Посмотрите также другие разделы нашего сайта!!!

Литература
много книг по нефти и газу

Программы нефтегазового комплекса

Медиафайлы про нефть

Анекдоты про нефтяников

Знакомства для буровиков

Всё про нефть и газ / Литература(каталог книг)

ВНИМАНИЕ

В текстах книг представленных на сайте в интернет формате очень много ошибок, не читаются рисунки, графики разбиты, это связанно с некачественной перекодировкой конвекторов из PDF формата и HTML.

Если Вам необходимы качественный текст с рисунками и графиками - то скачиваите книги с нашего сайта в формате PDF.

ссылка для скачивания книги или главы в формате PDF находится внизу страницы.

анекдоты

программы

истории

5

её ё laQ eQ оАё её eQ ёО ёАёё iNeQAcaO

Противовыбросовое оборудование является герметизирующим устройством, которое устанавливают на устье скважины для предотвращения выбросов и воздействия на скважину при газонефтеводопроявлениях. При помощи противовыбро-сового оборудования выполняют:

герметизацию устья при наличии и отсутствии труб в скважине; расхаживание и проворачивание (вращающийся превентор) бурильного инструмента при загерметизированном устье с целью недопущения его прихвата;

восстановление циркуляции промывочной жидкости с противодавлением на пласт;

быстрое снижение давления в скважине;

закачку раствора через затрубное пространство.

При ремонте скважин, в отличие от бурения, для предотвращения выбросов применяют только один плашечный превентор или ГУУС (герметизирующее устройство устья скважин) в зависимости от типа бурового станка, высоты расположения рабочей площадки. Так, на Краснодарском подземном газохранилище, где глубина скважин 1050 м и максимальное пластовое давление составляет 12 МПа, ремонт ведут при помощи установок А-50М, где высота рабочей площадки составляет 1,5 м. Здесь в основном применяют ГУУС. В отдельных ситуациях используют превентор плашечный гидравлический ППГ-156 х 320; размер резиновых уплотнений, устанавливаемых в нем, соответствует диаметру труб в скважине, т.е. 60 мм, 73 мм, 89 мм и 114 мм.

Превенторы типа ППГ всех размеров конструктивно исполнены одинаково, исключение составляют превенторы с рабочим давлением 70 МПа и выше, которые имеют разгрузочное устройство, позволяющее закрывать вручную превентор при давлении 20 МПа.

Корпус превентора ППГ-230 х 320БР (рис. 5.1) представляет собой стальную отливку коробчатого сечения, имеющую про-

48

Рис. 5.1. Плашечный превентор ППГ-230 х х 320Бр

А — вид прямо; А — вид сверху; 1, 7 — откидные крышки с гидроцилиндрами; 2 — корпус превенто-ра; 3 — распределительный коллектор; 4, 10, 16, 17 - резиновые уплотнитель-ные кольца; 5 — винт; 6 - пробка;

8 — гидроцилиндр;

9 — поршень со штоком; 11 — валик; 12 — вилка; 13 — крышка гидроцилиндра; 14 — шпилька; 15 - втулка; 18 -корпус плашки; 19 — паропровод; 20, 23 — винты; 21 — резиновое уплотнение плашки; 22 — сменный вкладыш; 24 — винт крышки; 25 — кольцо; 26 — ось; 27 - маслопровод; $ - Г-образный паз замка плашки; b — полость, в которую попадает раствор, сигнализируя о нарушении уплотнения

ходное отверстие диаметром 230 мм и сквозную прямоугольную полость, в которой размещаются плашки. Полость корпуса с обеих сторон закрывается откидными крышками. Крышки крепятся к корпусу винтами, что позволяет сменить плашки без демонтажа превентора с устья скважины и наличия в ней инструмента. Высота превентора ППГ-156 х 320, как и ППГ-230 х 320, равна 310 мм. Управление - дистанционное гидравлическое и ручное с помощью штурвалов. Причем закрыть превентор можно вручную, но открыть — только при помощи гидроуправления. При ремонте на скважинах, где нет электроэнергии и нет возможности применить гидравлическое управление ГУП-100, давление масла в цилиндрах превентора можно создавать при помощи маслонасоса от установки А-50.

Конструкция превентора 230 х 500 Бр аналогична конструкции превентора 230 х 320 Бр. При давлении в скважине 40 МПа плашечный превентор ППГ-230 х 500 может не закрыться от системы гидроуправления по той причине, что выталкивающее давление флюида из скважины на плашку и шток плашки больше давления масла из системы на поршень гидроцилиндра. Для закрытия ППГ-230 х 500 от системы гидроуправления при давлении скважины больше 40 МПа необходимо установить рукоятку распределителя, управляющего данным превентором, в положение “закрыто" и одновременным вращением ручного управления по часовой стрелке поджимать плашки до полного закрытия превентора. Гидравлическая система управления ГУП-100 Бр входит в комплект превентора и предназначена для оперативного и дистанционного управления превенторами и гидравлическими задвижками манифольда. ГУП-100 состоит из двух взаимно сблокированных пультов: основного и вспомогательного. Основной пульт устанавливается на расстоянии не менее 10 м от устья скважины. Вспомогательный пульт устанавливается у поста бурильщика.

Основной пульт состоит из металлического корпуса, в котором расположены все основные узлы управления. За корпусом расположены пневмогидроаккумулятор и ручной насос. В верхней части корпуса установлена панель управления. На панели размещены гидравлический манометр, показывающий давление в аккумуляторе, и электроконтактный манометр, предназначенный для автоматического управления электродвигателем шестеренчатого маслонасоса, выключатель электродвигателя, ручное включение насоса, шесть рукояток маслораспределителей. Первая и вторая рукоятки от-

50

крывают и закрывают гидравлические задвижки, третья только закрывает ПУГ (превентор универсальный гидравлический), четвертая, пятая и шестая рукоятки закрывают и открывают плашечные превенторы. Ниже распределителей расположены три вентиля. Левый — для отключения аккумулятора; средний — для отключения всех превенторов и задвижек; правый — для отключения вспомогательного пульта управления. Под панелью установлен масляный бак с щупом. Под баком с правой стороны — электропанель управления электродвигателем шестеренчатого насоса, шестеренчатый насос НШ-10, обратный клапан, предохранительный клапан, масляный фильтр и вентиль слива масла из аккумулятора в масляный бак.

Вспомогательный пульт состоит из металлического корпуса, в котором расположены два двухзолотниковых масло-распределителя, регулирующий клапан, масляный фильтр, блокировочный цилиндр и два гидравлических манометра.

Левый манометр показывает отрегулированное давление регулирующим клапаном, а правый — давление в гидросистеме. Первая рукоятка на панели закрывает и открывает ПУГ, вторая только закрывает нижний плашечный превентор, третья рукоятка закрывает только верхний плашечный превентор, и четвертая рукоятка только открывает одну гидравлическую задвижку на линии дросселирования. Гидросистема работает на масле индустриальном И-40 А. В табл. 5.1 приводится техническая характеристика гидросистем.

Таблица 5.1

Техническая характеристика гидросистем управления превенторами

Показатели
ГУП-100 БР-1
ГУП-100 БР-1М
ГУП-100 БР-2

Число постов управления
6
6
6

Рабочее давление в гидросисте-
10
10
10

ме, МПа

Вместимость масляного бака, л
200
250
250

Объем масла в аккумуляторе, л
68
71
163

Давление азота в аккумулято-
6-6,5
5,5-6
5,5-6

ре, МПа

Производительность НШ-10
10 см3 за один оборот

Производительность ручного
15 см3 за двойной ход

насоса


Число баллонов с азотом для
3
3
6

заправки гидроаккумулятора,

если в каждом давление по

15 МПа

51

Рис. 5.2. Обратный клапан тарельчатый

Рис. 5.3. Шаровый кран:

1 — корпус; 2 — гибкое кольцо; 3 — сегментный упор; 4 - кольцо; 5 -верхнее седло; 6, 11–17 — кольцо “О”; 7 — кольцо, 2 шт.; 8 — сегментное кольцо; 9 — шар; 10 — пробка маневрирования; 12 — кольцо, 2 шт.; 13 - ограничитель; 14 - подшипник скольжения (кольцо); 15 — нижнее седло; 16 — пружина; 18 — кольцо,

2 шт; 19 - пробка; 20 - прокладка

Превенторы герметизируют затрубное пространство, если в скважине трубы. Трубное пространство герметизируют обратным клапаном или же шаровым краном. Клапаны изготавливают двух типов: клапан тарельчатый (КОБТ); клапан конусный с резиновым уплотнением (КОБ).

Клапан тарельчатый (рис. 5.2) состоит из корпуса 1 с присоединительными резьбами, направляющего гнезда 4,

52

штока 5 с тарелкой 6, пружины 3 с гайкой 2. Наворачивание обратного клапана на колонну труб при переливе раствора из скважины затруднено. Поэтому применяют приспособление, которое позволяет наворачивать клапан в открытом положении.

При интенсивном переливе скважины необходимо обратный клапан навернуть на квадратную штангу с вертлюгом для увеличения веса и затем уже наворачивать на колонну труб. После крепления клапана приспособление с квадратной штангой отворачивают, и клапан закрывается. Опрессовыва-ют обратный клапан с использованием воды при рабочем давлении в течение 30 с.

В табл. 5.2 приводится техническая характеристика обратных клапанов для труб малого диаметра в условиях работы в эксплуатационных колоннах диаметром 146 и 168 мм.

Шаровый предохранительный кран (рис. 5.3) состоит из корпуса 1, имеющего в верхней части муфту с резьбой, а в нижней части - ниппель с резьбой. Закрытие производят при повороте шара 7 при помощи ключа, который вставляется в пробку маневрирования 8. Верхнее седло 4 и нижнее 11 имеют сферические уплотнительные поверхности для соприкосновения с шаром 7. Герметизация давления под краном обеспечивается уплотнительными кольцами 16 и 18 и при помощи колец 13 и 5. Постоянный контакт между шаром и седлами обеспечивается кольцом (пружиной) 12. Верхнее седло 4 опирается на сегментное кольцо 6. Крепление верхней части седла осуществляется узлом, состоящим из сегментной опоры 2, кольца 3 и гибкого кольца 15. Для смазки контактных поверхностей между шаром и седлами предусмотрена пробка 19.

Таблица 5.2

Техническая характеристика обратных клапанов

Давление опрес-совки,
МПа
Условный диаметр труб
Обозначение резьбы
Диаметр наружный, мм
Длина, мм
Рабочее
давление, МПа
Обозначение типоразмера

высаженные внутрь,
мм
высаженные наружу,
мм

19 19 19 19 19
60 73 89
102
73 89
3-66 3-76 3-88 3-102 3-108
80 95 108 120 133
240 260 270 290 310
15 15 15 15 15
КОБТ 80-3 66 КОБТ 95-3 76 КОБТ 108 3 88 КОБТ 120 3 102 КОБТ 133 3 108

53

Краны выпускаются двух типов: кран шаровый верхний (КШВ), который устанавливается между вертлюгом и квадратной штангой (левая резьба); кран шаровый нижний (КШН) с правой резьбой - устанавливается между квадратной штангой и бурильными трубами.

При возникновении проявления кран закрывают поворотом ключа на 90°.

5.1. ПРЕВЕНТОР ПЛАШЕЧНЫЙ ГИДРАВЛИЧЕСКИЙ ППГ-156 х 320

Превентор ППГ-156 х 320 предназначен для герметизации устья скважин при наличии или отсутствии в скважине бурильных труб или НКТ с целью предупреждения проявления, выбросов и открытых фонтанов. Превентор (рис. 5.4) состоит из корпуса, крышек с гидроцилиндрами и плашек.

Корпус - это стальная отливка коробчатой формы с вертикальным проходным отверстием круглого сечения для раз-

Рис. 5.4. Плашечный превентор ППГ-156 х 320:

1 — плашки; 2 — торцовое уплотнение; 3 — крышка; 4 — гидроцилиндр; 5 — карданный вал; 6 и 7 — левая и правая трубки для гидропривода плашек; 8 — корпус

54

мещения бурильного инструмента и сквозной горизонтальной прямоугольной полостью, в которой расположены плашки. Верхняя часть имеет гладкую плоскость, нижняя часть плоскости имеет уклон для стока раствора и направляющие ребра для перемещения плашек. Верхний и нижний присоединительные фланцы превентора совмещены с корпусом. На фланцах имеются канавки под стальные уплотнительные кольца и отверстия с резьбой под шпильки. При температуре окружающей среды ниже -5 °С полость плашек обогревается паром или горячей водой, которые поступают в паропроводы, встроенные в корпус превентора.

Прямоугольная полость в корпусе превентора с обеих сторон закрывается откидными гидроголовками, шарнирно подвешенными на корпусе. Крепление гидроголовок к корпусу производится винтами (8 штук). Такая конструкция превентора позволяет быстро сменить плашки, не снимая превентор с устья скважины даже при наличии в ней труб.

Герметичность между корпусом првентора и крышкой осуществляется резиновым уплотнением, установленным в канавку на внутренней плоскости крышки. Внутри гидроцилиндра установлен рабочий поршень со штоком для перемещения плашки.

Шток выполнен за одно целое с поршнем. Плашки соединяются со штоком “Г"-образным замком. Поршень образует в гидроцилиндре две гидравлические камеры (полости) закрытия и открытия превентора. Для перемещения поршня в гидроцилиндре в камеры через коллектор, поворотное ниппельное устройство по маслопроводу от основного пульта гидросистемы поступает масло под давлением 10 МПа. Для предотвращения перетока масла из одной камеры в другую в канавки на поршне устанавливаются два резиновых уплот-нительных кольца.

При износе уплотнений на поршне происходит падение давления в гидроцилиндре и частое включение масляного насоса гидросистемы, так как одна из камер постоянно связана с линией слива масла в масляный бак гидросистемы. Проконтролировать состояние уплотнений на поршне можно следующим образом. Отсоединить маслопроводную трубку от камеры открытия в гидроцилиндре и слить из нее масло. Перевести рукоятку на основном пульте в положение “ЗАКРЫТО”. При поступлении масла от гидросистемы в камеру закрытия поршень в гидроцилиндре перемещается на закрытие превентора, а через поврежденные резиновые уплотнения на поршне масло под давлением в камере закрытия будет про-

55

сачиваться в камеру открытия и течь через штуцер для присоединения маслопровода. При этом следует заменить рези-новые уплотнения на поршне. В месте прохода штока через шейку крышки установлено уплотнение, герметизирующее камеру открытия в гидроцилиндре от внутренней полости превентора и среды скважины.

Уплотнение состоит из стальной и бронзовой втулок и че-тырех резиновых уплотнительных колец, установленных в канавке по наружному и внутреннему диаметрам втулок. Втулки фиксируются от осевого перемещения в шейке крышки двумя пружинными кольцами. Износ уплотнения штока в крышке приводит к понижению давления в гидроси-стеме и потере масла.

Гидроцилиндр закрывается крышкой, состоящей из стальной отливки с четырьмя отверстиями под шпильки для крепления к цилиндру и полого стакана для защиты фиксирующего винта от механических повреждений. Стакан имеет два продольных отверстия (135 х 70 мм) для визуального наблю-дения за положением плашек в корпусе превентора. Для герметизации камеры закрытия в гидроцилиндре в крышке установлена бронзовая втулка с четырьмя резиновыми уплот-нительными кольцами. Втулка в крышке гидроцилиндра фик-сируется от осевого перемещения пружинным кольцом. Через отверстие во втулке проходит цилиндрическая часть фик-сирующего винта ручного привода превентора.

Превентор комплектуется трубными и глухими плашками. Трубные и глухие плашки состоят из стального корпуса, стального сменного вкладыша и сменного резинового уплот-нения. Корпус, вкладыш и резиновые уплотнения соединяют-ся между собой болтами и контрятся проволокой. На вкла-дышах имеются два треугольных выступа, расположенные по диагонали, для принудительного центрирования труб при герметизации устья. Глухими плашками герметизируется устье при отсутствии труб в скважине. Превентор комплектуется плашками под бурильные и насосно-компрессорные трубы диаметром: 33,4; 42,2; 48,3; 60,3; 73; 88,9; 101,6; 114,3 мм.

При герметизации кольцевого пространства между трубой и обсадной колонной под давлением рабочего поршня происходит выдавливание части резины уплотнения между корпусом и вкладышем и поджатие ее к верхней гладкой плоскости плашек, обеспечивая при этом герметичность межд-трубой, плашкой и корпусом превентора. При монтаже пре вентора на устье скважины в перевернутом положении уп-лотнительная резина плашек будет поджиматься не к гладкой

56

верхней плоскости в корпусе превентора, а к направляющим ребрам, вследствие чего герметизации между резиновым уплотнением плашки и корпусом превентора не будет. Поэтому все плашечные превенторы герметизируют устье и держат давление скважины только в том случае, когда оно направлено снизу вверх.

Привод плашек не только гидравлический, но и ручной. Ручной привод предназначен для фиксации плашек в закрытом положении, когда превентор закрыт от гидросистемы, а в аварийном случае (при отсутствии электроэнергии, давления, масла в аккумуляторе и неисправной гидросистеме) и для ручного закрытия плашечных превенторов. Ручной привод плашечных превенторов одностороннего действия — индивидуальный для каждой плашки. Им превентор можно только закрыть — открыть невозможно.

Привод состоит из штурвалов, стоек, карданных валов, специальных полукарданных соединений и фиксирующих винтов, размещенных в гидроцилиндрах превентора. Фиксирующий винт имеет левую резьбу (диаметром 50 мм, длиной 150 мм, 15 витков), которой он вывинчивается из резьбового отверстия в рабочем поршне и штоке при закрытии превентора от ручного привода или фиксации плашек в закрытом положении, когда превентор закрыт от гидросистемы. Специальный буртик (диаметром 62 мм) удерживает резьбовую часть винта внутри гидроцилиндра, а цилиндрическая часть винта (диаметром 40 мм), горизонтально перемещаясь в защитном стакане, указывает на положение плашек превентора “ЗАКРЫТО-ОТКРЫТО".

Принцип действия превентора следующий: при закрытии превентора от системы гидроуправления масло под давлением сжатого азота из пневмогидроаккумулятора через масло-распределитель по трубопроводу подается в камеры закрытия в гидроцилиндрах, перемещая поршни со штоками и плашками к центру превентора, при этом герметизируя устье. Одновременно масло из камер открытия по трубопроводу поступает на слив в масляный бак гидросистемы. При открытии превентора от системы гидроуправления масло под давлением по трубопроводу подается в камеры открытия, перемещает поршни со штоками и плашками от центра превентора на его открытие, а масло из камер закрытия по трубопроводу поступает на слив в масляный бак гидросистемы. В случае выхода из строя системы гидроуправления для закрытия превентора применяют ручной привод. Для этого необходимо установить рукоятку соответствующего маслорас-

57

пределителя на гидросистеме в положение “ЗАКРЫТО” и одновременным вращением обоих штурвалов по часовой стрелке на определенное число оборотов закрыть превентор.

5.2. МАЛОГАБАРИТНЫЙ ПРЕВЕНТОР ДЛЯ РЕМОНТА СКВАЖИН

Для ремонта скважин, где пластовые давления не превышают 15 МПа, разработан и применяется малогабаритный превентор с ручным управлением. Он позволяет сэкономить время на монтаже противовыбросового оборудования со станцией гидравлического управления. Малогабаритный превентор ППР-180 х 210 имеет следующую характеристику:

Диаметр условного прохода, мм..................... 180

Рабочее давление, МПа....................................... 21

Управление превентором................................... Ручное

Диаметр уплотняемых труб, мм:

насосно-компрессорных............................... 33, 48, 73, 89, 102, 114

бурильных........................................................... 73, 89

Скважинная среда................................................ Некоррозионная (нефть, газ,

конденсат, пластовая вода) Максимально допустимая температура

скважинной среды, °С........................................ 100

Габариты, мм:

длина..................................................................... 1490

ширина................................................................. 544

высота................................................................... 250

Масса, кг.................................................................. 400

Превентор ППР-180 х 210 (рис. 5.5) состоит из корпуса 2, крышек 4 с размещенными в них плашками 3, механизма ручного управления и узла шпинделя. Механизм ручного управления и узел уплотнения шпинделя включают: крышку 5 с окнами обеспечения доступа к нажимной втулке 6, ходовую втулку 8, связанную резьбовым соединением со шпинделем 9. Крышки 4 превентора крепят к корпусу винтами 1. При вращении втулки с помощью закрепленного на ней штурвала 10 создается крутящий момент, сообщающий шпинделю и соединенной с ним плашке возвратно-поступательное движение. В крышке 12 установлены подшипники 11, уменьшающие усилие, которое необходимо для управления превентором. Винт 7 предотвращает самоотвинчивание крышки. Плашка выполнена цельной, что позволило уменьшить ее габариты и массу при обеспечении необходимых прочности и жесткости. Уплотнитель плашки выполнен из двух частей: уплотнителей трубы и корпуса, что обеспечивает легкую и быструю смену уплотнительных элементов, а также замену

58

Рис. 5.5. Малогабаритный превентор для ремонта скважин ППР 180 х 210

только изношенной его части. Проходное отверстие превен-тора перекрывается путем вращения штурвала по часовой стрелке, открывается — вращением против часовой стрелки.

5.3. ГЕРМЕТИЗИРУЮЩЕЕ УСТРОЙСТВО УСТЬЯ СКВАЖИНЫ

При ремонте скважин, пластовое давление в которых не превышает 12 МПа, применяют герметизирующее устройство устья скважины (ГУУС) (рис. 5.6), которое состоит из фланца, размеры которого соответствуют размерам фланца 1 трубной головки фонтанной арматуры, в том числе и размерам кольца фланца крестовины 2. В центральную часть фланца 2 встроен цилиндр 3, изготовленный из УБТ, диаметром 203 мм с ленточной резьбой внутри. Внутрь цилиндра вставляется пакет с двумя резиновыми элементами 5. В верхней части пакета - гайка 6 с наружной ленточной резьбой, идентичной резьбе в цилиндре 3, в нижней части - опорный неподвижный конус 4, который садится в седло в цилиндре 3. Неподвижный конус навернут на нижнюю часть патрубка 7, верхний конец которого соединен с задвижкой 8 или шаровым краном. Пакет резиновых элементов с гайкой крепления надет на патрубок 7. В верхней части задвижки или шарового крана ввернут патрубок с переходником 9 под элеватор, и заканчивается патрубок червячного типа ниппелем под быст-росоединяющую гайку 10.

Для герметизации устья скважины во время спуско-подъемных операций насосно-компрессорные трубы (НКТ) устанавливают в клинья, элеватором “ЭТА" зацепляют ГУУС за переходник, поднимают при помощи талевой системы и наворачивают на НКТ. Затем приподнимают ГУУС вместе с инструментом и, убрав клинья, опускают ГУУС в цилиндр герметизатора, разгрузив полностью талевую систему. При помощи трубного ключа “КТГУ" закручиванием гайки крепления с ленточной резьбой в цилиндре герметизатора распирают резиновые элементы, герметизируя затрубное пространство.

Трубное пространство перекрывается задвижкой 8 или шаровым краном. Вся операция занимает 3-ь4 мин. При герметизации устья во время бурения необходимо отвернуть квадратную штангу, выбросить ее на мостки, освободить квадрат от штропов, захватить элеватором ГУУС и загерметизировать устье, как в первом случае. Времени на гермети-

60

Рис. 5.6. Герметизирующее Рис. 5.7. Схема двух спаренных элевато-

устройство устья скважин ров ЭТА, позволяющих, не выбрасывая

(ГУУС) квадратной штанги, захватив ГУУС, за-

герметизировать скважину

зацию устья в этом случае уходит много, и в случае перелива загерметизировать устье будет сложно. Чтобы не допустить этого, соединяют между собой два элеватора “ЭТА" штро-пами так, чтобы их опорные плоскости были направлены в разные стороны (рис. 5.7). На нижнюю часть квадратной штанги наворачивают дополнительный переходник с проточенной шейкой под элеватор “ЭТА". Таким образом исключается выброс квадратной штанги. Достаточно отвернуть квадратную штангу, один элеватор накинуть на ее шейку, а второй на ГУУС. Затем поднять талевым блоком квадратную штангу, ГУУС и загерметизировать устье. На герметизацию устья таким способом времени затрачивается до 5 мин.

61

Скачать эту главу в формате PDF

Всё про нефть и газ / Литература(каталог книг)