Практическая работа Осложнения в КРС. Практическая работа Гладышев С.О. БСбз-17-4. Практическая работа по дисциплине Осложнения и аварии при строительстве и капитальном ремонте скважин
 Скачать 1.69 Mb.
|
|
МИНИСТЕРСТВО НАУКИ И ВЫСШЕГО ОБРАЗОВАНИЯ РОССИЙСКОЙ ФЕДЕРАЦИИ ФЕДЕРАЛЬНОЕ ГОСУДАРСТВЕННОЕ БЮДЖЕТНОЕ ОБРАЗОВАТЕЛЬНОЕ УЧРЕЖДЕНИЕ ВЫСШЕГО ОБРАЗОВАНИЯ «ТЮМЕНСКИЙ ИНДУСТРИАЛЬНЫЙ УНИВЕРСТЕТ» ИНСТИТУТ ГЕОЛОГИИ И НЕФТЕГАЗОДОБЫЧИ КАФЕДРА «БУРЕНИЕ НЕФТЯНЫХ И ГАЗОВЫХ СКВАЖИН» ПРАКТИЧЕСКАЯ РАБОТА по дисциплине: «Осложнения и аварии при строительстве и капитальном ремонте скважин» Вариант 3
Тюмень, 2021 Практическая работа №3.Тема: «Поглощение буровых и тампонажных растворов»3.1. Оценка размеров каналов поглощения бурового раствора по фракционному составу шлама (методика ВолгоградНИПИнефть).Цель исследования - определение размеров каналов поглощающего пласта по анализу фракционного состава шлама, выносимого из скважины при бурении до и во время поглощения. Исходные данные к задаче. Вариант 3.
 Видно, что пробы, отобранные во время поглощения, состоят из фракций со средним размером 7 мм и более. Таким образом, унесены в пласт частицы шлама размером 6 мм и менее. Следовательно, величина раскрытия поглощающих каналов равна 12 14 мм. Задание №2 Выбор наполнителей для предупреждения и ликвидации поглощений буровых и тампонажных растворов. Цель работы: определение типа наполнителя для устранения зоны поглощения. Контрольное задание: Выбрать наполнители для ликвидации поглощения во время бурения. Размеры поглощающих каналов определяется по результатам выполнения работы 3.1. Выбор произвести по таблице и графику, сравнив результаты. В зависимости от полученной концентрации наполнителя в буровом растворе принять решение о дальнейшем способе проходки поглощающего пласта.  График - Средний эквивалентный размер каналов dэ, мм
Таблица наполнителей Примем среднее значение величины раскрытия поглощающих каналов равным 12 мм (12 14 мм). Из точки Е проводим вертикальную линию до пересечения с наклонными линиями в точках А, В, С, а на оси ординат находим соответствующие им значения среднего размера наполнителя dн = 6 мм, максимальное значение диаметра частиц наполнителя dн .mах = 8,2 мм и минимальное значение размера dн min = 4,2 мм. Концентрация данной фракции наполнителя Ск определяется (Е>Д>М) в 3% (точка М). При этом на графике видно, что частицы этого размера наполнителя (4,2-8,2 мм) перекрывают поглощающие каналы размером от 9 до 17 мм. В случае если поглощающий пласт имеет каналы меньшего размера, то в состав наполнителя включают фракцию с частицами меньшего размера. Таким же образом определяется число фракций (n) равное 10 и суммарное содержание фракций наполнителя Ск. равное 27. При турбинном способе бурения рекомендуется применять добавки в буровой раствор не более 0,5% по весу от объема раствора, а при роторном не более 5%. Сравнив полученные результаты, в качестве наполнителя возьмем керамзит и роторный способ бурения. Практическая работа №4. Аварии с бурильной колонной. Таблица 2 – Исходные данные для расчёта
Оперативное определение глубины поломки бурильных труб с помощью показаний по ГИВ производится по формуле  где: l, Q -длина и вес оборванной части бурильной колонны, м; q - масса одного метра бурильных труб, кг; м, б.р - плотность металла труб и бурового раствора, кг/м3; Плотность стали равна 7850 кг/м3, Алюминиевого сплава Д16-Т - 2780 кг/м3. Для определения веса оборванной части бурильной колонны Q фиксируют вес колонны по ГИВ во время бурения и после обрыва определяются соответствующие им усилия на одном конце талевого каната (табл.), рассчитывается цена 1-го деления ГИВ n и определяется уменьшение веса бурильной колонны Q при числе рабочих струн m.  где: - уменьшение веса бурильной колонны в делениях ГИВ. Паспортные данные трансформатора давления
Дано: Определить глубину обрыва бурильной колонны труб. Условия бурения: глубина скважины 2300 м; диаметр бурильных труб с толщиной стенки 11 мм - 140 мм. В момент бурения вес бурильной колонны по ГИВ составлял 43 делений; при поломке показания ГИВ составили 37 деления; плотность бурового раствора 1150 кг/м3. Оснастка талевой системы 45. Решение: При обрыве колонны ее вес уменьшился на 43-37 = 6 делений. Согласно паспортным данным 50 делениям ГИВ соответствует усилие натяжения каната 50,5 кН, а 40 делениям - 39,0 кН. Таким образом, цена одного деления индикатора веса в этом интервале равна:  Уменьшение веса бурильной колонны Q, соответствующее 6-и делениям, при числе рабочих струн 8 (при оснастке 45) равно:  Рассчитаем, какой длине бурильной колонны соответствует вес 55,2 кН.  де: q = 39,5 кг - масса 1 метра 140 мм бурильных труб; м, б.р - плотность металла труб и бурового раствора, кг/м3; Плотность стали равна 7850 кг/м3; Алюминиевого сплава Д16-Т - 2780 кг/м3. И так, обрыв бурильных труб произошел на глубине 2300 – 163,7=2136,3 м. Задание №2. Изучение ловильного и вспомогательного инструмента для ликвидации аварии и технологии их использования. Контрольное задание 1 Изготовить альбом основных видов ловильных инструментов - ловители с промывкой типа ЛБП;  1 — переводник; 2 — корпус;3 — пружина;4 — нажимная втулка;5 — манжета уплотнительная; 6 — кольцо; 7 — плашка; 8 — винт;9 — шпонка;10 — воронка - метчики универсальные МБУ - метчики специальные замковые МСЗ  - метчики гладкие  - колокола типа К; - колокола сквозные КС;  - труболовки типа ТВО, ТВУ, ТНП; - фрезеры забойные ФЗ,  торцовые ФТ,  кольцевые ФК,  забойные комбинированные ФЗК;  - фрезеры-райборы типов ФРС  РПМ  ФКК  - фрезеры-ловители магнитные типа ФМ;  ФМЗ  - пауки трубный и гидромеханический;   Паук трубный  - шламометаллоуловители типа ШМУ-0, ШМУ-3, металлоуловители-калибраторы;  Металлоуловители-калибраторы  Труборезка  Печати типа ПСТ  Контрольное задание 2. Ответы на контрольные вопросы: 1. Какой набор ловильных инструментов должен быть на буровой? Рекомендуется следующий набор инструментов: - колокол типа К для захвата за тело трубы; - колокол сквозной типа КС для захвата за ниппель, муфту замка или УБТ; - колокол гладкий для соединения с замком и УБТ; - метчик универсальный; - воронки к колоколам и метчикам; - центрирующие приспособления к метчикам; - ловитель плашечный УБТ; - ловитель магнитный. 2. Как устроен и каков принцип работы ловителя с промывкой типа ЛБП? Ловитель ЛБП предназначен для захвата за наружную поверхность бурильных и обсадных колонн при ловительных работ с одновременной промывкой скважины через ловильный объект. Ловитель ЛПБ состоит из переводника, корпуса, пружин, нажимной втулки, уплотнительных манжет плашек и воронки. Освобождение ловителя от захвата производится вращением колонны бурильных труб вместе с ловителем по часовой стрелке (вправо). 3. Для чего предназначены метчики типов МБУ и МСЗ и как они соединяются с аварийной частью колонны? В чем их различие? Метчики предназначены для извлечения оставшейся в скважине колонны труб, оканчивающейся сверху замковым соединением, муфтой или высаженной частью трубы. По назначению ловильные метчики подразделяются на две группы: -для извлечения насосно-компрессорных труб (МЭУ и МЭС); -для извлечения бурильных труб (МБУ и МСЗ). Метчики, входящие в каждую из указанных групп, в свою очередь делятся на универсальные, врезаемые в тело трубы (МЭУ и МБУ), и специальные, ввинчиваемые в резьбу замка или муфты (МЭС и МСЗ). 4. Каково различие между ловильными колоколами типов К и КС? В каких условиях рекомендуется применение ловильных колоколов? Ловильные колокола предназначены для извлечения оставшейся в скважине колонны бурильных или насосно-компрессорных труб. Захват происходит навинчиванием колокола на наружную поверхность труб. Ловильные колокола по назначению подразделяются на несквозные К и сквозные КС. Сквозные колокола обеспечивают возможность пропуска сквозь корпус колокола сломанного или безмуфтового конца ловимой трубы с последующим захватом путем нарезания резьбы на наружной поверхности замков или муфты. 5. Для чего применяют центрирующие приспособления к ловильным инструментам? Центрирующие приспособления предназначены для взаимной ориентации в скважине ловильного инструмента (метчиков, колоколов и др.) и ловимого объекта (бурильной колонны). Элементами центрирующих приспособлений являются направление с вырезом, направление с резьбой под воронку, воронка, головка и кольцо. Направление с вырезом применяют для центрирования ловильного инструмента в скважинах, где невозможно использовать воронку из-за небольшого зазора между наружной поверхностью воронки и скважиной. Головки имеют с обоих концов замковые присоединительные резьбы для соединения с колонной бурильных труб и инструментом. В средней части головки предусмотрена резьба для присоединения направления с вырезом или направления с воронкой. В зависимости от направления резьбы ловильного инструмента применяют правые и левые центрирующие приспособления. 6. Какой принцип захвата аварийных труб и освобождения от них у труболовки ТВО? Труболовка внутренняя освобождающаяся типа ТВО предназначена для захвата за внутреннюю поверхность и последующего извлечения трубчатых элементов колонн при проведении ловильных работ в нефтяных, газовых и геологоразведочных скважинах. Процесс захвата труболовкой внутренней освобождающейся ТВО осуществляется за счет наличия конических спиральных поверхностей, выполненных на наружной поверхности корпуса и взаимодействующей с ней внутренней поверхности цанги ловильной. 7. Каким путем достигается герметизация места захвата аварийной трубы и труболовки ТВО? При последующем подъеме труболовки подвижный конус, упираясь в резиновое уплотнение, сжимает его, герметизирует кольцевое пространство и затем расклинивает цангу, создавая надёжный захват. Вновь восстанавливается циркуляция, и начинается подъём оставленных в скважине труб. 8. Почему забойные фрезы имеют смещенные от центра промывочные каналы для бурового раствора? В армированном слое фреза предусмотрены промывочные каналы, по которым промывочно-охлаждающаяся жидкость поступает непосредственно в зону резания. Промывочные каналы обеспечивают равномерное охлаждение режущей зоны фрезера и удаление из нее стружки. 9. Как устроен магнитный фрезер-ловитель? Фрезер ловитель магнитный предназначен для фрезерования и извлечения мелких металлических предметов с ферромагнитными свойствами (в том числе, изготовленных из твердого сплава) находящихся на забое скважины. Ловители позволяют предварительно офрезеровать аварийные металлические предметы, для чего снабжены режущей коронкой. 10. Как разрушают прихваченные трубы с помощью пилотных фрезеров типа ФП? Фреза пилотная предназначена для фрезерования элементов трубных колонн (НКТ, бурильных труб, муфт, замков, хвостовиков, пакеров и др.) при проведении ремонтно-восстановительных работ в скважинах. Твердые зубья фрезы разрушают корку пропанта и жидкость поднимает ее на поверхность. Последующим подьемом НКТ на длину штока и созданием нагрузки повторяем операцию до полного разрушения жесткой корки и продолжаем промывку свободного пропанта. 11. Как устроен гидромеханический паук? Изобретение относится к устройствам для очистки забоя скважины и извлечения посторонних предметов. Гидромеханический паук содержит корпус цилиндрической формы, верхняя часть которого связана с переводником, размещенный внутри поршень, выполненный с возможностью перекрытия проходного сечения его канала бросовым шаром, зубья, втулку. Корпус выполнен с двумя дренажными отверстиями. Нижняя торцевая часть корпуса офрезерована в форме направляющего башмака. Поршень размещен под переводником вплотную к нему и соединен с корпусом срезными стержнями. Втулка выполнена разрезной, состоящей из двух частей листового материала и имеет вдоль соединяемых кромок отгибы. Поршень выполнен с пазами вдоль нижней внешней боковой поверхности, в которые вставлены отгибы втулки после смыкания кромок. Зубья в виде лепестков выполнены в нижней части разрезной втулки. Нижняя торцевая часть корпуса в форме направляющего башмака имеет наклонную поверхность с внутренней стороны, выполненную под углом смыкания зубьев, и фаску со стороны внешней поверхности, оснащенную твердосплавными элементами многогранной формы. Верхняя часть втулки размещена плотно в зазоре между корпусом и поршнем и закреплена на поршне болтами. Упрощается конструкция, повышается технологичность. 12. Как изготовить трубный паук? Трубные пауки предназначены для извлечения из скважины металлических предметов: лап, шарошек, кувалд и др. Изготовляют трубные пауки из обсадной трубы длиной 1,5-2,5 м так, чтобы её можно использовать повторно. В нижней части трубы нарезают зубья высотой 200-350 мм, которые потом подвергают обжигу. 13. Для чего предназначен и как устроен шламометаллоуловитель типа ШМУ. Шламометаллоуловители ШМУ предназначены для улавливания и извлечения крупных частиц шлама, металлического и твердосплавного скрапа из призабойной зоны скважины. 14. Как устроены печати свинцовая, универсальная? Свинцовая печать состоит из корпуса с присоединительной резьбой и вставки из мягкого свинца на нижнем торце, который жестко закреплен в нижнюю часть корпуса. Пластичность свинца ниже, пластичности, обследуемого в скважине объекта (например, выполненных из металла штанг, долот и других объектов, оставшихся в скважине вследствие аварий). Внутри корпус снабжен поперечной перегородкой, выше которой корпус оснащен сквозными отверстиями. Универсальная печать состоит из корпуса, опорной плиты, направляющей плиты, эластичной прокладки, стержней, винтов и втулок. Особенность печати универсальной заключается в возможности ее многократного использования и получения отпечатка на периферийной части опорных плит, т.е. по максимальному сечению скважины. В основу конструкции печатей универсальных заложена получение отпечатка глубиной 3см. При необходимости получения отпечатка большей глубины устанавливают удлиненные стержни и винты, а также по две втулки на каждый винт. Практическая работа №6.Тема: «Газонефтепроявления»Контрольное задание. Определение максимально возможной длины бурильной колонны, поднятой без долива бурового раствора.Таблица 3 – Исходные данные для расчёта
Длину бурильной колонны l, поднятой без долива бурового раствора, рекомендуется определять по следующей форме:  (1)где: dc - диаметр ствола скважины в верхней части, м; dн - наружный диаметр бурильной колонны, м; dв - внутренний диаметр бурильной колонны, м; кз - коэффициент, учитывающий увеличение объема колонны за счет бурильных замков; рекомендуется принимать кз = 1,05; h - максимально возможная величина снижение уровня бурового раствора в скважине, м. Фишер В.А. предлагает определить h, как:  (2)где: h0 - глубина залегания пласта с наибольшим из всех вскрытых скважиной пластов градиентом пластового давления, м; Рпл - пластовое (поровое) давление этого пласта, МПа; - плотность бурового раствора, кг/м3; g - ускорение силы тяжести, м/с2; кр - коэффициент резерва плотности бурового раствора. Единые технические правила ведения работ при строительстве скважин на нефтяных, газовых и газоконденсатных месторождениях рекомендуют выбирать кр так: - при глубине скважин до 1200 м 1,10-1,15; - при глубине до 2500 м 1,05-1,10; - для глубин более 2500 м 1,04-1,07. Полученную величину допустимого снижения уровня h необходимо сравнить с длиной кондуктора; так как чаще всего уровень бурового раствора не должен быть ниже башмака обсадной колонны. Задавшись длиной свечи бурильной колонны lcв, определяют число свечей (n), подъем которых возможен без долива:  Решение: 1. Найдём максимально возможную величину снижения уровня бурового раствора в скважине:  2. Найдём длину бурильной колонны l, поднятой без долива бурового раствора:  3. Найдём число свечей, подъём которых возможен без долива:  Задание №2. Оценка вида нефтеводогазопроявления и определение исходных данных для расчета глушения скважины. Контрольное задание. Определить вид нефтегазоводопроявления, расчитать плотность утяжеленного бурового раствора, необходимого для глушения пласта. Условия возникновения проявления принять по таблице (работа 6.1). Недостающие данные принять самостоятельно. Полученные данные по плотности раствора сравнить с результатами, определенными по номограмме. н - плотность бурового раствора в момент проявления, 1850 кг/м3; Риз.тр. - избыточное давление в бурильных трубах, 5 МПа; Риз.ок - избыточное давление в обсадной колонне, 6 МПа; Q1 - расход бурового раствора при бурении скважины, 20 л/с; Р1 - давление на стояке при бурении, 4,6 МПа; V0 - объем проявления (увеличение количества раствора в приемной емкости), 5 м3; q0 - Бурильные трубы в открытом стволе – 70 л/м Определяем давление проявляющего пласта Рпл. по формуле:   где: g - ускорение свободного падения, м/с2; Н - предполагаемая глубина залегания проявляющего пласта, 3300 м; Рассчитываем плотность флюида, проявившегося в скважину   где:  - высота столба флюида в затрубном пространстве при объеме одного метра затрубного пространства в зоне поступления флюида q0. Определяем вид нефтегазоводопроявления. При фл = 1080 1200 кг/м3 в скважину поступила вода, в случае фл < 360 кг/м3 - газ. Если фл =360 1080 кг/м3 в ствол скважины произошло поступление нефти с газом или нефти и воды с газом. В данном случае возьмём поступление нефти с газом. Рассчитаем плотность утяжеленного бурового раствора, необходимого для глушения скважины. где: кр - коэффициент безопасности, принимаемый равным 1,10-1,15 - для скважин глубиной 1200 м, 1,05-1,10- для скважин 2500 м, 1,04-1,07 - для более глубоких скважин. Необходимую величину доутяжеления раствора можно определить по номограмме (рис.17). Для этого находим точку пересечения двух прямых - горизонтальной, соответствующей глубине скважины (глубине залегания пролегающего пласта) Н и вертикальной прямой, соответствующей давлению в бурильных трубах Риз.тр. Точка пересечения будет на одной из наклонных прямых, указывающих на какую величину необходимо увеличить плотность бурового раствора (г/см3). В текущем случае на 0,22 г/см3 1,85+0,17=2,02 г/см3  Задание №3. Изучение оборудования для предупреждения и ликвидации открытых нефтяных и газовых фонтанов. Контрольное задание №1. Составить альбом механизмов и устройств, изученных студентами (в виде схем и рисунков). I - противовыбросовое оборудование: Противовыбросовое оборудование (ПВО) - это комплекс оборудования, предназначенный для герметизации устья нефтяных и газовых скважин при их строительстве и ремонте. Использование ПВО позволяет повысить безопасность ведения работ, обеспечить предупреждение выбросов и открытых фонтанов. В России применение ПВО регламентирует ГОСТ 13862-90 «Оборудование противовыбросовое. Типовые схемы, основные параметры и технические требования к конструкции». ПВО обеспечивает проведение следующих технологических операций: герметизация скважины; спуск-подъем колонн бурильных труб при герметизированном устье; циркуляция бурового раствора с созданием регулируемого противодавления на забой и его дегазацию; управление гидроприводами оборудования. ПВО включает стволовую часть, превенторы и манифольд. Стволовая часть включает ПВО, оси стволовых проходов которых совпадают с осью ствола скважины и которые последовательно установлены на верхнем фланце колонной обвязки. Стволовая часть включает превенторы, устьевые крестовины, надпревенторную и другие дополнительно устанавливаемые катушки, разъемный желоб и герметизатор. Манифольд состоит из элементов трубопроводной арматуры и трубопроводов, соединенных по определенной схеме с линиями дросселирования и глушения. Превентор - противовыбросовое устройство, устанавливаемое на устье скважины с целью ее герметизации в чрезвычайных ситуациях (ЧС) для предупреждения выброса из нее жидкости или газа при бурении. Это важный элемент бурового оборудования. Установка превенторов в настоящее время является обязательным условием бурения скважин, поскольку предотвращает возникновение фонтана нефти, пожара и загрязнения окружающей среды. В состав оборудования входят: колонные фланцы, крестовины, надпревенторные катушки, система гидроуправления превенторами и задвижками, манифольд, трубопроводы, соединяющие гидроуправление, гидроуправляемые элементы. Превенторы имеют металлический корпус, внутри которого перемещаются плашки с уплотнениями для перекрытия затрубного пространства или сплошные для перекрытия всей площади сечения скважины. Вспомогательный пульт предназначен для управления комплексом ПВО непосредственно с рабочего места бурильщика. Пульт состоит из корпуса, двух распределителей, регулирующего клапана, фильтра, манометров, блочного цилиндра и трубопроводов. С пульта осуществляют закрытие двух плашечных превен-торов, открытие задвижек манифольда, закрытие и открытие универсального превентора. По способу герметизации устья скважины противовыбросовое оборудование разделяется на: плашечные превенторы ( трубные или глухие) и превенторы со срезающими плашками (у которых в случае ЧС буровая труба перекусывается и зажимается мощными гидравлическими плашками);  превенторы универсальные (кольцевые), перекрывающие отверстия в скважине, если в ней находится любая часть бурильной колонны (замок, труба, ведущая труба);  превенторы вращающиеся (герметизаторы роторные), уплотняющие устье скважины с вращающейся в ней трубой или ведущей трубой.  II - новое противовыбросовое оборудование применяющееся для предотвращения выбросов и открытых фонтанов: превентор универсальный для спуско-подъема труб с ЭЦН под давлением, пакер устьевой, клапан отсекательный забойный, установка для спуска труб под давлением, головки герметизирующие, превентор кабельный. Превентор универсальный для спуско-подъема труб с ЭЦН под давлением Превентор серии ПМТ1 (ПМТ-125х21, ПМТ-156х21) предназначен для герметизации устья скважины трубными (при наличии НКТ в скважине), глухими (при отсутствии НКТ в скважине) и трубно-кабельными плашками (при нахождении в скважине трубы НКТ и кабеля ЭЦН). Герметизация обеспечивается после предварительной установки соответствующих плашек. Установка герметизатора кабельного разъемного (ГКР) в верхний патрубок превентора (ПМТ-125х21, ПМТ-156х21 при наличии резьбовой проточки) позволяет герметизировать на устье скважины геофизический кабель. Модификации превенторов ПМТ1 выпускается с условным проходом 80, 125 и 156 мм и рабочим давлением 21 МПа. Пакер устьевой. Пакер устьевой типа ПУ предназначен для проверки герметичности устьевой части обсадной колонны и установленного на колонной головке фонтанного оборудования в нефтяных и газовых скважинах. Пакер выпускается четырех типоразмеров ПУ-140, ПУ-146, ПУ-168, ПУ-178. Также нашими специалистами в кротчайшие сроки был разработан Пакер устьевой ПУ-273. Для более точной центрации пакера в колонне используются сменные центрирующие кольца. Рабочие среды – буровые растворы, нефть, газ, газоконденсат, пластовые воды, растворы хлористого кальция и хлористого натрия, объёмное содержание СО2 до 6%. Температура рабочей среды – от 0 до плюс 100 С. Клапан отсекательный забойный. Установка для спуска труб под давлением Установка для спуска труб под давлением предназначена для принудительного спуска и подъема труб в скважину. СПШ-1  Головка герметизирующая  Головка герметизирующая предназначена для герметизации устья скважины при проведении спуско-подъемных операций насосно-компрессорных труб (НКТ 60, 60В, 73, 73В, 89, 89В) с гладкими и высаженными концами. Для герметизации устья при проведении промывочных работ забоя скважины с допуском НКТ (включаямуфты труб) до глубины искусственного забоя. Допускаемое давление до 10 Мпа Превентор кабельный  Превентор кабельный предназначен для фиксации и удержания герметизатора кабельного разъёмного ГКР1 в посадочном месте. Превентор разработан на основе ГКР1, представляет из себя корпус, который может быть установлен на фланец устьевого оборудования. Контрольное задание №2 Ответы на контрольные вопросы: 1. Проведение каких операций должно обеспечить противовыбросовое оборудование? Герметизация скважины; Спуск-подъём колонн бурильных труб при герметизированном устье; Циркуляция бурильного раствора с созданием регулируемого противодавления на забой и его дегазацией; Оперативное управление гидроприводными составными частями оборудования. 2. Каково устройство плашечного превентора с гидравлическим управлением и его назначение? Плашечный превентор с гидравлическим управлением должен иметь две линии управления: одну для управления фиксацией положения плашек, вторую для их перемещения. Превенторы с гидравлическим управлением в основном применяют при бурении на море. В ряде случаев нижний превентор оборудуется плашками со срезающими ножами для перерезания находящейся в скважине колонны труб. 3. Поясните назначение устройства универсального превентора ПУ1-230х35. 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); 1-с конической наружной поверхностью уплотнителя; диаметр условный прохода, мм; рабочее давление, МПа. Универсальный превентор ПУ 1-230x35 состоит из корпуса, крышки, плунжера, кольцевого уплотнителя, втулки. 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. 4. Для чего предназначен манифольд противовыбросового оборудования? Манифольд противовыбросового оборудования (ПВО) служит для герметизации устья и обеспечения циркулирования растворов в нефтяных и газовых скважинах, и предназначен для направления буровой жидкости из скважины в буферный резервуар или свободное выбрасывание, с целью снижения давления в скважине или направление жидкости в обратную сторону для предотвращения выбросов и открытых фонтанов. 6. Можно ли закрыть задвижку с гидроуправлением ручным способом? Да. 7. Назовите назначение и устройство системы гидравлического управления превентора ГУП-100 Бр-2. Система гидравлического управления ГУП-100Бр-2 рассчитана на дистанционное управление тремя плашечными превенторами, одним универсальным и двумя задвижками. Управление осуществляется с двух взаимно сблокированных пультов: основного и вспомогательного. Основной пульт предназначен для управления превенторами и задвижками с безопасного места вне буровой, вспомогательный пульт - с рабочего места бурильщика. 8. Можно ли открыть универсальный превентор с основного пульта ГУП-100 Бр-2? Нет. Универсальный превентор с основного пульта только закрывается. 10. Каковы назначения устройства и принцип работы шаровых кранов типа КШ и КЩ? Шаровой кран - разновидность трубопроводного крана, запирающий или регулирующий элемент которого имеет сферическую форму. Это один из современных и прогрессивных типов запорной арматуры, находящий всё большее применение для различных условий работы в трубопроводах, транспортирующих природный газ и нефть, системах городского газоснабжения, водоснабжения, отопления и других областях. У шарового крана два рабочих положения Открыто и Закрыто, регулирование протока воды производителем запрещено из за особенности конструкции крана, где есть пустая полость между корпусом и шаром. 11. Назовите правила монтажа противовыбросового оборудования. Перед началом монтажа оборудования производится планировка близлежащей территории. Это позволяет не допустить разлива технологических жидкостей при эксплуатации скважины. После этого проводится инструктаж бригады относительно безопасного проведения всех работ. На следующем этапе выполняется монтаж подъемника на площадке. Затем линии обвязки подготавливают для введения жидкостей в скважину. Обязательно нужно проверить расположение мачты и давление в трубе, которое должно отсутствовать. После этого выполняется подготовка запорной компоновки. Размер патрубка подбирается по размеру трубных плашек. Для разноразмерного оборудования необходим переходной переводник. Для запорной компоновки очень важно качество и отсутствие трещин, поэтому все оборудование также тщательно проверяется. Следует произвести его осмотр и очистить фланцы. Корпус превентора также должен быть качественным. Установка ПВО предполагает вначале демонтаж фонтанной арматуры и установку специальной уплотнительной головки. После этого устанавливается на крестовину превентор. Затем проверяются кольца с канавками на плотность вхождения при установке ПВО и производится присоединение оборудования к фонтанной арматуре. После установки данного оборудования производится опрессовка скважины технической жидкостью. По состоянию скважины определяется давление для опрессовки. Полученные результаты отражаются в акте. 12. Какова линия глушения и дросселирования для нефтяных, газовых скважин? Для нефтяных – не менее 30 м. Для газовых – не менее 100 м. 13. На какое давление опрессовывается превенторная установка после монтажа на устье скважины? Водой, на величину давления опрессовки обсадной колонны, на которой смонтирован превентор. 14. Перечислите обязанность буровой вахты по проверке противовыбросового оборудования перед началом смены? Манифольд противовыбросового оборудования, бурильные трубы, лифтовые трубы, трубопроводы, находившиеся ранее в контакте с сероводородом, перед их повторным использованием должны быть очищены от всяких отложений продуктов коррозии, подвергнуты дефектоскопии, опрессованы. Проверку на герметичность промежуточной колонны и противовыбросового оборудования необходимо производить в присутствии представителя ПФВЧ, а эксплуатационной колонны и фонтанной арматуры - в присутствии ПФВЧ и заказчика с последующим оформлением акта. | |||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||