Оборудование для вращательного бурения и спускоподъемных операций

Лекция 6

Тема:.

План: 1. Оборудование для вращательного бурения и спускоподъемных операций.

          2. Оборудование циркуляционного комплекса буровой установки.

          3. Противовыбросовое оборудование.

1. Оборудование для вращательного бурения и спускоподъемных операций.

Нефтяные и газовые скважины сооружаются методом вра­щательного бурения. При данном способе породы дробятся НС ударами, а разрушаются вращающимся долотом, па которое действу­ет осевая нагрузка. Крутящий момент передается на долото или с поверхности от вращателя (ротора) через колонну бурильных труб (роторное бурение) или от забойного двигателя (турбобура, элект­робура, винтового двигателя), установленного непосредственно над долотом.

Спускоподъемным комплексом буровой установки называется совокупность узлов, механизмов и приспособлений, служащих для спуска, подъема и удержания на весу бурильных и обсадных колонн и обеспечения технологических и аварийных операций.

В процессе проводки скважины спускоподъемный комплекс выполняет следующие функции: спуск и подъем (СПО) бурильных колонн для смены изношенного долота, когда нагрузка на систему не превышает веса колон­ны в воздухе; дополнительные технологические и аварийные работы, когда нагрузки на систему превышают вес бурильной колонны в воздухе. К до­полнительным и аварийным работам относятся: приподъем и спуск буриль­ной колонны в процессе бурения при одновременном ее вращении и про­мывке скважины (расширение): спуск обсадных колонн; подъем обсадных колонн для освобождения элеватора или клиньев после наращивания очеред­ной трубы или в связи с осложнениями; ликвидация прихватов и аварии бурильных и обсадных колонн; спуск и подъем бурильных колонн в искрив­ленных и наклонных скважинах.

Рекомендуемые материалы

Первая категория операций (СПО) является наиболее продолжитель­ной, циклической с переменными динамическими нагрузками, определяю­щими долговечность элементов с и ус ко подъемною комплекса.

Вторая категория операций вызывает более высокие, кратковремен­ные нагрузки в элементах комплекса, носящие случайный характер. Так как закономерность действия этих нагрузок не установлена, то за макси­мальную нагрузку принимают усилие на крюке, которое не должно пре­восходить в процессе всего цикла бурения скважины разрывной прочности применяемых бурильных труб или 0,8 наибольшей страгивающей нагрузки спускаемых обсадных труб.

Оборудование подъемного комплекса работает в режиме повторно-кратковременных меняющихся по величине нагрузок. Процесс подъема из скважины колонны, скомпонованной из отдельных секций (свечей), состо­ит из циклон п„, содержащих повторяющиеся в строго определенной по­следовательности операции (рис. 15, а): захват колонны элеватором; подъем всей колонны на длину свечи при нагрузке на крюк, равной весу подни­маемой колонны в растворе и силам сопротивления при ее движении в скважине; установку колонны на стол ротора; освобождение от растяги­вающей нагрузки поднятой на поверхность свечи; раскрепление ключами, отвинчивание от колонны поднятой свечи и установку ее внутри буровой в специальном магазине или укладку на мостки около буровой; спуск ненагруженного крюка и элеватора для захвата колонны, подвешенной на рото­ре; захват и подъем колонны на длину следующей свечи и т.д. При спуске колонны (рис.15.1, 61 эти операции выполняют в обратной последовательности, но с другими продолжительностью и нагрузками.

Продолжительность подъема и спуска каждой свечи складывается из машинного и машинно-ручного времени.

Машинное время подъема и спуска каждой свечи зависит от степени совершенства конструкции подъемною комплекса, его мощности, скоро­стей подъема и т.д.; время, затрачиваемое на машинно-ручные операции, зависит от размера и веса свечей, степени механизации этого процесса, квалификации бригады и т.д. Из диаграмм цикла подъема и спуска свечи (см. рис. 15.1) видно соотношение машинного и машинно-ручного времени при этих операциях.

Рис. 15.1. Диаграмма цикла нагружения подъемный системы;

а, б — соответственно подъем и спуск колонны на длину одной свечи: N — мощность на барабане лебедки: t — время: t_э — установка или снятие с колонны элеватора: t_п._э, t _п — подъем элеватора, колонны: t _у— захват и ус­тановка свечи: t_К, t₀, t_св и t_кр— раскрепление, отвинчивание, свинчивание и крепление свечи: t_ПК — приподъем колонны: t_С, t_с.-> — спуск колонны, элеватора: А — подъем последующих свечей

Рис. 15.2. Конструктивная схема подъемного комплекса:

1 — крюк: 2 — талевый блок: 3 — несущие ветви: 4 — кронблок: 5 — вышка; 6 - лебедка; 7 - приспо­собление для крепления непод­вижного конца каната: А и Б — ведущая и неподвижная ветви каната: О — ось скважины

Общее время, затрачиваемое на подъем и спуск бурильной колонны подразделяется на время, затрачиваемое на подъем колонны, спуск ненагруженного элеватора для захвата очередной свечи, спуск колонны и подъ­ем ненагруженного элеватора для захвата очередной спускаемой свечи, на­ходящейся в магазине (или время на подъем элеватора с одной трубой, за­хватываемой с мостков).

Число рейсов подъемною комплекса во время проводки скважины за­висит от ее глубины, поскольку оно является функцией проходки на доло­то, зависящей от конструкции скважин и долот, буримости пород, способа и уровня техники бурения, качества долота и др.

Обычно для бурения глубоких скважин расходуют от нескольких до­лот в мягких породах до нескольких десятков, а иногда и сотен долот в твердых породах.

По мере углубления скважины в процессе бурения длину бурильной колонны периодически увеличивают, при этом возрастает и вес колонны, а следовательно, и нагрузка на подъемный комплекс. Нагрузка на подъемный комплекс при подъеме уменьшается по мере извлечения колонны из сква­жины, а при спуске, наоборот, увеличивается.

Число циклов изменения нагрузок на талевую систему для каждого рейса равно числу свечей в колонне.

Для выполнения перечисленных функций можно применять различ­ные подъемные системы: механические полиспасты, рычажные или зубча­тые, гидравлические и др. Однако до настоящего времени конструкторам не удалось создать подъемную систему для буровой установки, конкурен­тоспособную с полиспастной (рис. 15.2).

Для каждого назначения, нагрузки и условий бурения конструктор должен найти наивыгоднейшее число ветвей в системе (в настоящее время применяют от 2 до 14 ветвей), а также наиболее целесообразную точку крепления неподвижного («мертвого») конца каната, так как от этого зави­сят передаточное отношение и нагрузка в подъемной системе.

Талевая система буровых установок служит для преобразования вращательного движения барабана лебедки в поступательное перемещение крюка, для уменьшения силы натяжении конца каната, навиваемого на ба­рабан лебедки.

Талевая система состоит из неподвижного кронблока, подвижного та­левого блока, гибкой связи (талевого каната, соединяющего неподвижный и подвижный блоки), бурового крюка и штропов, на которые подвешивают колонну бурильных или обсадных труб, устройства для крепления непод­вижного конца долевого каната, допускающего перепуск каната.

К талевым системам буровых установок предъявляют следующие об­щие требования: эксплуатационная надежность, так как выход из строя элементов талевой системы ведет к серьезным авариям; удобство и безо­пасность обслуживания — все движущиеся элементы должны быть защи­щены кожухами и иметь обтекаемые формы, исключающие возможность задевания за вышку; долговечность; возможность осуществления быстрого монтажа и демонтажа, смены каната при переоснастках; взаимозаменяе­мость однотипных механизмов и элементов между собой; удобство для по­грузки всех механизмов талевой системы на транспортные средства и воз­можность многократных перемещений их волоком на небольшие расстоя­ния в пределах промыслов.

В буровых установках для бурения скважин глубиной 1200—3000 м следует применять талевые системы с числом шкивов в талевом блоке и кронблоке 2x3 и 3x4; в установках для глубин 3000 — 7000 м число шкивов следует выбирать от 3x4 до 6x7.

Неподвижный конец каната укрепляют к основанию буровой через специальные устройства.

Число и размеры блоков, а также число ветвей каната в талевой сис­теме определяются допустимой нагрузкой на крюке, тяговым усилием ле­бедки, размерами, прочностью и типом талевого каната. Эти показатели должны быть увязаны между собой.

В одном случае при бурении скважин одинаковой глубины в различ­ных условиях на крюк действуют одинаковые нагрузки, но число СПО в этих условиях бурения может отличаться от числа СПО при бурении в дру­гих условиях в несколько раз. Если число СПО небольшое, то решающим фактором является прочность талевой системы, а при большом числе СПО — абразивный и усталостный износ каната и других элементов. В од­ном случае можно выбрать систему с большим числом шкивов и ветвей каната, но с небольшим его диаметром, в другом — канатов большого диа­метра с высоким сопротивлением абразивному и усталостному износу, но при меньшем числе шкивов в системе. Чтобы правильно решить эту задачу, прежде всего надо знать условия применения системы и свойства канатов и элементов системы; это необходимо для выбора наиболее эффективного решения из всего многообразия возможных. В талевых системах буровых установок следует применять стальные канаты диаметром от 20 до 42 мм. Талевые системы характеризуются максимальной допускаемой нагрузкой, числом рабочих ветвей и диаметром каната.

Практикой эксплуатации установлено, что целесообразнее уменьшать число шкивов, увеличивать их диаметр, применять более прочные канаты большего диаметра.

Число слоев навивки каната на барабане лебедки следует выбирать наименьшим, равным 2 — 3.

Практика последних лет свидетельствует о целесообразности приме­нения больших соотношений между диаметром шкива и каната (D_ш/d до 48) и применение при этом более жестких, но износостойких канатов тина ТЛК-О с линейным контактом проволок в пряди и металлическим сердеч­ником, предохраняющим канат от раздавливания и потери формы попе­речного сечения.

Талевая система работает в условиях переменных циклических нагру­зок, особенно во время СПО, и в условиях вибрационных нагрузок в про­цессе бурения. Вибрации колонны передаются талевой системе и вызыва­ют не только ее колебания, но часто и вышки. В процессе бурения наблю­дались случаи, когда вибрационные нагрузки приводили к обрывам тале­вых канатов вследствие усталостных разрушений в местах перегиба непод­вижного конца на первом шкиве кронблока, т.е. в месте, практически не подверженном истиранию.

2. Оборудование циркуляционного комплекса буровой установки.

Циркуляционные системы буровых установок состоят из взаи­мосвязанных устройств и сооружений, предназначенных для выполнения следующих основных функций: приготовления буровых растворов, очистки бурового раствора от выбуренной породы и других вредных примесей, оперативного регулирования физико-механических свойств бурового рас­твора. В состав циркуляционной системы входят также всасывающие ли­нии насосов, емкости для хранения раствора и необходимых для его приго­товления материалов, желоба, отстойники, контрольно-измерительные при­боры и др. Циркуляционные системы монтируются из отдельных блоков, входящих в комплект поставки буровых установок. Блочный принцип изго­товления обеспечивает компактность циркуляционной системы и упрощает ее монтаж и техническое обслуживание.

Важнейшие требования, предъявляемые к циркуляционным системам буровых установок, — качественное приготовление, контроль и поддержа­ние необходимых для данных геолого-технических условий состава и фи­зико-механических свойств бурового раствора. При выполнении этих тре­бований достигаются высокие скорости бурения и в значительной мере предотвращаются многие аварии и осложнения в скважине.

Производительность установок для приготовления бурового раствора определяется из условий, обеспечивающих своевременное пополнение за­пасов бурового раствора:

О = V + V_п

где О — производительность установок для приготовления бурового рас­твора, м³/ч; V — объем выбуренной породы за 1 ч, м³; V_n — потери бурово­го раствора за 1 ч в результате поглощений в скважине и утечек при очи­стке бурового раствора от выбуренной породы, м³.

Минимальный объем бурового раствора, необходимый для проводки скважины без учета поглощений и потерь за счет фильтрации, находят по формуле

Vр = V_скв + V_п′,

где V_CKB — наибольший объем скважины, м³; V'_n — потери бурового рас­твора при проводке скважины, м³.

Потери Уд возрастают с увеличением объема выбуренной породы и утечек бурового раствора при его очистке.

На забое и в открытом стволе скважины буровой раствор загрязняется обломками выбуренной породы, обогащается глинистыми и другими твер­дыми частицами. Чрезмерное содержание твердой фазы, особенно глини­стых частиц, приводит к снижению скоростей бурения. Установлено, что при увеличении содержания твердой фазы в растворе на 1 % показатели работы долот снижаются на 7 — 10 %.

ПАРАМЕТРЫ И КОМПЛЕКТНОСТЬ ЦИРКУЛЯЦИОННЫХ СИСТЕМ

В зависимости от класса буровой установки, определяемого ее грузоподъемностью и глубиной скважины, а также от сложности техноло­гического процесса бурения буровые установки комплектуются циркуля­ционными системами (ЦС), которые включают набор блоков, оснащенных различным оборудованием для приготовлении, очистки и регулировании свойств буровою раствора.

Расположение блоков циркуляционной системы определяется разме­щением основного бурового оборудования.

Схемы циркуляционных систем, выпускаемых ДАООТ «Хадыженский машзавод» для комплектации буровых установок производства АООТ «Вол­гоградский завод буровой техники», представлены на рис. 17.1 — 17.3. В табл. 17.1 приведены сведения о комплекте основного оборудования, в табл. 17.2 — параметры циркуляционных систем.

Схемы циркуляционных систем, выпускаемых ДАООТ «Хадыженский машзавод» для комплектации буровых установок производства ОАО «Уралмашзавод», представлены на рис. 17.1—17.2.

Рис. 17.1. Схема циркуляционной системы ЦС100Э(01):

1-трубопровод долива; 2 – раствопропровод, 3 - блок очистки; 4 - приемный блок; 5 – шкаф управления электрооборудованием

Рис. 17.2. Схема циркуляционной системы 1ЦСМ2300 ДЭП:

1 - трубопровод долива; 2 - растворопровод; 3 - блок очистки; 4 - приемный блок; 5 - укрытие; 6 - блок распределительного устройства; 7 - резервуар химических реа­гентов; 8 - блок приготовления и обработки бурового раствора; 9 - промежуточный блок

Блоки очистки для циркуляционных систем предназначены для ведения буровых работ по малоотходной, или безамбарной, технологии и входят в состав циркуляционных систем буровых установок всех классов. Они обеспечивают очистку буровых растворов от шлама с размером час­тиц более 5 мкм, обработку на центрифуге сливов песко- и илоотделителя с выделением шлама пониженной влажности, регенерацию барита, его мно­гократное использование при бурении и выведение из бурового раствора избытка коллоидной фазы, а также регенерацию барита после завершения бурения скважины, переработку избытков бурового раствора с его разде­лением на оборотную воду и шлам пониженной влажности, дегазацию бу­ровых растворов.

При использовании полнокомплектных блоков очистки в 2 — 3 раза со­кращается объем отходов бурения, на 40 — 60 % уменьшается расход барита и химреагентов. В процессе бурения из блока выходит шлам пониженной влажности, пригодный для перевозки в контейнерах или бортовых транс­портных средствах. Такой шлам легко поддается обезвреживанию по из­вестным технологиям при минимуме затрат.

В зависимости от класса буровой установки блок очистки комплекту­ется: линейным виброситом СВ1Л-1 — 3 шт.; пескоотделителем типа ГЦ-360М — 1 шт., илоотделителем типа ИГ-45/75 — 1 шт.; ситогидроци-клонным сепаратором СГС 65/300 — 1 шт.; глиноотделителем на базе цен­трифуги полной комплектности (два насоса, перемешиватель, приемное устройство, рама) — 1 компл.; блоком флокуляции (по спецзаказу) — 1 компл.; шламовыми насосами типа ГрА170/40 — 1—3 шт.; дегазатором.

Пропускная способность блока очистки соответствует классу приме­няемой буровой установки и в зависимости от набора технических средств может изменяться от 25 до 90 л/с.

Комплект оборудования размещается на одной или двух емкостях в соответствии с условиями бурения и классом буровой установки.

Гидравлическая схема блока очистки позволяет использовать очистные механизмы в зависимости от условий бурения, вести обработку бурового раствора.

По спецзаказу блок очистки может быть укомплектован расчетной технологией регламентирования компонентного состава и управления свойствами буровых растворов или компьютерной программой для этих целей. Технология позволяет вести оперативное управление процессом приготовления и обработки бурового раствора при наименьших затратах времени и материалов.

Рис. 17.7. Схема блока очистки:

1 - укрытие; 2 - вибросито СВ1Л; 3 - вентилятор: 4 - илоотделитель ИГ45/75: 5 - центрифуга: 6 - электронасосный агрегат: 7 - калорифер: 8 - ситогидроциклонный сепаратор на базе вибросита СВ1Л и пескоотделителя ГЦ-ЗбОМ; 9 — емкость: 10 - дегазатор пКаскад-40»: II -блок химической обработки: 12 -смеситель

Блок приготовления буровых растворов и спецжидкостей БПР-1 (рис. 17.8) предназначен для приготовления буровых растворов, химических реа­гентов и различных технологических жидкостей при строительстве и капи­тальном ремонте скважин. Применяется в составе циркуляционных систем буровых установок всех классов, а также с установками для капитального ремонта скважин и другими техническими средствами.

Техническая характеристика БПР-1

Объемная производительность приготовления химреагентов. техноло­гических жидкостей и буровых растворов, м³/ч....................................................................................     10— 15

Полезный объем резервуара, м ........................................................................     10

Пределы изменения плотности буровых растворов и сиеижидкосгей.

г/см³.........................................................................................................................    0.8-2.2

Мощность установленного оборудования. кВт...............................................     37.5

Габариты, мм.........................................................................................................     5000x2650*3000

Масса, кг.................................................................................................................     3000

К преимуществам использования блока относятся сокращение време­ни приготовления растворов, возможность одновременного смешивания и диспергирования (эмульгирования) компонентов раствора за один цикл циркуляции жидкости, исключение потерь материалов, экологичность процесса приготовления химреагентов, буровых растворов и спецжидкостей, механизация и безопасность работ, простота обслуживания и эксплуата­ции, возможность организовать оборотное водоснабжение на буровой.

Рис. 17.8. Схема блока приготовления буровых растворов и спецжидкостей БПР-1:

1 - воронка смесителя переносная; 2 - щит электрооборудования; 3 - электронасосный агре­гат; 4 — вакуумный гидравлический смеситель; 5 — шаровый циклонный диспергатор; б — меха­нический перемешиватель; 7 — диспергатор; 8 — резервуар; 9 — рама

Блок обезвоживания буровых растворов предназначен для удаления избытка бурового раствора из циркуляции, ликвидации его после оконча­ния бурения скважины, а также для обезвоживания слива из центрифуги при регенерации барита из бурового раствора.

Блок состоит из манифольда, двух емкостей объемом 3 м³ каждая для приготовления растворов коагулянта и флокулянта. Емкости оснащены ме­ханическими перемешивателями с червячным редуктором и двумя насоса­ми для подачи растворов в манифольд. Манифольд обвязан также с насо­сами для подачи воды и бурового раствора. Смесь бурового раствора, воды, коагулянта и флокулянта подается на осадительную шнековую центрифугу, где разделяется на твердую фазу и воду, пригодную после обработки для использования в системе водоснабжения буровой или слива на местность.

Промежуточных блок предназначен для хранения необходимого объ­ема бурового раствора. На емкостях блока установлены по два механиче­ских и гидравлических перемешивателя. Последние подсоединены к вспо­могательному напорному трубопроводу. Приемный блок по конструкции аналогичен промежуточным блокам.

Изготовители: ОАО НПО «Бурение», ДАООТ «Хадыженский машза-вод».

Блок-модуль хранения сыпучих материалов (рис. 17.10) предназначен для приема, хранения, контролируемой выдачи сыпучих материалов, приго­товления и утяжеления бурового раствора. Позволяет производить загрузку бункеров сыпучими материалами (глинопорошок, барит, цемент, химреа­генты и пр.) непосредственно из цементовозов, а также с помощью имею­щегося в комплекте пневмопогрузчика — из мешков и контейнеров. Изме­ритель усилия и указатель уровня обеспечивают контроль загрузки, хране­ния и выдачи сыпучих материалов.

Блок-модуль применяется в составе циркуляционной системы буровых установок при бурении нефтяных и газовых скважин глубиной более 5000 м.

Техническая характеристика

Число бункеров хранения..................................................................... 2

Объем бункер ахранения, м^{3.......................................................................................} 42

Объем пневмогрузчика, м^{3..........................................................................................} 2,9

Максимальная подача сыпучих материалов в гидросмеситель, т/ч:

барита................................................................................................... 30

бентонита............................................................................................. 5

химреагентов....................................................................................... 2

Объемная производительность при приготовлении и утяжелении раствора, м³/ч            90

Рис. 17.10. Схема блок-модуля хранения сыпучих материалов:

1 - гидросмеситель; 2 - разгрузитель; 3 - шлюзовой питатель; 4 - предохранительный клапан; 5 - бункер хранения; 6 - пневмоиерегрузчик; 7 - измеритель усилия; 8 - шламовый затвор с электродвигателем; 9 - указатель уровня; 10 - сигнальная сирена

3. Противовыбросовое оборудование.

Оборудование противовыбросовое (ОП) представляет собой комплекс, состоящий из сборки превенторов, манифольда и гидравлическо­го управления превенторами, предназначенный для управления проявляю­щей скважиной в целях обеспечения безопасных условий труда персонала, предотвращения открытых фонтанов и охраны окружающей среды от за­грязнения в умеренном и холодном макроклиматических районах.

Область применения ОП — строительство и капитальный ремонт неф­тяных и газовых скважин.

Основные задачи комплекса — сохранение находящегося в скважине бурового раствора и проведение операций по его замещению (глушение скважины) другим с требуемыми параметрами.

Комплекс ОП обеспечивает проведение следующих работ:

герметизацию скважины, включающую закрывание и открывание плашек (уплотнителя) без давления и под давлением;

спуск и подъем колонны бурильных труб при герметизированном устье, включая протаскивание замковых соединений, расхаживание труб, подвешивание колонны труб на плашки и удержание ее в скважине плаш­ками при выбросе;

циркуляцию бурового раствора с созданием регулируемого противо­давления на забой и его дегазацию;

оперативное управление гидроприводными составными частями обо­рудования.

В соответствии с 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. 21.12 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 противо-выбросового 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 число необходимых составных частей блока превенторов и мани-фольда, которые могут дополняться в зависимости от конкретных условий строящейся или ремонтируемой скважины.

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:

диаметр условный прохода ОП, мм;

диаметр условный прохода манифольда, мм;

рабочее давление, МПа;

тип исполнения изделия по коррозионной стойкости — в зависимости от скважинной среды

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 ОП6-280/80x35, 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 ОП9с-280/80х70, ГОСТ 13862-90.

Рис. 21.12. Типовые схемы обвязки протпвовыбросового оборудования по ГОСТ 13862—00: а   — схема I; б —   схема 3; в — схема 7; г — схема 10:

1 — плашечный превентор; 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 прев ей торами с основным пультом: 14 — кольцевой превентор; 15 — отвод к сепаратор)'; 16 — задвижка с гидроуправлением; II — обратный клапан: 18 — отвод к буровым насосам; 19 — блок глуше­ния: 20 — регулируемый дроссель с гидроуправлением: 21 — пульт управления дросселем; 22 — отвод к системе опробования скважины

ПЛАШЕЧНЫЕ ПРЕВЕНТОРЫ

Плашечные превенторы предназначены для герметизации устья при наличии в скважине труб или в отсутствие их; применяют для эксплуа­тации в умеренном и холодном макро климатических районах.

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

Установлена следующая система обозначения плашечного превентора:

тип перевентора 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, КЗ).

Плашечные превенторы с гидравлическим управлением предназначе­ны для герметизации устья скважины в целях предупреждения выброса. Их изготовляют на Волгоградском заводе буровой техники (ОАО «ВЗБТ») и заводом им. Лейтенанта Шмидта (г. Баку). ВЗБТ выпускает плашечные превенторы ППГ-230x35 и ППГ-230x70.

Плашечный нревентор ППГ —230x35 [рис. 21.13) состоит из корпуса 7 и крышек 6. 11 с гидра цилиндрам и. Корпус 7 представляет собой стальную отливку коробчатого сечения, имеющую вертикальное проходное отверстие диаметром 230 мм и горизонтальную сквозную прямоугольную полость, в которой размешаются и движутся плашки. Полость корпуса с обеих сторон закрывается откидными крышками 6 и 11. шарнирно подвешенными на корпусе. Крышки крепятся к корпусу 7 винтами 10. Такая конструкция превенторов позволяет быстро заменять плашки, не снимая превентора с устья бурящейся скважины даже при наличии в ней инструмента.

Плашечные превенторы укомплектовывают следующими плашками: трубными, каждая пара из которых уплотняет трубы определенного разме­ра: глухими, герметизирующими скважин)" в отсутствие в ней инструмента.

Специальные треугольные выступы на вкладышах трубных плашек обеспечивают принудительное центрирование колонны труб при закрыва­нии превентора. Плашку в собранном виде насаживают на Т-образный паз штока и вставляют в корпус превентора.

Каждая плашка перемешается поршнем 16 гидравлического цилиндра 12. От коллектора 8 по масплопроводам 21 и через поворотное ниппельное соединение масло под давлением поступает в гидроцилиндры. Палец 24 служит визуальным указателем положения «Открыто — закрыто* плашек превентора. палец 26 — указателем положения фиксатора плашек. Для фиксации плашек в положении «Закрыта* с помощью ручного привода не­обходимо вращать штурвалы по часовой стрелке: через вилку 15 вращение передается на вал 2. по которому передвигается гайка I с пальцем 26 до упора в шток 3. Полость плашек превенторов в зимнее время при темпера­туре ниже — 5 *С следует обогревать паром, подаваемым в паропровод 20 корпуса превентора через отверстие в нем.

Крышка корпуса уплотняется армированным уплотнением 9.

Рис. 21.13. Плашечный превенюр ППГ-230x35:

1— гайка; 2 — вал; 3 — шток; 4. 14 — крышки; 5 — шпилька; 6. 11 — откидные крышки с гидроцилиндром; 7 — корпус превентора; 8 — распределительный коллектор: 9 — армирован­ное уплотнение; 10. 29. 34. 35 — винты; 12 — цилиндр; 13, 17, 18. 22 — резиновые уплатнительные кольца; 15 — вилка; 16 — поршень; 19 — пробка; 20 — паропровод; 21 — маслопро­вод: 23 — сальниковое кольцо; 24. 26 — пальцы; 25 — ось: 27 — втулка; 28 — пробка; 30 — обратный клапан; 31 — уплотнение плашки; 32 — вкладыш: 33 — корпус плашки: 36 — пру­жинное кольцо: а. 6 — полости длв уплати стельного смазочного материала

Для аварийного уплотнения штока в случае изнашивания (или прорыва уплотнительного элемента на крышках превентора имеются специаль­ные приспособления, состоящие из винта 29 и обратного клапана 30. По­лость а при эксплуатации заполняется пластичным уплотнительным сма­зочным материалом для фонтанной арматуры. Уплотнение штока достига­ется за счет нагнетания смазочного материала под давлением в полость б. Давление создается винтом 29. При проверке герметичности уплотнительных элементов штока полость 6 следует держать открытой (с вывинченной пробкой /5).

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 провора­чивание колонны; открытие и закрытие превентора на расчетное число циклов; быструю замену кольцевого уплотнителя без демонтажа превен­тора.

Универсальный превентор ПУ 1-230x35 (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.

Рис. 21.16. Универсальный превенгор ПУ1-230х35:

1 — крышка; 2 — ограничитель: 3 — корпус: 4 — кольцевой уплотнитель: 5 — плунжер; 6 —

манжета; 7 — уплотнительное кольцо: 8 — штуцер: 9 — втулка

Рис. 21.17. Уплотнители кольцевых превенторов типа ПVI (а) и типа ПУ2 (б)

Корпус, плунжер и крышка образуют в превенторе две гидравличе­ские камеры а и б, изолированные манжетами. Камера а — распорная и служит для открытия превентора, камера б — 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 превентора масло подается в распорную камеру, плунжер перемещается вниз, кольцевой уплотнитель расширяется, принимая первоначальную форму. Жидкость из запорной камеры вытесняется в сливную линию гидравличе­ского управления.

Уплотнители (рис. 21.17) обеспечивает герметизацию устья при спу­щенных в скважину трубах диаметром до 194 мм. Время закрытия превен-тора — 30 с

Конструкция универсальных превенторов ПУ1 — 280x35, ПУ1 — 350x35 аналогична конструкции ПУ 1 — 230x35.

ВРАЩАЮЩИЕСЯ ПРЕВЕНТОРЫ

Превенторы вращающиеся |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 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 15130-69.

Рис. 21.16. 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 фланнем: 9 — уп­лотнитель герметизатора; 10 — корпус герметизатора, 11— присоединительный фланец

Контрольные вопросы:

1.Вращательное бурение скважин

2.Основные составляющии циркуляционной системы

3.Как по другому называю универсальные превенторы?

4.Расскажите конструкции врашающихся превенторов.

5.ЧТо относится к спускоөподемному оборудованию ?

Литература

1. Аскеров М.М., Сулейманов А.Б. Ремонт скважин: Справ, пособие. — : Недра, 1993.

2. Ангелопуло O.K., Подгорнов В.М., Аваков Б.Э. Буровые растворы для осложненных условий. — М.: Недра, 1988.

3. Броун СИ. Нефть, газ и эргономика. — М: Недра, 1988.

4. Броун СИ. Охрана труда в бурении. — М: Недра, 1981.

11. Планирование проекта - лекция, которая пользуется популярностью у тех, кто читал эту лекцию.

5. Булатов А.И., Аветисов А.Г. Справочник инженера по бурению: В 3 т.: 2-е изд., перераб. и доп. - М: Недра, 1993-1995. - Т. 1-3.

6.Булатов А.И. Формирование и работа цементного камня в скважи­на, Недра, 1990.

7.Варламов П.С Испытатели пластов многоциклового действия. — М: Недра, 1982.

8.Городнов В.Д. Физико-химические методы предупреждения осложне­ний в бурении. 2-е изд., перераб. и доп. — М: Недра, 1984.

9. Геолого-технологические исследования скважин / Л.М. Чекалин, А.С. Моисеенко, А.Ф. Шакиров и др. — М: Недра, 1993.

10.Геолого-технологические исследования в процессе бурения. РД 39-0147716-102-87. ВНИИпромгеофизика, 1987.