Монтаж и эксплуатация бурового оборудования

 

ЧПРИЛОЖЕНИЕ 2

Рекомендуемое

2.3 ПРИМЕНЯЕМОСТЬ ТИПОВЫХ СХЕМ ОП

Условный проход ОП, мм	Рабочее давление ОП, МПа	Типовая схема ОП (по п. 1.1)
		1	2	3	4	5	6	7	8	9	10
100	14	Х
	21	Х
	35	Х
	70		Х
180	14	Х
	21	Х	Х
	35	Х	Х
	70		Х	Х		Х	Х	Х	Х	Х
	105					Х	Х	Х	Х	Х	Х
230	35			Х		Х	Х	Х	Х	Х
	70					Х	Х	Х	Х	Х	Х
280	21			Х		Х
	35					Х	Х	Х	Х	Х
	70					Х	Х	Х	Х	Х	Х
	105							Х	Х	Х	Х
350	21			Х		Х
	35					Х	Х	Х	Х	Х
	70					Х	Х	Х	Х	Х	Х
425	21			Х	Х	Х
	35			Х	Х	Х	Х	Х
476	35			Х	Х
	70			Х	Х	Х	Х	Х	Х
540	14			Х	Х
	21			Х	Х
680	7			Х	Х
	14			Х	Х

 

Примечания:

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

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

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

ПРИЛОЖЕНИЕ 3

Обязательное

2.4 УСЛОВНОЕ ОБОЗНАЧЕНИЕ ОП

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

ОП

Х

-

Х/Х

´

XX

-

Х

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

Условный проход ОП, мм

Условный проход манифольда, мм

Рабочее давление, МПа

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

Обозначение модификации, модернизации (при необходимости)

 

Обозначение коррозионностойкого исполнения ОП

Обозначение исполнения	Параметры скважинной среды
K 1	Среда с объемным содержанием СО2 до 6%
К2	Среда с объемным содержанием СО2 и H2S до 6%
К3	Среда с объемным содержанием СО2 и H2S до 25%

 

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

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

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

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

То же, для ОП по схеме 10 для скважинной среды с содержанием СО2 и H 2 S до 6%:

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

 

ПРИЛОЖЕНИЕ 4

Справочное

2.5 ОСНОВНЫЕ ПАРАМЕТРЫ И РАЗМЕРЫ ПРЕВЕНТОРОВ

Условный проход, мм	Рабочее давление Рр, МПа	Диаметр прохода, мм	Нагрузка на плашки, кН, не менее		Диаметр труб, уплотняемых плашками, мм	Высота превенторов, мм, не более		Масса превенторов, кг, не более
			от давления скважины	от веса колонны		ПК	ПП	ПК	ПП
180	21	180	160	560	O т 26,4 до 139,7	850	500	1500	1000
	35		280	900		1100	500	2200	1300
	70		560	1600		1300	650	6000	1700
	105		850	1800		-	-	-	-
230	2,1	230	280	710	От 60,3 до 177,8	1105	380	3000	1100
	35		450	1100		1180	550	3025	1500
	70		800	2700		1500	700	9500	2900
	105		1330	2700		2000	1000	17500	4000
280	21	280	320	900	От 60,3 до 219,1	1100	550	3000	2100
	35		560	1600		1500	600	4500	2500
	70		1100	2500		1730	800	14000	3000
	105		1600	2800		2000	1000	17500	4000
350	21	346	320	900	От 60,3 до 273,0	1250	600	4900	2500
	35		560	1600		1600	700	7900	4400
	70		1100	2500		1950	900	18000	5000
	105		1600	2800		-	1100	-	10000
425	14	425	220	560	От 60,3 до 339,7	-	500	-	3000
	21		320	900		1500	600	7600	4000
	35		560			1700	800	12000	6000
	70		1100	2500		-	900	-	9500
540	14	540	220	560	От 60,3 до 406,4	1700	800	10000	4000
	21	527	320	900		1750	900	15000	5000
	35	540	560	1600		2085	1000	22020	6500
	70	540	1100	2500		-	1300	-	13000
680	14	680	220	560	От 60,3 до 508,0		950		6000
	21		320	900		1850	1200	17000	8800

 

Примечания:

1. Значение  высоты и массы превенторов ПП относится к исполнению с бесфланцевым корпусом.

2. Типоразмеры  с условным проходом 230 мм на  рабочие давления 70 и 105 МПа для  модернизации и нового проектирования  не должны применяться.

XX. Требования к монтажу и  эксплуатации противовыбросового  оборудования (ПВО) 250. Буровые организации  должны разрабатывать инструкции  по монтажу и эксплуатации  ПВО в соответствии с применяемым  оборудованием, технологией ведения  работ и инструкциями по монтажу, техническому обслуживанию, эксплуатации  и ремонту изготовителей. 251. На кондуктор, промежуточные колонны, ниже которых при бурении возможно вскрытие газонефтеводопроявляющих отложений, а также на эксплуатационную колонну при проведении в ней работ, связанных со вскрытием продуктивного горизонта, и других работ со вскрытым продуктивным пластом устанавливается противовыбросовое оборудование. Обсадные колонны должны быть обвязаны между собой колонными головками. Рабочее давление Ó Балаба В.И. http://www.gubkin.ru/personal_sites/balabavi колонной головки должно быть не менее давления опрессовки обсадной колонны на герметичность, рассчитываемого на каждом этапе бурения скважины из условий полной замены в скважине бурового раствора пластовым флюидом или газожидкостной смесью и герметизации устья скважины при ликвидации открытого фонтана. Температурный режим эксплуатации колонной головки должен быть не ниже значений проектных решений. 252. Превенторная установка, манифольд (линии дросселирования и глушения), система гидроуправления превенторами, пульт управления дросселем, сепаратор (трапно-факельная установка) выбираются в зависимости от конкретных горно-геологических условий с учетом возможности выполнения следующих технологических операций: герметизации устья скважины при спущенной бурильной колонне и без нее; вымыва пластового флюида, поступившего в скважину, на поверхность; подвески колонны бурильных труб на плашках превентора после его закрытия; срезания бурильной колонны; контроля состояния скважины во время глушения; расхаживания бурильной колонны для предотвращения ее прихвата; спуска или подъема части или всей бурильной колонны при загерметизированном устье скважины. 253. Выбор типа противовыбросового оборудования и колонной головки, схема установки и обвязки противовыбросового оборудования, блоков глушения и дросселирования осуществляется проектной организацией и согласовывается с противофонтанной службой (противофонтанной военизированной частью), буровой организацией и заказчиком. При этом следует руководствоваться следующими положениями: при вскрытии скважиной изученного разреза с нормальным пластовым давлением, представленного нефтяными и водяными (с растворенным газом) пластами, после спуска кондуктора или промежуточной колонны на устье устанавливается превенторная установка, обеспечивающая герметизацию скважины при спущенной колонне и без нее (один плашечный превентор с трубными плашками, один плашечный превентор с глухими плашками и универсальный превентор); три или четыре превентора, в том числе один универсальный, устанавливаются на скважине при вскрытии газовых, нефтяных и водяных горизонтов с аномально высоким пластовым давлением. Необходимость установки превентора со срезающими плашками при ожидаемом избыточном давлении на устье скважины ниже 350 кгс/см2 (35 МПа) и объемном содержании сернистого водорода до 6% определяется организацией по согласованию с противофонтанной службой (противофонтанной военизированной частью), исходя из характеристики пласта (состав флюида, пористость, проницаемость, дебит и др.); четыре превентора, в том числе один превентор со срезающими плашками и один универсальный, устанавливаются на устье в случаях: а) вскрытия пластов с аномально высоким пластовым давлением (то есть давлением, превышающим гидростатическое давление воды в 1,3 раза) и объемным содержанием сернистого водорода более 6%, а также с наличием сернистого водорода до 6% и избыточным давлением на устье более 350 кгс/см2 (35 МПа); б) использования технологии спуска и подъема труб при избыточном давлении герметизированного устья; в) бурения всех морских скважин. В случаях вскрытия изученного разреза с аномально низким пластовым давлением, представленного нефтяными и водяными (с растворенным газом) пластами, превенторная сборка может не устанавливаться, но обвязка устья скважины должна согласовываться с противофонтанной службой (противофонтанной военизированной частью). 254. Линии сбросов на факелы от блоков глушения и дросселирования должны надежно закрепляться на специальных опорах и направляться в сторону от проезжих дорог, линий электропередач, котельных и других производственных и бытовых сооружений с уклоном от устья скважины. Свободные концы линий сброса должны иметь длину не более 1,5 м. Длина линий должна быть: для нефтяных скважин с газовым фактором менее 200 м3/т - не менее 30 м; для нефтяных скважин с газовым фактором более 200 м3/т, газовых и разведочных скважин - не менее 100 м. Ó Балаба В.И. http://www.gubkin.ru/personal_sites/balabavi Линии и установленные на них задвижки должны иметь внутренний диаметр, одинаковый с внутренним диаметром отводов крестовины; после блока задвижек разрешается увеличение их диаметра не более чем на 30 мм. Расстояние от концов выкидного манифольда до всех коммуникаций и сооружений, не относящихся к объектам буровой установки, должно быть не менее 100 м для всех категорий скважин. Для скважин, сооружаемых с насыпного основания и ограниченных площадок, длина линий от блоков глушения и дросселирования должна устанавливаться подрядчиком по согласованию с заказчиком. Разрешается направлять линии сброса в одну сторону с использованием узлов и деталей, имеющих паспорта установленного образца. 255. На скважинах, где ожидаемое давление на устье превышает 700 кгс/см2 (70 МПа), устанавливается заводской блок с тремя регулируемыми дросселями - два с дистанционным и один с ручным управлением. Во всех остальных случаях установка регулируемых дросселей с дистанционным управлением производится в зависимости от конкретных условий и решается руководством организации при утверждении в установленном порядке схемы обвязки и установки противовыбросового оборудования. 256. Манометры, устанавливаемые на блоках дросселирования и глушения, должны иметь верхний предел диапазона измерений, на 30% превышающий давление совместной опрессовки обсадной колонны и противовыбросового оборудования. Система нагнетания гидроаккумулятора должна включать устройство автоматического отключения насоса при достижении в ней номинального рабочего давления. 257. Противовыбросовое оборудование должно собираться из узлов и деталей заводского изготовления отечественной или импортной поставки. Разрешается применение отдельных узлов и деталей, изготовленных на базах производственного обслуживания организации в соответствии с техническими условиями, согласованными с противофонтанной службой (противофонтанной военизированной частью). Изготовленные узлы и детали должны иметь технические паспорта. 258. Для управления превенторами и гидравлическими задвижками устанавливаются основной и вспомогательный пульты. Основной пульт управления - на расстоянии не менее 10 м от устья скважины в удобном и безопасном месте. Вспомогательный - непосредственно возле пульта бурильщика. Он включается в режим оперативной готовности перед вскрытием продуктивных и газонефтеводопроявляющих пластов. Маслопроводы системы гидроуправления ПВО должны быть опрессованны, согласно инструкции по эксплуатации, быть герметичными и защищены от возможных повреждений. В конструкции пульта управления должна быть предусмотрена звуковая или световая сигнализация при падении уровня рабочей жидкости в баке ниже допустимого. В системе гидравлического управления должна быть обеспечена возможность выпуска воздуха. 259. Штурвалы для ручной фиксации плашек превенторов должны быть установлены в легкодоступном месте, иметь взрывобезопасное освещение и укрытие. На стенке укрытия должны быть нанесены стрелки направления вращения штурвалов, количество оборотов, необходимых для закрытия превенторов, метки, совмещение которых с метками на спицах штурвалов соответствует полному закрытию превенторов, размер плашек. На задвижке перед дросселем должна быть закреплена табличка с указанием допустимого давления для устья скважины, допустимого давления для самого слабого участка скважины и плотности раствора, по которой это давление определено. Каждая буровая установка должна быть обеспечена светильниками напряжением 12 В и аварийным освещением этого же напряжения. Аварийное освещение устанавливается под буровой для освещения ПВО, в отбойных щитах, у основного и вспомогательного пульта управления превенторами, у щита индикаторов веса бурильного инструмента, блоке дросселирования и у аварийного блока задвижек. 260. При вскрытии коллекторов, насыщенных нефтью и газом, на буровой необходимо иметь два шаровых крана. Один устанавливается между ведущей трубой и ее предохранительным переводником, второй является запасным. В случае использования Ó Балаба В.И. http://www.gubkin.ru/personal_sites/balabavi верхнего привода автоматический шаровой кран, с возможностью ручного управления, должен включаться в его состав. При вскрытии газовых пластов с аномально высоким давлением, горизонтов, содержащих сернистый водород, на буровой должно быть три крана. Один шаровой кран устанавливается между рабочей трубой и вертлюгом, второй - между рабочей трубой и ее предохранительным переводником, третий является запасным. Все шаровые краны должны находиться в открытом состоянии. Помимо шаровых кранов на буровой необходимо иметь два обратных клапана с приспособлением для установки их в открытом положении. Один кран является рабочим, второй - резервным. Краны шаровые и клапаны обратные должны иметь технические паспорта и сведения о проведении дефектоскопии. Опрессовка кранов шаровых и обратных клапанов проводится один раз в 6 месяцев. Учет наработки кранов шаровых и клапанов обратных ведется в течение всего срока эксплуатации вплоть до их списания. 261. Превенторы вместе с крестовинами и коренными задвижками, манифольд ПВО (блоки глушения и дросселирования) до установки на устье скважины опрессовываются водой на рабочее давление, указанное в техническом паспорте. После ремонта, связанного со сваркой и токарной обработкой корпуса, превенторы опрессовываются на пробное давление. Превенторы со срезающими, трубными и глухими плашками должны быть опрессованы на стенде на рабочее давление при закрытых плашках, а работоспособность превентора проверена путем открытия и закрытия плашек. 262. После монтажа, до разбуривания цементного стакана, превенторная установка до концевых задвижек манифольдов высокого давления должна быть опрессована водой или инертным газом на давление опрессовки обсадной колонны, указанное в рабочем проекте. Выкидные линии после концевых задвижек опрессовываются водой на давление: 50 кгс/см2 (5 МПа) - для противовыбросового оборудования, рассчитанного на давление до 210 кгс/см2 (21 МПа); 100 кгс/см2 (10 МПа) - для противовыбросового оборудования, рассчитанного на давление выше 210 кгс/см2 (21 МПа). Результаты опрессовки оформляются актом комиссии, в состав которой включается представитель заказчика и противофонтанной службы (противофонтанной военизированной части). 263. После крепления скважины при наличии в нижележащем разрезе продуктивных или водонапорных пластов дальнейшее бурение скважины разрешается продолжать после монтажа и опрессовки превенторной установки совместно с обсадной колонной и опрессовки цементного кольца за обсадной колонной. 264. Превенторы должны периодически проверяться на закрытие и открытие. Периодичность проверки устанавливается буровой организацией, но не реже 1 раза в месяц. Рабочее давление блока превенторов и манифольда должно быть не менее давления опрессовки колонны на герметичность, рассчитанного на каждом этапе строительства скважины исходя из условия полной замены в скважине бурового раствора пластовым флюидом и герметизации устья при открытом фонтанировании. 265. При замене вышедших из строя деталей превентора или одного из узлов превенторной сборки, смене плашек на устье превенторную установку подвергают дополнительной опрессовке на величину давления испытания обсадной колонны. Результаты опрессовки оформляются актом. 266. Плашки превенторов, установленных на устье скважины, должны соответствовать диаметру применяемых бурильных труб. Глухие плашки устанавливают в нижнем превенторе, когда в сборке отсутствует превентор со срезающими плашками. 267. В случаях, когда используется разноразмерная компоновка бурильного инструмента для бурения, на мостках необходимо иметь специальную опрессованную стальную трубу с прочностными характеристиками, соответствующими верхней секции используемой бурильной колонны. Специальная труба должна быть окрашена в красный цвет и иметь метку, нанесенную белой масляной краской, при совмещении которой со столом ротора замок трубы будет находиться на 300 - 400 мм ниже плашек превентора. Длина специальной трубы должна быть 6 Ó Балаба В.И. http://www.gubkin.ru/personal_sites/balabavi - 9 м, диаметр должен соответствовать диаметру плашек превентора. На специальную трубу должны быть навернуты от руки переводники на другие диаметры труб, применяемые в компоновке. На муфту трубы должен быть навернут и закреплен машинными ключами шаровой кран. 268. При спуске обсадных колонн в скважины со вскрытыми высоконапорными пластами и несоответствии установленного универсального превентора ожидаемым устьевым давлениям плашки одного из превенторов заменяются плашками, соответствующими диаметру спускаемой обсадной колонны, или на приемных мостках должна находиться специальная (стальная, с соответствующими прочностными характеристиками) бурильная труба с переводником под обсадную трубу и шаровым краном в открытом положении, опрессованные на соответствующее давление. 269. Для беспрепятственного доступа обслуживающего персонала к установленному на устье противовыбросовому оборудованию под буровой должен быть сделан твердый настил. 270. Все схемы противовыбросовой обвязки устья скважины в верхней части должны включать фланцевую катушку, разъемную воронку и желоб для облегчения работ по ликвидации открытых фонтанов. 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

3 Расчет универсального превентора

 

Техническая характеристика

Шифр:ПУГ-230´350

) Диаметр  проходного отверстия, мм- 230

) Давление

рабочее, МПа- 35

пробное, МПа- 44

3) Управление: дистанционное гидравлическое

рабочий агент - масло

- рабочее  давление, МПа- 10

максимальное давление в системе, МПа- 13,5

объем закрывающей полости, л- 19,3

объем открывающей полости, л- 12,3

4) Размеры  уплотняемого инструмента

рабочие трубы любой формы от 2 ½" до 6"

бурильные и обсадные трубы от 60 до 194 мм

) Габаритные  размеры

- высота, мм- 1300

наибольший диаметр корпуса, мм- 920

) Масса, кг- 2387

 

3.1 Расчет  уплотнителя

 

Расчет уплотнителя заключается в определении его основных размеров. Исходными данными являются рабочее давление Р = 35 МПа и диаметр проходного отверстия d0 = 230 мм. Расчет ведется из условия перекрытия скважины при отсутствии в ней инструмента.

Половина угла конусности во всех существующих универсальных превенторах принимается a = 24°, а высота уплотнителя

Н=0.8d0,    (1)

 

Н = 0.8×0.230 = 0.184 м.

Принимаем Н = 0.180 м.

Диаметр нижнего основания уплотнителя при полном ходе поршня вверх

 

d¢1=1.3×d0,    (2)

 

d¢1 =1.3×0.23=0.299 м.

Принимаем d¢1 = 0.300 м.

Диаметр верхнего основания снятого уплотнителя

 

d¢2=d¢1+2×H×tg240,   (3)

 

d¢2=0.3+2×0.18×tg240=0.46 м.

Объем резины, вытесняемый штуцером за полный ход вверх

 

Vп=n×Vo,    (4)

 

где Vo - объем, который должен перекрыть уплотнитель при отсутствии инструмента в скважине, м3;

n - коэффициент запаса (n = 1,6).

 

    (5)

 

Этот же объем определяется по формуле:

 

(6)

 

где Н - высота уплотнителя, м;

d1 и d2 - диаметры верхнего и нижнего основания несжатого уплотнителя, м.

 

,   (7)

,   (8)

 

где h - полный ход поршня, м.

Подставив выражения d1 и d2, получим

 

  (9)

 

После упрощений получим

 

   (10)

 

h=0.138 м.

Принимаем h = 0.140 мм.

Зная ход поршня, определяем основные размеры несжатого уплотнителя по формулам (7) и (8) [2]

  (11) 

  (12)

 

Рисунок 7 - Резинометаллический уплотнитель

 

3.2 Расчет  усилия на поршень необходимый  для герметизаций устья скважины

 

Расчет сводится к определению усилия, необходимого для зажатия уплотнителя до соприкосновения с трубой или полного перекрытия прохода при отсутствии инструмента. После соприкосновения или перекрытия кроме силы гидропривода будет действовать сила давления среды скважин, создавая самоуплотняющий эффект. Для расчета необходимо определить величину радиального перемещения к центру образующей боковой поверхности уплотнителя в следующих случаях: