2. Общая характеристика оборудования

2.1 Превенторы

Для герметизации устья скважин используют плашечные, универсальные и вращающиеся превенторы

Плашечные превенторы (см. прил. 1, рис. 1) предназначаются:

· для герметизации устья нефтяных и газовых скважин в процессе их строительства и ремонта с целью обеспечения безопасного ведения работ, предупреждения выбросов и открытых фонтанов, охраны недр и окружающей среды;

· расхаживания в пределах гладкой части колонны труб;

· удержания плашками колонны труб;

· фиксации плашек в закрытом положении в случае отключения или выхода из строя установки гидравлического управления

Для большого числа скважин достаточно иметь на устье один плашечный превентор с ручным управлением, который позволяет обеспечить безопасное проведение ремонтных работ. К такому типу превенторов относятся малогабаритные превенторы типа ППР-180х21

Превенторы плашечные ПП-180х35 и ПП-180х35К2. Основные детали и узлы превенторов -- корпус, крышки корпуса с гидроцилиндрами и плашки.

Корпус превентора представляет собой стальную отливку коробчатого сечения с вертикальным проходным отверстием круглого сечения и сквозной прямоугольно-горизонтальной полостью, в которой расположены плашки. Прямоугольная полость корпуса с обеих сторон закрывается откидными крышками, шарнирно подвешенными на корпусе и уплотненными резиновыми прокладками. Крышки крепятся на корпусе винтами. Такая конструкция корпуса и крышек позволяет проводить смену разъемных плашек превентора со сменными вкладышами и резиновым уплотнением при наличии в скважине колонны труб.

Привод плашек дистанционный гидравлический. Они перемещаются при помощи поршня гидравлического цилиндра, шток которого связан с корпусом. Через коллектор, поворотное ниппельное Соединение и трубопровод масло из системы гидроуправления под давлением поступает в гидравлические цилиндры.

Трубными плашками закрывается превентор при наличии в скважине колонны труб, глухими -- при отсутствии в ней колонны труб.

Принудительное центрирование колонны труб при закрывании Превентора обеспечивается применением специальных треугольных выступов на вкладышах трубных плашек.

Фиксация плашек в закрытом положении обеспечивается применением ручного карданного привода, индивидуального для каждой плашки. Этим же приводом при необходимости перекрываются плашки превентора, например при отсутствии в буровой электроэнергии и разряженном аккумуляторе гидропривода. В то же время, открыть плашки, закрытые ручным приводом, можно только при помощи установки гидроуправления. Полость плашек при работе в зимнее время при температуре окружающей среды ниже 0 °С обогревается паром, подаваемым в паропроводы, встроенные в корпус превентора.

Превентор плашечный (кованый) типа ПП-150 предназначается для герметизации устья нефтяных и газовых скважин в процессе бурения, освоения и ремонта с целью предупреждения неф-тегазопроявлений и выбросов как при наличии в скважине труб, так и при их отсутствии, в условиях умеренного и холодного макроклиматических районов по ГОСТ 16350-80. Климатическое исполнение -- УХЛ, категория размещения при эксплуатации по ГОСТ 15150-69.

Обозначение этого типа превенторов принято по следующей схеме -- превентор ППР(Г) 1(2,3)-150x21(35>K(QB(H)l(2,3), ТУ 3661-005-32729091-99:

· ППР или ППГ -- ручной или гидравлический;

· или 2,3 -- одинарный, сдвоенный (1 -- допускается не указывать);

· 150 -- проход в мм;

· 21 или 35 -- рабочее давление, МПа;

· К или С -- кованый или сварной корпус;

· В или Н -- выдвижной или невыдвижной штурвал;

· 1(2,3) -- исполнение по коррозионной стойкости: нормальная, улучшенная и повышенная стойкость, соответствующая группам по принятой классификации агрессивных сред для противо-выбросового оборудования -- Ки К2, К3. Рабочий интервал температур от (-40) °С до (+100) °С.

Применение превенторов в средах с большей концентрацией агрессивных вешеств и механических примесей, чем указано выше для каждого исполнения, снижает его работоспособность и долговечность. Безотказная наработка при работе в средах, соответствующих исполнению, при нормальных условиях составляет 3000 часов или 500 циклов открытие-закрытие. Работоспособность в коррозионных средах уменьшается прямо пропорционально росту рабочей температуре.

Плашечный превентор типа ПМТР с ручным разгруженным приводом предназначен для работы под давлением до 35 МПа. Обеспечивает герметизацию устья скважины:

· со спущенными НКТ -- трубными плашками;

· без спущенной колонны НКТ -- глухими плашками.

Наличие разгруженного ручного привода дает возможность ручного управления при максимальном рабочем давлении до 35 МПа. Превентор снабжен указателем положения плашек --«закрыто (открыто)». ПМТР выпускается с учловным проходом 156 мм и комплектуется карданами и переходниками для дистанционного управления.

Превентор универсальный позволяет герметизировать любую часть бурильной колонны, проводить расхаживание, проворачивание (на гладкой части трубы), протаскивание замковых и муфтовых соединений при герметизированном устье, а также перекрывать скважину в случае отсутствия в ней колонны труб.

Основные детали превентора - корпус, крышка, уплотнитель, плунжер, втулка, манжеты и уплотнение 2 крышки.

Корпус и крышка представляют собой стальные литые или кованые детали, соединенные при помощи прямоугольной резьбы.

На боковой поверхности корпуса предусмотрены отверстия для подвода жидкости от установки гидравлического управления и ушки для подъема превентора и крепления его на устье скважины.

Уплотнитель - массивное резиновое кольцо, армированное металлическими вставками, придающими уплотнителю жесткость и предохраняющими от вытекания резины в процессе эксплуатации.

Плунжер ступенчатой формы с центральным конусным отверстием, в котором установлен уплотнитель.

Плунжер, корпус и крышка образуют в превенторе две гидравлические камеры, изолированные манжетами. Эти камеры через отверстия в корпусе соединены с установкой гидравлического управления. Нижняя (запорная) камера а предназначена для закрытия превентора, а верхняя (распорная) б - для его открытия.

При нагнетании масла под давлением в запорную камеру плунжер движется вверх, обжимает уплотнитель, резиновое кольцо и вставки, которые перемещаются при этом к центру скважины и герметизируют любую часть колонны, оказавшуюся в зоне уплотнителя, или перекрывают скважину при отсутствии в ней колонны труб

При нагнетании масла в распорную камеру закрытого превентора плунжер из верхнего положения перемещается вниз, вытесняя жидкостъ из запорной камеры в сливную линию установки гидравлического управления. Уплотнитель при этом разжимается и принимает первоначальную форму.

Управление превентором - дистанционное гидравлическое.

Для работы в зимнее время превентор оснащен камерой обогрева 10.

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 противовы-бросового 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 (см. прил.1 рис. 2) 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 превептором 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 стволаменьше диаметра долота. Поэтому при спуске и смене его необходимо ствол отсоединить от корпуса превентора. Для этого ствол с патроном соединяют с корпусом превентора посредством бай-онетного 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 Превеиторы ПВ-156Х320 и ПВ-307Х200 в отличие от ПВ-230X320 Бр не имеют шинно-пневматической муфты. Патроны этих превенторов освобождаются вручную, что создает неудобства при спуске и смене долот.