Шаровой кран или обратный клапан на колонну труб должен наворачиваться а значит и быть наготове

Обновлено: 04.07.2024

Обратные клапаны и шаровые краны

Обратный клапан предназначен для предупреждения выброса жидкости или газа из скважины в процессе спуска и подъема бурильных труб и НКТ, при прекращении промывки скважины в процессе бурения и ремонта скважин. Выпускаются следующие типы обратных клапанов:

- клапан конусный с резиновым уплотнением (КОБ)

- КОБТ – клапан обратный буровой тарельчатый на рабочее давление 350 атм

- КОБМ - клапан обратный буровой манжетный на рабочее давление 350 атм

Недостатки:

1. Одностороннего действия

2. Недолговечность тарелки и седла

3. Невозможно пропускать геофизические приборы

4. При переливах невозможно навернуть

Клапан тарельчатый (рис. 16) состоит из корпуса 1 с присоединительными резьбами, направляющего гнезда 4, штока 5 с тарелкой 6, пружины 3 с гайкой 2. Наворачивание обратного клапана на колонну труб при переливе раствора из скважины затруднено. Поэтому применяют приспособление, которое позволяет наворачивать клапан в открытом положении.

При интенсивном переливе скважины необходимо обратный клапан навернуть на квадратную штангу с вертлюгом для увеличения веса и затем уже наворачивать на колонну труб. После крепления клапана приспособление с квадратной штангой отворачивают, и клапан закрывается. Опрессовывают обратный клапан с использованием воды при рабочем давлении в течение 30 с.

Рис. 16. Обратный клапан тарельчатый 1 – корпус; 2 – гайка; 3 – пружина; 4 – направляющее гнездо; 5 – шток; 6 - тарелка

Рис. 17. Шаровый кран: 1- корпус; 2 - гибкое кольцо; 3 - сегментный упор; 4 - кольцо; 5 - верхнее седло; 6, 11-17- кольцо "О"; 7- кольцо, 2 шт.; 8 - сегментное кольцо; 9 - шар; 10 - пробка маневрирования; 12 - кольцо, 2 шт.; 13 - ограничитель; 14 - подшипник скольжения (кольцо); 15 - нижнее седло; 16 - пружина; 18 - кольцо, 2 шт; 19 - пробка; 20 - прокладка

Шаровый предохранительный кран (рис. 17) состоит из корпуса 1, имеющего в верхней части муфту с резьбой, а в нижней части - ниппель с резьбой. Закрытие производят при повороте шара 7 при помощи ключа, который вставляется в пробку маневрирования 8. Верхнее седло 4 и нижнее 11 имеют сферические уплотнительные поверхности для соприкосновения с шаром 7. Герметизация давления под краном обеспечивается уплотнительными кольцами 16 и 18 и при помощи колец 13 и 5. Постоянный контакт между шаром и седлами обеспечивается кольцом (пружиной) 12. Верхнее седло 4 опирается на сегментное кольцо 6. Крепление верхней части седла осуществляется узлом, состоящим из сегментной опоры 2, кольца 3 и гибкого кольца 15. Для смазки контактных поверхностей между шаром и седлами предусмотрена пробка 19.

Краны выпускаются двух типов: кран шаровый верхний (КШВ), который устанавливается между вертлюгом и квадратной штангой (левая резьба); кран шаровый нижний (КШН) с правой резьбой — устанавливается между квадратной штангой и бурильными трубами.

При возникновении проявления кран закрывают поворотом ключа на 90°.

Рис. 18. Шаровой кран типа КШЦ: 1 – пружина тарельчатая; 2, 7 – седло плавающее; 3, 4, 13 – кольца уплотнительные; 5 – узел управления шаром; 6 – фторопластовое уплотнительное кольцо; 8 – корпус; 9, 12 – стакан; 10 – упор; 11 – шаровой запорный орган; 14 - гайка

Рис. 19. Устройство противовыбросовое для бурильных труб (клапан–отсекатель) типа УП-178 1 – резьба замковая ниппельная З-147; 2 – втулка фигурная; 3 – стакан; 4 – шариковый фиксатор; 5 – обойма; 6 – шаровой запорный кран; 7 – кольцо упорное; 8 – пружина тарельчатая; 9 – седло посадочное; 10 – резьба замковая муфтовая З-133; 11 - корпус

Аварийная планшайба.

Предназначены для герметизации устья скважины с целью предупреждения ГНВП при освоении и ремонте скважин

Как правильно устанавливать шаровой кран, какой стороной к стояку? Разница значительная

Подумал я и решил, что сегодняшнюю статью посвящу установке шаровых кранов. Оказывается, многие не знают, как это делать правильно!

Предлагаю начать с истоков – с технологии производства запорной арматуры. Каждый шаровой кран представляет собой металлическую, монолитную деталь. Сам шарик нельзя засунуть в корпус, зажав его прокладками, если заранее не разделить изделие на части.

Что мы имеем? Краны создают на конвейере, каждое изделие собирается вручную. Сначала детали изготавливаются на станках, а потом попадают в руки работников предприятия. В конструкции крана присутствуют элементы, изображённые ниже на картинке ниже:

Вернёмся к шарику, а точнее к шаровому затвору. Эту деталь помещают в корпус, после чего прижимают гайкой. В результате шарик плотно сидит между слоями уплотнителя. Но, насколько бы это соединение не было надёжным, оно разборное, а значит, не исключён риск протечек.

Источник изображения: сервис Яндекс Картинки Источник изображения: сервис Яндекс Картинки

Шаровой кран может работать в обоих направлениях. Но есть в этой детали очень уязвимое место – заводское место соединения гайки к корпусу крана . Как правило, именно здесь случаются протечки, поскольку герметичность соединения со временем уменьшается. Это может произойти по нескольким причинам:

заводской брак;
некачественная деталь;
возникновение гидроудара в системе;
закончившийся эксплуатационный срок крана.

Как правило, неопытные установщики не обращают внимания, какой стороной они ставят шаровой кран. Желательно, чтобы цельная часть корпуса крепилась к источнику давления. В ряде случаев именно из-за неисправности крана происходят аварийные ситуации.

Правильно шаровой кран должен быть установлен так:

На картинке видно, что даже если корпус лопнет по шву, то затвор из корпуса никуда не денется. Хоть изделие и потеряет свою герметичность, затвор будет сдерживать рабочий поток . Это спасёт от возникновения критических ситуаций: потопа или взрыва газа.

Профессиональные монтажники устанавливают арматуру правильно. Данное правило работает и у электриков: фаза должна находиться с правой стороны. Опытные, хорошие мастера всегда пользуются этим нехитрым знанием.

Спасибо, что дочитали статью до конца ! Буду очень рад вашему лайку 👍 и подписке на канал.

Устройство и назначение шаровых кранов и обратных клапанов.

Шаровой кран применяется для перекрытия канала труб при остановке в работе НГВП и в составлении колонны БТ и НКТ в различных технологических процессах. Крана с не выступающим пальцем устанавливается как на устье, так я в колонну труб спускаются в скважину. Крана с выступающим пальцем используются только на устье. Шаровой кран, корпус воспроизводит внутреннее давление и растягивает нагрузку. Сверх корпус имеет муфтовую резьбу, снизу в зависимости от исполнения может быть ниппельная или муфтовая, внутри корпуса расположены два седла и шар. Нижнее седло подпружинено, верхнее закреплено сухарями и имеет уплотнение по наружному диаметру и поверхности прилегающего клапана. Шар приводит во вращение пальцы. Штифт устанавливается в корпусе и обеспечивает поворот шара на 90 градусов. Испульзуются так же шаровые и дроссельные обратные клапаны.

Сантехник рассказал, какой кран лучше (шаровый, вентиль или задвижка). Слабые места запорной арматуры

При монтаже водопровода используют запорную арматуру. С ее помощью перекрывают подачу воды. Некоторые спрашивают, какой из 3 вариантов лучше: шаровый, вентильный либо кран задвижка ?

Конечно, многое зависит от эксплуатации и системы. Каждый вид хорош и плох по-своему. Но попробуем все же выявить лучший.

Кран задвижка

Отличаются своей простотой конструкции. Затвор находится внутри корпуса, вращается под прямым углом. Основной материал для задвижки: сталь, а так же чугун, нержавейка.

Затвор находится только в 2 положениях : «закрыто», «открыто». Если установить в промежуточном положении, то может привести к поломке механизма. Наполовину открытое/закрытое устройство подвергается воздействию абразивных веществ, которые находятся в воде. Появляются царапины и другие мелкие поломки. Срок использования от 10 лет или 2 0000 цикл.

