Установки управлений противовыбросового оборудования



УПРАВЛЕНИЕ ПРОТИВОВЫБРОСОВЫМ ОБОРУДОВАНИЕМ.

Внезапность выбросов нефти и газа и непредсказуемость возникающих аварийных ситуаций требуют оперативных и безопасных средств управления противовыбросовым оборудованием, сохраняющих работоспособность в произвольный момент времени. Эти требования удовлетворяются при использовании дистанционного гидравлического привода и механического привода, применяющегося в качестве дублирующего.

Превенторы, задвижки и дроссели открываются и закрываются с основного и вспомогательного пультов. Основной пульт вместе со станцией гидравлического управления устанавливается на расстоянии не менее 10 м от устья скважины, обеспечивающем безо пасность доступа к нему в случае возникновения пожара. Вспомо­гательный пульт располагается у поста бурильщика и дублирует основной пульт управления. Механический привод используется для закрытия плашечных превенторов в случае отказа гидравлического привода, а также для фиксации плашек в закрытом со­стоянии на длительное время.

Основной и вспомогательный пульты монтируют на отдельных рамах, представляющих собой компактные транспортабельные блоки.

/>

Рис.15.5.Схема управления оборудованием для герметизации устья скважины.

На рис. 15.5 приведена схема управления оборудованием для герметизации устья скважины 7. Оборудование представлено универсальным 2 и одним или несколькими плашечными превенторами, а также системой их обвязки.

Управление превенторами резервировано, для чего имеются по два штурвала управления 4 каждым плашечным превентором, двойная система дистанционного гидропневматического управления: с пульта бурильщика 1 и основного пульта 6. С этих пультов осуществляется дистанционное управление плашечными и универсальным превенторами. Затрубное пространство скважины связано системой трубопроводов с блоками дросселирования 5 и глушения 8. Трубопроводы перекрывают задвижками с ручным управлением.

Управление превенторной установкой.

Превенторная установка на устье скважины управляется: механической, гидравлической и электрической системами управления.

Исполнительными органами в превенторах являются гидравлические цилиндры или механические устройства, развивающие большие усилия, которые необходимы для перемещения рабочих органов — плашек или манжет для уплотнения пространст­ва между трубами и скважиной при больших давлениях. Электрические системы применяют только для включения или выключения. Для этих устройств необходимо быстро подводить значительную мощность, поэтому гидравлическое управление с давлениями жидкости до 10 МПа, поступающей от гидропневматических аккумуляторов, получило наибольшее распространние.

Гидравлическое управление предназначено для оперативного дистанционного управления превенторами и задвижками манифольда.

Оперативное дистанционное управление превенторами и задвижками манифольда осуществляется гидравлическим приводом с двух взаимно сблокированных пультов: основного и вспомогательного. Схема гидравлического управления рассчитана на дистанционное управление тремя плашечными превенторами, одним универсальным и двумя задвижками манифольда.

Основной пульт (рис. 15.6) предназначен для управления превенторами и задвижками с безопасного места вне буровой. В основной пульт входят: шестеренный насос 9 с электродвигателем 8, электрооборудование 7, ручной насос 12, гидропневматический шаровой диафрагменный аккумулятор 11, масляный бак 6, распределителей блок 5 с рукоятками управления 2 и 4, фильтра 14, предохранительный 10 и обратный 15 клапаны. Все элементы смонтированы на общей раме 13 и представляют собой комплектный транспортабельный блок.

Электродвигатель привода насоса имеет автоматическое управление от электроконтактного манометра 3, электросистема которого регулируется на давление 10 МПа для включения и отключения электродвигателя. Для визуального контроля давления служит манометр 1.

С основного пульта можно открывать и закрывать плашечные превенторы и задвижки. Универсальный превенторе основного пульта можно только закрывать. Распределитель основного пульта, управляющий универсальным превентором, подает масло в блокировочный цилиндр соответствующей рукотш распределителя на вспомогательном пульте и переводит ее в по­ложение «закрыто»—превентор закрывается. Блокировочный цилиндр — одностороннего действия, поэтому закрытый с основного пульта универсальный превентор открыть со вспомогательного пульта невозможно. Для управления универсальным превентором со вспомогательного пульта необходимо перевести рукоятку распределителя основного пульта в положение «открыто.

Гидропневматичеекий аккумулятор на пульте служит для обеспечения системы управления превенторами необходимым запасом энергии и быстрого их приведения в действие (10— 15с). Поэтому в аккумулятор подается масло под давлением до 10 МПа при помощи шестеренного насоса 9, а при отключении электроэнергии — ручным насосом 12.

Внутри шарового сосуда аккумулятора размещается диафрагма, разделяющая рабочую жидкость (масло) от газа (азота), служащего пневматической пружиной для поддержания необходимого давления для приведения в действие превенторов.

Вспомогательный пульт предназначен для управления превенторной установкой непосредственно с рабочего места бурильщика. С этого пульта можно закрывать плашечные превенторы, открывать рабочую задвижку манифольда, закрывать и открывать универсальный превентор.

Масло от основного пульта поступает в нагнетательную линию регулирующего клапана и одного из распределителей. Распределители, управляющие плашечными превенторами и задвижкой манифольда, подают масло в блокировочные цилиндры соответствующих распределителей на основном пульте, благодаря чему превенторы закрываются и задвижки открываются.

Распределитель, управляющий универсальным превентором, питается через регулирующий клапан, в результате этого в универсальный превентор подается любое в зависимости от настройки клапана давление от 0 до 10 МПа. Величина давления отмечается на манометре.

В случае возрастания давления в запорной камере универсального превентора (при расхаживании бурильной колонны или ее протаскивании) выше отрегулированного на клапане избыточное количество масла через фильтр попадает в распределитель, далее в регулирующий клапан, затем сбрасывается на слив. В процессе слива нагнетательная линия гидроуправления автоматически отсекается. При падении давления в запорной камере универсального превентора ниже отрегулированного на клапане недостающее количество масла поступает от гидроуправления через регулирующий клапан и распределитель.

Для нормальной работы регулирующего клапана давление в нагнетательном трубопроводе должно быть 10 МПа. При подаче масла в нагнетательную линию под давлением выше 10 МПа часть его сбрасывается через клапан в бак. Это приводит к частому включению шестеренного насоса и быстрому выходу его из строя. При подаче масла под давлением ниже 10 МПа в нагнетательную линию регулирующего клапана в процессе протаскивания труб через превентор избыток масла сбрасываться не будет, что приводит к повышенному износу и выходу из строя уплотнителя универсального превентора.

Преимущество превентора с гидравлическим управлением — их быстродействие. Так, на закрытие плашечного превентора ППГ-210-35 затрачивается не более 10 с, а при ручном способе— около 70 с. Кроме того, превенторы с гидравлическим управлением просто монтируются, в них можно быстро заменить плашки без съема превентора с устья скважины, даже при наличии в ней бурильной колонны. Замена плашек осуществляется через боковые прямоугольные отверстия в корпусе превентора, закрываемые откидными крышками.

Рис.15.6.Основной пульт управления превенторами с гидропневматическим аккумулятором.

Источник

Противовыбросовое оборудование буровых установок

Назначение и состав противовыбросового оборудования. Конструкция превенторов, их назначение, основные параметры и условия применения. Схемы компоновки и система управления противовыбросовым оборудованием. Превентор кольцевой и вращающийся превентор.

Рубрика Геология, гидрология и геодезия
Вид практическая работа
Язык русский
Дата добавления 13.12.2018
Размер файла 2,4 M

Отправить свою хорошую работу в базу знаний просто. Используйте форму, расположенную ниже

Студенты, аспиранты, молодые ученые, использующие базу знаний в своей учебе и работе, будут вам очень благодарны.

Размещено на http://www.allbest.ru/

Федеральное государственное автономное

«СИБИРСКИЙ ФЕДЕРАЛЬНЫЙ УНИВЕРСИТЕТ»

Институт Нефти и Газа

Кафедра машин и оборудования нефтяных и газовых промыслов

ОТЧЕТ ПО ПРАКТИЧЕСКОЙ РАБОТЕ

Противовыбросовое оборудование буровых установок

Руководитель А.В. Лысянников

Студент ЗНБ 15-01Б081517199 В.А. Лемеш

ВВЕДЕНИЕ

Цель работы: изучение функций, устройства, параметров и конструкций составных частей противовыбросового оборудования (ОП), особенностей его эксплуатации.

Задачи работы: Изучение состава, устройства, функций и особенностей конструкций ОП. Изучение утвержденных нормативными документами типовых схем монтажа ОП, а также конструкций превенторов, их назначение, основные параметры и условия применения.

Читайте также:  Что такое газобаллонная установка сжиженного газа

Задание на выполнение работы:

1. Ознакомиться с составом, функциями и основными техническими требованиями к ОП, его основными параметрами.

2. Изучить конструкции превенторов, их назначение, основные параметры и условия применения.

3. Изучить типовые схемы компоновки ОП и систему управления противовыбросовым оборудованием.

1. Противовыбросовое оборудование

По правилам безопасности, действующим в нефтегазовой промышленности установка ОП обязательна при бурении на разведочных площадях, газоконденсатных и газовых месторождениях и на месторождениях с аномально высоким пластовым давлением. ОП монтируется на устье скважины после спуска и цементирования кондуктора и промежуточной колонны. Пульт управления ОП должен быть установлен на расстоянии не менее 10 м от устья скважины, а дублер пульта — у бурильщика. Назначение противовыбросового оборудования (далее ОП): герметизация устья скважины с целью предотвращения открытых выбросов жидкости или газожидкостных смесей и фонтанов при бурении, испытании и освоении скважины.

— стволовая часть: превенторы, устьевая крестовина, надпревенторная катушка и разъемный желоб;

-манифольды для обвязки стволовой части ОП, обеспечивающие управление скважиной при газонефтепроявлениях;

-станции управления превенторами и манифольдом.

Основные параметры ОП: диаметры проходных отверстий и рабочее давление превенторов и манифольда.

противовыбросовый оборудование превентор управление

1.2 Требования, предъявляемые к ОП

К ОП предъявляются следующие требования:

1) ОП должно обеспечить своевременное и надежное перекрытие устья скважины при наличии или отсутствии в ней бурильной колонны;

2) при перекрытии устья ОП должно обеспечивать выполнение следующих технологических операций:

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

б) осуществление закрытой циркуляции промывочной жидкости с противодавлением на пласт;

в) закачка раствора в пласт буровыми или цементировочными насосами.

3) элементы ОП должны быть компактными и обеспечивать установку между устьем скважины и полом буровой;

4) ОП должно быть укомплектовано резервными элементами, способными выполнять функции основных элементов в случаях их отказа;

5) ОП должно быть испытано на прочность и герметичность в соответствии с требованиями ГОСТ. Прочность корпусных деталей ОП, воспринимающей давление скважинной среды, должна обеспечивать возможность их опрессовки пробным давлением, кратным рабочему давлению Pр, указанному в таблице 1.

6) стволовые проходы составных частей ОП должны быть соосными и обеспечивать беспрепятственное прохождение контрольного шаблона в соответствии с нормативно — технической документацией. Превенторы и задвижки ОП должны иметь устройства для контроля их положения;

7) превенторы и другие составные части ОП должны быть компактными, чтобы обеспечить его монтаж в ограниченном пространстве между устьем скважины и полом буровой, а также уменьшить высоту и облегчить основание вышечно-лебедочного блока.

Таблица 1 — Пробное давление для ОП

Условный проход, мм

Пробное давление, МПа, при Рр

До 350 включительно

1.3 Условное обозначение ОП

Условное обозначение ОП состоит из слова «Оборудование», шифра, в котором отражаются обозначение типовой схемы, условный проход ОП в мм, условный проход манифольда в мм, рабочее давление в МПа, обозначение исполнения в зависимости от коррозионной стойкости и обозначения нормативно — технического документа на поставку. Коррозионная стойкость обозначается в зависимости от объемного содержания газов буквами: К1- СО2 -до 6%; К2 — СО2 и H2S до 6%; К3- обоих газов до 25% . При наличии в схеме ПП с перерезывающими плашками к обозначению типовой схемы добавляется буква «с». Оборудование ОП9с-350/80х70 ГОСТ 13862-90 — для ОП по схеме 9 на рабочее давление 70 МПа с условным проходом превенторного блока 350 мм с перерезывающими плашками и условным проходом манифольда80 мм для скважинной среды с содержанием СО2 и H2S до 6%.

На рисунке цифрами обозначены: 1,2 — превенторы; 3 и 4 — арматура высокого давления;5 — обвязка превенторов для управления скважиной при флюидопроявлениях; 9 — гидравлическая станция управления; 10 -элементы ручного управления

Рисунок 1 — Схема оборудования скважины превенторами

2. Разновидности противовыбросового оборудования

ПП (рисунок 2) используется как при наличии в скважине труб, так и при их отсутствии. Принцип действия: механизм перекрывает устье скважины плашками, перемещаемыми гидроприводом или с помощью ручного устройства.

На рисунке цифрами обозначены:1, 6 — крышки боковые; 2 — корпус; 3 коллектор; 4 — прокладки резиновые; 5 — болт; 7 — гидроцилиндр двухстороннего действия; 8 — поршень со штоком; 9, 13 и 14 — уплотнительные резиновые кольца; 10 — валик шлицевый; 11 — вилка кардана; 12 — резьбовая втулка; 15 — трубка подачи пара; 16 — уплотнитель резиновый; 17 — вкладыш плашки; 18 — плашка; 19 — трубка подвода рабочей жидкости

Рисунок 2 — Плашечныйпревентор

Составные части ПП, их устройство и функции:

1) корпус 2 с вертикальным проходным отверстием и сквозной горизонтальной полостью, он отлит с фланцами, имеющими резьбовые отверстия под шпильки. Вертикальное отверстие предназначено для пропуска бурильных и обсадных труб при их спуске в скважину, горизонтальная полость служит для размещения и перемещения в ней плашек 18;

2) боковые крышки 1 и 6, прикрепляемые к корпусу болтами 5 и имеющие сквозные отверстия под штоки поршней 8 гидроцилиндров;

3) два гидроцилиндра 7 двустороннего действия с поршнями, штоки которых служат для закрытия и открытия превентора путем перемещения плашек. Гидроцилиндры крепятся к боковым торцам крышек болтами;

4) плашки, состоящие из вкладыша 17 и резинового уплотнителя 16, армированного металлическими пластинами, помещены внутри оправок 18, имеющих форму полуцилиндра, и крепятся к ним болтами. Оправки выполнены с Г- образным выступом для соединения с таким же выступом на штоках поршней гидроцилиндров. Плашки (рисунок 3) могут быть трубными — для герметизации устья скважины с подвешенной колонной бурильных или обсадных труб, глухими- при отсутствии в скважине труб. К превентору должен быть придан также и комплект перерезывающих плашек для аварийных случаев;

5) элементы системы подвода рабочей жидкости к гидроцилиндрам, представлены коллектором 3 и трубками 19;

6) элементы уплотнения: фланцы корпуса уплотняются стальной кольцевой прокладкой восьмигранного сечения, укладываемого в канавки на опорной поверхности фланцев. Стыки крышек с корпусом и штоки поршней в крышке уплотняются резиновыми кольцами 9, 13 и 14;

7) ручной механизм одностороннего действия для управления превентором предназначен для дублирования гидравлической системы управления в случаях ее отключения или отказа, а также при закрытии превентора на длительное время. Механизм приводится в действие штурвалом через тягу и кардан, вилка 11 которого соединена с шлицевым валиком 10, который при вращении штурвала приводит в прямолинейное движение резьбовую втулку 12. Втулка в свою очередь перемещает поршень до замыкания плашек превентора.

На рисунке цифрами обозначены: I — превенторов ОАО ВЗБТ: а- глухая; б — трубная; 1,3 -уплотнения; 2 — корпус плашки II -превенторов Воронежского МЗ: а — глухая; б -трубная для бурильных труб, в — для обсадных труб, г- эксцентричная трубная; д- для двух рядов труб; е- перерезывающая

Рисунок 3 — Конструкции плашек

2.2 Превентор кольцевой

ПК (универсальный), представлен на рисунке 4, должен обеспечивать расхаживание, проворачивание и протаскивание бурильных труб с замковыми соединениями, а также герметизацию устья скважины при давлении РР при закрытии уплотнителя на любой части бурильной колонны, обсадных или насосно компрессорных труб.

Его основной рабочий элемент — мощное кольцевое упругое уплотнение, которое при открытом положении превентора позволяет проходить колонне бурильных труб, а при закрытом положении—сжимается, вследствие чего резиновое уплотнение обжимает трубу (ведущую трубу, замок) и герметизирует кольцевое пространство между бурильной и обсадной колоннами. Эластичность резинового уплотнения позволяет закрывать превентор на трубах различного диаметра, на замках и УБТ. Применение универсальныхпревенторов дает возможность вращать и расхаживать колонну при герметизированном кольцевом зазоре.

Читайте также:  Плитка установка дорожной плитки

На рисунке цифрами обозначены: 1 -крышка; 2 -уплотнение крышки; 3- уплотнитель шайба; 4, 7, 9 — манжеты; 5 — корпус; 6 — поршень; 8 — втулка, 10 — планшайба; 11 — указатель уплотнения

Рисунок 4 — Превенторкольцевой: а- тип ПУ-1; 2 — тип ПУ-2

Принцип действия ПК: устье скважины перекрывается резинометаллическим уплотнителем при его сжатии внутренним конусом ступенчатого поршня под воздействием рабочей жидкости, нагнетаемой станцией гидропривода.

Составные части ПК, их устройство и функции: корпус 5 — стальная отливка, имеет опорный фланец, прикрепляемый с помощью шпилек 15 к катушке 18, и служит рабочим цилиндром для ступенчатого поршня 9. Ступенчатая форма корпуса и поршня обеспечивает образование полостей между ними и крышкой 1 для поступления рабочей жидкости от станции гидравлического управления, что позволяет закрывать герметично уплотнителем устье скважины или открывать его. Крышка 1 уплотняется манжетой 4 и фиксируется в затянутом положении стопорным болтом 2. Втулка 13 обеспечивает удержание уплотнителя в закрытом состоянии за счет усилия от устьевого давления. Штуцеры 8 и 12 служат для подвода или отвода рабочей жидкости через трубки высокого давления от станции гидравлического управления. Манжеты 4, 7, 10 и 14 предотвращают утечки масла.

2.3 Вращающийся превентор

Вращающиеся превенторы (ПВ) предназначены для герметизации кольцевого зазора между устьем скважины и бурильной колонной и обеспечения ее вращения, подъема и спуска при герметизированном устье.

На рисунке цифрами обозначены: а — типа ПВ 1 — С — (280,350. 425) х7; б — типа ПВ6 — С — 280х14; 1 — корпус; 2 — гайка байонетная; 3 — корпус патрона; 4 — узел подшипников; 5 — ствол вращающийся; 6 — элемент уплотнительный; 7 — вкладыш ведущей трубы; 8 — узел шевронного уплотнения; 9 — насос; 10 — привод насоса

Рисунок 6 — Вращающиесяпревенторы

Область применения ПВ — роторное бурение с очисткой забоя воздухом, газом или аэрированным раствором, а также при обратной промывке скважины и вскрытии горизонтов с высоким пластовым давлением.

Принцип действия ПВ: бурильная колонна в процессе бурения и спускоподъемных операций уплотняется самоуплотняющейся манжетой под действием ее упругости и давления на устье скважины. Эта манжета крепится к стволу, монтируемому в корпусе ПВ на подшипниках и, соответственно, имеющему возможность вращения вместе с бурильной колонной.

Составные части ПВ (рисунок 6), их устройство и функции:

1) Корпус 1, отлитый из легированной стали, имеет опорный фланец для соединения с превентором ПП или ПК и боковой отвод для присоединения к циркуляционной системе бурового комплекса.

2) Неподвижный патрон 3 служит для размещения вращающегося ствола 5 и его опор с радиальными подшипниками 4. Подшипники смазываются жидким маслом, от ее утечки предохраняется шевронными манжетами 8.

3) Вращающийся ствол 5, выполненный в виде полого цилиндра, вращается на подшипниках 4. К стволу крепится на байонетномсоединении специальная манжета 6 с внутренними поясками квадратного и круглого сечений соответственно для уплотнения ведущей и бурильной труб. При спусках и подъемах долота ствол 5 отсоединяется от корпуса ПВ и извлекается из корпуса вместе с неподвижным корпусом 3.

Основной элемент вращающегося превентора- уплотнитель, позволяющий протаскивать инструмент через его отверстие. Уплотнитель состоит из металлического основания и резиновой части, прикреплен к стволу при помощи байонетного соединения и болтов. От проворачивания его предохраняют шпоночные выступы, входящие в вырезы ствола.

Источник

Противовыбросовое оборудование

Противовыбросовое оборудование (ОП) представляет собой комплекс, состоящий из сборки превенторов, манифольда и гидравлического управления превенторами, предназначенный для управления проявляющей скважиной с целью обеспечения безопасных условий труда персонала, предотвращения открытых фонтанов и охраны окружающей среды от загрязнения в умеренном и холодном макроклиматических районах.

Область применения противовыбросового оборудования

Область применения противовыбросового оборудования — строительство и капитальный ремонт нефтяных и газовых скважин.

Основная задача комплекса: сохранение находящегося в скважине бурового раствора и проведение операций по его замещению (глушение скважины) другим с требуемыми параметрами.

Комплекс противовыбросового оборудования обеспечивает проведение следующих работ:

  • герметизацию скважины, включающую закрывание — открывание плашек (уплотнителя) без давления и под давлением;
  • спуск-подъем колонны бурильных труб при герметизированном устье, включая протаскивание замковых соединений, расхаживание труб, подвеску колонны труб на плашки и удержание ее в скважине плашками при выбросе;
  • циркуляцию бурового раствора с созданием регулируемого противодавления на забой и его дегазацию;
  • оперативное управление гидроприводными составными частями оборудования.

Основные параметры противовыбросового оборудования

Основные параметры ОП и его составных частей соответствуют требованиям ГОСТ 13862—90 и данным, приведенным в табл. 8.1.

Схемы обвязки противовыбросового оборудования

В соответствии с указанным ГОСТом предусмотрено 10 типовых схем обвязки ОП:

  • схемы 1 и 2 — с механическим (ручным) приводом превенторов;
  • схемы 3-10 — с гидравлическим приводом превенторов.

Условное обозначение ОП

Условное обозначение ОП по ГОСТ 13862—90 состоит из слова «оборудование», шифра, построенного по приведенной ниже схеме, и наименования нормативно — технического документа на поставку или стандарта:

  • диаметр условный прохода манифольда, мм;
  • рабочее давление, МПа;
  • тип исполнения изделия по коррозионной стойкости — в зависимости от скважинной среды (табл. 8.2);
  • обозначение модификации, модернизации (при необходимости).

Технические характеристики ОП

В табл. 8.3 приведена краткая техническая характеристика ОП, поставляемого заводами России.

Виды противовыбросового оборудования


  • Плашечные превенторы
  • Кольцевые превенторы
  • Вращающиеся превенторы
  • Превентор универсальный
  • Фланцевые катушки и крестовины
  • Установки гидроуправления противовыбросовым оборудованием
  • Манифольды
  • Испытательный стенд

Дегазатор «Брянковский завод бурового оборудования»

Предназначен для дегазации бурового раствора в процессе его циркуляции через скважину . Подробнее.

Источник

Нефть, Газ и Энергетика

1.1. Монтаж противовыбросового оборудования должен производится в соответствии со схемой обвязки устья скважины, которая определяется из геолого-технических условий; технической документацией (технический паспорт, технические условия или инструкция по эксплуатации); соответствующих правил; схем и ГОСТов при освоении, текущем и капитальном ремонте и в соответствии с положениями настоящей инструкции. Выбранная схема должна быть указана в плане работ на ремонт (освоение) скважины.

1.2. В процессе работ допускается переход от одной схемы обвязки устья скважины противовыбросовым оборудованием к другой. Все изменения должны указываться в плане работ.

1.3. К работе по монтажу и эксплуатации допускаются работники, прошедшие подготовку по курсу “Контроль скважины. Управление скважиной при ГНВП”.

1.4. Устьевое оборудование и превентора должны собираться из узлов и деталей заводского изготовления, должны иметь паспорта и быть опрессованы на пробное давление.

1.5. Периодичность проверки ПВО в условиях базы— гидравлическая опрессовка на рабочее давление-через 6 месяцев. Дефектоскопия –один раз в год. После проведения проверки составляется акт.

1.6. Устье скважины с установленным ПВО, должно быть обвязано с доливной емкостью.

1.7. При температуре воздуха ниже –10 о С превентора должны быть обеспечены обогревом.

1.8. Для подъема превенторов на высоту должны использоваться стропы соответсвующей грузоподъемности (вес ПВО указывается в техническом паспорте), прошедшие испытание и имеющие соответсвующую маркировку.

Подготовительные работы к монтажу ПВО.

2.1. Произвести планировку территории вокруг скважины для предотвращения возможных разливов технологических жидкостей.

2.2. Провести инструктаж с членами бригадами по безопасному ведению работ с записью в журнале.

2.3. Смонтировать подъемник и рабочую площадку согласно технических условий и требований ОТ и ТБ.

2.4. Собрать и подготовить к работе линии обвязки (выкидные и глушения) для закачки технологических жидкостей в скважину и сброса флюида коллектор.

2.5. Проверить центровку мачты относительно устья скважины.

2.6. Перед демонтажем фонтанной арматуры необходимо убедиться в отсутствии избыточного давления в трубном и межтрубном пространствах скважины.

2.7. Подготовить запорную компоновку (или аварийную трубу с шаровым краном), опрессованную на рабочее давление ПВО. Наружный диаметр дистанционного патрубка запорной компоновки или аварийной трубы должен соответствовать типоразмеру трубных плашек превентора. При использовании разно размерных труб обязательно наличие переходного переводника. Произвести визуальный осмотр. Запорная компоновка должна быть чистой, без снега и льда, не иметь вмятин, трещин и т.п.. Полировка уплотнительной головки УГУ-2, входящей в состав запорной компоновки, не должна иметь вмятин, задиров, трещин.

Запорная компоновка должна находится на рабочей площадке, иметь свободный доступ к ней и защищена от попадания грязи и брызгов.

Подготовить противыбросовое оборудование, очистить фланцы и канавки фланцевых соединений, произвести визуальный осмотр. Корпус превентора не должен иметь вмятин, задиров, трещин. Штоки штурвалов не должны быть погнуты и свободно вращаться.

Схемы обвязки устья скважины

3.1.Схема обвязки устья скважин №1

Схема применяется при работах на скважинах с пластовым давлением, не превышающем гидростатическое, когда сохраняется возможность нефтегазопроявления.

3.1.1 При работе с универсальным герметизатором устья (УГУ-2) для предотвращения нефтегазопроявления через трубы должна применяться запорная компоновка, представленная на схеме (поз.8), к которой предъявляются следующие

— шаровой кран запорной компоновки должен находиться в открытом положении.

— закрытие шарового крана производится после закрытия плашечных затворов.

— длина дистанционного патрубка должна быть определена с расчетом , чтобы круговой паз герметизирующей муфты был на уровне затвора (в случае отсутствия центратора).

3.1.2. При работах, связанных со сменой электроцентробежных насосов, на площадке должно находиться устройство для рубки кабеля. Рубка кабеля в случае нефтегазопроявления должна быть произведена в непосредственной близости от клямсы.

3.1.3. При монтаже по схеме №1 для того, чтобы предотвратить работы по демонтажу АПР при возникновении ГНВП рекомендуется применять УГУ-2-140.

3.2. Схема обвязки устья скважины №2

Схема применяется при работах, связанных с освоением, капитальным и текущим ремонтом скважин с пластовым давлением, равным и превышающим гидростатическое.

3.2.1. Компоновка противовыбросового оборудования содержит один превентор, оборудованный плашками под диаметр применяемых бурильных или насосно-компрессорных труб.

3.2.2. При работах, связанных со сменой электроцентробежных насосов, на площадке должно находиться устройство для рубки кабеля. Рубка кабеля в случае нефтегазопроявления должна быть произведена в непосредственной близости от клямсы.

3.2.3. Специально для скважин с ЭЦН возможно применение трубно-кабельного превентора заводского изготовления, исключающего рубку кабеля при нефтегазопроявлении (только при использовании кабеля плоского сечения типа КППБПС).

3.2.4. Управление превентором производится непосредственно на устье скважины. Рабочая площадка должна обеспечивать удобный и беспрепятственный доступ к штурвалам превентора.

3.3. Схема обвязки устья скважины №3

Схема применяется при перфорации, воздействии на пласт ПГД и других работах, связанных со спуском геофизического кабеля, при работе на газовых скважинах, скважинах с газовым фактором более 200м 3 / м 3

3.3.1. Данная схема является комбинированной, предусматривающей работу по подъему и спуску НКТ и бурильных труб по схеме №2.

Перед началом геофизических работ скважина должна быть оборудована по схеме №3, после чего производится проверка на герметичность монтажа с составлением акта. После окончания геофизических работ оборудование устья скважины противовыбросовым оборудованием должно быть приведено в соответствие со схемой №2.

3.3.2. Компоновка противовыбросового оборудования должна содержать два

превентора. Нижний превентор оборудуется глухими плашками, верхний превентор — плашками под диаметр применяемых бурильных или насосно-компрессорных труб. Превентор с трубными плашками оборудуется дистанционным управлением.

Монтаж ПВО.

4.1 Демонтировать фонтанную арматуру, проверить состояние уплотнительных колец и канавок фланцевых соединений.

4.2 При работе по схеме 1 на крестовину (или через переходную катушку) монтируется уплотнительная головка. Герметизирующая муфта входит в состав запорной компоновки и должна находится на рабочей площадке.

4.3. При выборе схемы №2 превентор с трубными плашками монтируется на крестовину (или через переходную катушку). Плашки должны соответствовать диаметру дистанционного патрубка запорной компоновки.

4.4. При выборе схемы обвязки ПВО с двумя превенторами сначала монтируется превентор с глухими плашками, на него устанавливается превентор с трубными плашками. При этом превентор с трубными плашками оборудуется дистанционным управлением посредством тяг длиной не менее 10м, выполненных из труб диаметром 73мм. Перед штурвалами должна быть информация о направлении вращения и количестве оборотов для закрытия –открытия превентора и метки показывающие полное открытие и закрытие плашек превентора.

4.5. Допускается по согласованию с противофонтанной службой для проведения прострелочно-взрывных работ в колонне с последующим демонтажем установка верхнего превентора с глухими плашками и продолжения работ с одним превентором (кроме скважин 1-ой категории). В этом случае повторная опрессовка оставшегося в обвязке превентора не требуется.

4.6. Профиль уплотнительных колец фланцев должен соответствовать профилю канавок на фланцах фонтанной арматуры и противовыбросового оборудования. Кольца и канавки должны быть очищены быть очищены от льда и грязи и при установке ПВО плотно входить друг в друга.

4.7. Присоединение ПВО к крестовине фонтанной арматуры производится на все шпильки, при этом гайки должны быть навернуты так, чтобы после наворота гайки на шпильке оставалось 2-3 витка резьбы. Затяжка их производится крест-накрест.

4.8. После монтажа противовыбросового оборудования скважина опрессовывается технической водой на максимально ожидаемое давление, но не выше давления опрессовки эксплуатационной колонны.

4.9. После монтажа противовыбросового оборудования на скважине с перфорированной или негерметичной колонной ПВО опрессовывается на давление не менее3,0 МПа. Давление опрессовки определяется, исходя из технического состояния и приемистости скважины и указывается в плане работ.

4.10. Результаты опрессовки оформляются актом.

Эксплуатация

5.1. Должен быть обеспечен свободный доступ к устью скважины для обслуживания ПВО.

5.2. Перед началом смены необходимо проводить проверку затяжки фланцевых соединений и контроль технического состояния подвижных элементов (проверка на легкость открытия-закрытия). Результаты проверки необходимо занести в журнал проверки оборудования. Не реже одного раза в декаду производится контрольная проверка противовыбросового оборудования мастером бригады. Результаты проверки заносятся в журнал проверки оборудования.

5.3. При необходимости замены плашек следует руководствоваться рекомендациями завода – изготовителя, отраженными в паспорте на превентор. Работы производятся под руководством специалиста – механика по противовыбросовому оборудованию.

5.4. После замены плашек или узлов превентора непосредственно на устье скважины необходимо превенторную установку опрессовать на давление опрессовки колонны (п.2.9.16 ПБ НГП) или в соответствии с п. 4.8 настоящей инструкции.

5.5. Периодичность проверки плашечных превенторов :

— гидравлическая опрессовка — через каждые 6 месяцев

— дефектоскопия — один раз в год.

Запрещается:

Ø Производить удары по корпусу ПВО с целью очистки поверхности от грязи и льда.

Ø Проводить сварочно-ремонтные работы соединительных швов на корпусе;

Ø Обогревать элементы превентора открытым огнем.

Ø Расхаживать или вращать колонну насосно-компрессорных труб или бурильных труб, не допускается нагрузка на плашки более 20т.

Источник

Adblock
detector