VIII. ОБОРУДОВАНИЕ УПРАВЛЕНИЯ СКВАЖИНОЙ

A. ВВЕДЕНИЕ.

Основной принцип управления скважиной заключается в том, что давление столба бурового раствора должно превышать пластовое давление. Если по каким-то причинам обеспечить такую ситуацию не представляется возможным, то в наличии всегда должна быть запасная система. В качестве такой запасной системы используется противовыбросовое оборудование.

Б.СИСТЕМА ПРОТИВОВЫБРОСОВЫХ ПРЕВЕНТОРОВ.

Противовыбросовые превентора представляют собой систему, которая предназначена для "закрытия" скважины в случае, если пластовые давления превышают гидростатическое давление столба бурового раствора. В начале, система противовыбросовых превенторов была разработана как аварийное оборудование. В настоящее время, система ПВО используется для увеличения скорости бурения, она дает возможность использовать более легкий буровой раствор, и в то же время, способствует безопасности выполнения буровых работ.

Система противовыбросового оборудования позволяет производить следующие операции:

а. Герметизировать ствол скважины.

б. Контролировать выход флюидов.

в. Закачивать флюид в ствол скважины.

г. Осуществлять спуск/подъем бурильной колонны.

В систему противовыбросовых превенторов входят следующие компоненты:

а). Колонная головка.

б). Обсадная колонна.

в). Барабан для бурового каната.

г). Водоотделяющая колонна.

д). Отводные устройства.

е). Ротор.

ж). Универсальный превентор.

з). Плашечный превентор.

и). Выкидная и штуцерная линии и задвижки.

к). Штуцерные манифольды.

л). Пульт управления.

Системы ПВО можно разделить на три основные типа:

1. Отводные устройства.

а). Стационарная буровая установка.

б). Плавающая буровая установка.

2. Блок ПВО с подводным расположением.

3. Блок ПВО с наземным расположением.

1. ОТВОДНЫЕ УСТРОЙСТВА.

Ниже приводится типичная схема отводного устройства, используемого на стационарных наземных буровых установках, на платформах и буровых установках с самоподъемным основанием. Отводные устройства не предназначены для “герметизации” скважины, на которой получено проявление. Их основная задача заключается в том, чтобы “отводить” флюидопроявления на некоторое расстояние от буровой установки.

В компоновку отводных устройств, используемых на плавучих буровых установках, обычно входит универсальный превентор, который устанавливается над выкидной линией и безрезьбовым соединением. Функция такого дивертора - такая же как и отводного устройства стационарной буровой установки.

2. БЛОКИ ПВО.

Функции системы противовыбросовых превенторов на плавучих буровых установках такие же, как и на наземных стационарных буровых установках. Основная функция системы ПВО – это обеспечение управления скважиной при получении проявления, обеспечение циркуляции доведенного до необходимых параметров бурового раствора и возврат скважины в статическое, уравновешенное состояние. Система ПВО должна обеспечивать выполнение следующих приемов:

а). Герметизация бурильной колонны.

б). Закрытие скважины при наличии или отсутствии бурильного инструмента в скважине.

в). Промывка ствола скважины.

г). Подвешивание бурильной колонны, закрытие скважины и передвижение плавучей буровой установки.

Основной спорный вопрос, который постоянно подвергался дискуссии и до сих пор дискутируется – это схема расположение блока ПВО, оборудования для глушения скважины и штуцера. В настоящее время используются несколько типовых схем расположения блока ПВО, причем, все эти схемы имеют свои как преимущества, так и недостатки. Приведенная ниже схема блока ПВО предназначена для плавучих буровых установок. Расчетное давление блока ПВО должно быть равным или выше максимального давления на устье скважины.

На рисунке №4 показана обычная схема подводного блока ПВО.

На рисунке №5 показана нижняя часть подводного блока ПВО.

На рисунке №6 показан чертеж типичного подводного блока ПВО.

На рисунке № 7 показана схема поверхностного блока ПВО.

Рисунок 4. Типичный блок подводного превентора

Рисунок 5.Типичноеуплотнениенижнего соединителя райзера.

Рисунок 6. Изометрический разрез блока ПВО.

……

Рисунок 7.Типичный блок наземного ПВО 13 5\8 дюймов на 10000 psi

ПОТИВОВЫБРОСОВЫЕ ПЛАШЕЧНЫЕ ПРЕВЕНТОРЫ.

