Противовыбросовое оборудование предназначено для быстрой и надёжной герме- тизации устья скважины при наличии или отсутствии в ней колонны труб, циркуляции бу- рового раствора с регулированием противодавления на пласт, закачивания раствора в пласт, отвода флюидов, поступающих из скважины, на безопасное расстояние и др.
В состав обвязки ПВО входят: превенторы, колонные головки, манифольд с за- порными устройствами и манометрами, крестовина, пульты управления, дроссели.
Превенторы предназначены для герметизации устья при наличии или отсут- ствии в скважине труб. В России выпускают три основных типа превенторов: пла- шечные, универсальные и вращающиеся.
Плашечные превенторы гидравлические (ППГ) обеспечивают расхаживание колонны труб при герметизированном устье в пределах замкового или муфтового со- единения, подвеску колонны на плашки и удержание ими колонны от выброса под действием рабочего давления.
Корпус 1 превентора ППГ (рис. 3.3) представляет собой стальную отливку ко- робчатого сечения с вертикальным проходным отверстием круглого сечения и сквоз- ной прямоугольной полостью, в которой расположены плашки. Прямоугольная полоть корпуса с обеих сторон закрыта откидными крышками 4, шарнирно подве- шенными на корпусе и уплотненными резиновыми прокладками 2. Крышки закреп- лены на корпусе винтами 3. Такая конструкция корпуса и крышек позволяет менять разъёмные плашки превентора при нахождении колонны труб вскважине.
 |
Рисунок 3.3 – Превентор плашечный гидравлический (ППГ)
(а – вид сбоку; б – вид сверху; 1 – корпус; 2 – откидные крышки; 3 – резиновые прокладки; 4 – винты; 5 – поршень; 6 – гидравлический цилиндр; 7 – шток; 8 – паропровод; 9 – коллектор; 10 – трубопровод; 11 – корпус плашки; 12 – сменный вкладыш; 13 – резиновые уплотнения)
|
|
В корпусах 13 плашек установлены сменные вкладыши 12 и резиновые уплотне- ния 11. Привод плашек дистанционный гидравлический. Плашки перемещаются при помощи поршня 6 гидравлического цилиндра 5, шток 7 которого связан с корпусом. Че- рез коллектор 8, поворотное ниппельное соединение и трубопровод 9 масло из системы гидравлического управления под давлением поступает в гидравлические цилиндры.
Трубные плашки закрывают превентор при наличии в скважине колонны труб различных диаметров; глухие плашки перекрывают скважину при отсутствии в ней ко- лонны труб. Специальные треугольные выступы на вкладышах трубных плашек обеспе- чивают принудительное центрирование колонны труб при закрывании превентора.
Для фиксации плашек в закрытом положении применяют ручной карданный при- вод, индивидуальный для каждой плашки. Этим же приводом при необходимости можно закрыть плашки превентора (например, при отсутствии на буровой электроэнергии и/или разряжённом аккумуляторе гидропривода). Открыть плашки, закрытые ручным приводом, можно только при помощи гидроуправления. Полость плашек при работе в зимнее время обогревается паром, который подаётся в паропроводы 10, встроенные в корпус.
Если в составе противовыбросового оборудования находятся два плашечных превентора, то расстояние между плашками этих превенторов должно быть больше длины замкового соединения бурильных труб. С этой целью между плашечными пре- венторами допускается установка дополнительной фланцевой катушки.
|
|
Если схемой обвязки предусмотрено использование двух плашечных превенто- ров, то в нижнем устанавливают глухие плашки для герметизации устья при отсут- ствии бурильного инструмента в скважине, а в верхнем – под определённый (используемый) типоразмер труб.
Техническая характеристика плашечных превенторов приведена в таблице 3.5.
Таблица 3.5 – Техническая характеристика плашечных превенторов
| Шифр | Внутренний диаметр, мм | Рабочее давление, МПа | Диаметр уплотняемых труб, мм | Габариты, мм | Масса, кг |
| ППГ-156х320 | 33-114 | 1 785х620х290 | |||
| ППГ-180х350 | 33-127 | 1 680х640х320 | |||
| ППГ-230х350 | 33-168 | 2 093х710х310 | |||
| ППГ-230х700 | 33-168 | 2 630х700х405 | 1 820 | ||
| ППГ-280х350 | 48-194 | 2 110х710х400 | 1 550 | ||
| ППГ-350х350 | 60-273 | 2 380х850х420 | 1 713 | ||
| ППГ-425х210 | 60-340 | 2 750х860х410 | 1 766 | ||
| ППГ-520х140 | 114-426 | 3 050х935х590 | 2 070 |
Превенторы универсальные гидравлические (ПУГ) (рис. 3.4) предназначены для герметизации устья при бурении нефтяных и газовых скважин. Характеристика уни- версальных превенторов приведена в таблице 3.6.
Таблица 3.6 – Техническая характеристика универсальных превенторов
| Технические характеристики | ПУ-230×350 | ПУ-280×350 |
| Внутренний диаметр, мм | ||
| Рабочее давление, МПа | ||
| Наибольший условный диаметр труб, пропускаемых с подвеской, мм | ||
| Температура рабочей среды, °С | ||
| Изменение диаметра проходного отверстия уплотнителя, мм | 230-0 | 280-0 |
| Габариты, мм | 1 170×870 | 1 325×1 010 |
| Масса, кг | 2 955 | 4 510 |
|
|
Рисунок 3.4 – Превентор универсальный гидравлический (ПУГ)
(1 – крышка; 2 – уплотнительная крышка; 3 – уплотнитель; 4 – корпус;
5, 7, 9 – манжеты; 6 – плунжер; 8 – втулка)
Превенторы позволяют герметизировать любую часть бурильной колонны, расхаживать её, проворачивать на гладкой части трубы, протаскивать замковые и муфтовые соединения при герметизированном устье, а также перекрывать скважину при отсутствии в ней колонны труб.
Корпус 4 и крышка 1 представляют собой стальные литые или кованые детали, соединённые прямоугольной резьбой. На боковой поверхности корпуса предусмотре- ны отверстия для подвода жидкости от установки гидравлического управления и уш- ки для подъёма превентора и крепления его на устье.
Уплотнитель 3 представляет собой массивное резиновое кольцо, армированное металлическими вставками, придающими уплотнителю жёсткость и предохраняю- щими от вытекания резины в процессе эксплуатации. Плунжер 6 имеет ступенчатую форму с центральным конусным отверстием, в котором установлен уплотнитель.
Плунжер, корпус и крышка образуют в превенторе две гидравлические камеры, изолированные манжетами. Эти камеры через отверстия в корпусе соединены с уста- новкой гидравлического управления. Нижняя запорная камера а предназначена для закрытия превентора, а верхняя распорная б для его открытия.
При нагнетании масла под давлением в запорную арматуру плунжер движется вверх, обжимает уплотнитель, резиновое кольцо и вставки, которые перемещаются при этом к центру скважины и герметизируют любую часть колонны, оказавшуюся в зоне уплотнителя, или перекрывают скважину при отсутствии в ней колонны труб.
При нагнетании масла в распорную камеру закрытого превентора плунжер из верхнего положения перемещается вниз, вытесняя жидкость из запорной камеры в сливную линию гидравлического управления. Уплотнитель при этом разжимается и принимает первоначальную форму. Управление превентором осуществляется дистан- ционно гидравлически. Для проведения работ в зимнее время превенторы оснащены камерами обогрева.
Превенторы вращающиеся (ПВ) (рис. 3.5) предназначены для автоматической гер- метизации устья бурящейся скважины вокруг любой части бурильной колонны, а также для выполнения спуско-подъёмных операций при герметизированном устье.
Превенторы применяют при бурении с обратной промывкой, продувкой газо- образными агентами или промывкой аэрированными буровыми растворами, равно- весной системой скважина-пласт, а также при вскрытии пластов с высоким давлением. Техническая характеристика вращающихся превенторов представлена в таблице3.7.
 |
Рисунок 3.5 – Превентор вращающийся (ПВ)
(1 – корона; 2 – зажим; 3 – ствол байонетного закрепления патрона;
4 – корпус байонетного закрепления патрона; 5 – два радиальных подшипника;
6 – упорный подшипник; 7 – байонетное кольцо;
8 – подпружиненная защёлка; 9 – асбесто-графитовый или резиновый уплотнитель;
10 – корпус превентора; 11 – уплотнитель)
Корпус 10 превентора (рис. 3.5) представляет собой стальную отливку с фланцем в нижней части и боковым фланцем. Нижний фланец служит для установки на устье, а бо- ковой – для соединения с системой циркуляции бурового раствора или газообразного агента. В верхней части корпус имеет торцовые прорези и резьбу для байонетного закреп- ления патрона, который состоит из корпуса 4, ствола 3 с набором асбестово-графитных или резиновых уплотнителей 9. В верхней части ствола установлен зажим 2 для рабочей
трубы с надетой на него короной 1, а в нижней части закреплён уплотнитель 11. Ствол установлен в корпусе в двух радиальных 5 и одном упорном подшипнике 6. Корона и верхняя часть ствола имеют зубцы специального профиля, обеспечивающие зацепление зажима со стволом. Уплотнитель 11 состоит из металлического основания и резиновой ча- сти с двумя цилиндрическими уплотняющими поверхностями.
Таблица 3.7 – Техническая характеристика вращающихся превенторов
| Технические характеристики | ПВ-156×320 | ПВ-307×200 | ПВ-230×10 | ПВ-307×10 |
| Диаметр проходного отверстия корпуса, мм | ||||
| Диаметр проходного отверстия бокового отвода, мм | ||||
| Диаметр корпуса патрона, мм | ||||
| Рабочее давление, МПа | ||||
| Давление, допускаемое при наибольшей частоте вращения, МПа | ||||
| Температура рабочей среды, °С | ||||
| Условный диаметр уплотняемой бурильной трубы, мм | 60-89 | 73-140 | 60-114 | 73-140 |
| Условный диаметр уплотняемой ведущей трубы, мм | 63-76 | 76-127 | 63-101 | 76-127 |
| Максимальная частота вращения ствола, с-1 | 1,66 | 2,33 | ||
| Габариты, мм | 660×570× 1 570 | 816×730× 1 800 | 1 120×620× 1 200 | 1 120×620×1100 |
| Масса, кг | 1 560 |
Зажим состоит из двух половин, внутренние размеры которых зависят от диа- метра рабочей трубы. При помощи короны, зубцы которой зацепляются с зубцами на верхнем торце ствола, зажим передаёт стволу вращение от рабочей трубы. Байонет- ное кольцо 7 навинчено на корпус превентора. В закрытом положении кольцо закреп- ляют патрон в корпусе превентора, а в открытом положении позволяет извлечь патрон из корпуса. Оба положения байонетного кольца фиксируют при помощи уста- новленной на нём подпружиненной защёлки 8. Управление байонетным кольцом осуществляется вручную, тремя радиальнымицапфами.
Вращающиеся патроны ПВ-307×10, ПВ-230×10 применяют при бурении аэри- рованными промывочными жидкостями или газообразными агентами при низких пластовых давлениях.
Колонные головки предназначены для обвязки обсадных колонн нефтяных и га- зовых скважин. Основным назначением колонных головок является обеспечение:
- подвески колонн;
- герметизации межколонныхпространств;
- контроля давления в межколонныхпространствах;
- снижение давления в межколонныхпространствах;
- закачки цементного раствора в межколонныепространства.
Манифольд с запорными устройствами и манометрами противовыбросового оборудования предназначены для обвязки превенторной установки нефтяных и газо- вых скважин с целью обеспечения возможности глушения при флюидопроявлениях. Манифольд с запорными устройствами позволяет осуществить следующие техноло- гические операции:
- замену газированного раствора в скважине промывочной жидкостью из при- ёмныхёмкостей;
- циркуляцию раствора с противодавлением напласт;
- закачку раствора в скважину буровым насосом или цементировочнымагрегатом;
- разрядку скважины путём выпуска раствора или флюида черезвыкиды.
Длина линий сбросов (выкидов) от блоков глушения и дросселирования долж- ны быть [59]:
1) длянефтяныхскважинсгазовымфакторомменее200м3/сут.–неменее30м;
2) для нефтяных скважин с газовым фактором более 200 м3/сут., газовых и разведочных скважин – не менее 100м.
Расстояние от концов выкидного манифольда до всех коммуникаций и соору- жений, не относящихся к объектам БУ, должно быть не менее 100 м.
В конструкции манифольда предусматривается возможность продувки трубо- провода. Трубы соединяют только стандартными трубными резьбами на герметизи- рующей смазке УС-1. Сварка в условиях эксплуатации категорически запрещена. Внутренние диаметры линий манифольда и установленных на них задвижек должны быть не меньше внутреннего диаметра отводов стволовой крестовины.
Запорные устройства представляют собой задвижки, которые конструктивно подразделяются следующим образом:
1) по уплотнению: М – металл по металлу, V – с упругимэлементом;
2) по системе подачи смазки: А – автоматическая, С – принудительная, не ука- зано – безсмазки;
3) по конструкции шибера: Д – двухпластинчатый, Р – расклинивающийся, не указано –однопластинчатый;
4) поуправлению:Г–гидравлическое,П–пневматическое,неуказано–ручное;
5) по коррозионностойкости: не указано – некорозионностойкие, К1 – корози- онностойкие к агрессии углекислоты до 10%, К2 – коррозионностойкие к агрессии углекислоты и сероводорода до 10%каждого.
Блок задвижек устанавливают на металлическом основании.
Манометры предназначены для осуществления контроля за изменением давле- ния в процессе глушения скважины.
Крестовина предназначена для обвязки устья скважины с манифольдом и крепления на ней превенторов.
Пульты управления предназначены для оперативного дистанционного управ- ления превенторами и гидравлическими задвижками. Система управления имеет ос- новной пульт, находящийся за пределами основания буровой установки не менее чем в 10 м от устья скважины, и вспомогательный пульт у поста бурильщика [59]. В кон- струкции пульта управления предусмотрена звуковая или световая сигнализация при падении уровня рабочей жидкости в баке ниже допустимого, обеспечивается возмож- ность выпуска воздуха, а также устройство, автоматически отключающее гидропри- вод при повышении давления выше допустимого.
Дроссель предназначен для регулирования противодавления на пласт в процес- се циркуляции бурового раствора. По принципу работы в России изготавливают дроссели с ручным и гидравлическим приводом.
Схема установки и обвязки ПВО, блоков глушения и дросселирования разрабаты- вается буровой организацией на основе установленных требований [1, 59] и согласования сорганамиГосгортехнадзораРоссии,противофонтаннойслужбойизаказчиком.
На скважинах, где ожидаемое давление на устье превышает 70 МПа, устанав- ливается заводской блок с тремя регулируемыми дросселями – два с дистнционным и один с ручным управлением[59].
Противовыбросовое оборудование изготавливается в соответствии c [1, 59] по десяти типовым схемам (прил.3).
Основные параметры противовыбросового оборудования (ОП) и его составных частей согласно [1, 59] представлены в таблице 3.8.
Таблица 3.8 – Основные параметры ОП и его составных частей
| Условный проход ОП, мм | Рабочее давление, МПа | Условный диаметр прохода манифольда, мм | Номинальное давление станции гидро- привода, МПа | Максимальный диаметр трубы, проходящей с трубодержателем (подвеской) через ОП,мм | |
| для бурения | для ремонта | ||||
| 14, 21, 35, 70 | 50, 65, | 5, 10, 14, 21, 35 | - | ||
| 14, 21, 35, 70, 105 | |||||
| 35, 70 | |||||
| 21, 35, 70, 105 | |||||
| 21, 35, 70 | |||||
| 21, 35 | |||||
| 35, 70 | |||||
| 14, 21 | |||||
| 7, 14 |
При выборе типа ПВО следует руководствоваться следующими положениями [59]:
1) При вскрытии скважиной изученного разреза с нормальным пластовым дав- лением, представленного нефтяными и водяными (с растворённым газом) пластами, после спуска кондуктора или промежуточной колонны на устье устанавливается пре- венторная установка, обеспечивающая герметизацию скважины при спущенной ко- лонне и без неё (один плашечный превентор с трубными плашками, один плашечный превентор с глухими плашками и универсальныйпревентор).
2) Три или четыре превентора, в том числе один универсальный, устанавлива- ются на скважине при вскрытии газовых, нефтяных и водяных горизонтов с аномаль- но высоким пластовым давлением. Необходимость установки превентора со срезающими плашками при ожидаемом избыточном давлении на устье скважины ни- же 35 МПа и объёмном содержании сероводорода до 6% определяется организацией по согласованию с противофонтаннойслужбой.
3) Четыре превентора, в том числе один превентор со срезающими плашками и один универсальный, устанавливаются на устье вслучаях:
а) вскрытия пластов с АВПД и объёмным содержанием сероводорода более 6%, а также с наличием сероводорода до 6% и избыточным давлением на устье более 35МПа;
б) использования технологии спуска и подъёма труб при избыточном давлении герметизированного устья;
в) на всех морских скважинах.
В зависимости от параметров и коррозионной активности скважинной среды ОП согласно [1] изготавливается в коррозионностойком исполнении (табл. 3.9).
Таблица 3.9 – Обозначение коррозионностойкого исполнения ОП
| Обозначение исполнения | Параметры скважинной среды |
| К1 | Среда с объёмным содержанием СО2 до 6%. |
| К2 | Среда с объёмным содержанием СО2 и Н2Sдо 6%. |
| К3 | Среда с объёмным содержанием СО2 и Н2Sдо 25%. |
Примеры условных обозначений ПВО:
- ОП5 230х35К2 – оборудование противовыбросовое по схеме 5 с условным проходом превенторного блока 230 мм и рабочим давлением 35 МПа для скважинной среды, содержащей СО2 и Н2S до6%.
- ОП7с 350х70К3 – оборудование противовыбросовое по схеме 7 с условным проходом превенторного блока 350 мм и рабочим давлением 70 МПа для скважинной среды, содержащей СО2и Н2S до 25% с превентором со срезающими плашками.
- ОП1 180х14 – оборудование противовыбросовое по схеме 1 с условным про- ходом превенторного блока 180 мм и рабочим давлением 14МПа.