Слабые места : из-под штока начинает сочиться вода. Решается проблема с помощью подтяжки гайки или замены прокладки. Еще минусы: значительная высота и загрязнение затвора. Но можно прочистить и опять пользоваться.

Есть особые задвижки с обрезиненным клином . На корпусе крана есть маркировка (P). Арматура имеет значительные преимущества: исключение протечек, затвор не заклинивает, защита от коррозии, двойное уплотнение шпинделя.

Служит кран до 50 л. Однако такие задвижки выпускают для труб с большим диаметром. Для бытовой надобности делают затворы из латуни.

Вентиль

Этот запорный механизм схож с предыдущим вариантом (задвижкой).

Поворачивая маховик, вращается шпиндель в корпусе. Он смещается и золотник опускается в так называемое седло, запирая при этом поток жидкости.

Плюсы : ремонтопригодность, возможность регулировки потока. Часто меняют прокладку золотника и производят подтяжку прокладки сальников. В вентиле меньше трущихся элементов, по сравнению с краном-задвижкой. Срок : от 20 л. или 8 000 цикл. работы.

Минусы вентиля: гидравлическое сопротивление. В некоторых зонах накапливаются разные примеси, приводящие к коррозии. Усыхание или залипание прокладки золотника приводит к плохой работе крана.

Есть в продаже прямоточный вентиль . В нем шпиндель располагается под наклоном. При этом плюс: гидравлическое сопротивление меньше, чем в обычном вентиле.

Шаровый кран

Запорный элемент находится внутри в виде шара с отверстием. Полнопроходность – главный плюс некоторых устройств.

При открытии крана проходное сечение равно диаметру трубы. Есть так же неполнопроходные (редуцированные) модели.

Шаровые краны универсальны, компактны, надежны, герметичны. Оперативность управления (один поворот) их отличительный «конек». Срок службы до 50 л. или 25 тыс. циклов.

Минусы : такой кран используют лишь в 2 положениях. Нет возможности регулировать поток воды. Невысокая морозостойкость. В кране может замерзнуть вода, которая разорвет корпус. Вентили и задвижки в этом плане лучше. Кран не ремонтируют и при поломке сразу меняют на новый. В бытовых целях шаровый кран несомненно лидирует.

Установка запорной арматуры

Учитывая ответственную роль, сложности конструктивного исполнения и немалую стоимость изделий, установка запорной арматуры на промышленных трубопроводах должна производиться только специалистами высокого класса. Как показывает практика, в таком процессе важно все – соблюдение правил, предписанных производителем, грамотный выбор места подключения, способы приладки изделий.

От того, насколько ответственно пользователь подойдет к работе, зависит не только окупаемость вложений, но и безопасность эксплуатации новой коммуникационной системы (или восстановленной, если монтаж запорно-регулирующей арматуры осуществляется по программе ремонта). Что здесь надо учесть?

Перед установкой запорной арматуры

Для многих крупных проектов распределение строительного бюджета до начала работ является нормой. При таком сценарии покупка арматурных изделий производится намного раньше их использования. Если это ваш случай, и до монтажа запорная арматура некоторое время будет храниться на складе, для нее нужно создать соответствующие условия. Хранить ее надо:

в закрытой упаковке;
при небольшой влажности;
при температуре от 5 до 20 градусов тепла без резких перепадов;
без прямого попадания солнечных лучей.

Заводскую упаковку желательно оставить запечатанной. Это позволит исключить риски попадания в прибор пыльного абразива. Если упаковка не сохранилась, желательно упаковать прибор в другую тару. При длительном хранении металлические детали стоит периодически смазывать для профилактики коррозии. То же касается резиновых уплотнителей: чтобы они не пересохли и не растрескались, применяют силиконовую смазку.

Этапы монтажа запорной арматуры

Процесс монтажа запорной арматуры делится на 3 основных этапа: подготовку, планирование и закрепление изделий. В рамках подготовительной стадии необходимо:

прочистить трубопровод – удалить инородные предметы и грязь вручную или при помощи системы очистки (водной, воздушной);
проверить фланцы на предмет целостности и отсутствия дефектов;
подготовить устройства (распечатать, осмотреть, при необходимости – очистить корпус).

Планирование включает выбор места монтажа запорной арматуры и крепление обратного клапана (он обеспечит стабильность направления потока и предупредит гидравлические удары, которые сильно снизят срок службы оборудования). Ставится данный вид устройств строго на ровную площадку без поворотов и изгибов. В месте установки запорной арматуры не должно быть трещин, деформаций труб и других дефектов.

Монтаж запорной арматуры проводится двумя способами – фиксацией на фланцах (или других способах крепления) и сваркой. В первом случае важно не переусердствовать: чрезмерное усилие может повредить корпус и другие элементы устройства. При сварке прибор необходимо перевести в открытое положение (в некоторых случаях – промежуточное).

Основные правила

На каждом этапе есть правила установки запорной арматуры, которые нужно соблюдать для всех ее типов.

Перед монтажом запорную арматуру необходимо очистить с помощью щетки (вода, пар).
При выборе места следует ориентироваться на самую ровную площадку, при этом:
- во избежание разгерметизации в местах стыковки недопустима установка запорной арматуры на трубопровод в месте изгиба;
- участок для монтажных работ должен быть строго прямолинейным и предварительно очищенным от пыли и грязи;
- состояние фланцев не может вызывать сомнений (их нужно проверить).
В процессе монтажа запорной арматуры трубопроводов надо обращать внимание на направление стрелок – оно должно соответствовать току рабочей среды. Сварочные работы следует проводить, предварительно переведя устройства в открытые положения. Затяжку креплений при бессварочной установке запорной арматуры надо жестко контролировать: она не должна быть чрезмерной во избежание механических повреждений корпуса и других частей устройства.

Аккуратность – главное правило при проведении монтажных операций. Именно в таких процессах дорогостоящее оборудование или крепежные фланцы чаще всего повреждаются. Основные риски – падение изделий с высоты (сулит разбитый корпус и неправильную работу в будущем), чрезмерное давление на прибор во время фиксации (может привести к растрескиванию и коррозии короба или нарушению целостности уплотнителей, что сильно сократит срок службы изделий).

Правила монтажа запорной арматуры по видам

Для каждого из видов продукции класса существуют свои ограничения и рекомендации. Они указываются в инструкции по установке запорной и регулирующей арматуры, предоставленной производителем. Рассмотрим важные моменты при работе с самыми популярными вариантами арматурных изделий.

Задвижки

При фиксации задвижек важно обеспечить безопасность самих конструкций и их правильное положение. Переносят устройства только на стропах (обвязка корпуса). Переносить задвижку за шток/штурвал нельзя, это может привести к ее повреждению и полному выходу из строя. На время приварки нужно установить шток стальной задвижки в верхнее положение. Для некоторых представителей класса очень важно учитывать соответствие стрелок на корпусе и направления потока рабочей среды.

Дисковые затворы

Правила установки запорной арматуры этого типа:

аккуратная затяжка соединений (большой риск при перетяжке резьбового крепежа повредить прокладку);
при сварке – установить запирающий элемент в промежуточное положение между «открыто» и «закрыто»;
диаметр монтажного фланца подбирается, равным диаметру трубопровода.

Шаровой кран

При работе с шаровым краном нельзя использовать щипцы, тиски и прочий зажимный инструмент. Повредить такие устройства очень легко. Устанавливается кран так, чтобы на него не приходилось давление подключенных приборов или самого трубопровода. Усилие при закреплении – до 30 Н.

Обратный клапан

Установка запорной арматуры для контроля тока жидкости всегда производится со строгим соблюдением направлений (меток на корпусе). В случае с обратным клапаном обязательным является соблюдение монтажных отступов и учет режима пульсации.

На мостках необходимо иметь аварийную бурильную трубу с переводником под обсадную трубу или применять превентор, в котором заменены плашки под обсадные трубы.

1. Бурильщик не прекращая промывку скважины (если шаровой кран установлен и бурильные трубы соответствует размеру плашек превентора) приподнимает бур. инструмент на длину ведущей трубы так, чтобы замок первой трубы с шаровым краном находился над столом ротора на уровне ключа АКБ, а против плашек превентора находилась гладкая часть трубы.

2. Второй помощник останавливает насос по указанию бурильщика.

3. Бурильщик, подвесив трубы на талях, фиксирует тормоз лебедки.

4. Первый и третий помощники демонтируют клинья ПКР.

5. Первый и третий помощники проверяют открытость задвижек и дросселя на сепаратор или желоб.

На блоке дросселирования 3 задвижки должны быть открытыми (нарабочий дроссель и на сепаратор), остальные 5 задвижек закрыты. Открыты оба дросселя. На блоке глушения закрыты все задвижки.

6. Бурильщик совспомогательного пульта открывает коренную задвижку на линии дросселирования и закрывает верхнии плашечный превентор, первый и третий помощники убедившись в движении жидкости по линии дросселирования, фиксируют ручным приводом схождение плашек превентора. (первый со стороны блока дросселирования,третий - блока глушения)

7. По команде бурильщика первый помощник закрывает дроссель на сепаратор или желоб.

8. Бурильщик регистрирует избыточное давление на стояке и в затрубном пространстве, не допуская при этом не более 80% допустимого давления для устья скважины и гидроразрыва пород под башмаком последней спущенной колонны.

9. Первый помощник сообщает диспетчеру об осложнении на скважине. Форма доклада: - № скважины, наименование месторождения; - время возникновения ГНВП и ОФ; - обстоятельства и причины возникновения; - Ø и глубина спуска последней колонны, наличие инструмента в скважине, тип установленного ПВО; - характер фонтанирования (вид флюида), наличие горения, осложнённость, компактность или распыленность струи; - наличие и вид связи; - состояние устья скважины; - принятые вахтой первоочередных мер согласно ПЛА; - присутствие на скважине руководителей, других должностных лиц, оповещённость необходимых служб; - наличие подъездных путей.

10. Дальнейшие работы по ликвидации проводятся по специальному плану, выработанному штабом.

11. В случае необходимости промывки скважины промывочной жидкостью, ОБРАБОТАННОЙ НЕЙТРАЛИЗАТОРОМ сероводорода с целью вымыва флюида, эти работы проводятся с созданием противодавления на пласт в следующем порядке:

12. Первый и третий помощники закрывают дроссель, открывают задвижку на сепаратор и открывают дроссель, стравливая давление по 3-4 атм. в минуту, открывают шаровой кран под ведущей трубой.

13. Второй помощник по сигналу бурильщика включает насос, следит за работой насоса, уровнем жидкости в ёмкостях и давлением промывки.

14. Бурильщик регулирует степень открытия дросселя так, чтобы промывка происходила противодавлением на пласт, для чего давление на блоке дросселирования устанавливает выше на 5-10 атм. (Ризб. кп.+5-10атм.) и засекает при этом установившееся на стояке давление, которое принимается за начальное давление Рн.

Дальнейший вымыв флюйда производится при постоянном давлении на стояке Рн, что обеспечивается регулированием дросселем.

16. Первый помощник (лаборант) через каждые 5 минут замеряет плотность ПЖ после дегазатора, следит за наличием газа, сероводорода в ней. Газированный (перебитый) раствор сбрасывается в амбар. После устранения загазованности производить контрольные замеры воздушной среды.

1. Причины перехода возникшего ГНВП в открытый фонтан.

Основными причинами перехода ГНВП в ОФ являются:

Неправильные действия вахты.

Неправильные действия специалистов.

Технические неисправности.

Неправильные действия вахты:

-Несоответствие размера, диаметра плашек диаметру инструмента, срыв плашек превентора при расхаживании колонны труб.

-Недостаточная дегазация раствора при возникновении ГНВП.

-Несвоевременное обнаружение возникшего ГНВП.

-Недостаточная обученность производственного персонала, низкая квалификация, неправильное принятие решений.

-Низкая трудовая и производственная дисциплина.

-Отсутствие в компоновке бур. колонны шарового крана или обратного клапана.

Неправильные действия специалистов:

-Несоответствие конструкции скважины фактическим горно-геологическим условиям (неправильный расчет глубины спуска колонны, марка стали, диаметр колонны).

-Отступление от проектной конструкции скважины, нарушение техн. и условий спуска обсадных труб (…герметизирующая смазка).

-Некачественное цементирование обсадных труб,(… ОЗЦ не был выдержан, и т.д).

-Затягивание начала работ по ликвидации ГНВП.

Технические неисправности:

-Несоответствие прочностных характеристик установленного -ПВО фактическим давлениям, возникающим при ГНВП.

