Каким образом проверяется работоспособность плашечного превентора на скважине
Обновлено: 07.07.2024
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
Каким образом проверяется работоспособность плашечного превентора на скважине
СПЕЦИАЛЬНОЕ ПРОЕКТНОЕ КОНСТРУКТОРСКО-ТЕХНОЛОГИЧЕСКОЕ БЮРО
НЕФТЯНОГО И ГАЗОВОГО МАШИНОСТРОЕНИЯ
МЕТОДИЧЕСКИЕ УКАЗАНИЯ
ПО ПРОВЕДЕНИЮ ОБСЛЕДОВАНИЯ ПРЕВЕНТОРОВ С ИСТЕКШИМ СРОКОМ СЛУЖБЫ И ОПРЕДЕЛЕНИЕ ВОЗМОЖНОСТИ ИХ ДАЛЬНЕЙШЕЙ ЭКСПЛУАТАЦИИ
Начальник Управления по надзору в нефтяной и газовой промышленности Госгортехнадзора РФ Ю.А.Дадонов
письмо N 10-13/168 от 10.03.2000 г.
ВВЕДЕНИЕ
Настоящие "Методические указания . " определяют порядок проведения работ при обследовании технического состояния превенторов ПУГ 250x350 и ППГ 250x350 с истекшим сроком службы, с целью определения их работоспособности и возможности дальнейшей эксплуатации, а также возможности проведения ремонтных работ по устранению обнаруженных дефектов.
"Методические указания . " в части проведения работ по аналитическому исследованию и натурному обследованию могут быть использованы при обследовании других типов превенторов производства России и стран СНГ.
"Методические указания . " предназначены для инженерно-технических работников, занятых эксплуатацией и ремонтом превенторов, работников, осуществляющих контроль за техническим состоянием превенторов, и являются обязательным руководством при проведении обследования превенторов с истекшим сроком службы с целью определения возможности их дальнейшего использования, проведения необходимого вида ремонта или списания.
"Методические указания . " устанавливают порядок проведения, а также необходимые методы и объемы обследования в соответствии с приведенными в технических условиях на капитальный ремонт критериями допустимых дефектов деталей превенторов.
1. ОБЩИЕ ПОЛОЖЕНИЯ
1.1. Превентор является ответственным оборудованием, элементы которого работают в напряженных условиях.
По мере увеличения срока эксплуатации детали превентора теряют свою надежность вследствие их износа и появления дефектов.
1.2. Своевременное и качественное обследование технического состояния превентора и устранение выявленных дефектов дает гарантию его надежности при эксплуатации.
Качественная оценка технического состояния превентора дается на основании комплексной проверки основных параметров превентора, включающей дефектоскопию деталей превентора, контроль толщины стенок деталей, работающих под давлением, состояния поверхностей, геометрических форм, размеров и др.
1.3. Обследование превентора и установление сроков его дальнейшей эксплуатации проводится при выработке нормативного срока службы.
1.4. Методические указания предусматривают выполнение полного обследования превентора.
1.4.1. Полное обследование превентора производится в цехе ЦБПО на участке, оснащенном всеми необходимыми для обследования и дефектации деталей измерительными приборами, приспособлениями, стендом для проведения испытаний и др.
1.4.2. Превентор, направляемый на полное обследование, должен быть очищен от грязи и нефтепродуктов.
1.4.3. При полном обследовании превентора проводятся следующие работы:
испытания на прочность и герметичность;
составление технического заключения по результатам обследования.
1.5. Количество повторных обследований превентора не ограничивается. Возможность дальнейшей эксплуатации превентора определяется его техническим состоянием и соответствием его нормативно-технической документации на данный превентор, включая экономические показатели с учетом затрат на проведение ремонтных работ.
2. ОРГАНИЗАЦИЯ И ПОРЯДОК ПРОВЕДЕНИЯ ОБСЛЕДОВАНИЯ ПРЕВЕНТОРА
2.1. Обследование превентора проводит комиссия, состоящая из специалистов структурного подразделения объединения, производящего ремонт превенторов и имеющего соответствующее разрешение (лицензию) органов Госгортехнадзора РФ.
2.2. Комиссия назначается руководителем структурного подразделения и оформляется приказом по предприятию.
В приказе (приложение 5) должны быть поименно перечислены председатель и члены комиссии, которые будут выполнять обследование.
2.3. Приказ на обследование превентора может оформляться как на обследование одного превентора так и нескольких одновременно.
2.4. Обследование превентора не заменяет проводимых в установленном порядке технических обслуживаний или технических освидетельствований.
2.5. Специалисты, проводящие обследование превентора, должны соблюдать требования правил техники безопасности.
3. АНАЛИТИЧЕСКИЕ ИССЛЕДОВАНИЯ
3.1. Аналитические исследования проводятся с целью определения наиболее нагруженных участков превентора при эксплуатации (поверхностей, подверженных износу, коррозии и т.д.).
3.2. Аналитические исследования проводятся на основании ознакомления и изучения комиссией конструкторско-технологической и эксплуатационной документации и включают в себя:
1) анализ эксплуатационной документации;
2) анализ конструкторско-технологической документации;
3) анализ условий эксплуатации.
3.3. Анализ эксплуатационной документации
3.3.1. При ознакомлении с эксплуатационной документацией необходимо установить ее комплектность и правильность оформления в соответствии с требованиями ГОСТ 2.601-68*.
* На территории Российской Федерации документ не действует. Действует ГОСТ 2.601-2006. - Примечание изготовителя базы данных.
3.3.2. Анализу подлежат следующие эксплуатационные документы:
1) паспорт на превентор, в котором должны содержаться:
основные технические характеристики превентора;
показатели надежности (срок службы);
2) все виды имеющихся эксплуатационных документов, содержащих данные о дате ввода в эксплуатацию, об осмотрах, проведенных ремонтах, а также ранее проведенных обследованиях;
3) сведения об условиях эксплуатации превентора;
4) сведения о наработке.
3.3.2. Анализ конструкторско-технологической документации предусматривает выполнение следующих работ:
1) составление карты объекта (приложение 1) на каждую обследуемую деталь превентора (разработка таблиц, эскизов с указанием сечений и участков деталей, на которых в зависимости от конструкции и условий эксплуатации наиболее вероятно появление дефектов).
При составлении карты объекта особое внимание следует обратить на:
места конструктивных и технологических утонений;
наиболее нагруженные участки;
места возникновения щелевой коррозии локальных застойных зон;
участки с дефектами металла, обнаруженными визуальным обследованием;
2) проверку сборочных единиц и деталей превентора на соответствие требованиям технических условий на капитальный ремонт и чертежей.
3.4. Анализ условий эксплуатации
3.4.1. Анализ условий эксплуатации предусматривает изучение журналов, карт, актов технического обслуживания и другой документации, отражающей условия работы превентора и длительность его эксплуатации:
выписка из паспорта скважины об условиях эксплуатации превентора;
3.4.2. По результатам анализа условий эксплуатации комиссия определяет и заносит в карту объекта следующие сведения:
режимы эксплуатации превентора при прохождении пластов с возможными нефтегазовыми проявлениями;
выявленные отказы в работе узлов и деталей превентора.
3.4.3. Результаты аналитических исследований с исходными данными в картах объекта передаются в лабораторию дефектоскопии для использования при проведении неразрушающего контроля деталей превентора с указанием мест проведения дефектоскопии.
3.4.4. Результаты аналитических исследований и заключения дефектоскопической лаборатории о состоянии деталей превентора используются при составлении плана мероприятий по ремонту превентора в производственных цехах.
4. НАТУРНОЕ ОБСЛЕДОВАНИЕ
4.1. Задачей натурного обследования превентора является выявление дефектов, возникших в процессе эксплуатации, их характеристик и геометрических размеров.
4.2. Обследование проводится наружным осмотром, измерением с помощью универсального и специального измерительного инструмента и приспособлений.
При обследовании внутренних полостей и толщин стенок деталей превентора используются методы неразрушающего контроля.
4.3. Осмотр поверхностей деталей превентора производится во всех доступных местах как с наружной, так и с внутренней стороны.
4.4. Состояние поверхности основного металла обследуемых деталей превентора должно соответствовать требованиям конструкторской документации.
4.5. Все выявленные поверхностные дефекты (раковины, царапины, точечные участки коррозии) подлежат измерению по глубине залегания и протяженности стандартным измерительным инструментом (штангенциркулем, индикатором часового типа) или специальными приспособлениями.
4.6. Характер дефектов внутренних поверхностей деталей (визуально непросматриваемых), их координаты, размеры определяются методом ультразвуковой дефектоскопии.
4.7. Для проведения ультразвуковой дефектоскопии рекомендуются приборы типа ДУК-66ПМ, УД2-12, УДМ-1М, УДМ-3М, имеющие максимальную величину глубины прозвучивания для стали прямым искателем до 2500 мм и 1000 мм призматическим искателем.
4.8. При обнаружении сплошной коррозии (когда коррозией поражена вся поверхность металлических деталей превентора, что приводит к утонению стенок) измерение толщины стенки на соответствие требованиям конструкторской документации производится методом ультразвуковой толщинометрии.
4.9. Для определения толщины стенки рекомендуется применять толщиномеры типа УТ-93П, УТ-80, "Кварц-6", "Кварц-15", УТ-31МЦ и другие приборы, позволяющие измерить толщину стенки в интервале 0,2-50 мм с точностью до 0,1 мм.
4.10. Настройку и эксплуатацию измерительных приборов следует производить в соответствии с требованиями инструкций заводов-изготовителей. Исправность прибора определяется проведением контрольных измерений размеров на эталонных образцах. Калибровку прибора производить перед каждым измерением.
4.11. Места измерения толщин стенок деталей превентора должны быть указаны в прилагаемых к заключению картах объекта. Во всех случаях измерения следует производить в местах наиболее пораженных коррозией.
4.12. Поверхность детали на участке контроля должна быть зачищена от ржавчины и краски, на ней не должно быть вмятин, выпучин или изгибов. Место измерения должно быть зачищено до металлического блеска и протерто мягкой ветошью.
4.13. Сильно корродированная поверхность должна механически обрабатываться в пределах контролируемого участка до получения ровной и гладкой поверхности.
Шероховатость обработанной поверхности должна быть не более .
Нельзя допускать попадания различных механических частиц под щуп из-за возможного нарушения акустического контакта между металлом и щупом.
4.14. Результаты наружного осмотра оформляются актом (приложение 2).
4.15. Результаты ультразвуковой дефектоскопии и толщинометрии оформляются актом (приложение 3).
4.16. По результатам обследования согласно актам составляется заключение о возможности и методах устранения обнаруженных дефектов.
Постановление Федерального горного и промышленного надзора России от 5 июня 2003 г. N 56 "Об утверждении Правил безопасности в нефтяной и газовой промышленности" стр. 14
- три или четыре превентора, в том числе один универсальный, устанавливаются на скважине при вскрытии газовых, нефтяных и водяных горизонтов с аномально высоким давлением. Необходимость установки превентора со срезающими плашками при ожидаемом избыточном давлении на устье скважины ниже 350 кгс/см2 (35 МПа) и объемном содержании сероводорода до 6% определяется организацией по согласованию с территориальными органами Госгортехнадзора России, исходя из характеристики пласта (состав флюида, пористость, проницаемость, дебит и др.);
- четыре превентора, в том числе один превентор со срезающими плашками и один универсальный, устанавливаются на устье в случаях:
а) вскрытия пластов с аномально высоким давлением и объемным содержанием сероводорода более 6%, а также с наличием сероводорода до 6% и избыточным давлением на устье более 350 кгс/см2 (35 МПа);
б) использования технологии спуска и подъема труб при избыточном давлении герметизированного устья;
в) на всех морских скважинах.
2.7.6.5. Все отступления в обвязке устья бурящихся скважин противовыбросовым оборудованием от требований настоящих Правил допускаются по специальному разрешению территориальных органов Госгортехнадзора России при представлении организацией исчерпывающего обоснования, согласованного с противофонтанной службой.
2.7.6.6. Линии сбросов на факелы от блоков глушения и дросселирования должны надежно закрепляться на специальных опорах и направляться в сторону от производственных и бытовых сооружений с уклоном от устья скважины.
Длина линий должна быть:
- для нефтяных скважин с газовым фактором менее 200 м3/т - не менее 30 м;
- для нефтяных скважин с газовым фактором более 200 м3/т, газовых и разведочных скважин - не менее 100 м.
На вновь разведуемых площадях длина линий устанавливается проектом с учетом нормативов отвода земель и охранных зон, но не должна быть менее 50 м.
Линии и установленные на них задвижки должны иметь внутренний диаметр, одинаковый с внутренним диаметром отводов крестовины; после блока задвижек допускается увеличение их диаметра не более чем на 30 мм.
Расстояние от концов выкидного манифольда до всех коммуникаций и сооружений, не относящихся к объектам буровой установки, должно быть не менее 100 м для всех категорий скважин.
Для скважин, сооружаемых с насыпного основания и ограниченных площадок, длина линий от блоков глушения и дросселирования должна устанавливаться подрядчиком по согласованию с заказчиком, территориальными органами Госгортехнадзора России.
Допускается направлять линии сброса в одну сторону с использованием узлов и деталей, имеющих паспорта установленного образца.
2.7.6.7. На скважинах, где ожидаемое давление на устье превышает 700 кгс/см2 (70 МПа), устанавливается заводской блок с тремя регулируемыми дросселями - два с дистанционным и один с ручным управлением.
Во всех остальных случаях установка регулируемых дросселей с дистанционным управлением производится в зависимости от конкретных условий и решается руководством организации при утверждении в установленном порядке схемы обвязки и установки противовыбросового оборудования.
2.7.6.8. Манометры, устанавливаемые на блоках дросселирования и глушения, должны иметь верхний предел диапазона измерений, на 30% превышающий давление совместной опрессовки обсадной колонны и противовыбросового оборудования.
Система нагнетания гидроаккумулятора должна включать устройство автоматического отключения насоса при достижении в ней номинального рабочего давления.
2.7.6.9. Противовыбросовое оборудование должно собираться из узлов и деталей заводского изготовления отечественной или импортной поставки.
Допускается применение отдельных узлов и деталей, изготовленных на базах производственного обслуживания организации в соответствии с техническими условиями, согласованными с противофонтанной службой и утвержденными в установленном порядке. Изготовленные узлы и детали должны иметь паспорта по установленной форме.
2.7.6.10. Для управления превенторами и гидравлическими задвижками устанавливаются основной и вспомогательный пульты.
Основной пульт управления - на расстоянии не менее 10 м от устья скважины в удобном и безопасном месте.
Вспомогательный - непосредственно возле пульта бурильщика. Он включается в режим оперативной готовности перед вскрытием продуктивных и газонефтеводопроявляющих пластов.
2.7.6.11. Штурвалы для ручной фиксации плашек превенторов должны быть установлены в легкодоступном месте, иметь взрывобезопасное освещение и укрытие. На стенке укрытия должны быть нанесены стрелки направления вращения штурвалов, количество оборотов, необходимых для закрытия превентора. На задвижке перед дросселем должна быть закреплена табличка с указанием допустимого давления для устья скважины, допустимого давления для самого слабого участка скважины и плотности раствора, по которой это давление определено.
2.7.6.12. При вскрытии коллекторов, насыщенных нефтью и газом, на буровой необходимо иметь два шаровых крана. Один устанавливается между рабочей трубой и ее предохранительным переводником, второй является запасным.
При вскрытии газовых пластов с аномально высоким давлением, сероводородосодержащих горизонтов на буровой должно быть три крана. Один шаровой кран устанавливается между рабочей трубой и вертлюгом, второй - между рабочей трубой и ее предохранительным переводником, третий - является запасным.
Все шаровые краны должны находиться в открытом состоянии.
Помимо шаровых кранов на буровой необходимо иметь два обратных клапана с приспособлением для установки их в открытом положении. Один кран является рабочим, второй - резервным.
2.7.6.13. Превентора вместе с крестовинами и коренными задвижками до установки на устье скважины спрессовываются водой на рабочее давление, указанное в паспорте. При кустовом способе бурения сроки опрессовки ПВО на рабочее давление определяются по согласованию с территориальными органами Госгортехнадзора России. После ремонта, связанного со сваркой и токарной обработкой корпуса, превенторы спрессовываются на пробное давление.
Превентор со срезающими плашками должен быть спрессован на стенде на рабочее давление при закрытых плашках, а работоспособность превентора проверена путем открытия и закрытия плашек.
Результаты опрессовки оформляются актом.
2.7.6.14. После монтажа, до разбуривания цементного стакана, превенторная установка до концевых задвижек манифольдов высокого давления должна быть спрессована водой, азотом или воздухом на давление опрессовки обсадной колонны.
Выкидные линии после концевых задвижек спрессовываются водой на давление:
- 50 кгс/см2 (5 МПа) - для противовыбросового оборудования, рассчитанного на давление до 210 кгс/см2 (21 МПа);
- 100 кгс/см2 (10 МПа) - для противовыбросового оборудования, рассчитанного на давление выше 210 кгс/см2 (21 МПа).
Результаты опрессовки оформляются актом. заменяются на плашки, соответствующие диаметру спускаемой обсадной колонны или на приемных мостках должна находиться специальная (стальная, с соответствующими прочностными характеристиками) бурильная труба с переводником под обсадную трубу и шаровым краном в открытом положении, спрессованные на соответствующее давление.
2.7.6.15. После монтажа и опрессовки превенторной установки совместно с обсадной колонной, опрессовки цементного кольца за обсадной колонной, дальнейшее бурение скважины может быть продолжено после получения специального разрешения технического руководителя организации, выдаваемого в соответствии с порядком, согласованным с территориальными органами Госгортехнадзора России и противофонтанной службой.
2.7.6.16. Плашечные превенторы должны периодически проверяться на закрытие и открытие. Периодичность проверки устанавливается буровой организацией.
2.7.6.17. При замене вышедших из строя деталей превентора или одного из узлов превенторной сборки, смене плашек на устье превенторную установку подвергают дополнительной опрессовке на величину давления испытания колонны.
Результаты опрессовки оформляются актом.
2.7.6.18. Плашки превенторов, установленных на устье скважины, должны соответствовать диаметру применяемых бурильных труб.
Глухие плашки устанавливают в нижнем превенторе, когда в сборке отсутствует превентор со срезающими плашками.
2.7.6.19. При разноразмерном инструменте на мостках необходимо иметь специальную опрессованную трубу с переводником и шаровым краном (или обратным клапаном), по диаметру и прочностной характеристике соответствующую верхней секции используемой бурильной колонны. Бурильная труба, переводник и шаровой кран окрашиваются в красный цвет.
2.7.6.20. При спуске обсадных колонн в скважины со вскрытыми высоконапорными пластами и несоответствии с установленного универсального превентора ожидаемым устьевым давлениям, плашки одного из превенторов заменяются на плашки, соответствующие диаметру спускаемой обсадной колонны или на приемных мостках должна находиться специальная (стальная, с соответствующими прочностными характеристиками) бурильная труба с переводником под обсадную трубу и шаровым краном в открытом положении, опрессованные на соответствующее давление.
2.7.6.21. Для беспрепятственного доступа обслуживающего персонала к установленному на устье противовыбросовому оборудованию под буровой должен быть сделан твердый настил.
2.7.6.22. Все схемы противовыбросовой обвязки устья скважины в верхней части должны включать фланцевую катушку и разъемные воронку и желоб для облегчения работ по ликвидации открытых фонтанов.
2.7.7. Предупреждение газонефтеводопроявлений и открытого фонтанирования скважин
2.7.7.1. Требования настоящих Правил к рабочим проектам на строительство скважин, буровым растворам, конструкции и креплению скважин, монтажу и эксплуатации противовыбросового оборудования обеспечивают возможность трехстадийной защиты от возникновения открытых фонтанов. Реализация этих возможностей может быть достигнута при выполнении дополнительных условий, устанавливаемых в этом разделе Правил.
2.7.7.2. К работам на скважинах с возможными газонефтеводопроявлениями допускаются рабочие и специалисты, прошедшие подготовку по курсу "Контроль скважины. Управление скважиной при газонефтеводопроявлениях" в специализированных учебных центрах. Проверка знаний и переподготовка этих кадров проводятся не реже одного раза в 3 года.
Превентор скважины: назначение и проблемы эксплуатации
Превентор скважины выполняет очень важную функцию – перекрывает мощный поток
нефти или растворов. Для обеспечения стабильного срабатывания герметизирующего
оборудования в момент чрезвычайной ситуации разрабатываются специальные
покрытия для узлов и механизмов.
Превентор скважины: назначение и устройство
На любой скважине в обязательном порядке устанавливается противовыбросовое обрудование (ПВО). Оно предназначено для герметизации устья скважины при возникновении чрезвычайных ситуаций. Открытое фонтанирование нефти может привести к пожарам и другим непредвиденным последствиям.
Рис. 1. Авария на скважине
Основным элементом ПВО является трехступенчатая система превенторов – плашечный, универсальный, вращающийся.
Плашечный превентор скважины состоит из корпуса, плашек и боковых крышек с гидроцилиндрами.
Он может быть предназначен для герметизации всей площади скважины – с глухой плашкой, и для работы при спущенных бурильных трубах для перекрытия затрубного пространства – с плашкой, вырезанной точно под размер трубы.
Рекомендуется устанавливать на скважину не менее двух перевенторов для разных ситуаций – и с глухой, и с вырезной плашкой.
Герметичность системы обеспечивается за счет уплотнительных колец.
Рис. 2. Превентор в разрезе
Управление работой превентора осуществляется дистанционно через пульт. При поломке пульта предусмотрена возможность ручного перекрытия скважины с помощью специальных штурвалов, установленных за пределами буровой системы.
Противовыбросные системы функционируют при температуре от -40 до +55 °C.
Проблемы при срабатывании механизма, их причины и решение
Превеноры функционируют в агрессивных условиях окружающей среды, что оказывает значительное влияние на их работоспособность.
Во время длительного простоя узлы и детали подвергаются коррозии и разрушению.
Для обеспечения стабильного срабатывания чрезвычайно важного оборудования его элементы и механизмы обрабатывают специальными покрытиями, обладающими высокими антифрикционными и антикоррозионными свойствами.
На внутреннюю поверхность корпуса превентора и гидроцилиндры наносится антифрикционное твердосмазочное покрытие MODENGY 1014. Благодаря этому обеспечивается существенное снижение трения подвижных элементов и предотвращается налипание на корпус асфальтосмолопарафинистых отложений.
На крепежных деталях применяются MODENGY 1014 и MODENGY 1005. Они обеспечивают стабильный момент затяжки, предотвращают коррозию и облегчают процесс монтажа / демонтажа.
На поверхности деталей образуется устойчивый сухой слой, представляющий собой полимерную матрицу из частиц твердой смазки – политетрафторэтилена и дисульфида молибдена. Благодаря этому значительно увеличивается ресурс механизмов.
Покрытия остаются эффективными даже после продолжительного простоя узла. Это гарантирует правильное срабатывание герметизирующей системы в нужный момент.
Проверка превенторов на работоспособность
Превенторы являются главной частью противовыбросового оборудования. От их надежного срабатывания зависят не только материальные потери нефтедобывающей компании, но и здоровье людей и сохранность окружающей среды.
Превенторы должны подвергаться техническому осмотру каждый квартал специалистами буровой компании.
Каждые 8 лет (первый раз после 10 лет) эксплуатации превентора он подлежит обязательному освидетельствованию Ростехнадзором.
Поддержание работоспособности противовыбросового оборудования является ответственным процессом. В этом помогает применение специальных материалов, снижающих агрессивные воздействия окружающей среды и увеличивающих ресурс механизмов и деталей.
Читайте также: