adâncimile apelor): Golful Mexic (410 m), Canalul Sfânta Barbara (368 m), Marea Nordului (187 m), partea sudică a Oceanului Atlantic (170 m) etc. Construcțiile sunt dotate, în majoritatea cazurilor, cu turle „dinamice", care se deplasează pe șine, pe partea superioară a corpului, forându-se până la 70 de sonde pe o locație.

Principalele activități desfășurate în șantierele navale privesc: execuția modulelor structurii de bază, asamblarea acestora, execuția și asamblarea modulelor punților. Activitățile desfășurate pe mare au în vedere: transportul structurii de bază la locație, fixarea acesteia, transportul punților, asamblarea platformei la locație și finalizarea echipării acesteia.

Costul unor astfel de platforme este în funcție de adâncimea apei în care lucrează. Astfel, pentru ape adânci de 50 m costul este de aproximativ 8 milioane dolari; pentru 100 m, 18 milioane dolari, iar pentru 150 m – 25 milioane dolari (în aceste prețuri nu intră instalația de foraj, iar valorile sunt declarative).[1]

1.2.2. Platforme fixe turn

Structura de bază a acestor platforme este asemănătoare cu cea a platformelor fixe cu zăbrele tubulare (în cazul de față pilonii sunt verticali). Acestea pot fi cu patru picioare, cu trei și monopode. În mod obișnuit, se folosesc pentru ape puțin adânci (30 m) și în zonele arctice.

Platformele turn monopod (figura 1.6.) au un picior principal 1 constituit din burlane cu diametrul de 3 … 4 m; suspendarea pe fundul mării se face pe doi suporți orizontali tubulari 2, care sunt solidarizați de piciorul principal prin intermediul unor țevi 3 oblice și a șase țevi orizontale 4. Pentru fixare, capetele țevilor 2 sunt prevăzute cu ghidaje în care, de la suprafață, se introduc piloni care se bat în roca de fundație.

Figura 1.6. Platformă fixă turn, monopodă [1]

O altă variantă constructivă o reprezintă platformele fixe de tip turnuri ancorate (fig. 1.7.). Și în acest caz, structura de bază a unei asemenea platforme este asemănătoare cu cea a platformei fixe cu zăbrele tubulare. Totuși, pentru aceeași adâncime a apei în zona de instalare, aceasta din urmă este mai ușoară, mai suplă și mai elastică. Acest fapt se datorează modului în care lucrează structura de bază. Astfel, baza structurii 1 fiind fixată de fundul mării cu ajutorul tuburilor-pilot de la colțuri 2 sau din zona centrală 3, iar partea superioară fiind ancorată de acesta, turnul se poate deplasa înainte și înapoi cu valul (ținându-se seama că forța valurilor este ciclică); unghiul de înclinare trebuie să varieze în intervalul 2° … 3°. În aceste condiții, tuburile-pilot de fixare sunt mai puțin solicitate, în timp ce cablurile de ancorare 4, plasate la partea superioară a structurii, sub corpul platformei 5, trebuie să preia cea mai mare parte a sarcinilor datorate vânturilor, valurilor și curenților marini.[1]

Figura 1.7. Platformă turn ancorată [1]

1.2.3. Platforme fixe cu picioare tensionate

Structura de bază a unei platforme cu picioare tensionate (figura 1.8.) conține, ca elemente de bază, coloanele verticale 1, concepute ca flotoare, solidarizate între ele la partea inferioară prin flotoarele orizontale 2, iar la partea superioară prin corpul platformei 3. La locație, platforma este menținută deasupra găurii de sondă prin picioarele (liniile de ancorare) 4, legate de masivele din beton 5, sprijinite de fundul mării sau încastrate în solul marin. Masivele din beton au încorporate elementele de cuplare 6 cu capetele inferioare ale liniilor de ancorare.Picioarele 4 sunt menținute în tensiune cu ajutorul unor sisteme hidraulice de tensionare, încorporate în picioarele de la extremitățile structurii de bază. în felul acesta, pe întreaga durată de lucru, pe timp de furtună, sunt preluate oscilațiile platformei, respectiv se asigură menținerea acesteia pe amplasament între limitele admise (deplasarea orizontală admisă este de 5 … 10% din adâncimea apei). Picioarele unei asemenea platforme, în număr de patru sau șase, lucrează la întindere, deci în condiții mai favorabile pentru oțeluri, în timp ce la platformele fixe din zăbrele tubulare (sau la platformele turn) pilonii lucrează în compresiune. O linie de ancorare poate fi realizată ca o piesă unică, din material tabular îmbinat prin sudare, sau ca o garnitură de material tubular asamblat prin înfiletare.

Figura 1.8. Platformă cu picioare tensionate [1]

Corpul platformei, neetanș și neplutitor, are în componență mai multe punți și susține întregul echipament de foraj (cu turlă dinamică), respectiv echipamentele auxiliare. Asemenea platforme, de pe care se pot fora 20 … 58 sonde, au fost instalate în Marea Nordului și în Golful Persic. Și încă ceva: începându-se cu anul 1989, în competiția pentru învingerea adâncimilor mari de apă (peste 1000 m), platformele cu picioare tensionate au reprezentat continuu o soluție constructivă de viitor.[1]

1.3. Platformele marine românești

Aflându-se printre țările importante din Europa deținătoare de rezerve de petrol și gaze naturale, România a trecut și ea la detectarea și exploatarea zăcămintelor petrolifere offshore din platforma continentală a Mării Negre. Necesitatea extinderii extracției petrolului și a gazelor naturale a determinat și în România declanșarea operațiunilor de prospectare a zonei economice exclusive din Marea Neagră.

În anul 1972 a fost elaborat un program de valorificare a resurselor platformei continentale a Mării Negre, în cadrul Institutului Român pentru Cercetări Marine din Constanța. În cadrul programului s-a studiat elaborarea de echipamente, dispozitive, instalații și utilaje specifice forajului marin, în paralel cu studierea programelor legate de scufundarea la mare adâncime.

La 9 noiembrie 1975 a fost lansată la apă de la șantierele navale din Galați, prima platformă românească de foraj marin GLORIA. Platforma a fost concepută cu utilaje și instalații realizate la Galați, București, Reșița, Timișoara, Bârlad, Câmpina, Oradea, Roman, Cluj-Napoca, Ploiești și Arad și și-a început activitatea de foaj la 16 septembrie 1976, la o distanță de 72 Mm în largul Mării Negre, la o adâncime maximă a apei de 90 m.

Au fost construite apoi și alte platforme de foraj marin: Orizont, Prometeu, Fortuna, Atlas, Jupiter și Saturn.

Prima descoperire de hidrocarburi a avut loc în anul 1980. S-au efectuat sute de foraje, pentru ca la 7 mai 1987 ora 16:45 să fie penetrat zăcământul petrolifer marin care a fost exploatat de Petromar – Constanța.

Platforma de foraj marin GLORIA este o platformă autoridicătoare care are patru picioare cu zăbrele din material tubular.[15]

Platformele autoridicătoare românești au fost construite la Șantierele Navale din Galați, fiind concepute și dimensionate pentru următoarele condiții de lucru:

adâncimea medie a apei: 90 m

amplitudinea maximă a valurilor: 12 m

perioada valurilor: 10 s

viteza maximă a vântului (< 1 minut): 164 km/h

sarcina maximă pe un picior: 2300 tf

patrunderea maximă a picioarelor în mâl: 6 m

lungimea picioarelor: 121,9 m.

Aflate în posesia companiei Petrom, șase dintre cele șapte platforme au fost vândute companiei Grup Servicii Petroliere, la sfârșitul anului 2005. Petrom mai operează doar platforma Gloria.

Compania Grup Servicii Petroliere operează cu următoarele platforme:

platforma Atlas – care se află în Mexic;

platforma Orizont – care se află în Mexic;

platforma Fortuna – care se află în Mexic;

platforma Jupiter – care se află în Cipru;

platforma Saturn – care se află în Rusia;

platforma Prometeu – care se află la reparații;

platforma Uranus – care se află în Marea Neagră;

platforma Magelan – care se află în Africa.

CAP.2 SCURTĂ PREZENTARE A INSTALATIEI DE FORAJ A PLATFORMEI “URANUS”

Platforma Uranus a fost construită în șantierul naval MLT Singapore, sub inspecție de clasă ABS, a fost dată în exploatare la 1 ianuarie 1980.

Platforma Uranus a fost achiziționată de către compania S.C. Grup Servicii Petroliere S.A., în anul 2014, de la compania elvețiană de foraj marin Transocean, unde se afla în staționare de doi ani.

Platforma a fost transportată dintr-un șantier din Croația, iar apoi a intrat în fazele de modernizare, respectiv reclasificare realizate de două companii membre ale Upetrom Group: Euroned Engineering și GSP Shipyard, cu utilaje americane, europene sau preluate de la producătorul de utilaj petrolier 1 Mai Ploiești. La lucrări au participat aproximativ 400 de persoane, toți români: lăcătuși, sudori și tubulatori specializați în domeniul naval, echipă întărită cu absolvenți de inginerie navală. [16]

Platforma de foraj maritim GSP Uranus este o platformă autoridicatoare cu 3 picioare, de tip Marathon Le Tourneau clasa 116-C, capabilă să opereze în ape cu adâncimi până la 100m și putând să atingă adâncimea maximă de foraj de 7.600 m. [17]

Figura 2.1. Platforma URANUS – vedere de sus

Figura 2.2. Platforma URANUS – vedere heliport

Figura 2.3. Platforma URANUS – macaraua termică

Platforma Uranus este dotată cu următoarele echipamente [12,17]:

Caracteristicile principale:

 Lungime: 74,1 m

 Latime: 61,1 m

 Inaltime: 7,9 m

 pescaj: 5,2 m

Echipament de foraj :

 turlă Dreco x 160 ft x 30 ft x 30 ft x 1330 K/ps;

 masa rotativă 1 x National x MDL T4950 50;

 pompe noroi de foraj: 3x triplex 1600HP – 5000PSI WP;

 Drawworks: National Oilwell E-3000 ,2000HP

 motoare principale: 2 x EMDx16-645-E8xea; 1xEMDx12-645-E8 x ea;

 motor de avarie: 1 x Caterpillar 3408,355HP;

 granic 1 x Oliwell E – 3000 x dublu tambur;

Capacitați:

 capacitate stocare noroi de foraj: 259 mc;

 capacitate stocare noroi de foraj SBM 372 mc;

 capacitate stocare saramura: 404mc;

 rezervor apă de foraj: 1502 mc;

 rezervor apă potabilă: 203 mc;

 rezervor motorină: 351mc;

 siloz stocare ciment: 114 mc;

 capacitate stocare saci ;2500 saci de 22kg

 site vibratoare: 1 x Brandt Dual T dm ATL-CS; 2 x Brandt Linear.

 Prevenitoare BOP :3 bucati

 Site vibratoare : 3 bucati tip Brandt VSM 300

 Desanter si Desilter: 1X Brandt S16

 Mud cleaner : 1XBrandt VSM 300

 masa Rotary :Betco Oil Tools

CAP.3 ECHIPAMENTUL DE FORAJ

AL PLATFORMEI “URANUS”

(DESCRIERE, FUNCȚIONARE, MOD DE ACȚIONARE)

Instalația de foraj reprezintă ansamblul principal, care realizează rotirea garniturii împreună cu sapa sau carotiera, circulația fluidului de foraj, extragerea și introducerea pașilor de prăjini și intoducerea coloanei de tubaj.

Instalația de foraj permite, prin subansamblele componente, (sistemul de

acționare, sistemul de manevră, sistemul de rotire și sistemul de circulație)

realizarea în condiții de securitate (sistemul de prevenire a erupțiilor) a operațiilor necesare execuției unei sonde. [2]

Figura 3.1. Schema instalației de foraj marin [18]

În oricare instalație de foraj, utilajele se pot grupa în:

utilaje de manevră: turlă, troliu, geamblac, macara, cârlig;

utilaje de rotire: masă rotativă, cap hidraulic;

utilaje de circulație: pompe, respectiv compresoare;

agregate de forță: motoare, reductoare, reversoare, intermediare, cutii de viteze, turbină de foraj, cuplaje hidraulice sau electromagnetice, tranformatoare de cuplu.[8]

Sistemul de circulație al fluidului de foraj

Acest sistem pompează fluidul de foraj din haba de noroi (mud pit) prin încărcător (stand pipe), prajină de antrenare (Kelly), prevenitorul de erupție (BOP), prăjini (drill pipe), prăjini grele (drill collars), sapă (bit), apoi fluidul se întoarce prin spațiul inelar (annulus), linia de ieșire a fluidului (mud-return line), shale shaker, după care fluidul ajunge în haba de noroi.

Figura 3.2. Sistemul de circulație al fluidului de foraj [19]

Instalația de foraj este destinată doar pentru a forma puțul sondei în scoarța terestră, cu ajutorul sapei. În cazul platformei Uranus motoarele principale: 2 x EMDx16-645-E8xea; 1xEMDx12-645-E8 x ea, precum și motorul de avarie: 1 x Caterpillar 3408,355HP ale acestei instalații au două mii de cai putere,  și susțin greutatea coloanei de țevi de foraj pe parcursul întregului proces de forare.

Componența instalației  de foraj a platformei Uranus [12, 20]:

Complexul energetic al instalației de foraj – arde combustibil diesel pentru a asigura sursa primară de energie.

Generatoarele electrice- cuplate la motoarele diesel, generează energie electrică pentru a alimenta restul receptoarelor electrice.

Sistemul mecanic

Dispozitivul de ridicare- este folosit pentru ridicarea pieselor grele; este compus din troliu mecanic cu geamblac de cablu, scripete de frânare și bobină de cablu de primire.

Masa rotorului – parte a sistemului de foraj.

Echipament rotativ – se folosește în cazul forajului rotativ și este format din:

Pivotant- elementul de legătură care ține greutatea coloanei de foraj; permite coloanei să se rotească în timp ce este alimentată cu fluid de foraj.

Tija de antrenare – țeavă cu 4 sau 6 muchii ce preia miscarea de rotație de la masa rotativă și o transmite coloanei de forare.

Masa rotativă 1 x National x MDL T4950 50 – pune în mișcare sapa de foraj. Este alimentată de motoarele electrice/diese ale instalației de foraj.

Coloana de foraj – este compusă din țevi de foraj ( conexiuni de circa 10 m lungime) și gulere de foraj (secțiuni de țevi de diametru mărit, mai grele, care se asamblează pe țeava de foraj pentru a mări greutatea coloanei și presiunea pe sapă).

Sapa de foraj (bitul) – elementul de la capătul coloanei care taie roca; poate fi de diferite forme și materiale (oțel de scule, diamant, etc) și sunt specializate în executarea diferitor sarcini de foraj.

Burlan – este o teavă de diametru mare, amplasată într-o sectiune proaspat forată, care susține pereții acesteia și permite circularea fluidului de foraj. Pentru a-i asigura ostabilitate ridicată, este de obicei cimentat.

