Противофонтанное и противовыбросовое оборудование

Противофонтанное и противовыбросовое оборудование

Содержание

Введение

1.Общие сведения и состав

2.Общая характеристика оборудования

2.1Превенторы

2.2Манфольд

.3Дроссель

.4Управление противовыбросовым оборудованием

3.Типовые схемы противовыбросого оборудования

4.Техника безопасности

Заключение

Список литературы

Введение

Основными направлениями развития топливно-энергетического комплекса России определены главные задачи отрасли: повышение темпов и эффективности развития экономики на базе ускорения научно-технического прогресса, техническое перевооружение и реконструкция производства, интенсивное использование производственного потенциала, совершенствования системы управления. При этом предусмотрено обеспечение добычи достаточного количества нефти, газа и газового конденсата за счет развития отрасли путем ввода в разработку большого числа новых нефтегазовых месторождений. Особое внимание уделяется освоению бурения скважин на глубины 5000 7000 метров и более с целью ввода в разработку глубокозалегающих месторождений. Увеличение объемов добычи нефти и газа неизбежно связано с эксплуатацией новых месторождений и продуктивных горизонтов, открытие которых зависит от степени совершенства технологии бурения скважин. Опыт показывает, что бурение до проектных глубин нередко сопровождается возрастающим воздействием возникающих в находящемся в стволе скважины буровом растворе гидродинамических, физико-химических и механических процессов на общее состояние системы «скважина-пласт». Это, в конечном счете приводит к многочисленным осложнениям и авариям. Из всех видов известных аварий особую опасность представляют нефтяные и газовые фонтаны, периодически возникающие при бурении и эксплуатации скважин. Они являются наиболее тяжелыми авариями, осложняющими деятельность буровых и нефтегазодобывающих предприятий. В связи с этим использование специального противовыбросного и противофонтанного оборудования является весьма актуальной.

Целью работы является рассмотрение основных видов оборудования используемого при предотвращении или ликвидации фонтанов.

1.Общие сведения и состав

При производстве работ для герметизации устья бурящихся нефтяных и газовых скважин с целью предупреждения открытых выбросов и воздействия на скважину при водо-, газо- и нефте-проявлениях используется специализированное противовыбросовое оборудование. Его конструктивной особенностью являются, прежде всего, меньшие размеры.

Использование этого оборудования, как и оборудования для бурения эксплуатационных скважин, позволяет:

• быстро и надежно герметизировать устье скважины при наличии или отсутствии в ней колонны труб;
• осуществлять спуск и подъем колонны бурильных труб при герметизированном устье, включая протаскивание замковых соединений;
• осуществлять расхаживание и проворачивание колонны труб при герметизированном устье для предотвращения прихвата;
• создавать циркуляцию промывочной жидкости с противодавлением на пласт;
• оперативно управлять гидроприводными составными частями оборудования;
• закачать промывочную жидкость в пласт буровыми насосами или насосными агрегатами и осуществить срочную разрядку скважины.

В состав противовыбросового оборудования входят: превенторы, устьевая крестовина, надпревенторная катушка и разъемный желоб, составляющие стволовую часть превенторного оборудования; манифольды для обвязки стволовой части противовыбросового оборудования, обеспечивающие возможность управления скважиной при газонефтепроявлениях; станции управления превенторами и манифольдом.

При капитальном ремонте скважин рекомендуется применение противовыбросового оборудования типов ОП1а-180х35 и ОПК-180х35К2.

Комплект оборудования противовыбросового ОП1а-180х35 состоит из стволовой части, манифольда МПБ2-80><35 и установки гидравлического управления типа ГУШ00Бр-1. Стволовая часть включает в себя плашечные превенторы ПП-180Х35 и крестовину.

Комплект оборудования противовыбросового ОПК-180х35К2 состоит из стволовой части, манифольда МПБ2-80х35К2 и установки гидравлического управления типа СН6. Стволовая часть включает в себя универсальный превентор ПУ1-180х35К2, плашечный превентор ПП-180х35К2 и крестовину.

Противовыбросовое оборудование устанавливают между устьем скважины и полом буровой установки. В связи с этим для уменьшения высоты и облегчения основания вышечно-лебедочного блока, масса и размеры которого возрастают с увеличением высоты пола буровой установки, необходимой для монтажа противо-выбросового оборудования, превенторы и другие элементы его стволовой части должны быть компактными.

По правилам безопасности в нефтегазодобывающей промышленности установка противовыбросового оборудования обязательна при бурении на разведочных площадях, газоконденсатных и газовых месторождениях и на месторождениях с аномально высокими пластовыми давлениями. Устье скважины оборудуется превенторами после спуска и цементирования кондуктора и промежуточной колонны. Противовыбросовое оборудование испыты-вается на прочность и герметичность.

С целью повышения надежности противовыбросовое оборудование комплектуется резервными элементами, предназначенными для выполнения функций основных элементов в случае их отказов. При этом увеличиваются масса, габариты и стоимость этого оборудования. Однако надежность противовыбросового оборудования возрастает 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 -«закрыто (открыто)». ПМТР выпускается с учловным проходом 156 мм и комплектуется карданами и переходниками для дистанционного управления.

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.

Основные детали превентора - корпус, крышка, уплотнитель, плунжер, втулка, манжеты 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 а предназначена для закрытия превентора, а верхняя (распорная) б - для его открытия.

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 жидкостъ 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.

Вращающиеся превенторы предназначены для герметизации кольцевого зазора между устьем скважины и бурильной колонной и обеспечения возможности вращения, подъема и спуска бурильной колонны при герметизированном устье. В составе противовы-бросового оборудования вращающийся превентор используется при роторном бурении с очисткой забоя от выбуренной породы газом, воздухом или аэрированным промывочным раствором, а также при обратной промывке скважины и вскрытии пластов с высоким пластовым давлением.

Вращающийся превентор (см. прил.1 рис. 2) состоит из корпуса 7, неподвижного патрона 4 и вращающегося ствола 6. В отличие от плашечного и универсального превенторов, имеющих гидравлический привод, во вращающемся превенторе используется самоуплотняющаяся манжета 9, которая обжимает обхватываемую часть бурильной колонны под действием собственной упругости и давления на устье скважины. Литой корпус 7 из легированной стали снабжен опорным фланцем для соединения с плашечным или универсальным превептором и боковым отводом для присоединения к циркуляционной системе буровой установки.

Диаметр отверстия опорного фланца зависит от типоразмера превентора и должен быть достаточным для прохода долота. Ствол 6, имеющий форму полого цилиндра с наружным опорным фланцем, вращается на упорном 5 и радиальных 3 подшипниках. К стволу на быстросборном байонетном соединении крепится самоуплотняющаяся манжета с внутренними поясками квадратного и круглого сечений, предназначенными соответственно для уплотнения ведущей и бурильной труб. Проходное сечение стволаменьше диаметра долота. Поэтому при спуске и смене его необходимо ствол отсоединить от корпуса превентора. Для этого ствол с патроном соединяют с корпусом превентора посредством бай-онетного затвора и фиксатора 10, снабженного дистанционным пневматическим и ручным управлением.

Перед установкой патрона в корпус фиксатор 10 с помощью пневмоцилиндра, управляемого с пульта 13, либо с помощью винта 12 и троса 11 отводится в крайнее левое положение и освобождает проход для установки патрона. После этого патрон вводят выступами в пазы корпуса и поворачивают по часовой стрелке до упоров, установленных в корпусе. Далее освобождают фиксатор, который под действием пружины пневмоцилиндра замыкает патрон в корпусе превентора. Чтобы вытащить патрон из корпуса, необходимо предварительно отключить фиксатор и повернуть патрон против часовой стрелки. Патрон поворачивают ведущей трубой, вращаемой ротором посредством вкладышей 1. Шинно-пневматическая муфта 2, включаемая с пульта 13, соединяет патрон со стволом, и в результате этого оба они совместно с ведущей трубой поворачиваются относительно корпуса превентора. Подшипники ствола смазываются жидким маслом, предохраняемым от утечек и загрязнения асбографитовыми манжетами Превеиторы ПВ-156Х320 и ПВ-307Х200 в отличие от ПВ-230X320 Бр не имеют шинно-пневматической муфты. Патроны этих превенторов освобождаются вручную, что создает неудобства при спуске и смене долот.

.2 Манифольд

Манифольд противовыбросового оборудования состоит из линий дросселирования и глушения, которые соединяются со стволовой частью противовыбросового оборудования и представляют собой систему трубопроводов и арматуры (задвижки с ручным и гидравлическим управлением, регулируемые дроссели с ручным и гидравлическим управлением, манометры и др.).

Линия глушения соединяется с буровыми насосами и служит для закачки в скважину утяжеленного раствора по межтрубному пространству. При необходимости линию глушения можно использовать для слива газированного промывочного раствора в камеру-дегазатор циркуляционной системы буровой установки. Линия дросселирования служит для слива промывочного раствора и отбора флюидов из скважины с противодавлением на пласт, а также для закачки жидкости в скважину с помощью цементировочных агрегатов. В типовой схеме 4 противовыбросового оборудования, применяемой при бурении скважин с повышенной опасностью нефтегазопроявлений, верхняя линия дросселирования является резервной.

Манифольды противовыбросового оборудования рассчитывают на рабочее давление: 21, 35, 70 МПа. По конструкции задвижек манифольды делятся на два типа: МП- с клиновыми задвижками и МПП - с прямоточными задвижками. Манифольды типа МП в блочном исполнении имеют шифр МПВ. Шифр манифольдов дополняется цифрами, указывающими диаметр их проходного отверстия и рабочее давление (например МПВ-80Х35). В современных манифольдах диаметр проходного отверстия принимается равным 80 мм для всех схем противовыбросового оборудования. Задвижки манифольда имеют ручное и гидравлическое дистанционное управление. Главными являются задвижки с гидравлическим управлением, осуществляемым посредством гидроцилиндра двойного действия, поршень которого соединяется с шибером задвижки. От безотказности главных задвижек зависит надежность противовыбросового оборудования. Это требует постоянного контроля за техническим состоянием их. В задвижках с ручным управлением шибер соединяется со шпинделем, выдвигаемым при вращении маховика.

.3 Дроссель

Дроссели (штуцеры) имеют ручное или гидравлическое дистанционное управление и служат для создания противодавления на пласт с целью плавного регулирования скорости потока жидкости, поступающей из скважины. Работа дросселя регулируется осевым перемещением конического наконечника, в результате которого изменяется проходное сечение дросселя.

В линиях глушения и дросселирования применяются высококачественные бесшовные трубы. Фланцевые соединения манифольда уплотняются металлическими кольцевыми прокладками. Базовой деталью для монтажа стволовой части и манифольда противовыбросового оборудования является устьевая (верхняя) крестовина колонной головки. При несоответствии диаметров крестовины и превентора между ними устанавливается переводная катушка или переводной фланец. Линии манифольда должны быть прямыми и отведены от дорог, линий электропередач и других сооружений. Поворот линии манифольда допускается в исключительных случаях и только с применением стальных кованых угольников.

.4 Управление противовыбросовым оборудованием

Внезапность выбросов нефти и газа и непредсказуемость возникающих аварийных ситуаций требуют оперативных и безопасных средств управления противовыбросовым оборудованием, сохраняющих работоспособность в произвольный момент времени.

Установка гидравлического управления ГУП 100Бр-1 предназначается для оперативного дистанционного управления превенторами и задвижками манифольда. Состоит из основного пульта управления, насосно-аккумуляторной установки, вспомогательного пульта управления и соединительных трубопроводов. Все оборудование смонтировано на общей раме и составляет компактный транспортабельный блок. Управление электродвигателями насоса автоматическое, от электроконтактного манометра, который регулируется на диапазон давлений 9-10 МПа. Аккумулятор предназначен для ускорения закрытия (открытия) превенторов и задвижек и обеспечения управления этими операциями за счет энергии сжатого азота. Вспомогательный пульт управления представляет собой корпус, в котором расположены распределители, регулирующий клапан и другие устройства.

3. Типовые схемы противовыбросового оборудования

месторождение нефть газ фонтан

Состав и конструктивные связи основных элементов противовыбросового оборудования указываются на схемах, изображаемых посредством условных графических обозначений. В зависи мости от ожидаемой интенсивности нефтегазопроявлений, обусловленной геологическими факторами, рекомендуются следующие схемы противовыбросового оборудования, установленные ГОСТ 13 862-80:

·двухпревенторная с двумя линиями манифольда и одной крестовиной (см. прил. 2, а);

·трехпревенторная с двумя линиями манифольда и одной крестовиной (см. прил. 3, б);

·трехпревенторная с двумя линиями манифольда и двумя крестовинами (см. прил. 3, в);

·трехпревенторная с тремя линиями манифольда и двумя крестовинами (см. прил. 4, г).

На разведуемых площадях, газоконденсатных и газовых месторождениях, а также при бурении скважин с аномально высоким пластовым давлением обязательно устанавливают два превеитора, один из которых снабжается трубными, а второй глухими плашками. Трубные плашки должны соответствовать диаметру применяемых бурильных труб. В типовых схемах 1-3 допускается замена универсального превентора дополнительным плашечиым.

Типоразмеры превенторов выбирают с учетом давления вскрываемых пластов и диаметра отверстия стволовой части противовыбросового оборудования, необходимого для прохода долот и труб, используемых для дальнейшего углубления и крепления скважины.