Трубные плашки должны быть оборудованы фиксирующим устройством. В случае выхода из строя системы гидравлического управления, плашки могут удерживаться в закрытом положении при помощи фиксирующего устройства.

Плашечный превентор Shaffer “LWS” (см. рис.11), оборудован фиксирующим устройством. При эксплуатации этого превентора, плашки автоматически фиксируются в замкнутом положении после закрытия плашек. На рисунке 13 приводится более детальная схема автоматически фиксирующего устройства. При подаче давления на открывающуюся часть гидравлической системы плашек, плашки открываются.

Плашечный превентор типа Cameron "U" оборудован вспомогательным устройством для фиксированного закрытия плашек. Для работы вспомогательного устройства, так называемого "клиновидного замка", требуется дополнительное гидравлическое давление. На рисунке 20 приводится детальная схема превентора типа Cameron “U”.

Для соединения узлов блока ПВО рекомендуется использовать хомутные соединения, а не фланцевые соединения. Хомутные соединения более компактны, и, следовательно, уменьшают габариты и вес блока ПВО. Они более просты в обслуживании и эксплуатации.

Рисунок 8. Противовыбросовой превентор SHAFFER с ручным фиксатором.

Рисунок 13.Поперечный разрез компоновки поршня.

1. Зажимной конус.

2. Зажимной бронзовый сегмент.

3. Оправка.

4. Пластина-фиксатор.

5. Пружинный стопор.

6. Зажимной конус.

7. Зажимной бронзовый сегмент.

8. Резьба регулировки закрытия.

9. Шток плашки.

ПЛАШКИ SHAFFER.

Плашки Shaffer являются плавающими плашками. На рисунке 14 показаны плашки такого типа с направляющими клиньями и наклонной самоочищающейся нижней частью, функция которой заключается в устранении налипаний бурового раствора и песка.

Рисунок 15. Детали плашки SHAFFER.

1. Стягивающие болты.

2. Оправка.

3. Резиновое уплотнение.

4. Фиксирующие болты.

5. Вкладыш.

СРЕЗНЫЕ ПЛАШКИ SHAFFER.

Срезные плашки Shaffer типа 72 срезают трубу и одновременно герметизируют скважину. Для обычной операции срезки необходимо рабочее давление на закрытие 1500 psi. Срезные плашки могут также использоваться для полной герметизации скважины.

Рисунок 16.Срезные плашки SHAFFER типа 72.

1. Полукруглое уплотнение.

2. Верхний вкладыш плашки.

3. Верхняя оправка.

4. Углубление для бурильной трубы.

5. Нижняя оправка.

6. Нижний вкладыш плашки.

7. Полукруглое уплотнение.

8. Нижний нож.

Рисунок 17-18.Схема операции срезки бурильной трубы срезными плашками SHAFFER типа 72

1. Верхний вкладыш плашки.

2. Верхняя оправка.

3. Полукруглое уплотнение.

4. Стальное полукольцо.

5. Поддерживающая пластина.

6. Горизонтальное уплотнение.

7. Нижний вкладыш плашки.

8. Нижняя оправка.

9. Полукруглое уплотнение.

10. Стальное полукольцо.

11. Нижний нож.

Рис. 19. ПВО фирмы CAMERON TYPE-U

Рисунок 20.Плашечный противовыбросовой превентор CAMERON типа "U".

1. Корпус.

2. Промежуточный фланец

3. Крышка.

4. Плунжер в сборе.

5. Рабочий поршень.

6. Рабочий цилиндр.

7. Корпус упорного болта.

8. Упорный болт.

9. Поршень изменения позиции, “открыто”.

10. Поршень изменения позиции, “закрыто”.

11. Цилиндр, изменение позиции плунжера.

12. Болт крышки.

13. Шпилька упорного болта корпуса.

14. Гайка упорного болта корпуса.

15. Контрольный клапан для пластиковой смазки.

16. Болт для пластиковой смазки.

17. Заглушка для пластиковой смазки.

18. Кольцо для пластиковой смазки.

19. Кольцо, Пластмассовое Включение питания

20. Уплотнительное кольцо соединительного стержня.

21. Сдвоенное кольцо.

22. Уплотнение крышки.

23. Направляющий стержень плунжера.

24. Кольцевое уплотнение рабочего цилиндра.

25. Кольцевое уплотнение между стержнем рабочего цилиндра и внутренним фланцем.

26. Кольцевое уплотнение рабочего поршня.

27. Уплотнительное кольцо хвостового стержня.

28. Маслосъёмное кольцевое уплотнение.

29. Кольцевое уплотнение между поршнем изменения положения плунжера и корпусом.

30. Кольцевое уплотнение между поршнем изменения положения плунжера и внутренним фланцем.

31. Кольцевое уплотнение между цилиндром изменения положения плунжера и внутренним фланцем.

32. Кольцевое уплотнение между цилиндром изменения положения плунжера и крышкой.

33. Кольцевое уплотнение стержня изменения положения плунжера.

34. Кольцевое уплотнение фиксатора болта крышки.

35. Крепежный болт внутреннего фланца крышки.

36. Сальник предохранительного клапана.

37. Пробка предохранительного клапана.

38. Подъёмное ушко.

39. Пластиковая смазка.

Рисунок 22.Плашки CAMERON U типа

1. Плашка.

2. Верхнее уплотнение.

3. Уплотнение плашки.

4. Компоновка плашки.

УНИВЕРСАЛЬНЫЕ ПРОТИВОВЫБРОСОВЫЕ ПРЕВЕНТОРЫ.

Для закрытия скважины, на которой получено проявление, обычно в первую очередь используется универсальный превентор. Универсальный превентор специально разработанный упругий элемент, армированный стальными сегментами, который может обеспечить уплотнение любого цилиндрического или почти цилиндрического объекта, проходящего через превентор. Он также герметизирует открытый ствол скважины, и через него могут проходить замковые соединения (без значительного повреждения уплотнительного элемента).

Площадь поршня универсального превентора значительно больше, чем у других превенторов, поэтому рабочий режим данного превентора осуществляется при гораздо меньших давлениях. В результате уменьшается тенденция к выдавливанию уплотнительного элемента в зазоры и тем самым повышается долговечность элемента. Для увеличения срока службы уплотнительного элемента много внимания следует уделять регулированию давления закрытия. На линии закрытия необходим регулирующий клапан, позволяющий рабочей жидкости поступать в превентор и выходить из него. При принудительном спуске труб через герметизированное устье или при вращении регулирующий клапан должен быть отрегулирован так, чтобы допустить небольшую протечку вокруг трубы при минимальном давлении со стороны закрытия. Небольшая протечка, иными словами смазка, облегчает прохождение бурильной трубы и особенно замковых соединений через превентор с наименьшим сопротивлением и рассеивает тепло, возникающее при трении, в результате чего, износ уплотнительго элемента значительно уменьшается.

Универсальные превенторы, используемые под водой, должны быть снабжены аккумуляторными емкостями, подсоединенными к полостям закрытия и открытия. Быстрое перемещение труб под воздействием вертикальной качки судна является причиной резкого повышения скорости течения, которая слишком высока, чтобы ею можно было точно управлять с помощью регулирующего клапана. В аккумуляторной емкости газ сжимается и расширяется, что приводит к движению жидкости из превентора в эту емкость и наоборот. На подводных ПВО давление закрытия нельзя регулировать визуально, чтобы обеспечить небольшую утечку рабочей жидкости, как это делается в случае наземными ПВО. Компании- изготовители могут предоставить таблицы или графики минимальных давлений закрытия при самопроизвольном спуске труб под давлением через свои ППВО. Это необходимо для выполнения работ с плавучих буровых установок.

УНИВЕРСАЛЬНЫЕ ПРЕВЕНТОРЫ HYDRIL.

В настоящее время компания HYDRIL производит три типа универсальных превенторов, а именно:

а. MSP

б. GK

в. GL

Уплотнительный элемент универсальных превенторов представляет собой комплект металлических сегментов, импрегнированных в цельное эластическое кольцо. Превентор закрывается при подаче рабочей жидкости в отверстие давления на закрытие. Под действием рабочей жидкости поршень с конусной расточкой перемещается вверх и начинает сжимать уплотнительный элемент, пока он плотно не обхватит герметизируемую трубу. Открывается превентор при подаче рабочей жидкости в отверстие давления на открытие.

На рисунке 23 показан поперечный разрез уплотнительного элемента компании Hydril.

На рисунке 24 показан весь уплотнительный элемент компании Hydril.

Уплотнительный элемент противовыбросового превентора компании Hydril может быть трех типов: из натурального и синтетического нитрильного или неопренового каучука.

Натуральный каучук используется только тогда, когда при бурении применяется буровой раствор на водной основе без добавок нефти. Уплотнительный элемент из натурального каучука маркируется буквой “R” после серийного номера. Использование данного уплотнительного элемента с применением раствора без добавок нефти гарантирует длительный срок эксплуатации.

Синтетический нитрильный каучук используется тогда, когда при бурении применяется буровой раствор на нефтяной основе или раствор с нефтяными добавками. Уплотнительный элемент из синтетического каучука маркируется красной полосой и буквой “S” после серийного номера. Поскольку при низких температурах синтетический каучук становится хрупким, применение данного уплотнительного элемента ограничивается температурами выше –7^ОС.

Неопреновый каучук используется при выполнении бурильных работ в условиях низких температур. Уплотнительный элемент из неопренового каучука маркируется зеленой полосой и буквой “N” после серийного номера. При применении бурового раствора на нефтяной основе срок эксплуатации данного уплотнителя намного выше уплотнителя из натурального каучука, и, в сравнении с уплотнителем из синтетического нитрильного каучука, данный уплотнитель более устойчив к низким температурам; его применение ограничивается температурами выше –34^ОС.

Наличие в скважине H₂S не влияет на выбор типа уплотнительного элемента. Уплотнительный элемент следует выбирать, учитывая используемый буровой раствор. Конечно, наличие в скважине H₂S сокращает срок эксплуатации уплотнительного элемента, тем не менее, срок его эксплуатации можно увеличить, правильно выбрав тип уплотнителя соответственно применяемому буровому раствору.

Необходимо отметить, что замену уплотнительного элемента можно производить при наличие бурильных труб в скважине. При замене, изношенный уплотнительный элемент разрезается полностью и удаляется, новый уплотнитель ровно разрезается с одной стороны между двумя любыми металлическими сегментами и устанавливается вокруг тела бурильной трубы. Ровный разрез уплотнительного элемента не влияет на эффективность его функций. (см. рис. 25-26).

Рисунок 25. Метод разрезания уплотнительного элемента.

Рисунок 26. Установка разрезанного уплотнительного элемента.

Поперечный разрез универсального превентора/дивертора Hydril "MSP", схема компонентов превентора и их перечень приводятся на рисунках 27 - 28.

Поперечный разрез универсального превентора Hydril "GL" и схемы компонентов превентора приводятся на рисунках 29 - 30.

Поперечный разрез универсального превентора Hydril "GK" и схема компонентов превентора с фиксирующейся и резьбовой крышкой приводятся на рисунках 31 – 32.

Рисунок 27. Поперечный разрез универсального превентора/дивертора Hydril "MSP".

Рисунок 28. Схема компонентов универсального превентора/дивертора Hydril "MSP".

1. Крышка ПВО.

2. Эластичный уплотнительный элемент.

3. Поршень.

4. U-образный сальниковый уплотнитель (наружный).

5. U-образный сальниковый уплотнитель (внутренний).

Уплотнительное кольцо.

6. Корпус.

7. Уплотнительное кольцо.

8. Заглушка трубы.

9. 12-гаечное стопорное кольцо.

10. Шестигранный крепежный болт.

Рисунок 29. Противовыбросовый превентор Hydril “GL”.

1. Эластичный уплотнительный элемент.

2. Запорная крышка.

3. Головка открывающей камеры.

4. Открывающая камера.

5. Поршень.

6. Закрывающая камера.

7. Вторичная (уравнивающая) камера.

Рисунок 30. Два варианта компоновки противовыбросового превентора Hydril “GL”.

Рисунок 31. Противовыбросовый превентор Hydril “GK”.

1. Эластичный уплотнительный элемент с металлическими сегментами.

2. Уплотнительные кольца головки цилиндра.

3. Нижние уплотнители цилиндра.

4. Крышка ПВО.

5. Сальниковое уплотнение крышки.

6. Верхние уплотнители цилиндра.

7. Штуцер полости открытия.

8. Поршень ПВО.

9. Штуцер полости закрытия.

10. Корпус ПВО.

