Где и с какой целью на бурящей скважине устанавливается противовыбросовое оборудование
Обновлено: 04.07.2024
8 противовыбросовое оборудование
Противовыбросовое оборудование (ОП) представляет собой комплекс, состоящий из сборки превенторов, манифольда и гидравлического управления превенторами, предназначенный для управления проявляющей скважиной с целью обеспечения безопасных условий труда персонала, предотвращения открытых фонтанов и охраны окружающей среды от загрязнения в умеренном и холодном макроклиматических районах.
Область применения противовыбросового оборудования - строительство и капитальный ремонт нефтяных и газовых скважин.
Основная задача комплекса: сохранение находящегося в скважине бурового раствора и проведение операций по его замещению (глушение скважины) другим с требуемыми параметрами.
Комплекс противовыбросового оборудования обеспечивает проведе — ние следующих работ:
герметизацию скважины, включающую закрывание-открывание плашек (уплотнителя) без давления и под давлением;
спуск — подъем колонны бурильных труб при герметизированном устье, включая протаскивание замковых соединений, расхаживание труб, подвеску колонны труб на плашки и удержание ее в скважине плашками при выбросе;
циркуляцию бурового раствора с созданием регулируемого противо — давления на забой и его дегазацию;
оперативное управление гидроприводными составными частями обо — рудования.
Основные параметры ОП и его составных частей соответствуют требованиям ГОСТ 13862-90 и данным, приведенным в табл. 8.1.
В соответствии с указанным ГОСТом предусмотрено 10 типовых схем обвязки ОП:
схемы 1 и 2 - с механическим (ручным) приводом превенторов; схемы 3-10 - с гидравлическим приводом превенторов.
На рис. 8.1 приведены схемы 1, 3, 7 и 10. Схема включает блок превенторов (плашечные с ручным или гидравлическим управлением, кольцевой, соединительные катушки и крестовина), станцию гидроуправления превенторами и гидроуправляемыми задвижками и манифольд противовыбросового оборудования, состоящий из блока глушения, блока дросселирования с запорной и регулирующей арматурой, напорных трубопроводов и блока сепаратора бурового раствора.
Типовые схемы обвязки ОП по ГОСТ 13862-90 устанавливают минимальное количество необходимых составных частей блока превенторов и манифольда, которые могут дополняться в зависимости от конкретных условий строящейся или ремонтируемой скважины.
Основные параметры противовыбросового оборудования
Диаметр условный прохода манифольда, мм
Максимальный диаметр трубы,
условный прохода ОП, мм
станции гидропривода (для схем 3-10), МПа
проходящей с трубодержателем (подвеской) через ОП, мм
** Изготовитель - ПО "Баррикады".
Изготовитель - ОАО ВЗБт.
Изготовитель - Пермский машиностроительный завод.
В ОП для бурения допускается уменьшение условного диаметра прохода линий, соединяемых с дросселем, и линий глушения до 50 мм, увеличение условного диаметра прохода линий дросселирования до 100 мм. При этом условный диаметр прохода боковых отводов устьевой крестовины должен быть не более условного диаметра прохода подсоединяемой линии манифольда.
Допускается также применять станции гидропривода с номинальным давлением из следующего ряда: 16; 25; 32; 40 МПа.
Условное обозначение ОП по ГОСТ 13862-90 состоит из слова "оборудование", шифра, построенного по приведенной ниже схеме, и наименования нормативно-технического документа на поставку или стандарта:
Рис. 8.1. Типовые схемы обвязки противовыбросового оборудования по ГОСТ 13862-90:
а - схема 1; б - схема З; в - схема 7; г - схема 10; 1 - превентор плашечный; 2 - задвижка с ручным управлением; 3 - крестовина; 4 - манометр с запорным и разрядным устройствами; 5 - регулируемый дроссель с ручным управлением; 6 - гаситель потока; 7 - блок дросселирования; 8 - линия дросселирования; 9 - устье скважины; 10 - линия глушения; 11 - прямой сброс; 12 - вспомогательный пульт; 13 - гидроуправление превенторами с основным пультом; 14 -кольцевой превентор; 15 - отвод к сепаратору; 16 - задвижка с гидроуправлением; 17 - обратный клапан; 18 - отвод к буровым насосам; 19 - блок глушения; 20 - регулируемый дроссель с гидроуправлением; 21 - пульт управления дросселем; 22 - к системе опробывания скважины
диаметр условный прохода манифольда, мм; рабочее давление, МПа;
тип исполнения изделия по коррозионной стойкости - в зависимости от скважинной среды (табл. 8.2); обозначение модификации, модернизации (при необходимости).
обозначение модификации, модернизации (при необходимости). Пример условного обозначения ОП по схеме 6 на рабочее давление 35 МПа с условным диаметром прохода превенторного блока 280 мм и манифольдом с условным диаметром прохода 80 мм: оборудование 0П6-280/80x35, ГОСТ 13862-90.
То же для ОП по схеме 9 на рабочее давление 70 МПа с условным диаметром прохода превенторного блока 280 мм, превентором с перерезывающими плашками и манифольдом с условным диаметром прохода 80 мм: оборудование 0П9с-280/80х70 ГОСТ 13862-90.
Коррозионное исполнение ОП
Обозначение коррозионно — стойкого исполнения
С объемным содержанием СО2 до 6%
С объемным содержанием СО2 и H2S до 6 % каждого С объемным содержанием СО2 и H2S до 25 % каждого
Номер схемы обвязки оборудования по ГОСТ 13862-90 Условный диаметр прохода, мм:
манифольда Рабочее давление, МПа:
плашечных превенторов и
манифольда кольцевого превентора
Условный диаметр труб, уплотняемый плашками превентора, мм
Номинальное рабочее давление гидроуправления превенторами, МПа
Температура скважинной сре-ды, °С
Состав комплекта ОП (шифр):
гидроуправление превенто рами
Габаритные размеры блока
превенторов (длина, ширина, высота), мм
Масса полного комплекта, кг
Пермский машзавод им. Ленина
В табл. 8.3 приведена краткая техническая характеристика ОП, поставляемого заводами России.
8.1. ПЛАШЕЧНЫЕ ПРЕВЕНТОРЫ
Плашечные превенторы предназначены для герметизации устья при наличии или отсутствии в скважине труб. Применяются для эксплуатации в умеренном и холодном макроклиматических районах.
Плашечные превенторы обеспечивают возможность расхаживания колонны труб при герметизированном устье в пределах длины между замковыми или муфтовыми соединениями, подвеску колонны труб на плашки и ее удержание от выталкивания под действием скважинного давления.
Установлена следующая система обозначения плашечного превентора: тип превентора и вид привода - ППГ (плашечный с гидроприводом), ППР (плашечный с ручным приводом), ППС (плашечный с перерезывающими плашками);
конструктивное исполнение - с трубными или глухими плашками - не обозначается;
диаметр условный прохода, мм; рабочее давление, МПа;
тип исполнения - в зависимости от скважинной среды (К1, К2, К3).
Рис. 8.2. Плашечный превентор с гидроуправлением ОАО ВЗБТ:
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
Рис. 8.3. Превентор плашечный сдвоенный (Ду = 180 мм, ру = 70 МПа) Воронежского механического завода:
1 - корпус; 1А - фланец корпуса; 1Е - боковые отводы из под плашек с фланцами; 2 -крышка; 3 - промежуточный фланец корпуса; 4 - поршень гидроцилиндра; 5 - гидроци — линдр; 6 - поршень для открытия крышки; 7 - поршень для закрывания крышки; 8 - ци — линдр для открытия крышки; 9 - болт крышки; 10 - корпус фиксатора плашки; 11 - фикса — тор плашки; 12, 14 - шпильки; 13 - болт крепления крышки и промежуточного фланца кор — пуса; 15 - гайка; 16А - обратный клапан с уплотнением; 16В - втулка с уплотнением; 16С -пробка с уплотнением; 16D, Е, F, I, О, К, L, М, N, Р, R, S, U, Т, Z - кольца уплотнительные
Рис. 8.4. Плашки превенторов ОАО ВЗБТ:
а - глухая; б - трубная; 1,3 - уплотнения плашки; 2 - корпус плашки
Рис. 8.5. Плашки превенторов Воронежского МЗ:
а - глухая; б - трубная для бурильных труб; в - трубная для обсадных труб; г -эксцентричная трубная; д - для двухрядов труб; е - перерезывающая
Диаметр условный проходного
Рабочее давление МПа:
в системе гидроуправления
Диаметр условных труб, уплотняемый
Нагрузка на плашки, кН (тс):
от массы колонны труб
Габаритные размеры (длина, ширина,
Технические характеристики плашечных превенторов, изготовляемых НПП "Сиббурмаш"
Диаметр прохода, мм
Рабочее давление, МПа
Диаметр уплотняемых труб, мм
0, 33, 42, 48, 60, 73, 89
0, 33, 42, 48, 60, 73, 89, 102, 114
Диаметр уплотняемого геофизического кабе —
Диаметр присоединительного фланца, мм
Габаритные размеры, мм:
Рис. 8.6. Плашечные превенторы с ручным управлением ОАО "Станкотехника":
а - одинарный типа ППР — 180x21 (135); б - сдвоенный типа ППР2-230х21
Пример условного обозначения плашечного превентора с гидроприводом, условным диаметром прохода 350 мм на рабочее давление 35 МПа для сред типа К2: ППГ-350х35К2.
Плашечные превенторы (рис. 8.2, 8.3) поставляются в комплекте противовыбросового оборудования или "россыпью".
Превентор состоит из корпуса, боковых крышек с гидроцилиндрами и плашек. Плашки - разъемные. В корпусе плашки установлены сменные вкладыши и резинометаллические уплотнения. Общий вид плашек показан на рис. 8.4, 8.5. Привод плашек в основном дистанционный гидравлический, реже ручной. На рис. 8.6 приведены превенторы с ручным управлением: одинарный типа Пп-180х21(35& и сдвоенный типа ППР2-230х21 ОАО "Станкотехника".
Технические характеристики плашечных превенторов даны в табл. 8.48.6.
Основные показатели надежности плашечного превентора обеспечивают 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 ГОСТ 27743-88.
Технические характеристики плашечных превенторов выпускаемых Воронежским механическим заводом и ОАО "Станкотехника"
Диаметр прохода, мм
Рабочее давление, МПа
60, 73, 89, 102, 114
Давление пара в каме
ре обогрева, МПа, не
Тип соединения с
высота (с фланцами)
Масса, кг, не более
8.2. КОЛЬЦЕВЫЕ ПРЕВЕНТОРЫ
Кольцевые превенторы предназначены для герметизации устья скважины при наличии или отсутствии колонны труб.
Установлена следующая система обозначения кольцевых превенторов: ПУ - превентор кольцевой (универсальный); конструктивное исполнение:
1- с конической наружной поверхностью уплотнителя;
2- со сферической наружной поверхностью уплотнителя; условный диаметр прохода, мм;
рабочее давление , Мпа;
исполнение (при необходимости) в зависимости от характеристики скважинной среды.
Примеры условного обозначения кольцевого превентора: ПУ 1-230x35 -в конструктивном исполнении 1, с диаметром прохода 230 мм на рабочее давление 35 МПа. ПУ2-350х35 - то же в конструктивном исполнении 2, с условным диаметром прохода 350 мм на рабочее давление 35 МПа.
Воронежский механический завод осваивает производство кольцевых превенторов под шифром S-179x5/3M на рабочее давление 35 МПа в коррозионностойком исполнении - аналог конструкции ПУ1 по лицензии одной из зарубежных фирм. Технические характеристики кольцевых превенторов приведены в табл. 8.7. Общий вид кольцевых превенторов показан на рис. 8.7.
В комплект поставки входят: превентор в сборе, запасные уплотнители и манжеты, инструмент.
Уплотнители (рис. 8.8, а, б) - массивные резиновые кольца, армированные металлическими вставками, придающими уплотнителю жесткость и предохраняющими от вытекания резины в процессе эксплуатации.
Плунжер превентора типа 1 - ступенчатой формы, с центральным конусным отверстием, в котором устанавливается кольцевой уплотнитель.
Плунжер превентора типа 2 - ступенчатой формы, с центральным цилиндрическим отверстием, в котором устанавливается уплотнитель.
Управление превентором - дистанционное гидравлическое.
Для работы в условиях отрицательной температуры превенторы оснащены камерами обогрева.
Показатели надежности кольцевых превенторов установлены в ГОСТ 2774388.
Технические характеристики кольцевых превенторов
Типоразмер кольцевого превентора
ры (высота, наруж
Пермский завод им. Ленина
Воронеж ский меха нический завод
Рис. 8.7. Кольцевые превенторы ОАО "ВЗБТ":
а - типа ПУ1; б - типа ПУ2; 1 - крышка; 2 - уплотнение крышки; 3 - уплотнитель; 4, 7, 9 - манжеты; 5 - корпус превентора; 6 - плунжер; 8 - втулка; 10 - планшайба; 11 - указатель положения уплотнителя
Рис. 8.8. Уплотнители кольцевых превенторов:
а - уплотнитель превентора типа ГТУ1; 6 - уплотнитель превентора типа ПУ2
8.3. ВРАЩАЮЩИЕСЯ ПРЕВЕНТОРЫ
Вращающиеся превенторы (ПВ) предназначены для автоматической герметизации устья скважины вокруг любой части бурильной колонны, в том числе ведущих, утяжеленных, насосно-компрессорных, а также замковых соединений бурильных труб, при ее вращении, расхаживании, наращивании и выполнении спуско-подъемных операций. Устанавливают ПВ над блоком превенторов вместо разъемного желоба для отвода бурового раствора к блоку очистки циркуляционной системы буровой установки.
ПВ применяют при бурении с промывкой аэрированным буровым раствором, с продувкой газообразными агентами, с обратной промывкой, с регулированием дифференциального давления в системе "скважина-пласт", а также при вскрытии продуктивных пластов на "равновесии" и "с депрессией" в климатических условиях широкого диапазона зон по ГОСТ 15150-69.
Превенторы ПВ под названием "роторный герметизатор" выпускаются на опытном производстве ЦКБ "Титан" в г. Волгограде.
Основные технические характеристики роторных герметизаторов приведены в табл. 8.8, а общий вид - на рис. 8.9.
Технические характеристики роторных герметизаторов
Типоразмер роторного герметизатора
Условный диауетр прохода корпуса, мм
Условный диаметр прохода бокового отвода, мм Диаметр прохода в
съемном патроне, мм Наружный диаметр
съемного патрона, мм Рабочее давление, МПа:
Типоразмер роторного герметизатора
при вращении патро
вращения съемного па
Наружный диаметр уп
лотнителей для труб, мм
73, 89, 114, 127, 140
(высота, длина, ширина),
Основные технические характеристики ПВ конструкции СевКавНИ-ПИгаза и Воронежского механического завода приведены в табл. 8.9, а общий вид — на рис. 8.10.
Основные узлы и детали ПВ - корпус, съемный патрон с металлорези-новым уплотнителем и узлом из подшипников, зажимы для рабочей трубы
Рис. 8.10. Вращающиеся превенторы СевКавНИПИгаза и Воронежского М3:
а - типов ПВ1-С-(280, 350, 425)х7; б - типа ПВ6-С-280х 14; I - корпус; 2 - гайка байонетная; 3 - корпус патрона; 4 - узел подшипников; 5 - ствол вращающийся; 6 - элемент уплотнительный; 7 - вкладыш ведущей трубы; 8 - узел шевронного уплотнения; 9 - насос; 10 - привод насоса
Типоразмер вращающегося превентора
Диаметр проходного от верстия по фланцу, мм Рабочее давление. МПа:
без вращения Условный диаметр уп лотняемых бурильных и насосно-компрессорных труб, мм
60, 73, 89, 114, 140
Габаритные размеры (высота, длина, ширина),
Опытное производство СевКавНИПИгаза
и байонетная гайка. Вращающийся ствол герметизируется с неподвижным корпусом системой резиновых манжетных уплотнений, предотвращающих проникновение промывочной жидкости в подшипниковый узел.
8.4. ФЛАНЦЕВЫЕ КАТУШКИ И КРЕСТОВИНЫ
Для соединения с колонной головкой, а также между собой плашеч-ных, кольцевого и вращающегося превенторов используются соединительные и переходные фланцевые катушки и крестовины. Основные характеристики соединительных и переходных фланцевых катушек и крестовин приведены в табл. 8.10.
Технические характеристики автоматических соединительных и переходных фланцевых катушек и крестовин
Условный диаметр прохода, мм
Типоразмер фланцевого соединения, мм х МПа
Высота фланцевой катушки, мм
Высота крестовины, мм
Примечание. Вые
230х35 230х70 280х70 350х35 425х21 :ота крестовины опреде
лена с отводами диамет]
630 690 634 560 525 эом 80 мм.
8.5. УСТАНОВКИ ГИДРОУПРАВЛЕНИЯ ПРОТИВОВЫБРОСОВЫМ ОБОРУДОВАНИЕМ
Установки предназначены для оперативного дистанционного управления превенторами и гидроуправляемыми задвижками.
Противовыбросовое оборудование комплектуется станциями гидропри-
Типоразмер станции гидроуправления
Рабочее давление жидкос ти в пневмогидроаккумуляторах, МПа
Количество точек управле
Вместимость масляного ба ка, л
Давление зарядки азотом пневмогидроаккумуляторов, МПа
Объем жидкости в пневмогидроаккумуляторах при номинальном рабочем дав
Тип основного насоса
Тип привода вспомогатель
Мощность электропривода основного насоса, кВт
Производительность ос новного насоса, л/мин Габаритные размеры (дли на, ширина, высота), мм:
основного пульта и на
сосной аккумуляторной станции
вспомогательного пульта Масса, кг:
основного пульта и на сосной аккумуляторной
комплекта трубопрово дов длиной 30 м
вода типов ГУП-14, СУ14-916, СУ21-625, СУ21-875 и СУ21-1375. Кроме того, ЦКБ "Титан" разработана СУ-25/10-1250-ОП10с.
Технические характеристики станций гидроуправления превенторами приведены в табл. 8.11, а общий вид станции ГУЛ 14 показан на рис. 8.11. Принципиальная гидравлическая схема гидроуправления превенторами дана на рис. 8.12. Гидроуправление состоит из насосно-аккумуляторного блока с основным пультом управления, вспомогательного пульта и соединительных металлических трубопроводов с шарнирными соединениями.
Пневмогидроаккумуляторы служат для накапливания гидравлической энергии за счет сжатия инертного газа с целью сокращения времени на операции дистанционного закрывания-открывания уплотнительных элементов плашечных и кольцевого превенторов и задвижек манифольда и обеспе-
15—3479 225
Рис. 8.11. Станция гидроуправления ГУП 14 ОАО “ВЗБТ":
Рис. 8.12. Схема пневмогидравлическая гидроуправления превенторами и задвижками манифольда:
I,2- гидроклапаны предохранительные; 3 - пневмогидроаккумулятор; 4, 31 - вентили; 5 - штуцер; 6, 8, 18, 19, 20 - манометры; 7 - электроконтактный манометр; 9, 10, 12, 17, 25 - блок кранов;
II, 13 - цилиндры; 14, 16 - превенторы; 15 - задвижка; 21, 22 -клапаны редукционные; 23, 30 - фильтры; 24 - клапан обратный; 26, 29 - насосы; 27, 28 - краны запорные
Рис. 8.13. Пневмогидроаккумулятор гидроуправления превенторами ОАО "ВЗБТ": 1 - корпус; 2 - крышка; 3 - колпак; 4 -переходник; 5 - вентиль кислородный; 6 -болт; 7 - шайба; 8 - гайка; 9 - шпилька; 10 - табличка; 11 - заклепка; 12 - диафрагма разделительная
чения ее работы при отключенной электроэнергии на буровой. Общий вид сферического пневмогидроаккумулятора приведен на рис. 8.13. Гидроуправление типа СУ21-625 и другие оснащены пневмогидроаккумуляторами цилиндрической формы.
В случае отключения электроэнергии или неполадок в насосе жидкость в аккумулятор закачивают ручным или пневмоприводным насосом.
Из аккумулятора жидкость под давлением при помощи распределителей поступает в гидрокамеры плашечного или кольцевого превенторов и задвижек, закрывая или открывая при этом превенторы и задвижки.
Манифольды предназначены для обвязки блока превенторов противовыбросового оборудования с целью управления нефтяной или газовой скважиной в процессе ликвидации газонефтепроявления.
В соответствии с ГОСТ 13862-90 предусмотрено пять схем обвязки ма-нифольдов (рис. 8.14) с условным диаметром прохода 50, 65 и 80 мм. Вариант крепления напорной линии манифольда приведен на рис. 8.15.
Манифольд противовыбросового оборудования состоит из коренных задвижек с ручным или ручным и гидравлическим управлением, двух блоков -дросселирования и глушения, включающих задвижки с ручным управлением, обратный клапан, регулируемые дроссели с ручным и дистанционным управлением, крестовины, тройники, гасители потока, показывающие манометры с разделителями сред, а также из напорных трубопроводов и пакетов трубопроводов низкого давления.
Рис. 8.14. Схемы обвязки маиифольдов противовыбросового оборудования по ГОСТ 13862-90:
а - на давление до 14 МПа для ОП с ручным управлением; 6 - на давление до 35 МПа для ОП с гидроуправлением; в - на давление 35-70 МПа для ОП с гидроуправлением; г-на давление 35 и 70 МПа для ОП с гидроуправлением и двумя крестовинами в превенторном блоке; д - на давление 35-105 МПа для ОП с гидроуправлением и в коррозионностойком исполнении; 1 -блок превенторов (устье скважины); 2 - задвижка с ручным управлением; 3 - линия глушения; 4 - манометр с запорным и разрядным устройствами и разделителем сред; 5 - дроссель регулируемый с ручным управлением ; 6 -гаситель потока; 7 - прямой сброс; 8 - блок дросселирования; 9 - линия дросселирования; 10 - задвижка с гидроуправлением; It - обратный клапан; 12 - дроссель регулируемый с гидроуправлением; 13 - пульт управления дросселем;
14 - отвод к буровому насосу или насосному агрегату; 15 - блок глушения; 16 - отвод к системе пластоиспытания в процессе бурения; 17 - отвод к сепаратору или трапно-факельной установке; 18 -кованый тройник; 19 - верхняя крестовина блока превенторов
Установлена следующая система обозначения манифольдов:
Б - для бурения (буровой);
3-10 - номер схемы по ГОСТ 13862-90;
80 - условный диаметр прохода трубопроводов, запорной и регулирующей арматуры, мм;
Рис. 8.14. Продолжение
Таблица 8.12 Технические характеристики манифольдов противовыбросового оборудования
Где и с какой целью на бурящей скважине устанавливается противовыбросовое оборудование
Периодичность опрессовки плашечных превенторов?
Гидравлическая опрессовка через 6 месяцев; дефектоскопия – один раз в год
Гидравлическая опрессовка через 4месяца; дефектоскопия – один раз в полгода
Гидравлическая опрессовка через 6 месяцев; дефектоскопия – один раз в полгода
Гидравлическая опрессовка через 8 месяцев; дефектоскопия – один раз в год
Что производится перед началом работ на скважинах I и II категории опасности по ГНВП?
Инструктаж на рабочем месте по предупреждению ГНВП и открытых фонтанов с записью в «Журнале регистрации инструктажей на рабочем месте».
Разовый инструктаж по предупреждению ГНВП
Дополнительный инструктаж по предупреждению ГНВП
5, гл.5, п.12.13., стр.63
Перед проведением работ на скважине бригада должна быть ознакомлена?
С планом ликвидации аварий и планом работ, который должен содержать сведения по конструкции и состоянию скважины, внутрискважинному оборудованию, перечню планируемых операций, ожидаемым технологическим параметрам при их проведении
С планом ликвидации аварий который должен содержать сведения по конструкции и состоянию скважины, пластовому давлению, внутрискважинному оборудованию, перечню планируемых операций, ожидаемым технологическим параметрам при их проведении
С планом ликвидации аварий и планом работ, который должен содержать сведения по конструкции и состоянию скважины, пластовому давлению, внутрискважинному оборудованию, перечню планируемых операций, ожидаемым технологическим параметрам при их проведении
С планом ликвидации аварий который должен содержать сведения по конструкции и состоянию скважины, пластовому давлению, внутрискважинному оборудованию
5, гл.5, п.2.5., стр.61
При каком минимальном расстоянии между центрами устьев соседняя скважина должна быть остановлена и заглушена?
Что должны иметь специалисты с высшим и средним специальным образованием, работающие по рабочим специальностям для допуска к самостоятельной работе?
Должны пройти стажировку на рабочем месте с выдачей соответствующего удостоверения по рабочим профессиям
Должны пройти обучение с выдачей соответствующего удостоверения по рабочим профессиям
Должны пройти аттестацию с выдачей соответствующего удостоверения по рабочим профессиям
При разобщенности осваиваемого пласта непроницаемым пропластком и находящегося сверху или снизу от него невскрытого перфорацией водоносного пласта перепад давления на 1 м высоты цементного кольца должен быть?
Не более 3,5 МПа
Не менее 2,5 МПа
Не более 2,5 МПа
Не менее 3,5 МПа
На сколько % в процессе испытания колонн избыточное давление на устье должно превышать максимальные давления, возникающие в процессе освоения и эксплуатации скважины?
Не менее, чем на 15%
Не менее, чем на 20%
Не менее, чем на 10%
Не менее, чем на 5%
Какая цена деления должна быть на шкале манометра при опрессовке э/к?
0,02МПа, в которых давление опрессовки находится в пределах 30-50% шкалы
0,03МПа, в которых давление опрессовки находится в пределах 40-50% шкалы
0,1МПа, в которых давление опрессовки находится в пределах 40-50% шкалы
0,05МПа, в которых давление опрессовки находится в пределах 40-50% шкалы
Каким должно быть расстояние между насосными установками (агрегатами) при расстановке на скважине?
Не менее 1 м. Агрегаты устанавливаются кабинами от устья скважины
Не менее 2 м. Агрегаты устанавливаются с подветренной стороны
Не менее 3 м. Агрегаты устанавливаются кабинами от устья скважины
Не менее 3 м. Агрегаты устанавливаются с подветренной стороны
Кто допускается к руководству работами по бурению, освоению и ремонту скважин, ведению геофизических работ в скважинах, а также по добыче и подготовке нефти и газа?
Имеющие высшее образование по специальности и прошедшие проверку знаний в области промышленной безопасности
Имеющие профессиональное образование по специальности, прошедшие проверку знаний в области промышленной безопасности и имеющие удостоверения по специальности
Имеющие профессиональное образование по специальности и прошедшие проверку знаний в области промышленной безопасности
Имеющие высшее образование по специальности и прошедшие проверку знаний в области промышленной безопасности и имеющие удостоверения по специальности
Какая периодичность проверки знаний у руководящих работников и специалистов?
Не реже одного раза в год
Не реже одного раза в два года
Не реже одного раза в три года
Не реже одного раза в пять лет
Что должны иметь исполнители и руководитель работ при работе в дыхательном аппарате на устье скважины или у другого источника выделения сероводорода?
Должны быть обеспечены надёжной двусторонней телефонной или радиосвязью ( с постоянным вызовом ) с диспетчером организации, а работающие непосредственно на газоопасном объекте – дополнительной телефонной связью с диспетчером организации и транспортной организацией.
Должны быть обеспечены надёжной двусторонней телефонной или радиосвязью с диспетчером организации, а работающие непосредственно на газоопасном объекте – дополнительной телефонной связью с диспетчером организации и транспортной организацией
Должны быть обеспечены двусторонней телефонной или радиосвязью с диспетчером организации, а работающие непосредственно на газоопасном объекте – дополнительной телефонной связью с диспетчером организации и транспортной организацией
Должны быть обеспечены телефонной или радиосвязью с диспетчером организации, а работающие непосредственно на газоопасном объекте – дополнительной телефонной связью с диспетчером организации
На каком расстоянии от устья скважины запрещаются работы во время проведения прострелочных работ?
Противовыбросовое оборудование
Противовыбросовое оборудование предназначено для герметизации устья нефтяных и газовых скважин.
Противовыбросовое оборудование (ПВО) - это комплекс оборудования, предназначенный для герметизации устья нефтяных и газовых скважин при их строительстве и ремонте.
Использование ПВО позволяет повысить безопасность ведения работ, обеспечить предупреждение выбросов и открытых фонтанов.
В России применение ПВО регламентирует ГОСТ 13862-90 «Оборудование противовыбросовое. Типовые схемы, основные параметры и технические требования к конструкции».
ПВО обеспечивает проведение следующих технологических операций:
спуск-подъем колонн бурильных труб при герметизированном устье;
циркуляция бурового раствора с созданием регулируемого противодавления на забой и его дегазацию;
управление гидроприводами оборудования.
ПВО включает стволовую часть, превенторы и манифольд.
Стволовая часть включает ПВО, оси стволовых проходов которых совпадают с осью ствола скважины и которые последовательно установлены на верхнем фланце колонной обвязки.
Стволовая часть включает превенторы, устьевые крестовины, надпревенторную и другие дополнительно устанавливаемые катушки, разъемный желоб и герметизатор.
Манифольд состоит из элементов трубопроводной арматуры и трубопроводов, соединенных по определенной схеме с линиями дросселирования и глушения скважин.
Превентор
Превентор - противовыбросовое устройство, устанавливаемое на устье скважины с целью ее герметизации в чрезвычайных ситуациях (ЧС) для предупреждения выброса из нее жидкости или газа при бурении.
Это важный элемент бурового оборудования.
Установка превенторов в настоящее время является обязательным условием бурения скважин, поскольку предотвращает возникновение фонтана нефти, пожара и загрязнения окружающей среды.
В состав оборудования входят:
система гидроуправления превенторами и задвижками,
трубопроводы, соединяющие гидроуправление,
Превенторы имеют металлический корпус, внутри которого перемещаются плашки с уплотнениями для перекрытия затрубного пространства или сплошные для перекрытия всей площади сечения скважины.
По способу герметизации устья скважины противовыбросовое оборудование разделяется на:
Морское бурение
МОРСКОЕ БУРЕНИЕ (off-shore drilling ) - буровые работы на акваториях Мирового океана и внутренних морей с целью поиска, разведки и разработки нефти, газа и других полезных ископаемых, а также инженерно-геологических изысканий и научных исследований.
МОРСКОЕ БУРЕНИЕ (off-shore drilling) - разновидность буровых работ, выполняемых на акваториях Мирового океана и внутренних морей с целью поиска, разведки и разработки нефти, газа и других полезных ископаемых, а также инженерно-геологических изысканий и научных исследований.
По глубине скважин морское бурение подразделяют на морское неглубокое бурение (до 500 м ниже уровня дна моря) для поиска твёрдых полезных ископаемых, инженерно-геологических и структурно-картировочных изысканий, научных исследований и т.д. и морское глубоководное бурение преимущественно для поиска и освоения нефтегазовых ресурсов Мирового океана.
Морское бурение, выполняемое с целью изучения строения земной коры, может относиться к обоим видам.
Специфика проведения этих работ в море обусловлена:
уникальностью технических средств,
особенностями производства работ под водой,
эксплуатация объекта и тд.
Морское бурение осуществляется со стационарных гидротехнических сооружений и плавучих буровых установок.
К стационарным гидротехническим сооружениям относятся эстакадные площадки, дамбы, искусственные грунтовые острова, сооружаемые на мелководье (глубина воды до 30 м), и стационарные платформы, устанавливаемые на больших глубинах.
Самая глубоководная стационарная платформа сооружена в 1980 на месторождении Коньяк в Мексиканском заливе (глубина воды 312 м). Разработаны проекты глубоководных стационарных платформ для глубин воды 450-600 м.
На шельфе арктических морей (например, море Бофорта) для бурения поисково-разведочных скважин сооружают также искусственные ледовые острова 2 х типов: плавучие и опирающиеся на дно.
Ледовые острова строят путем налива или набрызгивания морской воды на естественный лед.
По технологии закачивания скважин различают морское бурение с надводным или подводным расположением устья скважины.
Бурение с надводным расположением устья ведут со стационарных гидротехнических сооружений и с самоподъёмных буровых установок (СПБУ).
Технология бурения, закачивания и испытания морских скважин с надводным расположением устья аналогична подобным работам на суше.
Бурение морских скважин с подводным расположением устья производится с буровых судов, полупогружных и самоподъёмных буровых установок, а также с плавучих искусственных ледовых островов.
Самоподъёмные платформы с консольным расположением вышечного блока могут бурить скважины как с подводным, так и с надводным расположением устья, причём в последнем варианте устье располагается на отдельной стационарной платформе.
Техника и технология бурения скважин с подводным расположением устья имеют ряд отличий от техники и технологии бурения на суше.
После забивки в морское дно направления, играющего роль сваи, на нём устанавливают донную плиту, на которой с помощью водолазов или направляющих канатов монтируют подводный устьевой буровой комплекс массой 90-175 т и высотой до 12 м.
Комплекс соединён с плавучей буровой платформой водоотделяющей колонной, на которой снаружи закреплены линии манифольда и выкида.
Для натяжения водоизолирующей колонны применяют специальные системы натяжения, а в случае длинных колонн для уменьшения веса к ним крепят специальные поплавки.
Подводный устьевой комплекс включает: блок дивертора и переходный блок с системами управления; блок превенторов (превенторы с трубными, глухими и срезающими плашками, а также универсальные превенторы); аварийную акустическую систему управления противовыбросовым оборудованием и др.
Над верхним универсальным превентором может располагаться узел шарнирного соединения, допускающий изгиб водоотделяющей колонны в пределах до 10° в любом направлении.
На полупогружных буровых установках и буровых судах над вертлюгом размещают компенсатор вертикальных перемещений, позволяющий сохранять постоянную нагрузку на буровой инструмент при вертикальных перемещениях судна, вызванных волнением моря. Аналогичную технику применяют при бурении с искусственных плавучих ледовых островов.
При бурении с бурового судна с водоотделяющей колонной и подводным устьевым буровым комплексом максимальная глубина воды 2074 м, без водоотделяющей колонны (с выносом шлама на дно океана) - 6100 м.
Стоимость морского бурения выше, чем на суше:
в зависимости от климата - стоимость поисково-разведочной скважины (глубина около 500 м) составляет 3-6 млн. долл США для условий Мексиканского залива, 15-20 млн. долл США для условий Северного моря и до 50 млн. долл США на шельфе арктических морей;
в зависимости от глубины моря - на глубине 30 м стоимость бурения в 3 раза выше, чем на суше, на глубине 60 м - в 6 раз и на глубине 300 м - в 12 раз.
Бурение морских разведочных скважин на незамерзающем шельфе проводится почти исключительно с буровых установок погружного, полупогружного, самоподъёмного типов и буровых судов.
Бурение эксплуатационных скважин ведется со стационарных буровых платформ 1 или 2 мя буровыми станками.
Куст морских скважин на стационарной платформе может содержать 12 - 96 скважин.
Наметилась тенденция к росту числа эксплуатационных скважин с подводным закачиванием устья, бурение которых ведётся с самоподъёмных или полупогружных платформ.
История морского бурения.
В России морское бурение началось засыпкой Бибиэбатской бухты и последующим бурением с засыпанной территории.
В 1940 х гг. началось использование металлических свай и сварных оснований при глубине моря 4 - 10 м.
Затем стали использоваться стационарные платформы для бурения при глубине воды более 100 м.
Следующий этап - плавучие морские платформы и буровые суда различного водоизмещения.
Полигоном для внедрения новой техники и технологий стало Северное море.
В 1965 г. рекордная глубина моря при бурении составляла 193 м, то в 1979 г.-1487 м, в 1990 г. -2086 м и более.
В 1970-1980 гг. в Северном море были установлены морские стационарные платформы гравитационного типа, прообраз МЛСП Приразломная.
Подводное устьевое оборудование
На море широко используются комплексы подводного устьевого оборудования, устанавливаемые на морском дне.
Такое расположение позволяет наибольшие смещения плавсредства от центра скважины, а установленное на морском дне оборудование меньше подвержено механическим повреждениям.
Комплекс подводного устьевого оборудования (ПУО) предназначен для:
направления в скважину бурильного инструмента,
обеспечения замкнутой циркуляции бурового раствора,
управления скважиной при бурении и др.;
наземного закрытия бурящейся скважины с целью предупреждения возможного выброса из скважины при аварийных ситуациях или при отсоединении буровой установки в случае больших волнений моря.
Существует разные конструкций ПУО, обеспечивающих бурение скважин на различных глубинах моря.
Недостаток размещения ПУО на дне моря - сложность управления эксплуатации и ремонта.
Ниже показана схема расположения подводного комплекса устьевого оборудования на полупогружной плавучей буровой установке (ППБУ).
На палубе ППБУ постоянно смонтировано оборудование:
натяжные устройства 1 с направляющими роликами. 2, поддерживающие водоотделяющий стояк в постоянно натянутом состоянии и компенсирующие перемещения ППБУ относительно стояка, соединенного нижним концом с противовыбросовым оборудованием (ПО);
лебедки 4 с приводом для намотки и хранения многоканальных шлангов дистанционного управления ПО;
лебедки 5 для подъема и спуска многоканальных шлангов 9 и коллекторов 11 дистанционного гидравлического управления;
главная электрическая панель бурильщика 3 для управления ПУО и минипанель 6, гидравлическая силовая установка 7 с гидронасосами и пневмогидравлическими аккумуляторами;
манифольд регулированием дросселирования и глушении скважины 17;
блок противовыбросового оборудования 18;
компенсатор вертикальных перемещений бурильной колонны, подвешенный на вышке;
натяжные устройства 19, поддерживающие направляющие канаты постоянно натянутыми и компенсирующие перемещение платформы относительно подводного устьевого оборудования.
Комплектность подводного комплекса:
водоотделяющая колонна (морской стояк) 10,
многоканальный шланг 9, 15 коллекторы 11, плашечные превенторы 12, опорно-направляющее основание 13, опорная плита 14, направляющие канаты 16, верхняя и нижняя гидравлические муфты, шаровое соединение (угловой компенсатор), телевизионная камера телескопического компенсатора и другие узлы.
Особенности бурения морских нефтяных и газовых скважин
Отличия охватывают круг вопросов, связанных с:
конструкцией скважин в верхней (подводной) части,
забуриванием ствола скважины,
оборудованием противовыбросовыми устройствами устья скважины и др.
Особенность морского бурения - перемещение бурового судна (МБП))относительно подводного противовыбросового устьевого оборудования, размещенного над устьем бурящейся скважины и закрепленного на морском дне.
Для компенсации вертикальных перемещений бурильной колонны между талевым блоком и крюком устанавливается специальное устройство-компенсатор вертикальных перемещений.
Горизонтальные перемещения компенсируются специальным устройством - водоотделяющей колонной (стояком), устанавливаемым между подводным противовыбросовым оборудованием и палубой установки.
Буровая вышка испытывает дополнительные динамические нагрузки, возникающие во время качки, как при бурении, так и при переходе с оконченной бурением скважины на новую точку.
Циркуляционная система промывки скважины, очистки и приготовления бурового раствора выполняется закрытой и замкнутой, так как применение открытой желобной системы из-за качки затруднена.
Особенность работы механизмов автоматизации спуско-подъемных операций (АСП) на буровых установках, находящихся на плаву, связана с качкой плавучего бурового средства. Возникает необходимость в участии дополнительных механизмов: компенсатора вертикальных перемещений, нижнего захвата, нижнего магазина и др.
Выполнение спуско-подъемных операций с применением механизмов АСП при волнении моря, является сложным технологическим процессом. Совмещение операций свинчивания и развинчивания свечей с операциями спуска и подъема бурильной колонны, требует от буровой вахты высокой квалификации.
Обслуживание работ в море
Используют вспомогательные плавучие средства:
плавучие краны и крановые суда с набором комплекса сваебойного оборудования и оборудования для производства погрузочно-разгрузочных работ;
суда снабжения обычного типа и ледового класса;
морские буксиры, транспортные баржи;
суда по борьбе с пожаром, ЛАРН;
суда по доставке экипажа МБП, эвакуации персонала в случае аварий;
вертолеты обслуживания объектов в море.
перевозку опорных блоков и модулей верхнего строения МБП и установку их на месте эксплуатации;
установку подводных трубопроводов;
снабжение МБП и специальных плавсредств необходимыми материалами и инструментами на всех этапах освоения месторождения;
очистку акваторий морей от загрязнения;
ЛАРН, борьба с авариями и пожарами;
Правила работы на море.
1. Все члены буровой бригады, особенно бурильщики, должны хорошо знать:
геолого-технический наряд (ГТН),
особенности бурения в данном районе,
геологический разрез скважины, интервалы возможных осложнений.
2. Члены буровой бригады должны быть совместимыми друг с другом. Взаимоотношения внутри бригады могут играть решающую роль в экстремальных ситуациях (аварии, газовые выбросы, пожары и т.д.), при которых от буровой бригады требуется мастерство, хладнокровие, мужество и самоотверженность.
3. Все члены буровой бригады, должны иметь высокую квалификацию.
4. Процесс бурения следует выполнять в точности согласно технологическому процессу, без отклонений.
5. Дисциплина и бдительность во время всего техпроцесса строительства скважины.
6. Соблюдение правил техники безопасности. Каждый член буровой бригады должен твердо знать свои обязанности при нештатной ситуации.
7. Каждый член буровой бригады должен строго следовать должностной инструкции.
Читайте также: