оборудование ПВО. Превенторы плашечные
 Скачать 4.4 Mb.
|
|
Герметизирующие устройства по беспревенторной схеме Производство ремонтных работ на скважинах, где исключена возможность газонефтеводопроявлений (месторождения на поздней стадии разработки, аномально низкие пластовые давления на нефтяных месторождениях с незначительным газовым фактором и др.), разрешается без монтажа превенторной установки. В качестве герметизирующих устройств в этом случае используются УГУ – 1, УГУ – 2, ГУСы, аварийная планшайба. В комплект устьевого герметизатора универсального УГУ – 1 входит специальная катушка и запорная компоновка. Предварительно на устье монтируется катушка (уплотнительная головка см. рис. 40), которая состоит из корпуса 6, в нижней части которого на резьбе устанавливается сменное фланцевое кольцо 8. Фланцевое кольцо, которых в комплекте три типоразмера, крепится с помощью шпилек к фланцу крестовины 10 скважины. Герметичность обеспечивается уплотнительным металлическим кольцом 9. Внутри корпуса размещается резиновый уплотнитель 4 с обоймой. В верхней части корпуса устанавливается фланец 3, на который монтируется гидроротор 1. Фланец 3 относительно корпуса 6 фиксируется стопорным винтом 11. Во фланце имеются два отверстия прямоугольного сечения, в которых в радиальном направлении могут двигаться сухари 2, шарнирно связанные с рычагами 5. Рядом с устьем находится запорная компоновка (см. рис. 41), в нижней части которой имеется подвесной патрубок 6, с резьбой соответствующей резьбам труб спущенных в скважину. Патрубок 6 вворачивается в затвор 5, выполненный в виде "усиленной" муфты с канавкой в верхней части. В затвор вворачивается дистанционный патрубок 4, длина которого должна быть больше высоты гидроротора. К фланцу 3 дистанционного патрубка крепится кран высокого давления 2 (задвижка), к которому крепится верхний подъёмный патрубок 1 с муфтой диаметром равным диаметру НКТ спущенных в скважину. Кран высокого давления должен находится в открытом положении. При необходимости герметизации устья, запорная компоновка наворачивается на НКТ и трубы разгружаются. В этом случае (см. рис. 42) затвор 2 упрётся в центратор 13, гладкая часть затвора установится напротив резинового уплотнителя 8 (натяг 5 мм), а канавка напротив сухарей 5. Потянув за рычаги 6, сухари войдут в канавку затвора и зафиксируют положение затвора. С ростом давления на устье, колонне НКТ не грозит выброс труб из скважины. Однако система фиксации затвора в герметизирующем устройстве УГУ – 1 не достаточно надёжна. Были случаи, когда рычаги самопроизвольно "провисали" (под воздействием вибрации или других сил), сухари выходили из зацепления с затвором, и инструмент выбрасывало из скважины. Этот недостаток устранён в герметизирующем устройстве УГУ – 2. Отличительная особенность УГУ – 2 состоит в том, что в механизме фиксации затвора вместо рычага используется гайка с нажимным винтом, вворачивая который происходит перемещение сухарей в радиальном направлении. Для вращения нажимного винта в комплект УГУ – 2 входят два накидных ключа. На предприятиях капитального ремонта скважин в качестве герметизирующего устройства широко используется "аварийная планшайба", которая может быть изготовлена в условиях мастерских, при соблюдении следующих требований: нижний фланец подвесной катушки должен соответствовать фланцу крестовины или колонной головки скважины; в канавке фланца должно быть надёжно зафиксировано кольцо (точечная сварка, эпоксидная смола, УС – 2 или специальные "жимки"); во фланец ввёрнут нижний подвесной патрубок с резьбой соответствующей трубам, спущенным в скважину; фланец должен иметь направляющий конус; аварийная планшайба должна иметь кран высокого давления или задвижку, находящуюся в открытом положении; верхний подъёмный патрубок с муфтой должен быть по диаметру равным диаметру НКТ, спущенных в скважину (чтобы не менять элеватор); аварийная планшайба должна находится рядом с устьем скважины; рядом с устьем скважины должен находится полный комплект шпилек заводского изготовления и гаечные ключи. На герметизирующие устройства УГУ – 1, УГУ – 2, аварийную планшайбу и другие ГУСы необходимо иметь паспорт завода – изготовителя, Акт опрессовки на рабочее давление (один раз в шесть месяцев) и Акт дефектоскопии (один раз в год). Герметизирующие устройства должны быть окрашены в красный цвет и находится в исправном состоянии. Использовать их для других целей не разрешается. Фонтанные арматуры Фонтанные арматуры предназначены для герметизации устья скважины, контроля и регулирования режима эксплуатации, а также для проведения различных технологических операций. Собираются фонтанные арматуры на заводах по схеме тройникового или крестового типа. Выпускают фонтанные арматуры с условным диаметром прохода 50, 65, 80, 100, 150 мм и рабочим давлением на 14, 21, 35, 70, 105 и 140 МПа. В шифре фонтанных арматур применены следующие обозначения, например: АФ6аВ – 80/65×70 К3 АФ – фонтанная арматура; 6 – по шестой схеме, крестового типа; а – двухрядная концентричная подвеска лифтовых труб; В – способ управления задвижками дистанционный и автоматический; 80 – диаметр прохода по стволу, мм; 60 – диаметр прохода по боковым струнам, мм; 70 – рабочее давление, МПа; К3 – коррозионостойкое исполнение. Технические характеристики фонтанных арматур приводятся в таблице 6. Номенклатурный ряд фонтанных арматур, выпускаемых Воронежским механическим заводом, приводится в приложении 3. Таблица 6
Фонтанная арматура состоит из (см. рис. 43) фонтанной "ёлки" с запорными и регулирующими устройствами, головки с устьевой крестовиной и переводной катушкой Фонтанная ёлка предназначена для направления добываемой продукции скважины в выкидную линию, регулирования режима отбора флюида, установки специальных устройств (лубрикатор) при спуске скважинных приборов или скребков и др. Трубные головки предназначены для подвески одного или двух рядов НКТ, их герметизацию, а также для выполнения технологических операций при освоении, эксплуатации и ремонте скважин. При ремонте скважин, как правило, демонтируют фонтанную ёлку и частично трубную головку (переводную катушку), оставляя на устье крестовину с задвижками на отводах. Перед демонтажом фонтанной арматуры, скважина должна быть заглушена согласно плана работ в один или два цикла циркуляции. После планового отстоя, убедившись по манометрам в отсутствии давления, открывают задвижки трубного и затрубного пространства (допускается кратковременное движение газа). Перед монтажом на устье фонтанные арматуры в сборе опрессовываются на величину пробного давления (для нашего региона Рпроб = 1,5 Рраб). После установки фонтанной арматуры на устье скважины опрессовывают на давление опрессовки эксплуатационной колонны. Результаты опрессовок оформляются Актами. Лубрикатор Лубрикатор предназначен для проведения ремонтных, исследовательских или геофизических работ в скважине, находящейся под давлением. Он позволяет спускать скребки для очистки труб от парафина, скважинные приборы (глубинные манометры) для замера забойных давлений и температуры, устройства для срабатывания циркуляционных клапанов и клапанов – отсекателей и многое другое. Лубрикатор (см. рис. 44) в нижней части снабжён фланцем 3 с присоединительными размерами соответствующими фланцу буферной задвижки, на которую он устанавливается. Во фланце имеется штуцер, в который вворачивается вентиль 1 с манометром и пробкой – разрядником 2. В верхнюю часть фланца 3 вворачивается патрубок 8, длина которого должна быть не менее длины прибора, спускаемого в скважину. Патрубок заканчивается сальниковым устройством, которое состоит из уплотнительных манжет 5, грундбуксы 6 и нажимной гайки 4. Через сальник пропускается проволока, к которой подвешивается прибор. Конструкция сальникового устройства должна исключать пропуски при спуске прибора на расчётную глубину в скважине или его подъёме. Допускается подтягивать сальник при появлении пропусков среды. Оттяжные ролики 10 могут быть смонтированы, как на самом лубрикаторе, так и подвешиваться на талевой системе подъёмной установки. При монтаже на устье скважины под лубрикатором должно быть не менее двух задвижек. Крепление осуществляется на полный комплект шпилек заводского исполнения. На лубрикатор, как и на всё противовыбросовое оборудование, должен быть паспорт завода – изготовителя, Акт опрессовки на рабочее давление до монтажа (один раз в шесть месяцев) и Акт опрессовки на давление опрессовки колонны после монтажа на устье. Перфорационная задвижка Перфорационная задвижка предназначена для герметизации устья скважины в случае возникновения ГНВП в период проведения перфорации нефтяной или газовой скважины. Технические характеристики задвижек представлены в таблице 7. Таблица 7
На рис. 45 представлена перфорационная задвижка ЗФПЛ – 125 – 14 Юго – Камского машиностроительного завода. Корпус задвижки 1 лито – сварной. В боковых патрубках корпуса имеются конические отверстия, в которых устанавливаются шаровые сёдла 2. Шаровая поверхность сёдел обеспечивает их самоустановку и компенсирует непараллельность поверхностей плашек 3 и 4 плоско – параллельного шибера. Плашки и сёдла изготовлены из стали 20×13 с последующей цементацией, что обеспечивает высокую твёрдость уплотняющих поверхностей. В одной из плашек 3 установлена ходовая гайка 5, составляющая винтовую пару со шпинделем 6. Гладкая часть шпинделя уплотняется манжетами 7, установленными в крышке 8. Крышка 8 крепится к корпусу на резьбе и уплотняется резиновой манжетой. Шпиндель 6 устанавливается между двумя радиально упорными подшипниками 9, которые поджимаются гайкой 10. На шпиндель надевается штурвал 11 и крепится шарнирное устройство 12. Отличительная особенность перфорационной задвижки данной конструкции состоит в том, что шибер выполнен в виде двух плашек 3 и 4, внутренняя поверхность которых выполнена "ломаной", со скосами. Причём скосы выполняют функции клиньев только в крайних положениях шибера: в верхнем или нижнем. Это обеспечивается тем, что одна из плашек 4 длиннее другой плашки 3. При верхнем положении шибера (задвижка "открыта") длинная плашка 4 упирается в крышку 8 (см. рис. 45), а шпиндель 6, продолжая перемещать короткую плашку 3 вверх, вводит нижнее клиновое соединение в напряжённое состояние и прижимает уплотняющиеся поверхности плашек 3 и 4 к торцам шаровых сёдел 2, при этом в верхнем клиновом соединении вскрывается зазор. При вращении штурвала на "закрытие" плашка 3 начинает перемещаться вниз: нижнее клиновое соединение ослабляется, пружина 13 прижимает обе плашки друг к другу, выбирая зазор между ними. В результате вскрывается зазор между шаровыми сёдлами 2 и уплотнительными поверхностями шибера. Продолжая "лёгко" двигаться вниз, шибер, глухой поверхностью, перекроет отверстия шаровых сёдел. В этот момент длинная плашка 4 нижним выступом упрётся в корпус, а шпиндель, продолжая перемещать плашку 3 вниз, введёт верхнее клиновое соединение плашек в напряжённое состояние и прижмёт уплотняющие поверхности плашек к торцам шаровых сёдел 2. При этом в нижнем клиновом соединении плашек вскроется зазор. Заводом – изготовителем вместе с задвижкой поставляется дистанционный привод (см. рис. 46), который состоит из приводных валов 1 и 3, опор 8 и 9, шарниров, маховика 6 и отбойного щита 7. До монтажа перфорационная задвижка опрессовывается на рабочее давление с составлением Акта. При монтаже на устье скважины обращают внимание на посадочные поверхности задвижки и крепят её на полный комплект шпилек заводского изготовления. Монтируют дистанционный привод, производят открытие и закрытие задвижки с помощью маховика и дистанционного привода, проверяют плавность хода плашек. Качество монтажа подтверждается опрессовкой на давление опрессовки эксплуатационной колонны с составлением Акта. При несоответствии размера верхнего фланца перфорационной задвижки размеру фланца аварийной планшайбы (при её использовании в качестве дополнительного противовыбросового оборудования), допускается установка дополнительной переводной катушки на фланец перфорационной задвижки. | ||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||