-Низкое качество монтажа ПВО, несоблюдение установленных условий эксплуатации.

-Неисправность бурового оборудования.

2. Требования к монтажу и эксплуатации ПВО согласно ПБ НГП.(по старому)

ПВО выбирается в зависимости и с учетом выполнения следующих технологических операций:

Герметизации устья при наличии труб и без них.

Подвеска труб на плашки превентора после его закрытия.

Срезание колонны труб.

Контроля за состоянием скважины во время глушения.

Расхаживания труб для предотвращения их прихвата.

СПО части или всей длины бурильной колонны при загерметизированном устье скважины.

Все стволовые проходы ПВО должны иметь соосность между собой и обсадной колонной, иметь одинаковый диаметр и одинаковое рабочее давление.

Если внутренний диаметр крестовины ПВО больше, чем у обсадной колонны, то устанавливается предохранительное кольцо со скосом под углом 60 градусов.

9. ПВО при ремонте скважин устанавливается на эксплуатационную колонну, и монтаж его выполняется согласно типовых схем, утвержденных заказчиком(«Башнефть-добыча») и согласованной с противофонтанной службой(Самара), и УПКРС.

После монтажа ПВО на скважине, составляется фактическая схема обвязки устья с указанием размеров по стволовой части.

Составляется ведомость на комплект ПВО.

После монтажа ПВО вместе с манифольдом до концевых задвижек прессуют водой на давление опрессовки обсадной колонны.

13. Выкидные линии после концевых задвижек прессуют водой:

- на 50 атм. при рабочем давлении ПВО до 210 атм.;

- на 100 атм. при рабочем давлении ПВО более 210 атм.;

14. Штурвалы ручного управления превенторами устанавливаются в легкодоступном месте за отбойным щитом с навесом (ширина 2,5 м., высота 2м, навес 0,5 м) не ближе 10м от устья и освещением. Щит изготавливают из листовой стали толщиной 5мм. На щите наносятся надписи:

направление вращения штурвала «закрытие-открытие» стрелками, количество оборотов штурвала на закрытие;

метка совмещения на рукоятке штурвала и на щите при полном закрытии превентора;

- выкидные линии для скважин 1,2 категории не менее 100м., для 3 категории не менее 30м.;

На задвижке закрепляется табличка с указанием Руст. и Рг.р.п., при условии заполнения скважины раствором с плотностью согласно проектной документации.

Буровой мастер ежеквартально со всеми рабочими бригады проводит инструктаж по правилам управления и эксплуатации ПВО.

Для предотвращения износа стволовой части обеспечить контроль за центровкой мачты относительно оси устья скважины.

При обычном режиме работы, когда угроза выброса отсутствует, мастер обязан не реже 1-го раза в неделю проверять работоспособность ПВО и задвижек с отметкой в журнале проверки предохранительных устройств.

19. На отводах крестовины до коренных задвижек должны быть установлены ОБР (отсекатель бурового раствора) с разделительной диафрагмой разрывное давление которой должно быть 3-5атм.

20. Перед вскрытием, а также при вскрытии продуктивного пласта необходимо проверять:

- исправность ПВО путем закрытия превентора, не реже одного раза в сутки с регистрацией проверки в журнале.

- перед вскрытием продуктивного пласта устьевая часть обсадной колонны и ПВО должны быть опрессованы на давление опрессовки тех. колонны;

- при закрытии превентора инструмент должен находиться в подвешанном состоянии на талевой системе;

- после закрытия превентора при ГНВП, необходимо установить наблюдение за устьем скважины.

По новым правилам:

XX. Требования к монтажу и эксплуатации противовыбросового оборудования (ПВО)

250. Буровые организации должны разрабатывать инструкции по монтажу и эксплуатации ПВО в соответствии с применяемым оборудованием, технологией ведения работ и инструкциями по монтажу, техническому обслуживанию, эксплуатации и ремонту изготовителей.

251. На кондуктор, промежуточные колонны, ниже которых при бурении возможно вскрытие газонефтеводопроявляющих отложений, а также на эксплуатационную колонну при проведении в ней работ, связанных со вскрытием продуктивного горизонта, и других работ со вскрытым продуктивным пластом устанавливается противовыбросовое оборудование. Обсадные колонны должны быть обвязаны между собой колонными головками. Рабочее давление колонной головки должно быть не менее давления опрессовки обсадной колонны на герметичность, рассчитываемого на каждом этапе бурения скважины из условий полной замены в скважине бурового раствора пластовым флюидом или газожидкостной смесью и герметизации устья скважины при ликвидации открытого фонтана.

Температурный режим эксплуатации колонной головки должен быть не ниже значений проектных решений.

252. Превенторная установка, манифольд (линии дросселирования и глушения), система гидроуправления превенторами, пульт управления дросселем, сепаратор (трапно-факельная установка) выбираются в зависимости от конкретных горно-геологических условий с учетом возможности выполнения следующих технологических операций:

герметизации устья скважины при спущенной бурильной колонне и без нее;

вымыва пластового флюида, поступившего в скважину, на поверхность;

подвески колонны бурильных труб на плашках превентора после его закрытия;

срезания бурильной колонны;

контроля состояния скважины во время глушения;

расхаживания бурильной колонны для предотвращения ее прихвата;

спуска или подъема части или всей бурильной колонны при загерметизированном устье скважины.

253. Выбор типа противовыбросового оборудования и колонной головки, схема установки и обвязки противовыбросового оборудования, блоков глушения и дросселирования осуществляется проектной организацией и согласовывается с противофонтанной службой (противофонтанной военизированной частью), буровой организацией и заказчиком. При этом следует руководствоваться следующими положениями:

при вскрытии скважиной изученного разреза с нормальным пластовым давлением, представленного нефтяными и водяными (с растворенным газом) пластами, после спуска кондуктора или промежуточной колонны на устье устанавливается превенторная установка, обеспечивающая герметизацию скважины при спущенной колонне и без нее (один плашечный превентор с трубными плашками, один плашечный превентор с глухими плашками и универсальный превентор);

три или четыре превентора, в том числе один универсальный, устанавливаются на скважине при вскрытии газовых, нефтяных и водяных горизонтов с аномально высоким пластовым давлением. Необходимость установки превентора со срезающими плашками при ожидаемом избыточном давлении на устье скважины ниже 350 кгс/см2 (35 МПа) и объемном содержании сернистого водорода до 6% определяется организацией по согласованию с противофонтанной службой (противофонтанной военизированной частью), 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 пластовым давлением (то есть давлением, превышающим гидростатическое давление воды в 1,3 раза) и объемным содержанием сернистого водорода более 6%, а также с наличием сернистого водорода 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) бурения всех морских скважин.

В случаях вскрытия изученного разреза с аномально низким пластовым давлением, представленного нефтяными и водяными (с растворенным газом) пластами, превенторная сборка может не устанавливаться, но обвязка устья скважины должна согласовываться с противофонтанной службой (противофонтанной военизированной частью).

254. Линии сбросов на факелы от блоков глушения и дросселирования должны надежно закрепляться на специальных опорах и направляться в сторону от проезжих дорог, линий электропередач, котельных и других производственных и бытовых сооружений с уклоном от устья скважины. Свободные концы линий сброса должны иметь длину не более 1,5 м.

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.

Линии и установленные на них задвижки должны иметь внутренний диаметр, одинаковый с внутренним диаметром отводов крестовины; после блока задвижек разрешается 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.

Разрешается направлять линии сброса в одну сторону с использованием узлов и деталей, имеющих паспорта установленного образца.

255. 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.

256. 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.

257. Противовыбросовое оборудование должно собираться из узлов и деталей заводского изготовления отечественной или импортной поставки.

Разрешается применение отдельных узлов и деталей, изготовленных на базах производственного обслуживания организации в соответствии с техническими условиями, согласованными с противофонтанной службой (противофонтанной военизированной частью). Изготовленные узлы и детали должны иметь технические паспорта.

258. 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.

Маслопроводы системы гидроуправления ПВО должны быть опрессованны, согласно инструкции по эксплуатации, быть герметичными и защищены от возможных повреждений.

В конструкции пульта управления должна быть предусмотрена звуковая или световая сигнализация при падении уровня рабочей жидкости в баке ниже допустимого.

В системе гидравлического управления должна быть обеспечена возможность выпуска воздуха.

259. 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 превенторов, метки, совмещение которых с метками на спицах штурвалов соответствует полному закрытию превенторов, размер плашек.

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.

Каждая буровая установка должна быть обеспечена светильниками напряжением 12 В и аварийным освещением этого же напряжения. Аварийное освещение устанавливается под буровой для освещения ПВО, в отбойных щитах, у основного и вспомогательного пульта управления превенторами, у щита индикаторов веса бурильного инструмента, блоке дросселирования и у аварийного блока задвижек.

260. При вскрытии коллекторов, насыщенных нефтью и газом, на буровой необходимо иметь два шаровых крана. Один устанавливается между ведущей трубой и ее предохранительным переводником, второй является запасным. В случае использования верхнего привода автоматический шаровой кран, с возможностью ручного управления, должен включаться в его состав.

При вскрытии газовых пластов с аномально высоким давлением, горизонтов, содержащих сернистый водород, 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.

Краны шаровые и клапаны обратные должны иметь технические паспорта и сведения о проведении дефектоскопии.

Опрессовка кранов шаровых и обратных клапанов проводится один раз в 6 месяцев.

Учет наработки кранов шаровых и клапанов обратных ведется в течение всего срока эксплуатации вплоть до их списания.

261. Превенторы вместе с крестовинами и коренными задвижками, манифольд ПВО (блоки глушения и дросселирования) до установки на устье скважины опрессовываются водой на рабочее давление, указанное в техническом паспорте. После ремонта, связанного со сваркой и токарной обработкой корпуса, превенторы опрессовываются на пробное давление.

Превенторы со срезающими, трубными и глухими плашками должны быть опрессованы на стенде на рабочее давление при закрытых плашках, а работоспособность превентора проверена путем открытия и закрытия плашек.

262. После монтажа, до разбуривания цементного стакана, превенторная установка до концевых задвижек манифольдов высокого давления должна быть опрессована водой или инертным газом на давление опрессовки обсадной колонны, указанное в рабочем проекте.

Выкидные линии после концевых задвижек опрессовываются 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 комиссии, в состав которой включается представитель заказчика и противофонтанной службы (противофонтанной военизированной части).

263. После крепления скважины при наличии в нижележащем разрезе продуктивных или водонапорных пластов дальнейшее бурение скважины разрешается продолжать после монтажа и опрессовки превенторной установки совместно с обсадной колонной и опрессовки цементного кольца за обсадной колонной.

264. Превенторы должны периодически проверяться на закрытие и открытие. Периодичность проверки устанавливается буровой организацией, но не реже 1 раза в месяц.

Рабочее давление блока превенторов и манифольда должно быть не менее давления опрессовки колонны на герметичность, рассчитанного на каждом этапе строительства скважины исходя из условия полной замены в скважине бурового раствора пластовым флюидом и герметизации устья при открытом фонтанировании.

265. 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 обсадной колонны.

Результаты опрессовки оформляются актом.

266. 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.

267. В случаях, когда используется разноразмерная компоновка бурильного инструмента для бурения, на мостках необходимо иметь специальную опрессованную стальную трубу с прочностными характеристиками, соответствующими верхней секции используемой бурильной колонны. Специальная труба должна быть окрашена в красный цвет и иметь метку, нанесенную белой масляной краской, при совмещении которой со столом ротора замок трубы будет находиться на 300 - 400 мм ниже плашек превентора. Длина специальной трубы должна быть 6 - 9 м, диаметр должен соответствовать диаметру плашек превентора. На специальную трубу должны быть навернуты от руки переводники на другие диаметры труб, применяемые в компоновке. На муфту трубы должен быть навернут и закреплен машинными ключами шаровой кран.

268. При спуске обсадных колонн в скважины со вскрытыми высоконапорными пластами и несоответствии установленного универсального превентора ожидаемым устьевым давлениям плашки одного из превенторов заменяются плашками, соответствующими 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.

269. Для беспрепятственного доступа обслуживающего персонала к установленному на устье противовыбросовому оборудованию под буровой должен быть сделан твердый настил.

270. Все схемы противовыбросовой обвязки устья скважины в верхней части должны включать фланцевую катушку, разъемную воронку и желоб для облегчения работ по ликвидации открытых фонтанов.

3.Газоанализатор АНКАТ-7631М-Н2S. Назначение, устройство, техническая характеристика, проведение анализа и оформление результата.(см.Б№1)

Читайте также: