Аналитика



NV Print предлагает расходные материалы для принтеров и копиров

nvprint.ru

8 противовыбросовое оборудование

8

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 - 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 проведе — ние 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 противо — давления на забой и его дегазацию;

оперативное управление гидроприводными составными частями обо — рудования.

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

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.

На рис. 8.1 приведены схемы 1, 3, 7 и 10. Схема включает блок превенторов (плашечные с ручным или гидравлическим управлением, кольцевой, соединительные катушки и крестовина), станцию гидроуправления превенторами и гидроуправляемыми задвижками и манифольд противовыбросового оборудования, состоящий из блока глушения, блока дросселирования с запорной и регулирующей арматурой, напорных трубопроводов и блока сепаратора бурового раствора.

Типовые схемы обвязки ОП по ГОСТ 13862-90 устанавливают минимальное количество необходимых составных частей блока превенторов и манифольда, которые могут дополняться в зависимости от конкретных условий строящейся или ремонтируемой скважины.

Таблица 8.1

Основные параметры противовыбросового оборудования

Диаметр

Рабочее

Диаметр условный прохода манифольда, мм

Номинальное

давление

Максимальный диаметр трубы,

условный прохода ОП, мм

давление,

МПа

для бурения

для ремонта

станции гидропривода (для схем 3-10), МПа

проходящей с трубодержателем (подвеской) через ОП, мм

100

14

21

35

70*

-

180

14

21**

35**

70

105

127

230

35***

70***

146

280

21

35

70****

105

80

50; 65; 80

10, 5; 14; 21; 35

194

350

21

35***

70

273

425

21

35

340

476

35

70

377

540

14

21

426

680

7

14

560

Изготовитель - МНПЭК.

** Изготовитель - ПО "Баррикады".

Изготовитель - ОАО ВЗБт.

Изготовитель - Пермский машиностроительный завод.

В ОП для бурения допускается уменьшение условного диаметра прохода линий, соединяемых с дросселем, и линий глушения до 50 мм, увеличение условного диаметра прохода линий дросселирования до 100 мм. При этом условный диаметр прохода боковых отводов устьевой крестовины должен быть не более условного диаметра прохода подсоединяемой линии манифольда.

Допускается также применять станции гидропривода с номинальным давлением из следующего ряда: 16; 25; 32; 40 МПа.

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:

Рис. 8.1. Типовые схемы обвязки противовыбросового оборудования по ГОСТ 13862-90:

а - схема 1; б - схема З; в - схема 7; г - схема 10; 1 - превентор плашечный; 2 - задвижка с ручным управлением; 3 - крестовина; 4 - манометр с запорным и разрядным устройствами; 5 - регулируемый дроссель с ручным управлением; 6 - гаситель потока; 7 - блок дросселирования; 8 - линия дросселирования; 9 - устье скважины; 10 - линия глушения; 11 - прямой сброс; 12 - вспомогательный пульт; 13 - гидроуправление превенторами с основным пультом; 14 -кольцевой превентор; 15 - отвод к сепаратору; 16 - задвижка с гидроуправлением; 17 - обратный клапан; 18 - отвод к буровым насосам; 19 - блок глушения; 20 - регулируемый дроссель с гидроуправлением; 21 - пульт управления дросселем; 22 - к системе опробывания скважины

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).

обозначение модификации, модернизации (при необходимости). Пример условного обозначения ОП по схеме 6 на рабочее давление 35 МПа с условным диаметром прохода превенторного блока 280 мм и манифольдом с условным диаметром прохода 80 мм: оборудование 0П6-280/80x35, ГОСТ 13862-90.

То же для ОП по схеме 9 на рабочее давление 70 МПа с условным диаметром прохода превенторного блока 280 мм, превентором с перерезывающими плашками и манифольдом с условным диаметром прохода 80 мм: оборудование 0П9с-280/80х70 ГОСТ 13862-90.

Таблица 8.2

Коррозионное исполнение ОП

Обозначение коррозионно — стойкого исполнения

Скважинная среда

К1

К2

КЗ

С объемным содержанием СО2 до 6%

С объемным содержанием СО2 и H2S до 6 % каждого С объемным содержанием СО2 и H2S до 25 % каждого

Типоразмер оборудования

Показатели

ОП5-

230х35-А

(ТУ3-2451-

91)

ОП-230х70-А

(ТУ3-2533-

94)

ОП-280х70

(ТУ3-2496-

92)

ОП-350х35

(ТУ3661-

006

07500846-96)

Номер схемы обвязки оборудования по ГОСТ 13862-90 Условный диаметр прохода, мм:

5 и 6

5, 6 и 7

5, 6 и 7

5, 6, 7 и 8

блока превенторов

230

230

280

350

манифольда Рабочее давление, МПа:

80

80

80

80

плашечных превенторов и

35

70

70

35

манифольда кольцевого превентора

35

35

35

35

Условный диаметр труб, уплотняемый плашками превентора, мм

73-168

73-168

60,3-194,0

73-273

Номинальное рабочее давление гидроуправления превенторами, МПа

14

14

21,0

14 и 21

Температура скважинной сре-ды, °С

Состав комплекта ОП (шифр):

150

150

150

150

кольцевой превентор

ПУ1-230х35

ПУ1-30х35А

ПУ2-280х35

ПУ2-50х35

плашечный превентор

ППГ-230х35

ППГ-230х70

ППГ-280х70

ППГ-50х35

манифольд

МПБ5-0х35

МПБ6-0х70

МПБ6-0х70

МПБ5-0х35

гидроуправление превенто рами

ГУП14

ГУП14

СУ21-65

СУ14-916

Габаритные размеры блока

2762х880х

2950х880х

3100х1062х

2900х1250х

превенторов (длина, ширина, высота), мм

х2530

х3535

х3222

х3490

Масса полного комплекта, кг

17 094

23 278

37 565

39 900

Завод - изготовитель

ОАО

ВЗБТ

Пермский машзавод им. Ленина

ОАО ВЗБТ

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

8.1. ПЛАШЕЧНЫЕ ПРЕВЕНТОРЫ

Плашечные превенторы предназначены для герметизации устья при наличии или отсутствии в скважине труб. Применяются для эксплуатации в умеренном и холодном макроклиматических районах.

Плашечные превенторы обеспечивают возможность расхаживания колонны труб при герметизированном устье в пределах длины между замковыми или муфтовыми соединениями, подвеску колонны труб на плашки и ее удержание от выталкивания под действием скважинного давления.

Установлена следующая система обозначения плашечного превентора: тип превентора и вид привода - ППГ (плашечный с гидроприводом), ППР (плашечный с ручным приводом), ППС (плашечный с перерезывающими плашками);

конструктивное исполнение - с трубными или глухими плашками - не обозначается;

диаметр условный прохода, мм; рабочее давление, МПа;

тип исполнения - в зависимости от скважинной среды (К1, К2, К3).

Рис. 8.2. Плашечный превентор с гидроуправлением ОАО ВЗБТ:

1 - корпус; 2 - резиновые прокладки; 3 - винты; 4 - откидные крышки; 5 - гидроцилиндр; 6 - поршень; 7 - шток; 8 - коллектор; 9 - трубопровод; 10 - паропроводы; 11 - резиновые уплотнения плашек; 12 - сменные вкладыши; 13 - корпус плашки; 14 - фиксирующий винт

1A, 1

Рис. 8.3. Превентор плашечный сдвоенный (Ду = 180 мм, ру = 70 МПа) Воронежского механического завода:

1 - корпус; 1А - фланец корпуса; 1Е - боковые отводы из под плашек с фланцами; 2 -крышка; 3 - промежуточный фланец корпуса; 4 - поршень гидроцилиндра; 5 - гидроци — линдр; 6 - поршень для открытия крышки; 7 - поршень для закрывания крышки; 8 - ци — линдр для открытия крышки; 9 - болт крышки; 10 - корпус фиксатора плашки; 11 - фикса — тор плашки; 12, 14 - шпильки; 13 - болт крепления крышки и промежуточного фланца кор — пуса; 15 - гайка; 16А - обратный клапан с уплотнением; 16В - втулка с уплотнением; 16С -пробка с уплотнением; 16D, Е, F, I, О, К, L, М, N, Р, R, S, U, Т, Z - кольца уплотнительные

215

Рис. 8.4. Плашки превенторов ОАО ВЗБТ:

а - глухая; б - трубная; 1,3 - уплотнения плашки; 2 - корпус плашки


Рис. 8.5. Плашки превенторов Воронежского МЗ:

а - глухая; б - трубная для бурильных труб; в - трубная для обсадных труб; г -эксцентричная трубная; д - для двухрядов труб; е - перерезывающая


Показатели

Типоразмер превентора

ППР — 180x21(35)

ППГ —

230x35

ППГ — 230x70

ППГ —

280x70х

ППГ —

350x35

ППГ — 180x70K3

ППГ2 — 180x70K3

Диаметр условный проходного

180

230

230

280

350

180

180

отверс — тия, мм

Рабочее давление МПа:

21 (35)

35

70

70

35

70

70

пробное

42 (70)

70

105

105

70

105

105

в системе гидроуправления

-

10,0

10,0

10,5

14,0

21

21

Тип управления

Ручной

Гидравлический

Диаметр условных труб, уплотняемый

42-140

73-168

73-168

60-194

73-273

33-127

33-127

плашками, мм

Нагрузка на плашки, кН (тс):

от массы колонны труб

560 (56)

1100 (110)

2700 (270)

2500 (250)

1600 (160)

выталкивающая

160 (16)

450(45)

800 (80)

1100 (110)

560 (56)

Габаритные размеры (длина, ширина,

1800x540x

2085x670x

2630x790x

310x660x

2900x1250x

высота), мм

540

310

405

950

450

Масса, кг

1315

840

1660

5900

2700

Завод — изготовитель

ПО

ОАО ВЗБТ

Пермский

ОАО

"Баррикады"

машино —

ВЗБТ

Воронежский

механический

строитель —

завод

ный завод

Т аблица 8.5

Технические характеристики плашечных превенторов, изготовляемых НПП "Сиббурмаш"

Показатели

Типоразмер превентора

ПМТ—125x21

ПМТК — 125x21

ПМТ—156x21

ПМТК — 156x21

ПМТР — 156x35

ПМТ2 — 156x21

Диаметр прохода, мм

125

125

156

156

156

156

Рабочее давление, МПа

21

21

21

21

35

21

Диаметр уплотняемых труб, мм

0, 33, 42, 48, 60, 73, 89

0, 33, 42, 48, 60, 73, 89, 102, 114

Диаметр уплотняемого геофизического кабе —

ля, мм

0,

6,

9,

11, 16

0,

6,

9,

11, 16

Привод плашек

Ручной

Центратор трубы

Сменный

Диаметр присоединительного фланца, мм

180x21

180x21

180x21

180x21

180x35

180x21

Габаритные размеры, мм:

длина

1040

1040

1185

1185

1240

1185

ширина

380

380

380

380

395

380

высота

480

560

480

590

576

590

Масса, кг

260

280

290

310

320

520

Рис. 8.6. Плашечные превенторы с ручным управлением ОАО "Станкотехника":

а - одинарный типа ППР — 180x21 (135); б - сдвоенный типа ППР2-230х21



Пример условного обозначения плашечного превентора с гидроприводом, условным диаметром прохода 350 мм на рабочее давление 35 МПа для сред типа К2: ППГ-350х35К2.

Плашечные превенторы (рис. 8.2, 8.3) поставляются в комплекте противовыбросового оборудования или "россыпью".

Превентор состоит из корпуса, боковых крышек с гидроцилиндрами и плашек. Плашки - разъемные. В корпусе плашки установлены сменные вкладыши и резинометаллические уплотнения. Общий вид плашек показан на рис. 8.4, 8.5. Привод плашек в основном дистанционный гидравлический, реже ручной. На рис. 8.6 приведены превенторы с ручным управлением: одинарный типа Пп-180х21(35& и сдвоенный типа ППР2-230х21 ОАО "Станкотехника".

Технические характеристики плашечных превенторов даны в табл. 8.48.6.

Основные показатели надежности плашечного превентора обеспечивают периодическую проверку его на функционирование путем закрытия на трубе, опрессовкой буровым раствором или водой и открытия, а также возможностью расхаживания бурильной колонны на длине трубы под избыточным давлением. Показатели надежности плашечных превенторов установлены ГОСТ 27743-88.

Таблица 8.6

Технические характеристики плашечных превенторов выпускаемых Воронежским механическим заводом и ОАО "Станкотехника"

Показатели

Типоразмер превентора

ППР-103х21*

ПП-180х21

ПП-180х35

ПП2-230х21

ППГ2-230х21

Диаметр прохода, мм

103

180

180

230

230

Рабочее давление, МПа

21

21

35

21

21

Диаметр уплотняемых

-

60, 73, 89, 102, 114

0,48, 60, 73,

48, 60, 73, 89,

труб, мм

89, 102,

102, 114, 127,

114, 168

140, 146, 168

Диаметр уплотняемого

2, 5 (4, 6)

6, 9, 11, 16

-

-

кабеля, мм

Привод плашек

Ручной

Ручной

Ручной

Гидравли

ческий

Давление пара в каме

-

0,1

ре обогрева, МПа, не

более

Тип соединения с

На резьбе

Фланец

Фланец

Фланец

Фланец

другим оборудованием

180x21

180x35

230x21

230х21

Габаритные размеры,

мм:

длина

915

1500

1518

1984

2210

ширина

292

636

662

722

790

высота (с фланцами)

1070

744

824

1000

1035

Масса, кг, не более

270

1150

1300

1750

4670

8.2. КОЛЬЦЕВЫЕ ПРЕВЕНТОРЫ

Кольцевые превенторы предназначены для герметизации устья скважины при наличии или отсутствии колонны труб.

Установлена следующая система обозначения кольцевых превенторов: ПУ - превентор кольцевой (универсальный); конструктивное исполнение:

1-    с конической наружной поверхностью уплотнителя;

2-    со сферической наружной поверхностью уплотнителя; условный диаметр прохода, мм;

рабочее давление , Мпа;

исполнение (при необходимости) в зависимости от характеристики скважинной среды.

Примеры условного обозначения кольцевого превентора: ПУ 1-230x35 -в конструктивном исполнении 1, с диаметром прохода 230 мм на рабочее давление 35 МПа. ПУ2-350х35 - то же в конструктивном исполнении 2, с условным диаметром прохода 350 мм на рабочее давление 35 МПа.

Воронежский механический завод осваивает производство кольцевых превенторов под шифром S-179x5/3M на рабочее давление 35 МПа в коррозионностойком исполнении - аналог конструкции ПУ1 по лицензии одной из зарубежных фирм. Технические характеристики кольцевых превенторов приведены в табл. 8.7. Общий вид кольцевых превенторов показан на рис. 8.7.

В комплект поставки входят: превентор в сборе, запасные уплотнители и манжеты, инструмент.

Уплотнители (рис. 8.8, а, б) - массивные резиновые кольца, армированные металлическими вставками, придающими уплотнителю жесткость и предохраняющими от вытекания резины в процессе эксплуатации.

Плунжер превентора типа 1 - ступенчатой формы, с центральным конусным отверстием, в котором устанавливается кольцевой уплотнитель.

Плунжер превентора типа 2 - ступенчатой формы, с центральным цилиндрическим отверстием, в котором устанавливается уплотнитель.

Управление превентором - дистанционное гидравлическое.

Для работы в условиях отрицательной температуры превенторы оснащены камерами обогрева.

Показатели надежности кольцевых превенторов установлены в ГОСТ 2774388.

Таблица 8.7

Технические характеристики кольцевых превенторов

Показатели

Типоразмер кольцевого превентора

ПУ1-230х35А

ПУ2-280х35

ПУ1-350х35

ПУ2-350х35

S-179x5/10M

Диаметр условный

230

280

350

350

179

иоохода. мм

Давление, МПа:

рабочее

35

35

35

35

70

пробное

70

70

70

70

105

Требуемый объем

жидкости:

на закрытие

25

89

на открытие

18

74

Тип исполнения

Обычное

Габаритные разме

1185х880

1090x1062

1580x1240

1210x1250

-

ры (высота, наруж

ный диаметр), мм

Масса, кг

3000

4200

7750

6200

Завод-изготовитель

ОАО ВЗБТ

Пермский завод им. Ленина

ПО "Бум-маш"

ОАО"ВЗБТ"

Воронеж ский меха нический завод

Рис. 8.7. Кольцевые превенторы ОАО "ВЗБТ":

а - типа ПУ1; б - типа ПУ2; 1 - крышка; 2 - уплотнение крышки; 3 - уплотнитель; 4, 7, 9 - манжеты; 5 - корпус превентора; 6 - плунжер; 8 - втулка; 10 - планшайба; 11 - указатель положения уплотнителя

Рис. 8.8. Уплотнители кольцевых превенторов:

а - уплотнитель превентора типа ГТУ1; 6 - уплотнитель превентора типа ПУ2

8.3. ВРАЩАЮЩИЕСЯ ПРЕВЕНТОРЫ

Вращающиеся превенторы (ПВ) предназначены для автоматической герметизации устья скважины вокруг любой части бурильной колонны, в том числе ведущих, утяжеленных, насосно-компрессорных, а также замковых соединений бурильных труб, при ее вращении, расхаживании, наращивании и выполнении спуско-подъемных операций. Устанавливают ПВ над блоком превенторов вместо разъемного желоба для отвода бурового раствора к блоку очистки циркуляционной системы буровой установки.

ПВ применяют при бурении с промывкой аэрированным буровым раствором, с продувкой газообразными агентами, с обратной промывкой, с регулированием дифференциального давления в системе "скважина-пласт", а также при вскрытии продуктивных пластов на "равновесии" и "с депрессией" в климатических условиях широкого диапазона зон по ГОСТ 15150-69.

Превенторы ПВ под названием "роторный герметизатор" выпускаются на опытном производстве ЦКБ "Титан" в г. Волгограде.

Основные технические характеристики роторных герметизаторов приведены в табл. 8.8, а общий вид - на рис. 8.9.

Таблица 8.8

Технические характеристики роторных герметизаторов

Показатели

Типоразмер роторного герметизатора

180х21

230х14

280х21

350х35

Условный диауетр прохода корпуса, мм

180

230

280

350

Условный диаметр прохода бокового отвода, мм Диаметр прохода в

180

80

180

230

съемном патроне, мм Наружный диаметр

208

208

208

208

съемного патрона, мм Рабочее давление, МПа:

442

442

442

442

221

Показатели

Типоразмер роторного герметизатора

180х21

230х14

280х21

350х35

при вращении патро

3,5

3,5

3,5

3,5

на

без вращения

7,0

7,0

7,0

7,0

Максимальная частота

100

100

100

100

вращения съемного па

трона, об/мин

Наружный диаметр уп

лотнителей для труб, мм

73, 89, 114, 127, 140

Типоразмеры фланцев,

мм х МПа:

нижнего

180х21

230х14

280х21

350х35

бокового

180х21

180х21

180х21

230х14

Габаритные размеры

1200х730х490

1200х730х490

1200х730х545

1255х730х675

(высота, длина, ширина),

Масса, кг

960

1120

1200

1350

Завод-изготовитель

ЦКБ "Титан"

Основные технические характеристики ПВ конструкции СевКавНИ-ПИгаза и Воронежского механического завода приведены в табл. 8.9, а общий вид — на рис. 8.10.

Основные узлы и детали ПВ - корпус, съемный патрон с металлорези-новым уплотнителем и узлом из подшипников, зажимы для рабочей трубы


222


Рис. 8.10. Вращающиеся превенторы СевКавНИПИгаза и Воронежского М3:

а - типов ПВ1-С-(280, 350, 425)х7; б - типа ПВ6-С-280х 14; I - 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

Показатели

Типоразмер вращающегося превентора

ПВ1-С-280х7

ПВ1-С-350х7

ПВ1-С-425х7

ПВ6-С-280х14

Диаметр проходного от верстия по фланцу, мм Рабочее давление. МПа:

280

350

425

280

при вращении

3,5

3,5

3,5

7,0

без вращения Условный диаметр уп лотняемых бурильных и насосно-компрессорных труб, мм

7,0

7,0

60, 73, 89, 114, 140

7,0

14,0 14, 127

Габаритные размеры (высота, длина, ширина),

695х775х475

695х775х475

695х775х475

1220х940х605

Масса, кг

475

610

720

1200

Завод-изготовитель

Опытное производство СевКавНИПИгаза

Воронежский

механический

завод

и байонетная гайка. Вращающийся ствол герметизируется с неподвижным корпусом системой резиновых манжетных уплотнений, предотвращающих проникновение промывочной жидкости в подшипниковый узел.

8.4. ФЛАНЦЕВЫЕ КАТУШКИ И КРЕСТОВИНЫ

Для соединения с колонной головкой, а также между собой плашеч-ных, кольцевого и вращающегося превенторов используются соединительные и переходные фланцевые катушки и крестовины. Основные характеристики соединительных и переходных фланцевых катушек и крестовин приведены в табл. 8.10.

Таблица 8.10

Технические характеристики автоматических соединительных и переходных фланцевых катушек и крестовин

Условный диаметр прохода, мм

Типоразмер фланцевого соединения, мм х МПа

Высота фланцевой катушки, мм

Высота крестовины, мм

230

280

350

425

Примечание. Вые

230х35 230х70 280х70 350х35 425х21 :ота крестовины опреде

406

440

535

440

455

лена с отводами диамет]

630 690 634 560 525 эом 80 мм.

8.5. УСТАНОВКИ ГИДРОУПРАВЛЕНИЯ ПРОТИВОВЫБРОСОВЫМ ОБОРУДОВАНИЕМ

Установки предназначены для оперативного дистанционного управления превенторами и гидроуправляемыми задвижками.

Противовыбросовое оборудование комплектуется станциями гидропри-

224

Показатели

Типоразмер станции гидроуправления

ГУП-14

СУ21-625

СУ21-875

СУ21-1375

СУ25-1250-ОПЮс

Рабочее давление жидкос ти в пневмогидроаккумуляторах, МПа

14,0

25,0

25,0

25,0

25,0

Количество точек управле

ния шт

6

8

8

8

8

Вместимость масляного ба ка, л

402

1500

1500

1400

1400

Давление зарядки азотом пневмогидроаккумуляторов, МПа

7,5

10,0

10,0

10,0

10,0

Объем жидкости в пневмогидроаккумуляторах при номинальном рабочем дав

ттении тт

212

340

470

755

750

Тип основного насоса

Акси

ально-

порш

невой

Плунжер

ный

Плунжер

ный

Плунжер

ный

Плунжерный

Тип привода вспомогатель

Руч

Пневма

Пневма

Пневма

Пневматиче

ного насоса

ной

тический

тический

тический

ский

Количество регулирующих

клапанов шт

1

2

2

2

2

Мощность электропривода основного насоса, кВт

11,0

34,0

34,0

34,0

17,0

Производительность ос новного насоса, л/мин Габаритные размеры (дли на, ширина, высота), мм:

17,1 и 50,0

Н.Д

Н.Д

Н.Д

Н.Д

основного пульта и на

2090х

4500х2100х

4500х2100х

4500х2100х

4650х2100х2660

сосной аккумуляторной станции

х1490х

х1770

х2700

х2700

х2700

вспомогательного пульта Масса, кг:

440х

х1030х

>1883

760х410х

х200

760х410х

х200

760х410х

х200

570х180х730

основного пульта и на сосной аккумуляторной

станции

1530

5450

6000

7500

5700

вспомогательного пульта

194

25

30

30

27,5

комплекта трубопрово дов длиной 30 м

Н.Д

3500

3500

3500

3132

Завод-изготовитель

ОАО

ВЗБТ

Воткинский завод

ЦКБ "Титан"

вода типов ГУП-14, СУ14-916, СУ21-625, СУ21-875 и СУ21-1375. Кроме того, ЦКБ "Титан" разработана СУ-25/10-1250-ОП10с.

Технические характеристики станций гидроуправления превенторами приведены в табл. 8.11, а общий вид станции ГУЛ 14 показан на рис. 8.11. Принципиальная гидравлическая схема гидроуправления превенторами дана на рис. 8.12. Гидроуправление состоит из насосно-аккумуляторного блока с основным пультом управления, вспомогательного пульта и соединительных металлических трубопроводов с шарнирными соединениями.

Пневмогидроаккумуляторы служат для накапливания гидравлической энергии за счет сжатия инертного газа с целью сокращения времени на операции дистанционного закрывания-открывания уплотнительных элементов плашечных и кольцевого превенторов и задвижек манифольда и обеспе-

15—3479    225

Рис. 8.11. Станция гидроуправления ГУП 14 ОАО “ВЗБТ":

а - пульт основной; б - гидроаккумуляторная станция с основным пультом; 1 - корпус; 2 - панель приборов; 3, 4, 6, 7 - манометры; 5 - клапан редукционный; 8-13,' 17-19 - рукоятки управления; 14 - электрооборудование; 15 - вентиль; 16, 21 - блок кранов; 20 - выключатель; 22 -вентиль; 23 - звонок громкого боя; 24 - бак масляный; 25 - заливная горловина; 26 - щуп; 27 - клапан предохранительный; 28 - обратный клапан; 29 - электродвигатель; 30 - насос аксиально-поршневой; 31 - насос ручной; 32 - пневмогидроаккумулятор

Рис. 8.12. Схема пневмогидравлическая гидроуправления превенторами и задвижками манифольда:

I,2-    гидроклапаны предохранительные; 3 - пневмогидроаккумулятор; 4, 31 - вентили; 5 - штуцер; 6, 8, 18, 19, 20 - манометры; 7 - электроконтактный манометр; 9, 10, 12, 17, 25 - блок кранов;

II,    13 - цилиндры; 14, 16 - превенторы; 15 - задвижка; 21, 22 -клапаны редукционные; 23, 30 - фильтры; 24 - клапан обратный; 26, 29 - насосы; 27, 28 - краны запорные

Рис. 8.13. Пневмогидроаккумулятор гидроуправления превенторами ОАО "ВЗБТ": 1 - корпус; 2 - крышка; 3 - колпак; 4 -переходник; 5 - вентиль кислородный; 6 -болт; 7 - шайба; 8 - гайка; 9 - шпилька; 10 - табличка; 11 - заклепка; 12 - диафрагма разделительная

чения ее работы при отключенной электроэнергии на буровой. Общий вид сферического пневмогидроаккумулятора приведен на рис. 8.13. Гидроуправление типа СУ21-625 и другие оснащены пневмогидроаккумуляторами цилиндрической формы.

В случае отключения электроэнергии или неполадок в насосе жидкость в аккумулятор закачивают ручным или пневмоприводным насосом.

Из аккумулятора жидкость под давлением при помощи распределителей поступает в гидрокамеры плашечного или кольцевого превенторов и задвижек, закрывая или открывая при этом превенторы и задвижки.

8.6. МАНИФОЛЬДЫ

Манифольды предназначены для обвязки блока превенторов противовыбросового оборудования с целью управления нефтяной или газовой скважиной в процессе ликвидации газонефтепроявления.

В соответствии с ГОСТ 13862-90 предусмотрено пять схем обвязки ма-нифольдов (рис. 8.14) с условным диаметром прохода 50, 65 и 80 мм. Вариант крепления напорной линии манифольда приведен на рис. 8.15.

Манифольд противовыбросового оборудования состоит из коренных задвижек с ручным или ручным и гидравлическим управлением, двух блоков -дросселирования и глушения, включающих задвижки с ручным управлением, обратный клапан, регулируемые дроссели с ручным и дистанционным управлением, крестовины, тройники, гасители потока, показывающие манометры с разделителями сред, а также из напорных трубопроводов и пакетов трубопроводов низкого давления.

228

Рис. 8.14. Схемы обвязки маиифольдов противовыбросового оборудования по ГОСТ 13862-90:

а - на давление до 14 МПа для ОП с ручным управлением; 6 - на давление до 35 МПа для ОП с гидроуправлением; в - на давление 35-70 МПа для ОП с гидроуправлением; г-на давление 35 и 70 МПа для ОП с гидроуправлением и двумя крестовинами в превенторном блоке; д - на давление 35-105 МПа для ОП с гидроуправлением и в коррозионностойком исполнении; 1 -блок превенторов (устье скважины); 2 - задвижка с ручным управлением; 3 - линия глушения; 4 - манометр с запорным и разрядным устройствами и разделителем сред; 5 - дроссель регулируемый с ручным управлением ; 6 -гаситель потока; 7 - прямой сброс; 8 - блок дросселирования; 9 - линия дросселирования; 10 - задвижка с гидроуправлением; It - обратный клапан; 12 - дроссель регулируемый с гидроуправлением; 13 - пульт управления дросселем;

14 - отвод к буровому насосу или насосному агрегату; 15 - блок глушения; 16 - отвод к системе пластоиспытания в процессе бурения; 17 - отвод к сепаратору или трапно-факельной установке; 18 -кованый тройник; 19 - верхняя крестовина блока превенторов

Установлена следующая система обозначения манифольдов:

М - манифольд;

П - противовыбросовый:

Б - для бурения (буровой);

3-10 - номер схемы по ГОСТ 13862-90;

80 - условный диаметр прохода трубопроводов, запорной и регулирующей арматуры, мм;

229

Рис. 8.14. Продолжение

Таблица 8.12 Технические характеристики манифольдов противовыбросового оборудования

Показатели

Типоразмер манифольда

МПБ5-80х

МПБ6-80х

МПБ7-80х

МПБ7-80х

МП05-80х

МП06-80х

х35

х35

х35

х70

х70

х70

Условный диа

80

80

80

80

80

80

метр, мм

Давление. МПа:

рабочее

35

35

35

70

70

70

пробное

70

70

70

105

105

105

Скважинная

Нефть. газ. газоконденсат.

пластовая вода. буро

Газ. газоконденсат с со

среда

вой раствор. буровой шлам и их смеси

держанием HaS до 6 %.

механические примеси

Максимальная

100

100

100

До 90

температура

скважинкой

среды, "С

Ппямг

)тпчные шг

бепные зят

вижки

Тип запорного

устройства

ЗМ-80х35

ЗМ-80х35

ЗМ-80х35

ЗМ-80х70

3 1/16"-10М

ЗМ-80Гх35

ЗМ-80Гх35

ЗМ-80Гх35

ЗМ-80Гх70

с гидроприводом 31/16"

ЮМ ручная

Типы регулиру

ющих устройств

(дросселей):

с ручным

ДР-80х35

ДР-80х35

ДР-80х35

ДР-80х70

31/16"-

31/16"-

управлением

10М

10М

с гидроуправ

-

-

ДРГ-80х35

ДРГ-80х70

-

3 1/16"-

лением (с

10М

пульта ПДР1

или ПДР2)

Масса (без се

8628

9003

9650

14250

паратора). кг

Завод-изготови

ОАО "ВЗБТ"

Воронежский меха

тель

нический завод

230

Рис. 8.16. Манифольд МПОв.80х70 Воронежского механического завода:

/ - линия глушения; 2 - задвижка с гидроприводом; 3 - фланец ответный; 4 - клапан обратный; 5 -тройник с манометром; 6 - дроссель с ручным приводом; 7 - манометр показывающий; 8 - разделитель сред; 9 - вентиль игольчатый; 10 - фланец инструментальный; 11 - датчик давления; 12 - крестовина; 13 -задвижка с ручным приводом; 14 - сепаратор бурового раствора; л5 - фланец адаптерныи; 16 - пробка; 17 - гаситель потока; 18 - блок превенторов

35, 70 - рабочее давление напорных трубопроводов, запорной и регулирующей арматуры, фитингов для их обвязки в блоках, МПа;

К2, КЗ - тип коррозионностойкого исполнения (в обычном исполнении знак не указывается).

Манифольды выпускаются под шифрами МПБ5-80х35, МПБб-80х35, МПБ5-80х70, МПБб-80х70, МПБ7-80х70 и МПО.80-70. Общий вид мани-фольда МПОб.80-70 Воронежского механического завода приведен на рис. 8.16. Отличительной особенностью этого манифольда является то, что корпуса крестовин, тройников, приварных фланцев, демпферов, угловиков, задвижек и обратных клапанов выполнены из кованых заготовок.

По требованию потребителя в состав манифольда может быть включен сепаратор бурового раствора с требуемой характеристикой или трапно-факельная установка.

Технические характеристики манифольдов, серийно выпускаемых заводами России, приведены в табл. 8.12.

8.6.1.    БЛОК ДРОССЕЛИРОВАНИЯ

Состоит из смонтированных на транспортной раме двух или трех регулируемых дросселей, один или два из которых - с гидравлическим управлением (кроме манифольдов по схемам 1-5, в которых оба дросселя имеют ручное управление), задвижек с ручным управлением, крестовин, тройников, гасителей потока, монтажных узлов, датчиков давления, манометров показывающих с разделителями сред (предохранителей манометра от засорения).

8.6.2.    БЛОК ГЛУШЕНИЯ

Включает в себя смонтированные на транспортной раме тройник, задвижки с ручным управлением, обратный клапан, показывающий манометр с разделителем сред и запорным устройством.

8.6.3.    ПРЕДОХРАНИТЕЛЬ МАНОМЕТРА

Предназначен для защиты от зашламления твердой фазой бурового раствора. Общий вид предохранителей манометра показан на рис. 8.17.

Предохранитель оснащен игольчатым вентилем и разрядным клапаном.

8.6.4.    ОБРАТНЫЙ КЛАПАН

Служит для предотвращения попадания в обвязку насосов или насосных агрегатов пластового флюида при их остановке в процессе глушения скважины. Общий вид обратного клапана ОАО «ВЗБТ» приведен на рис. 8.18.

232

Рве. 8.17. Предохранитель манометра с разделителем сред ОАО «ВЗБТ»:

I - корпус; 2 - разрядный клапан; 3-игольчатый вентиль; 4 - крышка; 5 - гайка; 6 - поршень

Рис. 8.18. Обратный клапан блока глушения манифольда ОАО «ВЗБТ»:

1 - корпус; 2 - пружина; 3 - седло клапана;

4 - шар; 5 - крышка

8.6.5. БЛОК СЕПАРАТОРА

Предназначен для разделения на фазы газожидкостной смеси бурового раствора с пластовым флюидом, направления потока газовой фазы на рассеивание в атмосферу или на факельный стояк для сжигания, возврата бурового раствора в циркуляционную систему буровой установки в процессе ликвидации газонефтепроявления при строительстве глубоких скважин на нефть и газ.

На рис. 8.19 и 8.20 показан общий вид сепараторов бурового раствора конструкции НПО "Бурение" (ВНИИКрнефть) под шифром СРБ-1 и конструкции ОАО ВЗБТ под шифром П12.10. Технические характеристики сепараторов приведены в табл. 8.13.

Сепараторы подразделяются на две категории - низкого (СРБ-1) и высокого (П12.10) давления. В сепараторах низкого давления (до 0,04 МПа) имеется внутренний гидрозатвор, высота которого определяет величину максимального рабочего давления. В сепараторах высокого давления (более 0,04 МПа) имеется" регулятор уровня жидкости, обеспечивающий нормальную его работу независимо от давления.

При строительстве скважин на месторождениях, в продукции которых содержится значительное количество (более 6 %) сероводорода и углекислого газа, используются трапно-факельные установки, состоящие из сепарато-

233

Таблица 8.13

Технические характеристики сепараторов

Параметры

Сепаратор

конструкции

ВНиИкрнефти

конструкции ОАО "ВЗБТ"

Диаметр корпуса, мм

Рабочее давление (максимальное), МПа, не более Высота гидрозатвора, мм, не более Тип регулятора уровня жидкости в сепараторе Пропускная способность; по жидкости, м1ч (л/с) по газу, нм1 /ч (нм /с)

1020

0,04

1800

200(56)

10 000 (2,77)

1020

0,07

Механический с поплавком 108(30)

6000 (1,67)

234

Параметры

Сепаратор

конструкции

ВНиИкрнефти

конструкции ОАО "ВЗБТ"

Диаметр патрубка ввода газожидкостной смеси. мм

100

100

Диаметр газоотводного патрубка. мм

150

200

Диаметр патрубка для слива жидкости. мм Габаритные размеры блока сепаратора: мм:

280

280

длина

1020

1840

ширина

1020

1720

высота

5700

4050

Масса сепаратора. кг

2300

2260

Завод-изготовитель

Хадыженский и Краснодарский машинострои тельные заводы

ОАО

'ВЗБТ"

pa. вакуумного дегазатора. вакуумных компрессоров. шламовых насосов. эжекторного насоса. факельного стояка. обвязанных вместе трубопроводами с запорной и предохранительной арматурой и показывающими приборами.

8.6.6.    ПАКЕТ НАПОРНЫХ ТРУБ И ТРУБНЫХ СЕКЦИЙ

Включает в себя четыре напорные трубы длиной 8 м. воспринимающие рабочее давление манифольда 35 и 70 МПа и спрессованные соответственно на 70 и 105 МПа. и 10 трубных секций. спрессованных на давление 21 МПа. Общая длина трубной обвязки составляет 112 м.

8.6.7.    ЗАДВИЖКИ ШИБЕРНЫЕ ПРЯМОТОЧНЫЕ ТИПА ЗМ

Предназначены для перекрытия линий глушения и дросселирования манифольда противовыбросового оборудования.

Задвижки выпускаются с ручным и гидравлическим управлением следующих типоразмеров:

ЗМ-80х35 и ЗМ-80Гх35 по ТУ 3-2451-91 "Оборудование противовыбросовое 0П5-230/80х35-А ОАО "ВЗБТ":

ЗМ-80х70 и ЗМ-80Гх70 по ТУ 3-2533-94 "Оборудование противовыбросовое ОП-230/80х70-А ОАО "ВЗБТ" и ТУ 3-2496-92 "Оборудование противовыбросовое ОП-280/80х70 Пермского машиностроительного завода им. Ленина".

Воронежским механическим заводом выпускаются шиберные задвижки по стандарту API 6А (17-е издание) из низколегированных и нержавеющих сталей. рассчитанные на давление от 14 до 105 МПа. для применения в обычных и коррозионных средах. содержащих сероводород и углекислый газ до 25 % по объему каждого в различных климатических зонах с температурой окружающей среды от -60 до +60 "С. Запорным устройством задвижки служит шибер с уплотнением типа "металл-металл". Для повыше-

235

Рис. 8.21. Задвижки с ручным управлением:

а - задвижка ЗМ-80х35 (ВЗБТ); б - задвижка ЗМ-80х70 (ВЗБТ); в - задвижка ЗМ-80х35 (ЦКБ "Титан"); г -задвижка шиберная (ру до 70 МПа) Воронежского мехзавода; 1 - кожух; 2 - хо-доваяЛайка; 3 - маховик; 4 - упорный подшипник; 5 - нажимная втулка; 6 - крышка корпуса;

7 - шлицевая втулка; 8 - корпус; 9 - седло; 10 - тарель; II - шибер; 12 - пакет манжет; 13 -шток; 14 -крышка подшипника; 15 - шпиндель; 16 - уплотнение седла; 17 - нижняя крышка;

18 - масленка; 19 - щиток

Таблица 8.14

Технические характеристики задвижек

Показатели

Типоразмер задвижки

ЗМ-80х35

ЗМ-80Гх35

ЗМ-80х70

ЗМ-80Гх70

Условный диаметр прохода, мм

80

80

80

80

Давление, МПа;

рабочее

35

35

70

70

пробное

70

70

105

105

Управление задыижкой

Ручное

Гидрав

Ручное

Ггидрав

лическое

лическое

236

Показатели

Типоразмер задвижки

ЗМ-80х35

ЗМ-80Гх35

ЗМ-80х70

ЗМ-80Гх70

Максимальная температура скважинной среды. 'С

120

120

Характеристика скважинной сре

Буровой раствор. буровой шлам. нефть. газ.

ды

газоконденсат. пластовая вода и их смеси

Диаметр гидроцилиндра. мм

-.

105

-

150

Давление управления. МПа Габаритные размеры. мм:

10.0

14.0

длина

470

470

620

620

ширина

360

360

300

300

высота

900

1285

1000

1175

Масса. кг

129

155

339

377

Завод-изготовитель

ОАО "ВЗБТ"

ОАО "ВЗБТ" и Пермский машзавод им. Ленина

Примечание. Перед сдачей в эксплуатацию внутреннюю полость всех задвижекзапол няют смазкой "Арматол-238" по ТУ 38-101812-83.

Рис. 8.22. Задвижки с гидроуправлением:

а - ЗМ-80Гх70 (ВЗБТ); 6 - ЗМГ-80х35 (ВЗБТ); в - ЗМ-80х70КЗ (ЦКБ "Титан"); г - ЗМС-80Гх70К1 (Воронежского мехзавода); д - 80535 с гидроуправлением и пружинным возвратом (ЦКБ "Титан") ; Л -седло; 2 - корпус; 3 - пакет манжет; 4 - крышка корпуса; 5 - нажимная втулка; 6 - маховик; 7 -гидроцилиндр; 8 - поршень; 9 - шток; 10 - масленка; 11 - кольцевая прокладка; 12 - шибер; 13 - щиток; 14 - уплотнение седла; Л5 - пружина; 16 - указатель положения шибера; 17 - пружина цилиндра; 18 -гайка ограничительная; 19 - датчики положения шибера

ния работоспособности рабочих уплотнительных поверхностей деталей задвижек используется плазменно-порошковая наплавка. Общий вид задвижек показан на рис. 8.21 и 8.22, а технические характеристики приведены в табл. 8.14 и 8.15.

238

Таблица 8.15 Задвижки шиберные Воронежского механического завода

Тип

Dy, мм

Давление

Класс материала по стандарту API

PSI

МПа

2 1/16

50

3000

21

От АА до FF

5000

35

10000

70

29/16

65

3000

21

От АА до FF

5000

35

10000

70

15000

105

3 1/8

80

3000

21

От АА до FF

5000

35

3 1/16

77

10000

70

От АА до FF

4 1/16

100

3000

21

От АА до FF

5000

35

10000

70

7 1/16

150

3000

21

От АА до FF

Примечание. Температура рабочей среды для задвижек указанных

типов - до 100

0С.

8.6.8. РЕГУЛИРУЕМЫЕ ДРОССЕЛИ

Предназначены для установки в блоках дросселирования манифольдов противовыбросового оборудования для осуществления бесступенчатого регулирования давления на устье скважины (перед дросселем).

Регулируемые дроссели выпускаются с ручным и гидравлическим управлением следующих типоразмеров:

ДР-80х35 и ДР-80Гх35 по ТУ 3-2451-91 "Оборудование противовыбро-совое ОП5-230/80х35-А ОАО ВЗБТ";

ДР-80х70 и ДДР-80Гх70 по ТУ 3-2533-94 "Оборудование противовыбро-совое ОП-230/80х70-А ОАО ВЗБТ и ТУ 3-2496-92 Пермского машиностроительного завода им. Ленина11

Воронежским механическим заводом выпускаются регулируемые дроссели в обычном и коррозионностойком исполнении с ручным управлением, рассчитанным на рабочее давление от 21 до 105 МПа с 'условным

240

Рис. 8.23. Регулируемые дроссели с ручным управлением:

а - ДР-80х35 (ВЗБТ); 6 - ДР-80х70 (ВЗБТ); в - ДР-80х70 (ЦКБ “Титан"); 1 - упорный подшипник; 2 - накидная гайка; 3 - твердосплавный BjitKO-нечник; 4 - корпус насадки; 5 - твердосплавная насадка; 6 - корпус; 7 - стакан; 8 - шпиндель; 9 - корпус привода; 10 - имитатор насеки; 11 - имитатор наконечника; 12 - маховик; 13 - защитная втулка; 14 - указатель положения; 15 - упорная гайка


диаметром от 52 до 150 мм, в том числе для бурения под шифром ДРТ-80х70К1.

Общий вид дросселей с ручным управлением, выпускаемых различными заводами России, показан на рис. 8.23 и 8.24, а технические характеристики приведены в табл. 8.16 и 8.17.

Дроссели с гидроуправлением типов ДР-80Гх35 и ДР-80Гх70 ОАО "ВЗБТ" и ЦКБ "Титан" показаны на рис. 8.25.

Общий вид дросселирующих пар дросселей с ручным и дистанционным управлением - на рис. 8.26.

Управление дросселями с гидроприводом осуществляется с помощью пульта управления дросселями (ПДР). Техническая характеристика пульта дистанционного управления дросселями типа ПДР-2 Краснодарского СПКБ "Промавтоматика" приведена ниже.

Техническая характеристика пульта управления дросселями ПДР-2

Количество дросселей, управляемых с одного пульта, шт..

2

До 30 4-50

Масло всесеэонное

ВМГЗ ТУ 38.10.1479-74 или масло МГЕ-10Е ТУ 38.101572-75 45


Расстояние до дросселей, м.......................................................

Время полного открытия дросселя, с.......................................

Рабочая жидкость в системе управления................................

Количество жидкости в системе управления, дм, не более............

242

Показатели

Типоразмер дросселя

ДР-80х35

ДР-80Гх35

ДР-80х70

ДР-80Гх70

Условный диаметр прохода, мм Давление, МПа:

80

80

80

80

рабочее

35

35

70

70

пробное

70

70

105

105

Диапазон регулирования давления, МПа

0-35

0-35

2-63

2-63

Рабочее давление при определении наработки по прокачке бурового раствора плотностью 1600 кг/м МПа

25

25

38

38

Управление дросселем

Ручное

Гидравличес кое дистан ционное

Ручное

Гидравличес кое дистан ционное

Характеристика скважинкой среды

Буровой раствор, буровой шлам, нес

угь, газ,

газоконденсат, пластовая вода и их

смеси

Диаметр наконечника дроссели рующей пары, мм

31,2

45,0

31,2

45,0

Диаметр поршня, мм

145

145

Максимальная температура скважинной среды, "С Габаритные размеры, мм:

120

120

120

120

длина

670

748

768

844

ширина

320

265

560

270

высота

395

360

510

385

Масса, кг

110

206

167

212

Завод-изготовитель

ОАО «ВЗБТ»

Пермский машинострои

тельный завод

им. Ленина и ОАО "ВЗБТ»

Таблица 8.17

Технические характеристики дросселей Воронежского механического завода

Типоразмер

Условный диаметр, мм

Рабочее

давление,

МПа

Класс

материала по API

Габаритные размеры, мм

ДР-50х21К2

50

21,0

ВВ

298х225х805

ДР-50х35К2

50

35,0

АА

298х225х805

ДР-50х70К2

50

70,0

АА

298х225х805

ДР-50х105КЗ

50

105,0

FF

298х225х852

ДР-65х35К2

65

35,0

FF

298х225х790

ДР-б5х35КЗ

65

35,0

DD

298х225х790

ДР-65х70К2

65

70,0

АА

298х225х790

ДР-б5х70К1

65

70,0

АА

298х225х790

ДР-65х105К1

65

105,0

АА

298х225х790

ДР-80х21К2

80

21,0

ВВ

298х225х790

ДР-80х35К2

80

35,0

ВВ

298х225х790

ДР-80х105КЗ

80

105,0

FF

298х263х652

ДР-100х21К1

100

21,0

АА

296х264х885

ДР-100х35К1

100

35,0

АА

296х264х885

ДРП-50х105КЗ

50

105,0

FF

298х225х880

ДРП-65х70КЗ

65

70,0

FF

298х225х885

ДРП-80х105КЗ

80

105,0

PF

298х263х885

ДРТ-80х70К1

80

70,0

ВВ

298х263х800

ДРП-150х21К1

150

21,0

АА

320х290х880

Примечание. Температура рабочей среды для дросселей ДР-65х70К1, ДР-100х21К1, ДР-100х35К1 и

ДРТ-80х70К1 от -46 до +100 -С, для остальных указанных в таблице от -60 до +90 >С.

16*    243

Масса пульта. кг.................................................................................... ОАО «ВЗБТ»

Масса комплекта пульта. кг................................................................

Завод-изготовитель...............................................................................


б    1    6    4    В    7    8



Ряс. 8.26. Твердосплавные дросселирующие пары дросселей:

а - ДР-80х35 и ДР-80х70; 6 - ДР-80Гх35 и ДР-80Гх70; 1 - втулка; 2 - обжимной держатель; 3 ~ втулка направляющая; 4 - наконечник; 5 - насадка; 6 - штифт; 7 - прокладка; 8 - винт М20

Давление в испытательных каналах, МПа:

Завод-изготовитель.................................................................................. ЦКБ "Титан"

Показатели надежности регулируемых дросселей в соответствии с ГОСТ 27743-88 определяются суммарной прокачкой бурового раствора плотностью 1600 кг/м3, содержащего до 3 % песка, с расходом от 6 до 15 л/с при соответствующем давлении. Критерием отказа служит потеря способности поддерживать дросселем номинальное рабочее давление при расходе жидкости от 12 до 15 л/с.

8.7. ИСПЫТАТЕЛЬНЫЙ СТЕНД

Испытательный стенд предназначен для проведения испытаний на герметичность и прочность противовыбросового и устьевого оборудования как после монтажа, так и в процессе эксплуатации при температуре от -30 до +40 °С. Техническая характеристика стенда ЦКБ "Титан" приведена ниже, общий вид - на рис. 8.27. Аналогичные по конструкции испытательные стенды могут быть изготовлены ОАО "ВЗБТ" и МНПЭК. Расположение приборов контроля системы дистанционного управления и раннего обнаружения ГНВП и системы управления скважиной при ее глушении показано на рис. 8.28.

Кроме того, для раннего обнаружения ГНВП используют сигнализатор газопроявления типа СГП (рис. 8.29).

СГП состоит из индикатора 1, соединенного с помощью кабелей 5 и 7 с датчиками давления 4 и 9 на стояке 2 буровой установки и на отводе блока превентора 11 для сравнения скоростей прохождения импульсов в трубах и в затрубье скважины в процессе бурения. Датчики установлены на тройнике 3 и инструментальном фланце 6. Электропитание подается по сетевому шнуру 12. К регистратору информация подается через кабель 10.

Поставщик сигнализатора СГП - ОАО НПО "Буровая техника" - ВНИ-ИБТ (г. Москва).

246

Рис. 8.27. Стенд испытательный ЦКБ "Титан" для противовыбросового и устьевого оборудования

Рис. 8.28. Схема расположения приборов контроля системы дистанционного управления и раннего обнаружения:

I    - расхода бурового раствора на выходе; 2 - содержания газа в буровом растворе; 3 - частоты вращения ротора; 4 - момента на машинном ключе; 5 - механической скорости бурения; 6 - веса на крюке; 7 - момента на роторе; 8 - степени открытия дросселя; 9 - давления в затруб-ном пространстве; 10 - длины бурильной колонны и количества свечей;

II    - системы долива скважины; 12 - числа ходов насоса в минуту; 13 -плотности раствора; 14 - изменения объема бурового раствора в мерниках; 15 - температуры бурового раствора; 16 - давления на стояке

Рис. 8.29. Схема монтажа сигнализатора газопроявления (СГП):

/ - индикатор; 2 - стояк буровой установки; 3 - тройник; 4, 9 - датчики давления первого и второго каналов; 5, 7 - соединительный кабель; 6 - инструментальный фланец; 8 - вентиль высокого давления; 10 - кабель соединительный к регистратору; 11 - блок превенторов (устье скважины); 12 - шнур сетевой

9 оборудование устья скважины  »
Библиотека »