Противовыбросовое оборудование для герметизации устья скважины

Обновлено: 07.07.2024

ПРОТИВОВЫБРОСОВОЕ ОБОРУДОВАНИЕ.

Противовыбросовое оборудование предназначено для герметизации устья скважины с целью предотвращения открытых выбросов жидкости или газожидкостной смеси и фонтанов при бурении, испытании, опробовании и освоении скважины. Основная причина этих явлений — превышение пластового давления (давления в продуктивном пласте залежи) над давлением промывочной жидкости, заполняющей скважину:

где Рпл — пластовое давление; р-плотность промывочной жидкости; g-ускорение свободного падения; z-глубина скважины.

Пластовое давление возрастает примерно на 0,1 МПа на каждые 10 м глубины залегания пласта. Однако встречаются изолированные участки с аномально низким или высоким пластовым давлением, не подчиняющимся этому правилу. Интенсивность фонтанирования и выбросов возрастает с увеличением перепада давлений.

Открытые фонтаны и выбросы представляют опасность для обслуживающего персонала, приводят к загрязнению окружающей среды и пожарам, тушение которых требует больших трудовых и материальных затрат. Противовыбросовое оборудование должно обладать абсолютной надежностью и высокой степенью готовности. Только тогда можно обеспечить своевременное пере­крытие устья скважины при наличии или отсутствии в ней бурильной колонны. При этом должна быть обеспечена возможность выполнения следующих технологических операций:

расхаживание, проворачивание и протаскивание бурильных труб с замковыми соединениями и обсадных труб с муфтами;

закрытая циркуляция промывочной жидкости с противодавлением на пласт;

закачка раствора в пласт буровыми либо цементировочными насосами.

В состав противовыбросового оборудования входят: превенторы, устьевая крестовина, надпревенторная катушка и разъемный желоб, составляющие стволовую часть превенторного оборудования; манифольды для обвязки стволовой части противовыб­росового оборудования, обеспечивающие возможность управления скважиной при газонефтепроявлениях; станции управления превенторами и манифольдом

Существует большое разнообразие конструкций скважин и условий бурения, поэтому для обеспечения надежности охраны окружающей среды и недр земли схемы оборудования устья скважин стандартизованы. ГОСТ 13862—80 предусматривает четыре типовых схемы оборудования устья скважин с числом плашечных превенторов от одного до четырех при бурении на суше. Схемы оборудования при установке превенторов на дне моря и большой толще воды значительно сложнее. Противовыбросовое оборудование устанавливают между устьем скважины и полом буровой установки. В связи с этим для уменьшения высоты и облегчения основания вышечно-лебедочного блока, масса и размеры которого возрастают с увеличением вы­соты пола буровой установки, необходимой для монтажа противовыбросового оборудования, превенторы и другие элементы его стволовой части должны быть компактными.

По правилам безопасности в нефтегазодобывающей промышленности установка противовыбросового оборудования обязательна при бурении на разведочных площадях, газоконденсатных и газовых месторождениях и на месторождениях с аномально вы­сокими пластовыми давлениями. Устье скважины оборудуется превенторами после спуска и цементирования кондуктора и промежуточной колонны. Противовыбросовое оборудование испытывается на прочность и герметичность.

В зависимости от ожидаемой интенсивности нефтегазопроявлений в скважине рекомендуются следующие схемы монтажа оборудования для герметизации устья скважины.

двухпревенторная с двумя линиями манифольда (Рис.15.1.а);

трехпревенторная с двумя линиями манифольда (Рис.15.1.б);

трехпревенторная с тремя линиями манифольда (Рис.15.1.в);

трехпревенторная с четырьями линиями манифольда . (Рис.15.1.г);


Рис.15.1. Схемы оборудования для герметизации устья скважин:

1-установка гидравлического управления; 2 — разъемный желоб; 3-фланцевая катушка; 4-универсальный превентор; 5 —плашечный превентор; 6 — гидроприводная прямоточная задвижка; 7 — быстродействующий (на открытие) клапан; 8 — напорная труба; 9 — фланец под манометр; 10 — запорное устройство и разделитель к манометру; 11— прямоточная задвижка; 12 — тройник; 13 — быстроразъемная полумуфта; 14 —крестови­на; 15 — быстросменный дроссель; 16 — регулируемый дроссель; 17 —отбойная камера- дегазатор; 18 — устьевая крестовина; 19 — колонная головка; / — линия глушения; // — линия дросселирования; III — резервная линия





Обвязка превенторов — манифольд — предназначена для управления давлением в скважине при нефтегазопроявлениях путем воздействия на пласт закачкой раствора и создания противодавления на него. Манифольд состоит из линий дросселирования и глушения, которые соединяются со стволовой частью оборудования для герметизации и представляют собой систему трубопроводов и арматуры (задвижки и регулируемые дроссели с ручным или гидравлическим управлением, манометры и др.).

Линия глушения соединяется с буровыми насосами и служит для закачки в скважину утяжеленного раствора по межтрубному пространству. При необходимости линия глушения используется для слива газированного бурового раствора в ка­меру-дегазатор циркуляционной системы буровой установки.

Линия дросселирования служит для слива бурового раствора и отбора флюидов из скважины с противодавлением на пласт, а также для закачки в скважину жидкости с по­мощью цементировочных агрегатов. В схеме, применяемой при бурении скважин с повышенной опасностью нефтегазопроявлений, верхняя линия дросселирования служит резервной. .

Манифольды рассчитывают на рабочее давление 21, 35, 70 МПа. В зависимости от конструкций задвижек они бывают двух типов: МП — с клиновыми задвижками и МПП — с прямоточными задвижками. Манифольды типа МП в блочном исполнении шифруются МПВ. В шифре манифольдов цифрами указывается диаметр их проходного отверстия (в мм) и рабочее давление (в МПа). Например, манифольд диаметром 80 мм (принимаемый в настоящее время для всех манифольдов) на давление 35 МПа шифруется МПВ-80Х35.

Манифольды устанавливают на рамах-салазках с телескопическими стойками, позволяющими регулировать высоту их расположения в пределах 0,65—1,25 м в зависимости от положения колонной головки над устьем скважины. Высота расположения головки изменяется после спуска и цементирования каждой обсадной колонны. Высота разъемного желоба устанавливается по расстоянию между фланцевой катушкой и ротором буровой установки.

На установках монтируют один или два плашечных превентора. В морских скважинах с устьем на дне моря устанавливают три, а иногда и четыре плашечных превентора, а над ними универсальный превентор. В морских установках монтируют иногда два универсальных превентора. При бурении под давлением над этим превентором располагают вращающийся превентор.

После монтажа линии манифольдов превенторы подвергают гидроиспытаниям под давлением в 1,5 раза превышающим рабочее.

ПРЕВЕНТОРЫ.

Для герметизации устья скважин используют плашечные, универсальные и вращающиеся превенторы.

Плашечный превентор (рис.15.2) предназначен для герметизации устья скважины при наличии и отсутствии труб в скважине. Корпус 2 превентора представляет собой стальную отливку с вертикальным проходным отверстием и цилиндрическими фланцами с резьбой для шпилек. Соединение шпильками позволяет уменьшить высоту превентора, однако требует точной его подвески при монтаже противовыбросового оборудования, обеспечивающей совпадение осей шпилек и отверстий фланца. Число и диа­метр шпилек определяют из расчета фланцевого соединения на герметичность. На опорных поверхностях фланцев имеются канавки для уплотнительной стальной кольцевой прокладки восьмигранного сечения.

