Реферат на тему противовыбросовое оборудование

Обновлено: 05.07.2024

Противовыбросовое оборудование предназначено для герметизации устья скважины с целью предотвращения открытых выбросов жидкости или газожидкостной смеси и фонтанов при бурении, испытании, опробовании и освоении скважины. Основная причина этих явлений — превышение пластового давления (давления в продуктивном пласте залежи) над давлением промывочной жидкости, заполняющей скважину:

где Рпл — пластовое давление; р-плотность промывочной жидкости; g-ускорение свободного падения; z-глубина скважины.

Открытые фонтаны и выбросы представляют опасность для обслуживающего персонала, приводят к загрязнению окружающей среды и пожарам, тушение которых требует больших трудовых и материальных затрат. Противовыбросовое оборудование должно обладать абсолютной надежностью и высокой степенью готовности. Только тогда можно обеспечить своевременное перекрытие устья скважины при наличии или отсутствии в ней бурильной колонны. При этом должна быть обеспечена возможность выполнения следующих технологических операций:

расхаживание, проворачивание и протаскивание бурильных труб с замковыми соединениями и обсадных труб с муфтами;

закрытая циркуляция промывочной жидкости с противодавлением на пласт;

закачка раствора в пласт буровыми либо цементировочными насосами.

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

Существует большое разнообразие конструкций скважин и условий бурения, поэтому для обеспечения надежности охраны окружающей среды и недр земли схемы оборудования устья скважин стандартизованы. ГОСТ 13862—80 предусматривает четыре типовых схемы оборудования устья скважин с числом плашечных превенторов от одного до четырех при бурении на суше. Схемы оборудования при установке превенторов на дне моря и большой толще воды значительно сложнее. 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 противовыбросового 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 испытывается на прочность и герметичность.

В зависимости от ожидаемой интенсивности нефтегазопроявлений в скважине рекомендуются следующие схемы монтажа оборудования для герметизации устья скважины.

двухпревенторная с двумя линиями манифольда (Рис.15.1.а);

трехпревенторная с двумя линиями манифольда (Рис.15.1.б);

трехпревенторная с тремя линиями манифольда (Рис.15.1.в);

трехпревенторная с четырьями линиями манифольда . (Рис.15.1.г);

Рис.15.1. Схемы оборудования для герметизации устья скважин:

1-установка гидравлического управления; 2 — разъемный желоб; 3-фланцевая катушка; 4-универсальный превентор; 5 —плашечный превентор; 6 — гидроприводная прямоточная задвижка; 7 — быстродействующий (на открытие) клапан; 8 — напорная труба; 9 — фланец под манометр; 10 — запорное устройство и разделитель к манометру; 11— прямоточная задвижка; 12 — тройник; 13 — быстроразъемная полумуфта; 14 —крестовина; 15 — быстросменный дроссель; 16 — регулируемый дроссель; 17 —отбойная камера- дегазатор; 18 — устьевая крестовина; 19 — колонная головка; / — линия глушения; // — линия дросселирования; III — резервная линия

Обвязка превенторов — манифольд — предназначена для управления давлением в скважине при нефтегазопроявлениях путем воздействия на пласт закачкой раствора и создания противодавления на него. Манифольд состоит из линий дросселирования и глушения, которые соединяются со стволовой частью оборудования для герметизации и представляют собой систему трубопроводов и арматуры (задвижки и регулируемые дроссели с ручным или гидравлическим управлением, манометры и др.).

Линия глушения соединяется с буровыми насосами и служит для закачки в скважину утяжеленного раствора по межтрубному пространству. При необходимости линия глушения используется для слива газированного бурового раствора в камеру-дегазатор циркуляционной системы буровой установки.

Линия дросселирования служит для слива бурового раствора и отбора флюидов из скважины с противодавлением на пласт, а также для закачки в скважину жидкости с помощью цементировочных агрегатов. В схеме, применяемой при бурении скважин с повышенной опасностью нефтегазопроявлений, верхняя линия дросселирования служит резервной. .

Манифольды рассчитывают на рабочее давление 21, 35, 70 МПа. В зависимости от конструкций задвижек они бывают двух типов: МП — с клиновыми задвижками и МПП — с прямоточными задвижками. Манифольды типа МП в блочном исполнении шифруются МПВ. В шифре манифольдов цифрами указывается диаметр их проходного отверстия (в мм) и рабочее давление (в МПа). Например, манифольд диаметром 80 мм (принимаемый в настоящее время для всех манифольдов) на давление 35 МПа шифруется МПВ-80Х35.

