Противофонтанное и противовыбросовое оборудование
Дипломная работа - Геодезия и Геология
Другие дипломы по предмету Геодезия и Геология
озрастает на несколько порядков. В целях безопасности пульт управления противовыбросовым оборудованием устанавливают на расстоянии не менее 10 м от устья скважины, а дублер - у поста бурильщика.
Основные параметры противовыбросового оборудования - диаметры проходных отверстий и рабочее давление превенторов и манифольда. Диаметры и присоединительные размеры превенторов согласуются с диаметрами долот, бурильных и обсадных труб, а также колонных головок, предназначенных для обвязки наружных концов обсадных колонн, зацементированных в скважине. Превенторы и задвижки должны иметь устройства для четкого дистанционного контроля их положения (открытые, закрытые).
2.Общая характеристика оборудования
2.1 Превенторы
Для герметизации устья скважин используют плашечные, универсальные и вращающиеся превенторы
Плашечные превенторы (см. прил. 1, рис. 1) предназначаются:
для герметизации устья нефтяных и газовых
скважин в процессе их строительства и ремонта с целью обеспечения безопасного ведения работ, предупреждения выбросов и открытых фонтанов, охраны недр и окружающей среды;
расхаживания в пределах гладкой части колонны труб;
удержания плашками колонны труб;
фиксации плашек в закрытом положении в случае отключения или выхода из строя установки гидравлического управления
Для большого числа скважин достаточно иметь на устье один плашечный превентор с ручным управлением, который позволяет обеспечить безопасное проведение ремонтных работ. К такому типу превенторов относятся малогабаритные превенторы типа ППР-180х21
Превенторы плашечные ПП-180х35 и ПП-180х35К2. Основные детали и узлы превенторов - корпус, крышки корпуса с гидроцилиндрами и плашки.
Корпус превентора представляет собой стальную отливку коробчатого сечения с вертикальным проходным отверстием круглого сечения и сквозной прямоугольно-горизонтальной полостью, в которой расположены плашки. Прямоугольная полость корпуса с обеих сторон закрывается откидными крышками, шарнирно подвешенными на корпусе и уплотненными резиновыми прокладками. Крышки крепятся на корпусе винтами. Такая
конструкция корпуса и крышек позволяет проводить смену разъемных плашек превентора со сменными вкладышами и резиновым уплотнением при наличии в скважине колонны труб.
Привод плашек дистанционный гидравлический. Они перемещаются при помощи поршня гидравлического цилиндра, шток которого связан с корпусом. Через коллектор, поворотное ниппельное Соединение и трубопровод масло из системы гидроуправления под давлением поступает в гидравлические цилиндры.
Трубными плашками закрывается превентор при наличии в скважине колонны труб, глухими - при отсутствии в ней колонны труб.
Принудительное центрирование колонны труб при закрывании Превентора обеспечивается применением специальных треугольных выступов на вкладышах трубных плашек.
Фиксация плашек в закрытом положении обеспечивается применением ручного карданного привода, индивидуального для каждой плашки. Этим
же приводом при необходимости перекрываются плашки превентора, например при отсутствии в буровой электроэнергии и разряженном аккумуляторе гидропривода. В то же время, открыть плашки, закрытые ручным приводом, можно только при помощи установки гидроуправления. Полость плашек при работе в зимнее время при температуре окружающей среды ниже 0 С обогревается паром, подаваемым в паропроводы, встроенные в корпус превентора.
Превентор плашечный (кованый) типа ПП-150 предназначается для герметизации устья нефтяных и газовых скважин в процессе бурения, освоения и ремонта с целью предупреждения неф-тегазопроявлений и выбросов как при наличии в скважине труб, так и при их отсутствии, в условиях умеренного и холодного макроклиматических районов по ГОСТ 16350-80. Климатическое исполнение - УХЛ, категория размещения при эксплуатации по ГОСТ 15150-69.
Обозначение этого типа превенторов принято по следующей схеме - превентор ППР(Г) 1(2,3)-150x21(35>K(QB(H)l(2,3), ТУ 3661-005-32729091-99:
ППР или ППГ - ручной или гидравлический;
или 2,3 - одинарный, сдвоенный (1 - допускается не указывать);
150 - проход в мм;
21 или 35 - рабочее давление, МПа;
К или С - кованый или сварной корпус;
В или Н - выдвижной или невыдвижной
штурвал;
1(2,3) - исполнение по коррозионной стойкости: нормальная, улучшенная и повышенная стойкость, соответствующая группам по принятой классификации агрессивных сред для противо-выбросового оборудования - Ки К2, К3. Рабочий интервал температур от (-40) С до (+100) С.
Применение превенторов в средах с большей концентрацией агрессивных вешеств и механических примесей, чем указано выше для каждого исполнения, снижает его работоспособность и долговечность. Безотказная наработка при работе в средах, соответствующих исполнению, при нормальных условиях составляет 3000 часов или 500 циклов открытие-закрытие. Работоспособность в коррозионных средах уменьшается прямо пропорционально росту рабочей температуре.
Плашечный превентор типа ПМТР с ручным разгруженным приводом предназначен для работы под давлением до 35 МПа. Обеспечивает герметизацию устья скважины:
со спущенными НКТ - трубными плашками;
без спущенной колонны НКТ - глухими плашками.
Наличие разгруженного ручного привода дает возможность ручного управления при максимальном рабочем давлении до 35 МПа. Превентор снабжен указателем положения плашек -закры