Корпус превентора снабжен горизонтальной сквозной полостью для размещения плашек 18. Снаружи полость закрывается боковыми крышками 1 и 6, которые крепятся к корпусу болтами 5. Стыки крышек с корпусом уплотняются резиновыми прокладками 4, установленными в канавках крышек. Используются и откидные крышки, шарнирно соединяемые с корпусом. Для предотвращения примерзания плашек в корпус превентора встраиваются трубки 15 для подачи пара в зимнее время. На боковых торцах крышек посредством шпилек крепятся гидроцилиндры 7 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 8 снабжены Г-образным выступом для соединения с оправкой плашек. Под давлением рабочей жидкости, нагнетаемой из коллектора 3 по трубкам 19 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 9, 13, 14.

Гидравлическое управление превентором дублируется ручным механизмом одностороннего действия, используемым при отключении и отказах гидравлической системы, а также при необходимости закрытия превентора на длительное время. Ручной механизм состоит из шлицевого валика 10 и промежуточной резьбовой втулки 12, имеющей шлицевое соединение с поршнем. Валик 10 посредством вилки И кардана и тяги соединяется со штурвалом, вынесенным на безопасное расстояние от устья скважины. При вращении валика по часовой стрелке резьбовая втулка 12 приводится в прямолинейное движение и перемещает поршень до замыкания плашек превентора. Расчетное время закрытия превентора составляет 10 с при использовании гидравлической системы и 70 с при ручном управлении. При обратном вращении винта поршни остаются неподвижными, а резьбовые втулки благодаря шлицевому соединению с поршнями возвращаются в исходное положение., После перемещения резьбовых втулок в исходное положение превентор можно открыть при помощи гидравлической системы управления.

В плашечных превенторах применяют трубные плашки для герметизации устья скважины с подвешенной колонной буриль­ных или обсадных труб и глухие плашки при отсутствии труб в скважине. При необходимости используют специальные плашки для перерезания труб.

Плашки состоят из резинового уплотнителя 16 и вкладыша 17, соединенных с корпусом болтами и винтами. Армированные металлические пластины придают уплотнителю необходимую прочность и противодействуют выдавливанию резины при расхаживании колонны труб. Наработка уплотнителя измеряется числом циклов закрытия превентора и суммарной длиной труб, протаскиваемых через закрытый превентор со скоростью 0,5 м/ч при давлении в гидроцилиндре и скважине не более 10 МПа. Согласно нормам, средняя наработка до отказа уплотнителя должна составлять не менее 300 закрытий превентора без давления и обеспечивать возможность протаскивания более 300 м труб через закрытый превентор.

Плашечные превенторы не обеспечивают герметизации устья скважины, если на уровне плашек располагаются ведущая труба, бурильный замок, муфта и другие части колонны труб, диаметр и геометрические формы которых не соответствуют установленным в превенторе плашкам. При закрытом превенторе допускается медленное расхаживание колонны в пределах гладкой части труб и невозможно вращение, спуск и подъем бурильной колонны.


Рис.15.2.Плашечный превентор.

Универсальные превенторыобладают более широкими возможностями (рис. 15.3). 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 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.

В корпусе превентора 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 /, 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 масла устанавливается регулирующим клапаном системы гидроуправления.

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 па площадь поршня в полости В превентора. Превентор 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.

Показатель надежности уплотнительных манжет — средняя наработка на отказ, нормируемое значение которого предусматривает безотказную их работу при протаскивании колонны труб длиной не менее 2000 м при давлении в скважине до 10МПа. Для предохранения уплотнительных манжет от преждевременных повреждений торцы бурильных замков и муфт снабжаются фасками, проточенными под углом 18°. Универсальные превенторы, как и плашечные, различаются по диаметру проходного отверстия и рабочему давлению.


Рис.15.3 Универсальный превентор.

Вращающиеся превенторы, предназначены для герметизации кольцевого зазора между устьем скважины и бурильной колонной и обеспечения возможности вращения, подъема и спуска бурильной колонны при герметизированном устье. В составе противовыбросового оборудования вращающийся превентор используется при роторном бурении с очисткой забоя от выбуренной породы газом, воздухом или аэрированным промывочным раствором, а также при обратной промывке скважины и вскрытии пластов с высоким пластовым давлением.

Вращающийся превентор (рис. 15.4) 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. Подшипники ствола смазываются жидким маслом, предохраняемым от утечек и загрязнения асбографитовыми манжетами 8.

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:

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

Противовыбросовое оборудование (ПВО)


Противовыбросовое оборудование (ПВО) предназначено для герметизации устья нефтяных и газовых скважин в процессе их строительства и ремонта с целью безопасного ведения работ, предупреждения выбросов и открытых фонтанов, охраны окружающей среды.

Интера выпускает противовыбросовое оборудование с 1 по 9 схему согласно ГОСТ 13862-90 с условными проходами Ду - 156, 180, 230, 280, 350, 425 и 540 мм с боковыми отводами под манифольд Ду -50, 65, 80 мм на рабочее давление Ру- 21, 35, 70, 105 МПа в исполнении К1, К2 и К3 по ГОСТ 13862-90, AA – FF по API 6A&16A.

Основные составные части ПВО

  • Стволовая часть ПВО:
    • устьевая крестовина/ адаптерная катушка
    • превентор плашечный сдвоенный или одинарный гидравлический
    • превентор универсальный гидравлический кольцевой
    • блок глушения и блок дросселирования

    «Интера» осуществляет продажу оборудования, узлов и агрегатов буровых установок. Установленные партнерские и дилерские отношения с известными международными изготовителями, позволили «Интера» показать устойчивое развитие, повысить качество услуг и завоевать доверие буровых подрядчиков и нефтегазовых компаний.

    Станция управления противовыбросовым оборудованием


    Предназначена для оперативного управления блоком превенторов и задвижками с гидроприводом с целью герметизации устья скважины и выполнения необходимых технологических операций при бурении и капитальном ремонте нефтяных скважин. Изготавливается в соответствии с ГОСТ 13862-90. Может изготавливаться в соответствии с техническими условиями API 16D.

    Станция обеспечивает

    • бесперебойную подачу рабочей жидкости к гидроприводным системам ПВО по команде с основного пульта управления или дистанционного пульта управления бурильщика;
    • поддержание требуемого давления рабочей жидкости.

    Станция предназначена для работ в умеренной, умеренно-холодной и холодной климатических зонах по ГОСТ 16350-80.
    Климатическое исполнение — УХЛ, категория размещения при эксплуатации -1 по ГОСТ 15150-69.
    Все электрооборудование станции выполнено во взрывозащищенном исполнении, в соответствии с ГОСТ 12.2.020-76, для зон класса В-Iг по ПУЭ.



    Поставляемые приборы и оборудование соответствуют условиям среды размещения по:

    • пыле-влагозащите;
    • взрывозащите;
    • климатическому исполнению;
    • по защите от внешних механических воздействий (в том числе от вибрации) в соответствии с ГОСТ 16962.2-90.

    Все блоки выполнены на базе взрывозащищённых коробок. Оборудование соответствует требованиям NACE International, стандарт NACE MR0175/ISO 15156.

    Взрывозащищенность коробок обеспечивается видом взрывозащиты: «Взрывонепроницаемая оболочка» по ГОСТ Р 52350.1-2005 и выполнением их конструкции в соответствии с требованиями ГОСТ Р 51330.0-99 (МЭК 60079-0-98).

    Блок-бокс представляет собой утепленное модульное здание, которое изготавливается из металлоконструкций, применяется для размещения основного пульта станции гидроуправления и обладает следующими достоинствами:

    • многократная передислокация и лёгкость монтажа. При необходимости он легко демонтируется и перевозится на новое место;
    • минимальное время ввода в эксплуатацию, обусловленное максимальной заводской готовностью.

    Блок-боксы выполнены в виде пространственной каркасно-панельной несущей конструкции. Блок-бокс имеет систему освещения, отопления и вентиляции. Планировка (окна, двери, перегородки) выполнены для удобства обслуживания.

    Читайте также: