Что необходимо сделать в случае выталкивания инструмента из скважины при превенторе

Обновлено: 07.07.2024

ИПБОТ 222-2008 Инструкция по промышленной безопасности и охране труда при монтаже и эксплуатации превенторов ППШ, ПМШ при ПРС и КРС

Тип документа: Нормативно-технический документ
Дата начала действия: 1 января 2008 г.
Опубликован:

    Постановление Госгортехнадзора России ГОСТ ИПБОТ
установить закладку установить закладку
ОБЩЕСТВО С ОГРАНИЧЕННОЙ ОТВЕТСТВЕННОСТЬЮ "СПЕЦИАЛЬНОЕ ПРОЕКТНОЕ КОНСТРУКТОРСКО-ТЕХНОЛОГИЧЕСКОЕ БЮРО НЕФТЯНОГО И ГАЗОВОГО МАШИНОСТРОЕНИЯ"

ООО "СПКТБ НЕФТЕГАЗМАШ"

ИНСТРУКЦИЯ
по промышленной безопасности и охране труда при монтаже
и эксплуатации превенторов ППШ, ПМШ при ПРС и КРС
ИПБОТ 222-2008

Профсоюз работников нефтяной, газовой отраслей промышленности и строительства Российской Федерации

Председатель профсоюза Л.А.Миронов

Постановление N 14-01/75 от 5 августа 2008 г.

Директор ООО "СПКТБ Нефтегазмаш" М.П.Семашко

Зам. директора ООО "СПКТБ Нефтегазмаш" - ГКП Кривцов B.C.

1 Общие требования безопасности

1.1 К работам по эксплуатации и обслуживанию превенторов ППШ, ПМШ допускаются работники буровой бригады после обучения безопасным методам и приемам выполнения работ, стажировки на рабочем месте, проверки знаний и практических навыков, проведения инструктажа по безопасности труда на рабочем месте и при наличии удостоверения, дающего право допуска к указанным работам.

1.3. К монтажу, эксплуатации и техническому обслуживанию превентора допускаются лица, прошедшие инструктаж по технике безопасности и ознакомленные с требованиями настоящей инструкции.

1.4. Рабочие, занятые монтажом и эксплуатацией превентора, должны знать его устройство и пройти практическое обучение приемам герметизации устья скважины.

1.5. Мастер бригады или бурильщик (оператор) обязаны ежесменно перед началом работы убедиться в исправности и работоспособности превентора, в качестве крепления фланцевых и резьбовых соединений и сделать соответствующую отметку в "Журнале ежесменного осмотра оборудования и инструмента".

1.6. На смонтированное противовыбросовое оборудование в бригаде необходимо иметь следующие документы:

  • паспорт изготовителя (ксерокопию) на превентор;
  • паспорт изготовителя на тройник превентора (ксерокопию);
  • паспорт изготовителя (ксерокопию) на шаровой кран тройника превентора;
  • акты на опрессовку превентора, тройника и шарового крана в условиях мастерской;
  • акт на опрессовку превентора совместно с тройником и шаровым краном на устье скважины.

В случае использования в обвязке устья скважины переходных катушек на них необходимо иметь паспорта (ксерокопии) и акты опрессовки в условиях мастерской.

Все паспорта должны соответствовать требованиям ГОСТ 2.601-95*.

* На территории Российской Федерации документ не действует. Действует ГОСТ 2.601-2006. - Примечание изготовителя базы данных.

1.7 Для контроля положения плашек превентора перед началом работы необходимо проверить открытие-закрытие плашек вращением штурвалов.

1.8 Периодически, через шесть месяцев эксплуатации или хранения, превентор с тройником и шаровым краном должен проходить ревизию в условиях мастерской и спрессовываться на рабочее давление, указанное в паспорте изготовителя. Результат опрессовки оформляется актом и заносится в паспорт оборудования.

1.9 После ремонта превентора, связанного со сваркой и токарной обработкой корпуса, последний спрессовывается на пробное давление. Результат оформляется актом и заносится в паспорт превентора.

1.10 При появлении признаков газонефтеводопроявления герметизацию устья скважины необходимо производить в соответствии с "Планом практических действий для бригад освоения, испытания и ремонта скважин при возникновении газонефтеводопроявлений и открытых фонтанов".

1.11 Освещенность рабочих мест должна соответствовать требованиям санитарных норм и правил, указанным в приложении N 6 (книга 1).

2 Требования безопасности перед началом работы

2.1. Выбор типоразмера плашек превентора зависит от диаметра применяемых на скважине насосных штанг. При использовании двух штанговых превенторов глухие плашки устанавливаются в нижнем превенторе.

2.2. Подготовка превентора к работе заключается в проведении перед установкой на устье скважины следующего обязательного комплекса операций:

2.2.1 очистить наружные поверхности от загрязнений, льда, нефтепродуктов;

2.2.2 внешним осмотром убедиться в отсутствии дефектов (вмятин, трещин, сколов и пр.) на наружной поверхности корпуса;

2.2.3 демонтировать плашки и внешним осмотром убедиться в отсутствии дефектов на рабочих поверхностях плашек и внутренней полости корпуса (задиры, коррозия и т.д.), наличие таких дефектов не допускается;

2.2.4 внешним осмотром убедиться в отсутствии дефектов на поверхности резиновых уплотнительных элементов (задиры, отслоения, трещины, порывы не допускаются);

2.2.5 установить в корпуса плашек уплотнители, соответствующие диаметру герметизируемых штанг;

2.2.6 наружные поверхности плашек покрыть смазкой в соответствии с рекомендациями изготовителя;

2.2.7 произвести сборку согласно требованиям соответствующего раздела в руководстве изготовителя по эксплуатации превентора;

2.2.8 вращением штурвалов проверить легкость перемещения плашек на закрытие-открытие.

