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   — схема I; 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 крышками 6 и 11. шарнирно подвешенными на корпусе. Крышки крепятся к корпусу 7 винтами 10. 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 цилиндра 12. От коллектора 8 по масплопроводам 21 и через поворотное ниппельное соединение масло под давлением поступает в гидроцилиндры. Палец 24 служит визуальным указателем положения «Открыто — закрыто* плашек превентора. палец 26 — указателем положения фиксатора плашек. Для фиксации плашек в положении «Закрыта* с помощью ручного привода необходимо вращать штурвалы по часовой стрелке: через вилку 15 вращение передается на вал 2. по которому передвигается гайка I с пальцем 26 до упора в шток 3. Полость плашек превенторов в зимнее время при температуре ниже — 5 *С следует обогревать паром, подаваемым в паропровод 20 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 клапана 30. Полость а 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 винтом 29. При проверке герметичности уплотнительных элементов штока полость 6 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