Универсальный герметизатор устья

1. ОБЩИЕ СВЕДЕНИЯ ОБ ИЗДЕЛИИ

1.1. Универсальный герметизатор устья ( далее - герметизатор ) УГУ-2, предназначен для герметизации устья нефтегазовых скважин, задавленных жидкостью, при ремонте и освоении в целях предупреждения выбросов при внезапном нефтегазопроявлении.

1.2. Герметизатор предназначен для работы в умеренном и холодном макроклиматических районов по ГОСТ 16350-80. Климатическое исполнение герметизатора - ХЛI по ГОСТ 15150-69/

2. ТЕХНИЧЕСКИЕ ХАРАКТЕРИСТИКИ

2.1. Основные параметры и размеры приведены в таблице 1.

Таблица 1

n проходное сечение, указанное в скобках должно обеспечиваться сменным центратором, поставляемым в комплекте с герметизатором.

2.2. Рабочая среда - продукт нефтегазовых скважин с содержанием механических примесей в количестве не более 0,5% по объему, с суммарным содержанием СО и HS до 0,003%, с объемным содержанием пластовых вод до 99%, а также вода ( сеноманская, пластовая, поотоварная ) с содержанием механических примесей не более 25 мг/л, и размером твердых частиц не более 0,1 мм.

2.3. Температура рабочей среды - плюс 2 - плюс 120 град.С

2.4. Температура окружающей среды - минус 45 - плюс 35 град.С

n количество крепежей отверстий на фланце - 12;

n диаметр крепежных отверстий фланца, мм - 40.

3. СОСТАВ И КОМПЛЕКТ ПОСТАВКИ

3.1. В состав герметизатора входит головка уплотнительная, муфта герметизирующая, комплект инструмента и принадлежностей, комплект сменных частей, комплект запасных частей, настоящий паспорт и инструкция по эксплуатации.

3.2. Комплект поставки приведен в таблице 2.

4. УСТРОЙСТВО И ПРИНЦИП РАБОТЫ

4.1. Герметизатор УГУ-2 (см. Приложение 1) состоит из уплотнительной головки 1 и герметизирующей муфты 2. В уплотнительную головку входит : корпус 10, сменное кольцо фланцевое 11, центратор сменный 13, кольцо опорное 9, уплотнитель резиновый 8, обойма 7, фланец верхний 4, соединенный на резьбе с корпусом и зафиксированный к нему стопорным винтом 3. В пазах фланца верхнего 4, размещены плашечные затворы 5, снабженные телескопическими винтами6. Бухты винтов 6, заключены в разъемные опоры 14, прикрепленные к фланцу верхнему болтами. К плашечным затворам укреплены указатели, показываюшие исходное положение затворов.

4.2. Герметизирующая муфта (см. приложение 3), на резьбе, включена в состав запорной компоновки для перекрытия начала труб. Компоновка, в подготовленном состоянии, должна находиться рядом со скважиной, в месте, указанном планом работ по подземному или капитальному ремонту.

4.3. При необходимости герметизации устья скважины в случае появления признаков нефтегазопроявления, а также при длительных перерывах в работе, запорную компоновку необходимо присоединить к колонне труб НКТ. Натяжением колонны труб клиновой захват гидроротора освобождается и снимается, с помощью извлекателя из гидроротора вынимается центрирующая втулка. Спуском герметизирующей муфты до посадки на центратор ( d 120 мм ) она будет сопряжена с резиновым уплотнителем 8, с обеспечением автоматической герметизации затрубного пространства. Поворотом рукоятки крана перекрывается канал колонны труб.

4.4. Для предупреждения выброса труб из скважины - вращением телескопических винтов 6, плашечные затворы 5 вводятся в крутовой паз герметизирующей муфты и страхуют ее от движения вверх.

4.5. При сменном центраторе 13 с проходом 140 мм, посадка запорной компоновки производиться на гиророторе с помощью опорного кольца, при этом дистационный патрубок должен иметь высоту, при которой круговой паз герметизирующей муфты 2 будет находиться на уровне плащечных затворов 5.

Превентор плашечный малогабаритный

НАЗНАЧЕНИЕ

1. Превентор плашечный малогабаритный ППМ-125x25 (далее ППМ) предназначен для предотвращения и ликвидации нефтегазопроявлений ( далее - НГВП ) путем герметизации устья скважины при ппроведении аварийных работ.

2. ППМ обеспечивает герметизацию устья при наличии в стволе скважины насосно-компрессорных труб ( ГОСТ 633-80 ) диаметром 33, 42, 48, 60, 73, 89 мм, геофизического грузонесущего кабеля ( ГОСТ 6020-82 ) диаметром 6,3 ...... 16 мм, либо их отсутствии.

3. ППМ предназначен для эксплуатации в макроклиматических районах с умеренным и холодным климатом по ГОСТ 16350-80, климатическое исполнение - УЧЛ, категория размещения - I по ГОСТ 15150-69.

Примечание. Нижнее значение температуры окружающего воздуха должно быть не ниже -10С. При более низкой температуре окружающего воздуха необходимо производить искусственную терморегуляцию, например укрытием корпуса ППМ теплоизоляционным материалом.

ТЕХНИЧЕСКИЕ ХАРАКТЕРИСТИКИ

Диаметр проходного отверстия, мм........................25

Рабочее давление, Мпа (кгс/см2)............................25(250)

Пробное давление корпуса, Мпа (кгс/см2)............50(500)

Пробное давление герметизации элементов, Мпа кгс/см2)...32(320)

Диаметр уплотняемых труб, мм (при установке соответствующих типоразмеров сменных уплотнителей в корпус плашек)..33,42,48,60,73,89

Конструктивные особенности :

установка в корпус плашки глухового уплотнителя позволяет герметизировать скважину при отсутствии верхней трубы, либо при наличии грузонесущего геофизического кабеля диаметром 6,3 - 16,0мм (ГОСТ 6020-82) ;

установка в корпусе превентора сменных элементов центратора (соответствующих типоразмеру унистняемых труб) позврляет обеспечивать устьевую труб относительно ствола скважины

Рабочая среда ................................. нефть, газ, газоконденсат,

вода, раствор СаСl₂,

буровой раствор и их смеси

Температура рабочей среды ........ от минус 10С до плюс 100С

Присоединительные размеры, мм

наружный диаметр .......................................................395

диаметр расположения шпилечных отверстий.........325

диаметр и количество шпилечных отверстий............39x12

средний диаметр уплотнительной канавки ................205

Габаритные размеры при закрытых плашках, мм :

длина.................................................................................1170

ширина ............................................................................395

высота...............................................................................508

Масса...................................................................................400

СОСТАВ И КОМПЛЕКТНОСТЬ

1. ППМ состоит из следующих основных узлов и деталей (рис. 3.1.): цилиндра корпуса 1, плашки 6, сменного уплотнителя 7, обоймы центратора 17, сменных вкладышей 18, штока 8, уплотнительной гайки 11, штурвала 16.

УСТРОЙСТВО И ПРИНЦИП РАБОТЫ

1. Корпус ППМ (см.рис.3.1.) выполнен в виде крестовины сварного исполнения, который включает : цилиндр 1, верхний патрубок 2, нижний патрубок 3, присоединительные фланцы 4 и 5.

2. Внутри цилиндра 1 подвижно установлены плашки 6 гуммированные маслобензостойкой резиной. В корпусе плашки, в зависимости от диаметра герметизируемых труб, устанавливаются уплотнители 7 соответствующего типоразмера. Задняя часть корпуса плашки 6 имеет «Т» - образный паз для соединения с головкой штока 8 через кольцо 9. С целью исключения попорота в нижней части корпуса плашки выполнен шпоночный паз, взаимодействующий со штифтами 10, жестко связанные с цилиндром 1. Перемещение штока осуществляется через уплотнительную гайку 11, жестко установленную относительно цилиндра 1, поджимной крышкой 12 и установочного штифта 13. Уплотнение гайки 11 относительно цилиндра 1 осуществляется резиновыми кольцами 14 круглого сечения, а относительно штока 8, резиновыми самоуплотняющимися манжнтами15. Вращение штока 8 осуществляется штурвалом 16.

3. Обеспечение устьевой соооности опускаемых труб относительно ствола скважины достигается установкой центратора в проходном отверстии корпуса ППМ.

4. Центратор состоит из обоймы центратора 17, связанной с патрубком 2 резьбовым соединением и вкладышом 18 соответствующего типоразмера.

5. Закрывается и открывается превентор вращением штурвалов 16 соответственно по часовой и против часовой стрелки. При закрытии превентора герметизация устья скважины осуществляется принудительным выдавливанием резины головкой штока 8 через подвижно установленный в корпусе плашки диск 19.

6. В случае перехода на другой диаметр труб смену и установку соответствующего типоразмера уплотнителя 7 и вкладышей 18 производят в следующей последовательности (см.рис.3.1.и рис.7.1.):

n закрывают трубные плашки устьевого превентора (стандартное ПВО) ;

n вращением штурвала 16 против стрелки отводят плашки 6 до упора в крайнее положение ;

n отворачивают крышку 12 и вместе с гайкой 11 извлекают плашки 6 ;

n после установки соответствующего типоразмера уплотнителя 7, сборку производят в обратной последовательности ;

n производят демонтаж вышестоящего аварийного оборудования для обеспечения доступа по смене вкладышей центратора 18, необходимого типоразмера. Для этого ввернуть обойму 17 и извлечь наружу, придерживая рукой вкладыш центратора 18 от случайного его выпадания в скважину ;

n после установки в гнездо обоймы 17 вкладышей 18, соответствующего типоразмера, операцию установки повторяют в обратной последовательности ;

n производят монтаж верхней части аварийного оборудования и продолжают работы по намеченному плану.

И Н С Т Р У К Ц И Я

по применению запорной компоновки к малогабаритному превентору

1. Запорная компоновка предназначена для перекрытия канала насосно-компрессорных и бурильных труб при использовании в качестве ПВО малогабаритного превентора в процессе освоения, текущего и капитального ремонта скважин. Применение данной запорной компоновки допускается на скважинах с ожидаемым давлением на буфере не более 14 Мпа.

2. Запорная компоновка является универсальной и состоит из подъемного патрубка изготовленного из НКТ О89, О73 мм, пробкового проходного крана КППС-65x140xл, рабочей трубы (О73мм, О89мм) с длиной гладкой части не менее 1500мм, переводника под диаметр применяемых насосоно-компрессорных или бурильных труб. Длина переводника не регламентируется, фланцы и шпильки для крепления необходимо изготавливать из стали марки 45xí или 45xа. Наличие сварных соединений между патрубками НКТ и фланцами не допускается.

3. Применение рабочей трубы (Æ73мм, Æ89мм) обусловлено необходимостью избежать смены плашек превентора в процессе работы с комбинированным лифтом НКТ.

4. При работе, на скважине, запорная компоновка должна находиться на приемных мостках или рабочей площадке, кран должен находиться в открытом положении. В процессе работы должен быть установлен переводник под диаметр применяемых труб, а в случае комбинированного лифта рядом находится дополнительный переводник, под диаметр следующей ступени лифта. При смене диаметра поднимаемых из скважины труб необходимо произвести смену переводника.

5. Верхняя часть запорной компоновки (подъемный патрубок, КППС) должны быть окрашены в красный цвет. Окраска рабочей трубы не допускается. На запорной компоновке должен быть выбит номер, который указывается в паспорте.

6. Перед сдачей запорной компоновки в бригады освоения и ремонта скважин изделие должно быть подвергнуто испытанию опрессовкой на величину пробного давления пробкового крана КППС-65x140хл. Время испытания не менее 10 мин. Результаты испытания заносятся в паспорт на изделие.

7. Периодически, не реже одного раза в квартал, запорная компоновка совместно с превентором проходит испытания в ЦБПО, с занесением в паспорт проверок.

8. При перерывах в работе, связанных с оставлением устья скважины, запорная компоновка должна быть навернута на трубы находящиеся в скважине, разгружена на элеватор устанавливаемый под верхнюю муфту рабочего патрубка запорной компоновки. После этого должны быть закрыты превентор и кран КППС с запорной компоновки.

Для регулирования давления применяется специальные задвижки – дроссельные задвижки (см. схему). Дроссельные задвижки могут быть ручного управления и дистанционного через гидравлическую систему.

ЛИТЕРАТУРА:

1. Малов Е.А., Дадонов Ю.А., Ефименко В.И. и др. Правила безопасности в нефтяной и газовой промышленности. РД 08-200-98.-Москва.-1998.

2. Блохин О.А., Иогансен К.В., Рымчук Д.В. Предупреждение возникновения и безопасная ликвидация открытых газовых фонтанов. М.: Недра, 1991.

3. Дадонов Ю.А., Ефименко В.И. и др. Инструкция по предупреждению газонефтеводопроявлений и открытых фонтанов при строительстве и ремонте скважин в нефтяной и газовой промышленности. РД 08-254-98.-Москва.-1999.

4. Кутепов А.И., Василенко В.И., Нагайцев В.Ф. Методические указания по обучению рабочих бригад бурения и ремонта скважин первоочередным действиям при газонефтепроявлениях.

Москва.-1986.

5. Бабаян Э.В., Горский В.Т. Методика обучения по курсу "Управление скважиной при газонефтеводопроявлениях", Краснодар, 1988.

6. Правила ведения ремонтных работ в скважинах, РД 153-39-023-97, Москва, 1998.

7. Кутепов А.И., Кателла С.А., Федотов И.И. и др. Справочник-каталог по оборудованию и

инструменту для предупреждения и ликвидации фонтанов. М.: Недра, 1981.

8. Бабаян Э.В., Куксов А.К., Валик А.П. Технология управления скважиной при

газонефтеводопроявлениях в различных горно-геологических условиях. РД 39-0147009-544-

87, Краснодар, ВНИИКРнефть, 1988.

9. Терентьев Ю.Г., Куксов А.К., Росяной Ю.С., Старьков В.Ф. Методика глушения скважин

при газонефтеводопроявлениях. Краснодар, ВНИИКРнефть, 1984.

10. Мнацаканов А.В., Акатьев В.А. Инструкция по одновременному производству буровых работ, освоению и эксплуатации скважин на кусте. М., 1996.

11. Информационные письма об открытых фонтанах и газонефтеводопроявлениях, произошедших на месторождениях Западной Сибири. Сургут-16, 1993-1998. ЗСПФВЧ

12. Инструкция по плану практических действий бригад освоения и ремонта скважин при возникновении нефтегазопроявлений и открытых фонтанов. Стрежевой 1997. ОАО"ТН" .

13. Инструкция по предупреждению возникновения нефтегазоводопроявлений и открытых фонтанов при освоении и испытании, капитальном и текущем ремонте нефтяных и газовых скважин. Сургут, 1996, ЗСПФВЧ.

14. Схемы обвязки устья скважин противовыбросовым оборудованием при бурении скважин и освоении, текущем и капитальном ремонте скважин. Стрежевой, 1999, предприятия ОАО"ТН" ВНК.

15. Паспорт и инструкции по монтажу и эксплуатации ППМ, ПМТК, ПМШ, КШН, КОПС, ПМТ. НПП"Сиббурмаш".

16. Паспорт и инструкции по монтажу и эксплуатации УГУ-2, лубрикатора, переводной катушки. Стрежевой, ОАО"ТН" ВНК

17. Shaffer A Varco Company. Модель универсального превентора с болтовым креплением крышки. 1995.

18. Shaffer A Varco Company. Штуцерный манифольд для глушения скважин. Руководство по эксплуатации. 1996.

19. Shaffer A Varco Company. Противовыбросовый превентор с ручным и гидравлическим приводом, 1994.

20. Shaffer A Varco Company. Установка для капитального ремонта скважин. 1996.