Рисунок 32. Схемы компоновки противовыбросового превентора Hydril “GК”.

(Резьбовая и фиксирующаяся крышки ПВО).

УНИВЕРСАЛЬНЫЕ ПРЕВЕНТОРЫ SHAFFER.

Сферический противовыбросовый превентор Shaffer разработан специально для эксплуатации в подводном положении.

Уплотнительный элемент удерживается в открытом положении под действием гидростатического давления колонны стояка. (См. рис.33).

Когда уплотнительный элемент находится в полностью открытом положении, зоны герметизации "B" и "C" не активизированы, и буровой раствор проходит вокруг уплотнения. Гидростатическое давление раствора воздействует на зону дельта A₁ и противодействует направленному вверх гидростатическому давлению жидкости на закрытие ниже этой же зоны. Высота столба бурового раствора и гидравлической жидкости практически одинаковы, но благодаря более высокой плотности бурового раствора создается давление, необходимое для открытия.

Под действием давления на закрытие поршень подымается вверх и зоны герметизации "B" и "C" активизируются. Зона дельта A₁ перемещается к зоне дельта A₂. Правая сторона дельта A₂ – верхний край зоны герметизации "B". Когда поршень подымается вверх, зона дельта A₂ уменьшается до тех пор, пока не достигнет нулевого показателя в зоне дельта A₃.

На рисунке 34 показан поперечный разрез сферического противовыбросового превентора Shaffer с клиновидной крышкой. На рисунке 35 приводится схема компоновки ПВО Shaffer.

На рисунках 36 и 37 показан поперечный разрез и схема компоновки сферического противовыбросового превентора Shaffer с крышкой, крепящейся болтами.

РЕКОМЕНДУЕМОЕ ДАВЛЕНИЕ НА ЗАКРЫТИЕ ПРИ СПО ПОД ДАВЛЕНИЕМ.

Давление на закрытие сферического противовыбросового превентора для различных скважин приводится в графическом изображении на рисунке 38.

Параметры данных давлений могут использоваться в качестве приблизительной исходной точки. Если условия режима бурения предусматривают небольшую течь, можно понизить давление на закрытие до получения небольшой течи.

При закрытии превентора, когда бурильная труба находится в статическом состоянии, рекомендуется использовать давление на закрытие в 1500 psi.

СОЕДИНЕНИЯ.

Гидравлические соединения обычно устанавливаются в верхней и нижней части подводного блока ПВО. Верхний соединитель соединяет нижний блок водоотделяющей колонны с блоком ПВО. Нижний соединитель соединяет блок ПВО с устьем скважины. Нижний соединитель должен точно соответствовать используемой компоновке оборудования устья скважины. Иными словами, если на скважине используется оборудование устья скважины Cameron, то нижний соединитель должен быть фирмы Cameron; если на скважине используется устьевое оборудование Vetco, соединитель Vetco "H-4" должен использоваться в обязательном порядке. Расчетное рабочее давление обеих соединителей должно быть одинаковым и полностью соответствовать рабочему давлению блока ПВО. Нижний соединитель должен иметь расчетное рабочее давление, так как он подвержен воздействию устьевого давления. При нормальном рабочем режиме верхний соединитель не подвержен воздействию устьевого давления.

На рисунках 39, 40, 41, 42 и 43 приводятся иллюстрации различных гидравлических соединителей.

Рисунок 39. Поперечный разрез соединителя Cameron.

Рисунок 40. Автоматически закрывающийся соединитель National в открытом положении.

Рисунок 41. Автоматически закрывающийся соединитель National в закрытом положении.

Рисунок 42. Поперечный разрез соединителя Vetco H-4

1. Профиль стыка оборудования устья скважины.

2. Поршень аварийной системы закрытия.

3. Аварийное отверстие разжима.

4. Основное отверстие разжима.

5. Основное стопорное отверстие.

6. Фиксатор.

7. Кулачок.

8. Внутренняя система трубопроводов.

9. Поршень основной системы закрытия.

Рисунок 43. Схема функции разжима соединителя Vetco “H – 4”.

1* При одинаковом рабочем давлении гидравлический цилиндр обеспечивает усилие на разжим на 23 % больше давления на закрытие.

2* Поршень аварийной системы разжима не соединен с кулачком, но всегда находится в режиме готовности. Аварийная система создает на кулачок 100 % дополнительного усилия на разжим.

3* При движении поршня между лицевой стороной фиксаторов и корпусом устьевой головки, благодаря наклонной конфигурации поршня, создается усилие, обеспечивающее открытие/закрытие соединения.

ТЕЛЕСКОПИЧЕСКОЕ СОЕДИНЕНИЕ.

Телескопическое соединение предназначено для соединения водоотделяющей колонны и буровой установки. Телескопическое соединение компенсирует вертикальные колебания бурового судна.

Верхняя часть телескопического соединения, внутренняя труба, состыкована с буровой установкой и, таким образом, любые колебания буровой установки и внутренней трубы происходят одновременно. Нижняя часть телескопического соединения, наружная труба, состыкована с водоотделяющей колонной и, таким образом, остается неподвижной относительно морского дна.

Натяжное кольцо телескопической секции состыковано с наружной трубой. Натяжное кольцо состыковано с натяжным устройством водоотделяющей колонны и, таким образом, сохраняет растяжение водоотделяющей колонны.

На рисунке 44 приводится иллюстрация современного телескопического соединения.

Рисунок 44. Компоновка телескопического соединения.

1. Съемное шарнирное соединение.

2. Набивной сальник.

3. Уплотнительная втулка сепараторного кольца.

4. Уплотнительное компрессионное кольцо.

5. Верхний уплотнительный элемент.

6. Сборочный узел уплотнительной втулки.

7. Нижний уплотнительный элемент.

8. Кольцо натяжного устройства.

9. Соединительная муфта для штуцерной линии и линии глушения.

ШАРОВЫЙ ШАРНИР.

Шаровой шарнир компенсирует угловое смещение осей плавучей буровой установки и подводного оборудования устья скважины. Шаровой шарнир допускает угол смещения водоотделяющей колонны от 7 до 12 градусов.

На рисунке 45 приводится поперечный разрез шарового шарнира.

Рисунок 45. Шаровой шарнир фирмы Cameron.

ЗАДВИЖКИ ШТУЦЕРНОЙ ЛИНИ И ЛИНИИ ГЛУШЕНИЯ.

Рекомендуется, чтобы в схеме компоновки блока подводного ПВО, были два (2) выхода для подключения штуцерной линии и один (1) выход для подключения линии глушения. Поскольку боковые выходы очень сильно подвержены эрозии, то задвижки необходимо устанавливать как можно ближе к блоку ППВО.

Рекомендуется также, чтобы на каждой линии были установлены по два (2) "безаварийных" запорных клапана.

Пример "безаварийного" запорного клапана показан на рисунке 46.

Рисунок 46. Поперечный разрез "безаварийного" запорного клапана.

1. Двойное герметичное уплотнение.

2. Шариковый упорный подшипник.

3. Двойное динамическое уплотнение.

4. Бронзовая втулка.

5. Уплотнение шпинделя.

6. Винт для механической регулировки.

7. Поршень с бронзовой облицовкой.

8. Никелированная пружина.

9. Резиновый вкладыш в ослабленном положении.

10. Обратный клапан.

ВОДООТДЕЛЯЮЩАЯ КОЛОННА И СОЕДИНИТЕЛИ.

Стояк предназначен для провода потока бурового раствора от блока ПВО на устье. Водоотделяющая колонна на типичном плавучем буровом судне состоит из 40 или 50 соединительных муфт. Соединительные муфты водоотделяющей колонны – это быстросоединяемые замки. На современных блоках ПВО штуцерные линии и линии глушения закрепляются снаружи стояка. В схему компоновки штуцерной линии и линии глушения также входят соединительные муфты.

Рисунок 47. Соединительные муфты стояка, штуцерной линии и линии глушения фирмы

Cameron.

СИСТЕМЫ УПРАВЛЕНИЯ ПРОТИВОВЫБРОСОВЫМИ ПРЕВЕНТОРАМИ.

Для подачи к превенторам больших объемов рабочей жидкости необходимо обеспечить высокие расходы. Поскольку противовыбросовый превентор, клапаны штуцерной линии и линии глушения управляются при помощи гидравлической системы, то особое внимание следует уделять гидравлической системе управления.

Система управления подводным блоком ПВО в настоящее время может быть двух типов: гидравлическая и электрогидравлическая.

Типичная гидравлическая система управления может управляться механически, с насосно-аккумоляторной установки, или дистанционно, с пульта бурильщика, который обычно устанавливается около поста бурильщика, или с дистанционного пульта управления, который обычно устанавливается в офисе бурового мастера.

ГИДРАВЛИЧЕСКАЯ УСТАНОВКА.

Гидравлическая установка – это источник питания системы управления ПВО.

Главные компоненты гидравлической установки:

1. Емкость для хранения гидравлической жидкости.

2. Насосы высокого давления для подкачки рабочей жидкости в аккумуляторные баллоны. Возможно использование как электрических, так и пневматических насосов.

3. Аккумуляторные баллоны для хранения рабочей жидкости под давлением.

4. Манифольд управления задвижками и регуляторами давления, чтобы направлять поток рабочей жидкости к отдельным компонентам ПВО.

Внутренняя система трубопроводов, оборудование фильтрации и испытания являются неотъемлемой частью гидравлической установки. Все объемы и расход жидкости гидравлической установки базируются на объемах жидкости и времени срабатывания функций блока ПВО. Дивертор и противовыбросовые превентора будут использоваться по отдельности, поэтому при расчете необходимых объемов учитывается только объем, необходимый для срабатывания элементов блока ПВО. Один из первых необходимых расчетов – определение полезного объема аккумулятора, т.е. объема жидкости, который может быть подан из аккумуляторной емкости при изменении давления в ней от рабочего до значения, превышающего давление зарядки. Определение полезного объема аккумулятора необходимо для обеспечения надежности функций блока ПВО и безопасности буровой платформы. Согласно правилам Норвежского Управления нефтяной промышленности, объем рабочей жидкости на 25% должен превышать объем, необходимый для выполнения функций закрытия – открытия всех элементов блока ПВО. Общепринято, что предварительная зарядка аккумулятора должна составлять давление в 1000 psi (70 бар). Если давление меньше данного показателя, вплоть до 750 psi (52 бар), оборудование все таки будет работать, но интервал времени на срабатывание значительно увеличится.

Ниже приводится примерный расчет необходимого объема рабочей жидкости аккумулятора. Вместимость емкости - это общий объем жидкости аккумулятора (жидкость и газ), не учитывая объем поршня, объем внутренних клапанов и других внутренних элементов. Рабочий объем жидкости – это суммарное количество жидкости аккумулятора, которое зависит от предварительной зарядки газом (давление) и от объема жидкости.

Уравнение для расчета объема рабочей жидкости, V_f:

1. V_f = V_g + V_l

где: V_g = объем газа

V_l = жидкий объем

При предварительной зарядке аккумулятора с давлением зарядки P_C, жидкость в аккумуляторе отсутствует, V_l= 0:

2. тогда V_f = V_g1

При заполнении аккумулятора жидкостью, газ сжимается до давления жидкости, P. Новый объем газа, V_g2, можно рассчитать, используя закон Бойля:

3. V_g2 = V_g1 P_C

P

Поскольку объем газа замещается жидкостью, тогда:

4. V_l = V_g1 – V_g2

Подставив уравнение (2) в уравнение (4), получим:

V_l = V_f ( 1 – P_C)

P

Коэффициент объема выражен уравнением l – P_C и устанавливает соотношение объема

P

жидкости к объему аккумулятора, которое основано на давлении предварительной зарядки и давлении жидкости.

При расчете вместимости емкости необходимо учитывать, что она должна, как минимум в 1,5 раза превышать полезный объем жидкости в аккумуляторе, т.е. ее объем должен составлять приблизительно 1300 – 1400 л. Примерный расчет вместимости аккумуляторной системы приводится ниже. Необходимо заметить, что данный расчет соответствует требованиям Норвежского Управления нефтяной промышленности.

В таблицах №№: l, 2, 3 и 4 приводятся требования параметров объема гидравлических противовыбросовых превенторов и гидравлических задвижек.

В таблице № 5 приводится краткий перечень необходимого количества жидкости аккумулятора при различных давлениях.

На рисунке № 48 приводится типичная схема аккумуляторной системы Кoomey.

На рисунке № 49 приводится перечень элементов аккумуляторной системы, показанной на рис. № 48.

На рисунках № 50 и № 51 показаны два (2) типа баллонов аккумулятора.

На рисунке № 52 приводится схема полной подводной гидравлической системы управления.