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

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

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 (Д_у = 180 мм, р_у = 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

Т аблица 8.5

Технические характеристики плашечных превенторов, изготовляемых НПП "Сиббурмаш"

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"

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

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

221

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

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

8.5. УСТАНОВКИ ГИДРОУПРАВЛЕНИЯ ПРОТИВОВЫБРОСОВЫМ ОБОРУДОВАНИЕМ

Установки предназначены для оперативного дистанционного управления превенторами и гидроуправляемыми задвижками.

Противовыбросовое оборудование комплектуется станциями гидропри-

224

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

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

234

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-довая^Лайка; 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

236

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

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

Таблица 8.17

Технические характеристики дросселей Воронежского механического завода

16*    243

^{Масса п}у^льта. ^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 »