Широкий диапазон значений проходного отверстия (180- 680 мм) и рабочего давления (14-105 МПа) превенторов позволяет применять схемы компоновки противовыбросового оборудования 1 и 2 при бурении скважин под обсадные колонны труб диаметром 127-560 мм, используемых для крепления верхних и глубокозалегающих пластов. Типовые схемы противовыбросового оборудования 1 и 4 применяются при вскрытии глубокозалегающих пластов, характеризующихся высоким пластовым давлением (35-70 МПа) и обсаживаемых трубами диаметром 127-346 мм. Высота и масса стволовой части противовыбросового оборудования зависят от типовой схемы его компоновки и типоразмеров используемых превенторов.

В условном обозначении противовыбросового оборудования указаны номер типовой схемы, условный диаметр проходного отверстия и рабочее давление. Например, противовыбросовое оборудование, выполненное по схеме 2 с условным диаметром проходного отверстия 350 мм на рабочее давление 70 МПа, имеет обозначение: ОП2-350Х70 ГОСТ 13 862-80.

. Техника безопасности

Выбор типа противовыбросового оборудования (далее - ПВО) и колонной головки осуществляется проектной организацией. Схема установки и обвязки противовыбросового оборудования, блоков глушения и дросселирования разрабатывается буровой организацией на основе установленных требований и согласовывается с территориальными органами Ростехнадзора, противофонтанной службой и заказчиком.

После монтажа ПВО рабочие буровой бригады должны быть проинструктированы и обучены специалистами предприятия работе с превенторной установкой при газонефтеводопроявлении.

Запрещается производить какие-либо работы по монтажу и устранению неисправностей при наличии давления в превенторах, манифольде или линии гидроуправления.

Запрещается производить разборку пневмогидроаккумулятора до полного выпуска из него азота.

На кондуктор и техническую колонну, при бурении ниже которых возможны газонефтеводопроявления, а также на эксплуатационную колонну при проведении в ней работ со вскрытым продуктивным пластом устанавливается противовыбросовое оборудование. Обсадные колонны обвязываются между собой с помощью колонной головки. Инструкции по монтажу и эксплуатации ПВО и колонных головок разрабатываются предприятием в соответствии с рекомендациями (техническими условиями) заводов-изготовителей и утверждаются техническим руководителем предприятия.

Рабочее давление колонной головки, блока превенторов и манифольда должно быть не менее давления опрессовки обсадной колонны на герметичность, рассчитываемого на каждом этапе бурения скважины из условия полной замены в скважине бурового раствора пластовым флюидом или газожидкостной смесью и герметизации устья при открытом фонтанировании.

Выбор превенторной сборки, манифольда (линии дросселирования и глушения), гидроуправления превенторами, пульта управления дросселем, сепаратора или трапно-факельной установки осуществляется в зависимости от конкретных горно-геологических характеристик разреза для выполнения следующих технологических операций:

·герметизации устья скважины при спущенных бурильных трубах и без них;

·вымыва флюида из скважины по принятой технологии;

·подвески колонны бурильных труб на плашках превентора после его закрытия;

·срезания бурильной колонны;

·контроля за состоянием скважины во время глушения;

·расхаживают бурильной колонны для предотвращения ее прихвата;

·спуска или подъема части или всей бурильной колонны при герметично закрытом устье.

Схема установки и обвязки противовыбросового оборудования разрабатывается буровым предприятием и согласовывается с заказчиком, территориальными органами Госгортехнадзора России и утверждается в установленном порядке. При этом следует руководствоваться следующими положениями.

При вскрытии скважиной изученного разреза, представленного нефтяными и водяными (с растворенным газом) пластами с нормальным давлением, после спуска кондуктора или технической колонны на устье устанавливается превенторная установка, обеспечивающая герметизацию скважины при спущенной бурильной колонне и без нее.

Три или четыре превентора, в том числе один универсальный, устанавливаются на скважине при вскрытии газовых, нефтяных и водяных горизонтов с аномально высоким давлением. Необходимость установки превентора со срезающими плашками при ожидаемом избыточном давлении на устье скважины ниже -350 кгс/см2 (35 МПа) и объемном содержании сероводорода до 6% определяется предприятием по согласованию с территориальными органами Госгортехнадзора России, исходя из характеристики пласта (состав флюида, пористость, проницаемость, дебит и др.).

Четыре превентора, в том числе один превентор со срезающими плашками и один универсальный, устанавливаются на устье в случаях:

·вскрытия пластов с аномально высоким давлением и объемным содержанием сероводорода более 6%, а также с наличием сероводорода до 6% и избыточным давлением на устье более 350 кгс/см2 (35 МПа);

·использования технологии спуска и подъема труб при избыточном давлении герметизированного устья;

·на всех морских скважинах.

