Противовыбросовое оборудование

Оборудование противовыбросовое предназначено ДЛЯ герметиза­ции устья бурящихся нефтяных и газовых скважин с целью предуп­реждения открытых выбросов и воздействия на скважину при про­явлениях во время структурно-поискового бурения и капитального ремонта скважин.

При помощи этого оборудования можно быстро и надежно герме­тизировать устье скважины при наличии и отсутствии в ней колон­ны труб; осуществить расхаживание и проворачивание колонны труб при герметизированном устье для предотвращения прихвата; создать циркуляцию раствора с противодавлением на пласт, закачать раствор в пласт буровыми насосами или насосными агрегатами и осуществить срочную разрядку скважины.

При капитальном ремонте скважин рекомендуется применять оборудование противовыбросовое ОП1 a-180хЗ5 и ОПК-180хЗ5К2. В то же время для большого числа скважин достаточно иметь на ус­тье один превентор с ручным управлением, который позволяет обес­печить безопасное проведение ремонтных работ. К такому превенто­ру относится малогабаритный превентор ППР-180х21.

Малогабаритный превентор ППР-180х21(рис. 5.55) состоит из корпуса 2, крышек 4 с размещенными в них плашками 3, механизма ручного управления и узла уплотнения. Механизм ручного управле­ния и узел уплотнения, шпинделя включают крышку 5, имеющую окна для обеспечения доступа к нажимной втулке 6, ходовую втулку 8, связанную резьбовым соединением со шпинделем 9. Крышки 4 пре­вентора крепят винтами 1 с наружным шестигранником.

При вращении втулки с помощью закрепленного на ней штурвала 10 создается крутящий момент, в результате чего шпиндель и соеди­ненная с ним плашка приходят в возвратно-поступательное движение.

В крышке 12 установлены подшипники 11, уменьшающие усилие, необходимое для управления превенторов. Кроме того, в ней предус­мотрен винт 7, предотвращающий самоотвинчивание крышки.

Плашка выполнена цельной, что позволило уменьшить ее габа­риты и массу при обеспечении необходимой прочности и жесткости.

Уплотнитель плашки состоит из уплотнителя трубы и уплотнителя корпуса, что обеспечивает легкую и быструю смену уплотнительных элементов, а также замену только изношенной части уплотнителя.

Перекрытие проходного отверстия превентора осуществляется вращением штурвала по часовой стрелке, открытие - вращением штурвала против часовой стрелки.

Отличительная особенность превентора - оперативное устране­ние утечек в случае их появления в узле уплотнения шпинделя. Для этого необходимо в отверстие нажимной втулки вставить круглый стержень диаметром 15 мм и повернуть ее на 1/2 ... 1 оборот по часо­вой стрелке. Для контроля появления утечек в узле уплотнения шпинделя, в крышке превентора предусмотрено сигнальное отверстие.

Превенторы плашечные ПП -180х35 обеспечивают возможность расхаживания колонны труб при герметизированном устье (в преде­лах замкового или муфтового соединения), подвешивание колонны на плашки и удержание колонны плашками от выброса под действи­ем скважинного давления (рис. 5.56).

Основные детали и узлы превентора - корпус, крышки корпуса с гидроцилиндрами и плашки.

Корпус превентора - стальная отливка коробчатого сечения с вер­тикальным проходным отверстием круглого сечения и сквозной пря­моугольной горизонтальной полостью, в которой расположены плашки. Прямоугольная полость корпуса с обеих сторон закрыта откид­ными крышками, шарнирно подвешенными на корпусе и уплотнен­ными резиновыми прокладками. Крышки закреплены на корпусе винтами. Такая конструкция корпуса и крышек позволяет проводить смену плашек превентора при наличии в скважине колонны труб.

Плашки - разъемные. В корпусах плашек установлены сменные вкладыши и резиновые уплотнения. Привод плашек - дистанцион­ный гидравлический.

Плашки 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.

Трубные плашки закрывают превентор при наличии в скважине колонны труб различных диаметров; глухие плашки перекрывают скважину при отсутствии в ней колонны труб.

Специальные треугольные выступы на вкладышах трубных пла­шек обеспечивают принудительное центрирование колонны труб при закрывании превентора.

Для фиксации плашек в закрытом положении применяют ручной кар­данный привод, индивидуальный для каждой плашки. Этим же приво­дом при необходимости можно закрыть плашки превентора (например, при отсутствии на буровой элект­рэнергии или при разряженном аккомуляторе гидропривода).

Открыть плашки, закрытые ручным приводом, можно только при помощи гидроуправления. Полость плашек при работе в зимнее время (при температу­ре окружающей среды ниже О⁰С) обогревается паром, который по­дается в паропроводы, встроен­ные в корпус превентора.

Превентор универсальный позволяет герметизировать лю­бую часть бурильной колонны, проводить расхаживание, прово­рачивание (на гладкой части трубы), протаскивание замковых и муфтовых соединений при гер­метизированном устье, а также перекрывать скважину в случае отсутствия в ней колонны труб (рис. 5.57).

Основные детали превентора - корпус 4, крышка 1, уплотнитель З, шryнжер 6, втулка 8, манжеты 5, 7,9 и уплотнение 2 крышки.

Корпус и крышка представляют собой стальные литые или кова­ные детали, соединенные при помощи прямоугольной резьбы.

На боковой поверхности корпуса предусмотрены отверстия для подвода жидкости от установки гидравлического управления и ушки для подъема превентора и крепления его на устье скважины.

Уплотнитель - массивное резиновое кольцо, армированное метал­лическими вставками, придающими уплотнителю жесткость и пре­дохраняющими от вытекания резины в процессе эксплуатации.

Плунжер ступенчатой формы с центральным конусным отверсти­ем, в котором установлен уплотнитель.

Плунжер, корпус и крышка образуют в превенторе две гидравли­ческие камеры, изолированные манжетами. Эти камеры через отвер­стия в корпусе соединены с установкой гидравлического управления. Нижняя (запорная) камера апредназначена для закрытия превенто­ра, а верхняя (распорная) б- для его открытия (см. рис. 5.57).

При нагнетании масла под давлением в запорную камеру плун­жер движется вверх, обжимает уплотнитель, резиновое кольцо и вставки, которые перемещаются при этом к центру скважины и гер­метизируют любую часть колонны, оказавшуюся в зоне уплотните­ля, или перекрывают скважину при отсутствии в ней колонны труб.

При нагнетании масла в распорную камеру закрытого превентора плунжер из верхнего положения перемещается вниз, вытесняя жид­кость из запорной камеры в сливную линию установки гидравличес­кого управления. Уплотнитель при этом разжимается и принимает первоначальную форму.

Управление превентором - дистанционное гидравлическое.

Для работы в зимнее время превентор оснащен камерой обогрева 10.

Оборудование для ремонта скважин под давлениемнеобхо­димо, когда скважина способна фонтанировать. Для осуществления такого процесса необходимы, во-первых, устройства для герметиза­ции устья, способные при этом пропускать без утечек газа или жид­кости спускаемые или поднимаемые трубы, и, во-вторых, устройст­ва для спуска и для подъема колонн труб. Оборудование это полно­стью выполнено на основе гидростатического (объемного) привода. Типичным исполнением гидроприводного подъемника является конструкция (рис.), монтируемая на устье скважины. Главные узлы такого подъемника - спайдеры, вращатель (трубный ключ), подъемник, герметизаторы.

Все основное оборудование, составляющее агрегаты для текуще­го ремонта скважин под давлением с герметизированным устьем, построено на гидроприводе, машинах и механизмах, используемых в нефтегазопромысловом и буровом оборудовании.

Рис.Конструктивная схема гидроподъемника:

1 - фланец устья скважины; 2 - колонна НКТ; 3 - катушка-переводник; 4 - опорный фланец подъемника; 5 - уплотнение герметизатора;

6 - цилиндр; 7 - нажимное кольцо неподвижного спайдера; 8 - клинья неподвижного спайдера; 9 - цилиндры привода неподвижного спайдера; 1 О - траверса неподвижная; 11 - рабочая площадка; 12 - нажимное кольцо подвижного спайдера; 13 - клинья подвижного спайдера; 14 - цилиндры привода подвижного спайдера; 15 - траверса подвижная; 16 - вращающийся корпус; 17 - шестерня вращающихся клиньев; 18 - гидромотор; 19,22 - распределители; 23 - насос; 24 - бак

Оборудование для работы с колоннами непрерывных нама­тываемых на барабан труб (колтюбинг)имеет ряд преимуществ:

-- обеспечение герметичности устья скважины на всех этапах вы­полнения внутрискважинных операций;

- возможность осуществления работ в нефтяных и газовых скважинах без их предварительного глушения;

- обеспечение циркуляции технологической жидкости на всех этапах выполнения внутрискважинных операций, в том числе во время спуско-подъемных операций;

- отсутствие необходимости освоения и вызова притока сква­жин, в которых выполнялись работы с использованием колтюбинга; - безопасность проведения спуско-подъемных операций, так как в данном случае не нужно осуществлять свинчивание-развин­чивание резьбовых соединений и перемещать НКТ на мостки и т.д.

Главными параметрами агрегатов подземного ремонта, исполь­зующих колонну непрерывных труб являются диаметр и длина ко­лонны труб и барабана агрегата. Именно они влияют на остальные параметры, конструкцию агрегата и его компоновку. Например, диаметр и длина колонны труб определяют диаметр барабана и тя­говое усилие. Эти же показатели существенно влияют и на давление насосов, перекачивающих технологическую жидкость, и компонов­ку агрегата, от которой зависит тип монтажной базы.

Значения используемых диаметров труб в зависимости от глуби­ны подвески и максимального давления приведены в таблице.

Примечание: Вариант расчета выполнен для подачи насоса 5л/с при работе на воде

Агрегатами для работы с колоннами непрерывных труб (КНТ) называются наборы оборудования, позволяющие выполнять все технологические операции при подземном ремонте скважин:

- транспортные операции по доставке оборудования на место проведения работ;

- спуск и подъем колонны непрерывных труб;

- подготовка и доставка технологической жидкости;

- собственно подземный ремонт - промывка пробок, сбивка клапанов, закачка жидкости;

-. операции по восстановлению свойств жидкости (иногда эта группа операций может не выполнятся).

Некоторые агрегаты позволяют осуществлять только спуско-подъемные операции, поэтому при их использовании необходимо иметь дополнительное оборудование

Существуют различные компоновки агрегатов, смонтированных

на автомобильном шасси по местоположению кабины оператора:

- за кабиной водителя;

- на корме агрегата;

- между барабаном для НКТ и транспортером.

Монтаж оборудования агрегата на прицепе (типа трейлера) по­зволяет значительно сократить долю стоимости транспортной базы в общей стоимости агрегата, значительно упростить его компоновку.

В колтюбинговых агрегатах реализуют обычно два направления оформления узлов крепления инжектора (транспортера тубы) в ра­бочем положении.

Первое решение - использование специальной опоры, которая удерживает инжектор и опирается на грунт четырьмя опорными плитками.

Второе решение - монтаж инжектора непосредственно на устье скважины. Этот вариант обеспечивает сокращение времени монта­жа-демонтажа агрегата, уменьшение его массы, но создает дополни­тельные нагрузки на устье скважины и связанный с ним кондуктор обсадной колонны. Такие дополнительные нагрузки нежелательны при проведении скважины в зоне с многолетне мерзлыми грунтами.

Одним из ответственных узлов агрегата является транспортер трубы или инжектор. Сложились два направления в конструирова­нии транспортеров - с одной и двумя тяговыми цепями, снабжен­ными плашками, взаимодействующими с КНТ. Плашки, переме­щаемые тяговыми цепями, прижимаются к трубе с помощью гид­равлических цилиндров.

В комплект барабана для наматывания трубы входит и ее уклад­чик - устройство для обеспечения ровной укладки витков трубы при ее разматывании и наматывании.

Оборудование устья скважины при проведении работ с исполь­зованием КНТ содержит эксплуатационную арматуру, используе­мую на данной скважине (рис. 6.10).

Практически во всех применяемых в настоящее время комплек­сах оборудования используют плашечные превенторы с механиче­ским или гидравлическим приводом. При этом конструкции испол­нительной части превенторов - корпуса и плашки - практически идентичны.

Рис. 6.10.Оборудование устья скважины при проведении работ с использованием колтюбинга

1 - трубоукладчик; 2 - труба; 3 - направляющая; 4 - узел крепления трубы к полому валу барабана; 5 - инжектор; 6 - полый вал барабана;

7 - барабан; 8 - герметизатор; 9 - секция превентора, перекрывающая;

1 О - секция превентора, перерезывающая; 11 - секция превентора, удерживающая; 12 - секция превентора, герметизирующая трубу; 13 - выкид из колоны НКТ; 14 - выкид затрубного пространства

Основное назначение герметизатора - это изоляция внутренней полости скважины и колонны лифтовых труб от внешней среды.