Техническая характеристика

1.Условный проход запорных устройств и элементов обвязки арматуры-50мм.

2.Рабочее давление-140атм.

3.Пробное давление-210атм.

4.Температурный режим эксплуатации- - 45 +40градусов.

5.Масса для 5*кол.-116кг.

6*кол.-126кг.

Состоит:

1 Устьевой патрубок с фланцем.

2.Вкладыш устьевой арматуры

3.Гайка прижимная.

4.Клапан перепускной.

5.Пробка для спуска в скважину приборов.

6.Сальник устьевой СУСТ(1-2комп.)-73мм.х32мм.

7.Три угловых вентиля.(ВУ – 1 – 5014)

8.Пробоотборник отборника давления.

9.Выкидная линия диаметром 60мм.

2.-2Арматура АУЭЦН – 146х140

168х140

Назначение то же, что и АУШГН(перечислить первые 6 пунктов)

Техническая характеристика.

1. Условный проход запорных устройств и элементов обвязки скважин-50 мм.

2. Рабочее давление арматуры в сборе с верхней задвижкой и кабельным вводом- 40 атм.

3. Рабочее давление арматуры без верхней задвижки и кабельного ввода-140 атм.

4. Пробное давление- 210атм.

5. Температурный режим эксплуатации- -40+40 градусов.

6. Масса для 5* кол-138 кг.

6* кол-147 кг.

Состоит:

1. Устьевой патрубок с фланцем.

2. Вкладыш.

3. Гайка прижимная.

4. Верхняя задвижка.

5. Пробоотборник и отборник давления в одном узле.

6. Угловые вентили- 3шт.

7. Выкидная линия Д=60 мм.

3.- 2. Аварийная планшайба и аварийный глухой конус.

Аварийная планшайба предназначена для герметизации устья скважины с целью предупреждения ГНВП при освоении и ремонте.

Техническая характеристика:

-условный проход- 50 мм;

-рабочее давление-140 атм;

-пробное давление-280 атм;

-масса-66 кг.

Состоит:

1.Подвесной фланец с присоединительными резьбами, соответствующими крестовым фонтанным арматурам или колонному фланцу с патрубком;

2. Уплотнительное металлическое кольцо, прихваченное к фланцу сваркой не менее чем в трех точках;

3. Присоединительный патрубок с резьбой соответствующей, применяемым НКТ;

4. Дистанционный патрубок;

5. Кран или задвижка высокого давления;

6. Подьемный патрубок;

7. Комплект шпилек с гайками.

Аварийная планшайба окрашивается в красный цвет, на ней наносится инвентарный номер, ревизия, ремонт и опрессуется на рабочее давление планшайбы и крана в условиях мех.мастерской не реже 1-го раза в год. Планшайба хранится с открытой задвижкой. Перед началом каждой смены проверяется комплектность и исправность планшайбы, уплотнительного кольца и задвижки.

4.-2. Превентор малогабаритный трубный ПМТ 156х 210.

156 – вертикальный проход;

210 – рабочее давление.

Предназначен для предотвращения и ликвидации ГНВП путем герметизации устья скважины при проведении ремонтных работ как при наличии труб в скважине так и без них.

Герметизатор кабельный разъемный ГКР 156х210 в комплекте с ПМТ.

Техническая характеристика.

1. Диаметр проходного отверстия –156 мм;

2. Рабочее давление – 210 атм;

3. Пробное давление –420 атм;

4. Диаметр уплотняемых труб 33- 89 мм. Уплотняются трубы еще Д-102,114 мм при наличии соответствующих плашек;

5. Привод плашек превентора – ручной;

6. Количество оборотов каждого штурвала на закрытие 14 –15;

7. Масса- 300 кг.

Состоит:

1. Корпус;

2.Корпус плашек плунжерного типа;

3. Плашка трубная;

4. Плашка глухая;

5. Шток;

6. Гайка штока;

7. Центратор под размер трубы;

5. 8.Штурвал управления.

На скважине превентор устанавливается центратором вверх.

Нельзя расхаживать трубы при закрытом превенторе ,

во избежание повреждения резиновых уплотнителей плашек.

Нельзя производить посадку на корпус плашек труб массой более 500 кг.

В механической мастерской перед отправкой на скважину превентор должен быть опрессован водой на рабочее давление 210 атм. с выдержкой 10 мин. Допускается падение давления не более 5 атм.

Превентор после установки на устье должен быть опрессован на максимальное ожидаемое давление на устье, но не выше опрессовки колонны или рабочего давления самого превентора.

По схеме 1: ОПМ-1-156/80 х210+К1, К2, К3.

Буровые – 80мм.-внутренний проход манифольда;

КПРС-50 , 65 мм-внутренний проход манифольда.

210(21МПА) – рабочее давление.

К1,К2,К3 – коэффициент коррозийной стойкости.

По схеме 2: ОП-2-156/80х210+К1,К2,К3- устанавливается 2 превентора.

5.-2. Фонтанная арматура.

Предназначена для оборудования устья фонтанирующих нефтяных и газовых скважин с целью их герметизации, контроля и регулирования режима эксплуатации, а также для проведения различных технологических операций.

Применяется 6 типовых схем фонтанных арматур. Из них 4 тройникового исполнения, 5-6-крестового исполнения.

Фонтанные арматуры различаются между собой:

1.По рабочим давлениям-140,210,350,700,1050,1400 атм.

2.По внутренним диаметрам по стволовой части и боковым отверстиям 50,65,80,100,150 мм.

3.По числу спускаемых в скважину рядов труб: 1-рядный лифт и 2х рядный лифт.

Фонтанная арматура состоит из трубной головки, фонтанной елки, запорных устройств.

Трубная головка предназначена для подвески НКТ, герметизации затрубного пространства и выполнения различных технологических операций.

Фонтанная елка предназначена для направления продукции скважины в выкидную линию, регулирования режима, а так же для проведения технологических операций. На фонтанную арматуру устанавливают 2 манометра.

Один на отводе крестовины для замера давления в затрубье, другой на буфере, предназначается для замера буферного устьевого давления. Крестовые арматуры имеют меньшие габариты по высоте и поэтому более удобны для обслуживания.

У тройниковой арматуры выкидные линии направлены в одну сторону,что удобно для их обвязки. При эксплуатации скважин с содержанием песка и взрывных газов, число тройников увеличивают, что дает возможность эксплуатировать скважину через нижний тройник, при ремонте верхнего.

6.-2 Условные обозначения фонтанной арматуры.

АФКх 6 х а х в-80/50х700хК2хХЛ.

АФ - арматура фонтанная.

К - подвеска НКТ соединения планшайбы с резьбой.

6 – номер типовой схемы.

А – в скважине висит двухрядный лифт труба в трубе.

В- скважина управляется дистанционно (запорная арматура открывается- закрывается с пульта ).

80 – внутренний проход по стволовой части.

50 – внутренний проход боковых струн в мм.

700- рабочее давление фонтанной арматуры по паспорту, в мм.

К2- коэффициент коррозионной стойкости.

ХЛ- предназначение для эксплуатации в холодном климате.

Фонтанная арматура на стенде опрессовывается Рпр=2Рраб, если Рраб.фонтанной арматуры не превышает 350атм. Рпр=1,5 Рраб, если Рраб. ФА больше 350 атм.

7.-2. Прямоточные задвижки.

ЗМ 65 х 210 (ЗМГ- 65х210 )- предназначена для установки в манифольд как запорное устройство.

Техническая характеристика.

1 Условный проход- 65 мм..

2. Рабочее давление- 210 атм.

3. Пробное давление- 420 атм.

4. Управление задвижкой - ручное.

5. Масса- 129 кг.

СОСТОИТ из корпуса, 2х седел, 2х тарельчатых пружин, шибера, верхнего и нижнего кожухов, шпинделя, 2х шарикоподшипников, уравновешивающего штока, разрезной пробки, штурвала управления. Управление задвижкой производится штурвалом, снабженным указателями «открыто» , «закрыто» на верхнем кожухе. Открытие- закрытие можно определить визуально, на нижнем кожухе через отверстие, если шток дошел до конца кожуха- задвижка открыта, ушел вверх- закрыта. Для облегчения усилия вращения штурвала установлены 2 упорных подшипника. Для предотвращения скопления мех. Примесей внутри корпуса задвижки предусмотрена возможность заполнения ее смазкой для фонтанной арматуры ЛЗ-162.

Задвижка используется в положении открыто или закрыто полностью. При изменении сечения может произойти размыв шибера.

ЗадвижкаЗМГ65х210-предназначена для установки в манифольд как коренная на отводах крестовины и отличается от задвижки ЗМ только гидроприводом.

Техническая характеристика.

Условный проход- 65мм.

Рабочее давление- 210атм.

Пробное давление- 420атм.

Управление- гидравлическое.

Рабочее давление гидроцилиндра- 140атм.

Пробное давление гидроцилиндра- 175атм.

Масса- 155кг.

Корпусные части задвижек ЗМ и ЗМГ совершенно одинаковы. В случае выхода из строя гидропривода предусмотрено ручное открытие коренной задвижки вращением штурвала,предварительно перед этим переводя рукоятку гидропривода на пульте в положение «открыто». После ручного открытия задвижки необходимо вывернуть штурвал обратно до упора, чтобы иметь возможность ее закрытия гироприводом. Регулировать поток жидкости ЗМ ,

ЗМГ задвижками- запрещается.

8.-2 КВД(кран высокого давления),угловой вентиль. Назначение , устройство , применение.

Предназначен для перекрытия трубного канала инструмента с целью предупреждения выброса жидкости при ГНВП.

КВД устанавливается над аварийной планшайбой или аварийной трубой.

Состоит: корпус, конусная пробка с отверствием, крышки с сальником.

Упавление краном поворот на 90 градусов.

Угловой вентиль ВУ1-5014

В – вентиль,

У – угловой,

1 – модель,

50 – прохотное отверстие,

14 – рабочее давление мПа.

Предназначен для использования в качестве запорного устройства на устевой арматуре АУШГН, АУЭЦН.

Состоит: корпус, крышка, шток, штурвал, наконечник соединенный со штоком и насадка выполненная из металлокерамики.

Угловой вентиль в отличие от КВД допускает дросселирование т.е.изменение сечения.

9.-2 ШАРОВЫЕ КРАНЫ.

Кран шаровой предназначен для перекрытия трубного канала для предупреждения возможного выброса жидкости и газа в процессе ремонта.

По месту установки и присоединительной резьбы шаровые краны подразделяются:

Краны шаровые верхние, которые устанавливаются между вертлюгом рабочей трубой и имеют левую резьбу.

Краны шаровые нижние, которые устанавливаются на рабочую трубу и имеют правую резьбу. Шаровые краны выпускаются на рабочее давление 350 , 700 атм.

ШИФР КРАНА : КШЦ – 178 -«З – 147» х 80 х350.

178 - наружный диаметр корпуса;

З – 147 – размер присоединительной резьбы;

80. - внутренний проход в мм;

350 - рабочее давление по паспорту;

Ресурс отработки 720 часов, грузоподъемность 275 тонн, масса – 55 кг. На заводе кран опрессовывают Рпроб. =1,5 Рраб. с выдержкой 5 мин. Шаровой кран состоит из корпуса, шаровой пробки с цапфами(или полуосями),2х седел,2х тарельчатых пружин,2х стаканов, гайки и шлицевой втулки для управления шаровой пробкой. Для определения положения шара, на корпусе крана и втулке управления наносятся риски. Риски вдоль трубы – кран открыт, поперек – закрыт. При односторонних давлениях до 100 атм. кран должен закрываться вручную и усилие на ключе должен быть не более 50 кг.При больших давлениях, для того чтобы открыть кран необходимо создавать ступенчатое давление с обратной стороны (по 10, 20, 50атм.). кран должен открываться ключом без удлинителя усилием одного человека. Выпускается след. Тип шарового крана: КШВН – кран шаровой высоконапорный.

Шифр: КШВН – 178 – «З – 147» х 70 х 700

Ресурс отработки 720 часов, грузоподъемность – 300 тонн, масса – 59 кг. Кран открывается и закрывается с помощью 2х спец. ключами т.к. на корпусе расположен с двух сторон 2 шлицевые втулки, усилие на каждый ключ по 50кг. При односторонних давлениях до 150 атм. При больших давлениях необходимо создать ступенчатое давление с обратной стороны, чтобы открыть кран. 1раз в неделю бур. мастер проверяет работоспособность крана с записью в журнале предохранительных устройств. Кран хранится и устанавливается в трубы в открытом положении В условиях мех. мастерских кран проверяется после каждого демонтажа, отработки 450 часов и побывавшее при ГНВП.

При бурении разведочных и газовых скважин, а также при вскрытии горизонтов содержащих сероводород на буровой необходимо иметь 3 шаровых крана, 1 с левой резьбой, 2 с правой.

Преимущества:

1. Большое рабочее давление.

2. Удобно устанавливать при больших давлениях.

3. Можно производить прямую и обратную промывки.

4. Возможность пропуска геофизических приборов.

10.-2 ОБРАТНЫЕ КЛАПАНА.

Обратные клапана предназначены для герметизации трубного пространства с целью предупреждения возникновения открытого фонтана.

Различают следующие виды обратных клапанов.

КОБТ - 150 - клапан обратный буровой тарельчатый на рабочее давление 150атм. (и на 350 атм).

КОБМ - 350 х «З – 108» -клапан обратный манжетный на рабочее давление 350атм.

Оба типа клапана состоят из седла, дискового или манжетного клапана , направляющего штока, стабилизатора и пружины. Обратный клапан после проверки на герметичность керосином в мех. мастерской , опрессовывают водой на рабочее давление с выдержкой 5 минут.

Недостатки:

1. Одностороннего действия.

2. Недолговечны тарелки и седло.

3. Невозможность пропуска геофизических и других оборудовании через инструмент.

4. Невозможность установки на трубы при начавшемся переливе без специального приспособления.

5. Невозможность определения давления в инструменте без специального

приспособления.

11.-2 Приспособление для установки обратного клапана в открытом положении.

Это приспособление состоит из корпуса , толкателя , фиксатора и рукоятки.

Служит для открытия обратного клапана и наворота его на трубу в открытом положении при начавшемся ГНВП. Для открытия обратного клапана это приспособление наворачивают на него , надавливают рукой на шток , открывают клапан и фиксируют его в открытом положении при помощи резьбового фиксатора. Затем обратный клапан вместе с навернутым приспособлением при ГНВП устанавливают на трубы , отворачивают фиксатор и освобождают толкатель , клапан под действием пружины и потока жидкости перекрывает трубный канал, после чего приспособление отворачивают и убирают с устья. На скважине необходимо иметь 2 обратных клапана , опрессованных , окрашенных и пронумерованных , на одном из них должно быть приспособление для его открытия.

12.-2 Манифольд противовыбросовый, блочный МПБ 2 - 65 / 210

2. - две линии (для глушения и дросселирования)

65 - внутренний проход в мм.

210 - рабочее давление в атм.

Предназначен для обвязки стволовой части ПВО с целью управления скважиной при ГНВП. Обеспечивает выполнение следующих операций.

1. Замену газированного раствора в скважине на утяжеленный раствор.

2. Выпуск раствора с регулируемым противодавлением на пласт через затрубное пространство с помощью дросселя установленного на блоке дросселирования.

3. Закачку раствора буровыми насосами или агрегатом ЦА – 320.

13 – 2. Доливная емкость.

Во время подъема бурильного инструмента необходимо воспрепятствовать даже частичному опорожнению скважины и изливу из нее бурового раствора, что достигается постоянным доливом скважины. Для этого на буровой устанавливается доливная емкость. Он монтируется по утвержденной схеме монтажа бурового оборудования. Емкость должна быть оборудована уровнемером и насосом с дистанционным управлением для заполнения.

Долив должен быть контролируемым, т.е. работники вахты должны видеть движение доливаемой жидкости от емкости к устью.

Применение закрытой системы долива запрещается по причине возможного засорения доливной линии. В результате чего подъем инструмента будет производиться без долива.

Бурильщик обязан при сдаче вахты сделать в вахтенном журнале запись о количестве и удельном весе жидкости, израсходованной на долив.

14 – 2. Подъемный патрубок.

15 – 2. КОЛОННЫЕ ГОЛОВКИ типа ОКК.

Оборудование колонное клиновое (с клиновой подвеской обсадных труб) предназначено для:

• подвешивания и центровки обсадных колонн;

• герметизации и разобщения межколонных пространств с возможностью контроля давления в межтрубном пространстве;

• установки ПВО (в процессе бурения) и фонтанной арматуры (в процессе эксплуатации);

• проведения технологических и ремонтных работ при эксплуатации скважин.

Оборудование обвязки обсадных колонн типа “ОКК” рассчитано на рабочее давление 210, 350 и 700 атм и предназначено для подвески двух и более обсадных колонн (4-5).

Шифр “ОКК-3”-350*146*245*324*426*К2:

• ОКК - оборудование колонное клиновое

• 3 – количество подвешенных колонн

• 350 – рабочее давление, атм

• 146,245,324 – наружные диаметры подвешенных колонн, мм

• 426 – наружный диаметр кондуктора, мм

• К2 – коррозийная стойкость 2-ой степени.

16 – 2. Аварийная планшайба.

17 – 2 отв. в билете 4 - 2

18 – 2. Ааварийная стальная труба

19 – 2. Периодичность ремонта и опрессовки ПВО.

Очередные ревизии и ремонты ПВО производятся по графику ППР

1 раз в 6 месяцев. Аварийная планшайба 1 раз в год.

Внеочередные ревизии и ремонты ПВО производятся после ГНВП, фонтана, сменой деталей и узлов ПВО и манифольда.

Виды опрессовок ПВО.

1. На заводе ПВО испытывают на прочность пробным давлением согласно таблице.

2. В мех. Мастерской ПВО опрессуют водой на рабочее давление. Время опрессовки 15 минут и оформляют акт№1

3. В случаях, когда корпус ПВО подвергался ремонту с применением сварки и токарных работ опрессуют на пробное давление.

4. После монтажа на устье ПВО опрессуют на давление опрессовки обсадной колонны, но не выше рабочего давления ПВО, составляется акт№2.

20 – 2. Требование к монтажу и эксплуатации ПВО согласно

ПБ НГП

1. 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 колонной 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.

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

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

4. ПВО при ремонте скважин устанавливается на эксплуатационную колонну и монтаж его выполняется согласно типовой схеме (1,3), утвержденной АНК «Башнефть» и согласованной с Башкирским Управлением Ростехнадзора и противофонтанной службой.

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

6. Составляется ведомость на комплект ПВО.

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

7. Выкид. линии после концевых задвижек опрессует водой:

-50 атм при рабочем давлении ПВО до 210 атм

-100 атм при рабочем давлении ПВО более 210 атм

8. Штурвалы ручного управления превенторами устанавливаются в легко доступном месте за отбойным щитом с навесом (ширина 2,5 м., высота 2м, навес 0,5 м) не ближе 10м от устья. 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..

9. Выкид линии для скважин 1,2 категории не менее 100м, для 3 категории не менее 30м.

10. Мастером бригады ежеквартально со всеми рабочими бригады проводится инструктаж по правилам управления и эксплуатации ПВО.

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

ГАЗОБЕЗОПАСНОСТЬ.

1 - 3. ПДК-это концентрация данного вредного вещества в воздухе рабочей зоны, при которой не происходит изменений в организме человека(заболевания или отклонений в состоянии организма) в течении рабочего дня и всей трудовой деятельности(измеряется в мг/м³ ).