3 Требования безопасности во время работы

3.1. Монтаж, демонтаж и эксплуатация превентора должны вестись в соответствии с руководством по эксплуатации завода-изготовителя изделия.


3.2 Перед началом ремонта устье скважины с установленным превентором спрессовывается на максимально ожидаемое давление (в случае поглощения жидкости скважина спрессовывается на начальное давление поглощения), но не выше рабочего давления противовыбросового оборудования, а также давления опрессовки эксплуатационной колонны и не ниже 3 МПа (30 кгс/см ) с выдержкой в течение 10 мин.


При нахождении в скважине штанг опрессовка глухих плашек превентора производится после подъема штанг. Превентор считается герметичным, если за время испытания давление снизится не более чем на 0,5 МПа (5 кгс/см ). Результат опрессовки оформляется актом с указанием в нем размера установленных плашек, а также отмечается в вахтовом журнале за подписью мастера (бурильщика, оператора).

3.3. В случаях демонтажа и монтажа превентора по технологическим причинам в процессе ремонта скважины, замены вышедших из строя деталей превентора или смене его плашек производится повторная опрессовка превентора с оформлением акта и записью результатов в вахтовом журнале за подписью мастера (бурильщика, оператора).

3.4 В процессе эксплуатации превентора необходимо:

  • осуществлять постоянный контроль за техническим состоянием его подвижных элементов (проверка легкости открытия-закрытия плашек);
  • не допускать загрязнения наружных поверхностей, падения на корпус и выступающие элементы тяжелых предметов;
  • в зоне установки превентора поддерживать свободный доступ к нему для технического обслуживания и управления.

3.5 При эксплуатации превентора в условиях низкой температуры окружающего воздуха необходимо реализовать мероприятия по обеспечению его работоспособности (применение смазки и материалов уплотнительных элементов с характеристиками, сохраняющими такие необходимые свойства, как текучесть и эластичность при низкой температуре, подогрев корпуса превентора) в соответствии с рекомендациями изготовителей.

3.6 При смене и установке резиновых элементов необходимо беречь их от механических повреждений и воздействия открытого огня.

3.7 Хранение резиновых комплектующих и сменных изделий должно осуществляться в соответствии с рекомендациями изготовителей.

3.8 При транспортировке превентора необходимо:

  • обеспечить надежное крепление, исключающее его возможные перемещения и падения;
  • не допускать транспортировку превентора "волоком";
  • на присоединительные резьбы навернуть защитные колпаки.

3.9 При снятии и установке плашек, уплотнительных элементов, смазке деталей превентора, а также при хранении превентора следует соблюдать требования руководства (инструкции) изготовителя по эксплуатации применяемого превентора. Хранить превентор следует в собранном виде.

3.10 При установленном на устье скважины превенторе не допускается:

  • наносить удары по корпусу с целью очистки наружной поверхности превентора от грязи и льда;
  • превышать крутящий момент на штурвале, указанный в паспорте;
  • производить сварочно-ремонтные работы соединительных швов на корпусе превентора;
  • производить обогрев элементов превентора открытым огнем.

3.11 Монтаж и демонтаж превентора производится при помощи стропов специального назначения.

  • монтаж превентора на незаглушенной скважине (если она не включена в перечень скважин, на которых допускается проведение ремонта без предварительного глушения, или скважина оборудована клапаном-отсекателем);
  • эксплуатация неопрессованного превентора.
4 Требования безопасности в аварийных ситуациях

4.1 В случае возникновения аварийной ситуации, инцидента (поломка вставок, плашек превентора) немедленно прекратить работу, сообщить о ситуации руководителю работ и действовать в соответствии полученными указаниями.

4.2 В случае возникновения пожара необходимо:

  • прекратить все технологические операции;
  • сообщить о пожаре;
  • отключить электроэнергию;
  • принять меры к удалению людей из опасной зоны;
  • умело и быстро выполнить обязанности, изложенные в плане ликвидации аварий;
  • изолировать очаг пожара от окружающего воздуха;
  • горящие объемы заполнить негорючими газами или паром;
  • принять меры по искусственному снижению температуры горящего вещества.

В большинстве случаев горение ликвидируется одновременным применением нескольких методов.

4.3 При несчастном случае необходимо немедленно освободить пострадавшего от воздействия травмирующего фактора, оказать ему первую доврачебную помощь и сообщить непосредственному руководителю о несчастном случае.

По возможности сохранить обстановку на месте несчастного случая до начала расследования, за исключением случаев, когда необходимо вести работы по ликвидации аварии и сохранению жизни и здоровья людей.

5 Требования безопасности по окончании работы

5.1 Отключить электроэнергию. Перекрыть подачу воды. Произвести очистку превентора от грязи, шлама и т.п.

5.2 Привести в порядок рабочее место, приспособления, инструмент убрать и уложить в отведенное для них место.

5.3 Ознакомить принимающего смену со всеми изменениями и неисправностями в работе оборудования, которые происходили в течение смены.

5.4 Снять защитные средства, спецодежду и спецобувь, привести их в порядок и уложить в места хранения (бригадную сушилку).

5.5 Вымыть руки и лицо теплой водой с мылом или принять душ. Для трудноудаляемых загрязнений применять специальные очищающие средства.

5.6 После работы с моющими растворами сначала вымыть руки под струей теплой воды до устранения "скользкости". Смазать руки питающим и регенерирующим кожу кремом.

Газонефтеводопроявление (ГНВП)

К работам на скважинах с возможным ГНВП, допускаются рабочие и специалисты, прошедшие подготовку.

Газонефтеводопроявление (ГНВП) - регулируемый при помощи оборудования выброс нефти, газа или воды из продуктивного пласта в скважину через устье на поверхность.

  • газопроявление,
  • нефтеводопроявление,
  • газонефтеводопроявление.
  • Способностью газа проникать в интервале перфорации в скважину и образовывать газовые пачки.
  • Способностью газовых пачек к всплытию в столбе жидкости с одновременным расширением и вытеснением ее из скважины.
  • Способностью газовой пачки к всплытию в загерметизированной скважине, сохраняя первоначальное давление.

Газонефтеводопроявления включают в себя признаки газо и жидкостного проявлений, поэтому их ликвидация представляет большую трудность.
ГНВП - проникновение одновременно нефтяного флюида и газа через колонны внутрь скважины или во внешнее заколонное пространство.
Возникновение газонефтеводопроявлений в скважине способно оказывать существенное влияние на характеристики нефтедобычи за счет изменения свойств промывочной жидкости, напора выходящей нефти.
Это серьезная проблема при бурении, требующая немедленного устранения.

  • неправильное планирование проведения работ, которое привело к неверным действиям при создании давления рабочего раствора во время выполнения капитального ремонта. В результате внешнее давление продавливает соединительные швы колонны и возникает ГНВП.
  • возникновение ГНВП вследствие поглощения жидкости внутри скважины.
  • снижение плотности рабочей жидкости во время простоев работы из-за поступления через стенки воды или газа.
  • неверные действия при выполнении спуско-подьемных работ, вследствие чего снижается уровень жидкости в колонне.
  • несоблюдение рекомендуемого временного интервала между циклами работ, что приводит к возникновению и развитию ГНВП. Особенно если не была осуществлена промывка за время более 1,5 суток.
  • нарушение правил проведения работ в шахтах: освоение, эксплуатация и устранение аварий.
  • освоение пластов с высоким содержанием газа, растворенного в жидкости, и воды.
  • возникновение процессов поглощения жидкости в стволе скважины.
  • глушения скважины перед началом работ неполным объемом или невыдержки рекомендуемого времени отстоя между циклами.
  • нарушения технологии эксплуатации, освоения и ремонта скважин.
  • долгого простоя скважины без промывки (более 36 часов).
  • наличия в разрезе скважины газовых пластов, а также нефтяных и водяных пластов с большим количеством растворенного газа
  • при высоком пластовом давлении из-за значительного заглубления забоя,
  • при недостаточной квалификации при проведении буровых работ или проведения ремонта скважин.
При ГВНП требуются квалифицированные действия бригад КРС.
В критичных случаях газонефтеводопроявления могут переходить в фонтаны вследствие следующих причин:
  • недостаточная обученность персонала бригад освоения, ремонта скважин и инженерно-технических работников
  • несоответствие конструкции скважины горно-геологическим условиям вскрытия пласта и требованиям Правил безопасности в нефтяной и газовой промышленности
  • некачественное цементирование обсадных колонн
  • отсутствие, неисправность, низкое качество монтажа противовыбросового оборудования на устье скважины
  • неправильная эксплуатация противовыбросового оборудования
  • отсутствие устройств для перекрытия канала насосно-компрессорных или бурильных труб

Мероприятия по предупреждению газонефтеводопроявлений и открытых фонтанов при освоении и ремонте скважин должны быть скоординированы с рабочими проектами, с системами оперативного производственного контроля, с программами подготовки рабочего персонала. Должен быть составлен план ликвидации аварий.

По степени опасности возникновения газонефтеводопроявлений скважины подразделяются на категории.

  • газовые скважины в независимости от величины пластового давления
  • нефтяные скважины с газовым фактор более 200 м/м3
  • нефтяные скважины, где выявлено поступление газа в скважину через нарушения колонны или в результате заколонных перетоков
  • нефтяные скважины с внутрискважинным газлифтом
  • нефтяные скважины с пластовым давлением, превышающим гидростатическое более чем на 10 %
  • нагнетательные скважины со сроком ввода под закачку менее года с пластовым давлением, превышающим гидростатическое более чем на 10 %
  • нагнетательные и наблюдательные скважины, перфорированные в зоне газоносности
  • нефтяные скважины, имеющие в разрезе близко расположенные между собой газовые и продуктивные нефтяные горизонты с мощностью разделяющей перемычки менее 3 метров, а также находящиеся от внешнего контура ГНК на расстоянии 500 метров и ближе
  • нефтяные скважины, где пластовое давление превышает гидростатическое не более чем на 10% и газовый фактор более 100 м 3 , но менее 200 м/м 3
  • нагнетательные скважины со сроком ввода под закачку более года и с пластовым давлением, превышающим гидростатическое более чем на 10 %
  • нефтяные скважины, в которых давление равно или ниже гидростатического,а газовый фактор менее 100 м 3
  • нагнетательные скважины, расположенные вне контура газоносности, пластовое давление которых превышает гидростатическое не более чем на 10 %

Эффективный контроль ГНВП обеспечивают внешние датчики давления, плотности и объема рабочей жидкости.

  • Прямые признаки в процессе углубления:
  • Косвенные признаки в процессе углубления:
  • Признаки раннего обнаружения ГНВП при СПО устанавливаются по изменению величины доливаемого или вытесняемого бурового раствора:
  • Признаки раннего обнаружения ГНВП при полностью поднятой из скважины бурильной колонне и длительных остановках:

Действия при появлении признаков ГНВП:
- прекратить добычу нефти из проблемной скважины и на соседних скважинах при наличии интенсивной разработки нефтеносного пласта.
- выполнить герметизацию устья, ствола и канала скважины,
- информировать о ситуации АУП
- устранение ГНВП силами бригады специалистов, которые прошли специальное обучение и подготовку по спецкурсу.

Ликвидация ГНВП:
- производится с применением спецоборудования, которое позволяет спустить в ствол бурильные трубы в условиях высокого давления
- одновременно создается оптимальное выравнивающее давление в стволе, равное или превышающее пластовое.
- при фонтанировании принимаются меры по его глушению в соответствии с аварийным расписанием. Для этого дополнительно потребуется привлечение представителей органов по технадзору.
- для перекрытия скважины при ГНВП применяется баритовая пробка, создающая непроницаемый экран в пластах и позволяющая установить над ней цементный мост. Если ГНВП вскрывается при работе 2 насосов, то предусматривают их работу из одной емкости либо с установленными запорными устройствами между двумя емкостями.

Методы устранения ГНВП:
- ступенчатое глушение скважины.
Используется в случае превышения давления в колонне перед дросселем значения, максимально допустимого для колонны или гидроразрыва на уровне башмака.
При ликвидации ГВНП выполняют приоткрытие дросселя для снижения давления в колонне, что становится причиной нового поступления воды или газа в колонну на глубине.
За счёт кратковременности пика давления производят следующее приоткрытие дросселя с одновременным промыванием скважины.
Такие действия повторяют до тех пор, пока не понизится пиковое значение давления и не исчезнут признаки газонефтеводопроявления.

- 2 - стадийное глушение скважины.
Метод заключается в разделении стадий на вымыв флюида тем же раствором, который был на момент обнаружения причины возникновения ГНВП, и одновременного приготовления раствора с необходимой плотностью для глушения. На 1 стадии выполняются действия по заглушке скважины, а на 2 - провести замену рабочей жидкости.

- 2 - стадийное растянутое глушение скважины.
При выявлении ГНВП вымывают флюид тем же раствором и затем постепенно увеличивают его плотность до требуемой.
Такой способ устранения ГНВП эффективен при отсутствии емкостей для приготовления необходимой рабочей жидкости.
Из-за того, что процесс вымывания флюидов значительно растягивается во времени, по сравнению с обычным 2-стадийным процессом, метод и получил такое название.

- ожидание утяжеления скважины.
После обнаружения ГНВП производят остановку нефтедобычи, перекрывают скважину и приготавливают раствор с необходимой плотностью.
При этом обязательно поддерживают достаточное давление, равное пластовому, в стволе скважины, чтобы приостановить ГНВП и всплытие флюида на поверхность.

Обнаружение ГНВП на ранних стадиях позволяет предотвратить развитие осложнений, простоев в работе и финансовых потерь.

Что необходимо сделать в случае выталкивания инструмента из скважины при превенторе

Массы Рас

перейти к странице

Массы Рас

Массы Рас запись закреплена

4. Действия вахты по сигналу»Выброс» при подъеме инструмента с установленным на устье скважины плашечным превентором.
По сигналу»Выброс» спуск инструмента немедленно прекращается.Вахта начинает действовать согласно ПЛА.Открываются задвижки,демонтируется мех.ключ,снимается клиновой захват,опускается вставка в конусное отверстиеоснования КГОМ-2 до полной разгрузки элеватора и фиксируют вставку выдвижными ползунами,вращая боковые винты.Закрыть плашки превентораизатрубные задвижки,шаровый кран вставки,Сообщить диспетчеру.Дальнейшиеработы вести по особому плану.
5. Газоанализатор «АНКАТ» предназначен для контроля содержания в воздушной среде помещений, колодцев, приямков, сосудов и т.п. СЕРОВОДОРОДА и выдачи аварийной сигнализации при превышении предельно-допустимой концентрации (ПДК)
Параметры характеризующие условия эксплуатации:
- температура окружающей среды от –20С до 45С;
- вибрация частотой 5 – 35 Гц, амплитудой не более 0,35 мм;
- атмосферное давление в пределах от 84 до 106,7 Кпа (630-800мм.рт.ст)
Газоанализатор выполнен взрывозащищенным и может эксплуатироваться во взрывоопасных зонах помещений и наружных установок.
«АНКАТ» имеет диапазон измерений для сероводорода от 0 до 20 мг/м3.
Принцип действия основан на электрохимическом методе – при попадании газа в чувствительный элемент (электрохимическую ячейку) электрохимического датчика происходит окисление газа с выделением свободных электронов, с помощью электрической схемы газоанализатора электрический сигнал усиливается, формируется и преобразуется в цифровую форму.
ПОРЯДОК РАБОТЫ:
- провести внешний осмотр прибора, убедиться в отсутствии внешних повреждений;
- включит прибор и убедиться, что на цифровом индикаторе появились показания;
- дать прибору прогреться – 3 минуты;
- входить в зону загазованности, держа прибор перед собой в слегка вытянутой руке, постоянно контролируя показания.

1.Причины возникновения ГНВП при креплении скважин.
2.Приборы контроля промывочной жижкости.Назначение,устройство,проведение замеров.
3.Фонтанная арматура:назначение,устройство,конструктивные и прочностные признаки и отличия.
4.Действия вахты по сигналу»ВЫБРОС» при СПО ЭЦН
5.Оказание первой помощи пострадавшему при отравлении сероводородом.

1.При спуске обсадной колонны действуют те же факторы, что и при спуске инструмента.При цементаже имеет значение подготовка скважины, расчеты подъема цемента на равновесии, давления вскрытых пластов,качество цемента,время твердения,плотность,подготовка стенок скважины,
2.Ареометр-прибор для измерения плотности промывочной жидкости АГ-2.Состоит из поплавка, емкости с грузом.На поплавке нанесено 2 шкалы.Прибор должен быть проверен на воде.
Вискозиметр СПВ-5-для измерения условной вязкости.Состоит из кружки объемом 500мл и воронки с сеткой.В воронке впаяна трубка dвн=5мм.
ВМ-6-для определения водоотдачи раствора(фильтрации).Состоит из стакана и плунжерной пары.
ОП-3-отстойник,определение содержания песка в растворе в %.

3.Фонтанная арматура:назначение,устройство,конструктивные и прочностные признаки и отличия.
4.Действия вахты по сигналу»Выброс».
При подаче сигнала»Выброс» немедленно прекращается СПО,демонтируется мех.ключ и спайдер.Наворачивается вставка КГОМ №2 на колонну НКТ. Извлекается пробка из овального отверстия манжеты и монтировкой отгибается на необходимое расстояние сегмент манжеты с металлической створкой,вводится в образовавшийся паз кабель,устанавливается сегмент манжеты со створкой на место.Оппускается вставка №2 в конусноеотверстие до полной разгрузки элеватора(ориентироваться чтобы кабель в пазу расположился между ползунами основания).Фиксируется вставка №2 выдвижными ползунами,вращая боковые винты.Закрываются затрубные задвижки и шаровый кран.Сообщить диспетчеру ЦКРС,ЦИТС.Следить за ростом давления(чтобы давление в колонне не превышало 80% опрессовочного).Дальнейшие работы вести по особому плану.

1.Глушение скважины по методу»бурильщика»
2.Предупреждение ГНВП при СПО
3.Виды опрессовок ПВО по ГОСТ 1382 и требований ПБНиГП
4.Действия вахты по сигналу «Выброс» при спуске инструмента с установленным на устье плашечным превентером.
5.Что такое ПДК?ПДК сероводорода.

1.Глушение скважины по методу»бурильщика»
Для успешного глушения скважины необходимо соблюдать следующие условия:
-постоянство расчетного трубного давления;
-начального на первой стадии;
-конечного на второй стадии;
-НКТ должны быть спущены до расчетного пласта(простреленного);
- в компоновке должны быть трубные и затрубные манометры.

При ГНВП закрывается скважина,выдерживается 5-10мин.,после этого на трубном затрубном манометрах регистрируется давление
Рпл.=0,1 х Y х L+Pизб.,где L-глубина скв.;

Y-плотность жидк.глушения;
К-коэф.кавернозности=1.1
Рн=Ризб.+Рр Рр-давл.репрессии

Y=210+15+3 х 1.1/0.1 х 2000=1.14г/см3

Рпл.факт.=0.1 х 1.14 х2000=238атм Рпл.=210

Yфакт,=238+15+3 х 1.1/0.1х 2000=1.28г/см3
2.Предупреждение ГНВП при СПО. При СПО возможны гидроразрыв или дренаж пласта из-за:
-малового кольцевого зазора между стенками колонны и инструментом;
- большой вязкости жидкости в скважине;
-высокой скорости спуска и подъема инструмента.
Предупреждение – соблюдение основных технологических параметров:
-плотности жидкости;скорости СПО;кольцевого зазора.

3.Виды опрессовок ПВО по ГОСТ 13862 и требований ПБНиГП
На заводе корпусные детали ПВО опрессовываются на пробное давление,при этом Рпроб=2Рраб или 1,5 Рраб в зависимости от условного прохода и рабочего давления.
После сборки ПВО опрессовывается на рабочее давление,указанное в паспорте.
В мех. мастерской опрессовывается на рабочее давление до установки на скважине. После установки на скважине превентор опрессовывается на давление, не превышающее давление опрессовки последней спущенной трубы колонны.
После ремонта превентора, связанного с токарной и фрезерной обработками, а также сваркой, корпусные детали подвергаются опрессовке на пробное давление.
4. Действия вахты по сигналу «Выброс» при спуске инструмента, с установленным на устье скважины плашечным превентором.

По сигналу «Выброс» спуск инструмента немедленно прекращается. Вахта начинает действовать согласно ПЛА. Открываются задвижки. Демонтировать мех. ключ, снять клиновой захват, опустить вставку в конусное отверстие основания КГОМ-2 до полной разгрузки элеватора и фиксируют вставку выдвижными ползунами, вращая боковые винты. Закрыть плашки превентора и затрубные задвижки, шаровой кран вставки. Сообщить диспетчеру.Дальнейшие работы вести по особому плану.На скважине организовать наблюдение за устьем.
5.Что такое ПДК? ПДК сероводорода

ПДК-предельно-допустимая концентрация вещества,при которой возможно проведение работ без применения средств индивидуальной защиты в течение рабочей смены и недели, это та концентрация, при превышении которой происходит вредное влияние на организм человека.
ПДК сероводорода-10мг/м3, в смеси с углеводородами -3мг/м3; при концентрации 1000мг/м3-мгновенная смерть.

Для студентов 4Э1,2 Лекция №15

Изучить лекцию№15 Ответить на контрольные вопросы, выполнить тест.

Тема: Назначение, типовые схемы, основные параметры и конструкции превенторов

Превентор (от лат. Praevenio — предупреждаю) — рабочий элемент комплекта противовыбросового оборудования, устанавливаемый на устье скважины. Основная функция превентора — герметизация устья нефтегазовой скважины в чрезвычайных ситуациях при строительстве или ремонтных работах на скважине. Герметизация скважины предотвращает открытое фонтанирование нефти и, как следствие, предотвращает возникновение пожара или загрязнение окружающей среды. В настоящее время установка противовыбросового оборудования является обязательным условием при ведении буровых работ .

Превентор, или BOP (Blow Out Preventer) находится в устье скважины, в подвышечном основании буровой вышки. Чаще всего этот компонент не виден из-за нагромождений буровой вышки, но пожалуй это один из самых важных компонентов на буровой вышке, т.к. именно он не только сохранит буровую вышку от пожара, но и жизни людей, находящихся на вышке.

Плашечные превенторы предназначены для герметизации устья при наличии или отсутствии в скважине труб. Применяются для эксплуатации в умеренном и холодном макроклиматических районах.

По количеству секций превенторы плашечные бывают:

С помощью плашечных превенторов выполняют следующие операции:

— герметизацию устья при наличии и отсутствии бурильного инструмента в скважине;

— срезание колонны труб (при установке превентора со срезающими плашками);

— проворачивание и расхаживание колонны труб на гладкой части трубы по длине от муфты до муфты (при контролируемом давлении в камере закрытия);

— разгрузка колонны труб на плашки и удерживание колонны плашками от выброса (при возрастании давления в скважине);

— спуск или подъем части колонны при загерметизированном устье скважины в случае установки двух плашечных превенторов (метод шлюзования);

— восстановление циркуляции промывочной жидкости с противодавлением на пласт;

— быстрое снижение давления в скважине;

— закачку бурового раствора обратным способом (через затрубное пространство).

Система обозначения

Пример условного обозначения ППГ-350х35К2.

-плашечный превентор

-условным диаметром прохода 350 мм

- рабочее давление 35 МПа

-для сред типа К2:

Установлена следующая система обозначения плашечного превентора:

üтип превентора и вид привода

-ППГ (плашечный с гидроприводом),

-ППР (плашечный с ручным приводом),

-ППС (плашечный с перерезывающими плашками);

-ПМТ- (превентор малогабаритный трубный)

  • конструктивное исполнение — с трубными или глухими плашками — не обозначается;
  • диаметр условный прохода, мм;
  • рабочее давление, МПа;
  • тип исполнения — в зависимости от скважинной среды (Kl, K2, КЗ).

Для работы превентора существует три вида плашек:

— трубные — для герметизации скважины при наличии в ней колонны труб;

— срезные — для герметизации скважины при отсутствии труб, при наличии — колонна труб срезается;

— глухие — для герметизации скважины при отсутствии труб.

Открытие и закрытие плашек осуществляется посредством гидравлической жидкости подаваемой под давлением в полости цилиндров. Также предусмотрена возможность закрытия плашек вручную, с помощью специального штурвала.

Превентор с гидроуправлением

Превентор состоит из корпуса, боковых крышек с гидроцилиндрами и плашек.

Рисунок1- Плашечный превентор с гидроуправлением 1 - корпус; 2 - резиновые прокладки; 3 - винты; 4 - откидные крышки;

5 - гидроцилиндр; 6 - поршень; 7 - шток; 8 - коллектор; 9 - трубопровод; 10 - паропроводы; 11 - резиновые уплотнения плашек; 12 - сменные вкладыши; 13 - корпус плашки; 14 - фиксирующий винт.

Корпус превентора снабжен горизонтальной сквозной полостью для размещения плашекСнаружи полость закрывается боковыми крышками 4, которые крепятся к корпусу болтами 3. Стыки крышек с корпусом уплотняются резиновыми прокладками 2, установленными в канавках крышек. Используются и откидные крышки, шарнирно соединяемые с корпусом. Для предотвращения примерзания плашек в корпус превентора встраиваются трубки 10 для подачи пара в зимнее время. На боковых торцах крышек посредством шпилек крепятся гидроцилиндры 5 двустороннего действия для закрытия и открытия превенторов. Усилие, создаваемое гидроцилиндром, должно быть достаточным для закрытия превентора при давлении на устье скважины, равном рабочему давлению превентора.

Штоки поршней 7 снабжены Г-образным выступом для соединения с оправкой плашек. Под давлением рабочей жидкости, нагнетаемой из коллектора 8по трубкам9 в наружные полости гидроцилиндра, поршни перемещаются во встречном направлении и плашки закрывают проходное отверстие превентора. При нагнетании рабочей жидкости во внутренние полости гидроцилиндров плашки раздвигаются и открывают проходное отверстие превентора. Поршни и штоки, а также неподвижные соединения гидроцилиндров уплотняются резиновыми кольцами

Плашечные превенторы с ручным управлением

Рисунок 2-превенторы с ручным управлением.

• одинарный типа ПП- 180x21(35) • сдвоенный типа ППР2-230х21

Технические характеристики плашечных превенторов

Основные показатели надежности плашечного превентора обеспечиают периодическую проверку его на функционирование путем закрытия на трубе, опрессовкой буровым раствором или водой и открытия, а также возможностью расхаживания бурильной колонны на длине трубы под избыточным давлением.

Показатели надежности плашечных превенторов установлены

Таблица 1- Технические характеристики плашечных превенторов

Диаметр условный проходного отверстия, мм

Рабочее давление МПа: пробное в системе гидроуправления

Диаметр условных труб, уплотняемый плашками, мм

Нагрузка на плашки, кН (тс): от массы колонны труб выталкивающая

2700 (270) 800 (80)

2500 (250) 1100 (110)

1600 (160) 560 (56)

Габаритные размеры (длина, ширина,высота), мм

Универсальные превенторы

Универсальные превенторы ПУГ обладают более широкими возможностями. Они герметизируют устье скважины при наличии и отсутствии в ней подвешенной колонны труб и вместе с тем позволяют, сохраняя герметичность устья скважины, проворачивать бурильную колонну и протаскивать трубы вместе с муфтами и бурильными замками. Универсальный превентор кольцевой способен герметизировать устье скважины независимо от диаметра и геометрической формы уплотняемого предмета. Корпус 17 представляет собой стальную отливку ступенчатой цилиндрической формы с опорным фланцем и шпильками 19 для крепления превентора, проушинами 10 для его подвески при монтажно-демонтажных работах и транспортировке.

Рисунок 3– Универсальный превентор ПУГ

В корпусе превентора кольцевого ПУГ располагаются полый ступенчатый поршень 9, резинометаллическая уплотнительная манжета 5 и предохранительная втулка 14. Уплотнительная манжета, имеющая форму усеченного конуса с осевым отверстием, контактирует с конусным отверстием поршня и упирается в крышку 2, снабженную проходным отверстием и прямоугольной резьбой для свинчивания с корпусом превентора. Крышка уплотняется манжетой 4 и фиксируется в затянутом состоянии стопорным болтом 3. Глухие резьбовые отверстия на опорном фланце крышки предназначены для шпилек 1, используемых для крепления фланцевой катушки противовыбросового оборудования. Кольцевые канавки на опорных фланцах корпуса и крышки предназначены для металлических уплотнительных колец 18. Между корпусом, крышкой и поршнем образуются полости А и Б, сообщающиеся посредством штуцеров 8 и 13 и трубопроводов с гидравлической системой управления противовыбросовым оборудованием. При нагнетании масла из системы гидроуправления в полость Б поршень перемещается вверх и внутренним конусом сжимает уплотнительную манжету в радиальном направлении. В результате деформации проходное отверстие манжеты оказывается полностью закрытым. При наличии инструмента манжета обжимает его и перекрывает сечение между превентором и инструментом. Давление нагнетаемого в превентор ПУГ масла устанавливается регулирующим клапаном системыгидроуправления. Для устранения утечек, масла используются самоуплотняющиеся манжеты 6, 7, 11, 12, 15, 16 и уплотнительные кольца 18. Уплотнительная манжета удерживается в закрытом состоянии усилием, создаваемым устьевым давлением в скважине на площадь поршня в полости В превентора. Превентор универсальный кольцевой ПУГ открывается в результате нагнетания масла в полость А и при одновременном сливе из полости Б. Под давлением масла в полости А поршень перемещается вниз и освобождает манжету, которая разжимается благодаря собственной упругости. Расчетное время закрытия универсального, превентора не должно превышать 30 с. Управление универсальным превентором ПУГ – дистанционное гидравлическое.

Конструктивные особенности:

  • кольцевой превентор обеспечивает повышенную безопасность, не предъявляет особых требований к обслуживанию, обладает гибкостью технологических операций;
  • наличие только 2 движущихся деталей (поршень и уплотнение) придает изделию надежность, эффективность и снижает эксплуатационные расходы ;
  • давление в скважине способствует дополнительному эффективному уплотнению;
  • простота конструкции облегчает при необходимости замену всех уплотнений и основных деталей;
  • все открытые металлические участки деталей и уплотнений, находящиеся под воздействием скважинных жидкостей, обладают стойкостью к сероводороду;
  • соответствуют техническим требованиям API 16A
  • условный проход 71/16-21 1/4
  • рабочее давление 3000 PSI

Вращающийся превентор

Рисунок 4- Вращающийся превентор ПВ-156´320:

1 — корпус; 2 — остов манжеты; 3 — манжета; 4 — фланец; 5 — нажимная пластина; 6 — по­верхность опоры; 7 — уплотнитель; 8 — присоединительная крышка опоры; 9 — направляю­щая; 10 — корпус вращающегося узла;

11 — роликовый подшипник; 12 — опорные кольца; 13 — шариковый подшипник; 14 — втулка; 15 — вращающаяся втулка

В процессе герметизации устья бурящейся скважины часто требуется про­водить вращение и расхаживание бурильной колонны, а также спуско-подъемные операции с целью предотвращения прихвата и прилипания бурильного инструмента к стенке скважины. Плашечные и универсальные превенторы для этих действий не предусмотрены и для того, чтобы приподнять инструмент на длину одной бурильной трубы, следует раздвигать плашки плашечного превен­тора или отжимать массивное резиновое кольцо в универсальном превенторе, нагнетая масло, в верхнюю распорную камеру.

В настоящее время разработаны и выпускаются вращающиеся превенторы, предназначенные для постоянной герметизации устья скважины вокруг ведущей и бурильной труб, замкового соединения и УБТ. При наличии превентора можно расхаживать, проворачивать и вращать инструмент, поднимать буриль­ные трубы и УБТ. Основной узел превентора — резиновый- элемент, который имеет специальную форму, позволяющую протаскивать инструмент вверх или вниз через уплотнение. При протаскивании инструмента уплотнение подвергает­ся значительному износу, его износостойкость зависит от скорости подъема и наружной поверхности труб, бурильного замка и других факторов. Вращающийся превентор предназначен главным образом для вращения бу­рильной колонны труб в процессе газонефтепроявления. Уплотнитель состоит из металлического основания и резиновой части и прикреплен к стволу при помо­щи байонетного соединения и специального болта.

Уплотнитель выпускается с одной цилиндрической уплотняющей поверхностью или с двумя (квадрат­ный) — для уплотнения ведущей трубы по ее граням. Вращающийся превёнтор позволяет бурить с обратной промывкой, с продувкой забоя газообразным агентом или аэрированным раствором, с равновесной системой гидростатического давления на пласт, вскрывать и опробовать пласты с высоким давлением.

Вращающиеся превенторы выпускаются четырех типоразмеров. Вращающийся превентор состоит из корпуса, пневмоцилиндра, упора, съем­ного патрона с уплотнителем, вкладыша (зажима) под рабочую трубу, пульта пневматического и ручного управления.

Вращающийся превентор (рис. 4) состоит из корпуса 7, неподвижного патрона 4 и вращающегося ствола 6. В отличие от плашечного и универсального превенторов, имеющих гидравличе­ский привод, во вращающемся превенторе используется самоуп­лотняющаяся манжета 9, которая обжимает обхватываемую часть бурильной колонны под действием собственной упругости и дав­ления на устье скважины. Литой корпус 7 из легированной стали снабжен, опорным фланцем для соединения с плашечным или универсальным превентором и боковым отводом для присоедине­ния к циркуляционной системе буровой установки.

Диаметр отверстия опорного фланца зависит от типоразмера превентора и должен быть достаточным для прохода долота. Ствол 6, имеющий форму полого цилиндра с наружным опорным фланцем, вращается на упорном 5 и радиальных 3 подшипниках. К стволу на быстросборном байонетном соединении крепится са­моуплотняющаяся манжета с внутренними поясками квадратного и круглого сечений, предназначенными соответственно для уплот­нения ведущей и бурильной труб. Проходное сечение ствола меньше диаметра долота. Поэтому при спуске и смене его необхо­димо ствол отсоединить от корпуса превентора. Для этого ствол с патроном соединяют с корпусом превентора посредством байонетного затвора и фиксатора 10, снабженного дистанционным пневматическим и ручным управлением.

Перед установкой патрона в корпус фиксатор 10 с помощью пневмоцилиндра, управляемого с пульта 13, либо с помощью винта 12 и троса 11 отводится в крайнее левое положение и осво­бождает проход для установки патрона. После этого патрон вво­дят выступами в пазы корпуса и поворачивают по часовой стрелке до упоров, установленных в корпусе.

Далее освобождают фиксатор, который под действием пружины пневмоцилиндра за­мыкает патрон в корпусе превентора. Чтобы вытащить патрон из корпуса, необходимо предварительно отключить фиксатор и по­вернуть патрон против часовой стрелки. Патрон поворачивают ве­дущей трубой, вращаемой ротором посредством вкладышей 1. Шинно-пневматическая муфта 2, включаемая с пульта 13, соеди­няет патрон со стволом, и в результате этого оба они совместно с ведущей трубой поворачиваются относительно корпуса превен­тора. Шинно-пневматические муфты (ШПМ) соединяют вращающий­ся ствол с неподвижным корпусом патрона для установки и извле­чения патрона из корпуса превентора, а также для правильной ориентации квадрата рабочей трубы в уплотнителе с квадратной уплотняющейся поверхностью при наращивании колонны и замене уплотнителя.

Подшипники ствола смазываются жидким маслом, предо­храняемым от утечек и загрязнения асбографитовыми манже­тами 8. При отсутствии воздуха в воздушной системе патрон освобож­дают вручную. При вращении маховика по часовой стрелке шток пневмоцилиндра выходит из зацепления с патроном, который за­тем извлекают.

Вращающийся превентор монтируется с плашечными превенторами. Корпус превентора необходимо устанавливать так, чтобы пазы его байонетного соединения были параллельны или перпен­дикулярны мосткам буровой.

Контрольные вопросы:

1.Что такое превентори егоосновная функция;

2.Перечислить операции которые можно осуществитьс помощью плашечных превенторов;

3.Расшифровать маркировку превентора :

ППГ-180х21 ППР2-180х21 ППГ2-180х21 ППР-180х21 ППГ2-180х35 ППР-180х35 ППГ-180х35 ППР2-180х35 ПУГ-180х35 ППР-230х35 ППГ2-180х70 ППР2-180х70 ППР-180х70 ППГ-180х70 ПУГ 230х35 (70) ППГ-230х35 ПУГ-230х35 (70) ППГ-230х70 ППР-230х70 ПУС 230х70 ПУГ-350х35 (70) ППГ-2350х35 ППР-350х35 ПМШЗ-62х21; ПУГ-350х35 (70) ППГ-350х70 ППР-350х70 ПУС 350х70 ППГ-425х21 ПУГ-425х21 ППР-425х21 ППГ-150х21; ППГ-150х35; ППГ2-150х21; ППГ2-150х35 ППР-60х21; ППР-150х21; ППР2-150х35; ППР2-150х21; ППР-150х35; ПП-180х35;2ПШСЗ-62х21; 2ППР-125х70; ПК-156х21; ПМТ-80х21; ПМТ1.2-80х21; ПМТ-125х21; ПМТ2-125х21; ППМ-125х21; ПМТ2-156х21; ПП-160х35; ПП-160х21; ПП2-160х21; ПП2-160х35; ПП-180х21; ПП2-180х21; ПП2-180х35; ПП2-180х70; ППР2.1-160х21; ППР2.2-160х21; ППР2.3-160х21; ППР2.4-160х21; ПМК1-160х21; ПМК2-160х21; ПМК3-160х21; ПМК4-160х21; ПМТР1.1

Читайте также: