Противикидне обладнання 1

Противикидне обладнання призначене для герметизації гирла свердловини з метою запобігання відкритих викидів рідини або газорідинної суміші та фонтанів при бурінні, випробуванні, випробуванні та освоєнні свердловини. Основна причина цих явищ - перевищення пластового тиску (тиску в продуктивному пласті поклади) над тиском промивної рідини, що заповнює свердловину:

де Рпл - пластовий тиск; р-щільність промивної рідини; g-прискорення вільного падіння; z -глибина свердловини.

Пластовий тиск зростає приблизно на 0,1 МПа на кожні 10 м глибини залягання пласта. Однак зустрічаються ізольовані ділянки з аномально низьким або високим пластовим тиском, що не підкоряються цьому правилу. Інтенсивність фонтанування і викидів зростає зі збільшенням перепаду тисків.

Відкриті фонтани і викиди становлять небезпеку для обслуговуючого персоналу, призводять до забруднення навколишнього середовища і пожеж, гасіння яких вимагає великих трудових і матеріальних витрат. Противикидне обладнання повинно мати абсолютну надійністю і високим ступенем готовності. Тільки тоді можна забезпечити своєчасне пере-криті гирла свердловини при наявності або відсутності в ній бурильної колони. При цьому повинна бути забезпечена можливість виконання наступних технологічних операцій:

ходіння, проворачивание і протягування бурильних труб із замковими з'єднаннями і обсадних труб з муфтами;

закрита циркуляція промивної рідини з протитиском на пласт;

закачування розчину в пласт буровими або цементувальні насосами.

До складу противикидного обладнання входять: превентори, гирлова хрестовина, надпревенторная котушка і роз'ємний жолоб, складові стволовую частина превенторного обладнання; маніфольди для обв'язки стовбурової частини протівовиб-росів обладнання, що забезпечують можливість управління свердловиною при газонефтепроявленіях; станції управління превенторами і маніфольди

Існує велика різноманітність конструкцій свердловин і умов буріння, тому для забезпечення надійності охорони навколишнього середовища і надр землі схеми обладнання гирла свердловин стандартизовані. ГОСТ 13862-80 передбачає чотири типових схеми обладнання гирла свердловин з числом плашечних превенторів від одного до чотирьох при бурінні на суші. Схеми обладнання при установці превенторів на дні моря і великий товщі води значно складніше. Противикидне обладнання встановлюють між гирлом свердловини і підлогою бурової установки. У зв'язку з цим для зменшення висоти і полегшення заснування вишечних-лебедочного блоку, маса і розміри якого зростають зі збільшенням висоти підлоги бурової установки, необхідної для монтажу противикидного обладнання, превентори і інші елементи його стовбурової частини повинні бути компактними.

За правилами безпеки в нафтогазовидобувній промисловості установка противикидного обладнання обов'язкова при бурінні на розвідувальних площах, газоконденсатних і газових родовищах і на родовищах з аномально ви-сокімі пластовими тисками. Устя свердловини обладнується превенторами після спуску і цементування кондуктора і проміжної колони. Противикидне обладнання випробовується на міцність і герметичність.

Залежно від очікуваної інтенсивності нафтогазопроявів в свердловині рекомендуються такі схеми монтажу обладнання для герметизації гирла свердловини.

двухпревенторная з двома лініями манифольда (Ріс.15.1.а);

трехпревенторная з двома лініями манифольда (Ріс.15.1.б);

трехпревенторная з трьома лініями манифольда (Ріс.15.1.в);

трехпревенторная з чотири лініями манифольда. (Ріс.15.1.г);

Ріс.15.1. Схеми обладнання для герметизації гирла свердловин:

1-установка гідравлічного управління; 2 - роз'ємний жолоб; 3-фланцевая котушка; 4 -універсальний превентора; 5 -плашечний превентора; 6 - Гидроприводная прямоточная засувка; 7 - швидкодіючий (на відкриття) клапан; 8 - напірна труба; 9 - фланець під манометр; 10 - запірний пристрій і роздільник до манометру; 11- прямоточная засувка; 12 - трійник; 13 - швидкороз'ємна полумуфта; 14 -крестові-ну; 15 - швидкозмінний дросель; 16 - регульований дросель; 17 -отбойная камера- дегазатор; 18 - гирлова хрестовина; 19 - колонна головка; / - лінія глушіння; // - лінія дросселирования; III - резервна лінія

Обв'язка превенторів - маніфольд - призначена для управління тиском в свердловині при нафтогазопроявами шляхом впливу на пласт закачуванням розчину і створення протитиску на нього. Манифольд складається з ліній дросселирования і глушіння, які з'єднуються зі стовбурної частиною обладнання для герметизації і являють собою систему трубопроводів і арматури (засувки і регульовані дроселі з ручним або гідравлічним керуванням, манометри і ін.).

Лінія глушіння з'єднується з буровими насосами і служить для закачування в свердловину утяжеленного розчину по міжтрубному просторі. При необхідності лінія глушіння використовується для зливу газованого бурового розчину в ка-меру-дегазатор циркуляційної системи бурової установки.

Лінія дросселирования служить для зливу бурового розчину і відбору флюїдів зі свердловини з протитиском на пласт, а також для закачування в свердловину рідини з по-міццю цементувальних агрегатів. У схемі, що застосовується при бурінні свердловин з підвищеною небезпекою нафтогазопроявів, верхня лінія дросселирования служить резервною.

Маніфольди розраховують на робочий тиск 21, 35, 70 МПа. Залежно від конструкцій засувок вони бувають двох типів: МП - з клиновими засувками і МПП - з прямоструминними засувками. Маніфольди типу МП в блочному виконанні шифруються МПВ. У шифрі маніфольдів цифрами вказується діаметр їх прохідного отвори (в мм) і робочий тиск (в МПа). Наприклад, маніфольд діаметром 80 мм (приймається в даний час для всіх маніфольдів) на тиск 35 МПа шифрується МПВ-80х35.

Маніфольди встановлюють на рамах-санчатах з телескопічними стійками, що дозволяють регулювати висоту їх розташування в межах 0,65-1,25 м в залежності від положення колоною головки над гирлом свердловини. Висота розташування головки змінюється після спуску і цементування кожної обсадної колони. Висота рознімного жолоби встановлюється за відстанню між фланцевої котушкою і ротором бурової установки.

На установках монтують один або два плашечних превентора. У морських свердловинах з гирлом на дні моря встановлюють три, а іноді і чотири плашечних превентора, а над ними універсальний превентора. У морських установках монтують іноді два універсальних превентора. При бурінні під тиском над цим превентора розташовують обертається превентора.

Після монтажу лінії маніфольдів превентори піддають гідровипробувань під тиском в 1,5 рази перевищує робочий.

Для герметизації гирла свердловин використовують плашечниє, універсальні і обертаються Превентори.

Плашковий превентора (ріс.15.2) призначений для герметизації гирла свердловини при наявності і відсутності труб в свердловині. Корпус 2 превентора являє собою сталеву виливок з вертикальним прохідним отвором і циліндричними фланцями з різьбленням для шпильок. З'єднання шпильками дозволяє зменшити висоту превентора, однак вимагає точної його підвіски при монтажі противикидного обладнання, що забезпечує збіг осей шпильок і отворів фланця. Число і діа-метр шпильок визначають з розрахунку фланцевого з'єднання на герметичність. На опорних поверхнях фланців є канавки для ущільнювальної сталевий кільцевої прокладки восьмигранного перетину.

Корпус превентора забезпечений горизонтальної наскрізний порожниною для розміщення плашок 18. Зовні порожнину закривається бічними кришками 1 і 6, які кріпляться до корпусу болтами 5. Стики кришок з корпусом ущільнюються гумовими прокладками 4, встановленими в канавках кришок. Використовуються і відкидні кришки, шарнірно з'єднуються з корпусом. Для запобігання примерзання плашок в корпус превентора вбудовуються трубки 15 для подачі пари в зимовий час. На бічних торцях кришок за допомогою шпильок кріпляться гідроциліндри 7 двостороннього дії для закриття і відкриття превенторів. Зусилля, створюване гідроциліндром, має бути достатнім для закриття превентора при тиску на гирлі свердловини, що дорівнює робочому тиску превентора.

Штоки поршнів 8 забезпечені Г-подібним виступом для з'єднання з оправкой плашок. Під тиском робочої рідини, що нагнітається з колектора 3 по трубках 19 в зовнішні порожнини гідроциліндра, поршні переміщаються в зустрічному напрямку і плашки закривають прохідний отвір превентора. При нагнітанні робочої рідини у внутрішні порожнини гідроциліндрів плашки розсуваються і відкривають прохідний отвір превентора. Поршні і штоки, а також нерухомі з'єднання гідро-циліндрів ущільнюються гумовими кільцями 9, 13, 14.

Гідравлічне управління превентора дублюється ручним механізмом одностороннього дії, що використовуються при відключенні і відмовах гідравлічної системи, а також при необхідності закриття превентора на тривалий час. Ручний механізм складається з шлицевого валика 10 і проміжної різьбової втулки 12, що має шлицевое з'єднання з поршнем. Валик 10 за допомогою вилки І кардана і тяги з'єднується зі штурвалом, винесеним на безпечну відстань від гирла свердловини. При обертанні валика за годинниковою стрілкою різьбова втулка 12 наводиться в прямолінійний рух і переміщує поршень до замикання плашок превентора. Розрахунковий час закриття превентора становить 10 с при використанні гідравлічної системи і 70 с при ручному управлінні. При зворотному обертанні гвинта поршні залишаються нерухомими, а різьбові втулки завдяки шліцьового з'єднання з поршнями повертаються в початкове положення. Після переміщення різьбових втулок у вихідне положення превентора можна відкрити за допомогою гідравлічної системи управління.

У плашечних превентора застосовують трубні плашки для герметизації гирла свердловини з підвішеною колоною Бурилов-них або обсадних труб і глухі плашки при відсутності труб в свердловині. При необхідності використовують спеціальні плашки для перерізання труб.

Плашки складаються з гумового ущільнювача 16 і вкладиша 17. з'єднаних з корпусом болтами і гвинтами. Армовані металеві пластини надають ущільнювача необхідну міцність і протидіють видавлювання гуми при ходіння колони труб. Напрацювання ущільнювача вимірюється числом циклів закриття превентора і сумарною довжиною труб, протягує через закритий превентора зі швидкістю 0,5 м / год при тиску в гидроцилиндре і свердловині не більше 10 МПа. Згідно з нормами, середнє напрацювання до відмови ущільнювача повинна становити не менше 300 закриттів превентора без тиску і забезпечувати можливість протягування більше 300 м труб через закритий превентора.

Плашкові превентори не забезпечують герметизації гирла свердловини, якщо на рівні плашок розташовуються провідна труба, бурильний замок, муфта та інші частини колони труб, діаметр і геометричні форми яких не відповідають встановленим в превентора плашкам. При закритому превентора допускається повільне ходіння колони в межах гладкої частини труб і неможливо обертання, спуск і підйом бурильної колони.

Універсальні Превентори володіють більш широкими можливостями (рис. 15.3). Вони герметизують гирлі свердловини при наявності і відсутності в ній підвішеною колони труб і разом з тим дозволяють, зберігаючи герметичність гирла свердловини, провертати бурильну колону і протягати труби разом з муфтами і бурильними замками. Універсальний превентора здатний герметизувати гирло свердловини незалежно від діаметра і геометричної форми ущільнюється предмета. Корпус 17 являє собою сталеву виливок ступінчастою циліндричної форми з опорним фланцем і шпильками 19 для кріплення превентора, вушками 10 для його підвіски при монтажно-демонтажних роботах і транспортуванні.

У корпусі превентора розташовуються порожнистий ступінчастий поршень 9, резинометаллическая ущільнювальна манжета 5 і запобіжна втулка 14. Ущільнювальна манжета, що має форму усіченого конуса з осьовим отвором, контактує з ко-нусним отвором поршня і впирається в кришку 2, забезпечену прохідним отвором і прямокутної різьбленням для згвинчування з корпусом превентора. Кришка ущільнюється манжетою 4 і фіксується в затягнутому стані стопорним болтом 3. Глухі різьбові отвори на опорному фланці кришки призначені для шпильок /, використовуваних для кріплення фланцевої котушки про-тівовибросового обладнання. Кільцеві канавки на опорних фланцях корпуса і кришки призначені для металевих кілець ущільнювачів 18.

Між корпусом, кришкою і поршнем утворюються порожнини А і Б, сполучені за допомогою штуцерів 8 і 13 і трубопроводів з гідравлічною системою управління противикидним обладнанням. При нагнітанні масла з системи гідрокерування в порожнину Б поршень переміщається вгору і внутрішнім конусом стискає ущільнювальну манжету в радіальному напрямку. В результаті деформації прохідний отвір манжети виявляється повністю закритим. При наявності інструменту манжета обжимає його і перекриває перетин між превентора і інструментом. Тиск нагнітається в превентора масла встановлюється регулюючим клапаном системи гідрокерування.

Для усунення витоків масла використовуються самоуплотняющіеся манжети 6, 7, 11, 12, 15, 16 і кільця ущільнювачів 18. Ущільнювальна манжета утримується в закритому стані зусиллям, створюваним гирловим тиском в свердловині па площа поршня в порожнині В превентора. Превентор відкривається в результаті нагнітання масла в порожнину А і при одночасному зливі з порожнини Б. Під тиском масла в порожнині А поршень переміщається вниз і звільняє манжету, яка розтискується завдяки власній пружності. Розрахунковий час закриття універсального превентора не повинно перевищувати 30 с.

Ріс.15.3 Універсальний превентора.

Обертові превентори, призначені для герметизації кільцевого зазору між гирлом свердловини і бурильної колоною і забезпечення можливості обертання, підйому і спуску бурильної колони при герметизированном гирлі. У складі противикидного обладнання обертається превентора використовується при роторному бурінні з очищенням забою від вибуренной породи газом, повітрям або аерувати розчином для промивання, а також при зворотному промиванні свердловини і розкритті пластів з високим пластовим тиском.

Обертається превентора (рис. 15.4) складається з корпусу 7, нерухомого патрона 4 і обертового стовбура 6. На відміну від плашечного і універсального превенторів, що мають гідравлічний привід, в обертовому превентора використовується Самоущільнюючий манжета 9, що обтискає що охоплюватиме частина бурильної колони під дією власної пружності і тиску на гирлі свердловини. Литий корпус 7 з легованої сталі забезпечений опорним фланцем для з'єднання з плашковим або універсальним превентора і бічним відведенням для приєднання до циркуляційної системі бурової установки.

Діаметр отвору опорного фланця залежить від типорозміру превентора і повинен бути достатнім для проходу долота. Стовбур 6, що має форму полого циліндра з зовнішнім опорним фланцем, обертається на наполегливому 5 і радіальних 3 підшипниках. До стовбура на швидко байонетного з'єднання кріпиться Самоущільнюючий манжета з внутрішніми пасками квадратного і круглого перерізів, призначеними відповідно для ущільнення провідною і бурильної труб. Прохідний перетин стовбура менше діаметра долота. Тому при спуску і зміні його необхідно стовбур від'єднати від корпусу превентора. Для цього стовбур з патроном з'єднують з корпусом превентора за допомогою байонетного затвора і фіксатора 10, забезпеченого дистанційним пневматичним і ручним управлінням.

Перед установкою патрона в корпус фіксатор 10 з допомогою пневмоциліндра, керованого з пульта 13, або за допомогою гвинта 12 і троса 11 відводиться в крайнє ліве положення і звільняє прохід для установки патрона. Після цього патрон вводять виступами в пази корпусу і повертають за годинниковою стрілкою до упорів, встановлених в корпусі. Далі звільняють фіксатор, який під дією пружини пневмоцилиндра замикає патрон в корпусі превентора. Щоб витягнути патрон з корпуса, необхідно попередньо відключити фіксатор і повернути патрон проти годинникової стрілки. Патрон повертають провідною трубою, що обертається ротором за допомогою вкладишів 1. Шинно-пневматична муфта 2, що включається з пульта 13, з'єднує патрон зі стовбуром, і в результаті цього обидва вони спільно з провідною трубою повертаються щодо корпусу превентора. Підшипники стовбура змащуються рідким маслом, оберігає від витоків і забруднення асбографітовимі манжетами 8.