Sistemul de circulare a fluidului de foraj – pompează fluid de sub presiune prin  tija de antrenare și țevile de foraj. Fluidul de foraj este un amestec de apă, argilă, material de mărire a masei și  alte produse chimice, folosit pentru evacuarea detritusului de la nivelul sapei la suprafață. Sistemul de circulare a fluidului de foraj este compus din:

pompa – pompează fluid din rezervoare în coloana de foraj,

țevi și furtunuri – conectează pompele la coloana de foraj,

linia de întoarecere a fluidului – recuperează fluidul din sondă,

sită vibratoare 3 bucati tip Brandt VSM 300 – separă fluidul de foraj recuperat de detritus,

bandă transportoare – transportă detritusul în hambarele de stocare,

hambarele de stocare a detritusului

malaxor de fluid – amestecă fluidul de foraj înainte de pomparea în sondă,

mast (turlă Dreco x 160 ft x 30 ft x 30 ft x 1330 K/ps )– structură care susține echipamentul de foraj; suficient de înaltă pentru a permite adăugarea secțiunilor de țeavă pe parcursul înaintării sapei în formațiunile de rocă,

prevenitoare de erupție BOP 3 bucăți – ansamblu de robinete și fitinguri destinate captării și reglării debitului amestecului de țiței, apă și gaze la gura sondei în erupție naturală. Acesta închide ermetic țevile de foraj care se află sub presiune și eliberează controlat în caz de necesitate fluidele de sondă (eliberarea necontrolată a erupțiilor de petrol și gaze sunt deseori însoțite de incendii ce pot distruge instalația de foraj).

CAP.4 DESCRIEREA ȘI FUNCȚIONAREA

POMPEI DE NOROI 3PN 2000

4.1. Generalități

Pompele se utilizează pentru introducerea în sondă a unui fluid. La foraj, noroiul servește pentru a crea pe talpă o presiune hidrostatică, pentru colmatarea pereților ( împiedicarea pătrunderii apei în teren ), pentru a răci sapa și pentru a spăla talpa și a aduce la suprafață sfărâmiturile de rocă. Introducerea laptelui de ciment cu scopul cimentării coloanelor sau perforaturilor se efectuează de asemenea cu pompe. [8]

Pompele de noroi cu transmisie sunt acționate de un motor independent, iar puterea se transmite prin curele trapezoidale. Pompele se clasifică după debit și presiune și se notează prin diametrul maxim al cămășii cilindrului și prin cursa pistonului. Presiunea indicată este presiunea maximă admisibilă pentru pistonul cel mai mic. [7]

Pentru injectarea fluidelor în sonde se întrebuințează aproape exclusiv numai pompe cu piston, din cauza marelui avantaj pe care-l au de a crea presiuni mari și bruște chiar de 2-3 ori presiunea de regim (în cazul instrumentărilor, fisurilor hidraulice, spargerilor de dopuri de nisip). [8]

Pompele cu piston sunt mașini hidraulice care au ca principiu de funcționare variația continuă a volumului de lucru. Acestea transformă energia mecanică în energie hidraulică, preponderent hidrostatică.

Pompa cu piston este una dintre mașinile de lucru ale instalației de foraj (pompa de noroi), aceasta realizand circulația fluidului de foraj.

În pompa cu piston, lichidul este pompat prin mișcarea rectilinie alternativă, a pistonului în cilindrul pompei, în timp ce succesiv și sincronizat, se închid și se deschid supapele de aspirație și respectiv de refulare pentru a permite accesul lichidului în pompă, respectiv ieșirea lichidului de pompă.[11]

De asemenea, pompele cu piston se folosesc și la:

extracția petrolului de sonde;

pe agregatele de cimentare și fisurare hidraulică;

pentru vehicularea petrolului de la parcurile de separatoare la parcurile

centrale și de aici spre rafinării;

la vehicularea petrolului și derivatelor acestuia în rafinării.

În cazul pompelor cu piston, fiecărui diametru de piston îi corespunde o presiune maximă, presiune care trebuie determinată astfel ca puterea pompei, respectiv puterea motorului, să nu fie depășite. Ventilul de siguranță se reglează pentru această presiune, fie prin reglarea unui arc, fie printr-un cui cu un anumit diametru și material, fie prin blindaj de tablă cu grosimea și calitatea determinate.

În cazul când necesitățile forării impun presiuni mai înalte, se schimbă bucșele și pistoanele cu alte dimensiuni imediat inferioare.

Pentru amortizarea șocurilor provenite de la pistoane, pompele sunt înzestrate cu o cameră de aer (dom). Între camera de aer și ventilele de distribuire a noroiului (manifold) se află filtrul și ventilul de siguranță.[7]

Pompele cu piston, în comparație cu pompele centrifuge, au două avantaje

esențiale:

– randamentul este mai mare, nefiind influențat de vascozitatea lichidului

pompat;

– presiunea de pompare poate fii oricat de mare și este independentă de debit.

Din punct de vedere al utilizării lor la transportul petrolului brut și al produselor petroliere prin conductele magistrale, pompele cu piston prezintă anumite dezavantaje:

– dimensiuni de gabarit mari in special la debite mari;

– posibilități limitate de reglare a regimului fără oprirea agregatului;

– condiții de exploatare mai dificile;

– cost relativ ridicat;

– necesitatea montării amortizoarelor de pulsații ale debitului;

– imposibilitatea de a transporta petrol brut care conține chiar foarte puține

impurități solide;

– dificultatea automatizării funcționării stațiilor de pompe.

Pompele cu piston se clasifică după diverse criterii:

după numărul de fețe active ale pistoanelor (cu simplu efect, cu dublu efect, diferențiale);

după construcția pistonului (disc, plonjor);

după presiunea de refulare (joasă, medie, înaltă);

după existența camerelor de aer;

dupa forma supapelor;

după direcția axului cindrului (vertical, orizontală);

după modul de antrenare (cu abur, cu motor cu ardere internă, manual, electrică, etc.);

după dispoziția cilindrilor și numărul de axe longitudinale de simetrie (simplex, duplex, triplex).[11]

Figura 4.1. Pompa triplex cu simplu efect [ 10]

4.2. Manifoldul pentru tragerea și împingerea pompelor

Manifoldul este format din claviatura de ventile și din conducte de racord dintre ele, pentru distribuirea circuitului noroiului, atât pentru tragere, cât și pentru împingere de către pompe.

Manifoldurile se clasifică după diametru și după presiunea admisibilă.

Pe conducta de aspirație (tragere) a pompei este montată o sită pentru oprirea murdăriei. Sita este necesară, deoarece un corp solid se poate interpune în ventile sau între clapetele pompei. Imediat după pompă se montează un ventil cu pană, sau două flanșe speciale între care se intercalează o flanșă oarbă, ușor demontabilă. Această flanșă oarbă trebuie să reziste la presiunea pompei de joasă presiune, când pompele sunt așezate în serie.

Pe conductele de tragere se montează și legăturile de punerea pompelor în serie.

Manifoldul de împingere este format din ventile sau canale, de diametri și presiunea necesară sondei.

Manifoldul trebuie să poată fi ușor de manipulat și să poată fi legat oriunde este necesar să se pompeze. El este legat cu conducta de refulare la gaura sondei prin garnitura de prăjini, cu prevenitorul de erupție pentru circulație inversă sau umplerea găurii de sondă cu conducta de scurgere și, eventual, cu conducta de apă.[7]

Figura 4.2. Platforma URANUS – corpuri monobloc aspirație-refulare

4.3. Grupul motopompă 3PN 2000-2EC x 7500 psi

Grupul motopompă 3PN 2000-2EC x 7500 psi cu acționare electrică în curent continuu se utilizează ca grup de lucru pentru pomparea noroiului, în cadrul instalațiilor de foraj de mare adâncime, acționate electric.

Grupul motopompă poate funcționa și independent, în afara instalațiilor de foraj, cu condiția să fie asigurată alimentarea cu curent continuu a motoarelor electrice.

Grupul motopompă GMP 3 PN 2000-2EC x 7500 psi cu acționare electrică se compune din două motoare electrice în curent continuu de 850 kW, la 1100 rot/min, o pompă de noroi tip 3 PN 2000 x 7500 psi și doua transmisii prin curele multiband (pe 10 rânduri).

Figura 4.3. Platforma URANUS – pompa de noroi (vedere de ansamblu)

Figura 4.4. Platforma URANUS – pompa de noroi (vedere de sus)

Antrenarea pompei de noroi se face pe ambele părți prin intermediul acestor transmisii, roțile de curea fiind montate direct pe axul motorului, respective pe axul pompei.

Figura 4.5. Platforma URANUS – pompa de noroi (arborele principal)

Ambele motoare electrice sunt montate pe o sanie de tip petrolier, sania fiind rigidizata de frema pompei prin sudura, în spatele acesteia. Motoarele sunt fixate pe saniile lor cu șuruburi în găuri ovale, fapt care permite întinderea curelelor.

Motoarele de antrenare sunt motoare electrice in curent continuu, care pot functiona la valori inferioare turației nominale, realizându-se astfel diferite debite pentru același cuplu cămasi-pistoane. Motoarele electrice au ventilație forțată, cu un debit de 1,8 m3/sec.

Figura 4.6. Platforma URANUS – cămăși de pompă

Pompa de noroi 3PN 2000 x 7500 psi este o pompă triplex cu simplu efect, cu cilindri în paralel. Pompa este echipată cu supapă de siguranță resetabila pentru presiunea maxima de lucru de 7500 psi.

Figura 4.7. Platforma URANUS – ventil supapă de siguranță

Sania grupului și apărătoarele transmisiilor sunt realizate în construcție sudată. Apărătoarele au pe partea exterioară tablă expandată, permițând vizibilitatea curelelor. [13]

CAP.5 CALCULUL DE PROIECTARE

AL POMPEI DE NOROI 3 PN 2000

5.1. Schema constructivă a pompei cu piston

În figura de mai jos este prezentată schema constructivă a unei pompe monocilindru, cu piston și mecanism bielă-manivelă. Distribuția se realizează cu două supape, una de aspirație, cealaltă de refulare, iar în cazul presiunilor mari se folosesc câte două supape (înseriate) pe fiecare circuit.

Figura 5.1. Schema constructivă a pompei cu piston [3]

Funcționarea pompei cu piston se bazează pe modificarea ciclică a volumului de lucru. Un ciclu de funcționare este format din două faze: prima, în care, prin deplasarea pistonului în sensul de creștere a volumului de lucru, în cavitatea de lucru apare o depresiune care determină aspirația prin supapa de aspirație; a doua, în care prin deplasarea pistonului în sensul în care volumul de lucru scade, presiunea crește și fluidul este evacuat prin supapa de refulare.[3]

5.2. Calculul puterii mecanice și hidraulice

Puterea mecanică , Pm , necesară la arborele de intrare este:

(5.1)

Puterea hidraulică , PH , furnizată de pompă se calculează cu relația:

(5.2)

În această relație:

– reprezintă randamentul mecanic al pompei si se consideră ;

– reprezintă randamentul volumic și se consideră .

(5.3)

Aceste puteri sunt necesare pentru calculul hidraulic al presiunilor, pentru

dimensionarea elementelor ce realizează contactul cu fluidul de foraj, și anume

cămășile, pistonele, supapele etc. [6]

5.3. Calculul debitelor teoretice

Volumul de fluid pe cursă dublă pentru fiecare tip de piston , Vcd , se determină cu relația:

(5.4)

În relația de mai sus:

– reprezintă diametrul pistonului [m];

s – cursa pistonului [m];

– numărul de pistoane.

Pompa triplex fiind o pompă cu simplu efect pistoanele acționeză numai pe o singură față. [6]

Cunoscând:

s =12 in =304,8 mm = 0,3048 m și se determină pentru fiecare piston (tabelul 5.1.).

Pentru pistonul de 4 inch volumul de fluid pe cursă dublă este:

Pentru pistonul de 4 ½ inch:

Pentru pistonul de 5 inch:

Pentru pistonul de 5 ½ inch:

Pentru pistonul de 6 inch:

Pentru pistonul de 6 ¼ inch:

Pentru pistonul de 6 ½ inch:

Pentru pistonul de 6 ¾ inch:

Tabelul 5.1. Valorile volumului de fluid pe cursă dublă pentru fiecare piston

Debitele teoretice , Qt , considerandu-se randamentul volumic , pentru fiecare dimensiune de piston si turația pompei la arborele cotit se calculeză cu relația:

(5.5)

În relația 5.5:

n – reprezintă turația pompei la arborele cotit [rot/min].

Se știe că: n = 120 rot/min.

Pentru turația n = 120 rot/min debitele teoretice , Qt , s-au calculat în tabelul 5.2.

Tabelul 5.2. Debitele teoretice pentru fiecare piston

Debitele calculate sunt utilizate în determinarea presiunilor corespunzătoare fiecărui diametru de cămașă în parte. [6]

5.4. Calculul presiunilor maxime la refularea pompei

Pentru realizarea acestui calcul se pornește de la relația:

(5.6)

În relația de mai sus:

– reprezintă puterea hidraulică [Kw] ;

p- presiunea la refularea pompei [Pa];

– debit teoretic [ m3 / s ].

Din relația 5.6 se determină presiunea p:

Pentru pistonul de 4 inch:

Pentru pistonul de 4 ½ inch:

Pentru pistonul de 5 inch:

Pentru pistonul de 5 ½ inch:

Pentru pistonul de 6 inch:

Pentru pistonul de 6 ¼ inch:

Pentru pistonul de 6 ½ inch:

Pentru pistonul de 6 ¾ inch:

Tabelul 5.3. Presiunea maximă la refulare pentru fiecare piston

Calculul presiunilor maxime la refularea pompei pentru fiecare piston este

necesar pentru dimensionarea cămășilor, pistoanelor, supapelor, care reprezintă

elemente ale părții hidraulice a pompei.[6]

5.5. Determinarea variației debitului instantaneu

Figura 5.2. Principiul de funcționare al unei pompe cu piston

Variația debitului pentru pompa triplex cu simplu efect ,în care manetoanele arborelui cotit sunt decalate cu unghiul , ținand seama de lungimea finală a bielei, l, se calculeză cu relația:

(5.7)

Relațiile de calcul pentru cele trei pistoane sunt:

În cele 3 relații de mai sus:

A este aria pistonului de diametru maxim;

(5.11)

r-raza manivelei ;

(5.12)

l-lungimea bielei;

l = 1100mm = 1,1m;

-viteza unghiulară;

(5.13)

Astfel pentru factorii și se determină valorile:

În cazul pistoanelor de diametru maxim se obține:

(5.14)

(5.15)

(5.16)

Variația debitului instantaneu pentru diferite valori ale lui s-a calculat în tabelul 5.4. și s-a reprezentat grafic în figura 5.3.

Debitul mediu pentru pistonul de diametru maxim are valoarea:

Tab.5.4. Variația debitului instantaneu pentru diferite valori ale lui

Figura 5.3. Grafic – Variația debitului instantaneu pentru diferite valori ale lui

Observații:

Pompa triplex cu simplu efect are un grad de neregularitate foarte mic in

comparație cu pompa duplex cu dublu efect, de 26% față de 70%.

Din diagrama de mai sus se observă că pompa triplex cu simplu efect are

o funcționare uniformă.

Mărimea diametrului pistonului nu are influență asupra gradului de

neregularitate la pompele triplex cu simplu efect. [5]

5.6. Calculul diametrului conductei de aspirație

Diametrul conductei de aspirație ( Da int ) se calculează pentru debitul mediu

maxim cu relația:

(5.17)

În această relație:

va – reprezintă viteza fluidului de foraj in conducta de aspirație;

va = (0,5…1,5) m/s .

Se adoptă: va = 1,2 m/s .

Deci:

Se adoptă: Da int = 0, 254 m.

Grosimea de perete pentru conducta de aspirație se calculează corespunzător unei presiuni interioare de (0,8…1) MPa conform API spec. 7.

Se adoptă: pi = 1 MPa .

Grosimea de perete se calculează in teoria tuburilor cu pereți groși.

Schema de încărcare este prezentată în figura 5.4.

(5.18)

În relația (5.18):

– efortul unitar circumferențial [Pa];

efortul unitar radial[Pa];

= -pi [Pa]. (5.19)

Rezultă:

(5.20)

Figura 5.4. Distribuția presiunii interioare pe peretele conductei de aspirație

Considerând conducta de aspirație din E235 SR EN 10297-1:2003 vom

avea limita de curgere și deci rezistența admisibilă, adoptând un

coeficient de siguranță c = 2:

(5.21)

Notăm:

Rezultă:

(5.22)

(5.23)

(5.24)

Conform SR 404-1:2001 se adoptă din țeavă din E235. [14]

5.7. Calculul diametrului conductei de refulare

Diametrul conductei de refulare se determină cu relația:

(5.25)

În relația de mai sus:

vr – reprezintă viteza fluidului de foraj în conducta de refulare;

vr = (1,5…6) m/s.

Se adoptă: vr = 5,5 m/s.

Deci:

Se adoptă: Dr int = 0,1032 m (4 1/16 in) .

Grosimea de perete a colectorului de refulare se calculează în teoria tuburilor cu pereți groși. Materialul folosit este oțel turnat, marca T35 MoCrNi08 îmbunătățit conform STAS 1773-76 SR ISO 9477 care are limita de curgere

. [14]

Rezistența admisibilă, admițând un coeficient de siguranță c=2, este:

(5.26)

Presiunea de refulare este:

(5.27)

Notăm:

Rezultă:

(5.28)

(5.29)

(5.30)

Considerând un adaos de coroziune de aproximativ 4 mm și un adaos de

eroziune de aproximativ 6 mm, se adoptă: .

5.8. Determinarea accelerației fluidului de foraj

Legea de variație a accelerației fluidului de foraj, în conducta de aspirație sau refulare, în funcție de unghiul de rotire al arborelui cotit și de poziția manetoanelor care acționează asupra fiecărui piston prin intermediul bielelor, se calculează cu relația [6]:

(5.31)

(5.32)

(5.33)

(5.34)

Deci:

(5.35)

În relația de mai sus:

Sa – reprezintă aria secțiunii transversale a conductei de aspirație;

(5.36)

Accelerația maximă a fluidului de foraj este:

(5.37)

Variația accelerației fluidului de foraj pe conducta de aspirație s-a calculat

cu ajutorul tabelului de mai jos și s-a prezentat grafic în figura 5.5.

Tabelul 5.5. Variația accelerației fluidului de foraj

Figura 5.5. Variația accelerației fluidului de foraj

Accelerația fluidului de foraj influențează inchiderea și deschiderea supapelor, deci este importantă in dimensionarea acestora.

5.9. Calculul de dimensionare a pistonului

5.9.1.Generalități

Pompele de noroi cu dublu efect au pistoane de tip disc cu două fețe de etanșare, iar cele cu simplu efect utilizează fie pistoane de tip plunger, fie pistoane disc cu o singură față de etanșare.

Pistonul disc cu o singură față de etanșare are numai o garnitură asemănătoare constructiv cu cea a pistonului cu două fețe și garnituri detașabile.

Această garnitură este intărită pe partea din spate cu o inserție groasă din panză, care oprește refularea.

Tija pistonului este piesa care leagă pistonul de capul de cruce. La capul dinspre piston, tija se termină cu o parte tronconică și cu una cilindrică filetată, pe

care se fixează și se strange corpul pistonului, iar la celălalt cap cu o parte filetată

cilindrică sau conică, pentru legătura cu capul de cruce sau cu tija prelungitoare.

Tija ca și pistonul fiind piese de uzură au unele părți ca: filetul de legătură, capul conic al tijei și gaura pistonului interschimbabile, ele fiind tipizate prin normele API Std. 7. [5]

5.9.2. Determinarea eforturilor din tija pistonului

Principalele forțe care acționează asupra tijei pistonului, conform figurii

alăturate sunt [6]:

Ft

Figura 5.6. Forțele care acționează asupra tijei pistonului

1. Forța totală, Ft, ce acționează asupra tijei pistonului. Pentru pompa triplex cu simplu efect se calculează cu relația:

(5.38)

2. Forța datorată presiunii exercitate pe fața frontală a pistonului, Fp;

3. Forța de frecare a pistonului în cămașă, Ff .

Pentru piston de 5 ½ în aceste forțe sunt:

(5.39)

În care p=47,21 MPa și reprezintă presiunea corespunzătoare pistonului de 5 1/2 in.

Astfel:

Relația de calcul pentru forța de frecare a pistonului în cămașă este:

(5.40)

În relația de mai sus:

reprezintă coeficient de frecare;

= 0,02…0.1, se adoptă = 0,07;

l1- lungimea elementului de etanșare;

l1= (0.18…0.4)∙D;

l1 = 0.31∙D = 43.3 mm;

Se adoptă constructiv l1 = 44.5 mm = 0,0445 m.

Forța totală ce acționează asupra tijei este:

5.9.3. Calculul grosimii discului pistonului

Grosimea discului metalic al pistonului se calculează considerand discul ca

o placă circulară incastrată în butucul cilindric de diametru db supusă unei

presiuni:

p = 47,21 MPa.

Schema de încărcare este prezentată în figura 5.7. [4]

Figura 5.7. Schema de incărcare a pistonului

Vom rezolva problema în cazul plăcilor plane încărcate simetric.

Figura 5.8. Schema de incărcare corespunzătoare plăcilor incărcate simetric

(5.41)

Din relația (5.41) se scoate:

(5.42)

Folosind ecuația diferențială,

(5.43)

se realizează următorul calcul:

(5.44)

Relația de calcul pentru săgeată ,w, știind că , este:

(5.45)

(5.46)

(5.47)

În relația (5.47):

Mt – reprezintă momentul tangențial;

Mr – momentul radial;

– coeficientul lui Poisson și are valoarea =0,3

Astfel relațiile de calcul pentru Mt și Mr devin [4]:

(5.48)

(5.49)

Ținând cont de faptul că:

Pentru pistonul de 5 ½ inch, se consideră:

R = 0,0698 m;

db = 0,0758 m ;

p = 47,21 MPa;

Ff = 64,54 kN .

Utilizand datele de mai sus se obține relația (5.50) și sistemul (5.51):

(5.50)

Prin prelucrarea sistemului (5.51) se obține:

Pentru și se obține:

(5.52)

(5.53)

Zona cea mai defavorabilă este la îmbinarea plăcii cu butucul pistonului:

(5.54)

(5.55)

Dacă se face dimensionarea plăcii după teoria a-I-a de rezistență, rezultă [4]:

(5.56)

Corpul pistonului este confecționat din 4140-75k conform SR EN 10083-1:1991 având: [14]

Efortul unitar admisibil este:

(5.57)

În această relație:

c reprezintă coeficient de siguranță și c = 2.

Grosimea plăcii este:

(5.58)

Se admite grosimea pistonului h = 0,06 m.

Pistonul va consta dintr-un disc de oțel și o garnitură de cauciuc panzat rezistent la produse petroliere, garnitură ce se auto-etanșează sub acțiunea presiunii fluidului de foraj.

5.10. Calculul de dimensionare al capacului pompei

Pentru calcul se va asimila piesa ca o placă încastrată la nivelul cercului de așezare al prezoanelor, asupra căruia acționează o presiune uniform distribuită p, ca în figura 5.9.

Constructiv se admite: R= 0,292 m

Momentele radial și tangențial sunt date de relațiile [4]:

(5.59)

(5.60)

Figura 5.9. Schema de încărcare a capacului pompei

Pentru r=0, adică centrul plăcii, se obține:

(5.61)

Pe contur, R=r se obține:

(5.62)

(5.63)

Calculul eforturilor unitare pe contur se realizează prin relațiile:

(5.64)

(5.65)

Calculul eforturilor unitare pe centru se realizează cu relația:

(5.66)

Cea mai mare valoare a efortului unitar este a lui pe contur. Dacă se face dimensionarea plăcii după teoria a-I-a de rezistență avem:

(5.67)

Dimensionarea capacului se face pentru o presiune: p=pc= 35 Mpa.

Materialul din care sunt executate capacele este 4140-75k conform SR EN 10083-1:1991 având . [14]

Efortul unitar admisibil este:

(5.68)

Unde c reprezintă coeficient de rezistență și c=2.

(5.69)

Se adoptă: h=0,081 m.

Etanșarea capacelor se realizează cu inele metalice.

5.11. Calculul de dimensionare al cămășii

Cămășile sau bucșele fac parte din categoria pieselor de mare uzură si sunt tipizate pentru cele două serii de pompe – duplex și triplex. În acest mod s-au tipizat și locașurile acestora în cilindrii hidraulici ai pompelor.

Cămășile se execută din oțeluri aliate în special cele cu diametrul interior maxim când grosimea este mică, adică pentru pistonul maxim: diametrul exterior este același la întreaga gamă. Mai nou se realizează cămăși bimetalice. Partea exterioară de rezistență este din oțel aliat, iar în interior se introduce fontă albă topită care prin centrifugare aderă la oțel.

Figura 5.10. Secțiune prin peretele unei cămăși.

Calculul grosimii de perete al cămășii de 5 1/2 in se realizează considerând cămașa ca un tub cu perete gros, supus unei presiuni exterioare pe=0 și unei presiuni interioare

pi=47,21 MPa .

Legea de distribuție a eforturilor unitare este:

(5.70)

(5.71)

Figura 5.11. Distribuția eforturilor unitare.

Pe suprafața interioară, la r=R1:

(5.72)

(5.73)

Pe suprafața exterioară, la r=R2:

(5.74)

Dimensionarea se face după teoria a-I-a de rezistență [4]:

(5.75)

Pentru cămașa de 5 1/2 inch avem:

(5.76)

Cămașa se confecționează din țeavă, iar suprafața interioară, pentru a avea

o duritate de minim 56 HRC se toarnă centrifugal bucșă din fontă albă aliată. Materialul de bază din care este confecționată cămașa este E275 conform SR EN 10297-1:2003 având . [14]

Rezistența admisibilă este:

(5.77)

(5.78)

Diametrul exterior al cămășii este:

Se adoptă:

5.12. Calculul de dimensionare al supapei

Pompa este prevăzută cu supape, care întrerup alternativ comunicația între

cilindru și conducta de aspirație, respectiv conducta de refulare, pentru asigurarea

mișcării fluidului de foraj într-un sens determinat.

Se vor dimensiona: scaunul, talerul, garnitura supapei și camera supapei.

5.12.1. Dimensionarea scaunului supapei

Din ecuația de continuitate rezultă secțiunea de trecere a fluidului prin

scaunul supapei:

Figura 5.12. Supapă de pompă. [6]

(5.79)

În această relație:

As – reprezintă aria minimă de trecere a fluidului prin scaunul supapei [m2];

r- raza butonului manivelei [m];

vs – viteza fluidului la debit maxim; vs = 2.3 … 5.5 m/s.

Se adoptă: vs = 5 m/s;

– viteza unghiulară a manivelei [rad/s]. Are valoarea: = 12,57 rad/s.

λ- coeficientul rezistenței locale. Are valoarea: λ= 0.9.

Pentru debitul momentan maxim:

Relația (5.79) devine:

(5.80)

Rezultă:

(5.81)

unde Dmax 6 3/4 in=0.17145 m.

Deci:

Se adoptă: D1 =0,111 m.

Forța creată de presiunea maximă corespunzătoare de pistonul minim asupra

scaunului se exercită pe o suprafață conică. Suprafața conică se durifică ca și

suprafața de contact a talerului supapei.

Presiunea specifică admisă este:

ps = 80…100 MPa.

Se adoptă: ps = 100 MPa.

Din această condiție se deduce mărimea suprafețelor de contact cu diametrul D2:

Suprafața de contact între scaun și supapă are inclinarea înclinarea scaunului în corpul pompei rezultă din conicitatea 1:12 . Presiunea specifică medie dintre scaun și corpul pompei se obține din componența forței normale pe suprafața de contact:

(5.82)

Se adoptă constructiv pentru pompele 3PN 700… 3PN 2000, conform API-

7A, con 7 care au dimensiunile:

D = 0,14925 m; c = 0,05 m;

D2 = 0,148 m; D1 = 0,111 m;

H = 0,065 m.

Realizandu-se aproximarea se obține:

Scaunele de supapă se execută din 45MoCrNi 15X ,conform STAS 791-89,

SR EN 10883:2007/2006 care are limita de curgere: .

Admițând scaunul supapei ca fiind un tub cu pereți groși, presiunea critică după formula lui Lamee, în domeniul unde are valabilitate avem:

(5.83)

Are valoarea:

(5.84)

Rezistența efectivă care ia naștere se determină cu relația:

(5.85)

În care:

(5.86)

Deci:

În toate cazurile, rezistența, presiunea critică și specifică se situează sub limita

de curgere.

Diametrul superior al locașului in pompă este:

Diametrul exterior De al scaunului suprainălțat de la c = 0,05 m la H = 0,065 m

este:

5.12.2. Dimensionarea talerului și a garniturii

Dacă se consideră talerul ca o placă circulară rezemată liber pe scaun și încărcată uniform cu presiunea pmax, rezistențele ce se dezvoltă în centru (nu se

consideră cozile supapei) sunt:

(5.87)

În această relație:

µ – reprezintă coeficientul lui Poisson;

h – grosimea talerului supapei [m].

Considerând că pe suprafața conică cu inclinarea se așează, în jumătatea inferioară, partea metalică a talerului și pe cea superioară partea garniturii de etanșare, rezultă grosimea talerului și garniturii:

(5.88)

Se adoptă: h=0,012 m.

Diametrul talerului, respectiv diametrul mediu de așezare a acestuia pe scaun este:

(5.89)

Rezistențele radiale, tangențiale și efective ce se dezvoltă în centrul talerului, au

valorile:

Având în vedere grosimea cozii supapei, care are diametrul 30% din diamerul talerului, aceste rezistențe nu pot apărea în centrul talerului.

Presiunea specifică maximă ce ia naștere între taler și scaun este:

(5.90)

Garnitura este simetrică, astfel că poate fi întoarsă pe fața opusă după un timp

de funcționare mare.

Grosimea de garnitură este:

Menținerea supapei pe scaun se realizează printr-un arc.

5.12.3. Calculul de dimensionare al camerei supapei

Fluidul de foraj, ieșind de sub supapă, trece în camera supapei și apoi în canalul conducător, spre colectorul de refulare. La aspirație sensul de curgere este invers.

Pentru a evita acumulările de gaze sau aer ce se degajă din lichid, canalele se execută puțin inclinate in sensul curgerii.

Diametrul canalului de trecere rezultă din ecuația de continuitate, la debitul

momentan maxim.

(5.91)

Considerând λ=1 și vc =5.5 m/s, se obține:

(5.92)

(5.93)

Înălțimea camerei supapei este:

(5.94)

5.12.4. Calculul înălțimii de ridicare a supapei

Înălțimea de ridicare, hmax , a supapei rezultă din ecuația de continuitate a curgerii lichidului, scrisă în mijlocul secțiunii de trecere, ce rezultă din figura 5.13.

(5.95)

Ultimul termen se ia cu semnul (+) pentru închiderea supapei și cu (-) minus

pentru deschiderea ei.

Figura 5.13. Secțiune de trecere. [6]

Pentru a se determina înălțimea de ridicare a supapei se utilizează valorile:

viteza medie a lichidului prin supapă, vs , se consideră vs=6 m/s ;

coeficientul rezistenței locale, λ, are valoarea λ= 0,95;

Înălțimea de ridicare a supapei este:

La începutul cursei, φ=0, înălțimea supapei , h0, are valoare negativă, la

sfarșitul cursei, φ=π, înălțimea este pozitivă, iar la înălțimea este maximă.

Astfel:

Dând diferite valori unghiului φ, rezultă variațiile ridicării supapei. Mărimile și

curbele de variație sunt reprezentate în tabelul 5.6 și în figura 5.14.

Tabelul 5.6 Valorile inaltimii ridicarii supapei

Observații:

Camera supapei este standardizată, lăsand posibilitatea de a monta supape care pot avea forme constructive diferite. Supapele, ca și camerele, au mărimi standardizate.

Figura 5.14. Ridicarea supapei: înălțimea de ridicare în functie de unghiul φ

La pistoane mici, debitele și vitezele de curgere sunt mai mici și, în consecință, și ridicarea maximă a supapei se micșorează.

Forțele de apăsare a supapei pe scaun, în special pentru presiunile maxime, sunt apreciabile, fapt ce conduce la împănarea scaunelor în locașuri. Pentru scoaterea lor se folosesc extractoare de scaune.

Presiunea specifică dintre taler și scaun, în special pentru presiunea maximă a pompei, este importantă. Pentru aceasta, suprafețele de contact trebuie să fie tratate termic pentru obținerea unei durități cat mai mici, spre exemplu, prin carbonitrurare.

Vitezele lichidului prin supape sunt mai mari decat cele luate î n calcul, ca

urmare a micșorării secțiunii prin puntea formată de ghidajul cozii supapei.

Cozile supapei trebuie bine centrate și să fie coaxiale cu scaunul supapei, locașul scaunului și capacului. Dezaxările pot conduce la ruperea cozilor sau neetanșeități ale supapei.

Conicitatea locașului in pompă trebuie executată cu șablonul, ca de altfel toate suprafețele conice. Inexactitățile conduc la eroziuni importante la taler, la suprafețele conice ale scaunului și în special la corpul pompei.

CAP.6 MONTAREA ȘI PORNIREA GRUPULUI DE POMPĂ

Montarea grupului motopompă în cadrul instalației de foraj se realizează în conformitate cu "Planul de amplasare al instalației". Instalarea grupului motopompă se va face, de preferință, pe o fundație.

Înainte de amplasarea grupului motopompă, se amenajează locul respectiv prin nivelarea terenului și crearea spațiilor de circulație pentru efectuarea operațiilor de manevră la motoare și supravegherea bunei funcționări a subansamblurilor grupului.[13]

Montajul:

Se scot capacele sau dopurile de lemn de la orificiile de aspirație și refulare.

Se umple cu ulei rezervorul din sistemul de ungere cu calitatea și în cantitatea indicate pe eticheta produsului.

Se verifică dacă supapa de siguranță a pompei de noroi este reglata corespunzător echipamentului din pompa.

Se face racordarea pompei de noroi la conductele de aspirație și refulare.

Se montează amortizorul sferic de pulsații.

Se reface centrarea si intinderea curelelor multiband obligatoriu dupa aclimatizarea grupului motopompa in incinta destinata functionariia cestuia.Operatia de slabire a curelelor multiband, respective verificarea centrarii si intinderii acestora se va face ori de cite ori se modifica temperatura din baraca in care este amplasat grupul motopompa.Intinderea si centrajul se face numai dupa omogenizarea temperaturii si aclimatizarea grupului motopompa.

Pentru pompa de noroi 3PN 2000 x 350 se vor respecta condițiile de montaj prevăzute în "Instrucțiunile de întreținere și exploatare".

După ce s-au efectuat toate aceste verificări, se pornesc motoarele electrice, respectând turația minimă de funcționare, potrivit instrucțiunilor din "Cartea tehnică" a motoarelor electrice.

Se vor respecta indicațiile din instrucțiunile de întreținere și exploatare ale motoarelor electrice și pompei de noroi 3 PN 2000 x 7500 psi, privitoare la pornirea și funcționarea în sarcină.

După pregătirea în vederea pornirii și mersului în gol a tuturor componentelor de actionare, se poate face comanda pornirii pompei. Pompa va avea ventilul de sterp deschis și, de asemenea, toate ventilele de pe conductele de aspirație vor fi deschise.

Se recomandă ca pornirea pompei să se facă pe sterp.

Dacă pompa depășește 120 cd/min, se reduce turația motoarelor sau se închide parțial ventilul de sterp.

Se verifică dacă fluidul de lucru are un debit uniform.

Funcționarea în sarcină [13]

Se deschide ventilul de pe conducta de refulare și se închide ventilul de sterp.

Se urmărește creșterea presiunii la manometru cu cadran oscilant racordat la cotul cu flanșă al amortizorului sferic de pulsații. Presiunea trebuie să crească continuu, fără șocuri.

Se urmărește daca toate subansamblurile grupului motopompă au o funcționare silențioasă.

Se verifică temperatura pieselor în mișcare. Aceasta nu va depași cu mai mult de 40oC temperatura mediului ambiant, dar nu va fi mai mare de 75oC.

Se urmărește dacă au loc pierderi de ulei prin zonele de montaj ale fitingurilor și conductelor.

Presiunea minimă a uleiului în circuitul de ungere al pompeiva fi 0,7 bar.

Nu sunt admise bătăi sau zgomote anormale care să indice prezența anumitor defecțiuni la supape, pistoane, pompă de ungere, etc.Prezența acestora impune oprirea grupului motopompă și remedierea lor. [12]

CAP.7 ÎNTREȚINEREA ȘI EXPLOATAREA

POMPEI DE NOROI 3PN 2000

Ungerea pompei de noroi se face în conformitate cu instrucțiunile de întreținere ale acesteia, elaborate separat.

Ungerea anumitor subansambluri din componența grupului motopompă se realizează în două feluri :

Ungerea lichidă, în băi de ulei –pentru pompa de noroi- în care lubrifiantul se află în stare lichidă. Acest sistem de ungere asigură și o răcire a suprafețelor în contact.

Ungerea consistent se realizeaza cu vasilina tip R100.

Grupul de ungere format dintr-o electropompa centrifugal , rezervor de ulei si elemente de prindere si fixare. Pompa este prevăzută cu o supapă de siguranta cu arc, care, în momentul când presiunea de refulare a depășit 4,5 bar, pune în legătură aspirația cu refularea și pompa lucrează în gol. Intrarea și ieșirea uleiului pompat se face prin două orificii prevăzute în corpul pompei.

