что такое рабочее давление превентора

Рабочее давление превентора

Изначально рабочее давление превентора является одной из важнейших характеристик, гарантирующих отсутствие выброса при эксплуатации сборки ОП. В стандарте ГОСТ 13862 принята следующая градация давления элементов и составных частей противовыбросового оборудования – 7 МПа, 14 МПа, 21 МПа, 35 МПа, 70 МПа и 105 МПа.

Поэтому важно правильно выбрать плашечные и универсальные превенторы по характеристике рабочего давления.

Принцип действия противовыбросового оборудования

Нормальные условия для циркуляции бурового раствора в момент бурения ствола скважины контролируются величиной гидростатического давления. Другими словами, регулируя плотность промывочной жидкости, которой из скважины выносится порода, можно гарантированно создать внутри нее давление, величина которого будет немного больше, чем давление внутри пласта.

При вскрытии нефтяных/газовых пластов в буровой раствор могут проникать газы, снижая его плотность. При этом гидростатическое давление снижается, из пласта в скважину может беспрепятственно поступать вода, газ или нефть. Такие аварийные ситуации получили название проявлений ГНВП (газонефтеводо).

Если буровая бригада вовремя не заметит подобных проявлений, произойдет выброс указанных продуктов из скважины. Это, в свою очередь, чревато возгоранием углеводородных продуктов. Как результат, увеличение времени строительства скважины, снижение объема добычи, порча бурового и/или нефтепромыслового оборудования.

Противовыбросовое оборудование предназначено для герметичного перекрытия устья скважины в момент возникновения проявлений ГНВП. Если в скважине в это время нет труб, используются глухие плашки. При наличии неподвижной колонны в стволе применяются трубные плашки. При аномально высоком давлении перерезающими плашками одного превентора бурильная колонна обламывается, глухими плашками второго превентора устье перекрывается наглухо.

Для более сложных случаев – герметизация вращающейся колонны, в момент расхаживания, бурения УБТ трубами, используются универсальные и вращающиеся превенторы. Одновременно с эти в линиях манифольда выполняются мероприятия по увеличению плотности бурового раствора:

Это позволяет вернуть бурильщик контроль над условиями внутри скважины, предотвратить преобразование проявления в выброс.

Рабочее давление и другие характеристики превенторов

При наличии в пласте негазированной обводненной нефти рабочее давление превентора выбирается по разнице между давлением на забое и гидростатическим давлением столба бурового раствора в скважине с учетом градиента давления 4,5 – 6,8 кПа/м.

Запас прочности позволяет избежать задержек в перекрытии скважины. Например, противовыбросовое оборудование на 35 МПа будет не эффективно при задержке обеспечения герметичности устья. Давление поднимется выше этого уровня, возможно несколько неконтролируемых выкидов. В этом случае будет эффективно ОП с рабочим давлением 70 МПа.

С увеличением квалификации сотрудников бригады и их сработанности рабочее давление превентора выбирается более точно, снижаются риски выброса, влияние человеческого фактора. Во время спуска обсадной эксплуатационной колоны рабочее давление превентора берется чуть выше, чем устьевое давление в насосно-компрессорных трубах.

В бурении существует термин «коэффициент закрытия» – частное от деления давления в скважине на давление, необходимое для закрытия плашек превентора. Рабочие характеристики плашечных превенторов регламентируются стандартом ГОСТ 27743:

Источник

Для студентов 4Э1,2 Лекция №15

Изучить лекцию№15 Ответить на контрольные вопросы, выполнить тест.

Тема: Назначение, типовые схемы, основные параметры и конструкции превенторов

Превентор, или BOP (Blow Out Preventer) находится в устье скважины, в подвышечном основании буровой вышки. Чаще всего этот компонент не виден из-за нагромождений буровой вышки, но пожалуй это один из самых важных компонентов на буровой вышке, т.к. именно он не только сохранит буровую вышку от пожара, но и жизни людей, находящихся на вышке.

Плашечные превенторы предназначены для герметизации устья при наличии или отсутствии в скважине труб. Применяются для эксплуатации в умеренном и холодном макроклиматических районах.

По количеству секций превенторы плашечные бывают:

С помощью плашечных превенторов выполняют следующие операции:

— герметизацию устья при наличии и отсутствии бурильного инструмента в скважине;

— срезание колонны труб (при установке превентора со срезающими плашками);

— проворачивание и расхаживание колонны труб на гладкой части трубы по длине от муфты до муфты (при контролируемом давлении в камере закрытия);

— разгрузка колонны труб на плашки и удерживание колонны плашками от выброса (при возрастании давления в скважине);

— спуск или подъем части колонны при загерметизированном устье скважины в случае установки двух плашечных превенторов (метод шлюзования);

— восстановление циркуляции промывочной жидкости с противодавлением на пласт;

— быстрое снижение давления в скважине;

— закачку бурового раствора обратным способом (через затрубное пространство).

Система обозначения

Пример условного обозначения ППГ-350х35К2.

—плашечный превентор

-условным диаметром прохода 350 мм

— рабочее давление 35 МПа

Установлена следующая система обозначения плашечного превентора:

üтип превентора и вид привода

-ППГ (плашечный с гидроприводом),

-ППР (плашечный с ручным приводом),

-ППС (плашечный с перерезывающими плашками);

-ПМТ- (превентор малогабаритный трубный)

Для работы превентора существует три вида плашек:

— трубные — для герметизации скважины при наличии в ней колонны труб;

— срезные — для герметизации скважины при отсутствии труб, при наличии — колонна труб срезается;

— глухие — для герметизации скважины при отсутствии труб.

Открытие и закрытие плашек осуществляется посредством гидравлической жидкости подаваемой под давлением в полости цилиндров. Также предусмотрена возможность закрытия плашек вручную, с помощью специального штурвала.

Превентор с гидроуправлением

Превентор состоит из корпуса, боковых крышек с гидроцилиндрами и плашек.

Корпус превентора снабжен горизонтальной сквозной полостью для размещения плашекСнаружи полость закрывается боковыми крышками 4, которые крепятся к корпусу болтами 3. Стыки крышек с корпусом уплотняются резиновыми прокладками 2, установленными в канавках крышек. Используются и откидные крышки, шарнирно соединяемые с корпусом. Для предотвращения примерзания плашек в корпус превентора встраиваются трубки 10 для подачи пара в зимнее время. На боковых торцах крышек посредством шпилек крепятся гидроцилиндры 5 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 7 снабжены Г-образным выступом для соединения с оправкой плашек. Под давлением рабочей жидкости, нагнетаемой из коллектора 8по трубкам9 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

Плашечные превенторы с ручным управлением

Рисунок 2-превенторы с ручным управлением.

• одинарный типа ПП- 180×21(35) • сдвоенный типа ППР2-230х21

Технические характеристики плашечных превенторов

Основные показатели надежности плашечного превентора обеспечиают периодическую проверку его на функционирование путем закрытия на трубе, опрессовкой буровым раствором или водой и открытия, а также возможностью расхаживания бурильной колонны на длине трубы под избыточным давлением.

Показатели надежности плашечных превенторов установлены

Таблица 1- Технические характеристики плашечных превенторов

Диаметр условный проходного отверстия, мм

Рабочее давление МПа: пробное в системе гидроуправления

Диаметр условных труб, уплотняемый плашками, мм

Нагрузка на плашки, кН (тс): от массы колонны труб выталкивающая

Габаритные размеры (длина, ширина,высота), мм

Универсальные превенторы

Универсальные превенторы ПУГ обладают более широкими возможностями. 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 кольцевой 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.

Рисунок 3– Универсальный превентор ПУГ

В корпусе превентора кольцевого ПУГ 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 1, 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 ПУГ масла устанавливается регулирующим клапаном системыгидроуправления. 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 на площадь поршня в полости В превентора. Превентор универсальный кольцевой ПУГ 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. Управление универсальным превентором ПУГ – дистанционное гидравлическое.

Конструктивные особенности:

Вращающийся превентор

Рисунок 4- Вращающийся превентор ПВ-156´320:

1 — корпус; 2 — остов манжеты; 3 — манжета; 4 — фланец; 5 — нажимная пластина; 6 — по­верхность опоры; 7 — уплотнитель; 8 — присоединительная крышка опоры; 9 — направляю­щая; 10 — корпус вращающегося узла;

11 — роликовый подшипник; 12 — опорные кольца; 13 — шариковый подшипник; 14 — втулка; 15 — вращающаяся втулка

В процессе герметизации устья бурящейся скважины часто требуется про­водить вращение и расхаживание бурильной колонны, а также спуско-подъемные операции с целью предотвращения прихвата и прилипания бурильного инструмента к стенке скважины. Плашечные и универсальные превенторы для этих действий не предусмотрены и для того, чтобы приподнять инструмент на длину одной бурильной трубы, следует раздвигать плашки плашечного превен­тора или отжимать массивное резиновое кольцо в универсальном превенторе, нагнетая масло, в верхнюю распорную камеру.