Линии сбросов на факелы от блоков глушения и дросселирования должны надежно закрепляться на специальных опорах и направляться в сторону от производственных и бытовых сооружений с уклоном от устья скважины.

Линии и установленные на них задвижки должны иметь внутренний диаметр, одинаковый с внутренним диаметром отводов крестовины; после блока задвижек допускается увеличение их диаметра не более чем на 30 мм.

Расстояние от концов выкидного манифольда до всех коммуникаций и сооружений, не относящихся к объектам буровой установки, должно быть не менее 100 м для всех категорий скважин.

Для скважин, сооружаемых с насыпного основания и ограниченных площадок, длина линий от блоков глушения и дросселирования должна устанавливаться подрядчиком по согласованию с заказчиком, территориальными органами Госгортехнадзора России.

На скважинах, где ожидаемое давление на устье превышает 700 кгс/см2 (70 МПа), устанавливается заводской блок с тремя регулируемыми дросселями - два с дистанционным и один с ручным управлением.

Во всех остальных случаях установка регулируемых дросселей с дистанционным управлением производится в зависимости от конкретных условий и решается руководством предприятия при утверждении в установленном порядке схемы обвязки и установки противовыбросового оборудования.

Манометры, устанавливаемые на блоках дросселирования и глушения, должны иметь верхний предел диапазона измерений, на 30% превышающий давление совместной опрессовки обсадной колонны и противовыбросового оборудования.

Система нагнетания гидроаккумулятора должна включать устройство автоматического отключения насоса при достижении в ней номинального рабочего давления.

Противовыбросовое оборудование должно собираться из узлов и деталей заводского изготовления отечественной или импортной поставки.

Допускается применение отдельных деталей и узлов, изготовленных на базах производственного обслуживания предприятий в соответствии с утвержденными техническими условиями, при этом изготовленные узлы и детали должны иметь паспорта.

Для управления превенторами и гидравлическими задвижками устанавливаются основной и вспомогательный пульты.

Штурвалы для ручной фиксации плашек превенторов должны быть установлены в легкодоступном месте, иметь взрывобезопасное освещение и укрытие. На стенке укрытия должны быть нанесены стрелки направления вращения штурвалов, контрольные метки и количество оборотов, необходимых для закрытия превентора. На задвижке перед дросселем должна быть закреплена табличка с указанием допустимого давления для устья скважины, допустимого давления для самого слабого участка скважины и плотности раствора, по которой это давление определено.

После монтажа превенторной установки или спуска очередной обсадной колонны, в том числе потайной, до разбуривания цементного стакана превенторная установка до концевых задвижек манифольдов высокого давления должна быть спрессована водой, азотом или воздухом на давление опрессовки обсадной колонны.

Выкидные линии после концевых задвижек спрессовываются водой на давление:

кгс/см2 (5 МПа) - для противовыбросового оборудования, рассчитанного на давление до 210 кгс/см2 (21 МПа);

кгс/см2 (10 МПа) - для противовыбросового оборудования, рассчитанного на давление выше 210 кгс/см2 (21 МПа).

Результаты опрессовки оформляются актом.

После монтажа и опрессовки превенторной установки совместно с обсадной колонной, опрессовки цементного кольца за обсадной колонной дальнейшее бурение скважины может быть продолжено после получения специального разрешения технического руководителя предприятия, выдаваемого в соответствии с порядком, согласованным с территориальными органами Госгортехнадзора России.

Плашечные превенторы должны периодически проверяться на закрытие и открытие. Периодичность проверки устанавливается буровым предприятием.

Все схемы противовыбросовой обвязки устья скважины в верхней части должны включать фланцевую катушку и разъемные воронку и желоб для облегчения работ по ликвидации открытых фонтанов.

Заключение

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 проведение 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 противодавления на забой и его дегазацию;

оперативное управление гидроприводными составными частями оборудования.

Список литературы

1.Дорошенко Е.В., Покрепин Б.В., Покрепин Г.В. Специалист по ремонту нефтяных и газовых скважин.- Волгоград: Ин-Фолио, 2009

.Нифонтов Ю.А., Клещенко И.И. Ремонт нефтяных и газовых сквыажин.- В 2-х частях.- Ч.1.- СПб.: Профессионал, 2009

.Правила безопасности в нефтяной и газовой промышленности. ПБ 08-624-03.- М.: НТЦ Промышленная безопасность, 2008

.Пустовойтенко И.П, Предупреждение и ликвидация аварий в бурении.- М.: Недра, 2004

.Справочник каталог по оборудованию и инструменту для предупреждения и ликвидации фонтанов/ Под ред. Хоботько В.И..- М.: Недра, 2001