Pentru menținerea în stare de funcționare cât mai mult, în circuitul de refulare al pompei este prevăzut un filtru care reține impuritățile. Acest filtru se va curăța prin demontare după fiecare 100 ore de funcționare sau se verifica starea sa de curatenie dupa fiecare perioada de stationare. [13]

Cauzele pentru care pompa nu debitează ulei pot fi:

sorbul pompei nu este înecat complet în ulei;

supapa este blocată în poziția "deschis" datorită unor impurități;

conducta de aspirație este spartă, pompa trage aier fals și nu se amorsează;

inelul de etanșare de pe axul de antrenare este rupt;.

Rezervorul de ulei din mecanismul motor are capacitatea de aproximativ 300 l.

Conducte și armături asigură ungerea continuă și corectă a tijelor si pistoanelor. Circuitul uleiului este închis, după ungere uleiul întorcandu-se în rezervor.

Partea hidraulica este racita cu apa prin intermediul unei electropompe centrifuge.Capacitatea rezervorului de racier este aproximativ 250 l.

Manometrul de presiune este de 0-6 bar, si indică presiunea din rețeaua de ungere. Este recomandabil ca presiunea să nu scadă sub 0,7 bar.

Filtrul de aspirație și filtrul de refulare, asigură curățarea uleiului de particulele solide rezultate din descompunerea, oxidarea, murdărirea și umezirea uleiului în procesul de ungere. Filtrele sunt plasate în rezervorul de ulei, în locuri ușor accesibile pe conducta de aspirație și refulare a circuitului pompei de ungere.

Filtrul de aspirație G 1in

Aparatul este utilizat pentru a reține impuritățile din circuitul hidraulic de aspirație ulei.

Fluidul sub presiune umple corpul filtrului, este filtrat prin sită și trece mai departe prin orificiile din țeava centrală spre orificiul de evacuare.

Săptamanal, filtrul se demontează pentru a fi curățată sita filtrantă. Se recomandă ca, lunar, să se demonteze dopul filetat pentru a se evacua reziduurile de pe fundul corpului.

Filtrul de refulare G 1in

Aparatul este utilizat pentru a reține impuritățile din circuitul hidraulic de refulare ulei.

Fluidul pătrunde prin cadere liberă în rezervorul de ulei, prin filtrul de refulare.

Pentru buna funcționare a filtrului, saptamanal aparatul se demontează, se curăță toba de impurități, se spală în benzină și se suflă cu aer comprimat fiecare piesă, se verifică, iar cele uzate sau deteriorate se înlocuiesc.[13]

Caracteristicile uleiului:

Ulei recomandat……………………………. T90 EP2 STAS 8960-79

cantitatea de ulei din circuitul de ungere pompa………………~ 300 l

vîscozitatea convențională la 500C………………………………….14

punct de inflamabilitate ……………………………………min 210oC

punct de congelare ………………………………………….max -20 oC

indice de viscozitate…………………………………………….min 85

aciditate minerală și alcalinitate………………………………….lipsă

CAP.8 INSTRUCȚIUNI DE PROTECȚIA MUNCII ÎN TIMPUL FUNCȚIONĂRII GRUPULUI MOTOPOMPĂ

Pentru prevenirea accidentelor în timpul funcționării grupului motopompă, se vor respecta următoarele instrucțiuni:

Personalul care deservește grupul motopompă este obligat să cunoască perfect funcționarea fiecărui agregat în parte.

Nu se admite folosirea personalului necalificat pentru deservire.

Înainte de pornire, se verifică existența tuturor apărătorilor, capacelor sau șuruburilor de prindere. Este interzisă funcționarea fără ca aceste elemente să fie bine montate.

Se interzice cu desăvârșire demontarea în timpul funcționării a aparatelor sau altor piese care ar permite producerea de accidente.

Înainte de pornire, se va verifica dacă supapa de siguranță a pompei de noroi este echipată cu un cui corespunzător.

Nu se admite funcționarea grupului motopompă fără supravegherea permanentă.

Toate componentele electrice (motoare, butoane comandă etc), se vor lega la pământ. În acest scop, fiecare agregat este prevăzut cu o bornă exterioară de împământare, de la care se face legătura, cu bandă de oțel lată, la împământarea instalației de foraj.

Verificarea instalației de împământare se va face, în mod obligatoriu, cel puțin odată la 6 luni și după fiecare montare a componentelor electrice la o nouă locație înainte de intrarea în funcțiune. Bornele de împământare trebuie cositorite sau zincate, iar piulițele și șuruburile care fixează legăturile la centura de împământare trebuie bine strânse și asigurate.

Înainte de punerea în funcțiune a instalației electrice și cu ocazia reviziilor, se va verifica starea izolației.

În timpul reviziilor și reparațiilor se vor afișa panouri avertizoare pentru a nu se cupla tensiunea în instalație.

Manevrarea instalației electrice se va face numai de pe poduri izolante, folosind echipamentul normal de protecție: mănuși și cizme de cauciuc.

În afara acestor măsuri, se vor însuși și măsurile de tehnica securității muncii prevăzute în cadrul instrucțiunilor de întreținere și exploatare ale fiecărui ansamblu.[13]

REFERINȚE BIBLIOGRAFICE

Avram, L.: Foraj marin, Editura Universitarii din Ploiești, 2005;

Avram, L.: Tehnologia forării sondelor, Editura Universal Cartfil, Ploiești, 1996;

Beazid, A., Mașini hidropneumatice navale, Editura Academiei navale “ Mircea cel Bătrân”, Constanța, 2010

[4] Buzdugan, G., Rezistența materialelor, Editura Tehnică, București, 1974;

[5] Costin, I., Îndrumătorul mecanicului de la exploatarea, întreținerea și repararea utilajelor de foraj, Editura Tehnică, București, 1984;

[6] Costin, I., Utilaj petrolier – elemente de calcul, Editura Didactică și Pedagogică, București, 1986;

[7] Costin, I., Montarea, funcționarea și siguranța echipamentului de

foraj, Editura Tehnică, București, 1959;

[8] Costin, I., Mircea, E., Mașini și utilaj petrolier pentru foraj,

Editura Tehnică, București, 1962;

[9] Cristea, V., Grădișteanu, I., Peligrad, N., Instalații și utilaje pentru forarea sondelor , Editura Tehnică, București, 1985;

[10] Rădulescu, Al., Mihăilescu, A., Cristea, V., Carnet Tehnic – Utilaj

petrolier-foraj, Editura tehnică, 1975.

[11] Țurcanu, C., Ganea, N., Pompe volumice, Editura tehnică, 1963;

[12] *** Broșură, GSP URANUS – Drilling Rigs, S.C.Grup Servicii Petroliere S.A.;

[13] *** Carte tehnică, Pompa de noroi triplex cu simplu efect 3PN-2000 /

-20÷+50ºC, S.C. Grup Servicii Petroliere S.A.;

[14] *** Colecție standarde.

[15] http://ro.wikipedia.org/wiki/Platform%C4%83_petrolier%C4%83_marin

%C4%83

[16] http://adevarul.ro/locale/constanta/gabriel-comanescu-dobrogea-gsp-platforma-gsp-uranus-1_531ca5ef0d133766a8bfd6d8/index.html

[17] http://apmct.anpm.ro/documents/18093/2086421/Memoriul+Sonda+826

+Lebada+Vest+.pdf/c7f7ac06-1d83-4081-b79d-fd588397edca

[18] http://www.mediasteed.com/2010/04/01/open-season-on-offshore-drilling/

[19] http://www.eoearth.org/view/article/161925/

[20] http://www.petrolsigaze.com/intralatia-de-forare-drilling-rig-en/