Схеми монтажу ОП

Згідно з ГОСТ 13862—90 передбачено 10 типових схем монтажу ОП, з яких 2 схеми призначено для ремонту свердловин з некорозійним середовищем, решта — для буріння у відповідних умовах, у тому числі і в корозійно агресивному середовищі.

Схема 1 (рисунок 7.19) включає плашковий превентор 7, гирлову циркуляційну хрестовину 2, засувку з ручним керуванням 3, манометр 4, регульований дросель 5 з ручним керуванням і відбійник 6.

1—плашковий превентор; 2— циркуляційна хрестовина; 3— засувка з ручним керуванням;

4— манометр; 5—регульований дросель з ручним керуванням; 6—відбійник

Рисунок 7.19 − Типова схема 1 монтажу противикидного обладнання

Схема 2 аналогічна схемі 1, але додатково включає ще один плашковий превентор.

Схема 3 (рисунок 7.20) включає плашковий превентор 1, засувку з гідравлічним керуванням 2, гирлову циркуляційну хрестовину 3, манометр із запірним та розрядним пристроями і розділювачем середовищ 5, кільцевий превентор 4, регульований дросель з ручним керуванням 6, засувку з ручним керуванням 7, відбійник 8, допоміжний пульт 9, станцію гідроприводу з основним пультом керування 10 та зворотний клапан 11.

Схема 4 аналогічна схемі 3, але замість кільцевого превентора встановлюється другий плаш­ковий превентор.

У схемі 5 до двох плашкових додається один кільцевий превентор, в усьому іншому схема аналогічна схемі 3.

Схема 6 відрізняється від схеми 5 заміною регульованого дроселя з ручним керуванням на регульований дросель із гідравлічним керуванням та включенням відповідно пульта керування гідроприводного дроселя.

1—плашковий превентор; 2—засувка з гідравлічним керуванням; 3— гирлова циркуляційна хрестовина; 4— кільцевий превентор;5—манометр; 6—дросель регульований з ручним керуванням; 7—засувка з ручним керуванням; 8— відбійна камера;9— допоміжний пульт; 10— станція гідроприводу з основним пультом керування; 11—зворотний клапан

Рисунок 7.20 − Типова схема 3 монтажу противикидного обладнання

Схема 7(рисунок 7.21) включає два плашкових превентори 7, засувку з гідравлічним керуванням 5, гирлову циркуляційну хрестовину 4, манометр 9, кільцевий превентор 6, регульований дросель з ручним керуванням 10, засувку з ручним керуванням 8, відбійник 11, допоміжний пульт 1, станцію керування 2, зворотний клапан 3, регульований дросель з гідравлічним керуванням 12 і пульт ке­рування гідроприводним дроселем 13.

1—допоміжний пульт;2−станція керування гідроприводом; 3—зворотний клапан; 4— гирлова циркуляційна хрестовина;5—засувка з гідравлічним керуванням; 6— кільцевий превентор; 7—плашковий превентор; 8— засувка з ручним керуванням; 9—манометр; 10— регульований дросель з ручним керуванням; 11—відбійна камера;12— регульований дросель з гідравлічним керуванням; 13— пульт керування гідроприводним дроселем

Рисунок 7.21 − Типова схема 7 монтажу противикидного обладнання

Схема 8 аналогічна схемі 6, але до хрестовини 3 додані дві засувки з ручним приводом, встановлені поруч із засувками з гідравлічним керуванням.

Схема 9 аналогічна схемі 7, але в обв'язку нижньої хрестовини 4 до засувок з гідравлічним керуванням 5 включені дві засувки з ручним керуванням.

Схема 10 (рисунок 7.22) включає три плашкових превентори 6, засувку з гідравлічним керуван­ням 7, гирлову циркуляційну хрестовину 4, манометр 8, кільцевий превентор 5, дросель регульований з ручним керуванням 9, засувку з ручним керуванням 10, відбійник 11, допоміжний пульт 1, станцію гідроприводу 2, зворотний клапан 3, регульований дросель з гідравлічним керуванням 13 та пульт керування гідроприводним дроселем 12.

1—допоміжний пульт; 2— станція гідроприводу; 3— зворотний клапан; 4— гирлова циркуляційна хрестовина;

5— кільцевий превентор; 6— плашковий превентор; 7— засувка з гідравлічним керуванням; 8— манометр;

9— дросель регульований з ручним керуванням; 10— засувка з ручним керуванням; 11—відбійна камера;

12— пульт керування гідро приводним дроселем; 13— регульований дросель з гідравлічним керуванням

Рисунок 7.22 − Типова схема 10 монтажу противикидного обладнання

► Вибір типової схеми ОП здійснюється залежно від конкретних гірничо-геологічних характеристик розрізу та з врахуванням можливості для виконання наступних технологічних операцій:

• герметизації гирла свердловини при спущених бурильних трубах і без них;

• вимивання флюїду зі свердловини за прийнятою технологією;

• підвіски колони бурильних труб на плашках превентера після його закриття;

• зрізання бурильної колони;

• контролю за станом свердловини під час глушіння;

• розходжування бурильної колони для запобігання її прихопленню;

• спуску або підйому частини чи всієї бурильної колони при герметично закритому гирлі.

Типову схему конкретизують на кожній свердловині з урахуванням рельєфу місцевості, рози вітрів, наявності доріг, ліній електропередач, типу бурового і допо­міжного обладнання та інших споруд і комунікацій.

Тип противикидного обладнання та схеми його обв’язки вказуються в проектній документації на будівництво свердловини і вибираються на підставі типових схем, узгоджених зі спеціалізованою аварійно-рятувальною службою та Держнаглядохоронпраці України.

Усі схеми противикидної обв'язки гирла свердловини у верхній частині повинні включати фланцеву котушку (рисунок 7.23) та рознімні воронку і жолоб для полегшення робіт з ліквідації відкритих фонтанів.

Рисунок 7.23 − Фланцева котушка

При цьому слід керуватися наступними вимогами:

• при розкритті свердловиною вивченого розрізу, представленого нафтовими і водяними (в т.ч., з розчиненим газом) пластами з тиском, що дорівнює або вище гідростатичного, після спуску кондуктора або технічної колони на гирлі встановлюються два превентори. Тип превенторів і розмір плашок повинні бути передбачені технічним проектом;

• три превентори, у тому числі один універсальний, встановлюються на свердловині при розкритті газових, нафтових і водяних горизонтів з аномально високим тиском;

• чотири превентори, у тому числі один превентор зі зрізними плашками і один універсальний, встановлюються на гирлі у випадках:

а) розкриття пластів з аномально високим тиском та об'ємним вмістом сірководню більше 6%;

б) на всіх морських свердловинах.

Відхилення від вимог цих Правил стосовно обв'язки противикидним обладнанням гирла свердловин, що буряться, допускаються за узгодженням зі спеціалізованою аварійно-рятувальною службою та органом Держнаглядохоронпраці України за умови надання підприємством вичерпного обґрунтування.

Умовне позначення ОП за ГОСТ 13862—90 включає:

• ОП− обладнання противикидне, шифр та позначення нормативно-технічного документа на поставку;

• перша цифра 1,...10 − позначення типової схеми монтажу;

• С−наявність в превенторному блоці превентора з перерізуючими плашками;

• друга цифра −умовний прохід ОП, мм;

• третя цифра −умовний прохід маніфольда, мм;

• четверта цифра −робочий тиск, МПа;

• позначення корозійно-стійкого виконання:

К1 — середовище з об'ємним вмістом С0₂ до 6%;

К2— із вмістом СО₂ і Н₂S до 6%;

КЗ— із вмістом СО₂ і Н₂S до 25% .

Приклад. Розглянемо деякі приклади умовного позначення ОП.

1. Обладнання ОП5-230/80 35-А розшифровується таким
чином: О − обладнання; П− противикидне; 5−змонтоване за типовою схемою 5 (ГОСТ 13862—90);230− діаметр прохідного отвору в мм; 80− умовний діаметр прохідного отвору маніфольда в мм; 35− робочий тиск в МПа; А− модернізоване.

2. Обладнання ОП6-280/80 35 ГОСТ 13862-90.

О− обладнання; П− противикидне; 6 —змонтоване за типовою схемою 6 (ГОСТ 13862—90); 280− діаметр прохідного отвору в мм; 80− умовний діаметр прохідного отвору маніфольда в мм; 35− робочий тиск в МПа.

3. Обладнання ОП10С-350/80 70К2 ГОСТ 13862-90.

О− обладнання; П− противикидне; 10 —змонтоване за типовою схемою 10 (ГОСТ 13862—90); 350− діаметр прохідного отвору в мм; 80− умовний діаметр прохідного отвору маніфольда в мм; 70− робочий тиск в МПа.

С−у стовбурній збірці є превентор з перерізуючими плашками.

К2— обладнання для свердловин­ного середовища з об'ємним вмістом СО₂ і Н₂S до 6%.

7.6.3 Превентори

Функції превенторів та їх допоміжних систем зводяться до:

• забезпечення закриття гирла свердловини при необхідності;

• забезпечення контролю над свердловиною.

В світовій практиці використовують наступні типи превенторів:

► Плашкові превенторипризначені для герметизації гирла свердловини з метою попередження НГВП і відкритих фонтанів у процесі буріння, освоєння та капітального ремонту свердловин при наявності або відсутності колони труб у свердловині.

Плашкові превентори підрозділяються на:

• превентори з глухими плашками для повного закриття;

• превентори з глухими зрізними плашками для повного закриття та зрізання труб;

• превентори з трубними плашками при закритті на заданий розмір бурильних труб;

• превентори з трубними плашками змінного розміру при закритті на заданий діапазон діаметрів бурильних труб.

► Універсальні превентори (їх також називають кільцевими).

Вони можуть закриватися навколо будь-якої частини:

− бурильної колони (ведучої чи бурильної труби, замка складного перерізу);

− обсадної колони або колони насосно-компресорних труб (гладкої частини, муфт).

− кабелю і т. д.

Такі превентори також служать для повного перекриття свердловини при відсут­ності в ній інструменту, тобто при відкритому прохідному отворі (що не рекомендується). Такі превентори забезпечують СПО бурильної колони під тиском при закритому превенторі.

► Обертові превентори забезпечують герметизацію гирла свердловини при обертанні бурильної колони і розміщуються над звичайними превенторами. Вони використовуються для буріння під тиском (депресією на пласт), на рівновазі, при використанні бурового розчину низької густини і, головним чином, у випадку буріння з продувкою повітрям або з промиванням аерованим буровим розчином чи піною, а також при зворотній циркуляції та розкритті пластів з високими тисками.

► Внутрішньосвердловинні превенторипредставляють собою різні типи обладнання, яке розміщують в бурильній колоні для швидкого перекриття. Їх робочий тиск рівний або перевищує робочий тиск превенторів.