Техника и технология бурения нефтяных и газовых скважин

УНИВЕРСАЛЬНЫЕ (КОЛЬЦЕВЫЕ) ПРЕВЕНТОРЫ

Кольцевые превенторы предназначены для герметизации устья скважины при наличии колонны труб или в отсутствие ее.

Установлена следующая система обозначения кольцевых превенторов: ПУ – превентор кольцевой (универсальный); конструктивное исполнение; 1 – с конической наружной поверхностью уплотнителя;

2 – со сферической наружной поверхностью уплотнителя; диаметр условный прохода, мм; рабочее давление, МПа.

Кольцевой уплотнитель универсального превентора должен позволять: протаскивание колонны труб общей длиной не менее 2000 м при давлении в скважине не более 10 МПа с замковыми муфтовыми соединениями со специальными фасками, снятыми под углом 18°; расхаживание и провора- чивание колонны; открытие и закрытие превентора на расчетное число циклов; быструю замену кольцевого уплотнителя без демонтажа превентора.

Универсальный превентор ПУ1–230Ч35 (рис. 21.16) состоит из корпуса

3, крышки 1, плунжера 5, кольцевого уплотнителя 4, втулки 9. Корпус, плунжер и крышка – стальные отливки ступенчатой формы. Крышку ввинчивают в корпус с помощью прямоугольной резьбы. Кольцевой уплотнитель – массивное резиновое кольцо, армированное металлическими вставками двутаврового сечения.

Корпус, плунжер и крышка образуют в превенторе две гидравличе- ские камеры à è á, изолированные манжетами. Камера à – распорная и служит для открытия превентора, камера á – запорная и служит для его закрытия. Под давлением масла, подаваемого в запорную камеру из системы гидроуправления, плунжер движется вверх, перемещая кольцевой уплотнитель; последний при этом герметизирует устье скважины вокруг любой части бурильной колонны, а также в ее отсутствие. Для открытия пре-

778

вентора масло подается в распорную камеру, плунжер перемещается вниз, кольцевой уплотнитель расширяется, принимая первоначальную форму. Жидкость из запорной камеры вытесняется в сливную линию гидравличе- ского управления.

Уплотнители (рис. 21.17) обеспечивает герметизацию устья при спущенных в скважину трубах диаметром до 194 мм. Время закрытия превентора – 30 с.

Конструкция универсальных превенторов ПУ1–280Ч35, ПУ1–350Ч35 аналогична конструкции ПУ1–230Ч35.

ВРАЩАЮЩИЕСЯ ПРЕВЕНТОРЫ

Превенторы вращающиеся (ПВ) предназначены для автоматиче- ской 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 спускоподъемных операций. Устанавливают

ПВ над блоком превенторов взамен разъемного желоба для отвода бурового раствора к блоку очистки циркуляционной системы буровой установки.

ПВ применяют при бурении с промывкой аэрированным буровым раствором, продувкой газообразными агентами, обратной промывкой, 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.

Рис. 21.18. Роторный герметизатор ЦКБ «Титан»:

1 – вкладыш; 2, 7 – уплотнения; 3 – ствол; 4 – роликоподшипники радиально-упорные; 5 – корпус съемного патрона; 6 – байонетная гайка; 8 – боковой отвод с фланцем; 9 – уплотнитель герметизатора; 10 – корпус герметизатора; 11 – присоединительный фланец

780

Превенторы под названием «роторный герметизатор» выпускают на опытном производстве ЦКБ «Титан» в г. Волгограде.

Техническая характеристика роторных герметизаторов приведена в табл. 21.12, а общий вид показан на рис. 21.18.

Техническая характеристика ПВ конструкции СевКавНИПИгаза и Воронежского механического завода дана в табл. 21.13, а общий вид изображен на рис. 21.19.

Основные узлы и детали ПВ – корпус, съемный патрон с металлорезиновым уплотнителем и узлом из подшипников, зажимы для рабочей трубы и байонетная гайка. Вращающийся ствол с неподвижным корпусом герметизируется системой резиновых манжетных уплотнений, предотвращающих проникновение промывочной жидкости в подшипниковый узел.

781

ФЛАНЦЕВЫЕ КАТУШКИ И КРЕСТОВИНЫ

Для соединения с колонной головкой, а также между собой плашечных, кольцевого и вращающегося превенторов используют соединительные и переходные фланцевые катушки и крестовины (табл. 21.14).

УСТАНОВКИ ГИДРОУПРАВЛЕНИЯ ПРОТИВОВЫБРОСОВЫМ ОБОРУДОВАНИЕМ

Установки предназначены для оперативного дистанционного управления превенторами и гидроуправляемыми задвижками.

Противовыбросовое оборудование комплектуется станциями гидропривода типов ГУП-14, СУ14-916, СУ21-625, СУ21-875 и СУ21-1375. Кроме того, ЦКБ «Титан» разработана СУ-25/10-1250-ОП10с.

Техническая характеристика станций гидроуправления превенторами приведена в табл. 21.15, общий вид станции ГУП14 показан на рис. 21.20.

Гидроуправление состоит из насосно-аккумуляторного блока с основным пультом управления, вспомогательного пульта и соединительных металлических трубопроводов с шарнирными соединениями.

Пневмогидроаккумуляторы служат для накопления гидравлической энергии за счет сжатия инертного газа в целях сокращения времени на операции дистанционного закрывания-открывания уплотнительных элементов плашечных и кольцевого превенторов и задвижек манифольда и обеспечения ее работы при отключении электроэнергии на буровой. Общий вид сферического пневмогидроаккумулятора приведен на рис. 21.21. 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 с помощью распределителей поступает в гидрокамеры плашечного или кольцевого превенторов и задвижек, закрывая или открывая при этом превенторы и задвижки.

783

МАНИФОЛЬДЫ

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

В соответствии с ГОСТ 13862–90 предусмотрено пять схем обвязки манифольдов (рис. 21.22) с условным диаметром прохода 50, 65 и 80 мм.

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.

Установлена следующая система обозначения манифольдов:

Рис. 21.22. Схемы обвязки манифольдов противовыбросового оборудования по ГОСТ 13862– 90:

à – на давление до 14 МПа для ОП с ручным управлением; á – 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 коррозионно-стойком исполнении; 1 – линия глушения; 2 – задвижка с ручным управлением; 3 – блок превенторов (устье скважины); 4 – линия дросселирования; 5 – манометр с запорным и разрядным устройствами и разделителем сред; 6 – блок дросселирования; 7 – прямой сброс; 8 – гаситель потока; 9, 16 – регулируемый дроссель с ручным и гидроуправлением; 10 – отвод к буровому насосу или насосному агрегату; 11 – обратный клапан; 12 – блок глушения; 13 – задвижка с гидроуправлением; 14 – отвод к сепаратору или трапно-факельной установке; 15 – пульт управления дросселем; 17 – верхняя крестовина блока превенторов; 18 – кованый тройник; 19 – отвод к системе пластоиспытателя в процессе бурения

786