Манифольды устанавливают на рамах-салазках с телескопическими стойками, позволяющими регулировать высоту их расположения в пределах 0,65—1,25 м в зависимости от положения колонной головки над устьем скважины. Высота расположения головки изменяется после спуска и цементирования каждой обсадной колонны. Высота разъемного желоба устанавливается по расстоянию между фланцевой катушкой и ротором буровой установки.

На установках монтируют один или два плашечных превентора. В морских скважинах с устьем на дне моря устанавливают три, а иногда и четыре плашечных превентора, а над ними универсальный превентор. В морских установках монтируют иногда два универсальных превентора. При бурении под давлением над этим превентором располагают вращающийся превентор.

После монтажа линии манифольдов превенторы подвергают гидроиспытаниям под давлением в 1,5 раза превышающим рабочее.

ПРЕВЕНТОРЫ.

Для герметизации устья скважин используют плашечные, универсальные и вращающиеся превенторы.

Плашечный превентор (рис.15.2) предназначен для герметизации устья скважины при наличии и отсутствии труб в скважине. Корпус 2 превентора представляет собой стальную отливку с вертикальным проходным отверстием и цилиндрическими фланцами с резьбой для шпилек. Соединение шпильками позволяет уменьшить высоту превентора, однако требует точной его подвески при монтаже противовыбросового оборудования, обеспечивающей совпадение осей шпилек и отверстий фланца. Число и диаметр шпилек определяют из расчета фланцевого соединения на герметичность. На опорных поверхностях фланцев имеются канавки для уплотнительной стальной кольцевой прокладки восьмигранного сечения.

Корпус превентора снабжен горизонтальной сквозной полостью для размещения плашек 18. Снаружи полость закрывается боковыми крышками 1 и 6, которые крепятся к корпусу болтами 5. Стыки крышек с корпусом уплотняются резиновыми прокладками 4, установленными в канавках крышек. Используются и откидные крышки, шарнирно соединяемые с корпусом. Для предотвращения примерзания плашек в корпус превентора встраиваются трубки 15 для подачи пара в зимнее время. На боковых торцах крышек посредством шпилек крепятся гидроцилиндры 7 двустороннего действия для закрытия и открытия превенторов. Усилие, создаваемое гидроцилиндром, должно быть достаточным для закрытия превентора при давлении на устье скважины, равном рабочему давлению превентора.

Штоки поршней 8 снабжены Г-образным выступом для соединения с оправкой плашек. Под давлением рабочей жидкости, нагнетаемой из коллектора 3 по трубкам 19 в наружные полости гидроцилиндра, поршни перемещаются во встречном направлении и плашки закрывают проходное отверстие превентора. При нагнетании рабочей жидкости во внутренние полости гидроцилиндров плашки раздвигаются и открывают проходное отверстие превентора. Поршни и штоки, а также неподвижные соединения гидроцилиндров уплотняются резиновыми кольцами 9, 13, 14.

Гидравлическое управление превентором дублируется ручным механизмом одностороннего действия, используемым при отключении и отказах гидравлической системы, а также при необходимости закрытия превентора на длительное время. Ручной механизм состоит из шлицевого валика 10 и промежуточной резьбовой втулки 12, имеющей шлицевое соединение с поршнем. Валик 10 посредством вилки И кардана и тяги соединяется со штурвалом, вынесенным на безопасное расстояние от устья скважины. При вращении валика по часовой стрелке резьбовая втулка 12 приводится в прямолинейное движение и перемещает поршень до замыкания плашек превентора. Расчетное время закрытия превентора составляет 10 с при использовании гидравлической системы и 70 с при ручном управлении. При обратном вращении винта поршни остаются неподвижными, а резьбовые втулки благодаря шлицевому соединению с поршнями возвращаются в исходное положение., После перемещения резьбовых втулок в исходное положение превентор можно открыть при помощи гидравлической системы управления.

В плашечных превенторах применяют трубные плашки для герметизации устья скважины с подвешенной колонной бурильных или обсадных труб и глухие плашки при отсутствии труб в скважине. При необходимости используют специальные плашки для перерезания труб.

Плашки состоят из резинового уплотнителя 16 и вкладыша 17, соединенных с корпусом болтами и винтами. Армированные металлические пластины придают уплотнителю необходимую прочность и противодействуют выдавливанию резины при расхаживании колонны труб. Наработка уплотнителя измеряется числом циклов закрытия превентора и суммарной длиной труб, протаскиваемых через закрытый превентор со скоростью 0,5 м/ч при давлении в гидроцилиндре и скважине не более 10 МПа. Согласно нормам, средняя наработка до отказа уплотнителя должна составлять не менее 300 закрытий превентора без давления и обеспечивать возможность протаскивания более 300 м труб через закрытый превентор.

Плашечные превенторы не обеспечивают герметизации устья скважины, если на уровне плашек располагаются ведущая труба, бурильный замок, муфта и другие части колонны труб, диаметр и геометрические формы которых не соответствуют установленным в превенторе плашкам. При закрытом превенторе допускается медленное расхаживание колонны в пределах гладкой части труб и невозможно вращение, спуск и подъем бурильной колонны.

Рис.15.2.Плашечный превентор.

Универсальные превенторыобладают более широкими возможностями (рис. 15.3). Они герметизируют устье скважины при наличии и отсутствии в ней подвешенной колонны труб и вместе с тем позволяют, сохраняя герметичность устья скважины, проворачивать бурильную колонну и протаскивать трубы вместе с муфтами и бурильными замками. Универсальный превентор способен герметизировать устье скважины независимо от диаметра и геометрической формы уплотняемого предмета. Корпус 17 представляет собой стальную отливку ступенчатой цилиндрической формы с опорным фланцем и шпильками 19 для крепления превентора, проушинами 10 для его подвески при монтажно-демонтажных работах и транспортировке.

В корпусе превентора располагаются полый ступенчатый поршень 9, резинометаллическая уплотнительная манжета 5 и предохранительная втулка 14. Уплотнительная манжета, имеющая форму усеченного конуса с осевым отверстием, контактирует с конусным отверстием поршня и упирается в крышку 2, снабженную проходным отверстием и прямоугольной резьбой для свинчивания с корпусом превентора. Крышка уплотняется манжетой 4 и фиксируется в затянутом состоянии стопорным болтом 3. Глухие резьбовые отверстия на опорном фланце крышки предназначены для шпилек /, используемых для крепления фланцевой катушки противовыбросового оборудования. Кольцевые канавки на опорных фланцах корпуса и крышки предназначены для металлических уплотнительных колец 18.

Между корпусом, крышкой и поршнем образуются полости А и Б, сообщающиеся посредством штуцеров 8 и 13 и трубопроводов с гидравлической системой управления противовыбросовым оборудованием. При нагнетании масла из системы гидроуправления в полость Б поршень перемещается вверх и внутренним конусом сжимает уплотнительную манжету в радиальном направлении. В результате деформации проходное отверстие манжеты оказывается полностью закрытым. При наличии инструмента манжета обжимает его и перекрывает сечение между превентором и инструментом. Давление нагнетаемого в превентор масла устанавливается регулирующим клапаном системы гидроуправления.

Для устранения утечек масла используются самоуплотняющиеся манжеты 6, 7, 11, 12, 15, 16 и уплотнительные кольца 18. Уплотнительная манжета удерживается в закрытом состоянии усилием, создаваемым устьевым давлением в скважине па площадь поршня в полости В превентора. Превентор открывается в результате нагнетания масла в полость А и при одновременном сливе из полости Б. Под давлением масла в полости А поршень перемещается вниз и освобождает манжету, которая разжимается благодаря собственной упругости. Расчетное время закрытия универсального превентора не должно превышать 30 с.

Показатель надежности уплотнительных манжет — средняя наработка на отказ, нормируемое значение которого предусматривает безотказную их работу при протаскивании колонны труб длиной не менее 2000 м при давлении в скважине до 10МПа. Для предохранения уплотнительных манжет от преждевременных повреждений торцы бурильных замков и муфт снабжаются фасками, проточенными под углом 18°. Универсальные превенторы, как и плашечные, различаются по диаметру проходного отверстия и рабочему давлению.

Рис.15.3 Универсальный превентор.

Вращающиеся превенторы, предназначены для герметизации кольцевого зазора между устьем скважины и бурильной колонной и обеспечения возможности вращения, подъема и спуска бурильной колонны при герметизированном устье. В составе противовыбросового оборудования вращающийся превентор используется при роторном бурении с очисткой забоя от выбуренной породы газом, воздухом или аэрированным промывочным раствором, а также при обратной промывке скважины и вскрытии пластов с высоким пластовым давлением.

Вращающийся превентор (рис. 15.4) состоит из корпуса 7, неподвижного патрона 4 и вращающегося ствола 6. В отличие от плашечного и универсального превенторов, имеющих гидравлический привод, во вращающемся превенторе используется самоуплотняющаяся манжета 9, которая обжимает обхватываемую часть бурильной колонны под действием собственной упругости и давления на устье скважины. Литой корпус 7 из легированной стали снабжен опорным фланцем для соединения с плашечным или универсальным превентором и боковым отводом для присоединения к циркуляционной системе буровой установки.

Диаметр отверстия опорного фланца зависит от типоразмера превентора и должен быть достаточным для прохода долота. Ствол 6, имеющий форму полого цилиндра с наружным опорным фланцем, вращается на упорном 5 и радиальных 3 подшипниках. К стволу на быстросборном байонетном соединении крепится самоуплотняющаяся манжета с внутренними поясками квадратного и круглого сечений, предназначенными соответственно для уплотнения ведущей и бурильной труб. Проходное сечение ствола меньше диаметра долота. Поэтому при спуске и смене его необходимо ствол отсоединить от корпуса превентора. Для этого ствол с патроном соединяют с корпусом превентора посредством байонетного затвора и фиксатора 10, снабженного дистанционным пневматическим и ручным управлением.

Перед установкой патрона в корпус фиксатор 10 с помощью пневмоцилиндра, управляемого с пульта 13, либо с помощью винта 12 и троса 11 отводится в крайнее левое положение и освобождает проход для установки патрона. После этого патрон вводят выступами в пазы корпуса и поворачивают по часовой стрелке до упоров, установленных в корпусе. Далее освобождают фиксатор, который под действием пружины пневмоцилиндра замыкает патрон в корпусе превентора. Чтобы вытащить патрон из корпуса, необходимо предварительно отключить фиксатор и повернуть патрон против часовой стрелки. Патрон поворачивают ведущей трубой, вращаемой ротором посредством вкладышей 1. Шинно-пневматическая муфта 2, включаемая с пульта 13, соединяет патрон со стволом, и в результате этого оба они совместно с ведущей трубой поворачиваются относительно корпуса превентора. Подшипники ствола смазываются жидким маслом, предохраняемым от утечек и загрязнения асбографитовыми манжетами 8.

Противовыбросовое оборудование (ПВО) используется для герметизации устья скважины в процессе сооружения скважины, и при испытании продуктивных пластов. Комплект противовыбросового оборудования включает: – плашечный, универсальный, вращающийся превенторы; – систему ручного и дистанционного управления превенторами, – систему обвязки с задвижками высокого давления, которые имеют дистанционное управление.

По типу герметизации привенторы делятся на:

Плашечный приветор.

Плашечный превентор состоит из корпуса, двух подвижных плашек и двух гидроцилиндров. Каждая плашка соединена со штоком гидроцилиндра двойного действия. Гидроцилиндры закреплены на боковых крышках, подвешенных на корпусе с помощью шарниров. Управление гидроцилиндрами осуществляется с пульта. Рабочая жидкость к гидроцилиндрам подводится по трубкам от гидропривода, который установлен вдали от превентора. Боковые крышки закреплены на корпусе при помощи винтов. Для обогрева превентора в его корпусе имеются каналы для подачи тепла. Герметичность соединения боковых крышек с корпусом обеспечивается за счет уплотнительных колец, которые при монтаже смазываются уплотнительной смазкой.

Управление превентором осуществляется от специального пульта дистанционно, с помощью гидропривода. В случае выхода дистанционного пульта из строя, превентор закрывается ручным вращением штурвалов, которые вынесены за пределы буровой. Для осуществления ручного закрытия плашек, и удержания их в закрытом положении, внутри штока каждого гидроцилиндра имеются цилиндрическая втулка с резьбой и валик. Валик выведен наружу, и заканчивается вилкой под карданное соединение с тягой, через которые он соединяется со штурвалами ручного управления.

Плашки перемещаются в корпусе превентора при помощи штока и гидроцилиндров. Они могут открывать, либо закрывать проходное отверстие в нем. Плашки могут быть вырезными – с вырезом в виде полукруга, облицованным специальной резиной, либо глухими – без выреза, с резиновой облицовкой. В любом случае, поверхности касания плашек друг с другом должны быть облицованы резиной.

Превентор с вырезными плашками герметизирует устье при спущенной колонне бурильных труб; радиус выреза полукруга на них равен радиусу бурильных труб. Превентор с глухими плашками полностью герметизирует устье в случае отсутствия в скважине инструмента. Поэтому, следует устанавливать не менее двух плашечных превенторов: с вырезными плашками, и с глухими.

Универсальный превентор

Универсальный превентор герметизирует устье скважины при нахождении в нем бурильной трубы, замка или ведущей трубы. Он состоит из корпуса, который сверху закрыт крышкой, плунжера с уплотнительными манжетами, резинового уплотнения, верхней запорной камеры и нижней запорной камеры. К запорным камерам от гидропривода по трубкам подводится рабочая жидкость. Управление универсальным превентором осуществляется дистанционно, от того же пульта, что и плашечными.

Закрытие превентора. Под давлением жидкости, которая подается в нижнюю запорную камеру, плунжер перемещается вверх. При перемещении вверх, плунжер наклонной поверхностью нажимает на уплотнитель. Уплотнитель деформируется к центру превентора, и плотно прижимается к поверхности бурильного инструмента. В случае отсутствия инструмента в превенторе, уплотнитель полностью перекрывает проходное отверстие.

Открытие превентора. При подаче жидкости в верхнюю запорную камеру, плунжер опускается вниз. При этом уплотнитель возвращается в исходное положение, и освобождает бурильный инструмент.

Вращающийся превентор

Вращающийся превентор используется только лишь при роторном бурении, и служит для герметизации устья, при нахождении в нем ведущей трубы. Основные части превентора: корпус, патрон, уплотнитель и пульт управления. Патрон зафиксирован в корпусе за счет кольцевого паза и двух кулачков. В корпусе смонтирован вращающийся ствол, с армированным резиновым уплотнением, присоединенным к нему в нижней части. Ствол фиксируется одним упорным и двумя радиальными подшипниками. С помощью верхнего вкладыша, на ствол передается вращение от ведущей трубы.

Корпус патрона герметизирован посредством манжет в корпусе превентора. Ствол герметизирован манжетами в корпусе патрона. Вращающийся ствол фиксируется в корпусе патрона посредством шинно-пневматической муфты. Патрон, удерживается в корпусе от проворачивания при помощи запорного устройства. Управление запорным устройством может осуществляться как вручную, так и дистанционно (при помощи пневматического цилиндра).

ГОСТ

Состав противовыбросового оборудования

Противовыбросовое оборудование – это оборудование, которое используется в нефтегазовой промышленности для герметизации устья газовых и нефтяных скважин во время их строительства с целью обеспечения требуемого уровня безопасности работ, а также предупреждения возникновения открытых фонтанов и выбросов нефти.

Использование противовыбросового оборудования на нефтегазовых предприятиях дает возможность:

Закачивать промывочную жидкость в разрабатываемый пласт буровыми насосами.
Осуществлять срочную разрядку скважины.
Осуществлять быструю и надежную герметизацию устья скважины, вне зависимости находится в ней колонна труб или нет.
Управлять гидроприводными составляющими оборудования.
Осуществлять подъем и спуск бурильных труб в условиях герметизированного устья.
Осуществлять протаскивание замковых соединений.
Создавать циркуляцию промывочной жидкости.
Осуществлять проворачивание и расхаживание колонны труб при герметизированном устье, с целью предотвращения прихвата.

В состав противовыбросового оборудования входят:

Манифольд.
Станции управления превенторами.
Превенторы.
Устьевая крестовина.
Разъемный желоб.
Надпредвенторная катушка.

Противовыбросовое оборудование устанавливается между полом буровой установки и устьем скважины. С целью уменьшения высоты и облегчения основания вышелебедочного блока, все элементы и составляющие противовыбросового оборудования должны быть компактными. Для повышения показателя надежности противовыбросового оборудования, оно оснащается резервными элементами, которые выполняют функции основных элементов при в случае их отказа. По этой причине масса, стоимость и габариты оборудования становятся больше, однако, уровень безопасности возрастает настолько, что дополнительные затраты по оснащению противовыбросового оборудования имеют смысл. Также для безопасности его работы пульт управления им устанавливают на расстоянии минимум 10 метров от устья скважины, а дублер – возле поста бурильщика.

Основными параметрами противовыбросового оборудования являются рабочее давление превенторов и манифольдов, а также диаметры проходных отверстий. Присоединительные размеры и диаметры превенторов должны согласоваться с диаметрами долот обсадных и бурильных труб. Задвижки и превенторы должны иметь устройство для оперативного дистанционного контроля их положения. Пример противовыбросового оборудования – плашечного превентора, изображен на рисунке ниже.

Готовые работы на аналогичную тему

Рисунок 1. Плашечный превентор. Автор24 — интернет-биржа студенческих работ

1,6 – гидроцлиндр; 2 – корпус; 3 – каналы для подачи тепла в зимний период; 4 – кольца уплотнительные; 5 – винты для крепления боковых стенок; 7 – цилиндрическая втулка; 8 – валик; 9 – вилка для карданного соединения; 10 – плашки; 11 – шток; 12 – боковые стенки; 13 – шарнир; 14 – трубка для подвода рабочей жидкости.

Превентор – это рабочий элемент комплекса противовыбросового оборудования, который устанавливается на устье скважины и используется для ее герметизации в аварийных ситуациях.

Типовые схемы противовыбросового оборудования

Конструктивные связи основных составляющих и состав противовыбросового оборудования указываются на схемах, которые изображаются посредством графического рисунка. В зависимости от геологических условий месторождения и ожидаемой интенсивности нефтегазопроявлений, схемы противовыбросового оборудования могут быть:

трехпревенторные с двумя крестовинами и тремя линиями манифольда,
трехпревенторные с с двумя линиями манифольда и двумя крестовинами, трехпревенторные с одной крестовиной и двумя манифольдами.

На разведуемых площадках газоконденсатных и газовых месторождений и в случае бурения скважин с высоким давлением обычно устанавливают два превентора, один из которых оборудуется глухими плашками, а второй трубными плашками. Трубные плашки обязательно должны соответствовать диаметру используемых бурильных труб. В некоторых схемах вместо данных двух превенторов устанавливаются универсальные. Размеры превенторов выбираются с учетом давления, установившегося в разрабатываемых пластах, а также диаметра отверстия стволовой части противовыбросового оборудования, которое необходимо для прохода труб и долот, применяемых для дальнейшего крепления и углубления скважины.

Выбор типа противовыбросового оборудования колонны головки должен производиться специальной проектной организацией. Схема обвязки и установки блоков глушения, противовыбросового оборудования и дросселирования разрабатываются и проектируются буровой компанией, согласно установленным требованиям, а также согласовываются с территориальными органами противофонтанной службы, Ростехнадзора и заказчика работ.

Противовыбросовое оборудование предназначено для герметиза¬ции устья скважины с целью предотвращения открытых выбросов жидкости или газожидкостной смеси и фонтанов при бурении, ис¬пытании, опробовании и освоении скважины.

Содержимое работы - 1 файл

противовбросовое оборудование.docx

Противовыбросовое оборудование

Пластовое давление возрастает примерно на 0,1 МПа на каждые 10 м глубины залегания пласта. Однако встречаются изолированные участки с аномально низким или высоким пластовым давлением, не подчиняющимся этому правилу. Интенсивность фонтанирования и выбросов возрастает с увеличением перепада давлений Ар = Рпл—Pgz-Открытые фонтаны и выбросы представляют опасность для обслуживающего персонала, приводят к загрязнению окружающей среды и пожарам, тушение которых требует больших трудовых и материальных затрат. Противовыбросовое оборудование должно обладать абсолютной надежностью и высокой степенью готовности. Только тогда можно обеспечить своевременное перекрытие устья скважины при наличии или отсутствии в ней бурильной колонны. При этом должна быть обеспечена возможность выполнения следующих технологических операций: расхаживание, проворачивание и протаскивание бурильных труб с замковыми соединениями и обсадных труб с муфтами; закрытая циркуляция промывочной жидкости с противодавлением на пласт; закачка раствора в пласт буровыми либо цементировочными насосами.

В состав противовыбросового оборудования входят: превен-торы, 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 пре-венторами и манифольдом.

Протпвовыбросовое 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.

При испытании на прочность пробное давление р назначается в зависимости от допускаемого рабочего рр:

р=2рр— для превенторов с диаметром проходного отверстия менее 350 мм и рабочим давлением не более 70 МПа;

р=1,5рр— для превенторов с диаметром проходного отверстия более 350 мм и рабочим давлением более 70 МПа.

Противовыбросовое оборудование испытывают на герметичность при р = рр.

С целью повышения надежности противовыбросовое оборудование комплектуется резервными элементами, предназначенными для выполнения функций основных элементов в случае их отказов. При этом увеличиваются масса, габариты и стоимость этого оборудования. Однако надежность противовыбросового оборудования возрастает на несколько порядков. 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.

Плашечный превентор предназначен для герметизации устья скважины при наличии и отсутствии труб в скважине. Корпус превентора представляет собой стальную отливку с вертикальным проходным отверстием и цилиндрическими фланцами с резьбой для шпилек. Соединение шпильками позволяет уменьшить высоту превентора, однако требует точной его подвески при монтаже противовыбросового оборудования, обеспечивающей совпадение осей шпилек и отверстий фланца. Число и диаметр шпилек определяют из расчета фланцевого соединения на герметичность. На опорных поверхностях фланцев имеются канавки для уплотнительной стальной кольцевой прокладки восьмигранного сечения.

Корпус превентора снабжен горизонтальной сквозной полостью для размещения плашек . Снаружи полость закрывается боковыми крышками , которые крепятся к корпусу болтами . Стыки крышек с корпусом уплотняются резиновыми прокладками , установленными в канавках крышек. Используются и откидные крышки, шарнирно соединяемые с корпусом. Для предотвращения примерзания плашек в корпус превентора встраиваются трубки для подачи пара в зимнее время. На боковых торцах крышек посредством шпилек крепятся гидроцилиндры двустороннего действия для закрытия и открытия превенторов. Усилие, создаваемое гидроцилиндром, должно быть достаточным для закрытия превентора при давлении на устье скважины, равном рабочему давлению превентора.

Штоки поршней снабжены Г-образным выступом для соединения с оправкой плашек. Под давлением рабочей жидкости, нагнетаемой из коллектора по трубкам в наружные полости гидроцилиндра, поршни перемещаются во встречном направлении и плашки закрывают проходное отверстие превентора. При нагнетании рабочей жидкости во внутренние полости гидроцилиндров плашки раздвигаются и открывают проходное отверстие превентора. Поршни и штоки, а также неподвижные соединения гидроцилиндров уплотняются резиновыми кольцами .

Типовые схемы противовыбросового оборудования скважин

Состав и конструктивные связи основных элементов противовыбросового оборудования (ОП) указываются на схемах, изображаемых посредством условных графических обозначений.

двухпревенторная с двумя линиями манифольда и одной крестовиной

трехпревенторная с двумя линиями манифольда и одной крестовиной

трехпревенторная с двумя линиями манифольда и двумя крестовинами

трехпревенторная с тремя линиями манифольда н двумя крестовинами

На разведуемых площадях, газоконденсатных и газовых месторождениях, а также при бурении скважин с аномально высоким пластовым давлением обязательно устанавливают два превентора, один из которых снабжается трубными, а второй глухими плашками. Трубные плашки должны соответствовать диаметру применяемых бурильных труб. В типовых схемах 1—3 допускается замена универсального превентора дополнительным плашечным.

Типоразмеры превенторов выбирают с учетом давления вскрываемых пластов и диаметра отверстия стволовой части противовыбросового оборудования, необходимого для прохода долот и труб, используемых для дальнейшего углубления и крепления скважины.

Основные параметры противовыбросового оборудования и его составных частей приведены в таблицах (ГОСТ 13 862—80).

Широкий диапазон значений проходного отверстия (180— 680 мм) и рабочего давления (14—105 МПа) превенторов позволяет применять схемы компоновки противовыбросового оборудования 1 и 2 при бурении скважин под обсадные колонны труб диаметром 127—560 мм, используемых для крепления верхних и глубокозалегающих пластов. Типовые схемы противовыбросового оборудования 1 и 4 применяются при вскрытии глубокозалегающих пластов, характеризующихся высоким пластовым давлением (35—70 МПа) и обсаживаемых трубами диаметром 127—346 мм. Высота и масса стволовой части противовыбросового оборудования зависят от типовой схемы его компоновки и типоразмеров используемых превенторов.

В условном обозначении противовыбросового оборудования указаны номер типовой схемы, условный диаметр проходного отверстия и рабочее давление. Например, противовыбросовое оборудование, выполненное по схеме 2 с условным диаметром проходного отверстия 350 мм на рабочее давление 70 МПа, имеет обозначение: ОП2-350Х70 ГОСТ 13 862—80.

Читайте также: