Противовыбросовое оборудование применяемое при бурении


Назначение и устройство противовыбросового оборудования

Использование этого оборудования, как и оборудования для бурения эксплуатационных скважин, позволяет:

быстро и надежно герметизировать устье скважины при наличии или отсутствии в ней колонны труб;

осуществлять спуск и подъем колонны бурильных труб при герметизированном устье, включая протаскивание замковых соединений;

осуществлять расхаживание и проворачивание колонны труб при герметизированном устье для предотвращения прихвата;

создавать циркуляцию промывочной жидкости с противодавлением на пласт;

оперативно управлять гидроприводными составными частями оборудования;

закачать промывочную жидкость в пласт буровыми насосами или насосными агрегатами и осуществить срочную разрядку скважины.

В состав противовыбросового оборудования входят: превенторы, устьевая крестовина, надпревенторная катушка и разъемный желоб, составляющие стволовую часть превенторного оборудования; манифольды для обвязки стволовой части противовыбросового оборудования, обеспечивающие возможность управления скважиной при газонефтепроявлениях; станции управления превенторами и манифольдом.

Противовыбросовое оборудование устанавливают между устьем скважины и полом буровой установки. В связи с этим для уменьшения высоты и облегчения основания вышечно-лебедочного блока, масса и размеры которого возрастают с увеличением высоты пола буровой установки, необходимой для монтажа противо-выбросового оборудования, превенторы и другие элементы его стволовой части должны быть компактными.

По правилам безопасности в нефтегазодобывающей промышленности установка противовыбросового оборудования обязательна при бурении на разведочных площадях, газоконденсатных и газовых месторождениях и на месторождениях с аномально высокими пластовыми давлениями. Устье скважины оборудуется превенторами после спуска и цементирования кондуктора и промежуточной колонны. Противовыбросовое оборудование испыты-вается на прочность и герметичность. В целях безопасности пульт управления противовыбросовым оборудованием устанавливают на расстоянии не менее 10 м от устья скважины, а дублер - у поста бурильщика.

Основные параметры противовыбросового оборудования - диаметры проходных отверстий и рабочее давление превенторов и манифольда. Диаметры и присоединительные размеры превенторов согласуются с диаметрами долот, бурильных и обсадных труб, а также колонных головок, предназначенных для обвязки наружных концов обсадных колонн, зацементированных в скважине. Превенторы и задвижки должны иметь устройства для четкого дистанционного контроля их положения (открытые, закрытые).

Превенторы

Для герметизации устья скважин используют плашечные, универсальные и вращающиеся превенторы

Плашечные превенторы предназначаются:

для герметизации устья нефтяных и газовых скважин в процессе их строительства и ремонта с целью обеспечения безопасного ведения работ, предупреждения выбросов и открытых фонтанов, охраны недр и окружающей среды;

-расхаживания в пределах гладкой части колонны труб;

удержания плашками колонны труб;

фиксации плашек в закрытом положении в случае отключения или выхода из строя установки гидравлического управления

Для большого числа скважин достаточно иметь на устье один плашечный превентор с ручным управлением, который позволяет обеспечить безопасное проведение ремонтных работ.

Корпус превентора представляет собой стальную отливку коробчатого сечения с вертикальным проходным отверстием круглого сечения и сквозной прямоугольно-горизонтальной полостью, в которой расположены плашки. Прямоугольная полость корпуса с обеих сторон закрывается откидными крышками, шарнирно подвешенными на корпусе и уплотненными резиновыми прокладками. Крышки крепятся на корпусе винтами.

Манифольд

Манифольд противовыбросового оборудования состоит из линий дросселирования и глушения, которые соединяются со стволовой частью противовыбросового оборудования и представляют собой систему трубопроводов и арматуры (задвижки с ручным и гидравлическим управлением, регулируемые дроссели с ручным и гидравлическим управлением, манометры и др.). Манифольды противовыбросового оборудования рассчитывают на рабочее давление: 21, 35, 70 МПа.

Дроссель

Дроссели (штуцеры) имеют ручное или гидравлическое дистанционное управление и служат для создания противодавления на пласт с целью плавного регулирования скорости потока жидкости, поступающей из скважины. Работа дросселя регулируется осевым перемещением конического наконечника, в результате которого изменяется проходное сечение дросселя.

studwood.ru

Противовыбросовое оборудование

Противовыбросовое оборудование. (ПВО)

НАЗНАЧЕНИЕ: Для герметизации устья н/г скважин, при их строительстве, освоении и ремонте с целью предупреждения выбросов и фонтанов.

 ПВО состоит из следующих основных узлов:

ПРЕВЕНТОР плашечныймалогабаритный с ручным управлением ППМ-125*250 атм.

Предназначен для предотвращения и ликвидации ГНВП  путем герметизации устья скважины при освоении, испытании, проведении  аварийных и ремонтных работ.

Техническая характеристика.

  1. Диаметр уплотняемых труб                                    33,42,48,60,73,89 мм
  2. Рабочее давление                                                                 250 атм
  3. Пробное давление                                                    500 атм
  4. Диаметр проходного отверстия                              125 мм
  5. Диаметр уплотняемого геофизического                                       

кабеля и каната                                                                    6,3-16 мм

     6.  Масса                                                                          280 кг

     7.  Управление превентором                                          ручное

ПРЕВЕНТОР  малогабаритный трубный

ПМТ-156*210 атм.

Предназначен для герметизации устья скважин с целью предупреждения выброса или  открытого фонтанирования, как при наличии трубы в скважине, так и без неё.     

Техническая характеристика.

1.   Диаметр прохода                                                                 156 мм

  1.  Рабочее давление                                                                210 атм
  2.  Пробное давление                                                              420  атм
  3.  Наружный диаметр герметизируемых труб                     60,73,,89 мм

5.   Привод плашек превентора                                                ручной

     6.   Количество оборотов каждого штурвала

 для закрытия                                                                       14-15 об.                   

     7.   Рабочая среда                                                                       нефть; газ; газоконденсат;

                                                                                вода;  растворы

      8.  Масса                                                                                     300 кг

            Состоит из корпуса, корпуса плашек плунжерного типа, плашек, штока, гайки штока, центраторов под типо-размеры труб (3 шт.) и штурвала управления.

            На скважине превентор устанавливается центраторами вверх.

            Нельзя расхаживать трубы при закрытом превенторе во избежание повреждения резиновых уплотнителей.

            Нельзя производить посадку на корпусе плашек труб массой более 500 кг.

Проверка работоспособности ПРЕВЕНТОРОВ.

Периодически производят проверку ПВО путём окрытия-закрытия и записью в «Журнале технического состояния ПВО»:

1. При нормальной работе                                                  1 раз в неделю

2. В режиме оперативной готовности                                 перед каждым СПО

МАНИФОЛЬДЫ ПВО.

Предназначены для обвязки стволовой части  ПВО с целью управления скважиной при ГНВП. Поставляются составными частями:

  • блок дросселирования
  • блок глушения
  • пакет напорных труб
  • пульт управления дросселем
  • комплекты монтажных запчастей
  • сопроводительная документация

Серийно выпускаются следующие типы манифольдов:

МПБ2-80*70, МПБК3-80*70, МПБ2-80*35К2, МПБ3-80*35, МПБ3-80*35К2, где :

М – манифольд

П – противовыбросовый

Б – блочный

К – комбинированный

2,3 – номера схем обвязки по ГОСТу. 13862-90

80 – условный проход напорных труб ,мм

35,70 - рабочее давление, МПА

К1 , К2, К3 - исполнение по коррозийной стойкости

Обеспечивает выполнение следующих операций:

1.      Разрядку скважины через любую линию манифольда.

2.      Замену газированного раствора утяжеленным.

3.      Выпуск раствора с регулируемым противодавлением на пласт через за трубное  пространство при помощи дросселя.

4.      Закачку раствора буровыми насосами или агрегатом СА-320.

Манифольд состоит из следующих основных узлов :

·         Блока глушения

·         блока дросселирования

·         сипаратора – для естественного выделения газа из раствора при ГНВП

Требования к монтажу и эксплуатации МПБ

1.      Длина выкид. линий должна быть:

- для нефтяных скважин 3 категории- не менее 30м.

- для нефтяных скважин 1,2 категории, а также для разведочных и газовых- не менее 100м.

2.      Линии должны иметь уклон 1,5 градуса от устья в сторону приемных ёмкостей.

3.      Расстояние от концов выкид. линий манифольда до всех коммуникации и сооружении, не относящихся к обьектам буровой установки, должно быть не менее 100 м. для всех категорий скважин.

4.      Консоль от последней опоры не более 1м.

5.      Расстояние от устья до блоков глушения и дросселирования 15-20 м., а между стойками опор 6-8м. Последняя опора бетонируется в грунте объемом 0,6*0,6*1м. и глубиной не менее 0,6м.

6.      Выкид. линии не должны пересекать подъездные  пути .

7.      Манометры должны иметь верхний предел диапазона измерении на 30% превышающие давление опрессовки тех. колонны

8.      На задвижки перед дросселем устанавливается табличка с указанием давления опрессовки тех. колонны и давление гидроразрыва пласта.

9.      После монтажа манифольд до концевых задвижек вместе с ПВО опрессуется водой на давление опрессовки тех. колонны .

10.  Выкид. линии после концевых задвижек опрессует водой:

-50 атм при рабочем давлении ПВО до 210 атм

-100 атм при рабочем давлении ПВО более 210 атм

               11. Манифольд продувает сжатым воздухом после каждого        открытия коренной задвижки, но не реже 1 раза в неделю

                                    ПРЯМОТОЧНЫЕ ЗАДВИЖКИ ЗМ-80х350 с ручным управлением

                                                                  и  ЗМГ-80х350 с дистанционным гидроприводом.

            Задвижки предназначены для перекрытия линий манифольда ПВО при работе в образивных средах. Задвижка прямоточная – контакт между шибером и седлами – металл по металлу.

Техническая характеристика.

  1. Условный проход                                                    80 мм
  2. Рабочее давление                                                     330 атм
  3. Пробное давление                                                    700 атм
  4. Управление задвижкой                                            ручное

5.   Рабочая среда                                                           нефть; газ; газоконденсат; 

                                                                                           растворы

      8.  Масса                                                                         129 кг

ДРОССЕЛЬ регулируемый ДР-80х350.

Предназначен для установки в манифольд  ПВО с целью осуществления плавного бесступенчатого регулирования  противодавление на пласт  через  кольцевое пространство при ГНВП.

Техническая характеристика.

  1. Условный проход                                                    80 мм
  2. Рабочее давление                                                     350 атм
  3. Пробное давление                                                    700 атм
  4. Управление дросселем                                            ручное

5.   Рабочая среда                                                           нефть;газ; газоконденсат;

                                          растворы

      8.  Масса                                                                         110 кг

КОЛОННЫЕ ГОЛОВКИ типа ОКК.

Оборудование колонное клиновое (с клиновой подвеской обсадных труб) предназначено для:

  • подвешивания и центровки обсадных колонн;
  • герметизации и разобщения межколонных пространств с возможностью контроля давления в межтрубном пространстве;
  • установки ПВО (в процессе  бурения) и фонтанной арматуры (в процессе эксплуатации);
  • проведения технологических и ремонтных работ при эксплуатации скважин.

Оборудование обвязки обсадных колонн типа “ОКК” рассчитано на рабочее давление 210, 350 и  700 атм и предназначено для  подвески двух и более обсадных  колонн (4-5).

      Шифр “ОКК-3”-350х146х245х324х426хК2:

·         ОКК - оборудование колонное клиновое

·         3 – количество подвешенных колонн

·         350 – рабочее давление, атм

·         146,245,324 – наружные диаметры подвешенных колонн, мм

·         426 – наружный диаметр кондуктора, мм

·         К2 – коррозийная  стойкость 2-ой степени.

ШАРОВЫЕ КРАНЫ.

КШВ, КШН, КШЦ, КШНВ назначение, устройство, принцип работы, эксплуатация.

Предназначены для перекрытия проходного канала бурильной колонны с целью предупреждения возникновения выброса жидкости или газа при бурении скважины (т.е. при ГНВП):

·         КШВ – кран шаровой верхний, с левой резьбой на рабочее давление 350 атм  и устанавливается под вертлюгом.

·         КШН – кран шаровой нижний, с правой резьбой на  рабочее давление 300 атм и устанавливается под квадратом.

Шифр крана КШН 178-76*350, где:

·         178 – наружный диаметр корпуса, мм

·         76 – внутренний диаметр проходного отверстия шаровой пробки, мм

·         350 – рабочее давление, атм

ОБРАТНЫЕ КЛАПАНА.

Обратный клапан предназначен для предупреждения выброса жидкости или газа из скважины в процессе спуска и подъема бурильных труб и НКТ, при прекращении промывки скважины в процессе бурения и ремонта скважин. Выпускаются следующие типы обратных клапанов :

- КОБТ – клапан обратный буровой тарелчатый на рабочее давление 350 атм

- КОБМ -  клапан обратный буровой манжетный на рабочее давление 350 атм

Недостатки:

1.      Одностороннего действия

2.      Недолговечность тарелки и седла

3.      Невозможно пропускать геофиз. приборы

4.      При переливах невозможно навернуть

Типовые схемы ПВО по ГОСТ. 13862-90.

Согласно ГОСТ-13862-90 устанавливаются 10 типовых схем ОП: (См. приложения)

·         1-2 с ручным приводом

·         3-10 с гидравлическим приводом

В ОП  для ремонта скважин – привод механический или гидравлический, для бурения – привод гидравлический.

            Типовые схемы устанавливают минимальное количество необходимых составных частей превенторного блока и манифольда, которые могут дополняться в зависимости от конкретных геологических условий бурящейся или ремонтируемой скважины.

Выбор ПВО осуществляется с учетом возможностей выполнения следующих технологических операций:

·         Герметизации устья скважины при спущенной бурильной колонне и без неё.

·         Вымыва пластового флюида, поступившего в скважину , на поверхность.

·         Подвески колонны бур.труб на плашках превентора после его закрытия.

·         Срезание бур.колонны.

·         Контроля за состоянием скважины во время глушения.

·         Расхаживания  бурильной  колонны для предотвращения её прихвата

Все схемы ПВО в верхней части должны включать фланцевую катушку и разъёмный  жёлоб для облегчения работ по ликвидации О.Ф.

Условное обозначение ОП1-100/65*35*К2*А, где:

  • ОП – оборудование противовыбросовое
  • 1 – первая типовая схема
  • 100 -  условный проход , мм
  • 65 – условный проход манифольда, мм
  • 35 – рабочее давление, МПА
  •  К2 – коррозионно стойкое исполнение
  • А – оборудование модернизировано

Коррозионная стойкость – это сопротивление ПВО коррозии, различают 3 степени коррозионной стойкости:

К1 – среда с объемным содержанием СО2

studizba.com

Противовыбросовое оборудование

ПРОТИВОВЫБРОСОВОЕ ОБОРУДОВАНИЕ (а. outburst prevention equipment; н. Eruptionsausrustung, Воhrlochsicherung, Pre- venterausrustung; ф. equipement d'antieruption; и. equipos de proteccion соntra desprendimientos instantaneos) — блок устройств, предназначенных для герметизации устья скважины. Входит в состав бурового оборудования. Используется для предотвращения открытых выбросов и фонтанов нефти и газа, возникающих при бурении, испытании, опробовании и освоении скважин в результате аномальных пластовых давлений.

Противовыбросовое оборудование включает превенторы, герметизирующие устье скважины; манифольды, предназначенные для обвязки превенторов с целью воздействия на скважину; системы дистанционного управления превенторами и задвижками манифольда. При бурении нефтяных и газовых скважин применяют плашечные, универсальные и вращающиеся превенторы. Над колонной головкой, связывающей наружные концы спущенных в скважину колонн обсадных труб, устанавливают 2 плашечных превентора, снабжённых парными трубными и глухими плашками. При возникновении опасности фонтанирования, под давлением нагнетаемой в гидроцилиндры превентора жидкости либо посредством штурвалов, плашки перемещаются во встречном направлении и перекрывают устье скважины, закрывая выход нефти и газа. Превентор с трубными плашками используется для герметизации кольцевого пространства между обсадной колонной и бурильными трубами. Второй превентор, снабжённый глухими плашками, используется при отсутствии бурильных труб в скважине.

Универсальный превентор устанавливается над плашечными превенторами. Резинометаллическая манжета универсального превентора посредством конического плунжера, перемещающегося под давлением нагнетаемой жидкости, обжимается и перекрывает ствол скважины при наличии и отсутствии бурильной колонны. Универсальный превентор в отличие от плашечного позволяет протаскивать вверх и вниз инструмент, находящийся в скважине, не нарушая при этом её герметичности. Вращающийся превентор устанавливают над универсальным и используют при вращении и расхаживании бурильной колонны. Самоуплотняющаяся резинометаллическая манжета устанавливается на нижнем конце ствола, вращающегося на подшипниках превентора. Ввиду технических и технологических сложностей, возникающих при бурении скважин с аномально высоким пластовым давлением, вращающиеся превенторы используются в редких случаях. Манифольд состоит из линии глушения фонтанов, по которой производится закачка в скважину утяжелённого раствора, и линии дросселирования, используемой для восстановления равновесия гидростатического и пластового давлений. Управление превенторами и задвижками манифольда осуществляется посредством гидравлических и механических приводов с основным и вспомогательным пультов, расположенных на безопасном расстоянии от устья скважины. Наличие 2 сблокированных пультов обеспечивает необходимую надёжность системы управления противовыбросового оборудования.

Состав, основные параметры и типовые схемы монтажа противовыбросового оборудования регламентируются ГОСТом. Наиболее распространённой является трёхпревенторная схема с 2 линиями манифольда.

www.mining-enc.ru

ГОСТ 13862-90 Оборудование противовыбросовое. Типовые схемы, основные параметры и технические требования к конструкции

ГОСУДАРСТВЕННЫЙ СТАНДАРТ СОЮЗА ССР

ОБОРУДОВАНИЕ ПРОТИВОВЫБРОСОВОЕ

ТИПОВЫЕ СХЕМЫ, ОСНОВНЫЕ ПАРАМЕТРЫ И ТЕХНИЧЕСКИЕ ТРЕБОВАНИЯ К КОНСТРУКЦИИ

ГОСТ 13862-90

(СТ СЭВ 6149-87, СТ СЭВ 6913-89, СТ СЭВ 6914-89, СТ СЭВ 6916-89)

ГОСУДАРСТВЕННЫЙ КОМИТЕТ СССР ПО УПРАВЛЕНИЮ КАЧЕСТВОМ ПРОДУКЦИИ И СТАНДАРТАМ

Москва

ГОСУДАРСТВЕННЫЙ СТАНДАРТ СОЮЗА ССР

ОБОРУДОВАНИЕ ПРОТИВОВЫБРОСОВОЕ

Типовые схемы, основные параметры и технические требования к конструкции

Blow-out preventer equipment. Standard schemes, basic parameters and technical requirements for design

ГОСТ 13862-90

(СТ СЭВ 6149-87, СТ СЭВ 6913-89, СТ СЭВ 6914-89,

СТ СЭВ 6916-89)

Срок действия 01.01.92

до 01.01.97

Настоящий стандарт распространяется на вновь разрабатываемое или модернизируемое противовыбросовое оборудование (далее - ОП), предназначенное для герметизации устья нефтяных и газовых скважин в процессе их строительства и ремонта с целью обеспечения безопасного ведения работ, предупреждения выбросов и открытых фонтанов, охраны недр и окружающей среды.

Стандарт определяет типовые схемы, основные параметры ОП и его составных частей и устанавливает взаимосвязь между ними.

Стандарт не распространяется на специальные виды ОП для скважин с избыточным давлением на устье, морских скважин с подводным расположением устья и т.п., а также на составные части, дополнительно включаемые в стволовую часть ОП (герметизаторы, разъемный желоб, надпревенторная катушка и др.).

Термины, применяемые в настоящем стандарте, и их пояснения приведены в приложении 1.

1. ТИПОВЫЕ СХЕМЫ И ОСНОВНЫЕ ПАРАМЕТРЫ

1.1. Устанавливаются десять типовых схем ОП (черт. 1 - 10):

черт. 1 и 2 - с механическим (ручным) приводом;

черт. 3 - 10 - с гидравлическим приводом.

В ОП для ремонта - привод механический или гидравлический, для бурения - гидравлический.

Типовые схемы устанавливают минимальное количество необходимых составных частей превенторного блока и манифольда, которые могут дополняться в зависимости от конкретных условий строящейся или ремонтируемой скважины.

Применяемость схем - по приложению 2.

1.2. Основные параметры ОП и его составных частей должны соответствовать указанным в табл. 1.

Таблица 1

Условный проход ОП, мм

Рабочее давление Рр, МПа

Условный проход манифольда, мм

Номинальное давление станции гидропривода (для схем 3 - 10), МПа**

Наибольший диаметр трубы, проходящей с трубодержателем (подвеской) через ОП, мм

для бурения*

для ремонта

100

14

80

50; 65; 80

16; 25; 32; 40

-

21

35

70

180

14

127

21

35

70

105

230

35

146

70

280

21

194

35

70

105

350

21

273

35

70

425

21

346

35

476

35

377

70

540

14

426

21

680

7

560

14

* Допускается в ОП для бурения уменьшение условного прохода линий, соединяемых с дросселями, и линий глушения до 50 мм, увеличение условного прохода линий дросселирования до 100 мм. При этом условный проход боковых отводов устьевых крестовин должен быть не более условного прохода подсоединяемой линии манифольда.

** Допускается применять станции гидропривода с номинальным давлением из следующего ряда: 10,5; 14; 21; 35 МПа.

1.3. Условное обозначение ОП - по приложению 3.

Схема 1

1 - плашечный превентор; 2 - задвижка с ручным управлением; 3 - устьевая крестовина; 4 - манометр с запорным и разрядным устройствами и разделителем сред; 5 - регулируемый дроссель с ручным управлением; 6 - гаситель потока

Черт. 1

Примечание. Типовые схемы 1 - 10 не определяют расположение блоков, их составных частей и магистральных линий в пространстве.

1 - плашечный превентор; 2 - задвижка с ручным управлением; 3 - устьевая крестовина; 4- манометр с запорным и разрядным устройствами с разделителем сред; 5 - регулируемый дроссель с ручным управлением; 6 - гаситель потока

Черт. 2

1 - плашечный превентор; 2 - задвижка с гидравлическим управлением; 3 - устьевая крестовина; 4 - манометр с запорным и разрядным устройствами; 5 - кольцевой превентор; 6 - дроссель регулируемый с ручным управлением; 7 - задвижка с ручным управлением; 8 - гаситель потока; 9 - вспомогательный пульт; 10 - станция гидропровода; 11 - обратный клапан

Черт. 3

1 - плашечный превентор; 2 - задвижка с гидравлическим управлением; 3 - устьевая крестовина; 4 - манометр с запорным и разрядным устройствами и разделителем сред; 5 - дроссель регулируемый с ручным управлением; 6 - задвижка с ручным управлением; 7 - гаситель потока; 8 - вспомогательный пульт; 9 - станция гидравлического управления; 10 - обратный клапан

Черт. 4

1 - плашечный превентор; 2 - задвижка с гидравлическим управлением; 3 - устьевая крестовина; 4 - манометр с запорным и разрядным устройствами и разделителем сред; 5 - кольцевой превентор; 6 - дроссель регулируемый с ручным управлением; 7 - задвижка с ручным управлением; 8 - гаситель потока; 9 - вспомогательный пульт; 10 - станция гидропривода; 11 - обратный клапан

Черт. 5

1 - плашечный превентор; 2 - задвижка с гидравлическим управлением; 3 - устьевая крестовина; 4 - манометр с запорным и разрядным устройствами и разделителем сред; 5 - кольцевой превентор; 6 - дроссель регулируемый с ручным управлением; 7 - задвижка с ручным управлением; 8 - гаситель потока; 9 - вспомогательный пульт; 10 - станция гидропривода; 11 - обратный клапан; 12 - регулируемый дроссель с гидравлическим управлением; 13 - пульт управления гидроприводным дросселем

Черт. 6

1 - плашечный превентор; 2 - задвижка с гидравлическим управлением; 3 - устьевая крестовина; 4 - манометр с запорным и разрядным устройствами и разделителем сред; 5 - кольцевой превентор; 6 - дроссель регулируемый с ручным управлением; 7 - задвижка с ручным управлением; 8 - гаситель потока; 9 - вспомогательный пульт; 10 - станция гидропривода; 11 - обратный клапан; 12 - регулируемый дроссель с гидравлическим управлением; 13 - пульт управления гидроприводным дросселем

Черт. 7

1 - плашечный превентор; 2 - задвижка с гидравлическим управлением; 3 - устьевая крестовина; 4 - манометр с запорным и разрядным устройствами и разделителем сред; 5 - кольцевой превентор; 6 - дроссель регулируемый с ручным управлением; 7 - задвижка с ручным управлением; 8 - гаситель потока; 9 - вспомогательный пульт; 10 - станция гидропривода; 11 - обратный клапан; 12 - регулируемый дроссель с гидравлическим управлением; 13 - пульт управления гидроприводным дросселем

Черт. 8

1 - плашечный превентор; 2 - задвижка с гидравлическим управлением; 3 - устьевая крестовина; 4 - манометр с запорным и разрядным устройствами и разделителем сред; 5 - кольцевой превентор; 6 - дроссель с ручным управлением; 7 - задвижка с ручным управлением; 8 - гаситель потока; 9 - вспомогательный пульт; 10 - станция гидропривода; 11 - обратный клапан; 12 - регулируемый дроссель с гидравлическим управлением; 13 - пульт управления гидроприводным дросселем

Черт. 9

1 - плашечный превентор; 2 - задвижка с гидравлическим управлением; 3 - устьевая крестовина; 4 - манометр с запорным и разрядным устройствами и разделителем сред; 5 - кольцевой превентор; 6 - дроссель регулируемый с ручным управлением; 7 - задвижка с ручным управлением; 8 - гаситель потока; 9 - вспомогательный пульт; 10 - станция гидропривода; 11 - обратный клапан; 12 - регулируемый дроссель с гидравлическим управлением; 13 - пульт управления гидроприводным дросселем

Черт. 10

2. ТЕХНИЧЕСКИЕ ТРЕБОВАНИЯ К КОНСТРУКЦИИ ОП И ЕГО СОСТАВНЫХ ЧАСТЕЙ

2.1. ОП в общем случае должно обеспечивать герметизацию устья строящихся и ремонтируемых скважин с находящейся в ней колонной труб или при ее отсутствии, при проворачивании, расхаживании колонны труб между замковыми и муфтовыми соединениями, а также протаскивание колонны бурильных труб с замковыми соединениями (с фасками по обе стороны замкового соединения под углом 18°), а также позволять производить циркуляцию промывочной жидкости с противодавлением на пласт.

2.2. Комплекс ОП должен состоять из:

превенторного блока ОП;

манифольда ОП;

станции гидропривода ОП.

2.3. По требованию потребителя комплекс ОП должен дополняться сепаратором или трапно-факельной установкой, а также обеспечивать размещение замкового соединения бурильной колонны между трубными плашками двух плашечных превенторов.

2.4.* ОП конструктивно должно быть выполнено в виде блоков, удобных для эксплуатации, монтажа и транспортирования. Допускается конструктивное объединение составных частей, не изменяющее типовой схемы и не ухудшающее эксплуатационных свойств ОП (например, сдвоенные превенторы; плашечный превентор и крестовина, совмещенные в одном корпусе в виде превентора с боковыми отводами и др.).

* Пункт является рекомендательным.

2.5. Прочность корпусных деталей ОП, воспринимающих давление скважинной среды, должна обеспечивать возможность их опрессовки пробным давлением, кратным рабочему давлению Рр, указанному в табл. 2.

Таблица 2

Условный проход ОП, мм

Пробное давление, МПа, при Рр

7

14

21

35

70

105

До 350 включ.

2,0 Рр

1,5 Рр

Св. 350

1,5 Рр

2,0 Рр

2.6. Стволовые проходы составных частей ОП должны быть соосны и обеспечивать беспрепятственное прохождение контрольного шаблона в соответствии с нормативно-технической документацией на ОП.

2.7. В ОП, предназначенном для бурения в условиях коррозионной среды, а по требованию потребителя, для морских и других ответственных скважин, должен быть предусмотрен превентор с перерезывающими плашками.

2.8. Требования безопасности ОП и его составных частей - по ГОСТ 12.2.115.

2.9. Требования к превенторам

2.9.1. Кольцевой превентор (далее ПК) 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 наоосно-компрессорных труб или при отсутствии колонны труб.

2.9.2. Плашечный превентор (далее - ПП) должен обеспечивать расхаживание труб между замковыми соединениями, а также герметизацию устья скважины при давлении Рр при закрытии трубных плашек на цилиндрической части неподвижной трубы или глухих плашек при отсутствии колонн.

Превентор с перерезывающими плашками должен обеспечивать перерезание бурильной трубы в соответствии с нормативно-технической документацией на ОП.

2.9.3. Плашки плашечного превентора должны обеспечивать возможность подвешивания бурильной колонны длиной, равной проектной глубине скважины.

Основные параметры и размеры превенторов приведены в приложении 4.

2.10. Требования к манифольдам

2.10.1. Длина линий дросселирования и глушения должна обеспечивать размещение блоков дросселирования и глушения за пределами подвышечного основания буровой установки или рабочей площадки подъемной установки для ремонта скважин.

2.10.2. Запорные устройства манифольда должны быть полнопроходными.

2.10.3. Конструкция регулируемых дросселей должна обеспечивать замену дроссельной пары (наконечник-насадка) без демонтажа корпуса и соединенных с корпусом составных частей манифольда.

2.10.4. Обратный клапан на линии глушения должен иметь условный проход не менее условного прохода линии манифольда.

Допускается регулируемый дроссель с гидравлическим управлением снабжать дублирующим ручным управлением.

2.11. Требования к станции гидропривода

2.11.1. Станция гидропривода ОП должна состоять из следующих составных частей:

насосно-аккумуляторной станции;

пульта (пультов), расположенного на подвышечном основании и на насосно-аккумуляторной станции;

комплекта трубопроводов для обеспечения соединений насосно-аккумуляторной станции с пультом (пультами) управления и гидроприводными частями ОП.

2.11.2. Основные параметры станции гидропривода ОП должны выбираться из рядов, приведенных с табл. 3.

Таблица 3

Наименование показателя

Значение

Число самостоятельных гидросистем, управляемых с пульта, шт.

4; 5; 6; 7; 8; 9

Номинальный объем гидравлической жидкости, подаваемый пневмогидроаккумуляторами, дм3

160; 200; 250; 320; 400; 500; 630; 800; 1000; 1250

Примечание. Допускаются отклонения номинальных подаваемых объемов жидкости в пневмогидроаккумуляторе до ±12%.

2.11.3.* Станция гидропривода должна иметь аварийный дублирующий привод для зарядки пневмогидроаккумуляторов при отключении электроэнергии.

2.11.4.* Секции жестких трубопроводов должны иметь шарнирные соединения для подсоединения к стволовой части ОП.

* Пункты являются рекомендательными.

2.11.5. Номинальный подаваемый объем гидравлической жидкости должен обеспечивать закрытие - открытие - закрытие всех гидравлически управляемых составных частей ОП.

2.11.6. Номинальные вместимости пневмогидроаккумуляторов - по ГОСТ 12448-80 в зависимости от требуемого номинального объема подаваемой гидравлической жидкости.

ПРИЛОЖЕНИЕ 1

Справочное

ТЕРМИНЫ, ПРИМЕНЯЕМЫЕ В СТАНДАРТЕ, И ИХ ПОЯСНЕНИЯ

Термин

Пояснения

Стволовая часть ОП

Совокупность составных частей ОП, оси стволовых проходов которых совпадают с осью ствола скважины, последовательно установленных на верхнем фланце колонной обвязки (включает превенторы, устьевые крестовины, надпревенторную и другие дополнительно устанавливаемые катушки, разъемный желоб и герметизатор)

Превенторный блок ОП

Часть стволовой части ОП, включающая превенторы и устьевые крестовины ОП

Условный проход ОП

Условный проход стволовой части ОП

Манифольд ОП

Система трубопроводов, соединенных по определенной схеме и снабженных необходимой арматурой (включает линии дросселирования и глушения, конструктивно выполненных в виде блоков, соединенных с превенторным блоком ОП магистральными линиями)

ЧПРИЛОЖЕНИЕ 2

Рекомендуемое

ПРИМЕНЯЕМОСТЬ ТИПОВЫХ СХЕМ ОП

Условный проход ОП, мм

Рабочее давление ОП, МПа

Типовая схема ОП (по п. 1.1)

1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

100

14

Х

21

Х

35

Х

70

Х

180

14

Х

21

Х

Х

35

Х

Х

70

Х

Х

Х

Х

Х

Х

Х

105

Х

Х

Х

Х

Х

Х

230

35

Х

Х

Х

Х

Х

Х

70

Х

Х

Х

Х

Х

Х

280

21

Х

Х

35

Х

Х

Х

Х

Х

70

Х

Х

Х

Х

Х

Х

105

Х

Х

Х

Х

350

21

Х

Х

35

Х

Х

Х

Х

Х

70

Х

Х

Х

Х

Х

Х

425

21

Х

Х

Х

35

Х

Х

Х

Х

Х

476

35

Х

Х

70

Х

Х

Х

Х

Х

Х

540

14

Х

Х

21

Х

Х

680

7

Х

Х

14

Х

Х

Примечания:

1. Знак «Х» обозначает предпочтительное применение данной схемы для конкретного типоразмера ОП.

2. В ОП для ремонта с рабочим давлением 35, 70 и 105 МПа и для бурения с рабочим давлением 70 и 105 МПа допускается применение кольцевого превентора с рабочим давлением, соответственно, 21, 35 и 70 МПа с переходной фланцевой катушкой или с присоединительным фланцем, размеры которого должны соответствовать фланцу на рабочее давление ОП.

3. Схемы 1 и 2 предназначены для ремонта скважин с некоррозионной скважинной средой.

ПРИЛОЖЕНИЕ 3

Обязательное

УСЛОВНОЕ ОБОЗНАЧЕНИЕ ОП

Условное обозначение ОП должно состоять из слова «Оборудование», шифра, построенного по приведенной ниже схеме, и обозначения нормативно-технического документа на поставку.

ОП

Х

-

Х/Х

´

XX

-

Х

Обозначение типовой схемы ОП по п. 1.1 (При наличии в превенторном блоке превентора с перерезывающими плашками к обозначению типовой схемы добавляется буква «С»)

Условный проход ОП, мм

Условный проход манифольда, мм

Рабочее давление, МПа

Обозначение исполнения изделия в зависимости от условий применения (скважинной среды) в соответствии с нижеприведенной таблицей обозначения коррозионностойкого исполнения

Обозначение модификации, модернизации (при необходимости)

Обозначение коррозионностойкого исполнения ОП

Обозначение исполнения

Параметры скважинной среды

K1

Среда с объемным содержанием СО2 до 6%

К2

Среда с объемным содержанием СО2 и h3S до 6%

К3

Среда с объемным содержанием СО2 и h3S до 25%

Пример условного обозначения ОП по схеме 6 на рабочее давление 35 МПа с условным проходом превенторного блока 280 мм и манифольдом с условным проходом 80 мм:

Оборудование ОП6-280/80 ´ 35 ГОСТ 13862-90

То же, для ОП по схеме 9 на рабочее давление 70 МПа с условным проходом превенторного блока 350 мм с превентором с перерезывающими плашками и условным проходом манифольда 80 мм:

Оборудование ОП9с-350/80 ´ 70 ГОСТ 13862-90

То же, для ОП по схеме 10 для скважинной среды с содержанием СО2 и h3S до 6%:

Оборудование ОП10с-350/80 ´ 70К2 ГОСТ 13862-90

www.vashdom.ru


Смотрите также