Меню

Что собой представляет противовыбросовое оборудование и для чего оно нужно

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.

Читайте также:  ODA 200 Станция для заправки и рекуперации хладагента автокондиционеров

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.

Рис.15.4.Вращающийся превентор.

Источник

Что собой представляет противовыбросовое оборудование и для чего оно нужно?

Противовыбросовое оборудование используется для полнейшей герметизации горловины новых скважин. применяются также такие устройства во время бурения и ремонта скважин. Использование противовыбросового оснащения предоставляет возможность гарантироваться нужный уровень безопасности осуществления работ, делает сложнее появление фонтанов, зачастую происходящих выбросов нефти-сырца и различных газов в окружающую атмосферу. В России использование такого устройства регулирует специальный государственный стандарт.

Основные технологические процессы, где используется противовыбросовое оборудование и его составляющие

Посредством описываемого оборудования выполняются такие технологические процессы и операции, как:

  1. спускание и поднимание труб, предназначенных для бурения, после герметизации горловины скважины;
  2. процесс дегазации ствола;
  3. циркуляция спецраствора для создания противодавления;
  4. управление гидроприводами противовыбросового оборудования.

Противовыбросовое оснащение заключает в свою конструкцию следующие комплектующие:

  1. высокоэффективные превенторы;
  2. главную стволовую часть;
  3. специализированные манифольды.

Со своей стороны стволовая часть применяет противовыбросовое оборудование. Обязательно: оси проходов должны в полной мере совпадать с главной осью ствола бурильной скважины.

Комплектующими главной стволовой части также выступают следующие элементы:

  1. устьевые крестовины;
  2. надпревенторная катушка;
  3. сами превенторные составляющие;
  4. специальные вспомогательные катушки;
  5. надёжный герметизатор;
  6. разъёмный желоб.

Составляющими частями манифольда выступают трубопроводы, а также трубопроводная арматура, присоединенные согласно конкретной схеме, оборудованная подключенными линиями дроселирования и глушения.

Конструкция колонных головок ПВО

Конструкция колонной головки ПВО заключает в себя следующие комплектующие:

  1. корпусная часть, оснащенная 1 или 2 фланцами;
  2. муфтовый либо клиньевый держатель труб;
  3. нижний вид и верхний вариант пакера, оборудованные нажимными, а также опорными уплотнительными кольцами;
  4. упругие манжетные уплотнители.

Корпусные части колонных головок создают из специализированной высоколегированной стали высокого качества методом ковки либо литья.

Читайте также:  Если нарушен договор поставок порядок претензионной работы у поставщика

На какое давление опрессовывается ПВО?

По завершении мероприятий по установке противовыбросового оборудования скважину испытывают методом опрессовки под предельно допустимым уровнем давления. Он рассчитывается в зависимости от технической спецификации скважины. Если она оборудована перфорированной колонной, тогда возможна ее опрессовка под давлением как минимум три МПа.

Специалисты, которыми проводятся такие испытания, непременно должны иметь профессиональные умения и опыт в установке и разборке противовзрывного оснащения.

Где купить?

Приобрести ПВО предлагает компания «ФонтАрм». на сайте данной фирмы https://fontarm.ru/ представлен широкий ассортимент такого оборудования и его комплектующих. Посетив ресурс компании, можно познакомиться не только с предлагаемым ассортиментом, но и узнать особенности того или иного комплектующего, выяснить стоимость.

При необходимости специалисты и менеджеры компании «ФонтАрм» помогут подобрать необходимые устройства, а также ответят на любые волнующие покупателя вопросы. Более подробную информацию про компанию и ее продукцию можно узнать, посетив ее сайт.

Источник



Противовыбросовое оборудование

Противовыбросовое оборудование — комплекс оборудования, предназначенный для герметизации устья нефтяных и газовых скважин в процессе их строительства и ремонта с целью безопасного ведения работ, предупреждения выбросов и открытых фонтанов. Противовыбросовое оборудование обеспечивает проведение следующих работ: 1)Герметизация скважины; 2)Спуск-подъем колонн бурильных труб при герметизированном устье; 3)Циркуляция бурильного раствора с созданием регулируемого противодавления на забой и его дегазацию; 4)Оперативное управление гидроприводными составными частями оборудования.

Составные части

В состав противовыбросового оборудования входят:

Стволовая часть — совокупность составных частей противовыбросового оборудования, оси стволовых проходов которых совпадают с осью ствола скважины, последовательно установленных на верхнем фланце колонной обвязки. Включает превенторы, устьевые крестовины, надпревенторную и другие дополнительно устанавливаемые катушки, разъемный желоб и герметизатор.

Превенторный блок — Часть стволовой части противовыбросового оборудования, включающая превенторы и устьевые крестовины противовыбросового оборудования.

Манифольд — cистема трубопроводов, соединенных по определенной схеме и снабженных необходимой арматурой. Включает линии дросселирования и глушения, конструктивно выполненных в виде блоков, соединенных с превенторным блоком противовыбросового оборудования магистральными линиями.

Технические нормативы в России

Применяемое в России противовыбросового оборудования регулируется в рамках ГОСТ 13862-90 «Оборудование противовыбросовое. Типовые схемы, основные параметры и технические требования к конструкции» [1] .

Ссылки

Wikimedia Foundation . 2010 .

Смотреть что такое «Противовыбросовое оборудование» в других словарях:

Противовыбросовое оборудование — (a. outburst prevention equipment; н. Eruptionsausrustung, Bohrlochsicherung, Preventerausrustung; ф. equipement d antieruption; и. equipos de proteccion contra desprendimientos instantaneos) блок устройств, предназначенных для… … Геологическая энциклопедия

противовыбросовое оборудование — — [http://slovarionline.ru/anglo russkiy slovar neftegazovoy promyishlennosti/] Тематики нефтегазовая промышленность EN blowout equipmentblowout preventer equipment … Справочник технического переводчика

противовыбросовое оборудование — 7 противовыбросовое оборудование: Комплекс оборудования, предназначенный для герметизации устья нефтяных и газовых скважин в процессе их строительства или ремонта с целью обеспечения безопасного ведения работ, предупреждения выбросов и открытых… … Словарь-справочник терминов нормативно-технической документации

Противовыбросовое оборудование — ► blowout preventer equipment Устройства, предназначенные для герметизации устья скважины. Входят в состав бурового оборудования. Используются для предотвращения открытых выбросов и фонтанов нефти и газа, возникающих при бурении, испытании,… … Нефтегазовая микроэнциклопедия

Подводное противовыбросовое оборудование — (a. submarine blowout preventor; н. Unterwasser Preventerausrusturg, Bohrlochsicherungsausrustung, Unterwasser Eruptionsausrustung; ф. obturateur antieruption sous marin; и. equipo submarino antieruptivo) блок устройств для герметизации… … Геологическая энциклопедия

Подводное противовыбросовое оборудование — ► submersible (submarine, underwater) blowout preventor equipment Блок устройств для герметизации подводного устья скважины. Входит в состав бурового подводного устьевого оборудования. Используется для предотвращения открытого фонтанирования… … Нефтегазовая микроэнциклопедия

наземное противовыбросовое оборудование — — [http://slovarionline.ru/anglo russkiy slovar neftegazovoy promyishlennosti/] Тематики нефтегазовая промышленность EN surface preventer equipment … Справочник технического переводчика

ГОСТ 28996-91: Оборудование нефтепромысловое устьевое. Термины и определения — Терминология ГОСТ 28996 91: Оборудование нефтепромысловое устьевое. Термины и определения оригинал документа: 47 (устьевая) елка: Часть устьевой арматуры, предназначенная для регулирования параметров потока скважинной среды в скважинном… … Словарь-справочник терминов нормативно-технической документации

Подводное устьевое оборудование — (a. submersible well head equipment; н. mariner Bohrlochabschluβ, Unterwasser Sondenkopfausrustung; ф. equipement de tete du puits sous marin; и. equipo submarino de boca del pozo) комплекс техн. средств для герметизации и подвески… … Геологическая энциклопедия

Буровое оборудование — Буровая установка БУ 2000 Буровое оборудование комплекс машиностроительной продукции, которая используется при бурении скважин. Обычно термин относят к бурению нефтегазовых скважин. Комплек … Википедия

Источник

ПРОТИВОВЫБРОСОВОЕ ОБОРУДОВАНИЕ

При бурении пластов, в которых нефть, газ или вода залегают под большим давлением, из скважины могут произойти выбро­сы, если гидростатическое давление бурового раствора будет меньше пластового давления. Для герметизации бурящихся скважин при газоводонефтепроявлениях и предотвращения от­крытых выбросов применяют противовыбросовое оборудование, изготовляемое в соответствии с ГОСТ 13862—80.

В комплект противовыбросового оборудования входят превенторы, манифольды с запорными устройствами, штуцеры, от­бойная камера и установки управления.

Превенторы предназначены для перекрытия и герметизации кольцевого зазора между спущенной в скважину обсадной ко­лонной и бурильными трубами или для перекрытия устья сква­жины при отсутствии в ней бурильных труб. Выпускают пре­венторы двух типов: плашечные с гидравлическим и ручным приводом (ППГ) и универсальные (ПУГ), а также вращаю­щиеся превенторы типа ПВ в комплекте с системой дистанци­онного пневматического управления, которыми дополняют про­тивовыбросовое оборудование для бурения скважин с примене­нием воздуха, газа и аэрированной жидкости.

Плашечный превентор типа ППГ (рис. 89) состоит из кор­пуса, крышек с гидравлическими цилиндрами и плашек. Кор­пус 1 выполнен из стальной отливки с вертикальным проходным отверстием и сквозной прямоугольной горизонтальной поло­стью, в которой расположены плашки разъемной конструкции. Полость с обеих сторон закрыта откидными крышками 4 с уплотнительными прокладками 3. Крышки крепят к корпусу винтами. Плашки состоят из корпуса 12 с установленными в нем сменными вкладышами 13 и резиновым уплотнением 11. Плашки могут быть с отверстиями под трубы или без отвер­стий— глухими. На вкладышах плашек имеются специальные треугольные выступы 10 для принудительного центрирования колонны труб при закрытии превентора. Каждая плашка пере­мещается с помощью поршня 6, расположенного в гидравличе­ском цилиндре 5, и штока 7. В цилиндры масло подается под давлением через коллектор 2, поворотное ниппельное соедине­ние и трубопровод 9.

Рис. 89. Плашечный превентор ППГ

Превентор имеет основной дистанционный гидравлический привод и ручной карданный привод для каждой плашки. Руч­ной привод применяют для закрытия превентора в случае раз­ряжения гидроаккумулятора гидравлического привода, а также для фиксации плашек в закрытом положении.

Перемещение плашек вручную для закрытия превентора осу­ществляется вращением при помощи штурвала вилки 14, кото­рое через телескопическое винтовое соединение, состоящее из шлицевого валика и промежуточной резьбовой втулки, преобра­зуется в поступательное движение поршня с плашкой. Откры­вать превентор вручную нельзя, так как телескопическое вин­товое соединение имеет одностороннее действие.

В зимнее время полость плашек обогревается паром, пода­ваемым в паропроводы 8, вмонтированные в корпус превен­тора.

Универсальные превенторы предназначены для герметиза­ции устья скважины вокруг любой части бурильной колонны (ведущей и бурильной труб, замкового соединения) и полного перекрытия устья при отсутствии в скважине труб. При герме­тизированном устье универсальным превентором можно расха­живать, проворачивать и протаскивать колонну труб, что ис­ключается при герметизации устья плашечными превенторами. Универсальный превентор используют в комплекте с плашеч­ными.

Рис. 90. Универсальный превентор

Универсальный превентор (рис. 90) состоит из корпуса 4, крышки 1, уплотнителя 3, плун­жера 5, втулки 6, катушки 7 и уплотнительных манжет 2. Кор­пус имеет внутреннюю ступенча­тую поверхность и соединяется с крышкой при помощи прямо­угольной резьбы. Наружная по­верхность плунжера также име­ет ступенчатую форму. Ступен­чатые поверхности корпуса и плунжера, а также крышка об­разуют в превенторе две гидрав­лические камеры: нижнюю — за­порную а для закрытия и верх­нюю— распорную б для откры­тия превентора. Камеры изолиро­ваны между собой манжетами. Через отверстия в корпусе они соединяются с установкой гидравлического управления. При на­гнетании масла в запорную камеру плунжер передвигается вверх, обжимает уплотнитель, резиновое кольцо которого пе­ремещается к центру скважины и герметизирует устье.

Для раскрытия превентора масло нагнетают в распорную камеру. Плунжер при этом перемещается вниз, вытесняет мас­ло из запорной камеры в сливную линию гидравлического уп­равления, а уплотнитель разжимается и принимает первона­чальную форму. Противовыбросовое оборудование монтируют на первой спущенной в скважину обсадной колонне (кондукто­ре) или на последующих промежуточных обсадных колоннах после их цементирования. ГОСТом 13862—80 установлены сле­дующие типовые схемы противовыбросового оборудования с гидравлическим управлением:

Читайте также:  Устройство атомной станции для чайников

двухпревенторная (плашечный и универсальный), с двумя линиями манифольда и одной крестовиной (рис. 91, а);

трехпревенторная (два плашечных и универсальный), с дву­мя линиями манифольда и одной крестовиной (рис. 91,6);

трехпревенторная, с двумя линиями манифольда и двумя крестовинами;

трехпревенторная, с тремя линиями манифольда и двумя крестовинами.

Последние две схемы предусматривают установку второй крестовины между плашечными превенторами.

Манифольд состоит из системы трубопроводов, соединенных по определенной схеме, и необходимой арматуры. Он включает линии дросселирования и глушения скважины.

На первую спущенную в скважину колонну устанавливают колонный фланец и крепят его к колонне при помощи резьбы или сварки. К фланцу шпильками присоединяют крестовину, на которой монтируют превенторы. Над превенторами ставят двухфланцевую катушку и разъемный желоб, через который устье скважины соединяют с циркуляционной системой.

Рис. 91. Схемы противовыбросового оборудования:

1 —пульты управления; 2 — разъемный желоб; 3 — универсальный превентор; 4 — плашечный превентор; 5 — блок дросселирования; 6 — блок глушения

При спуске последующей колонны для герметизации коль­цевого пространства применяют секцию колонной головки, ко­торую устанавливают на колонный фланец первой колонны. Секция колонной головки состоит из корпуса, клиновых захва­тов и уплотнительных манжет.

Клиновые захваты служат для подвески последующей ко­лонны на устье предыдущей, а манжеты —для герметизации межтрубного кольцевого пространства. На колонную головку устанавливают крестовину, а затем превенторы в той же по­следовательности, как и на первую колонну.

После монтажа превенторов собирают манифольд по уста­новленной схеме. Выкидные линии манифольда должны быть, как правило, прямолинейными, длиной не менее 30 м, а при возможности фонтанирования скважины газом — не менее 100 м. Повороты выкидных линий допускаются в исключитель­ных случаях и только с применением кованых угольников с резьбами или тройников с буферным устройством. Линии мани­фольда крепят к забетонированным металлическим стойкам хомутами. Стойки устанавливают через каждые 7—8 м.

Штурвалы ручного привода превенторов выводят за преде­лы габаритов основания под вышку на расстояние не менее 10 м от устья скважины. Для штурвалов делают передвижные металлические будки или щиты с навесом из досок толщиной не менее 40 мм. На стенке щита перед каждым ручным штур­валом водостойкой краской указывают направление и количе­ство оборотов, обеспечивающее полное закрытие превентора, а также делают метки на штурвале и стенке при полном его открытии.

Монтаж противовыбросового оборудования должен обеспе­чивать высокую его надежность в эксплуатации. Перед мон­тажом на скважине прочность деталей оборудования, воспри­нимающих давление скважинной среды, проверяют опрессовкой давлением. Для оборудования с рабочим давлением 35МПа пробное давление должно быть равно двухкратному рабочему, а с рабочим давлением 70 и 105 МПа — полуторакратному. Для оборудования с рабочим давлением 14 и 21 МПа пробное давление зависит от условного прохода стволовой части: до 350 мм условного прохода пробное давление принимают равным двухкратному рабочему, а свыше 350 мм — полуторакратному.

Контрольные вопросы к главе VI

1. В каком порядке монтируют оборудование буровых установок с груп­повым дизельным приводом?

2. Чем отличается порядок монтажа оборудования буровых установок с электроприводом от установок с дизельным приводом?

3. Какие механизмы входят в талевую систему и для чего она предназ­начена?

4. Из каких элементов состоит кронблок и как его монтируют на ба­шенных вышках?

5. Из каких элементов состоит талевый блок и чем он отличается от крюкоблока?

6. Какие канаты применяют в талевой системе буровых установок?

7. Из каких элементов состоит механизм крепления неподвижной ветви талевого каната?

8. В чем заключается крестовая оснастка талевой системы?

9. Какие параметры учитывают при определении длины каната для оснастки?

10.Для каких целей применяют успокоители-стабилизаторы и какие существуют их конструкции?

11. Для чего предназначены роторы и из каких основных элементов они состоят?

12. Как проверяют правильность монтажа ротора?

13. Для чего служат и какие группы подразделяются буровые ле­бедки?

14. Что является исходной базой для монтажа буровых лебедок?

15. Для чего применяют вспомогательные лебедки?

16. Что такое индивидуальный и групповой силовые приводы?

17. Что является исходной базой для монтажа привода лебедок?

18. Чем отличается дизель-гидравлический привод от дизельного?

19. Как комплектуют клиновидные ремни?

20.Как проверяют натяжение клиновидных ремней?

21.Как проверяют правильность монтажа шкивов трансмиссий?

22.Как монтируют выхлопы силовых агрегатов?

23. Чем отличается насос НБТ-600 от насоса У8-7МА2?

24. Что является исходной базой для монтажа насоса при групповом приводе?

25. В каких случаях применяют перильные или сетчатые ограждения дви­жущихся частей механизмов?

26. Какие ограждения применяют на цепных передачах?

27. Для чего служит и из каких частей состоит нагнетательный трубо­провод?

28. Какие быстросъемные соединения применяют на нагнетательных тру­бопроводах?

29. С какой целью и какие компенсаторы применяют на буровых на­сосах?

30. Какие емкости используют для бурового раствора?

31. Какие применяют предохранительные клапаны?

32. Что такое шибер и каким образом его монтируют?

33. Для чего служит пневмокомпенсатор на всасывающей линии буровых

34. Для чего применяют монтажные компенсаторы?

35. Для чего служит циркуляционная система?

36. Что входит в комплект циркуляционных систем?

37. В какой последовательности монтируют блоки циркуляционных систем?

38. Из чего состоит вибросито и как его монтируют?

39. Для чего служит гидроциклон и из чего он состоит?

40. В каком месте циркуляционной системы монтируют пескоотделитель

41. На каком принципе действия работает дегазатор и какие применяют

варианты его монтажа?

42. Какие механизмы применяют для приготовления бурового раствора?

43. Как монтируют фрезерно-струйную мельницу?

44. Как работают и как монтируют гидромешалки?

45. Для чего служат и как монтируют гидросмесители?

46. Для чего предназначен и из чего состоит БПР?

47. Что входит в систему пневмоуправления буровой установки?

48. Где монтируют компрессорные установки?

49. Что такое прямоточная система пневмоуправления?

50. В какой последовательности монтируют элементы пневмоуправления?

51. Как проверяют герметичность системы пневмоуправления?

52. Что такое компрессорная станция?

53. Для чего предназначено разгрузочное устройство компрессора?

54. Каково назначение обратного клапана компрессора?

55. Для чего предназначен кран-редуктор?

56. Для чего предназначен сервомеханизм?

57.Какие применяют пульты управления и где их монтируют?

58. Для чего предназначены шинно-пневматические муфты?

59. Для чего служит конечный выключатель и из каких элементов он состоит?

60. Для чего служат топливоустановки и как их монтируют?

61. Какие отопительные установки применяют на буровых?

62. Как обеспечивают водоснабжением буровые?

63. Для чего служит приемный мост и стеллажи и порядок их монтажа?

64. Для какой цели и как делают шахтовое направление?

65. Для чего служат буровые укрытия и как их сооружают?

66.Какое основное оборудование входит во внешнюю и внутреннюю си­стемы электроснабжения?

67. В каких случаях применяется схема глубокого ввода электроснаб­жения?

68. Каково назначение комплектного распределительного устройства?

69.Как прокладывают электропроводку в буровых и какие применяются светильники?

70. Какая величина норм освещенности основных рабочих мест?

71. Какие существуют виды заземления и из чего изготовляют заземли­те ли?

72. В чем заключается проверка буровой установки приемочной комиссией ?

73. Для чего предназначено противовыбросовое оборудование?

74. Чем отличается плашечный превентор от универсального?

75. По каким схемам монтируют противовыбросовое оборудование?

СРЕДСТВА МЕХАНИЗАЦИИ ТРУДОЕМКИХ

РАБОТ В БУРЕНИИ И ИХ МОНТАЖ

Наиболее трудоемкими работами в бурении являются: спуск и подъем бурильного инструмента для смены долота, спуск об­садных колонн, а также различные погрузочно-разгрузочные работы на мостках буровой. Для механизации трудоемких ра­бот буровые установки снабжают различными комплексами ме­ханизмов. К ним относятся: пневматические клинья в роторе ПКР, автоматические буровые ключи АКБ, передвижные люль­ки ПЛ, поворотные краны КП, автоматы спускоподъема АСП, регуляторы подачи долота на забой РПД.

Дата добавления: 2014-12-18 ; просмотров: 4443 ; ЗАКАЗАТЬ НАПИСАНИЕ РАБОТЫ

Источник