Плашечные превенторы могут герметизировать скважину если против превентора находится

Обновлено: 04.07.2024

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

Превентор плашечный

Превентор плашечный является основным герметизирующим устройством, который устанавливается на устье скважины для предотвращения выбросов и воздействия на скважину при проявлениях, им можно герметизировать скважину как при наличии в ней бурильных труб, так и при их отсутствии.

Крепление превентора осуществляется с помощью комплекта резьбовых шпилек к фланцу нижесмонтированного узла (крестовины, катушки или другого превентора). Уплотнение фланцев осуществляется с помощью специального уплотняющего стального кольца.

Определить все необходимые размеры и параметры фланцев, шпилек и уплотнительных колец противовыбросового оборудования можно с помощью фланцевой линейки.

По количеству секций превенторы плашечные бывают:

С помощью плашечных превенторов выполняют следующие операции:

Устройство превентора плашечного показано на рисунке выше.

Для работы превентора существует три вида плашек:

Превентор скважины: назначение и проблемы эксплуатации

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.

mechanismone

1. При бурении используется буровой раствор, в задачу которого входит остужение буровой коронки, т.к. при проходке она нагревается от трения, поднятие кусочков отколотой породы наверх, и стабилизация давления в скважине. Чем глубже скважина, тем большее давление создается в ней, буровой раствор должен быть правильной консистенции, чуть более тяжелый чем жидкости в породах грунта, для подавления давления, но не слишком тяжелый, для сохранения целостности пластов. В процессе бурения раствор может меняться, в зависимости от прохождения различных пород и участков с разным давлением.

2. Если же буровая колонна попадает в пласт с газом, или карман с водой под высоким давлением, то вода, газ или другие жидкости под давлением по скважине устремляется вверх, и происходит взрыв скважины. В такой ситуации только правильно подобранный превентор может сохранить вышку от пожара и разрушения.
Линия возврата бурового раствора на поверхность.

3. Превенторы делятся на три основных класса:
- Плашечные - могут быть как глухими (для полного перекрытия устья скважины), так и проходными (имеющими вырез для обхвата буровой трубы).
- Универсальные или кольцевые превенторы - служат для перекрытия устья скважины с любым элементом буровой колонны в ней (замком, буровой трубой, ведущей трубой)
- Вращающиеся - уплотняют устье скважины с вращающейся в ней буровой колонной.
Плашечные превенторы не могут перекрывать устье скважины, если колонна вращается.

4. На самом верху всегда находится универсальный или кольцевой превентор, он имеет округлую форму и состоит из стального корпуса, в полости которого находится мощное кольцевое упругое резиновое уплотнение. Под уплотнением находится гидравлический поршень (бронзовый, на данном разрезе), который гидравлическим давлением поднимается наверх, сжимая уплотнитель, который, в свою очередь, обхватывает буровую трубу, создавая изоляцию. Отличительная черта этого типа превентора заключается в том, что благодаря эластичности уплотнителя превентор может быть закрыт на трубах различного диаметра или замках.
Еще одной отличительной чертой кольцевого превентора является то, что он позволяет протаскивание трубы через закрытый превентор (до износа уплотнителя может быть протащено до 2500 метров труб), что немаловажно при попадании в пласты с высоким давлением, а также он позволяет проворачивать буровую колонну.

5. Под кольцевым превентором находится каскад плашечных превенторов. Плашечные превенторы в основной массе однокорпусные, с двойной системой закрытия плашек - гидравлической и механической. Отличительной чертой плашечных превенторов, в отличии от кольцевых, является то, что они способны сдерживать более высокое давление в скважине.
Проходные плашечные превенторы имеют отверстие на ножах равное внешнему диаметру буровой трубы, таким образом ножи способны плотно обхватывать буровую колонну изолируя скважину от поверхности. Минусом такого превентора является то, что он не способен закрыться за замке труб или ведущей трубе.

6. Глухие превенторы делятся на два типа: глухие - предназначенные для закрытия скважины при отсутствии бурильных труб, и срезающие - способные перерезать буровую колонну при закрытии плашек.
Применение срезающих превенторов - это самый последний шаг по спасению вышки и стабилизации давления, т.к. при срезании, если происходит выемка колонны, отрезанные трубы "упадут" вниз, после чего их придется доставать, на что могут уйти недели.

7. Вращающиеся превенторы применяются намного реже, и служат буфером между устьем скважины и буровой трубой. Они применяются в случаях, когда давление в скважине будет заведомо постоянно высоким . Такие превенторы позволяют выполнять буровые операции в нормальном ритме, опускать или поднимать буровую колонну, бурить с промывкой, работать с пластами в процессе газопроявлений. По сути дела, это глубоко усовершенствованный кольцевой превентор.

8. Кроме того, превенторы используемые при бурении на суше и морском бурении отличаются дизайном. Морские плашечные превенторы имеют дополнительную линию гидравлического управления - фиксирующую плашки, помимо линии для их перемещения.
Морские превенторы также значительно больше по размерам, и могут достигать высоты до десяти метров. Кроме того, при низких температурах, как на суше, так и в морских условиях, превенторы могут отапливаться паром.
Каскад превентора подбирается индивидуально для бурения каждой скважины, и может включать в себя нагромождение из кольцевого превентора и трех-четырех плашечных превенторов. Некоторые вышки, как например на этой фотографии работают по сути без превентора, имея только кольцевой. Но в случае попадания в газовый карман, он может и не спасти вышку от пожара.
Также превентор имеет систему погашения давления в скважине, но это уже отдельная история.

9. Как же выглядит взрыв скважины в реальности? Данные видео наглядно это показывают. Кроме выброса жидкостей может произойти и взрыв, если в скважине есть газ.

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:

Превенторы

Превенторы обеспечивают при необходимости герметизацию устья скважины и управление давлением в скважине.
Превентор характеризуется: маркой; типом; номинальным размером (минимальный диаметр проходного отверстия); серией (максимальное рабочее давление в МПа). Последние две характеристики определяют номинальный размер соединительных фланцев, который обычно соответствует проходному отверстию в превенторе и максимальному рабочему давлению.
При работе с превентором учитываются следующие эксплуатационные параметры:
• отношения закрытия и открытия (соотношение между давлением в скважине в момент закрытия - или открытия - и давлением в гидравлической камере для закрытия или открытия превентора). Например, если соотношение закрытия равняется 7:1, то при давлении в скважине 49 MПa на поршни управления плашками, чтобы закрыть их, необходимо подать давление 7 МПа,
• необходимые объемы рабочей жидкости для закрытия или открытия превентора,
• габариты (высота, длина, ширина, вес), в особенности длина или ширина (в зависимости от типа) при открытии для замены плашек.
Типы превенторов
Плашечные превенторы:
• превенторы с глухими плашками для полного закрытия,
• превенторы с глухими срезающими плашками для полного закрытия и срезания труб,
• превенторы с трубными плашками при закрытии на заданный размер бурильных труб,
• превенторы с трубными плашками переменного размера при закрытии на заданный диапазон диаметров бурильных труб.
Во многих современных плашечных превенторах имеются боковые циркуляционные отводы, которые уменьшают вертикальные габариты стволовых сборок за счёт исключения циркуляционных отводов (крестовин) и повышают надёжность герметизации устья скважины (рис. 3.9).

Плашечные противовыбросовые превенторы могут быть одинарные, сдвоенные и строенные.
Время закрытия плашечного противовыбросового превентора в наземной сборке не должно превышать 30 сек.
Для предупреждения случайного открывания плашек плашечного превентора должны быть укомплектованы ручным или гидравлическим механизмом фиксации плашек.
При установке плашек необходимо соблюдать правильное направление, т.к. закрывание плашек обеспечивает герметичное уплотнение только в направлении снизу вверх.
Для обнаружения протечек на основном уплотнительном элементе используется контрольное отверстие, которое предназначено для контроля герметичности превентора, т.к. в случае, если основной уплотнительный элемент поврежден, давление в скважине может открыть превентор (рис. 3.10).

Плашки могут быть:
• Трубные. Для каждого типа размера труб используются соответствующие им плашки. Исключение составляют модели превенторов с универсальными плашками, в которых плашки могут герметизировать трубы, несколько ближайших размеров.
• Глухие.
• Срезающие глухие (рис. 3.11).

Рабочее давление в системе управления превентором составляет 10,5 МПа с возможностью повышения давления до 21 МПа и кратковременно до 35 МПа для перерезания бурильной колонны. В случае использования срезающих плашек бурильная колонна подвешивается на трубных плашках нижерасположенного превентора.
Универсальные (кольцевые) превенторы предназначены для:
- герметизации устья на колонне бурильных или обсадных труб, включая замковые соединения и муфты;
- герметизации устья на ведущей трубе различного сечения;
- герметизации на кабеле или канате при перфорации или инструментальных исследованиях скважины;
- герметизации устья при отсутствии труб в скважине (в исключительных случаях);
- спуска и подъёма (протаскивания), вращения бурильной или обсадной колонны при закрытом герметизирующем элементе и при наличии давления в скважине.
В любых ситуациях на скважине во время газоводонефтепроявления и при наличии на устье универсального превентора закрывается сначала универсальный превентор, а потом, при необходимости, плашечный.
Основные типы универсальных превенторов представлены на рис. 3.12.
Время закрытия для наземных превенторных сборок;
- для диаметров 20 дюймов и выше - не более 45 сек.
- для диаметров менее 20 дюймов - не более 30 сек.
Выше универсального превентора могут быть установлены дивертор или вращающийся превентор.

Дивертор - устройство, используемое в начальной стадии бурения (чаще всего на морских установках), которое позволяет отвести газ от стола ротора в случае вскрытия высоконапорных зон ограниченного объёма. Система включает: кольцевой уплотнитель на небольшое давление, установленный под столом ротора; блок задвижек для управления потоком циркулирующей жидкости и линии сброса.
Вращающиеся превенторы (герметизаторы) обеспечивают герметизацию устья при вращении бурильной колонны в процессе работы долота на забое и располагаются над универсальным превентором. Они применяются для герметизации устья при бурении на Депрессии или на равновесии относительно пластового давления и в случае бурения с продувкой газообразными агентами или с промывкой аэрированным раствором.
Перекрывающие устройства (обратные клапаны) представляют собой устройства, которые располагают в бурильной колонне для быстрого перекрытия канала в колонне. Их рабочее давление равно рабочему давлению превенторов или превышает его.
Превенторные сборки
Сборка противовыбросовых превенторов предусматривает определённую последовательность расположения превенторов. Выше всех в превенторной сборке устанавливается универсальный превентор (за исключением случая использования дивертора или вращающегося превентора, которые устанавливаются над универсальным превентором).
Плашечные превенторы устанавливают в определенной последовательности, которая определяется с учётом реальных условий:
• необходимость герметизации устья скважины при возможности проявления в случае наличия (рис. 3.13 а) или отсутствия бурильных труб (рис. 3.13 б) в стволе и возможность циркуляции через штуцерную линию или линию глушения скважины. Чтобы обеспечить возможность выполнения такой операции, необходимо буровую катушку (циркуляционную крестовину) располагать ниже закрытого противовыбросового превентора;

• возможность подвешивания бурильной колонны - выполнение такой процедуры требует удержания бурильной колонны трубными плашками при закрытии глухих срезающих плашек (поэтому может быть выполнена только при установке глухих срезающих плашек на достаточном расстоянии для размещения бурильного замка над удерживающими трубными плашками) (рис. 3.14);

• возможность закрыть скважину во время смены плашек (например - перед спуском обсадной колонны) при отсутствии бурильной колонны в скважине;
• снижение числа соединений в блоке.
Возможность замены двух или трех отдельных соединенных между собой превенторов сдвоенным или строенным превентором уменьшает число соединений и снижает высоту блока.

Выбор ПВО
Противовыбросовое оборудование выбирают так, чтобы:
1) рабочее давление плашечных превенторов рПРВ было больше наивысшего ожидаемого давления на устье скважины при газонефтеводопроявлении рПРВ > (рУ)max;
2) диаметры проходных отверстий в превенторах - больше диаметра долот, которыми предстоит бурить ствол скважины после установки этого оборудования, и наибольшего наружного диаметра обсадной колонны, которой нужно крепить пробуренный участок.
Ожидаемое наибольшее давление на устье газовой скважины при полном выбросе промывочной жидкости рассчитывается по формуле

б) во избежание разрыва устьевого участка той же колонны

2. Средняя температура газа в скважине в случае аварийного фонтанирования

3. Приведенная температура газа в закрытой скважине

4. Предположим, что среднее давление газа в закрытой скважине 50 МПа, тогда приведенное давление

7. То есть предварительная оценка среднего давления в закрытой скважине была сделана правильно

8. Для герметизации устья данной скважины требуется противовыбросовое оборудование, рабочее давление плашечных превенторов которого превышает 46 МПа, а диаметр проходных отверстий в превенторах более 216 мм. Поскольку скважина газовая, давление на устье может быть весьма высоким, а прочность пород коллектора недостаточно высокая, примем за основу четвертую схему герметизации устья по ГОСТ 13 862-90,
В одном плашечном превенторе установим трубные плашки под бурильные трубы диаметром 127 мм, а в другом - глухие плашки.
9. Давление опрессовки противовыбросового оборудования

Устройство и принцип действия превенторов

Превентор, выпускаемый ВЗБТ (рис. ХШ.2) состоит из стального литого корпуса 7, к которому на шпильках крепятся крышки / четырех гидравлических цилиндров 2. В полости А цилиндра 2 размещен главный поршень 3, укрепленный на штоке 6. Внутри поршня размещен вспомогательный поршень 4, служащий для фиксации плашек 10 в закрытом состоянии отверстия Г ствола скважины. Для закрытия отверстия плашками жидкость, управляющая их работой, поступает в полость А, под действием давления которой поршень перемещается слева направо.

Вспомогательный поршень 4 также перемещается вправо, и в конечном положении он нажимает на кольцо-защелку 5 и фиксирует тем самым плашки 10 в закрытом состоянии, что исключает самопроизвольное их открытие. Чтобы открыть отверстие Г ствола, надо передвинуть плашки влево. Для этого управляющая жидкость должна быть подана под давлением в полость В, которая перемещает вспомогательный поршень 4 по штоку 6 влево и открывает защелку 5. Этот поршень, дойдя до упора в главный поршень 3, передвигает его влево, тем самым раскрывая плашки. При этом управляющая жидкость, находящаяся в полости Ј, выжимается в систему управления.

Плашки 10 превентора могут быть заменены в зависимости от диаметра уплотняемых труб. Торец плашек по окружности уплотняется резиновой манжетой 9, а крышка 1 - прокладкой //. Каждый из превенторов управляется самостоятельно, но обе плашки каждого превентора действуют одновременно. Отверстия 8 в корпусе 7 служат для присоединения превентора к манифольду. Нижним торцом корпус крепится к фланцу устья скважины, а к верхнему его торцу присоединяется универсальный превентор.

Как видно, плашечный превентор с гидравлическим управлением должен иметь две линии управления: одну для управления фиксацией положения плашек, вторую для их перемещения. Превенторы с гидравлическим управлением в основном применяют при бурении на море. В ряде случаев нижний превентор оборудуется плашками со срезающими ножами для перерезания находящейся в скважине колонны труб.

Для бурения на суше применяют в основном однокорпусные плашечные превенторы с двойной системой перемещения плашек: гидравлической и механической без системы гидравлического управления их фиксацией. По конструкции эти превенторы (рис. XIII.3) значительно проще. Такой превентор состоит из корпуса 2, внутри которого помещаются плашки и крышки с гидроцилиндрами 1 и 5. Корпус 2 представляет собой стальную отливку коробчатого сечения, имеющую проходное вертикальное отверстие диаметром Dи сквозную горизонтальную прямоугольную полость, в которой размещаются плашки. Перекрывающие устье скважины плашки комплектуются под определенный размер трубы. При отсутствии в скважине бурильных труб устье перекрывается глухими плашками.

Плашки превентора разъемной конструкции состоят из корпуса 9, сменных вкладышей 11 и резинового уплотнения 10. Плашку в собранном виде насаживают на Г-образный паз а штока 7 и вставляют в корпус превентора. Полость корпуса с обеих сторон закрывается откидными крышками гидроцилиндров / и 5, шарнирно подвешенными на корпусе. Крышка к корпусу крепится болтами 4.

Каждая плашка перемещается поршнем 6 гидравлического цилиндра 8. Масло от коллектора 3 по стальным трубкам и через поворотное ниппельное соединение под давлением поступает в гидроцилиндры. Полость плашек превентора в зимнее время (при температуре -5°С и ниже) обогревается паром, подаваемым в паропроводы. Поршень со штоком, крышка и цилиндры уплотняются при помощи резиновых колец.

Универсальный превентор предназначен для повышения надежности герметизации устья скважины. Его основной рабочий элемент - мощное кольцевое упругое уплотнение, которое при открытом положении превентора позволяет проходить колонне бурильных труб, а при закрытом положении--сжимается, вследствие чего резиновое уплотнение обжимает трубу (ведущую трубу, замок) и герметизирует кольцевое пространство между бурильной и обсадной колоннами. Эластичность резинового уплотнения позволяет закрывать превентор на трубах различного диаметра, на замках и УБТ. Применение универсальных превенторов дает возможность вращать и расхаживать колонну при герметизированном кольцевом зазоре.

Кольцевое уплотнение сжимается либо в результате непосредственного воздействия гидравлического усилия на уплотняющий элемент, либо вследствие воздействия этого усилия на уплотнение через специальный кольцевой поршень.

Универсальные превенторы со сферическим уплотняющим элементом и с коническим уплотнителем изготовляет ВЗБТ.

Универсальный гидравлический превентор со сферическим уплотнением плунжерного действия (рис. XIII.4) состоит из корпуса 3, кольцевого плунжера 5 и кольцевого резинометал-лического сферического уплотнителя /. Уплотнитель имеет форму массивного кольца, армированного металлическими вставками двухтаврового сечения для жесткости и снижения износа за счет более равномерного распределения напряжений. Плунжер 5 ступенчатой формы с центральным отверстием. Уплотнитель / фиксируется крышкой 2 и распорным кольцом 4. Корпус, плунжер и крышка образуют в превенторе две гидравлические камеры А и Б, изолированные друг от друга манжетами плунжера.

При подаче рабочей жидкости под плунжер 5 через отверстие в корпусе превентора плунжер перемещается вверх и обжимает по сфере уплотнение / так, что оно расширяется к центру и обжимает трубу, находящуюся внутри кольцевого уплотнения. При этом давление бурового раствора в скважине будет действовать на плунжер и поджимать уплотнитель. Если в скважине нет колонны, уплотнитель полностью перекрывает отверстие. Верхняя камера Б служит для открытия превентора. При нагнетании в нее масла плунжер движется вниз, вытесняя жидкость из камеры А в сливную линию. Уплотнитель расширяется и принимает прежнюю форму.

Кольцевой уплотнитель позволяет:

протаскивать колонны общей длиной до 2000 м с замками или муфтами с конусными фасками под углом 18°;

расхаживать и проворачивать колонны;

многократно открывать и закрывать превентор.

Конструкция превентора допускает замену уплотнителя без его демонтажа. Управление универсальным превентором может осуществляться либо с помощью ручного плунжерного насоса, либо с помощью насоса с электроприводом. Время закрытия универсального превентора гидроприводом 10

Вращающийся превентор применяется для герметизации устья скважины в процессе ее бурения при вращении и расхаживании бурильной колонны, а также при СПО и повышенном давлении в скважине. Этот превентор уплотняет ведущую трубу, замок или бурильные трубы, он позволяет поднимать, спускать или вращать бурильную колонну, бурить с обратной промывкой, с аэрированными растворами, с продувкой газообразным агентом, с равновесной системой гидростатического давления на пласт, опробовать пласты в процессе газопроявлений.

Основной элемент вращающегося превентора (рис. ХШ.5) - уплотнитель 2, позволяющий протаскивать инструмент через его отверстие. Уплотнитель состоит из металлического основания и резиновой части, прикреплен к стволу 4 при помощи байонетного соединения и болтов. От проворачивания его предохраняют шпоночные выступы, входящие в вырезы ствола.

В патроне 7 превентора на двух радиальных 5 и одном упорном 6 подшипниках качения смонтирован ствол 4. Манжетные уплотнения 3 служат для предохранения превентора от попадания в него жидкости из скважины между стволом, корпусом и патроном. Фиксация патрона 7 в корпусе / осуществляется защелкой 9, которая открывается под давлением масла, подаваемого ручным насосом через штуцер 8.

Читайте также: