оборудование ПВО. Превенторы плашечные
 Скачать 4.4 Mb.
|
|
Штуцерные камеры При ликвидации ГНВП, освоении скважин и др. операциях в состав манифольда противовыбросового оборудования часто включают штуцерные камеры. Штуцерные камеры выполняют те же функции что и регулируемые дроссели, создают противодавление на пласт, с той лишь разницей, что регулирование давления в циркуляционной системе, при постоянной производительности насосов, не плавно, а ступенчато. С ростом давления приходится переключаться на штуцер большего диаметра, а значит на какое – то время изменять режим циркуляции. Однако этот недостаток с лихвой компенсируется низкой стоимостью, надёжностью работой и простотой в обслуживании. Штуцерная камера, в случае промывки штуцера, позволяет быстро заменить его на другой, без демонтажа фланцевых соединений манифольда. Одна из конструкций штуцерных камер (быстросъёмных дросселей) представлена на рис. 35. Корпус 1 быстросменного дросселя чем – то похож на корпус задвижки и имеет такие же присоединительные фланцы. Внутри корпуса установлены два седла 5 с тарельчатыми пружинами 6. Между сёдел размещается плоскопараллельный шибер 3, в коническом отверстии которого запрессован сменный штуцер 7. В верхней части плоскопараллельного шибера вкручен "ремболт". Крышка 2 крепится к корпусу 1 на ленточной резьбе. При капитальном ремонте скважины на каждом отводе от скважин второй и третей групп, при монтаже манифольда и сбросных линий, устанавливается штуцерная камера. На каждую штуцерную камеру должно быть не менее одного комплекта штуцеров 6, 8, 10, 15 и 20 мм. В штуцерную камеру отвода в желоб устанавливается штуцер 10 мм, а в отвод на «сброс» штуцер не устанавливается. Комплект штуцеров должен храниться в специальном металлическом ящике с крышкой, совместно с обмеднёнными гаечными ключами для крышек штуцерных камер, запасными шпильками, гайками и уплотнительными кольцами. Штуцерная камера должна иметь технический паспорт с Актом опрессовки на рабочее давление, а после монтажа ОП штуцерная камера совместно с манифольдом до концевых задвижек опрессовывается на давление опрессовки эксплуатационной колонны с составлением Акта. Сепараторы манифольда противовыбросового блочного Для скважин газовых и нефтяных с высоким газовым фактором в манифольд противовыбросовый включают сепаратор. Сепараторы предназначены для отделения жидкости от газа предварительной дегазации промывочной жидкости и возвращение её в систему очистки. На рис. 36 представлен сепаратор используемый в манифольде МПБ2 – 80×35. Сепаратор состоит из корпуса 5, выполненного в виде трубы большого диаметра, который устанавливается на специальное основание 9. В нижней части корпуса имеется отвод, через который промывочная жидкость из скважины поступает в центральную подводящую трубу 7 и далее подаётся в верхнюю часть сепаратора. Проходя через отверстие фланца 3, циркуляционный поток ударяется о глухое дно сменного стакана 2 и, разбиваясь, изменяет своё направление движения. Падая вниз, раствор, ударяясь о разнонаправленные тарелки 4, дегазирует. Газ поднимается вверх и уходит через отводную трубу 1 на систему сжигания, а дегазированный раствор попадает в камеру гидрозатвора 6 и через боковой отводной патрубок направляется в желобную систему для дальнейшей очистки. Волгоградский завод ВЗБТ освоил выпуск манифольдных сепараторов конструкции ВНИИБТ. Отличительной особенностью этого сепаратора является то, что раствор из скважины подаётся в корпус сепаратора не снизу, а сбоку – тангенциально по касательной. На первом этапе дегазации происходит раскручивание потока (как в циклонных установках). При этом способе дегазации центробежные силы прижимают жидкость к корпусу и направляют её вниз, а газ оттесняется к центру сепаратора и направляется вверх, в газоотводной патрубок. Обратные клапана ГОСТ 13862 – 90 на оборудование противовыбросовое требует обязательное наличие обратного клапана на резервном отводе манифольда блока глушения. Обратные клапана обеспечивают подачу раствора от насосных агрегатов в скважину, но исключают движение скважинной жидкости в нагнетательную линию в случае остановки насосного агрегата. Обратные клапана позволяют удерживать закачанный раствор под давлением в скважине при открытых задвижках манифольда противовыбросового. Промышленность изготавливает обратные клапана двух типов исполнения: шарового и тарельчатого. Обратный клапан шарового типа (см. рис. 37) имеет корпус 1, выполненный в виде фланца, с отверстия под шпильки, и присоединительной резьбой (БРС) для соединения с агрегатом. В "юбке" корпуса 1 установлено седло 3 с шаром 4. Седло прижимается к корпусу крышкой 5, а шар 4 прижимается к седлу витой пружиной 2. При работе насосного агрегата поток жидкости, воздействуя на шар, сжимает пружину, между седлом и шаром образуется кольцевой зазор для прохождения жидкости. После остановки насосного агрегата пружина вновь прижимает шар к седлу, отсекая возможность движения жидкости из скважины в нагнетательную линию. Чем больше давление в скважине, тем больше контактивные напряжения между седлом и шаром. Обратный клапан тарельчатого типа представлен на рис. 38. Отличительная особенность этого клапана состоит в том, что вместо шара используется тарелка 5, а витая пружина заменена на пружину рычажную. Монтаж манифольда противовыбросового Блоки дросселирования и глушения устанавливаются на твёрдом покрытии не ближе 10 метров от устья скважины в легкодоступном месте. Внутренний диаметр коренных труб (от устьевой крестовины до блока задвижек), самих задвижек, дросселя и других элементов манифольда должен соответствовать внутреннему диаметру крестовины. После концевой задвижки допускается увеличение внутреннего диаметра выкидных линий на 30 мм. При капитальном ремонте коренные трубы для скважин первой группы выполняются из бурильных труб, для скважин второй и третьей групп – из насосно-компрессорных труб. Диаметры труб 73 мм, группа прочности марки "Д". Длина сбросовых линий должна быть: для нефтяных скважин с газовым фактором менее 200м3/т не менее 30 метров; для нефтяных скважин с газовым фактором более 200м3/т, газовых и разведочных скважин не менее 100 метров; Расстояние от концов выкидного манифольда до всех коммуникаций и сооружений, не относящихся к объектам буровой установки, должно быть не менее 100 метров для всех категорий скважин. Сбросовые линии от блоков глушения и дросселирования должны надёжно закрепляться на специальных опорах и направляться в сторону от производственных и бытовых сооружений, линий электропередач и проезжих дорог, оврагов и ручьёв, с уклоном от устья скважины. Уклон выкидных линий должен составлять 1 – 2 градуса. Расстояние между стойками для крепления выкидных линий должно быть не более 10 метров и исключать провисание труб. Усилие отрыва стойки от грунта должно быть не менее 1500 КГс (определяется расчётным путём). Крепление сбросовых линий к стойкам через специальные патроны, с тепловым зазором в пределах 1 – 1,5 мм. Выкидные линии заканчиваются фланцевым соединением (для КРС допускается быстросъёмное соединение). Расстояние от фланца до последней стойки 200 мм. к фланцу крепится гаситель струи длиной 1000 мм. За последней стойкой роется земляной амбар или устанавливаются ёмкости объёмом не менее ожидаемого суточного дебита скважины. Допускаются повороты выкидных линий с применением кованых угольников или тройников с буферным устройством (при этом струя должна биться не в тело тройника, а в буферную заглушку). При пересечении подъездных путей выкидные линии укладываются в патрон и засыпаются грунтом. Внутренний диаметр патрона должен быть больше диаметра фланцев манифольдных труб. Зона переезда ограничивается габаритными стойками. Все задвижки должны быть пронумерованы в соответствии с утверждёнными схемами. Бирки должны быть металлическими размерами 150×150 мм, высота цифр 100 мм, наносятся водостойкой краской. Кроме этого на задвижке перед дросселем должна быть закреплена металлическая табличка с указанием допустимого давления для устья скважины, допустимого давления для самого слабого участка скважины и плотность раствора, по которой это давление определено. Бирки и таблички не должны мешать свободному вращению штурвалов задвижек. Манометры, устанавливаемые на блоках дросселирования и глушения, должны иметь верхний предел диапазона измерений на 30% превышающий давление совместной опрессовки обсадной колонны и противовыбросового оборудования. Манометры должны иметь разделители среды, разрядные пробки и игольчатые вентили. Качество монтажа подтверждается опрессовкой. При этом блок дросселирования и блок глушения до концевых задвижек манифольда высокого давления должны быть опрессованы водой, а затем воздухом совместно с превенторной установкой и устьевым оборудованием на давление опрессовки обсадной колонны. Выкидные линии после концевых задвижек опрессовываются водой на давление: 50 кгс/см2 (5 МПа) – для противовыбросового оборудования, рассчитанного на ожидаемое давление до 210 кгс/см2 (21 МПа); 100 кгс/см2 (10 МПа) – для противовыбросового оборудования, рассчитанного на ожидаемое давление выше 210 кгс/см2 (21 МПа); Результаты опрессовки оформляются Актом. Эксплуатации манифольда противовыбросового Выкидные линии манифольда и задвижек блоков глушения и дросселирования периодически продуваются воздухом при давлении до 8 кгс/см2 (в летнее время допускается промывка технической водой) в следующих случаях: после опрессовки превенторной установки; при попадании бурового раствора в линии манифольда противовыбросового; еженедельно в процессе бурения скважины. Бурильщик в присутствии мастера не реже одного раза в неделю проверяет лёгкость полного открытия и закрытия всех задвижек манифольда и надёжность крепления всех соединений. За 100 до вскрытия продуктивного горизонта, непосредственно перед вскрытием и после вскрытия, работоспособность гидроуправляемых задвижек и задвижек манифольда проверяются путём закрытия и открытия каждый раз при смене вахт с записью в вахтовом журнале. Периодичность проверок на полную открываемость регулируемых дросселей устанавливается руководством предприятия в инструкциях по эксплуатации противовыбросового оборудования. Колонные головки Колонные головки предназначены для разобщения колонных пространств обсадных колонн, контроля за давлением в них, монтажа на них стволовой части противовыбросового оборудования, подвести обсадных колонн и др. Конструкция колонных головок должна обеспечивать: восстановление герметичности межколонных пространств обсадных колонн периодической подачей, при необходимости, консистентных смазок в межпакерную полость систему уплотнения; возможность монтажа стволовой части противовыбросового оборудования с последующей опрессовкой противовыбросового оборудования (манифольда); контроль и разрядку, при необходимости, давления в межколонных пространствах на устье; проведение цементирования скважины после очередного спуска обсадной колонны (технической или эксплуатационной). По способу монтажа колонные головки подразделяются на: монтаж фланца на внутренней резьбе (с применением или без подгоночного патрубка); монтаж колонного фланца на наружной резьбе; монтаж колонного фланца на сварке. По количеству обвязываемых колонн колонные головки имеют одно, - двух, - трёх, - четырёх, - пяти колонную конструкцию. Технические характеристики колонных головок представлены в таблице 6. Таблица 6
Шифр колонной головки содержит следующую информацию, например: ОКК2 – 35 – 140×245×324: ОКК – оборудование колонной головки клиновое, т.е. технические и эксплуатационные колонны подвешиваются на клиньях; 2 – количество колонн, подвешиваемых на клиньях, в данной конструкции техническая колонна диаметром 245 мм и эксплуатационная колонна диаметром 140 мм; 35 – рабочее давление колонных обвязок в МПа, в данном случае – верхнее 35 МПа, нижнее тоже 35 МПа; 140×245×324 – диаметры обвязываемых колонн, мм (кондуктор Ø324 мм). Рассмотрим устройство и порядок монтажа обвязки обсадных колонн на примере однофланцевой колонной головки ОКК1 – 21 – 140×245 (см. рис. 39). После цементирования кондуктора 2 диаметром 245 мм, на него наворачивается корпус 1 колонной головки. В соответствии с заводским исполнением, в "юбке" колонной головки нарезана резьба обсадных труб диаметром 245 мм. Перед наворотом корпуса, на резьбу обсадных труб и корпуса, следует нанести смазочный материал: МГА5 или Р – 402, Р – 406. Наворот можно производить с использованием ведущей трубы (квадрат) и специального разъёмного фланца, соединённого с фланцем колонной головки шпильками. Момент затяжки определяется в соответствии с планом работ, обращая при этом внимание на осевую линию фланцевых отверстий под крепление задвижек 4, чтобы в дальнейшем был бы возможен свободный монтаж сбросовых линий. Перед бурением из–под кондуктора на фланец колонной головки монтируется стволовая часть превенторной установки: монтажные катушки, устьевая крестовина с гидрозадвижками, превентора плашечные и кольцевой, надпревенторная катушка, разъёмная воронка и т.д. После спуска эксплуатационной колонны диаметром 140 мм, её цементажа, ОЗЦ приступают к её обвязке в следующей последовательности: Демонтируют стволовую часть противовыбросового оборудования с разъёмной воронкой. Если цемент поднялся до устья, то устанавливают клиньевой трубодержатель 5 между эксплуатационной колонной и корпусом 1 колонной головки без натяжки эксплуатационной колонны. Клинья в этом случае будут выполнять роль центратора колонны. Если цемент поднялся не до устья, то в этом случае, при необходимости, проводят натяжку эксплуатационной колонны усилием равным весу незацементированной части колонны. Один из простых способов натяжки – это использование талевой системы, элеватора и ложной муфты, прихваченной к эксплуатационной колонне электросваркой на электрозаклёпках. Клинья устанавливаются после предварительной натяжки эксплуатационной колонны с расчётной нагрузкой. При разгрузке колонны труба должна сесть на клинья, проскальзывание недопустимо (необходимо заменить клинья). Производится обрезка верхней части трубы эксплуатационной колонны на расстояние 130 мм от торцевой поверхности фланца корпуса колонной головки. Конец трубы обрабатывается напильником, чтобы образовалась фаска 25 град. и не было острых выступов. На обработанный конец трубы наносится консистентная смазка. На обрезок трубы монтируется нижний пакер, предварительно обработанный смазочным материалом Л3 – 162 или "Арматол – 238". Сначала устанавливается нижнее стальное кольцо 6, затем резиновый уплотнитель 7 и далее верхнее стальное кольцо. Затем в этой же последовательности монтируется верхний пакер – два металлических кольца с резиновым уплотнителем между ними. Над верхним пакером устанавливается направляющая втулка 9. В канавку колонного фланца устанавливается металлическое уплотнительное кольцо и монтируется крестовина (тройник) фонтанной арматуры на полный комплект шпилек заводского исполнения. Опрессовка пакеров и фланцевого соединения производится в следующей последовательности: отворачивается колпачок нагнетательного клапана 12, расположенного на боковой поверхности колонного фланца, и на его место наворачивается наконечник специального нагнетателя смазки с контрольным манометром; открывается перепускной клапан 10 на нижнем фланце крестовины; производится закачка смазки Л3 – 162 или "Арматол – 238" до тех пор пока смазка не будет выходить через перепускной клапан 10; перепускной клапан закрывается; поднимается давление нагнетателем до величины указанной в плане работ; даётся выдержка времени в течении 15 минут, падение давления не допускается; давление сбрасывается через перепускной клапан, отворачивается нагнетатель, заворачивается колпачок на нагнетательный клапан. | ||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||