В настоящее время разработаны и выпускаются вращающиеся превенторы, предназначенные для постоянной герметизации устья скважины вокруг ведущей и бурильной труб, замкового соединения и УБТ. При наличии превентора можно расхаживать, проворачивать и вращать инструмент, поднимать буриль­ные трубы и УБТ. Основной узел превентора — резиновый- элемент, который имеет специальную форму, позволяющую протаскивать инструмент вверх или вниз через уплотнение. При протаскивании инструмента уплотнение подвергает­ся значительному износу, его износостойкость зависит от скорости подъема и наружной поверхности труб, бурильного замка и других факторов. Вращающийся превентор предназначен главным образом для вращения бу­рильной колонны труб в процессе газонефтепроявления. Уплотнитель состоит из металлического основания и резиновой части и прикреплен к стволу при помо­щи байонетного соединения и специального болта.

Уплотнитель выпускается с одной цилиндрической уплотняющей поверхностью или с двумя (квадрат­ный) — для уплотнения ведущей трубы по ее граням. Вращающийся превёнтор позволяет бурить с обратной промывкой, с продувкой забоя газообразным агентом или аэрированным раствором, с равновесной системой гидростатического давления на пласт, вскрывать и опробовать пласты с высоким давлением.

Вращающиеся превенторы выпускаются четырех типоразмеров. Вращающийся превентор состоит из корпуса, пневмоцилиндра, упора, съем­ного патрона с уплотнителем, вкладыша (зажима) под рабочую трубу, пульта пневматического и ручного управления.

Вращающийся превентор (рис. 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.

Вращающийся превентор монтируется с плашечными превенторами. Корпус превентора необходимо устанавливать так, чтобы пазы его байонетного соединения были параллельны или перпен­дикулярны мосткам буровой.

Контрольные вопросы:

1.Что такое превентори егоосновная функция;

2.Перечислить операции которые можно осуществитьс помощью плашечных превенторов;

3.Расшифровать маркировку превентора :

ППГ-180х21 ППР2-180х21 ППГ2-180х21 ППР-180х21 ППГ2-180х35 ППР-180х35 ППГ-180х35 ППР2-180х35 ПУГ-180х35 ППР-230х35 ППГ2-180х70 ППР2-180х70 ППР-180х70 ППГ-180х70 ПУГ 230х35 (70) ППГ-230х35 ПУГ-230х35 (70) ППГ-230х70 ППР-230х70 ПУС 230х70 ПУГ-350х35 (70) ППГ-2350х35 ППР-350х35 ПМШЗ-62х21; ПУГ-350х35 (70) ППГ-350х70 ППР-350х70 ПУС 350х70 ППГ-425х21 ПУГ-425х21 ППР-425х21 ППГ-150х21; ППГ-150х35; ППГ2-150х21; ППГ2-150х35 ППР-60х21; ППР-150х21; ППР2-150х35; ППР2-150х21; ППР-150х35; ПП-180х35;2ПШСЗ-62х21; 2ППР-125х70; ПК-156х21; ПМТ-80х21; ПМТ1.2-80х21; ПМТ-125х21; ПМТ2-125х21; ППМ-125х21; ПМТ2-156х21; ПП-160х35; ПП-160х21; ПП2-160х21; ПП2-160х35; ПП-180х21; ПП2-180х21; ПП2-180х35; ПП2-180х70; ППР2.1-160х21; ППР2.2-160х21; ППР2.3-160х21; ППР2.4-160х21; ПМК1-160х21; ПМК2-160х21; ПМК3-160х21; ПМК4-160х21; ПМТР1.1

4.Назватьвиды плашек и случаи их применения;

5.Назвать узлы и принцип действия плашечного превентора;

6.Назвать узлы и принцип действия универсального превентора;

7.Назвать узлы и принцип действия вращающегосяпревентора;

Источник

Превенторы: назначение, виды и эксплуатационные параметры

В комплектации бурового оборудования превентор — функционально важный узел. Он является противовыбросовым устройством, обеспечивает герметизацию скважин разного типа в процессе бурения, освоения или ремонта. При чрезвычайных ситуациях превенторы позволяют избежать образования фонтанов нефти, возникновения последующих пожаров и загрязнения окружающей среды.

Какие основные характеристики превенторов

В перечне основных характеристик превентора находятся:

Номинальный размер определяет диаметр проходного отверстия, а серия дает понимание о максимально допустимом рабочем давлении (МПа). Эти характеристики определяют параметры соединительных фланцев. Важным моментом является то, что они должны соответствовать друг другу. Речь идет о размерах соединительных фланцев и проходного отверстия в самом превенторе. Это залог устойчивости к рабочему давлению.

Типы превенторов и их особенности

Производители предлагают несколько видов, позволяя корректировать эксплуатационные параметры по габаритам, необходимым объемам рабочих жидкостей при открытии и закрытии оборудования и др. Итак, превенторы бывают трех типов:

Плашечный тип превенторов может быть одинарным или сдвоенным. Какой выбрать и установить, зависит от эксплуатационных условий оборудования. Плашечные устройства бывают в разном конструкционном исполнении относительно типа плашек (глухие, срезающие, трубные, с переменным размером).

Обслуживание превенторов

Условия эксплуатации оборудования относятся к агрессивным. Для сохранения и поддержания работоспособности желательно исключить простой, чтобы избежать развития разрушительных процессов коррозии. Основная задача состоит в обеспечении своевременного срабатывания устройства. Для этого нужно все составляющие детали регулярно обрабатывать специальными покрытиями (составами) с антикоррозионными и антифрикционными свойствами. При регулярном обслуживании не будет возникать проблем в плане повышенного трения и износа деталей, снижения момента затяжки и налипания на корпус различных отложений.

Превенторы имеют большое значение для оборудования нефтегазодобывающих компаний. Чем лучше и надежнее они работают, тем меньше возможных финансовых потерь, которые могут возникнуть при выходе из строя этих стратегически важных устройств. Важно проводить регулярный контроль состояния и работоспособности превенторов — каждые три месяца. И каждые восемь лет они должны проходить освидельствование в Ростехнадзоре.

Источник

Документы

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

Основная задача комплекса: сохранение находящегося в скважине бурового раствора и проведение операций по его замещению (глушение скважины) другим с требуемыми параметрами.

Комплекс противовыбросового оборудования обеспечивает проведе — ние следующих работ:

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

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

циркуляцию бурового раствора с созданием регулируемого противо — давления на забой и его дегазацию;

оперативное управление гидроприводными составными частями обо — рудования.

Основные параметры ОП и его составных частей соответствуют требованиям ГОСТ 13862-90 и данным, приведенным в табл. 8.1.

В соответствии с указанным ГОСТом предусмотрено 10 типовых схем обвязки ОП:

На рис. 8.1 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 противовыбросового 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 количество необходимых составных частей блока превенторов и манифольда, которые могут дополняться в зависимости от конкретных условий строящейся или ремонтируемой скважины.

Основные параметры противовыбросового оборудования

Диаметр условный прохода манифольда, мм

Максимальный диаметр трубы,

условный прохода ОП, мм

станции гидропривода (для схем 3-10), МПа

проходящей с трубодержателем (подвеской) через ОП, мм

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:

Рис. 8.1. Типовые схемы обвязки противовыбросового оборудования по ГОСТ 13862-90:

диаметр условный прохода манифольда, мм; рабочее давление, МПа;

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 0П6-280/80×35, 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 0П9с-280/80х70 ГОСТ 13862-90.

Коррозионное исполнение ОП

Обозначение коррозионно — стойкого исполнения

С объемным содержанием СО2 до 6%

С объемным содержанием СО2 и H2S до 6 % каждого С объемным содержанием СО2 и H2S до 25 % каждого

Номер схемы обвязки оборудования по ГОСТ 13862-90 Условный диаметр прохода, мм:

манифольда Рабочее давление, МПа:

плашечных превенторов и

манифольда кольцевого превентора

Условный диаметр труб, уплотняемый плашками превентора, мм

Номинальное рабочее давление гидроуправления превенторами, МПа

Температура скважинной сре-ды, °С

Состав комплекта ОП (шифр):

гидроуправление превенто рами

Габаритные размеры блока

превенторов (длина, ширина, высота), мм

Масса полного комплекта, кг

Пермский машзавод им. Ленина

В табл. 8.3 приведена краткая техническая характеристика ОП, поставляемого заводами России.

8.1. ПЛАШЕЧНЫЕ ПРЕВЕНТОРЫ

Плашечные превенторы предназначены для герметизации устья при наличии или отсутствии в скважине труб. Применяются для эксплуатации в умеренном и холодном макроклиматических районах.

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

диаметр условный прохода, мм; рабочее давление, МПа;

Рис. 8.2. Плашечный превентор с гидроуправлением ОАО ВЗБТ:

Рис. 8.3. Превентор плашечный сдвоенный (Д_у = 180 мм, р_у = 70 МПа) Воронежского механического завода:

Рис. 8.4. Плашки превенторов ОАО ВЗБТ:

Рис. 8.5. Плашки превенторов Воронежского МЗ:

Диаметр условный проходного

Рабочее давление МПа:

в системе гидроуправления

Диаметр условных труб, уплотняемый

Нагрузка на плашки, кН (тс):

от массы колонны труб

Габаритные размеры (длина, ширина,

Технические характеристики плашечных превенторов, изготовляемых НПП «Сиббурмаш»

Диаметр прохода, мм

Рабочее давление, МПа

Диаметр уплотняемых труб, мм

0, 33, 42, 48, 60, 73, 89

0, 33, 42, 48, 60, 73, 89, 102, 114

Диаметр уплотняемого геофизического кабе —

Диаметр присоединительного фланца, мм

Габаритные размеры, мм:

Рис. 8.6. Плашечные превенторы с ручным управлением ОАО «Станкотехника»:

Пример условного обозначения плашечного превентора с гидроприводом, условным диаметром прохода 350 мм на рабочее давление 35 МПа для сред типа К2: ППГ-350х35К2.

Плашечные превенторы (рис. 8.2, 8.3) поставляются в комплекте противовыбросового оборудования или «россыпью».

Технические характеристики плашечных превенторов даны в табл. 8.48.6.

Основные показатели надежности плашечного превентора обеспечивают периодическую проверку его на функционирование путем закрытия на трубе, опрессовкой буровым раствором или водой и открытия, а также возможностью расхаживания бурильной колонны на длине трубы под избыточным давлением. Показатели надежности плашечных превенторов установлены ГОСТ 27743-88.

Технические характеристики плашечных превенторов выпускаемых Воронежским механическим заводом и ОАО «Станкотехника»

Диаметр прохода, мм

Рабочее давление, МПа

Давление пара в каме

ре обогрева, МПа, не

8.2. КОЛЬЦЕВЫЕ ПРЕВЕНТОРЫ

Кольцевые превенторы предназначены для герметизации устья скважины при наличии или отсутствии колонны труб.

1- с конической наружной поверхностью уплотнителя;

2- со сферической наружной поверхностью уплотнителя; условный диаметр прохода, мм;

исполнение (при необходимости) в зависимости от характеристики скважинной среды.

В комплект поставки входят: превентор в сборе, запасные уплотнители и манжеты, инструмент.

Для работы в условиях отрицательной температуры превенторы оснащены камерами обогрева.

Показатели надежности кольцевых превенторов установлены в ГОСТ 2774388.

Технические характеристики кольцевых превенторов

Типоразмер кольцевого превентора

Пермский завод им. Ленина

Воронеж ский меха нический завод

Рис. 8.7. Кольцевые превенторы ОАО «ВЗБТ»:

Рис. 8.8. Уплотнители кольцевых превенторов:

8.3. ВРАЩАЮЩИЕСЯ ПРЕВЕНТОРЫ

Вращающиеся превенторы (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 вместо разъемного желоба для отвода бурового раствора к блоку очистки циркуляционной системы буровой установки.

ПВ применяют при бурении с промывкой аэрированным буровым раствором, с продувкой газообразными агентами, с обратной промывкой, с 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 15150-69.

Превенторы ПВ под названием «роторный герметизатор» выпускаются на опытном производстве ЦКБ «Титан» в г. Волгограде.

Технические характеристики роторных герметизаторов

Типоразмер роторного герметизатора

Условный диауетр прохода корпуса, мм

Условный диаметр прохода бокового отвода, мм Диаметр прохода в

съемном патроне, мм Наружный диаметр

съемного патрона, мм Рабочее давление, МПа:

Типоразмер роторного герметизатора

при вращении патро

вращения съемного па

Наружный диаметр уп

лотнителей для труб, мм

(высота, длина, ширина),

Основные технические характеристики ПВ конструкции СевКавНИ-ПИгаза и Воронежского механического завода приведены в табл. 8.9, а общий вид — на рис. 8.10.

Рис. 8.10. Вращающиеся превенторы СевКавНИПИгаза и Воронежского М3:

Типоразмер вращающегося превентора

Диаметр проходного от верстия по фланцу, мм Рабочее давление. МПа:

без вращения Условный диаметр уп лотняемых бурильных и насосно-компрессорных труб, мм

Габаритные размеры (высота, длина, ширина),

Опытное производство СевКавНИПИгаза

8.4. ФЛАНЦЕВЫЕ КАТУШКИ И КРЕСТОВИНЫ

Для соединения с колонной головкой, а также между собой плашеч-ных, кольцевого и вращающегося превенторов используются соединительные и переходные фланцевые катушки и крестовины. Основные характеристики соединительных и переходных фланцевых катушек и крестовин приведены в табл. 8.10.

Технические характеристики автоматических соединительных и переходных фланцевых катушек и крестовин

Условный диаметр прохода, мм

Типоразмер фланцевого соединения, мм х МПа

Высота фланцевой катушки, мм

Высота крестовины, мм

230х35 230х70 280х70 350х35 425х21 :ота крестовины опреде

лена с отводами диамет]

630 690 634 560 525 эом 80 мм.

8.5. УСТАНОВКИ ГИДРОУПРАВЛЕНИЯ ПРОТИВОВЫБРОСОВЫМ ОБОРУДОВАНИЕМ

Установки предназначены для оперативного дистанционного управления превенторами и гидроуправляемыми задвижками.

Противовыбросовое оборудование комплектуется станциями гидропри-

Типоразмер станции гидроуправления

Рабочее давление жидкос ти в пневмогидроаккумуляторах, МПа

Количество точек управле

Вместимость масляного ба ка, л

Давление зарядки азотом пневмогидроаккумуляторов, МПа

Объем жидкости в пневмогидроаккумуляторах при номинальном рабочем дав

Тип основного насоса

Тип привода вспомогатель

Мощность электропривода основного насоса, кВт

Производительность ос новного насоса, л/мин Габаритные размеры (дли на, ширина, высота), мм:

основного пульта и на

сосной аккумуляторной станции

вспомогательного пульта Масса, кг:

основного пульта и на сосной аккумуляторной

комплекта трубопрово дов длиной 30 м

вода типов ГУП-14, СУ14-916, СУ21-625, СУ21-875 и СУ21-1375. Кроме того, ЦКБ «Титан» разработана СУ-25/10-1250-ОП10с.

Технические характеристики станций гидроуправления превенторами приведены в табл. 8.11, а общий вид станции ГУЛ 14 показан на рис. 8.11. Принципиальная гидравлическая схема гидроуправления превенторами дана на рис. 8.12. Гидроуправление состоит из насосно-аккумуляторного блока с основным пультом управления, вспомогательного пульта и соединительных металлических трубопроводов с шарнирными соединениями.

Пневмогидроаккумуляторы служат для накапливания гидравлической энергии за счет сжатия инертного газа с целью сокращения времени на операции дистанционного закрывания-открывания уплотнительных элементов плашечных и кольцевого превенторов и задвижек манифольда и обеспе-

Рис. 8.11. Станция гидроуправления ГУП 14 ОАО “ВЗБТ»:

Рис. 8.12. Схема пневмогидравлическая гидроуправления превенторами и задвижками манифольда:

чения ее работы при отключенной электроэнергии на буровой. Общий вид сферического пневмогидроаккумулятора приведен на рис. 8.13. Гидроуправление типа СУ21-625 и другие оснащены пневмогидроаккумуляторами цилиндрической формы.

В случае отключения электроэнергии или неполадок в насосе жидкость в аккумулятор закачивают ручным или пневмоприводным насосом.

Из аккумулятора жидкость под давлением при помощи распределителей поступает в гидрокамеры плашечного или кольцевого превенторов и задвижек, закрывая или открывая при этом превенторы и задвижки.

Манифольды предназначены для обвязки блока превенторов противовыбросового оборудования с целью управления нефтяной или газовой скважиной в процессе ликвидации газонефтепроявления.

В соответствии с ГОСТ 13862-90 предусмотрено пять схем обвязки ма-нифольдов (рис. 8.14) с условным диаметром прохода 50, 65 и 80 мм. Вариант крепления напорной линии манифольда приведен на рис. 8.15.

Рис. 8.14. Схемы обвязки маиифольдов противовыбросового оборудования по ГОСТ 13862-90:

Установлена следующая система обозначения манифольдов:

Рис. 8.14. Продолжение

Таблица 8.12 Технические характеристики манифольдов противовыбросового оборудования

Источник