- •Часть 2
- •1. Характеристики фланцев
- •2. Сборка
- •3. Специальные хомутовые фланцы
- •Оборудование для обвязки обсадных колонн и нкт
- •1. Основные элементы
- •1.1. Корпус колонной головки
- •1.2. Колонная головка
- •1.3. Колонные подвески
- •1.3.1 Подвески типов cmbns и cmbfns фирмы National (рис. 12)
- •1.3.2 Подвеска типа wc фирмы Cameron
- •1.3.3 Подвеска типа aw фирмы Cameron
- •1.3.4 Подвеска типа са фирмы Cameron
- •1.4. Испытательный фланец
- •1.5. Циркуляционная крестовина
- •1.6. Промежуточные катушки и переходные фланцы
- •1.7. Головки насосно-компрессорных труб (нкт)
- •1.8. Компактные головки
- •2. Схема сборки превенторов
- •2.1. Преимущества (в случае проявления)
- •2.2. Недостатки
- •Противовыбросовые превенторы
- •1. Общие сведения
- •3.2. Плашки
- •4. Универсальные превенторы
- •4.1. Универсальный превентор Hydril типа gk
- •4.1.1 Описание
- •4.1.2 Работа превентора
- •4.1.3 Использование универсального превентора с резьбовой крышкой
- •4.1.4 Рабочие давления
- •4.2. Универсальный превентор Hydril типа gl
- •4.2.1 Внесенные изменения (по сравнению с типом gk)
- •4.3. Универсальный сферический превентор Shaffer
- •4.4. Универсальный превентор Камерон типа d
- •4.4.1. Описание
- •4.4.2 Быстрая разблокировка
- •Уплотнитель мембранного типа
- •5. Дивертеры
- •6. Перекрывающие устройства
- •6.1. Перекрывающие устройства для бурильных колонн
- •6.1.1 Поворотные краны ведущей трубы
- •6.1.2 Перекрывающие клапаны бурильных труб
- •6.1.3 Противовыбросовые забойные устройства
- •6.1.4 Сбросовый обратный клапан
- •Испытание устьевого оборудования
- •1. Испытательная манжета типа f фирмы Камерон
- •2. Испытательная пробка
- •3. Результаты испытаний
- •Гидравлические системы управления превенторами
- •1. Общие принципы
- •2. Описание стандартной установки управления пво “Koomey”
- •3. Принцип работы установки управления пво
- •3.1. Пневматическая аппаратура
- •3.2. Электроаппаратура
- •3.3. Блок аккумуляторов
- •3.4. Манифольды
- •3.4.1 Манифольд плашечных превенторов и задвижек
- •Манифольд универсального превентора
- •4. Расчет емкости установки
- •4.1. Гипотезы
- •4.1.2 Последовательность работы превенторов
- •4.1.3 Минимальное ограничение по стандарту ани rp16e
- •4.2. Расчеты
- •4.2.1 Расчет требуемого объема рабочей жидкости Vт для реализации требуемой последовательности
- •4.2.2 Расчет общего объема емкостей
- •4.2.3 Расчет количества баллонов
- •4.2.4 Расчет объема атмосферного резервуара
- •4.2.5 Расчет расхода насосов
- •4.3. Контроль аккумуляторной установки
- •4.3.5 Контроль закрытия скважины каждой системой насосов
- •Контроль характеристики закрытия скважины только аккумуляторными баллонами
- •4.3.7 Контроль времени закрытия превенторов
- •5. Система дистанционного управления аккумуляторной установкой
- •Дроссели. Дроссельные манифольды
- •1. Дроссель с ручным управлением
- •2. Дроссель с дистанционным управлением
- •2.1. Дроссель Свако – 70 мПа (10000 фунт/ кв. Дюйм)
- •2.2. Дроссель Камерон - 70 мПа (10000 фунт/ кв. Дюйм)
- •3. Линия и манифольд глушения
- •3.1. Линия глушения
- •3.2. Блок дросселирования
- •3.2.1 Линия дросселирования
- •3.2.2 Дроссельный манифольд
- •3.3. Атмосферный сепаратор
- •Приложения
- •1 Последовательность сборки наземного устьевого оборудования при бурении скважины
- •2 Пример оборудования устья по процедуре фирмы Cameron
- •3 Процедура fmc
- •4 Рабочие режимы
- •4.1 Общие сведения
- •5 Состав превенторной сборки
- •1. Последовательность сборки наземного пво при бурении скважины
- •1.1 Этап бурения долотом 17 1/2”
- •1.3 Этап бурения долотом 8 1/2” (215,9 мм)
- •1.4 Этап бурения долотом 5 3/4” (или 6” в зависимости от толщины стенок труб 7”)
- •2 Пример оборудования устья по процедуре фирмы Cameron
- •2.1 Установка корпуса колонной головки 20”
- •2.2 Испытания пво 20”
- •2.3 Установка предохранительной втулки 20”
- •2.3.1 Извлечение предохранительной втулки 20”
- •2.4 Установка комплекта клиновой подвески sb-6
- •2.5 Испытания превенторов 13 5/8”
- •2.6 Установка предохранительной втулки 13 5/8”
- •2.6.1 Извлечение предохранительной втулки 13 5/8”
- •2.7 Установка комплекта клиновой подвески sb-3a
- •2.8 Установка испытательного фланца 13 5/8” х 11” и промежуточной катушки 11” х 11” обсадной колонны
- •2.9 Испытания превенторов 13 5/8”
- •2.10 Установка предохранительной втулки 11” ув-83
- •2.10.1 Извлечение предохранительной втулки 11”
- •2.11 Установка комплекта клиновой подвески sb-5a
- •3 Оборудование устья по процедуре fmc
- •3.1 Установка фланца подвески 30” х 24”
- •3.2 Спуск и подвеска обсадной колонны диаметром 16” (406 мм)
- •3.2.1 Стандартный вариант
- •3.2.2 Аварийный вариант
- •3.5.2 Аварийный вариант - Случай прихвата обсадной колонны 10 3/4”
- •3.6 Подъем промежуточной катушки 16 3/4” - 2000 х 16 3/4” - 2000
- •3.7 Установка уплотнительного устройства компактной головки 16” X 10 3/4”
- •3.8 Установка компактной головки типа II 10”
- •3.8.1 Необходимая процедура
- •Установка промежуточной катушки 11” - 5000 х 11” - 5000
- •3.9.1 Испытания соединений 11” - 5000 фланцевой катушки, превентора и компактной головки
- •3.10 Спуск и подъем нижней предохранительной втулки
- •3.10.1 Необходимая процедура
- •3.11 Спуск и подвешивание обсадной колонны 7 5/8”
- •3.11.1 Стандартный вариант
- •3.11.2 Аварийный вариант - Случай прихвата обсадной колонны 7 5/8”
- •3.12 Спуск уплотнительного устройства компактной головки 10” х 7 5/8”
- •3.12.1 Стандартный вариант
- •3.12.2 Аварийный вариант
- •3.13 Спуск и подъем верхней предохранительной втулки
- •3.13.1 Необходимая процедура
- •3.14 Спуск и подвеска насосно-компрессорных труб 4 1/2” (114 мм)
- •3.14.1 Необходимая процедура
- •3.15 Установка переходного фланца
- •3.15.1 Необходимая процедура
- •4 Рабочие режимы (по документации фирмы Cameron)
- •4.1 Общие сведения
- •4.1.1 Спецификации, справочные инструкции
- •4.1.2 Гидравлическое давление
- •5. Состав превенторной сборки (по p. Pouvreau - eap)
- •5.1 Примеры состава превенторных сборок
5. Дивертеры
В некоторых странах (Нигерия, Индонезия, Нидерланды) встречаются газовые залежи на небольших глубинах, очень близко от поверхности. Поступление этих флюидов невозможно контролировать обычными методами, но совершенно необходимо иметь возможность закрытия устья скважины при одновременном открытии одного или нескольких боковых отводов большого диаметра, направляющих флюид в емкость бурового раствора или на факел. Для этого необходимы:
превентор кольцевого типа с большим проходным внутренним диаметром и низким рабочим давлением, располагаемый на устье скважины,
один или несколько боковых отводов большого диаметра (порядка 12” или более) под превентором, оснащенных клапанами с дистанционным управлением, которые открывают, как только закрывается превентор (скважина никогда не должна быть закрытой).
Примечание: эта система может состоять из независимых элементов или представлять собой единое целое (например, интегральная система Hydril или Reagan) (рис. 38-40).
Рис. 38
Рис. 39
сверху вниз: 1- индикатор поршня, 2 - уплотняющее устройство, 3 - головка камеры открытия, 4 - стопорный механизм, 5 - камера открытия, 6 - поршень, 7 - камера закрытия.
1 и 10 - 30” забивная труба или направление, 2- полностью открывающийся клапан (открывается автоматически после закрытия дивертера), 3 - закрыт - открыт, 4 - выкидная линия, 5 и 11 - блок аккумулятора автоматического насоса, 6 и 12 - сливная линия, 7 и 13 - разъемный желоб, 8 и 14 - уплотнение типа MSP, 9 - переходная катушка, 12 - сливная линия, 15 - уплотнитель типа MSP, подвешиваемый как дивертер, 16 - уплотнитель типа MSP, подвешиваемый как превентор
6. Перекрывающие устройства
6.1. Перекрывающие устройства для бурильных колонн
Это оборудование позволяет быстро перекрыть внутренний диаметр бурильной колонны. Его рабочее давление должно быть равным или выше рабочего давления оборудования устья скважины.
6.1.1 Поворотные краны ведущей трубы
Ведущая труба должна быть оснащена в верхней части полнопроходным краном с возможностью быстрого закрытия. Он называется шаровым поворотным краном.
Рекомендуется установить второй кран в нижней части ведущей трубы.
Это обязательно на плавучей платформе, а также на суше, если рабочее давление превентора выше 35 МПа (5000 фунт/ кв. дюйм).
Нижний кран позволяет перекрыть бурильную колонну, которая остается в скважине.
Следовательно, мы можем:
навернуть вращающуюся циркуляционную головку высокого давления,
установить на бурильную колонну обратный клапан.
Нижний кран обеспечивает также безопасность в случае проблем на верхнем.
а) Шаровой кран Omsco
Этот шаровой кран управляется снаружи с помощью ключа, всегда находящегося под рукой у ротора буровой установки.
Герметичность улучшается с повышением давления. Этот кран не требует смазки.
Рис.
41
1- резина шара, 2 - корпус шара, 3 - прокладка вала, 4 - фрикционное кольцо, 5 - крепежный винт вала, 6 - шайба вала, 7 - зажимная гайка, 8- ось привода шара, 9- гаечный ключ, 10- шпонка оси привода шара, 11- уплотнение вала, 12- уплотнительное кольцо (внешнее), 13 - шпонка зажимной гайки, 14- уплотнительное кольцо (внутреннее), 15- винт фиксирующей пластины, 16- корпус клапана, 17- фиксирующая пластина, 18- нижний переводник.
б) Верхний шаровой кран Hydril для ведущей трубы
Шаровой кран поворачивают на 90о с помощью ключа.
Рис. 42
1- верхний переводник, 2- пружина, 3- гнездо с уплотнением, 4- кольцевое уплотнение шара, 5- шар, 6- шток, 7- кольцевое уплотнение штока, 8- гнездо с уплотнением, 9- кольцевое уплотнение гнезда, 10- пружина, 11- нижний переводник
в) Нижний шаровой кран для ведущей трубы
Техническая характеристика:
Выполнен единой деталью, что обеспечивает высокое сопротивление растяжению (1000000 фунтов) и давлению (70 МПа – 10 000 фунт/ кв. дюйм). За счет исключения слабого резьбового звена обеспечивается выигрыш по длине и, кроме того, существует возможность открытия и закрытия под высоким давлением. Обеспечивает быстрое закрытие чтобы исключить перелив бурового раствора через ведущую трубу в ходе наращивания.
Рис. 43. Вид в разрезе нижнего шарового крана в закрытом положении:
1-стопорный механизм, 2-поворотный шар
