3. Противовыбросовое оборудование.

Оборудование противовыбросовое (ОП) представляет собой комплекс, состоящий из сборки превенторов, манифольда и гидравлическо­го управления превенторами, предназначенный для управления проявляю­щей скважиной в целях обеспечения безопасных условий труда персонала, предотвращения открытых фонтанов и охраны окружающей среды от за­грязнения в умеренном и холодном макроклиматических районах.

Область применения ОП — строительство и капитальный ремонт неф­тяных и газовых скважин.

Основные задачи комплекса — сохранение находящегося в скважине бурового раствора и проведение операций по его замещению (глушение скважины) другим с требуемыми параметрами.

Комплекс ОП обеспечивает проведение следующих работ:

герметизацию скважины, включающую закрывание и открывание плашек (уплотнителя) без давления и под давлением;

спуск и подъем колонны бурильных труб при герметизированном устье, включая протаскивание замковых соединений, расхаживание труб, подвешивание колонны труб на плашки и удержание ее в скважине плаш­ками при выбросе;

циркуляцию бурового раствора с созданием регулируемого противо­давления на забой и его дегазацию;

оперативное управление гидроприводными составными частями обо­рудования.

В соответствии с ГОСТом предусмотрено 10 типовых схем обвязки ОП:

схемы 1 и 2 — с механическим (ручным) приводом превенторов;

схемы 3—10 — с гидравлическим приводом превенторов.

На рис. 21.12 приведены схемы 1, 3, 7 и 10. Схема включает блок пре­венторов (плашечные с ручным или гидравлическим управлением, кольце­вой, соединительные катушки и крестовина), станцию гидроуправления превенторами и гидроуправляемыми задвижками и манифольд противо-выбросового оборудования, состоящий из блока глушения, блока дроссели­рования с запорной и регулирующей арматурой, напорных трубопроводов и блока сепаратора бурового раствора.

Типовые схемы обвязки ОП по ГОСТ 13862 — 90 устанавливают мини­мальное число необходимых составных частей блока превенторов и мани-фольда, которые могут дополняться в зависимости от конкретных условий строящейся или ремонтируемой скважины.

В ОП для бурения допускается уменьшение условного диаметра про­хода линий, соединяемых с дросселем, и линий глушения до 50 мм, увели­чение условного диаметра прохода линий дросселирования до 100 мм. При этом условный диаметр прохода боковых отводов устьевой крестовины должен быть не более условного диаметра прохода подсоединяемой линии манифольда.

Допускается также применять станции гидропривода с номинальным давлением из следующего ряда: 16; 25; 32; 40 МПа.

Условное обозначение ОП по ГОСТ 13862 — 90 состоит из слова «обо­рудование», шифра, построенного по приведенной ниже схеме, и наимено­вания нормативно-технического документа на поставку или стандарта:

диаметр условный прохода ОП, мм;

диаметр условный прохода манифольда, мм;

рабочее давление, МПа;

тип исполнения изделия по коррозионной стойкости — в зависимости от скважинной среды

обозначение модификации, модернизации (при необходимости).

Пример условного обозначения ОП по схеме 6 на рабочее давление 35 МПа с условным диаметром прохода превенторного блока 280 мм и манифольдом с условным диаметром прохода 80 мм: оборудование ОП6-280/80x35, ГОСТ 13862-90.

То же для ОП по схеме 9 на рабочее давление 70 МПа с условным диаметром прохода превенторного блока 280 мм, превентором с перерезы­вающими плашками и манифольдом с условным диаметром прохода 80 мм: оборудование ОП9с-280/80х70, ГОСТ 13862-90.

Рис. 21.12. Типовые схемы обвязки протпвовыбросового оборудования по ГОСТ 13862—00: а — схемаI;б — схема 3; в — схема 7;г — схема 10:

1 — плашечный превентор; 2 — за­движка с ручным управлением; 3 — крестовина:4 — манометр с запорным и разрядным уст­ройствами: 5 — регулируемый дроссель с ручным управлением; 6 — гаситель потока; 7 —блок дросселирования;8 — линия дросселирования: 9 — устье скважины:10 — линия глуше­ния; 11 — прямой сброс:12 — вспомогательный пульт:13 — гидроуправление прев ей торами с основным пультом:14 — кольцевой превентор;15 — отвод к сепаратор)';16 — задвижка с гидроуправлением;II — обратный клапан:18 — отвод к буровым насосам;19 — блок глуше­ния:20 — регулируемый дроссель с гидроуправлением:21 — пульт управления дросселем;22 — отвод к системе опробования скважины

ПЛАШЕЧНЫЕ ПРЕВЕНТОРЫ

Плашечные превенторы предназначены для герметизации устья при наличии в скважине труб или в отсутствие их; применяют для эксплуа­тации в умеренном и холодном макро климатических районах.

Плашечные превенторы обеспечивают возможность расхаживания колонны труб при герметизированном устье в пределах длины между замковыми или муфтовыми соединениями, подшивание колонны труб на плашки и ее удержание от выталкивания под действием скважинного дав­ления.

Установлена следующая система обозначения плашечного превентора:

тип перевентора и вид привода — ППГ (плашечный с гидроприводом), ППР (плашечный с ручным приводом), ППС (плашечный с перерезываю­щими плашками);

конструктивное исполнение — с трубными или глухими плашками — не обозначается;

диаметр условный прохода, мм;

рабочее давление, МПа;

тип исполнения — в зависимости от скважинной среды (К1, К2, КЗ).

Плашечные превенторы с гидравлическим управлением предназначе­ны для герметизации устья скважины в целях предупреждения выброса. Их изготовляют на Волгоградском заводе буровой техники (ОАО «ВЗБТ») и заводом им. Лейтенанта Шмидта (г. Баку). ВЗБТ выпускает плашечные превенторы ППГ-230x35 и ППГ-230x70.

Плашечный нревентор ППГ —230x35 [рис. 21.13) состоит из корпуса 7 и крышек 6. 11 с гидра цилиндрам и. Корпус 7 представляет собой стальную отливку коробчатого сечения, имеющую вертикальное проходное отверстие диаметром 230 мм и горизонтальную сквозную прямоугольную полость, в которой размешаются и движутся плашки. Полость корпуса с обеих сторон закрывается откидными крышками6 и 11. шарнирно подвешенными на корпусе. Крышки крепятся к корпусу7 винтами10. Такая конструкция превенторов позволяет быстро заменять плашки, не снимая превентора с устья бурящейся скважины даже при наличии в ней инструмента.

Плашечные превенторы укомплектовывают следующими плашками: трубными, каждая пара из которых уплотняет трубы определенного разме­ра: глухими, герметизирующими скважин)" в отсутствие в ней инструмента.

Специальные треугольные выступы на вкладышах трубных плашек обеспечивают принудительное центрирование колонны труб при закрыва­нии превентора. Плашку в собранном виде насаживают на Т-образный паз штока и вставляют в корпус превентора.

Каждая плашка перемешается поршнем 16 гидравлического цилиндра12. От коллектора8 по масплопроводам21 и через поворотное ниппельное соединение масло под давлением поступает в гидроцилиндры. Палец24 служит визуальным указателем положения «Открыто — закрыто* плашек превентора. палец26 — указателем положения фиксатора плашек. Для фиксации плашек в положении «Закрыта* с помощью ручного привода не­обходимо вращать штурвалы по часовой стрелке: через вилку15 вращение передается на вал2. по которому передвигается гайкаI с пальцем26 до упора в шток3. Полость плашек превенторов в зимнее время при темпера­туре ниже — 5 *С следует обогревать паром, подаваемым в паропровод20 корпуса превентора через отверстие в нем.

Крышка корпуса уплотняется армированным уплотнением 9.

Рис. 21.13. Плашечный превенюр ППГ-230x35:

1— гайка; 2 — вал; 3 — шток;4. 14 — крышки; 5 — шпилька; 6. 11 — откидные крышки с гидроцилиндром; 7 — корпус превентора;8 — распределительный коллектор:9 — армирован­ное уплотнение;10. 29. 34. 35 — винты;12 — цилиндр; 13,17, 18. 22 — резиновые уплатнительные кольца;15 — вилка; 16 — поршень;19 — пробка;20 — паропровод;21 — маслопро­вод:23 — сальниковое кольцо;24. 26 — пальцы;25 — ось: 27 — втулка;28 — пробка;30 — обратный клапан;31 — уплотнение плашки;32 — вкладыш:33 — корпус плашки: 36 — пру­жинное кольцо:а. 6 — полости длв уплати стельного смазочного материала

Для аварийного уплотнения штока в случае изнашивания (или прорыва уплотнительного элемента на крышках превентора имеются специаль­ные приспособления, состоящие из винта 29 и обратного клапана30. По­лостьа при эксплуатации заполняется пластичным уплотнительным сма­зочным материалом для фонтанной арматуры. Уплотнение штока достига­ется за счет нагнетания смазочного материала под давлением в полость б. Давление создается винтом29. При проверке герметичности уплотнительных элементов штока полость6 следует держать открытой (с вывинченной пробкой /5).

УНИВЕРСАЛЬНЫЕ (КОЛЬЦЕВЫЕ) ПРЕВЕНТОРЫ

Кольцевые превенторы предназначены для герметизации устья скважины при наличии колонны труб или в отсутствие ее.

Установлена следующая система обозначения кольцевых превенторов:

ПУ — превентор кольцевой (универсальный);

конструктивное исполнение;

1-с конической наружной поверхностью уплотнителя;

2 — со сферической наружной поверхностью уплотнителя;

диаметр условный прохода, мм;

рабочее давление, МПа.

Кольцевой уплотнитель универсального превентора должен позволять: протаскивание колонны труб общей длиной не менее 2000 м при давлении в скважине не более 10 МПа с замковыми муфтовыми соединениями со специальными фасками, снятыми под углом 18°; расхаживание и провора­чивание колонны; открытие и закрытие превентора на расчетное число циклов; быструю замену кольцевого уплотнителя без демонтажа превен­тора.

Универсальный превентор ПУ 1-230x35 (рис. 21.16) состоит из корпуса 3, крышки 1, плунжера 5, кольцевого уплотнителя 4, втулки 9. Корпус, плунжер и крышка — стальные отливки ступенчатой формы. Крышку ввинчивают в корпус с помощью прямоугольной резьбы. Кольцевой уплот­нитель — массивное резиновое кольцо, армированное металлическими вставками двутаврового сечения.

Рис. 21.16. Универсальный превенгор ПУ1-230х35:

1 — крышка; 2 — ограничитель: 3 — корпус:4 — кольцевой уплотнитель: 5 — плунжер; 6 —

манжета; 7 — уплотнительное кольцо: 8 — штуцер:9 — втулка

Рис. 21.17. Уплотнители кольцевых превенторов типа ПVI(а) и типа ПУ2 (б)

Корпус, плунжер и крышка образуют в превенторе две гидравличе­ские камеры а и б, изолированные манжетами. Камера а — распорная и служит для открытия превентора, камера б — запорная и служит для его закрытия. Под давлением масла, подаваемого в запорную камеру из систе­мы гидроуправления, плунжер движется вверх, перемещая кольцевой уп­лотнитель; последний при этом герметизирует устье скважины вокруг лю­бой части бурильной колонны, а также в ее отсутствие. Для открытия превентора масло подается в распорную камеру, плунжер перемещается вниз, кольцевой уплотнитель расширяется, принимая первоначальную форму. Жидкость из запорной камеры вытесняется в сливную линию гидравличе­ского управления.

Уплотнители (рис. 21.17) обеспечивает герметизацию устья при спу­щенных в скважину трубах диаметром до 194 мм. Время закрытия превен-тора — 30 с

Конструкция универсальных превенторов ПУ1 — 280x35, ПУ1 — 350x35 аналогична конструкции ПУ 1 — 230x35.

ВРАЩАЮЩИЕСЯ ПРЕВЕНТОРЫ

Превенторы вращающиеся |ПВ) предназначены для автоматиче­ской герметизации устья скважины вокруг любой части бурильной колон­ны, в том числе ведущих, утяжеленных, насосно-компрессорных, а также замковых соединений бурильных труб, при ее вращении, расхаживании, наращивании и выполнении спуско-подъемных операций. Устанавливают ПВ над блоком превенторов взамен разъемного желоба для отвода бурового раствора к блоку очистки циркуляционной системы буровой установки.

ПВ применяют при бурении с промывкой аэрированным буровым раствором, продувкой га­зообразными агентами, обратной промывкой, ре­гулированием дифферен­циального давления в сис­теме скважина — пласт, а также при вскрытии продуктивных пластов на «равновесии» и с депрес­сией в климатических условиях широкого диапа­зона зон по ГОСТ 15130-69.

Рис. 21.16. Роторный герметизатор ЦКБ «Титан»: 1— вкладыш, 2, 7 — уплотне­ния: 3 — ствол;4 — роликопод­шипники радиально-упорные, 5 — корпус съемного патрона, 6 — байонетная гайка;8 — бо­ковой отвод с фланнем:9 — уп­лотнитель герметизатора;10 — корпус герметизатора, 11— присоединительный фланец

Контрольные вопросы:

1.Вращательное бурение скважин

2.Основные составляющии циркуляционной системы

3.Как по другому называю универсальные превенторы?

4.Расскажите конструкции врашающихся превенторов.

5.ЧТо относится к спускоөподемному оборудованию?

Литература

1. Аскеров М.М., Сулейманов А.Б. Ремонт скважин: Справ, пособие. — : Недра, 1993.

2. Ангелопуло O.K., Подгорнов В.М., Аваков Б.Э. Буровые растворы для осложненных условий. — М.: Недра, 1988.

3. Броун СИ. Нефть, газ и эргономика. — М: Недра, 1988.

4. Броун СИ. Охрана труда в бурении. — М: Недра, 1981.

5. Булатов А.И., Аветисов А.Г. Справочник инженера по бурению: В 3 т.: 2-е изд., перераб. и доп. - М: Недра, 1993-1995. - Т. 1-3.

6.Булатов А.И. Формирование и работа цементного камня в скважи­на, Недра, 1990.

7.Варламов П.С Испытатели пластов многоциклового действия. — М: Недра, 1982.

8.Городнов В.Д. Физико-химические методы предупреждения осложне­ний в бурении. 2-е изд., перераб. и доп. — М: Недра, 1984.

9. Геолого-технологические исследования скважин / Л.М. Чекалин, А.С. Моисеенко, А.Ф. Шакиров и др. — М: Недра, 1993.

10.Геолого-технологические исследования в процессе бурения. РД 39-0147716-102-87. ВНИИпромгеофизика, 1987.

Лекция 7

Тема: Морские нефтегазовы сооружения.

План:1. Особенности разработки морских месторождений нефти и газа.

2. Инженерно-геологические изыскания.

3. Искусственные острова.