Противовыбросовое оборудование. Высшая школа энергетики нефти и газа
 Скачать 0.62 Mb.
|
|
Министерство науки и высшего образования Российской Федерации федеральное государственное автономное образовательное учреждение высшего образования «Северный (Арктический) федеральный университет имени М.В. Ломоносова»
1.1 Назначение и состав противовыбросового оборудованияПо правилам безопасности, действующим в нефтегазовой промышленности установка ОП обязательна при бурении на разведочных площадях, газоконденсатных и газовых месторождениях и на месторождениях с аномально высоким пластовым давлением. ОП монтируется на устье скважины после спуска и цементирования кондуктора и промежуточной колонны. Пульт управления ОП должен быть установлен на расстоянии не менее 10 м от устья скважины, а дублер пульта – у бурильщика. Назначение противовыбросового оборудования (далее ОП): герметизация устья скважины с целью предотвращения открытых выбросов жидкости или газожидкостных смесей и фонтанов при бурении, испытании и освоении скважины. Состав ОП: - стволовая часть: превенторы, устьевая крестовина, надпревенторная катушка и разъемный желоб; -манифольды для обвязки стволовой части ОП, обеспечивающие управление скважиной при газонефтепроявлениях; -станции управления превенторами и манифольдом. Основные параметры ОП: диаметры проходных отверстий и рабочее давление превенторов и манифольда. 1.2 Требования, предъявляемые к ОПК ОП предъявляются следующие требования: 1) ОП должно обеспечить своевременное и надежное перекрытие устья скважины при наличии или отсутствии в ней бурильной колонны; 2) при перекрытии устья ОП должно обеспечивать выполнение следующих технологических операций: а) расхаживание, проворачивание и протаскивание бурильных труб с замковыми соединениями и обсадных труб с муфтами; б) осуществление закрытой циркуляции промывочной жидкости с противодавлением на пласт; в) закачка раствора в пласт буровыми или цементировочными насосами. 3) элементы ОП должны быть компактными и обеспечивать установку между устьем скважины и полом буровой; 4) ОП должно быть укомплектовано резервными элементами, способными выполнять функции основных элементов в случаях их отказа; 5) ОП должно быть испытано на прочность и герметичность в соответствии с требованиями ГОСТ. Прочность корпусных деталей ОП, воспринимающей давление скважинной среды, должна обеспечивать возможность их опрессовки пробным давлением, кратным рабочему давлению Pр, указанному в таблице 1. 6) стволовые проходы составных частей ОП должны быть соосными и обеспечивать беспрепятственное прохождение контрольного шаблона в соответствии с нормативно – технической документацией. Превенторы и задвижки ОП должны иметь устройства для контроля их положения; 7) превенторы и другие составные части ОП должны быть компактными, чтобы обеспечить его монтаж в ограниченном пространстве между устьем скважины и полом буровой, а также уменьшить высоту и облегчить основание вышечно-лебедочного блока.
Таблица 1 – Пробное давление для ОП 1.3 Условное обозначение ОПУсловное обозначение ОП состоит из слова «Оборудование», шифра, в котором отражаются обозначение типовой схемы, условный проход ОП в мм, условный проход манифольда в мм, рабочее давление в МПа, обозначение исполнения в зависимости от коррозионной стойкости и обозначения нормативно – технического документа на поставку. Коррозионная стойкость обозначается в зависимости от объемного содержания газов буквами: К1- СО2 –до 6%; К2 - СО2 и H2S до 6%; К3- обоих газов до 25% . При наличии в схеме ПП с перерезывающими плашками к обозначению типовой схемы добавляется буква «с». Оборудование ОП9с-350/80х70 ГОСТ 13862-90 – для ОП по схеме 9 на рабочее давление 70 МПа с условным проходом превенторного блока 350 мм с перерезывающими плашками и условным проходом манифольда80 мм для скважинной среды с содержанием СО2 и H2S до 6%.  Рисунок 1 – Схема оборудования скважины превенторами 1,2 – превенторы; 3 и 4 – арматура высокого давления;5 – обвязка превенторов для управления скважиной при флюидопроявлениях; 9 – гидравлическая станция управления; 10 –элементы ручного управления 2. Разновидности противовыбросового оборудования2.1 Плашечный превенторПП (рисунок 2) используется как при наличии в скважине труб, так и при их отсутствии. Принцип действия: механизм перекрывает устье скважины плашками, перемещаемыми гидроприводом или с помощью ручного устройства.  Рисунок 2 – Плашечный превентор 1, 6 – крышки боковые; 2 – корпус; 3 коллектор; 4 – прокладки резиновые; 5 – болт; 7 – гидроцилиндр двухстороннего действия; 8 – поршень со штоком; 9, 13 и 14 – уплотнительные резиновые кольца; 10 – валик шлицевый; 11 – вилка кардана; 12 – резьбовая втулка; 15 – трубка подачи пара; 16 – уплотнитель резиновый; 17 – вкладыш плашки; 18 - плашка; 19 – трубка подвода рабочей жидкости Составные части ПП, их устройство и функции: 1) корпус 2 с вертикальным проходным отверстием и сквозной горизонтальной полостью, он отлит с фланцами, имеющими резьбовые отверстия под шпильки. Вертикальное отверстие предназначено для пропуска бурильных и обсадных труб при их спуске в скважину, горизонтальная полость служит для размещения и перемещения в ней плашек 18; 2) боковые крышки 1 и 6, прикрепляемые к корпусу болтами 5 и имеющие сквозные отверстия под штоки поршней 8 гидроцилиндров; 3) два гидроцилиндра 7 двустороннего действия с поршнями, штоки которых служат для закрытия и открытия превентора путем перемещения плашек. Гидроцилиндры крепятся к боковым торцам крышек болтами; 4) плашки, состоящие из вкладыша 17 и резинового уплотнителя 16, армированного металлическими пластинами, помещены внутри оправок 18, имеющих форму полуцилиндра, и крепятся к ним болтами. Оправки выполнены с Г- образным выступом для соединения с таким же выступом на штоках поршней гидроцилиндров. Плашки (рисунок 3) могут быть трубными – для герметизации устья скважины с подвешенной колонной бурильных или обсадных труб, глухими– при отсутствии в скважине труб. К превентору должен быть придан также и комплект перерезывающих плашек для аварийных случаев; 5) элементы системы подвода рабочей жидкости к гидроцилиндрам, представлены коллектором 3 и трубками 19; 6) элементы уплотнения: фланцы корпуса уплотняются стальной кольцевой прокладкой восьмигранного сечения, укладываемого в канавки на опорной поверхности фланцев. Стыки крышек с корпусом и штоки поршней в крышке уплотняются резиновыми кольцами 9, 13 и 14; 7) ручной механизм одностороннего действия для управления превентором предназначен для дублирования гидравлической системы управления в случаях ее отключения или отказа, а также при закрытии превентора на длительное время. Механизм приводится в действие штурвалом через тягу и кардан, вилка 11 которого соединена с шлицевым валиком 10, который при вращении штурвала приводит в прямолинейное движение резьбовую втулку 12. Втулка в свою очередь перемещает поршень до замыкания плашек превентора.   Рисунок 3 – Конструкции плашек 1 - превенторов ОАО ВЗБТ: а- глухая; б – трубная; 1,3 –уплотнения; 2 – корпус плашки II –превенторов Воронежского МЗ: а – глухая; б –трубная для бурильных труб, в – для обсадных труб, г- эксцентричная трубная; д– для двух рядов труб; е– перерезывающая 2.2 Превентор кольцевойПК (универсальный), представлен на рисунке 4, должен обеспечивать расхаживание, проворачивание и протаскивание бурильных труб с замковыми соединениями, а также герметизацию устья скважины при давлении РР при закрытии уплотнителя на любой части бурильной колонны, обсадных или насосно компрессорных труб. Его основной рабочий элемент - мощное кольцевое упругое уплотнение, которое при открытом положении превентора позволяет проходить колонне бурильных труб, а при закрытом положении--сжимается, вследствие чего резиновое уплотнение обжимает трубу (ведущую трубу, замок) и герметизирует кольцевое пространство между бурильной и обсадной колоннами. Эластичность резинового уплотнения позволяет закрывать превентор на трубах различного диаметра, на замках и УБТ. Применение универсальныхпревенторов дает возможность вращать и расхаживать колонну при герметизированном кольцевом зазоре.  Рисунок 4 – Превенторкольцевой: а- тип ПУ-1; 2 – тип ПУ-2 1 –крышка; 2 –уплотнение крышки; 3- уплотнитель шайба; 4, 7, 9 – манжеты; 5 – корпус; 6 – поршень; 8 - втулка, 10 – планшайба; 11 – указатель уплотнения Принцип действия ПК: устье скважины перекрывается резинометаллическим уплотнителем при его сжатии внутренним конусом ступенчатого поршня под воздействием рабочей жидкости, нагнетаемой станцией гидропривода. Составные части ПК, их устройство и функции: корпус 5 – стальная отливка, имеет опорный фланец, прикрепляемый с помощью шпилек 15 к катушке 18, и служит рабочим цилиндром для ступенчатого поршня 9. Ступенчатая форма корпуса и поршня обеспечивает образование полостей между ними и крышкой 1 для поступления рабочей жидкости от станции гидравлического управления, что позволяет закрывать герметично уплотнителем устье скважины или открывать его. Крышка 1 уплотняется манжетой 4 и фиксируется в затянутом положении стопорным болтом 2. Втулка 13 обеспечивает удержание уплотнителя в закрытом состоянии за счет усилия от устьевого давления. Штуцеры 8 и 12 служат для подвода или отвода рабочей жидкости через трубки высокого давления от станции гидравлического управления. Манжеты 4, 7, 10 и 14 предотвращают утечки масла. 2.3 Вращающийся превенторВращающиеся превенторы (ПВ) предназначены для герметизации кольцевого зазора между устьем скважины и бурильной колонной и обеспечения ее вращения, подъема и спуска при герметизированном устье.   Рисунок 6 – Вращающиеся превенторы а – типа ПВ 1 – С – (280,350. 425) х7; б – типа ПВ6 – С – 280х14; 1 – корпус; 2 – гайка байонетная; 3 – корпус патрона; 4 – узел подшипников; 5 – ствол вращающийся; 6 – элемент уплотнительный; 7 – вкладыш ведущей трубы; 8 – узел шевронного уплотнения; 9 – насос; 10 – привод насоса Область применения ПВ – роторное бурение с очисткой забоя воздухом, газом или аэрированным раствором, а также при обратной промывке скважины и вскрытии горизонтов с высоким пластовым давлением. Принцип действия ПВ: бурильная колонна в процессе бурения и спускоподъемных операций уплотняется самоуплотняющейся манжетой под действием ее упругости и давления на устье скважины. Эта манжета крепится к стволу, монтируемому в корпусе ПВ на подшипниках и, соответственно, имеющему возможность вращения вместе с бурильной колонной. Составные части ПВ (рисунок 6), их устройство и функции: 1) Корпус 1, отлитый из легированной стали, имеет опорный фланец для соединения с превентором ПП или ПК и боковой отвод для присоединения к циркуляционной системе бурового комплекса. 2) Неподвижный патрон 3 служит для размещения вращающегося ствола 5 и его опор с радиальными подшипниками 4. Подшипники смазываются жидким маслом, от ее утечки предохраняется шевронными манжетами 8. 3) Вращающийся ствол 5, выполненный в виде полого цилиндра, вращается на подшипниках 4. К стволу крепится на байонетномсоединении специальная манжета 6 с внутренними поясками квадратного и круглого сечений соответственно для уплотнения ведущей и бурильной труб. При спусках и подъемах долота ствол 5 отсоединяется от корпуса ПВ и извлекается из корпуса вместе с неподвижным корпусом 3. Основной элемент вращающегося превентора- уплотнитель, позволяющий протаскивать инструмент через его отверстие. Уплотнитель состоит из металлического основания и резиновой части, прикреплен к стволу при помощи байонетного соединения и болтов. От проворачивания его предохраняют шпоночные выступы, входящие в вырезы ствола. 3. Состав противовыбросового оборудования3.1 Типовые схемы обвязкиТиповые схемы обвязки противовыбросового оборудования представлены на рисунке 7.  Рисунок 7 – Типовые схемы обвязки ОП по ГОСТ 13862 – 90 а –схема1; б –схема 3; в – схема 7; г – схема 10; 1 – превенторплашечный; 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 – линии дросселирования; 9 – устье скважины; 10 – линия глушения;11 – прямой сброс; 12 – вспомогательный пульт; 13 – гидравлическая станция с основным пультом управления; 14 – кольцевойпревентор; 15 – отвод к сепаратору; 16 – задвижки с гидроуправлением; 17 – обратный клапан; 18 – отвод к буровым насосам; 19 – блок глушения; 20 – регулируемый дроссель с гидравлическим управлением; 21 – пульт управления дросселем; 22 – к системе опробования скважины 3.2 ПриводТиповые схемы, основные параметры и составные части ОП и взаимосвязь между ними определяются ГОСТ 13862- 90. Этим стандартом устанавливаются 10 типовых схем ОП, регламентирующих минимальное количество необходимых составных частей превенторного блока и манифольда и дополняемых в зависимости от конкретных условий строящейся или ремонтируемой скважины: 1 и 2 – с механическим (ручным) приводом; 3- 10 – с гидравлическим приводом. Привод ОП для ремонта скважин – механический или гидравлический, для бурения – гидравлический. В схему 1 включен один плашечный превентор, в схему 2 – два. ОП с гидравлическим приводом оснащены станцией гидропривода, управляемой с основного и вспомогательного пультов. Схемы 3- 10 отличаются одна от другого числа и видом устанавливаемых превенторов, наличием гидроприводного дросселя с отдельным пультом, а также числом устьевых крестовин, соответственно числом линий глушения и дросселирования. 3.3 МанифольдМанифольд ОП (рисунок 8) включает линии дросселирования и глушения, соединенные со стволовой частью ОП и представляет собой систему трубопроводов и арматуры: задвижек с ручным и гидравлическим управлением, регулируемых дросселей, манометров и т.д. Линия глушения соединяется с буровыми насосами и служит для закачивания утяжеленного раствора по межтрубному пространству. При необходимости ее используют для слива газированного промывочного раствора в камеру – дегазатор циркуляционной системы буровой установки. Линия дросселирования служит для слива промывочного раствора и отбора флюидов из скважины с противодавлением на пласт.  Рисунок 8 – Манифольд МПО 80х70 Воронежского завода 1- линия глушения; 2- задвижка с гидроприводом; 3 – фланец ответный; 4 – клапан обратный; 5 –тройник с манометром; 6 – дроссель с ручным приводом; 7 – манометр показывающий; 8 – разделитель сред; 9 – вентиль игольчатый; 9 – фланец инструментальный; 11 – датчик давления; 12 – крестовина; 13 – задвижка с ручным приводом; 14 –сепаратор бурового раствора; 15- фланец адаптерный; 16 – пробка; 17- гаситель потока; 18 – блок превенторов Манифольды рассчитывают на рабочее давление 21, 35 и 70 МПа. Они различаются по конструкции задвижек двух типов: МП – с клиновыми задвижками и МПП – с прямоточными задвижками. Манифольды типа МП может быть поставлен в блочном исполнении МПВ. Все типы манифольдов имеют диаметр проходного отверстия 80мм. 3.4 Задвижки и штуцеры (дроссели) Задвижки и штуцеры (дроссели) имеют ручное и гидравлическое дистанционное управление. Эти устройства выпускаются ОАО «ВЗБТ», ЦКБ «Титан», Воронежским механическим заводом и другими предприятиями, поэтому имеют различное конструктивное исполнение. На рисунке 9 приведена задвижка с гидравлическим управлением ОАО «ВЗБТ», на рисунке 10 показаны регулируемые дроссели конструкции «ВЗБТ» и ЦКБ «Титан».  Рисунок 9 – Задвижка с гидравлическим управлением МГ-80х70 1 – седло; 2 – корпус; 3 – пакет манжет; 4 – крыщка корпуса; 5 – нажимная втулка; 6 – маховик; 7 – гидроцилиндр; 8 – поршень; 9 – шток; 10 – масленка; 11 – прокладка кольцевая; 12 – шибер; 13 – щиток; 14 – уплотнение седла; 15 – пружина   Рисунок 10 – Дроссели (штуцер) с гидравлическим управлением: а - ДР -Г80х70 (ВЗБТ);б– ДР-80х70 (ЦКБ «Титан») 1 –крышка цилиндра; 2 – втулка – указатель положения; 3- цилиндр; 4 – поршень; 5 – гайка накидная; 6 – шток; 7 – корпус насадки; 8 – наконечник; 9 – твердосплавная насадка; 10 – корпус дросселя; 12 – входной фланец; 13 – кожух; 14 трубопровод; 15 – переходник; 16 – гайка; 17 – корпус насадки Дроссели создают и плавно регулируют противодавление на пласт за счет изменения проходного сечения осевым перемещением конического наконечника. Трубы манифольда – бесшовные, из высококачественного проката. Фланцевые соединения его уплотняются металлическими прокладками. Базой для монтажа стволовой части ОП и манифольда служит устьевая (верхняя) крестовина колонной головки. В случае несоответствия превентора и устьевой катушки между ними устанавливается переводная катушка или фланец. Линии манифольда должны быть прямыми и в стороне от дорог, ЛЭП и других объектов. Их поворот допускается в исключительных случаях (с применением стальных кованых угольников). Манифольды целесообразно монтировать на санях с телескопическими стойками с возможностью регулирования высоты в пределах 0,65…1,25 м в зависимости от изменения высоты колонной головки. Разъемный желоб монтируется на высоте, зависящей от расстояния между ротором и фланцевой катушкой. 3.5 УправлениеУправление ОП: оперативность, надежность и безопасность функционирования ОП обеспечиваются использованием гидравлического привода с дистанционным управлением и дублирующего механического привода. Состав станции гидропривода ОП: насосно-аккумуляторная станция; пульты, расположенные на подвышечном основании на насосно- аккумуляторной станции; комплект трубопроводов для обеспечения соединений станции с пультами управления и гидроприводными частями ОП. Основной и вспомогательный пульты представляют собой отдельные компактные блоки, смонтированные на рамах.  Рисунок 11 – Гидравлическая схема системы управления ОП 1- клапаны предохранительные; 2 – пневмогидроаккумулятор; 4, 31 – вентили; 5 - штуцер; 6, 8, 18, 19, 20 – манометры; 7 – электроконтактный манометр; 9, 10, 12, 17, 25 –блок кранов; 11, 13 – цилиндры; 14, 16 – превенторы; 15 – задвижка; 21, 22 – клапаны редукционные; 23, 30 – фильтры; 24 – клапан обратный; 26, 29 – насосы;27, 28 - краны запорные СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННЫХ ИСТОЧНИКОВ.1. В.Ф. Абубакиров, В.Л. Архангельский и др. Буровое оборудование. Справочник, тома 2.М. Недра, 2002.с.600. 2. Р.А. Баграмов. Буровые машины и комплексы. Учебник для вузов. М. Недра, 1988, 502с. 3. В.Г. Колчерин, И.В. Колесников, В.Г. Кирилюк, И.В. Антонов, М.Я. Иткис. Противовыбросовое оборудование Справочное пособие. изд. второе, испр, идополн – Волгоград: Панорама. 2009. – 164с. 4. Д.О. Макушкин, П.М. Кондрашов Машины и оборудование для бурения нефтяных и газовых скважин. Учебное пособие . Электронный документ. Кафедра МОНГП ИНиГ СФУ 2010г. 236с. 5. Д.О. Макушкин , П.М Кондрашов., Т.С. Спирин, М.В .Зензин, С.Н. Пущаев Машины и оборудование для бурения нефтяных и газовых скважин. Лабораторные работы. Комплект методических указаний. Электронный документ. Кафедра МОНГП ИНиГ СФУ 2010г. 200с. | ||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||