/
Текст
Г.М.ГУЛЬЯНЦ
СПРАВОЧНОЕ
ПОСОБИЕ
ПО ПРОТИВО-
ВЫБРОСОВОМУ
ОБОРУДОВАНИЮ
СНВАЖИН
МОСНВА* НЕДРА* 1983
УДК iivzv-in/.i(o;ii)
Г. М. Гульянц. Справочное пособие по противовыбросовому
оборудованию скважин. М., Недра, 1983, 384 с.
Кратко изложены причины фонтанирования скважин. Описаны
современные конструкции противовыбросового оборудования. При-
целены схемы обвязок устьев скважин при бурении на нефть, газ
и минеральные воды, а также схемы манифольдных линий. Рас-
смотрены конструкции противовыбросового оборудования по наибо-
лее ослож11С1П11ым районам. Приведены конструкции колонных го-
ловок, фонтанных арматур, оборудования устьев скважин при
испытании, опробовании и освоении. Описаны мероприятия по пред-
упреждению газонефтепроявлений, методы ликвидации фонтанов и
распределение обязанностей между членами буровой вахты.
Для инженерно-технических работников, буровых мастеров,
запятых бурением скважин на нефть, газ и минеральные воды.
Табл. 113, ил. 79, список лит. — 35 назв.
Рецензент — горный инженер И. Ф. Цапенко (Министерст-
во геологии РСФСР)
ГРИГОРИЙ МИХАЙЛОВИЧ ГУЛЬЯНЦ
СПРАВОЧНОЕ ПОСОБИЕ ПО ПРОТИВОВЫБРОСОВОМУ
ОБОРУДОВАНИЮ СКВАЖИН
Редактор издательства Т. А. Чопорова
Переплет художника Б. Г. Кушар
Художественный редактор В. В. Шутько
Технический редактор Л. Я. Голова
Корректоры Е. И. Микрякова, М. П. Курылева
ИБ № 4966
Сдано в набор 21.12.82 Подписано в печать 30.03.83 Т-08108
Формат 60 X ЭО'/м Бумага книжно-журнальная Гарнитура .Литературная".
Печать высокая Усл.-печ. л. 24,0 Усл. кр.-отт. 24,'0 Уч.-изд. л. 32,03
Тираж 7900 экз. Заказ 3037/8970 — 5 Цена 2 руб.
Ордена «Знак Почета» издательство «Недра», 103633, Москва, К-12,
Третьяковский проезд, 1/19
Ордена Октябрьской Революции и ордена Трудового Красного Знамени
Первая Образцовая типография имени А. А. Жданова Союзполиграфпрома
при Государственном комитете СССР по делам издательств, полиграфии и
книжной торговли. Москва, М-54, Валовая, 28
2504030300-164
Г043(01)-83 141 83
© Издательство «Недра», 1983
ГЛАВА I
КЛАССИФИКАЦИЯ ГАЗОНЕФТЕПРОЯВЛЕНИЙ
Открытые фонтаны и осложнения значительно снижают скорость бурения
скважин, наносят цюмадиый материальный ущерб, приводят к большим потерям
газа и неф in и истощению энергии пласта.
Газоиефнпроявлеиия, продолжающиеся длительное время и осложняющие
дея)елы1ос|ь буровых и геологоразведочных организаций, являются наиболее
тяжелыми видами аварий. Они часто являются следствием совершенно различ-
ных по своей природе явлений и несопоставимы по признаку и осложненности.
Вследствие аномально высокого пластового давления и продолжительного
времени бурения аварийное фонтанирование бывает сложным и не поддающим-
ся ликвидации без проводки специально наклонных скважин. Самопроизвольное
искривление стволов скважин и отсутствие промыслово-геофизических замеров
кривизны часто приводят к разбуриванию нескольких противофонтанных сква-
жин для поиска аварийного ствола. Иногда даже сравнительно незначительное
газопефтеироявлепие из-за отсутствия навыков, нерешительных и несвоевременно
црппм।ы\ мер по его ликвидации вызывает усиление газонефтепроявлений, появ-
jiviiiie । нфоион и т.н a lonaiiiiocn. па большой площади.
( ч».1 loiiniine кр.нера и грнфонироваиие вокруг скважины почти всегда при-
noaiii , разрушению самой скважины, наземных сооружений и оборудования.
(iii-.'i.iii.ie фонтаны и грифоны бывают настолько мощными, что приводят к пре-
кращению работ па несколько лет. Чтобы предотвратить фонтан на скважине,
необходимо определить его характерные начальные признаки, параметры и иметь
iviKov представление о механизме возникновения.
I! И. Куляипн, В. Д. Малеванский классифицируют фонтаны по интенсив-
но! ।и iipiiioK.'i 1<тзоиой пруи и газонефтяной смеси на: а) слабые — дебит газа
в скважине не превышает 0,5 млн. м3/сут, а дебит нефти—100 м3/сут; б) сред-
ние— дебит газа составляет до 1 млн. м3/сут, а дебит нефти — до 300 м3/сут;
в) сильные — дебит газа в скважине превышает 1 млн. м3/сут, а дебит нефти—
300 м3/сут.
В настоящее время это деление несколько устарело ввиду появления газо-
вых фонтанов с дебитом от 4,5 до 13 млн. м3/сут. С этой целью дается продол-
жение классификации фонтанов: г) мощные — дебит газа в скважине составля-
ет более 3—5 млн. м3/сут, а дебит нефти — 800—1000 м3/сут; д) очень мощные—
дебит газа в скважине превышает 5—10 млн. м3/сут; е) весьма мощные — дебит
газа в скважине превышает 10 млн. м3/сут.
Кроме знания объема выбрасываемой из скважины продукции, требуется
дать объективную оценку параметров ее, состояния устья и ствола скважины,
выяснить сложность возникшего фонтана (табл. 1.1).
Исследователи и авторы ликвидации открытых фонтанов О. К. Авдеев,
К. С. Кубасов, В. И. Хоботько и Н. А. Щербань подразделяют открытые фонта-
ны в зависимости от степени сложности ликвидации и тяжести последствий на
сложные и простые. К сложным относят открытые фонтаны с дебитом нефти
свыше 200 т/сут или газа более 1 млн. м’/сут, для ликвидации которых нару-
3
Таблица 1.1
Классификация фонтанов по степени сложности
Сложность фонтана Состояние устья и ствола скважин Оценка параметров фонтана
Несложный Не потеряна база для ликвидации фонтана; верхняя обсадная труба, фланцевые соединения, крестовина находятся в удовлетворительном состоянии. В скважине находятся бурильные трубы Известны дебит, пластовое дав- ление и наличие в геологичес- ком разрезе водоносных гори- зонтов
Сложный Устье разрушено, плашкц превен- тора разъедены, самовоспламене- ние фонтана, наличие грифонов. В скважине находятся бурильные трубы. Известно пространственное положение ствола скважины Не известны дебит, пластовое давление и зона газоносности. Выше продуктивного горизонта отсутствуют водоносные гори- зонты
Очень сложный Устье разрушено, образован кра- тер, на большой территории дей- ствуют грифоны, пространственное положение скважины не известно. В скважине отсутствуют буриль- ные трубы Ориентировочно определен де- бит, не известны пластовое дав- ление и наличие водоносных го- ризонтов
Весьма сложный Скважина находится на промысле, устье разрушено, образован не- большой кратер, насосно-компрес- сорные трубы упали на забой, дей- ствуют грифоны по затрубному пространству, на кусте более трех скважин, известно пространствен- ное положение аварийной скважины Известны дебит и пластовое дав- ление. Расстояние между функ- ционирующими скважинами на кусте 15—25 м. Полная зама- зученность территории на про- мысле
шен нормальный способ закачки раствора и требуется проведение дополнитель-
ных работ по оборудованию устья. К сложным относят также газовые фонтаны,
содержащие значительное количество сероводорода.
Согласно статистике, в большинстве случаев открытое фонтанирование
является причиной нарушения технологии бурения, низкого качества сборки
превенторов и монтажа комплекса противовыбросового оборудования, а также
неправильного обращения с обратным клапаном при начавшемся переливе рас-
твора и проявлении.
Для предотвращения и успешной ликвидации аварийных проявлений и
фонтанов постоянно совершенствуются схемы обвязок устьев скважин противо-
выбросовым оборудованием (ОП): а) при бурении; б) при испытании продук-
тивных горизонтов испытателем пластов; в) при опробовании и освоении сква-
жин и т. д. Немаловажное значение имеет конструкция колонных головок,
крестовин превенторов, манифольдных линий, дегазаторов, технических средств,
предусмотренных для ликвидации открытых фонтанов. Следует четко знать
распределение обязанностей и действие членов буровой вахты при начавшемся
газонефтепроявлении, способы ликвидации фонтанов, технику безопасности при
работе на устье аварийной скважины и уметь пользоваться соответствующими
средствами для ликвидации пожаров при воспламенении бурового здания и ма-
4
шинного помещения. Вследствие значительного увеличения глубин скважин не-
достаточно располагать основными размерами противовыбросового оборудова-
ния, необходимо иметь на буровой технические чертежи каждого узла ОГ1 и
инструкции по его управлению. Требуется проводить своевременные тренировки
членов буровой вахты на случай возможного проявления и фонтанирования
скважины.
ПРИЧИНЫ ГАЗОНЕФТЕПРОЯВЛЕНИЙ И ОТКРЫТЫХ ФОНТАНОВ
В процессе бурения скважин на нефть и газ отмечаются проявления и
открытые фонтаны, нарушающие состояние скважин и проведение всех работ,
необходимых для качественного их завершения. Газонефтепроявления — проник-
новение газа, нефти и воды из пластов горных пород в скважину.
Причинами проявления скважин являются:
а) снижение противодавления на пласт в процессе бурения, спуска обсад-
ных колонн, цементирования, освоения и ликвидации аварии, т. е. несоответст-
вие параметров бурового раствора указанным в геолого-техническом наряде;
б) вскрытие продуктивных горизонтов с аномально высоким пластовым
давлением;
в) нарушение технологии освобождения прихваченной бурильной колонны
с помощью закачки большого количества нефти при установлении нефтяных
ванн;
г) недолив скважины при подъеме бурильной колонны;
д) поршневание при подъеме из скважины бурильной колонны труб;
е) недостаточная промывка при вскрытии мощных газовых пластов;
ж) недостаточная дегазация выходящего из скважины бурового раствора.
Открытое фонтанирование (выброс) — это внезапное выделение из скважи-
ны большого количества газа, жидкости или жидкости и газа одновременно при
превышении пластового давления над гидростатическим давлением столба бу-
рового раствора.
Основные причины открытых фонтанов (выбросов) — результат недостатка
противовыбросовых мероприятий:
а) несоответствие геологическим условиям конструкции скважин и противо-
выбросового оборудования, выбранных без учета глубины залегания и пласто-
вых давлений вскрытых горизонтов;
б) отсутствие контроля противовыбросового оборудования на устье сква-
жины, а также несоответствие его технической характеристики условиям бу-
рения;
в) оборудование устья скважин, не обеспечивающее своевременную герме-
тизацию при проявлениях;
г) неправильная эксплуатация противовыбросового оборудования;
д) отсутствие надлежащего запаса бурового раствора на буровой;
е) отсутствие обратного клапана для бурильных труб;
ж) непринятие своевременных мер по предотвращению перехода проявле-
ния в открытое фонтанирование;
з) отсутствие необходимых навыков у членов буровой бригады по преду-
преждению фонтанов.
Природа и причины пластовых проявлений различны и являются следствием
незнаний пластового давления, неправильного ведения технологии бурения и
нарушения технологической дисциплины.
5
блица 1.2
Содержание H,S в природных газах
Месторождение (страна) Содержание HsS, % Месторождение (страна) Содержание H2S, %
Саратовское (СССР) Исимовское Оренбургское „ Денгизкуль Аксарайское Уртабулак „ 6,3 6,4 4,7 4,5 26 5,5 Альберта (Канада) Саскачеван (Канада) Примсксикакская впадина (США) 5—26 52 80—97
В процессе фонтанирования из скважины выбрасываются горячий газ,
нефть, вода и часто куски породы. Иногда из отдельных аварийных скважин
с углеводородным газом выбрасываются' сероводород и углекислый газ.
Наличие сероводорода представляет наибольшую опасность. Концентрация
H2S в пластовых водах и природных газах изменяется соответственно в преде-
лах от 0 до 3% и от 0 до 97% (табл. 1.2).
Скважина Мурей-Фрапклин-I (США) на глубине 5660 м вскрыла пласт
с аномально высоким пластовым давлением (АВПД)—около 130 МПа, темпе-
ратура на забое превышала 230 °C. Продуктивный газоносный пласт выбрасы-
вал на поверхность около 100% H2S.
Содержание H2S в минерализованных водах составляет от 5 до 600 мг/л
(Мацеста, Талги, Тамиск).
Сероводород тяжелее воздуха и в тихую погоду может скапливаться в за-
щищенных от ветра местах (под основанием буровой, в насосном сарае, над
циркуляционной системой, возле емкостей и блоков очистительного оборудова-
ния, внутри вышечного сооружения и т. д.). Часто смесь сероводорода с возду-
хом взрывается. Нижний и верхний пределы взрывоопасной концентрации H2S
в воздухе составляют соответственно 4,0 и 45,5% (по объему). Сероводород
достаточно легко воспламеняется при нагревании, температура воспламенения
находится в пределах 285—300 °C. При разбуривании продуктивных горизон-
тов на месторождении Узень отмечались взрывы и пожары на буровых в ре-
зультате взрывоопасной концентрации в воздухе углеводородов и сероводорода.
Более опасным является совместное содержание в природном газе серово-
дорода и углекислого газа. Они вызывают коррозию оборудования устья сква-
жин и манифольда, а также обсадных и насосно-компрессорных труб. Ниже
приведено содержание газов на некоторых месторождениях:
Месторождение . . . Уртабулак Оренбургское
Содержание, %:
H?S............ 5,5 1,5—4,5
СО2............ 4,8 3
Денгизкуль
4,5
3,8
труб в скважинах
и фонтанирования
Вследствие коррозионного разрушения обсадных колонн
появлялись отверстия и грифоны вокруг буровой.
В настоящее время основными причинами проявлений
скважин считаются: неправильный выбор плотности бурового раствора; нару-
шение технологии бурения и освоения скважин; вскрытие объектов с аномально
высоким пластовым давлением, которые на период бурения остаются неизвест-
ными; нарушение противовыбросовых мероприятий.
6
АНОМАЛЬНО ВЫСОКИЕ ПЛАСТОВЫЕ ДАВЛЕНИЯ
Фактические материалы об аварийных фонтанах на площадях и промыслах
СССР свидетельствуют о том, что их число возрастает на месторождениях
с аномально высоким пластовым давлением. В литературе [1, 2, 11, 16] подроб-
но освещены причины возникновения и методы их прогнозирования в процессе
бурения скважин на газ и нефть. В зарубежной литературе аномально высоким
пластовым давлением является такое давление флюида в пласте, которое пре-
восходит гидростатическое давление столба соленой воды плотностью 1,08 г/см3.
Верхний предел аномально высокого пластового давления равен давлению пород
плотностью 2,31 г/см3. Кроме того, пластовое давление в скважинах считается
высоким, если оно на устье составляет более 20 МПа.
Согласно Конвенции по проблемам нефтяных месторождений, пласт, разбу-
риваемый с применением бурового раствора плотностью 1,20 г/см3, классифи-
цируется как пласт с нормальным пластовым давлением, а свыше 1,44 г/см3—
как пласт с аномальным давлением. Пласты с промежуточными условиями счи-
таются пластами в переходной зоне.
По данным К. А. Аникиева, аномально высоким пластовым давлением при-
нято считать такое давление, которое более чем на 10—20% превышает нор-
мальное или условное гидростатическое давление, т. е. давление столба пресной
воды, высота которого равна глубине залегания кровли залежи.
Приведенные разъяснения начальной границы и градиента АВПД имеют
разноречивые истолкования, и поэтому в разных районах работ не придается
должного внимания классификации пластовых давлений по интервалам ствола.
Пластовое давление часто приурочивается к подошве продуктивного пласта и,
поскольку мощность пластов нередко бывает достаточно большой, давление
в кровле принимается заниженным. Если мощность пласта составляет 200 м,
то разница пластового давления по кровле составляет на 2—3 МПа ниже фак-
тического. При выполнении расчетов для газовых скважин пластовое давление
в кровле пласта принимается равным пластовому давлению у подошвы пласта,
т. е. рпл.кр=Рпл.под- Аномально высокое пластовое давление проявляется в га-
зовых залежах с несколькими этажами газоносности, а в нефтяных залежах—
со значительной газовой структурой (шапка). АВПД создает трудные условия
для проводки скважин, особенно на газовых и нефтяных месторождениях Украи-
ны, Туркмении, Таджикистана, Западного Узбекистана, Азербайджана, Запад-
ного Предуралья, Северного Кавказа и др.
В Западном Узбекистане произошли открытые фонтаны и грифонообразо-
вания вследствие вскрытия газовых залежей с АВПД. На месторождении Зевар-
ды причиной открытого выброса из скв. 1 явилось вскрытие в соленосных отло-
жениях верхней юры пластов с аномально высоким давлением, которые не были
предусмотрены геолого-техническим нарядом. Аналогичное фонтанирование вви-
ду наличия пластов с АВПД произошло иа скв. 1 Нишан при забое 2786 м.
В скв. 2 на месторождении Памук причиной газового фонтана явилось неожи-
данное вскрытие высокопродуктивного газового пласта с аномально высоким
пластовым давлением на глубине 2743 м вместо 2860 м. Неточность отражения
в ГТН глубины залегания продуктивного горизонта и слабый контроль за тех-
нологией бурения привели к внезапному выбросу, вслед за ним появились пере-
токи газа в меловые отложения.
На большинстве месторождений страны объекты с АВПД встречаются до-
вольно редко, но, несмотря на это, часто происходят газонефтепроявления, пере-
ходящие в открытое фонтанирование. Причиной пластовых проявлений на объ-
ектах с АВПД является поглощение глинистого раствори выше- и нижележащи-
ми породами и колебание гидродинамического давления, снизанное с ускоренным
спуском и подъемом труб из скважин. Как правило, поглощение утяжеленного
раствора отмечается в процессе спуска инструмента, а проявление после окон-
чания его подъема. Колебания давления, связанные со значительной скоростью
спуска труб, достигают 5—6 МПа и более; они приводят к гидроразрыву пла-
ста и к поглощению бурового раствора. Резкое снижение гидростатического
давления на объектах с АВПД приводит к заметному поступлению газа в рас-
твор. Здесь механизм проявления идентичен работе при испытании продуктивных
объектов с помощью испытателя пластов в необсаженных скважинах, где созда-
ется депрессия на пласт более 5—6 МПа.
Следовательно, причиной фонтанирования является превышение пластового
давления над гидростатическим (забойным)
Рпл^*Рза5; Рза б=Ргс--|“Рцжр-|-Риз, (1.1)
где ргс — гидростатическое давление столба бурового раствора, МПа; ргс==
=0,1ржД (рж — плотность бурового раствора, г/см3, Н — глубина скважины, м);
Рцир — гидравлические потери при циркуляции, т. е. давление, которое необхо-
димо создать для прокачки бурового раствора жидкости через бурильную ко-
лонну труб, МПа; риз — давление на устье бурильной колонны при закрытой
скважине, МПа.
После герметизации устья скважины р3аб=Рпл- В нормальных условиях
бурения при отсутствии поглощения в скважине р3аб>Рпл. Если за бурильной
колонной труб буровой раствор имеет меньшую плотность, то проявление про-
исходит за трубами вследствие неравенства: рПл>Рзаб.закол-
Причинами газонефтяных выбросов и открытых фонтанов на месторожде-
ниях являлись слабая геологическая изученность района; снижение гидростати-
ческого давления против пластового в результате поступления газа в раствор;
поглощение бурового раствора в пористых породах выше и ниже газоносного
пласта; отсутствие геологического контроля за вскрытием газонефтяных пластов.
Газонефтеводопроявления на объектах с АВПД чаще отмечаются после за-
качки цементного раствора в затрубное пространство обсадных колонн и явля-
ются следствием гидроразрыва пластов при ускоренном спуске и цементирова-
нии обсадных колонн; недоподъема цементного раствора за колонной и непере-
крытия газосодержащих пород; образования каналов на контакте цементного
камня с горной породой ввиду толстой глинистой корки и наличия каверн, пере-
мятых зон и трещин в литологическом разрезе скважины; отсутствия герме-
тичности в соединениях обсадных труб; нарушения целостности верхней части
обсадных колонн ввиду износа ее гранями ведущей трубы и замками буриль-
ных труб.
Знание параметров пласта на объектах с АВПД, высококачественное креп-
ление стенки скважин трубами и прочная обвязка устья противовыбросовым
оборудованием представляют собой важную основу для предотвращения выбро-
сов и ликвидации открытых фонтанов. Для каждой разведуемой площади и
месторождения требуется объективная и подробная информация о пластовом
давлении и содержании скважинного флюида. Открытые фонтаны на объектах
АВПД трудно предупредить и ликвидировать, а на платформенных площадях
легче предупредить проявления, но часто сложно их ликвидировать. Вследствие
8
этого внимание инженерно-технических работников и членов буровых вахт долж-
но быть обращено на прогнозирование пластовых давлений и на принятие мер
по предупреждению нх проявления. Для этого следует;
1) повысить прочность обсадных труб на истирание в устьевой части сква-
жины;
2) следить за тем, чтобы для скважин с высоким пластовым давлением
коэффициент превышения гидростатического давления над пластовым находился
в пределах 1,05—1,20;
3) автоматизировать долив скважины глинистым раствором при подъеме
инструмента и ограничить скорость спуска бурильной колонны труб;
4) повысить качество цементирования затрубного пространства обсадных
колони.
ВЫБОР ТРУБ И ОБОРУДОВАНИЯ
В нефтяных газах, как ранее отмечалось, часто содержатся сероводород
и углекислота, проникающие в буровой раствор в процессе бурения или при
фонтанировании. Сероводород и углекислота корродируют обсадные трубы и
устьевое оборудование, ослабляя их прочность. Склонность металла к межкрис-
таллитной коррозии проявляется при различном содержании H2S и СО2, так
как сероводородная коррозия зависит от структуры углеродистых и низкохро-
мистых сталей и стала серьезной проблемой для труб и наземных сооружений.
В связи с этим в буровых организациях придается важное значение выбору
труб и оборудования из коррозионностойких сталей.
Поэтому на объекте работ необходимо классифицировать сероводород, сс
держащийся в природном нефтяном газе, по степени агрессивности к металлу
так как выпускаемое буровое оборудование, применяемое для бурения скважин
на нефть и газ, можно использовать в среде, содержащей менее 6% H2S. На-
личие H2S при газо- и нефтеводопроявлениях представляет опасность и для
буровой бригады.
На Астраханском газоконденсатном месторождении довольно значительные
проявления H2S. Кроме того, в процессе бурения скважин отмечаются рапо-
проявления, обусловленные их локальным и линзообразным залеганием в меж-
солевых терригенно-сульфатных отложениях нижней части кунгурского яруса.
Коэффициент аномальности пластовых давлений линзообразных залежей рапь'
различен и составляет 1,5—2,1.
На этом месторождении в процессе бурения скв. 2 и 5 в интервале 3900—
4100 м содержание H2S в нефтяном газе составляло 22,5%, а СО2 — 21,55%.
Допускается, чго на отдельных площадях содержание H2S будет более 25—28%.
т. е. в природном нефтяном газе содержится 50—55% углеводородов, в том
числе 240 см3 стабильного конденсата, 22—25% H2S и 20—25% СО2. ,
В связи с колебаниями мощностей стратиграфических отложений до зна-
чительных величин пластовое давление в начальный период разработки состав-
ляет 56—63 МПа, а через 5 лет эксплуатации снизится до 47—50,5 МПа. Дебит
газа в начале разработки составлял 450—500 тыс. м3/сут, а рабочее давление
на устьях скважин—15,0—23,5 МПа.
Вследствие влияния H2S и СО2 на структуру металла происходят обрывы
бурильных замков, насосно-компрессорных труб и другого оборудования
(табл. 1.3).
9
Таблица 1.3
Виды разрушения тру5 и оборудования при воздействии Н,8 и СО,
Месторождения (страна) Содержание агрес- сивных газов, % Пластовое давление, МПа Температура, •с Вид разрушения
H2S СО,
Лак (Франция) 15,3 9,7 69 140 300 замков бурильных труб
Юкон (Канада) 10,0 6,0 35 85 Нефтепромысловые трубы
Канадское (США) 3,6 2,4 20 32 Обрыв насосно-компрес- сорных труб
Малгобек-Вознесенское (СССР) 2,4—4,0 50 150 Растрескивание насосно- компрессорных труб марки Р-105
Особую опасность представляют выбросы. На месторождении Масджид-
Сулейман (Иран) в интервале 3370—3520 м отмечалось проявление газа, содер-
жащего 35% H2S. В скважинах наблюдалось разрушение бурильных замков.
Газы можно классифицировать по степени агрессивности (в соответствии с со-
держанием HiS в углеводородных газах) следующим образом (табл. 1.4).
Таблица 1.4
Классификация H,S по степени агрессивности
Содержание H2S в 1 м* газа Степень агрессивности к металлу
% см*
4—6 10—25 15—35 40—60 100—250 150—350 Средняя Высокая Весьма высокая
Нефтяное оборудование, используемое в бурении, на большинстве место-
рождений предназначено для работы в умеренной климатической зоне; допу-
скаемое содержание H2S в технических условиях поставки оборудования часто
не оговорено.
В условиях сероводородной и углекислотной коррозии отмечается нарушение
целостности устьевого оборудования, обсадных и насосно-компрессорных труб.
На газовых и газоконденсатных месторождениях при сероводородной коррозии
происходит растрескивание шпилек устьевого оборудования, подвесок об-
садных труб, бурильных замков и других деталей. Поэтому повысились техни-
Т а б л иц а 1.5
Химический состав газа месторождения Северный Сох
Состав газа Содержание газа (%) по горизонтам Из газо- провода
II VII xiv-|-xiva+ 4-XV4-XVI XVIII XXV
H.S 8,2—9,8 .— 6,86
со, 0,25 0,2—0,4 0,03—0,08 3,7—4,1 1,26—7,8 1,55
10
ческие требования к обсадным трубам,
колонным головкам, крестовинам, флан-
цевым соединениям, задвижкам и пре-
венторам, работающим в условиях се-
роводородной и углекислотной корро-
зии.
Содержание H2S в буровом раство-
ре, как правило, незначительно, а его
агрессивное влияние на металл обсад-
ной колонны и колонной головки частич-
но предотвращают вводом специальных
ингибиторов коррозии или реагентов, ис-
пользуемых для обработки растворов.
В основном сероводород действует на
обсадные трубы и колонные головки во
время выпуска и открытого фонтаниро-
вания из скважин. Обсадные трубы
(ГОСТы 632—80, 8696—74) не являются
вполне коррозионно-стойкими в услови-
ях сероводородной и углекислотной аг-
рессии. В этой среде значительно сни-
жается несущая способность обсадных
колонн при напряженном их состоянии.
Легированные обсадные трубы группы
прочности Е, Р можно рекомендовать
для обсадки скважин при наличии в
природном газе H2S и СО2 не более
1,0—2,0% по объему.
Коррозия оборудования и труб от-
мечалась на газовом месторождении
Северный Сох Узбекской ССР, где со-
держание H2S высокое (табл. 1.5).
Через 3 мес в скв. 81, 65, 51 про-
изошли крупные разрушения и обрывы
труб из стали группы прочности Е
(ГОСТ 632—80). После замены НКТ
трубами из стали группы прочности Д
и шлейфов из стали марки Ст. 3 значи-
тельных коррозионных разрушений не
отмечалось. Замену проводили один раз
в 3—4 года.
Низколегированные стали, применя-
ющиеся в газовой промышленности,
склонны к сульфидному растрескиванию,
поэтому их максимальная твердость
не должна превышать 20—25HRC. На
эти стали влияют также приложенные
напряжения. Для материалов с понижен-
ной твердостью «19HRC) можно пре-
S.
'8
С 1 Ьй с • bd о
S I >>s 1 >>
к н * с
S и ° Е °
к сс 1 S 1 сс 1 я
S г ! § “ ! сз 1 fcd
с; 5 ! 2 : ? ! ё ; bd сз
с > У. га с Но * * !>-, СЙ
X : ECO
& S Ю СО L-O СО ю СО
2 а Sc о V/ о 1 V/ о V
2 g ,06 ,04 о
о о V V/V/ V/
< < •£ 3. о 40 Ч 40 Ч 8
•{ э> V/ V/V/ V/
о LO
g g х и = V/ 1 1 1
ф
1 о
S и Г
§ i 1 11 1
и со
ж о о
Содержание 1 о Й 1) =1 о S ч 0,15—0,30 0,15—0,25 1
О
я ж KJ О 05 о - Ю т—< - 1 о о
сх СО S= V/ V/
о
со
у где род г <0,50 о - о о* 1 V3 1Л о V/
o'
S Е Ч S то *-* c i со 1
к
Ё8 стали С-75 Ю ю ш о <3
И
Таблица 1.8
лусмптрнплп, српппигслып) высокие нагрузки (до 80% от ат), для сталей
с повышенной твердостью (31 IIRC) допустимы более низкие нагрузки (до 60%
от ат). Для условий, где содержание HsS превышает 2—4%, выбирают трубы,
исходя in их коррозионной стойкости и в большинстве случаев применяют им-
портные обсадные трубы из сталей марок С-75 и С-95. Для соединения секций
колонн рекомендуются импортные стыковочные устройства в антикоррозионном
исполнении.
За рубежом на месторождениях, содержащих сероводород, эксплуатацион-
ные колонны труб компонуют коррозионно-устойчивыми трубами из сталей марок
С-75, С-95, RS-90, изготовляемыми по стандарту АНИ. Антикоррозионные высо-
копрочные трубы марки RS-90 выпускает фирма «Рипаблик Стилл Корпорейшн»
для эксплуатационных колонн, предназначенных для крепления газовых скважин
в условиях повышенного содержания H2S. Широкое применение находят трубы
с высокогерметичными резьбовыми соединениями типов «ВАМ», «Батресе» и
с тефлоновыми уплотнительными кольцами. Обсадные трубы с герметичными
соединениями типа «ВАМ» изготовляют французская фирма «Валлюрек» и
японская фирма «Сумитомо» под шифром «Супер В» из стали С-95. Эти трубы
можно рекомендовать для промежуточных колонн, предназначенных для креп-
ления скважин с содержанием в природном газе H2S до 25—35%.
В скважинах с сернистой средой используются трубы наружным диаметром
114,3—339,7 мм из сталей групп прочности С-75 и С-95 по стандарту 5АС АНИ
(табл. 1.6).
Наименьшая температура отпуска для стали группы прочности С-75 должна
быть 611 °C, для стали группы прочности С-95—538 °C.
Отдельные фирмы выпускают трубы из более прочных сталей, чем преду-
смотрено стандартами: трубы группы прочности Р-140 имеют наименьший пре-
дел текучести 984 МПа, трубы из стали V-150— 1054 МПа (табл. 1.7).
При So<4,85 см2 наименьшее относительное удлинение на длине 50,8 мм
рассчитывают по формуле
й = 39 49059,2/а°,э , (1.2)
где So — площадь поперечного соединения образна, см2; ов — наименьший пре-
дел прочности при растяжении, МПа.
Трубы из стали группы прочности Р-110 проверяют методами неразрушаю-
щего контроля •— ультразвуковым, электромагнитным и с помощью магнитных
порошков.
Таблица 1.7
Механические свойства сталей по стандарту 5АС АНИ
Группа прочности стали Предел текучести ®т, МПа Наименьший пре- дел прочности при растяжении МПа Наименьшее отно сительное удли- нение 8 на длине 50,8 мм при 3О^4,85 см3, %
наименьший наибольший
С-75 527 633 668 19,5
С-95 668 773 738 18,0
Р-110 773 984 879 15,0
Характеристика труб по стандарту 5АС АНИ
Наруж- ный диа- метр тру- бы D, мм Толщина стенки S, мм Внутрен- ний диа- метр трубы d, мм Масса 1 м глад- кой тру- бы, кг Наименьшее сминающее давление (10 МПа) для труб из стали марок Внутренние давления, при которых напряжения в теле трубы достигают предела текучести (10 МПа), для труб из сталей марок
С 76 | С-95 I Р-110 С-75 С-95 Р-110
114,3 6,35 101,6 16,91 43,1 49,3 53,1 37,6 65,0 75,1
7,37 99,6 19,42 57,4 67,8 75,0 59,5 75,3 87,2
8,56 97,2 22,31 — — 100,7 •— -— 101,4
127,0 7,52 112,0 22,15 49,0 56,9 61,1 54,6 69,2 80,1
9,19 108,6 26,71 70,3 84,4 94,6 66,8 84,6 98,0
139,7 7,72 124,3 25,13 42,7 48,7 52,4 51,0 64,6 74,8
9,17 121,4 29,51 59,3 70,3 77,9 60,5 76,7 88,8
10,54 118,6 33,57 73,5 90,8 102,1 69,6 88,2 102,1
168,3 8,94 150,4 35,12 39,2 44,2 47,2 49,0 61,1 71,9
10,59 147,1 41,18 55,0 64,7 71,3 58,1 73,5 83,2
12,06 144,2 46,47 69,1 83,0 91,8 66,1 83,8 97,0
177,8 8,05 161,7 33,71 26,5 29,2 — 41,8 52,9 —
9,19 159,4 38,22 36,9 41,3 43,7 43,7 60,5 69,9
10,36 157,1 42,78 47,5 55,0 59,8 53,8 68,1 78,9
Щ51 154,8 47,19 57,9 18,4 75,6 59,7 75,6 87,3
12,65 152,5 51,51 68,3 81 ,8 91,5 65,7 83,2 96,6
13,72 150,4 55,50 75,1 94,3 106,2 71,2 90,1 104,4
193,7 8,33 177,0 38,07 23,1 26,1 .— 39,7 50,3 •—
9,52 174,7 43,26 32,8 36,0 37,5 45,3 57,5 66,6
10,92 171,9 49,21 54,4 51,0 55,2 52,3 65,9 76,3
12’70 168,3 56,68 59,3 70,2 77,8 60,5 76,6 88,7
219,1 10,16 198,8 52,34 28,3 30,7 -— 42,8 54,2 —
11,43 196,2 58,52 37,6 42,3 44,9 48,2 61,0 70,6
12,70 193,7 64,63 47,0 54,3 59,1 53,5 67,8 78,4
14,15 190,8 71,50 57,6 68,1 75,4 59,6 75,5 87,4
244,5 10,03 224,4 58,00 20,9 23,7 — 37,9 47,9 —
п;о5 222,4 63,60 26,4 29,0 31,1 41,7 52,8 61,2
11,99 220,5 68,73 32,5 35,7 37,3 45,3 57,3 66,4
13,84 216,8 78,72 44,9 51,5 55,7 52,2 66,2 76,6
273,0 11,43 250,1 73,73 21,8 24,5 25,8 38,6 48,9 56,7
12,53 247,9 80,75 27,8 30,2 32,5 42,5 53,8 62,3
298,4 12,42 273,6 87,60 21,6 22,4 24,2 38,4 48,6 —
339,7 13,06 313,6 105,16 18,2 19,8 20,2 35,4 44,9 52,0
13,97* 311,8 112,22 21,0 .— •— 38,0 — -—
15,44* 308,8 123,47 26,8 — -— 42,0 — “—
18,26* 303,2 144,75 40,2 — — 44,1 •— —
406,4 16,66* 373,1 160,08 20,9 — •— 37,8 -— ’—
* Толщина стенок не по стандарту.
13
12
Таблица 1.9
Распределение труб по маркам стали для крепления глубоких скважин
(проект)
Основная колонна При глубине скважины до 10 тыс. м При глубине скважины до 1Б тыс. м
глубина спуска, м диаметр трубы, мм толщина стенки, мм марка стали глубина спуска, м диаметр трубы, мм толщина стенки, мм марка стали
Кондуктор 1500 508,0 16,1 К-55 3100 508,0 11.1 V-150
1-я промежуточная 4800 339,7 16,8 Р-110 6100 339,7 12,2 VSH-170, V-150, S-125
2-я промежуточная 7100 244,5 19,1 SOO-125 SOO-140 10700 244,5 244,5 244,5 12,0 П.1 10,0 VSH-170 VSH-170 V-150
Телескопическая 3600 177,8 17,0 SOO-900 13 800 177,8 11,5 V-150, Н-170
Эксплуатационная [ 9100 127,0 12,1 V-150 15 200 127,0 9,2 VSH-170
В табл. 1.8 приведены размеры и характеристика труб по стандарту 5АС
АНИ.
За рубежом выпускают также трубы марок SOO-125, SOO-140 и SOO-900
для крепления глубоких скважин. В табл. 1.9 приведено распределение труб по
маркам стали для крепления скважин глубиной 10 и 15 тыс. м.
Импортные трубы групп прочности С-75 и С-95 широко используют при
креплении скважин в Оренбургской, Волгоградской, Саратовской и Архангель-
ской областях. Часто предусматриваются комбинированные (отечественные и
импортные) обсадные колонны.
Предполагается, что на Ширяевской площади объединения Нижневолжск-
нефть H2S начнет выделяться и воздействовать на обсадные трубы ориентиро-
вочно с глубины 1000—1500 м и до устья. Поэтому обсадная колонна 245-мм
труб из стали марки С-95 предусматривается в интервале 0—1860 м, а в интер-
вале 1860—3860 м — трубы марки Р-110 или группы прочности Е.
Особое внимание при спуске колонн уделяется технологии свинчивания труб
из стали С-95. При навинчивании резьбовых соединений обсадных труб типа
«Батресе» торец муфты должен совпадать с клеймом на трубе, расположенным
на расстоянии А от торца соединительной муфты, свинченной вручную. Для
труб диаметром 127,0—339,7 мм величина натяга А=12,7 мм. Докрепление
резьбовых соединений машинными ключами предусмотрено с регламентирующи-
ми крутящими моментами.
Диаметр колонны труб, мм................ 324 245 178 168
Крутящий момент, кН-м:
оптимальный............................. 10,4 9,7 6,9 4,4
максимальный........................ 13,0 11,0 8,5 6,0
В процессе спуска секциями трубы из стали марки С-95 и Р-110 подвергают
наружному осмотру, шаблонированию и дефектоскопии. Ранее на Ширяевской
площади импортные трубы С-95 подвергали гидравлической опрессовке, а затем
от этого отказались.
14
Скорость спуска бурильных труб принимается не выше скорости спуска об-
садных труб.
На Астраханском своде для спуска первой секции 245-мм труб рекомендо-
ваны универсальные разъединители типа PCX.
Затрубное пространство обсадной колонны цементируют органо-минераль-
ным тампонажным цементом до устья скважины, на котором устанавливают
следующее противовыбросовое оборудование: два превентора ППГ-230Х500 и
один ПУГ-230Х350 или два превентора ППГ-230Х700 румынского производст-
ва. Обсадные колонны труб обвязывают колонными головками фирмы «Мак
Эвой» и используют крестовину с превенторной установки НДУ-230Х700 ру-
мынского производства.
ТРУБЫ С УТОЛЩЕННЫМИ СТЕНКАМИ В УСТЬЕВОЙ ЧАСТИ СКВАЖИНЫ
Прочность крепления скважины является важным фактором, предопреде-
ляющим управление ею в процессе бурения и газонефтепроявления. Во время
вращения бурильные трубы в устьевой части контактируют с обсадной колонной
(и в других частях колонны) замковыми соединениями, что приводит к значи-
тельному износу и повреждению обсадных труб различной геометрической фор-
мы. В обсадных трубах четко отмечается одностороннее желобообразование,
имеющее форму эллипса; диаметр желоба равен диаметру бурильного замка.
Кроме того, первая обсадная труба колонны в устьевой части вместе
с противовыбросовым оборудованием воспринимает ударные и прижимающие
нагрузки от переводника ведущей трубы. На ее внутренней поверхности образу-
ются глубокие царапины и риски, выходящие по глубине за зону желобообра-
зования. Ввиду отсутствия соответствующей центрации между ротором, про-
тивовыбросовым оборудованием и обсадными трубами ведущая труба своими
кромками граней истирает первую обсадную трубу по поперечной образующей,
а при спуске и подъеме инструмента истирает по продольной образующей. Это
приводит к сквозному протиранию трубы под колонным фланцем. На стыке и
в начале первой трубы наблюдается максимальное протирание — глубокие риски
и изъяны, а на второй трубе — минимальный износ. В зоне минимального изно-
са желоб выклинивается.
Сквозное поражение устьевой части скважины отмечено на многих скважи-
нах на Северном Кавказе, где толщина стенок промежуточной колонны состав-
ляла 10—12 мм. Износ первых труб на глубину 5—8 мм — явление нередкое при
ликвидации прихвата в скважинах ввиду непрерывного расхаживания бурильной
колонны с максимальной нагрузкой. Опасность различных видов повреждений
обсадных колонн велика в момент снятия растягивающих нагрузок с бурильной
колонны. Следует отметить, что прямые методы контроля износа и повреждений
труб отсутствуют. Трудность контроля усугубляется многообразием форм де-
фектов внутри трубы.
В настоящее время существуют два варианта предотвращения разрушения
обсадных труб в устьевой части: применение высокопрочных обсадных труб
и усиление первых двух труб заменой их толстостенными трубами. Первый
метод предложен за рубежом, при этом используются трубы групп прочности
N-80, Р-105, Р-110 и др. Особенностью высокопрочных труб является их по-
вышенная чувствительность к различного рода насечкам, подрезам и рискам,
поэтому не исключается возможность повреждения труб. Второй метод предот-
15
Таблица 1.10
Рекомендуемые размеры толстостенных труб (мм)
Диаметр обсадной трубы, мм
168 219 245 273 299 325
194X22 273Х28П 299X30 325X32 351X32 377Х32П
194X25 273Х30П 299X32 325X36 351X36 377Х36П
203Х22П 273Х32П 299X36 — —
203Х25П 273X36 — — — . —
203X28 — — — — ——
203X30 — — — —
219Х22П — -— —* — —
219Х25П — ,— — —
219Х28П — — — — —
219Х30П — —- — — —
219Х32П — >— — —- —
219X36 •— — — —
Примечание. Буква «П» означает, что данный размер труб можно применить при
изготовлении специального переводника.
вращения повреждения труб предложен В. В. Петровым и М. Л. Кисельманом
и нашел широкое применение в буровых организациях Северного Кавказа.
Основанием для замены обсадных труб толстостенными послужили резуль-
таты исследования материалов по износу в устьевой части. Л. И. Кисельман и
М. Л. Кисельманом установлено, что возможная глубина желоба при износе
устьевой части достигает величины, равной высоте опорного торца замка, т. е.
9—12 мм. Исходя из этих выводов, авторы предлагают определять мини-
мальную толщину стенки толстостенных труб при помощи выражения
Дз7р'Т -Но. (ЬЗ)
где to — толщина стенки обсадной трубы, устанавливаемая по расчету; D3 и
dT — максимальные диаметры соответственно замков и труб, находящихся в бу-
рильной колонне.
М. Л. Кисельман рекомендует следующие размеры труб по толщине стенки
(табл. 1.10).
Для наиболее распространенных конструкций глубоких скважин рекоменду-
ются размеры труб, приведенные в табл. 1.11. Размеры толстостенных труб
приведены в табл. 1.12.
Т аблица 1.11
Диаметры спускеамых обсадных колонн (обвязка), мм Размеры толстостенных труб в верхней части, мм Диаметр верхней части эксплуатационной ко- лонны, мм
Первая промежуточная колонна Вторая промежуточная колонна
325Х219ХИ6 377X32 377X36 273X32 146 146
325X245X168 377X32 299X30 219X12 194X14
16
Таблица 1.12
Трубы стальные бесшовные горячекатаные из углеродистой стали
(ГОСТ 8732—78))
Размер труб, мм Масса Размер труб, мм Масса Размер труб, мм Масса
наружный толщина 1 м тру- бы, кг наружный толщина 1 м наружный толщина 1 м тру-
диаметр стенки диаметр стенки диаметр стенки
127 18 48,39 245 18 100,77 426 18 181,11
19 50,61 19 105,90 19 190,71
20 52,78 20 110,98 20 200,25
22 56,97 22 120,99 22 219,19
24 60,96 24 130,80 24 237,93
25 62,89 25 135,64 25 247,23
140 18 19 54,16 56,70 273 18 19 113,20 119,02 480 14 160,8»
20 59,19 20 114,79 15 172,00-
22 64,02 22 136,18 25 280,51
24 68,66 24 147,38 26 291,09
25 70,90 25 152,90 28 312,10
146 18 56,82 299 18 127,74 530 14 178,14
19 59,51 19 131,20 15 190,50
20 62,15 20 137,61 25 317,50*
22 64,28 22 150,29 26 313,14
24 72,21 24 162,77 28 346,62
25 74,60 25 168,93
168 18 66,59 325 18 136,28 560 13 175,36
19 69,82 19 143,38 14 188,50)
20 73,00 20 150,44 15 201,6)
22 79,21 22 164,39 600 188,18
24 85,23 24 178,15 13
25 88,16 25 184,96 14 202,31
194 15 216,39
18 78,13 351 18 147,82
19 82,00 19 155,56 630 13 197,80
20 85,28 20 163,26 14 212,67
22 93,32 22 178,50 15 227,49
24 100,62 24 193,54
25 104,19 25 200,99 720 13 226,65
219 18 89,23 377 18 159,36 14 243,74
19 93,71 19 167,75 15 260,78
20 98,15 20 176,08 13 258,71
22 106,88 22 192'61 820
24 115,42 24 208,93 14 278,26
25 119,61 25 217,02 15 297,77
Некоторые исследователи предлагают повысить прочность и надежность
обсадных труб у устья скважин следующими методами:
а) двухразовой сменой обсадных труб в ожидаемых высокодебитных газо-
вых скважинах;
б) проворачиванием труб на некоторый угол с целью равномерного износа
по периметру;
в) ежемесячным центрированием устьевого оборудования с ротором буровой
установки, установлением плиты в шахтном сооружении с опорными укосинами
под колонную головку.
2—3037 17
При бурении глубоких скважин важным фактором для каждого района
работ является установление критерия долговечности обсадных труб (кондукто-
ра и промежуточных колонн). По критерию суммарных длин спуска и частоте
вращения бурильных труб в обсадной колонне можно приближенно оценить
долговечность промежуточной колонны. Для бурения сверхглубоких скважин
по суммарным критериям и срокам службы труб необходимо установить норма-
тивное число спусков бурильных труб и частоту их вращения обсадной колонны
для каждого диаметра труб и группы прочности.
Методы повышения долговечности обсадных труб путем их смены или
проворачивания через определенное время на пол-оборота не нашли применения
при бурении на объектах с природными неагрессивными и агрессивными газами
ввиду трудности выполнения этих операций. Для смены труб необходимо в про-
межуточной колонне установить специальное устройство, позволяющее отвинчи-
вание влево двух-трех обсадных труб. Требуется также демонтировать полно-
стью колонную головку и противовыбросовое оборудование: клинья, подвески,
крестовину, превенторы и др. Кроме того, необходимо навинтить новые трубы
с обсадной колонной, повторно монтировать колонную головку и противовыбро-
совое оборудование. Колонна труб после соединения должна быть опрессована.
Очевидно, если эти работы и приведут к повышению прочности первых двух
труб устьевой части скважины, то не будет достигнута герметичность резьбового
соединения в месте отвинчивания.
Сохранение первоначальной прочности в устьевой части обсадных колонн—
важнейшая задача, для решения которой необходимо:
а) рассчитать трубы на прочность, провести оценку износа, задиров в тру-
бах, а также их надежности;
б) повысить герметичность резьбовых соединений;
в) создать толстостенные трубы повышенной прочности и герметичности
типа ОТТМ с трапецеидальной резьбой;
г) приготовить высокопрочные уплотнительные смазки;
д) разработать протекторные кольца и использовать их для ведущих труб;
е) исследовать различные способы крепления и центрирования бурового и
противовыбросового оборудования, разработать технические средства, предот-
вращающие истирание и повреждение труб.
Успешное крепление устья скважины толстостенными трубами предопреде-
ляет все последующее бурение и тем не менее часто требуется провести преду-
Т аб лица 1.13
Размеры трубных заготовок из толстостенной трубы (в мм)
Диаметр обвя- зываемых колонн, мм Трубная заготовка по ГОСТ 8732—78 Трубная заготовка по ЧМТУ 337—53
Наружный диаметр °нар Толщина стенки h Внутренний диаметр ^вн Наружный диаметр ^нар Толщина стенки h Внутренний диаметр dBH
146X219 180 25 130 166 16 134
146X273 180 25 130 166 16 134
168X273 219 32 155 188 18 152
168X325 219 32 155 188 18 152
219X325 219X299 273 36 201 248 19 210
18
предительные меры по предотвращению их истирания а следовательно, и про-
рыва газа и газонефтяной смеси через дефектные отверстия и резьбовые соеди-
нения. Следует твердо придерживаться следующего порядка, чтобы избежать
повреждения труб и резьбовых соединений:
а) буровую вышку центрировать по ротору;
б) шахтное направление центрировать по отвесу от ротора;
в) не создавать внутренних давлений или натяжек, превышающих прочность
колонны;
г) отбраковывать верхние трубы обсадной колонны, не дошедшие при свин-
чивании на 3—5 ниток или свободно доходящие до конца резьбы;
д) устье скважины оборудовать колонной головкой со сгонным патрубком
либо с плашечной или клиновой подвеской.
На рис. 1.1 показана схема обвязки обсадной трубы с колонной головкой
при помощи специальной муфты и сгонного патрубка из толстостенной трубы.
В колонне используются верхние трубы с повышенной толщиной стенок.
В специальную муфту внутри пьедестала устанавливают короткую заготовку
из толстостенной трубы (табл. 1.13).
Заготовки по ЧМТУ 337—53 предназначены для изготовления муфт обсад-
ных труб. Нижнюю часть заготовок по наружному диаметру растачивают до
диаметра муфты обсадной колонны с целью посадки машинного ключа при
свинчивании труб. Толстостенный патрубок соединяют с колонной головкой.
После приварки муфты к обсадной трубе составляется паспорт. Например, на
колонну 299-мм труб с толщиной стенки в верхних трубах 22 мм из стали группы
прочности Д1 установлена специальная муфта, отмечаются дата установки муф-
ты и клеймо сварщика (Обе. 299-2трХ22-СМ-Д-17.02-1).
Часто причиной возникновения межколонного проявления является недоста-
точная герметичность стандартных резьбовых соединений в промежуточной ко-
лонне труб, являющихся каналом для перетока газа. Природный газ попадает
в межколонное пространство двумя путями: 1) через резьбовые соединения и
сварочный шов сгонного патрубка;
2) по пористым породам и через ко-
лонную головку.
Толстостенные трубы и сгонный
патрубок нарезают в механических
мастерских УБР или трубных базах
БПО, где возможно нарушение кон-
струкций резьбовых соединений: от-
клонения по натягу, конусности, соос-
ности и по зазору между витками.
Кроме того, в большинстве справоч-
ников и сертификатов на поставку
труб указывается испытание труб по
ГОСТ 8732—78 на внутреннее давле-
ние водой. Таким же способом про-
водят гидравлическое испытание труб
и для газовых скважин, хотя в дан-
ном случае необходимо использовать
газообразный агент. Пределы опрес-
совки воздухом обсадных колонн на
2*
Рис. 1.1. Схема обвязки обсадных ко-
лонн труб диаметрами 219 и 299 мм:
/ — специальная муфта: 3— колония я голов-
ка; 3 —сгонный патрубок диаметром 219 мм;
4, массивные колена; 6— задвижка (проб-
ковый кран); 7 — уплотнительное кольцо; S —
пробка; 9— место приварки муфты к трубе
19
Таблица 1.14
Содержание, %
Компонент компонен- уштотни- тов теля
Основа
Компаунд К-153 83,3 55,6
Отвердитель 16,7 П.1
Итого основы 100,0 —
Наполнители
Графиковый порошок 31,4 10,5
Свинцовый порошок 43,6 14,4
Цинковая пыль 18,7 6,3
Медная пудра 6,3 2,1
Итого наполнителей 100,0 —
Всего уплотнителя — 100,0
буровых не превышают 6—8 МПа
при использовании компрессора
УКП-80 и 13—14 МПа при использо-
вании сжатого воздуха или азота
из баллонов.
Предельные величины давления
опрессовки колонн труб на герметич-
ность сжатым воздухом оказываются
в ряде случаев намного ниже гидрав-
лических и пластовых давлений. На
герметичность резьбовых соединений
оказывают влияние качество и состав
уплотнительных смазок УС-1 и Р-2.
Ниже приведен состав силикат-
ной смазки Р-2 (в %):
Масло машинное СУ (индустриальное М-50) . . .......... 18 4
Стеарат алюминия......................................... 4,6
Силиконовая жидкость № 5................................ 14,0
Графитовый порошок марки П.............................. 18,0
Свинцовый порошок....................................... 29.0
Цинковая пыль........................................... 12,0
Медный порошок марки ПМ-2.................................. 4,0
Всего . . . 100,0
Соединение резьбовых поверхностей труб наиболее герметично при исполь-
зовании уплотнительной смазки УС-1. Состав герметика УС-1 приведен в
табл. 1.14.
Средний расход смазки УС-1 на одно резьбовое соединение обсадных труб
диаметром от 140 до 219 мм составляет от 35 до 74 г (по ГОСТ 632—80 и
ГОСТ 8732—78).
В научно-исследовательских институтах страны разработаны специальные
уплотнительные смазки на основе эпоксидной шпаклевки. В УкрНИИГазе раз-
работан и внедрен в производство способ герметизации резьбовых соединений
с помощью пентапласга, представляющего собой простой полиэфир, характе-
ризующийся высокой химической и термической стойкостью (до 285°C). Плот-
ность пентапласта равна 1,47 г/см3, предел прочности при растяжении 42 МПа
и при изгибе 73—77 МПа, температура размягчения 165 °C. Пентапласт может
быть пластифицирован жидкими пластификаторами.
Уплотнительное действие герметиков основано на том, чтобы нанесенные на
резьбовые поверхности труб смазки при свинчивании заполняли все неровности
и зазоры между витками. Основные требования к смазкам: они не должны
разлагаться при температурах от 20 до 100 °C и должны обеспечивать герметич-
ность при давлениях газа до 30 МПа и температурах до 100 °C. Кроме того,
при высоких температурах смазки не должны выдавливаться из зазоров резьбо-
вых соединений.
ВЫБОР КОНСТРУКЦИИ СКВАЖИН НА НЕФТЬ И ГАЗ
При проектировании бурения скважин необходимо уделять должное внима-
ние выбору, составлению и обоснованию спуска обсадных колонн труб. В про-
20
цессе выбора обсадных колонн труб вопросы прочности, надежности и техники
крепления тесно взаимосвязаны и от правильного выполнения расчетов зависит
достижение требуемой прочности крепления скважин.
Целью технического расчета обсадных колонн является определение диа-
метра, толщины стенок и марки стали труб, обеспечивающих прочность обсад-
ных колонн и сопротивляемость их разрушающих усилиям. Составление равно-
прочной колонны во многом предопределяет и предотвращает разрыв колонн
труб и, как следствие, газонефтспроявлеиис и грифонообразование скважин че-
рез порывы труб.
Конструкция обсадной колонны, у которой прочность стенок соответствует
воспринимаемым усилиям на участке перехода от одной толщины к другой,
носит название равнопрочной. Равнопрочную колонну рассчитывают на смятие,
страгивание резьбового соединения и внутреннее давление
Для составления равнопрочной колонны необходимо рассчитать: круглые
трубы на устойчивость от наружного гидростатического давления, овальные тру-
бы на прочность, на внутреннее давление, резьбовые соединения труб на стра-
гивание; требуется также определить влияние термических напряжений на проч-
ность конструкции скважин.
Существующие методики расчета обсадных колонн на смятие и страгивание
не учитывали аномально высокие пластовые давления, модуль градиента давле-
ния, влияние осевых нагрузок на сопротивляемость труб смятию, термические
напряжения и особенности крепления газовых скважин и скважин, содержащих
агрессивные газы. Успешное крепление скважин во многом зависит от выпол-
нения более точных и обоснованных технических расчетов колонн труб на проч-
ность.
Особенности крепления газовых скважин обусловлены высоким внутренним
давлением газа, по величине близким к пластовому и распространяющимся до
устья скважины; высокой подвижностью газа и его способностью проникать
через резьбовые соединения и цементный камень; совместным влиянием темпе-
ратуры и внутреннего давления газа на прочность колонны труб.
Кроме того, при расчетах и креплении скважин учитываются модуль гра-
диента давления, давление гидроразрыва вышележащих пород; наличие этих
факторов предъявляет повышенные требования к прочности и герметичности
обсадных колонн и цементного камня при бурении газовых скважин.
Для определения конструкции скважин, удовлетворяющей требуемой проч-
ности, и предотвращения газонефтепроявлений используются соответствующие
методики расчетов. Конструкция скважин до вскрытия высоконапорпых продук-
тивных горизонтов предусматривает спуск направления, кондуктора и промежу-
точных обсадных колонн на глубины, исключающие возможность разрыва гор-
ных пород ниже башмака последней колонны давлением пластовых флюидов
при герметизации устья, после выброса бурового раствора из скважины [6].
Чтобы предотвратить разрыв пород от внутреннего давления, глубину спуска
кондуктора и промежуточной колонны труб определяют по формуле
Н^рк/а, (1.4)
где Н — глубина спуска кондуктора и промежуточной колонны труб для безо-
пасного вскрытия напорных горизонтов, представляющих опасность выброса, м;
Ph — максимально возможное давление жидкости и газа в герметизированной
скважине на глубине h после выброса, МПа; а — градиент давления разрыва
21
пластов, МПа/м (согласно Инструкции по предупреждению открытого фонтани-
рования), ориентировочно для газовых скважин а—0,02 МПа/м.
На Северном Кавказе при бурении скважин под кондуктор и первую про-
межуточную колонну труб отмечается избыточное давление от 1 до 10 МПа,
градиент давления а принимается равным от 0,020 до 0,035. Величину рь подби-
рают в зависимости от наличия в геологическом разрезе скважины ниже башма-
ка предыдущей колонны водоносных горизонтов и их пластовой характеристики.
При вскрытии водоносного горизонта с большим дебитом углекислого газа, азо-
та, метана и других газов и опасности опорожяения скважины в случае выбро-
са рь принимают равным пластовому давлению газового горизонта.
Независимо от результатов расчета до вскрытия водогазонефтяных гори-
зонтов всю пачку вышележащих пород, способных поглощать буровой раствор,
если через них возможно сообщение с дневной поверхностью, необходимо
изолировать спуском кондуктора или промежуточной обсадной колонны. Так,
если при бурении на глубине 2000—2200 м ожидается вскрытие газоводяного
горизонта с пластовым давлением 26—30 МПа, то для этой площади принимают
градиент давления а=0,013ч-0,015 МПа/м. Градиент давления 0,015 МПа/м
является заниженным, поэтому часто его принимают равным 0,020—0,025 МПа,
а в отдельных случаях — 0,030—0,035 МПа.
Глубину спуска кондуктора определяют по пластовому давлению.
Для примера примем рПл==22 и 23 МПа. В процессе расчетов вводят мини-
мальную и максимальную глубины спуска труб:
Нт1п=рл/Пшах=22/0,035=628 м;
Дтах=:Ра/Пп11п:=:=:23/0,030=766 м.
Глубину спуска кондуктора принимают равной не менее 766 м. В настоящее
время методика расчета глубины спуска кондуктора и промежуточных обсадных
колонн усовершенствована. Глубину спуска кондуктора и промежуточных колонн
с учетом предупреждения поглощения бурового раствора и грифонообразования
определяют в соответствии с методическими указаниями [20]. Число обсадных
колонн и глубину их спуска рассчитывают по графику изменения пластовых
давлений и давлений гидроразрыва пород.
Научно-исследовательские институты страны и производственные объедине-
ния министерств нефтедобывающей и газовой промышленности разработали
инструкции для расчета колонн труб с учетом конкретных геологических усло-
вий на местах, которыми пользуются в УБР и НГДУ. Инструкция ВНИИТнефти
[13] является основным отправным документом для расчета колонн труб на
прочность в управлениях буровых работ (экспедициях).
В объединении Ставропольнефтегаз разработаны методические указания
по расчету колонн для условий бурения на Ставрополье. Они регламентируют от-
дельные положения инструкции ВНИИТнефти с целью учета конкретных геолого-
технических условий при расчете и выборе исходных данных при бурении глу-
боких и сверхглубоких скважин.
В инструкции АзНИПИнефти отмечается, что в процессе ликвидации газо-
нефтепроявлений и выбросов путем создания дополнительного давления для
глушения на выкиде противовыбросового оборудования ствол скважины под-
вергается большему давлению, чем при бурении. Допускается, что при глушении
выброса на стенки скважин создается противодавление, часто приводящее к ги-
дроразрыву пластов, а также к образованию межколонных перетоков и грифо-
22
нов. В этой инструкции рекомендуется рассчитывать конструкцию скважин с уче-
том внутренних давлений, которые могут возникать при ликвидации газонефте-
проявлений и выбросов, что не предусмотрено методическими указаниями.
Согласно инструкции и рекомендации АзНИПИнефти, градиент давления
на стенки скважин с учетом противодавления на выкиде превентора опреде-
ляется по формуле
л _ а+а ,, «
ДА“ //, » О-5)
где Api — максимальный градиент давления в необсаженной части ствола сква-
жины, МПа/м; pi — гидростатическое давление в момент газоводонефтепроявле-
иия, МПа; р2 — давление на выкиде превентора, МПа; Hi — глубина необса-
женной части ствола, м.
По данным АзНИПИнефти, возможность гидроразрыва будет исключена при
Api^Apg, где Др2 — минимальный градиент давления гидроразрыва пласта
В интервале бурения под очередную промежуточную колонну, МПа.
Минимальный градиент давления определяется по данным промысловых
исследований или фактических материалов гидроразрыва пластов. В случае их
отсутствия величина Др2 принимается по формуле
Др2=0,0834 0,66Дрп л, (1.6)
где Дрпл —минимальный градиент пластового давления в интервале бурения под
очередную промежуточную колонну, МПа/м.
При определении глубины спуска кондуктора и первой промежуточной ко-
лонны рекомендуется исходить из следующего условия:
pH (1-7)
где р3 — гидростатическое противодавление, создаваемое при закачке утяжелен-
ного раствора в процессе ликвидации газоводонефтепроявления и выбросов,
МПа.
В расчетах величина р3 принимается равной до 10% от давления проявляю-
щего пласта.
hpzHi+Pi+pi^^PiHt, (1.8)
где Дрз — ожидаемый градиент гидростатического давления в момент газонефте-
водопроявления, МПа/м.
Отсюда
Рг + Рз
ЬРг — кРз '
(1-9)
где Рг—Рг—^рзН2 (ру— давление проявляющего пласта, МПа; Н2 — высота
жидкости, находящейся в скважине, от проявляющего пласта до устья в момент
газонефтеводопроявления, м).
Следовательно, длины кондуктора и первой промежуточной колонны для
условий газонефтеводопроявлений будут определяться по формуле
Рз + Ру--Ьр3Нг
"----------------------
В расчетах значения Др3 для природного газа, газонефтяной смеси и пла-
стовой воды принимаются соответственно равными 0,00001; 0,0078 и
23
Т а б л и ц а 1.15
Геолого-технический регламент
0,011 МПа/м. Кроме того, для предотвращения газонефтеводопроявлений глуби-
ны спуска первой промежуточной колонны и кондуктора определяют по методу
«снизу вверх», т. е. вначале глубину спуска промежуточной колонны, а затем
кондуктора.
В управлениях буровых работ объединения Краснодарнефтегаз при проек-
тировании конструкций скважин с целью предотвращения газонефтепроявлений
составляется геолого-технический регламент скважины, состоящий из проектного
разреза, прогноза пластовых давлений и температур, эквивалентов градиентов
давлений, информации по пробуренным скважинам с привязкой к проектному
разрезу и программы исследований. Регламент составляется по стадиям и в нем
приводятся проявления (умеренные, интенсивные), поглощения (частичные,,
с потерей циркуляции), осложнения (осыпи, каверны, обвалы, корка, интенсив-
ные сужения).
Геолого-технический регламент скважины приведен в табл. 1.15. Пользуясь
[36], определяют снижение давления на забой при поступлении в буровой рас-
твор газа, объемная доля которого составляет 10%.
Устройство шахтного направления
Шахтное направление служит для подъема и вывода бурового раствора из
устья скважины в желобную систему, правильного забуривания, ствола и пере-
24
крытия верхних интервалов пород с целью предотвращения их размыва буровым
раствором. Шахтное направление представляет собой металлическую трубу
(ГОСТ 8732—78), установленную по центру скважины, отцентрированную по
отношению к оси ротора и вышки, забетонированную на глубину 4—6 м для
перекрытия верхних сыпучих пород.
Под направление выкапывают прямоугольную или круглую шахту, форма
которой зависит от конструкции роторного и вышечного основания. Диаметр
шахтного направления принимается на 500—850 мм больше диаметра долота,
которым начинают бурение скважин.
Согласно правилам безопасности [24], при оборудовании устья скважины
шахтой последняя должна отвечать следующим требованиям:
а) размер шахты в плане должен представлять квадрат со стороной 2,8—
3 м и глубиной, равной высоте колонной головки, но не более 1,8 м;
б) шахту следует облицовывать бетоном или другим огнестойким материа-
лом, предотвращающим обвал стенок;
в) после монтажа колонной головки шахту засыпают песком.
Часто забетонированная шахта служит одновременно фундаментом под
основание ротора или блока вышечного основания.
Вертикальность направления котлована контролируют по отвесу в двух
взаимно перпендикулярных плоскостях. После спуска направления посредством
хомута и троса на талевом блоке шахту бетонируют. В верхней части прорезают
окно и к нему приваривают желобовой патрубок, по которому буровой раствор
сливается в желобовой короб.
ГЛАВА II
ОБОРУДОВАНИЕ УСТЬЯ СКВАЖИН
КОЛОННЫЕ ГОЛОВКИ
Предотвращение газонефтепроявлений является комплексной задачей, реше-
ние которой начинается с обвязки устья колонной головкой и противовыбросо-
вым оборудованием. Колонные головки предназначены для обвязки верхних
концов смежных обсадных колонн, выступающих над устьем, с целью гермети-
зации кольцевого пространства между ними.
Ранее отечественные заводы выпускали колонные головки ООК1, ООК2,
ООКЗ, ГГК, ОКМ1-140. В настоящее время выпускаются колонные головки
ОКК1, ОКК2, ОККЗ, КГ-350, КГ-5—700, ГК-1000 (ГК-1000-03, ГК-1000-04,
ГК-1000-05 и др.) и 2КН1, изготовляемые заводами им. лейтенанта Шмидта
(г. Баку), «Красный молот» и ГРМЗ (г. Грозный). Завод им. лейтенанта Шмид-
та выпускает колонные головки ОКК2 32 типоразмеров и ОККЗ — 23 типо-
размеров. Выпускаются опытные партии головок ОККЗ на 35 и 70 МПа.
После изготовления на заводе и монтажа на стенде колонные головки про-
ходят контрольную проверку на прочность и герметичность. Сварочные работы
по резке обсадной колонны и приварке торца эксплуатационной колонны
к фланцу головки предусматриваются техническим условием и проводятся дип-
ломированным сварщиком с соблюдением правил производства ответственных
сварочных работ.
Колонные головки типа ООК, ОКК и ГК. Для скважин на нефть и газ
в зависимости от пластового давления, размеров и числа спущенных обсадных
колонн применяются колонные головки следующих типов: ООК1, ООК2, ОКК1,
ОКК2, ОККЗ, ГК-1000-04, ГК-1000-05, ГК-1000-06.
Колонные головки типа ОКК унифицированы и выпускаются на давление
21, 35 и 70 МПа по трем типам и четырем схемам — всего 56 типоразмеров.
Шифры: ООК — оборудование обсадных колонн; ОКК — оборудование ко-
лонн клиновое; ГКК —головка колонная клиновая. Блоки типов ООК1, ОКК1
применяют для обвязки двух колонн (кондукторо-эксплуатационная); типов
ООК2 и ОКК2 — для обвязки трех колонн (кондуктор-|~промежуточная4-экс-
плуатационная); типов ООКЗ и ОККЗ — для обвязки четырех колонн.
В шифре указываются тип, схема, давление и диаметр обвязываемых ко-
лонн. Например: ОКК1-210-146Х219, т. е. на давление 210 кгс/см2 (21 МПа)
для обвязки обсадных колонн 146X219 мм.
Оборудование обвязки обсадных колонн типа ООК. Оборудование типов
ООК1 и ООК2 предназначено для работы в умеренной климатической зоне по
ГОСТ 16350—70. В ООК1 подвеска эксплуатационной колонны выполнена на
одном клине, а в ООК2 подвески эксплуатационной и промежуточной колонн —
на двух клиньях, каждый из которых состоит из трех клиньев, связанных меж-
ду собой шарнирно и имеющих синхронное перемещение. Уплотнение фланцев
осуществляется при помощи металлических прокладок. Оборудование типа
ООК2 позволяет проводить опрессовку верхней секции на буровой, контроль
26
давления в межтрубном пространстве и обвязку других типоразмеров колонн
с использованием клиньев и пакеров соответствующего размера без изменения
корпусов.
Основные типоразмеры и параметры оборудования типа ООК1 и ООК2 при-
ведены соответственно в табл. II. 1 и II.2.
Оборудование для обвязки ООК.2 состоит из двух колонных головок (верх-
ней и нижней), манифольдов и комплектующих узлов. Основными деталями
нижней секции являются: корпус, привариваемый к кондуктору; клин, состоящий
из трех клиньев, который устанавливается в корпус и служит для подвески
промежуточной колонны; катушка. Корпус н катушка соединяются шпильками
и гайками. Деталями верхней секции являются: корпус нижний, который навин-
чивается на патрубок; клинья, устанавливаемые в нижнем корпусе и служащие
для подвески эксплуатационной колонны; пакер для герметизации межтрубного
пространства промежуточной и эксплуатационной колонн и катушка для уста-
новки на ней фонтанной арматуры после окончания бурения скважины.
Узел пакера состоит из двух колец и одного Н-образного уплотнителя.
Отверстия на нижнем корпусе служат для присоединения патрубка с маноме-
тром и вентилем к одной стороне корпуса и заглушки — к другой его стороне.
Клин в сборе состоит из трех секций, связанных между собой двумя суха-
рями и одним болтом. Оборудование ООК2 приваривают к кондуктору вручную
на постоянном токе электродами марки ОММ5 или СМ типа Э42 со сваркой
снаружи и изнутри сплошным и плотным швом 12X12 в два-три прохода.
По замеру обрез эксплуатационной колонны должен находиться ниже пло-
скости фланца катушки на 10—15 мм. Торец эксплуатационной колонны прива-
ривают к катушке изнутри сплошным швом в 2—3 слоя. Каждый слой сварки
Таблица II. 1
Типоразмеры обвязки колонн типа 09К1
Шифр Типоразмер Давление, МПа Размеры, мм Масса, кг
рабочее пробное диа- метр ширина высота
ООК1 .01-04 ООК1.01-05 ООК1.01-06 ООК1.01-08 ООК 1.01-09 ООК1-2Ю-146Х219 ООК1-210-146X210 ООК1 -210-146X273 ООК 1-210-168X245 ООК1-210-168X273 21 42 545 1185 825 615
ООК 1.02-04 ООК 1-02-05 ООК1.02-06 ООК 1-02-07 ООК 1.02-08 ООК 1.02-09 ООК1.02-10 ООК1-350-146X219 ООК1-350-146X245 ООК 1-350-146X273 ООК1-350-146X219 ООК1-350-168X245 ООК 1-350-168X273 ООК 1-350-168X299 35 70 585 1145 920 720
ООК 1.03-02 ООК 1-03-03 ООК 1.03-04 ООК1.03-05 ООК1.03-06 ООК1.03-07 ООК 1-700-146X219 ООК1 -700-146X245 ООК1-700-146X273 ООК 1-700-168X245 ООК1-700-168X273 ООК 1-700-168X299 70 105 655 1245 1 1050 1325
27
Таблица 11.2
Типоразмеры обвязки колонн типа (Х)К2
Шифр Типоразмер Давление. МПа Габаритные размеры, мм Мас- са, кг
рабочее пробное длина ширина шлеота
ООК2.01 ООК2-210-146X245X324 21 42 620 1200 1675
ООК2.01-01 ООК2-210-146Х245Х351 675 1240 1675 —
ООК2.02 ООК2-350-146Х219Х299 35 70 620 1200 1760
ООК2.02-01 ООК2-350-146X219X324
ООК2.02-02 ООК2-350-146X219X351 675 1240 1770 1815
ООК2.02-03 ООК2-350-146X219X426 1865
ООК2.02-04 ООК2 -350-146X245X324 620 1200 1780
ООК2.02-05 ООК2-350-146Х245Х351
ООК2.02-06 ООК2.02-07 ООК2-350-146Х245Х377 ООК2-350-146X245X426 675 1240 1930
ООК2.02-08 ООК2-350-168Х245Х351
ООК2.02-09 ООК2-350-168X245X324 620 1200 1780
ООК2.02-10 ООК2-350-168Х273Х377
ООК2.02-11 ООК2-350-168X273X426 675 1240 1930
ООК2.02-12 ООК2-350-168X299X426
ООК2.03 ООК2-700-146Х219Х299 70 105 655 1200 1880 2205
ООК2.03-01 ООК2-70С-146X219X324
ООК2.03-02 ООК2-7СО-146X245X426
ООК2.03-03 ООК2-7СО- 168X273X426
ООК2.03-04 ООК2-700-168Х299X426 675 1240 3125
проводят вручную, без перерыва, па постоянном токе электродами марки ОММ5
или СМ5 типа Э42 с обмазкой по ГОСТ 9466—75. Сварочные работы следует
проводить при температуре не ниже О °C при отсутствии сильного ветра и атмо-
сферных осадков.
Согласно паспорту колонные головки ООК1 и ООК2 испытывают на заво-
де-изготовителе водным раствором, содержащим ингибитор коррозии. Корпус
головки испытывают на прочность в течение 15 мин, при этом падение давления
в течение первых 5 мин должно быть не более чем на 1,5—2% от рпрОб- Ко-
лонную головку испытывают на герметичность на заводе (15 мин) при том же
давлении: рПрое=Рраб. Не допускаются течь и потение деталей головки.
По окончании сборки и обвязки на устье скважины колонную головку
опрессовывают на давление, отвечающее паспортным данным соответствующего
оборудования, т. е. рк.г^1,2 руст. В случае протекания жидкости в фланцевых
соединениях последние необходимо крепить равномерно и без рывков ключом.
Опрессовка должна быть оформлена актом, подписана главным механиком
УБР, механиком по противовыбросовому оборудованию и сварщиком, а при осо-
бо ответственных опрессовках и по согласованию с протнвофонтанной службой.
Колонные головки ООК1 изготовляют по отраслевому стандарту
ОСТ 26-02-775—73 и техническим условиям ТУ 26-02-421—72.
Оборудование типа ОКК1 для обвязки обсадных колонн (рис. II.1) состоит
из колонных головок (типа ГКН и ГПК с клиновой подвеской по
ОСТ 26-02-775—73), манифольда и комплектующих узлов, основными из которых
являются корпус 3, клин 1, кольца 5, 10 пакеров и уплотнители 4, 9 пакеров.
28
'/70
Рис. II.1. Схема обвязки оборудования типа ОКК1:
1 — клин; 2 —фланец отвода; 3 — корпус; 4, S — уплотнители; 5, 10 — кольца пакера 6 —
верхний фланец; 7 — фланец корпуса головки; 8 — уплотнительное кольцо; И — опорное
кольцо; 12 — фланец крестовины фонтанной арматуры; 13 — пробка
Конструктивные особенности ОКК1 следующие:
а) подвеска эксплуатационной колонны выполнена на двух и трех клиньях,
связанных между собой шарнирно и имеющих синхронное перемещение;
б) герметизация межтрубного пространства выполнена двухъярусными са-
моуплотняющимися пакерами;
в) возможность обвязки других типоразмеров колонн с использованием
клиньев и пакеров соответствующего размера без изменения корпусов.
Колонная головка обеспечивает надежное и герметичное соединение устья
обсадной колонны с ранее спущенными колоннами; контроль за давлением
в межколонном пространстве и закачивание при необходимости глинистого и
цементного растворов в межколонное пространство.
По мере спуска, цементирования и натяжки обсадных колонн труб секции
колонной головки устанавливают на устье скважины последовательно. Выпускае-
мые типоразмеры ОКК1 по рабочим давлениям приведены в табл. II.3.
Колонные головки типов ОКК2 и ОККЗ. На рис. 11.2,а приведена конст-
рукция колонной головки ОКК2.
Колонная головка ОКК2 состоит из двух корпусов 1, 15 и фланца под кре-
стовину (крестовик) противовыбросового оборудования. Второй корпус имеет
два фланца, на верх которого в процессе бурения под эксплуатационную колон-
ну ставят ПВО (противовыбросовое оборудование). Промежуточную колонну
труб подвешивают на клине 2, а эксплуатационную — на клине 9. Герметизацию
осуществляют уплотнительными пакерами 3 и 10.
Колонная головка ОККЗ (на четыре колонны) имеет нижний корпус, кото-
рый навинчивается на кондуктор, две промежуточные головки под промежуточ-
ные колонны и верхнюю головку под эксплуатационную колонну.
29
В табл. П.З и П.4 приведены характеристики колонных головок типов ОКК2
и О К КЗ. Корпуса и детали колонных головок в основном изготовляются из ста*
ли марок 20ХГСЛ и 40Х.
По конструкции колонные головки ОКК2 и ОККЗ аналогичны конструкции
головки ОКК1. Выше клиньев 2 и 9 устанавливают кольца и уплотнительные
пакеры для герметизации затрубного пространства. Каждый корпус имеет один
отвод, который заканчивается фланцем 8 под манометр. Уплотнение между
корпусами осуществляется металлическими кольцами 5 и 12. В обвязке устья
обсадных колонн труб наибольшее распространение получили колонные головки
ОКК2-350-146Х273Х377 и опытные образцы OKK3-350-140X219X325X426.
Колонная головка ОКК2 для обвязки пяти обсадных колонн (рис. П.2,6),
как и для обвязки трех и четырех обсадных колонн, предусматривает подве-
шивание без разгрузки их на забой. Она состоит из четырех клиновых подвесок.
Клиновую подвеску спускают через проходное сечение превентора. Отраслевой
стандарт ОСТ 26-02-774—73 допускает заканчивание скважин со спуском экс-
плуатационных колонн диаметрами 140, 146 и 168 мм, следовательно, диаметры
проходных сечений для верхней клиновой подвески должны быть 180 и 230 мм,
а для 178-мм колонны труб — 280 мм.
В этом случае колонная головка типа ОКК2 для пяти обсадных колонн со-
стоит из головки 425x210 — для первой промежуточной колонны, головки 350 X
Х350 — для промежуточной колонны, головок 350X350 и 280X350 — для треть-
30
гоор
Рис. II.2. Колонные головки:
fl —ОКК2-350Х140X219X377: /, 15 — корпуса, 2, 9 — клинья, 3, 10 — пакеры, 4 — промежуточ-
ная колонна, 5, 12 — уплотнительные кольца, 6 — пьедестал головки, 7 — торец обсадной
колонны, 8 — фланец с манометром, 11 — эксплуатационная колонна, 13, 18 — фланцы, 14 —
кольцо под эксплуатационную колонну, 16 — металлическая прокладка, 17 — пробка; б —
ОКК2 для обвязки пяти обсадных колонн труб: 1 — фланец на отводе, 2, 5 — уплотнитель-
ные кольца, 3 — верхний фланец средней головки, 4 — клин, 6 — фланец нижней голов-
ки, 7, 10 — нажимные кольца пакеров, 8 — Н-образный уплотнитель, 9 — пробка на фланце,
11 — нижний фланец средней головки, 12 — пробка
31
Таблица 11.3
Оборудование для обвязки обсадных колонн типов ОККЬ ОКК2
Шифр Типоразмер Масса, кг
оборудовании оборудования с комплектом
Оборудование для обвязки, обсадных колонн ОКК1-2Ю-140%219
ОКК 1-01
ОКК 1-02
ОКК 1-03
ОКК 1-04
ОКК1-05
ОКК 1-06
ОК К1-07
ОКК1-2Ю-140Х245
ОКК1 -210- 140X273
ОКК1-210-146X219
ОКК1-2Ю-146Х245
ОКК1-2Ю-146Х273
ОКК 1-210-168X245
ОКК1-210-168X213
465‘ 485
Оборудование для обвязки обсадных, колонн ОКК2-350-140%219%377
ОКК2 ОКК2-350-140Х219Х377
ОКК2-01 ОКК2-350-140Х219Х426
ОКК2-02 OK К2-350 -140X245X377
ОКК2-03 ОКК2-350-140X245X426
ОКК2-04 ОКК2-350-140X273X377
ОКК2-05 ОКК2-350-140Х273Х426
ОКК2-06 ОКК2-350- 146X219X377
ОКК2-07 ОКК2-350- 146X219X426
ОКК2-08 ОКК2-350-140X245X377
ОКК2-09 ОКК2-350-146X245X426
ОКК2-Ю ОКК2 -350 -146X273X377
OKK2-I1 ОКК2-350-146X273X426
ОКК2-12 ОКК2-350- 168X245X377
ОКК2-13 ОКК2-350- 168X245X426
ОКК2-14 ОКК2-350- 168X273X377
ОКК2-15 ОКК2-350-168X273X426
ОКК2-16 ОКК2-350-178X245X377
ОКК2-17 ОКК2-350-178X245X426
ОКК2-18 ОКК2-350-178X273X377
ОКК2-19 ОКК2-350- 178X273X426
1650
1690
1650 1690
Оборудование для обвязки обсадных колонн ОК К2-350-140%219)4299
ОКК2 ОКК2-01 ОКК2-02 ОКК2-03 ОКК2-04 ОКК2-05 ОКК2-06 ОКК2-07 ОКК2-08 ОКК2-09 ОКК2-Ю ОКК2-11 ОКК2-350-140X219X299 ОКК2-350-140X219X3’4 ОКК2-350-140X245X299 ОКК2 -350-140X245X324 ОКК2-350-146X219X299 ОКК2-350-146X219X324 ОКК2- 350-146X245X299 ОКК2-350-146X245X324 ОКК2-350- 168X245X299 ОКК2 -350 -168X245X324 ОКК2-350-178Х245Х299 ОКК2-350 -178X245X324 1870 1885
32
Таблица II.4
Оборудование для обвязки обсадных
колонн типа ОККЗ
Шифр Типоразмер
ОККЗ OKK3-350-140X219X299X426
ОККЗ-01 OKK3-350-140X219X324X426
ОККЗ-02 OKK3-350-140X245X299X426
ОККЗ-ОЗ OKK3-350-140X245X324X426
ОККЗ-04 OKK3-350-146X219X273X351
ОККЗ-05 OKK3-350-146X219X299X377
ОККЗ-06 OKK3-350-146X219X324X377
ОККЗ-07 OKK3-350-146X245X299X377
ОККЗ-08 OKK3-350-146X245X324X377
ОККЗ-09 OKK3-350-146X219X299X426
ОККЗ-И) ОК КЗ-350-146X219X324X426
ОККЗ-11 ОК КЗ-350-146X245X299X426
ОККЗ-12 OKK3-350-146X245X324X426
ОККЗ-13 OKK3-350-168Х 24 5X299X377
ОККЗ-14 OKK3-350-168X245X324X377
ОККЗ-15 OKK3-350-168X245X299X426
ОККЗ-16 OKK3-350-168X245X324X426
Примем анис. Масса оборудования (усред-
ненная) 3300 кг, масса оборудования с комплектом
3340 кг.
ей-четвертой колонн. Эксплуатаци-
онную колонну труб подвешивают
на верхней секции колонной го-
ловки. Межколониое пространство
герметизируют с помощью уплот-
нительных элементов — на каждые
промежуточные обсадные колонны
по два уплотнения (пакера).
В колонных головках высота
клина определена в зависимости
от размера секции головок и ра-
бочих давлений (21, 35 и 70 МПа).
Высота секции головок унифици-
рована и соответственно равна
600 мм (нижняя секция), 675 и
710 мм. Шероховатость контакт-
ных поверхностей корпуса и кли-
на колонной головки должна быть
не ниже 2,5.
Опрессовку оборудования
проводят через шариковые обрат-
ные клапаны во фланцах. Смазка
ЛЗ-162 содержит около 15 компо-
нентов и не теряет вязкости в
интервале от +120 до —40°С.
Недостатком колонных головок типа ОКК является то, что резина Н-образ-
ного уплотнения мало соответствует условиям работы по прочности, термостой-
кости и коррозионной стойкости в среде H2S.
В табл. П.5 приведены типоразмеры обвязки обсадных колонн типов ОКК2
и ОККЗ по данным завода им. лейтенанта Шмидта.
На фланец корпуса колонной головки устанавливают катушку под кресто-
вину противовыбросового оборудования или фонтанной арматуры. Клин служит
для подвешивания обсадной колонны труб, а пакер — для создания герметично-
сти в кольцевом пространстве. Катушка соединяется с корпусом при помощи
шпилек с гайками. Между фланцами установлено металлическое кольцо 2 (см.
рис. П.2,6). Пакер состоит из двух колец 10 (нижнего и верхнего) и одного
Н-образного уплотнителя 8. Отвод в нижнем корпусе колонной головки служит
для присоединения патрубка манифольда колонной головки с целью контроли-
рования давления в затрубном пространстве эксплуатационной колонны или
подсоединения манифольда цементировочного агрегата. Клин в сборе состоит
из трех секций, связанных между собой двумя сухарями и одним болтом.
Сухари размещены в специальных канавках клиньев и соединены с ними при
помощи болтов.
Корпус каждой секции имеет цилиндрическую расточку, предназначенную
для установки в него пакера, и конусную расточку для установки сборки
клиньев 4. Во фланце имеется радиальное отверстие диаметром 12,7 мм, в ко-
торое завинчивают нагнетательный клапан, служащий для опрессовки пакеров.
После спуска промежуточной колонны труб на фланец корпуса ОКК2 уста-
навливают крестовину и превентор. По окончании бурения спускают эксплуата-
3—3037 33
Таблица II.5
Характеристика колонных головок типов ОКК2 и ОККЗ
Параметры ОКК2-350-146Х273Х Х377 OKK2-350-14SX273X Х426 ОКК.2-350-168Х245Х ОКК2-350- 168Х245Х Х42Я ОКК2-350- I68X273X Х377 ОКК2-350-168Х273Х Х426 ОКК2-350-178Х245Х Х377 ОКК2-350-178Х245Х Х426 ОКК2-350-178Х273Х Х377 ОКК2-350-178Х2’ЗХ Х426 ОККЗ-350-140X219Х X299X426 OKK3-350-140X219X Х325Х426 ОККЗ-350-140Х245Х X299X426 ОККЗ-350-140Х245Х Х324Х426 X X X X х X ОТ ОТ ОТ Ю ОТ сч сч сч м сч X X X X X X °? V °? О 7 3 7 v °? Vе? V Г" ОТ OTJ & от сч от О ХО ХО Хо хо хо X
Условный диаметр обвязываемых колонн, мм 146; 273; 377; 426 16 245 377; 426 273 377; 426 178 245 I 273; 377 377; 426 140 219 | 245 299; 324; 299; 324 426 219 1 273; 299; 351 146 245 324; 291; 324; 377 219 299; 324
Рабочее давление по колонным го- ловкам, МПа: промежуточной (верхней) 35
промежуточной (средней) 35
нижней 21
Схема оборудования № 2 № 3
Тип КОЛОННОЙ головки ГКН и ГКП с клиновой подвеской по ОСТ 26-02-775—73
Тип запорного устройства мани- фольда Задвижки прямоточные со смазкой ЗМС1-65X210 и ЗМС1-65Х350
Габаритные размеры, мм: диаметр D ширина В высота Н 1300 705 1450 2000
Масса, кг: оборудования в сборе полного комплекта 1650 1690 3300 3340
“продолжение табл. П.5
Параметры OKK3-350-146X2IUX Х324Х426 ОККЗ-350-146Х245Х X299X426 ОККЗ-350-146Х245Х X324X426 ОККЗ-350-168Х245Х Х299Х377 OKK3-350-168X245X Х324Х377 OKK3-350-I68X245X X 299X426 OKK3-350-168X245X X324X426 ОККЗ-70Э-140Х219Х Х299Х426 ОККЗ-76 I-140X219X X324X426 ОККЗ-700-140Х245Х X299X426 ОККЗ-700-140Х245Х X 324X426 ОККЗ-700-146Х219Х Х273X351 ОККЗ-700-146Х219Х X299X377 ОККЗ-700- 146X2I9X X325X377 ОККЗ-700-146Х245Х Х2ЮХ377 ОККЗ-700-146Х245Х Х325Х377 ОККЗ-'0Э-14«Х219Х Х26>Х 126 OKK3-700-146 X2I9X X 299X426 ОККЗ-700 146Х219Х Х325Х426 ОККЗ-700-146Х245Х Х299Х426 OKK3-700-I68X245X Х299Х377 ОККЗ-700-168Х245Х Х325Х377 ОККЗ-700-16ВХ245Х Х299Х426 ОККЗ-700-168 Х245Х Х325Х426
Условный диаметр обвязываемых колонн, мм 146 299; 324: 426 1 245; 299; 324; 377 38 299; 324 14 219 299; 324; 426 0 245 299; 324 219 273; 299; 351 14 245 324; 299; 324; 377 6 219 29'1; 324; 426 299; 324; 426 К 245 299; 324; 377 8 299; 324 426
Рабочее давление по колонным голонкам, МПа: промежуточной (верхней) 35 70
промежуточной (средней) 35 —
нижней 21 —
Схема оборудования № 3
Тип колонной головки ГКН и ГКП с клиновой подвеской по ОСТ 26-02-775—73
Тип запорного устройства мани- фольда Задвижки прямоточные со смазкой ЗМС1-65Х2Ю и ЗМС1-65 X 350 Задвижки прямоточные со смазкой ЗМС1-65Х2Ю; ЗМС1-65Х350; ЗП-бОхЮО
Габаритные размеры, мм: диаметр D ширина В высота Н 705 1450 2000 2055
Масса, кг: оборудования в сборе w полного комплекта сл 3300 3340 4045 4100
Hliollliyio колонну 11 СКНЗЫ1ЫЮТ КЛИНЬЯ вокруг ||||СЯ'|СЙ колонны. По окончании
.заливки цементом н его твердения проводят натяжку колонны труб п посадку
на клинья. Клинья свободно скользят по колонне н, опускаясь, занимают место
в гнезде корпуса, в результате колонна труб разгружае1ся па клинья.
Превентор демонтируют с устья. Эксплуатационную колонну обрезают на
расстоянии 150—170 мм от верхнего фланца корпуса. Место среза обрабаты-
вают и зачищают от окалины, брызг и др. На трубу надевают уплотнитель и
прижимное кольцо.
При монтаже колонных головок выявляются преимущества ОКК по сравне-
нию ГКК и ООК: отсутствие сварочных работ; простота узла уплотнения; под-
веска колонны на трех клиньях, связанных шарниром, позволяет клиньям пере-
мещаться синхронно, не создавая местных напряжений на корпус; унификация
деталей (одий корпус для разных размеров колонн путем замены клиньев).
Монтаж колонных головок ГКК и ООК более длительный из-за необходи-
мости сварочных работ, которые трудно выполнить качественно в полевых усло-
виях; не предусмотрена опрессовка нижней секции; возможно проседание клинь-
ев относительно друг друга, что приводит к местным напряжениям на корпус
от веса колонны.
Колонная обвязка ОКМ1-140. Оборудование ОКМ1-140 предназначено для
обвязки промежуточной и эксплуатационной колонн труб, для герметизации
межтрубного пространства и контроля давления в нем, а также для установки
превентора. Область применения — нефтяные, газовые и газоконденсатные сква-
жины, расположенные в умеренных климатических условиях.
Шифр оборудования..........................
Условный проходной диаметр, мм:
фланца корпуса . . . ; ....................
боковых отводов .......................
Давление, МПа:
рабочее ...................................
пробное ...............................
Проводимая среда...........................
OKM1-140-146X2I9,
ОКМ1-140-146Х245,
ОКМ1-140-168Х245
280
65
Температура среды, *С:
проводимой .............................
окружающей..........................
14
28
Нефть, газ, газокон-
денсат, буровой
раствор, пластовая
вода
<120
Эз40
Конструкция колонной головки ОКМ1-140 приведена на рис. П.З.
Эксплуатационную колонну подвешивают на резьбе с помощью конусной
подвески. Оборудование колонной головки О КМ 1-140 состоит из корпуса 1 ко-
лонной головки ГКМ-280Х140, конусной подвески 3, патрубка 4 с фланцем,
проходного крана КФПЛ65Х140 5, фланца 2.
В корпусе 1 колонной головки установлена предохранительная втулка для
защиты посадочного места конуса во время бурения под эксплуатационную ко-
лонну. Предусмотрены стопорные винты во фланце корпуса для фиксации пре-
дохранительной втулки.
36
/050
Рис. П.З. Колонная головка ОКМ1-140
/г
Специальную конусную подвеску 3 навинчивают на последнюю трубу экс-
плуатационной колонны 7 и устанавливают в корпусе, навинченном на проме-
жуточную колонну 6, в результате достигается подвеска эксплуатационной ко-
лонны в натянутом положении. Посадочный конус и корпус уплотняют при по-
мощи двух резиновых и одного металлического колец.
В корпусе головки фиксируют конус и подвешенную на ней эксплуатацион-
ную колонну от осевого смещения вверх, вызванного температурным удлине-
нием колонны при эксплуатации скважин.
Перед спуском эксплуатационной колонны предохранительную втулку извле-
кают при помощи 219-мм внутренней труболовки. Через 24 или 48 ч твердения
цемента снимают цементировочную головку и монтируют конус колонной голов-
ки. Заменяют глинистый раст-
вор водой и опрессовывают
обвязку обсадных колонн на
устье скважины по инструкции
[25] давлением на 10% выше
ожидаемого. Опрессовка колон-
ной головки ОКМ1-140 на за-
воде отличается от опрессовки
колонных головок ООК1,
ОКК2 и ОККЗ.
Порядок опрессовки
ОКМ1-140 на заводе следую-
щий. Снизу в корпус головки 1
ввинчивают патрубок, а в резь-
бу подвески 3 ввинчивают
пробку и через одно из боко-
вых отверстий внутреннюю по-
лость головки заливают водой.
С боковой стороны головки
ввинчивают патрубок 4 с флан-
цем под манометр. Фланец
Рис. II.4. Колонная головка КГ-350:
Z — колонный фланец диаметром 305 мм; 2— патру-
бок; 3 — пробковый кран; 4 — упорный фланец; б —
подвесной конус под 245-мм трубы; 6 — пробка; 7 —
полукольцо; 8 — конус
37
подсоединяют к насосу. Выпустив воздух, обнизку выдерживают под давле-
нием 15 мни.
Колонная головка КГ-350 (рис. П.4). 3ui колонная головка предназначена
для обвязки обсадных колонн, установки проз нвовыбросового оборудования,
апо окончании бурения — монтажа фонтанной арматуры ЛФКЗ 65X210. Она
состоит из колонного фланца, двух подвесных конусов, переводника и предо-
хранителей.
Корпуса головок изготовлены из стали марки 40ХН, рассчитаны на давления
14 и 35 МПа и могут раб01ать при высоких температурах скважинного флюида.
Внутри головки возможно перемещение эксплуатационной колонны на 100 —
120 мм.
Согласно техническому паспорту основные детали рассчитаны на следующие
рабочие давления: КГ-305-01 на 15 МПа, КГ-350-04 -на 22 МПа, КГ-350-11Б —
на 22 МПа. Колонная головка КГ-350 соответствует техническим условиям
ТУ 28-1—75 и испытывается на герметичность на пробное давление 44 МПа по
последнему фланцу. Она позволяет вести монтаж при установленном на устье
превенторе ППГ-350Х350.
Отдельные части колонной головки монтируют последовательно по мере
углубления скважины и спуска последующих колонн. Например, при конструк-
ции скважины 325X245X158 мм колонную головку монтируют следующим обра-
зом: после спуска 325-мм колонны, цементирования и ОЗЦ снимают муфту
верхней трубы обсадной колонны и к ней приваривают 305-мм колонный
фланец.
Предохранитель закрепляют двумя стопорами. На монтажную катушку или
крестовину, установленную на колонный фланец, монтируют превентоо
ППГ-350Х350 и бурят скважину под 245-мм колонну. Перед спуском этой ко-
лонны предохранитель извлекают.
На промежуточную обсадную колонну навинчивается 229-мм конус, кото-
рый с помощью специального переводника соединен с допускным патрубком.
Для герметизации прямоугольной резьбы ставится уплотнительное кольцо диа-
метром 290 мм. Затем спускают 245-мм обсадную колонну, на верху которой
установлена труба с конусом, переводником и допускным патрубком.
Колонну спускают до посадки 229-мм конуса в колонный фланец, припод-
нимают ее на 100—200 мм, цементируют и делают посадку до полной разгрузки
229-мм конуса на фланец. После ОЗЦ отвинчивают допускной патрубок с пере-
водником, а на 229-мм конус навинчивают предохранитель. На этом конусе
закрепляют стопоры. В таком положении скважину бурят под 168-мм обсадную
колонну. Перед ее спуском отвинчивают и извлекают из колонной головки пре-
дохранитель. На верхнюю 168-мм трубу обсадной колонны, подлежащую спуску,
навинчивают 152-мм конус, а па конус — допускной патрубок диаметром 168 мм.
Эту сборку опрессовывают на мостках. Затем спускают 168-мм обсадную ко-
лонну, навинчивают последнюю трубу со 152-мм конусом, спускают колонну до
посадки этого конуса в 229-мм конус, приподнимают колонну на 100—200 мм
и цементируют ее. После ОЗЦ снимают противовыбросовое оборудование и мон-
тируют последнее звено колонной головки.
Примечание. В случае применения колонной головки КГ-350 в комплек-
те с другими типоразмерами превенторов инструкцию по монтажу составляет
техническая служба и утверждает главный инженер предприятия, проводяще-
го монтаж и эксплуатацию колонных головок.
Масса головки 1750 кг; высота 915 мм; ширина 1026 мм.
38
В комплект поставки входят головка в сборе со снятыми кранами высоко-
го давления, а также комплектующие.!! монтажные детали:
В упаковочную ведомость включают быстросменные детали.
Кольцо уплотнительное диаметром 290 мм .................... I
Кольцо уплотнительное диаметром 380 мм ..................... I
Шпилька М36Х230 ........................................... 12
Кольцо уплотнительное ре виновен- диаметром 290 мм ... . 1
Гайка М36...................................................24
Кран ЦА-320М................................................ 1
Колонные головки ГКК и КГ-700. Колонные головки типа ГКК выпускают
по трем схемам: для обвязки двух, трех и четырех колонн.
Колонная головка ГКК для обвязки двух колонн состоит из корпуса (ко-
лонный фланец), который навинчивается на кондуктор, и переходной катушки.
Эксплуатационную колонну подвешивают на четырех клиньях, не связанных
между собой, поэтому во время подвески колонны монтаж ведется таким обра-
зом, чтобы нагрузка от веса эксплуатационной колонны распределялась на
клинья равномерно.
Герметизация межтрубного пространства достигается узлом уплотнения,
состоящим нз обоймы, двух резиновых уплотнительных колец, массивного ре-
зинового уплотнителя, металлическогц кольца и нажимной гайки, через которую
болтами поджимают резиновый элемент и обойму.
Катушки и колонный фланец соединяются шпильками, и уплотнение между
ними осуществляется овальным металлическим кольцом.
Эксплуатационную колонну обрезают и приваривают к катушке. Сварка
осуществляется на постоянном токе электродами Э42А.
Фланец на трубу нагревают до температуры 200—250 °C и сварку ведут
непрерывно с перекрытием предыдущего шва в 2—3 слоя, поддерживая уровень
жидкости в колонне не ниже 1 м от места сварки. Флюс с каждого слоя обби-
вают, а уплотнительную канавку защищают от брызг сварки. После сварки на
фланец ставят лист железа, чтобы остывание шва происходило более мед-
ленно.
Узел уплотнения опрессовывают через отверстия в катушке.
Колонная головка ГКК для обвязки трех колонн состоит из нижней и верх-
ней секций. Нижняя секция состоит из корпуса и переходной катушки.
Корпус на кондуктор можно монтировать на резьбе пли приваривать к нему.
Промежуточную колонну подвешивают на четырех клиньях, не связанных между
собой шарнирами.
Нижняя секция не имеет узла уплотнения. Герметизация межтрубного про-
странства достигается за счет сварного шва (между колонной и катушкой) и
установкой уплотнительного металлического кольца между фланцами корпуса и
катушки.
Верхняя секция состоит из патрубка с толщиной стенки не менее 12 мм из
стали марки Д или Е. На нижнюю часть патрубка навинчивают фланец на
уплотнительной смазке, а на верхнюю часть патрубка — корпус колонной го-
ловки типа ГКК для двух колонн для подвески эксплуатационной колонны.
Патрубок служит для вывода фланца под фонтанную арматуру выше пола
буровой.
Уплотнение и устройство верхней части аналогичны колонной головке ГКК
для двух колонн. В настоящее время вместо массивного резинового элемента
устанавливают Н-образное уплотнение с колонных головок ОКК.
39
Верхнюю секцию после монтажа
подвергают опрессовке, а нижнюю не
опрессовывают.
Колонная головка ГКК для об-
вязки четырех колонн состоит также
из двух секций. Нижняя секция обвя-
зывает три колонны (кондуктор и
две промежуточные), а верхняя сек-
ция — эксплуатационную колонну,
как и ГКК для двух колонн, — через
резьбовый патрубок.
Все головки привариваются к
своим колоннам. Поэтому высота ко-
лонной головки ГККЗ значительна,
для обвязки четырех колонн под го-
'ловку ставят опорную плиту с ко-
сынками.
Колонная головка КГ-5-700
(рис. II.5). Конструкция этой колон-
ной головки аналогична конструкции
колонной головки КГ-350 (см. рис.
II.4) и состоит из пяти корпусов,
изготовленных из стали марки 40ХН,
рассчитанных на давления 14, 35, 70
и 105 МПа; корпуса могут работать
при высоких температурах. Секции
называют крестовинами. Нижняя
часть, являющаяся первой крестови-
ной, служит для подвешивания об-
садных колонн труб диаметрами 478
и 426 мм на клиньях или для рас-
точки и нарезки резьбы. В верхней
части первой крестовины и в нижней
части второй крестовины устанавли-
вают подвеску клинового типа для
подвешивания 351-мм колонны труб
и крышку клиновой подвески с уп-
лотнениями. В верхней части второй
крестовины устанавливают опорный
фланец и клиновую подвеску для
подвешивания 299-мм колонны. Опор-
ный фланец комплектуют манжетами.
Обсадные колонны подвешивают
на клиновых подвесках, состоящих
из четырех клиньев; две половины
корпуса соединены между собой
штифтами. Клинья имеют по две
конусные поверхности для увеличе-
ния площади контакта.
Рис. II.5. Колонные головки:
а — КГ-5Х 700: 1 — крестовина, 2 — штуцер,
3 —вентиль, 4 —отвод (патрубок), 5 —опор-
ный фланец, 6 — крышка подвески, 7 — под-
веска. 8 — коан высокого давления; б —
КГ-5Х700А: 1 — плита, 2 — косынка, 3 — край
высокого давления. 4 — фланцы, 5 — уплотне-
ние. 6 — заглушка, 7 — подвеска, 8 — крышка
подвески, 9— пакер, 10— крестовина. 11—
опорное кольцо, 12 — уплотнение
40
Третью и четвертую колонны спускают на коротких (допускпых) патрубках
с толщиной стенки 20 мм и проточкой до 10—12 мм. чтобы устранить оваль-
ность.
Нижний корпус головки можно навинчивать па кондуктор или приваривать
к нему. Устанавливают также опорный фланец с косынками.
При испытании колонной головки КГ-5-700 па скважине глубиной 5500 м
в Грозном получены следующие результаты.
1. В случае необходимости на каждой клиновой подвеске можно подвесить
обсадные трубы меньшего диаметра установкой переводного патрубка с наруж-
ным диаметром, соответствующим диаметру обхвата подвески, а также уста-
новкой и привариванием специальных колец требуемого диаметра.
2. В отдельных случаях можно отказаться от поднятия цемента до устья
и повторно использовать клиновые подвески.
3. Нет необходимости в сварке, она заменена термостойкими манжетами,
что обеспечивает надежность уплотнения; в случае нарушения герметичности
можно создавать дополнительное уплотнение путем подачи уплотнительной па-
сты в узлы уплотнений.
На буровых объектах к колонной головке труб подвешивают обсадные ко-
лонны других диаметров при помощи соответствующих переводников. Клиновая
подвеска состоит из двух половинок корпуса, плашек и штифтов. Половники
корпуса соединяются между собой цилиндрическими штифтами и имеют двух-
ступенчатую поверхность с четырьмя плашками. Плашки устанавливаются в кор-
пусе подвески и вокруг обсадной трубы и перемещаются для захвата под дей-
ствием веса обсадной колонны.
Плашки с внутренней стороны имеют насечки. Подвеску среднего крестовика
перемещают до установки на опорный фланец; вместе с подвеской перемещаются
манжеты, уплотняя внутреннюю и наружную поверхности подвески. Манжеты
предотвращают поступление флюида из межтрубного пространства за
плашками.
Для обеспечения надлежащей герметичности манжетных узлов используют
специальную пасту. Манжеты изготовляют из асбестофторкаучука типа ЛИГ.
В крестовиках колонной головки предусмотрены упорные бурты, огранпни-
вающне удлинение или укорачивание обсадных колонн вместе с подвесками.
Таблица II.б
Основные технические параметры
обсадных колонн
Т а б л и ц а 11.7
Параметры испытания
колонной головки
Диаметр об- садной колон- ны» мм Диаметр под- вески, мм Давление в корпусе ко- лонной головки, МПа
рабочее пробное
426 426 14 21
377 372 14; 35 35
299 315 35; 50 70
219 237 50; 70 105
168 168 70 105
Примечания. 1. Диаметр боковых отводов 46 мм.
Габаритные размеры 2700Х1550X815 мм. Масса 5100 кг. 2. За-
вод-изготовитель колонной головки КГ-51-70—„Красный молот"
<г. Грозный).
Типоразмер крестовины Давления, МПа
рабочее проб- ное
219X299 50 70
426X377 14 21
377X299 14; 35 35
219X168 50; 70 105
219X140 70 105
Примечание. Продолжи-
тельность испытания 10 мин.
42
Обсадные колонны могут удлиняться от действия высокой температуры при пе-
реходе от бурового раствора в скважине к пластовому флюиду.
Основные технические параметры подвешиваемых обсадных колонн приве-
дены в табл. II.6.
Технические параметры испытания приведены в табл. 11.7.
В настоящее время завод «Красный молот» модернизировал колонную го-
ловку КГ-5-700 и выпускает ее под шифром КГ-5-700А (рис. 11.5,6). Эта го-
ловка состоит из пяти корпусов, внутри которых установлены опорные кольца
под клинья для подвешивания колонн.
Обсадную колонну диаметром 426 мм подвешивают на резьбе или на свар-
ке, а остальные колонны подвешивают на клиповых подвесках. Колонны уплот-
няют набором манжет АНГ и специальной пастой. Подвески обсадных колонн
диаметрами 299 и 219 мм предусмотрены с учетом подвешивания их на труб-
ных заготовках соответственно диаметрами 325X25 мм и 245X25 мм с проточ-
кой до 315 и 235 мм. Обсадные колонны других размеров, не указанных
в табл. 11.6, подвешивают с помощью специальных переводников. Присоедини-
тельные размеры фланцевых соединений выполнены по ОСТ 26-02-764—73 и
26-02-767—73.
Опорную плиту и косынки приваривают к крестовине в процессе монтажа
крестовины на устье скважины согласно инструкции по эксплуатации и монтажу
колонной головки. Высота колонной головки КГ-5-700А 2450 мм, ширина
1046 мм, масса с комплектующими деталями 5710 кг.
При монтаже первой секции колонной головки требуется соблюдение сле-
дующих правил:
а) при приварке нижнего фланца колонной головки КГ к обсадной трубе
сварку проводить постоянным током электродами типа Э42 марки УОНИ 13/45,
УОНН 13/55;
б) соединяемые детали должны быть прогреты предварительно газовыми
горелками до температуры 150—200 °C, которую следует поддерживать в период
сварки. Число слоев сварки — не менее двух-трех со смещением кромок после-
дующего слоя с предыдущим;
в) первый шов варят электродами диаметром 3—4 мм при силе тока 100—
200 А, последующие — электродами диаметром 5 мм.
Расчеты показывают, что сварное крепление обсадной колонны к колонной
головке не отличается по прочности от резьбовых креплений. На практике
сварной шов рассчитывают на разрыв его максимальной нагрузкой, равной
весу спускаемой колонны. Раструбный шов работает на разрыв и расчетное
уравнение может быть выражено формулой Qmax=Fa2 (F—рабочая площадь
шва по торцу трубы; oz — напряжение на разрыв материала шва).
Для торцовых приварок труб толщину сварки рекомендуется принимать
/1=6 sin 45°=0,7 6.
Величину наплава шва в расчет не принимают, и рабочая площадь шва со-
ставит Г=лД/г=0,7 6.
Согласно лабораторным исследованиям принимают /?'2=0,7 Rz, oz=R'z, где
Rz — начало текучести материала обсадных труб.
Трубы приваривают к корпусу внутренним швом или дополнительно через
окна. Для высококачественной сварки следует обеспечить медленное остывание
43
соединенных узлов, а затем простукивание, шва зубилом. При обнаружении де-
фектов шва (при опрессовке) место шва должно быть вырублено до металла
трубы и вновь заварено.
РАСЧЕТ КОЛОННОЙ ГОЛОВКИ НА ПРОЧНОСТЬ
Внутренняя поверхность плашек выполнена с насечками специального про-
филя, где высота насечки в плашках равна 140—150 мм. Наружная поверх-
ность плашек изготовляется ступенчатой для лучшего сопряжения с внутренней
поверхностью корпуса подвески и имеет тоже двухступенчатую форму. Опти-
мальный угол наклона сопрягаемых деталей клиновой подвески принят рав-
ным 25°.
В нижней и верхней расточках клина надеты манжеты, и после подвеши-
вания обсадных колонн на клиньях подвеску перемещают вниз до упора флан-
ца. От передаваемой нагрузки манжеты деформируются, уплотняя внутреннюю
и наружную поверхности клиновой подвески.
Температуростойкость манжет из асбестофторкаучука равна 150 °C. Про-
межуточную и эксплуатационную колонны труб уплотняют манжетами и закач-
кой специальной пасты через штуцера на фланцах.
В конструкции колонной головки КГ-5-700А предусмотрены упорные бурти-
ки в двух верхних крестовиках для предотвращения удлинения обсадных ко-
лонн от высоких температурных напряжений при значительной длине незацемен-
тированной части обсадных колонн. При отсутствии упорных буртиков в резуль-
тате удлинения колонны труб нарушается герметичность уплотнения на подвес-
ках, что в отдельных случаях приводит к нарушению устьевого оборудования.
После подвески обсадных колонн труб колонная головка воспринимает осевые
напряжения и, кроме того, каждый крестовик воспринимает снизу внутреннее
давление скважинного флюида или давление опрессовки на герметичность.
Колонная головка находится под воз-
Рис. II.6. Схема нагружения труб
действием температурного напряжения, ко-
торое передается на уплотнительные ман-
жеты и шпильки и при больших значениях
ослабляет соединения крестовиков между
собой. При циркуляции буровой раствор
последовательно омывает внутреннюю по-
верхность крестовиков и корпуса головки,
подвергая их гидравлической эрозии.
Колонные головки рассчитывают на
прочность. В работе [34] рассматривается
схема нагружения колонной головки (см.
рис. П.5,а), где Q,—Qg— вес обсадных ко-
лонн; Л—Ts — температурные напряжения;
Pi—pg — внутренние давления; Q — вес
противовыбросового оборудования и обвяз-
ки; Mi—Л15 — вращающие моменты, пере-
даваемые инструментом.
Суммарные значения Q зависят от
веса незацементированной части обсад-
44
пых колонн. Внутренние давления определяются по давлению в межтрубпых
пространствах. При полностью зацементирванных колоннах температурные на-
пряжения не вызывают деформации обсадных труб.
Если колонна труб не зацементирована, изменение длины ее от температур-
ных напряжений определяется по формуле
/f=Z0(Haf4-A/), (П.1)
Где at—коэффициент линейного расширения (для закаленной стали щ=12Х
ХЮ”6); /о--первоначальная длина, м; Д/ — разность температур в скважине
и па дневной поверхности, °C.
Под действием температуры изменяется It, создавая напряжение в колонной
головке.
В методиках расчета клиновую подвеску рассматривают как тонкостенный
цилиндр, воспринимающий внешнее и внутреннее давления радиальной нагрузки
(рис. 11.6). При расчете исходя из условия тонкостенности поверхности верх-
ней трубы обсадной колонны
fe = -^-<0,2, (П.2)
ь'ср
где б — толщина стенки трубы, мм; £>ср — средний диаметр трубы, мм;
В дифференциальном уравнении радиального перемещения трубы коэффи-
циент равновесия рассчитывают по формуле
где Р — коэффициент равновесия; R — средний радиус трубы, мм; р. — коэф-
фициент Пуассона для стали (р=0,3).
Предельную нагрузку, при которой труба в месте подвески теряет проч-
ность, рассматривают по третьей теории прочности (теория наибольших каса-
тельных напряжений):
2nR8aT * В
0,704а, + 0,207а2
(1 + *) Vk tg (а +<р)а3
(П.4)
где От — предел текучести, МПа; а — угол наклона, разный 25°; <р — угол тре-
ния, зависящий от коэффициента трения f на поверхностях сопряжения плашек
с корпусом подвески; а,, а2, а3 — коэффициенты, определяемые в зависимости от
нагруженного участка подвески.
В работе [34] приведена методика определения указанных коэффициентов
для каждой подвески, по этой методике находят а'3, а'ц, а'3, аь а2, а3;
1 , 1 I
-— ^2 -- р2 ^2» Я3 ^2 3. (П.5)
Для предотвращения заклинивания плашек в клиновой подвеске принима-
ется условие — половина угла конуса должна быть больше угла трения. Зная
значения коэффициентов нагружения (аь а2, а3), определяют коэффициент тре-
ния f
Условие равновесия клиньев определяется выражением
f=tg (а+<р), (П.6)
45
где <p=arctgf (f — коэффициент трения, зависящий от удельного давления
между корпусом подвески и наружной поверхностью клиньев).
Общую площадь (см2) контакта плашек с корпусом подвески рассчитыва-
ют по формуле
S=nDhk2, (П.7)
где D— диаметр плашки; h — высота контактирующей части плашки; k2— ко-
эффициент контакта от неточности изготовления.
Рабочая площадь контакта плашек с корпусом определяется выражением
5р=0,85 S.
При известном весе обсадной колонны труб удельная нагрузка в сопря-
гаемых деталях (плашек с корпусом подвески) определяется известным
отношением: p=Qnp/Sp. При коэффициенте трения f=0,18 <p=arctg0,18=10°.
Предельная нагрузка Qup зависит от группы прочности стали по пределу
текучести (от) для различных марок сталей. Предельные нагрузки для обсад-
ных колонн диаметром 168 мм (толщина стенки 12 мм) и 219—377 мм (толщина
стенки 10 мм) приведены в табл. П.8.
На прочность крестовик рассчитывают по цилиндрической его части:
200s/?
Люп— [Aicnl • (II.8)
где [Рисп] допускаемое давление испытания, МПа; sB—номинальная тол-
щина стенки, мм; R — допустимое напряжение, МПа; £>н—наружный диаметр
крестовины, мм.
Предельное давление, при котором корпус крестовика теряет прочность,
определяется формулой
рпр—2,66от lg (DH/Z)|,n), (П-9)
где От — предел текучести, МПа; DBH — внутренний диаметр крестовины, мм.
Запас прочности па предельное давление составляет /)=рпр/ропр.
Фланцы колонных головок рассчитывают на прочность по общепринятой
формуле АзИНМАШа
Qnp=l,7 ft<poT/i2, (П.10)
Таблица П.8
Предельные нагрузки
Длина клина, мм Группа прочностй материала труб Предельная нагрузка (!03 кН) для обсадных труб диаметром, мм
168 219 29:) 377
140—150 Е 2,00 2,10 2,50 3,00
Л 2,40 2,50 2,97 3,50
М 2,75 2,86 3,42 4,00
Р 3,48 3,64 4,35 ’—
46
где <2пр—Qun.'b ф; Q»iu усилие на шпильки, создппаемое ниутрсниим дпилв'
нием.
/>., 1>„ + б
Д..
(П.П)
Л - высота фланца, мм; рОп₽ —
- коэффициент запаса прочности
(П.12)
(П.13)
Dm — диаметр окружности по цен-
821 ]
Лг ~ 1 ’
(П.14)
Qiun- 4 d2H.nPonp<
где dH.n—наружный диаметр прокладки, мм;
опрессовочное пробное давление, МПа; пя ,|,
фланца; k — коэффициент, равный
(М> «)
I ~1,и
V - ' D„-Dt ’
где Du — наружный диаметр фланца, мм;
трам шпилек, мм; Da — диаметр проходного отверстия фланца, мм; 6 — толщина
шейки фланца, мм; б1- толщина шейки с учетом конусной части фланца, мм;
do - диаметр отверстий под шпильки, мм.
Уплотнительные манжеты в подвесках должны обеспечить определенные
натяг и раскрытие после их нагружения. Величину натяга устанавливают опыт-
ным путем. В зависимости от ширины манжеты в свободном состоянии Лм и
угла раскрытия лепестков а/2 манжета должна иметь натяг е:
Dbh.ti об.тр
е 2 ^м>
где hu — ширина сечения манжеты в свободном состоянии, мм; Л'м — ширина
сечения манжеты в нагруженном состоянии, мм; £)вн.п — внутренний диаметр
подвески, мм; Рн.об.тр — наружный диаметр обсадной трубы, мм.
Практическим путем установлено, что е должен быть в пределах 0,5—1,5 мм.
При сборке клиновой подвески устанавливают по четыре манжеты с каж-
дой стороны и для установки комплекта манжет прилагают усилие от 400 до
3000 Н в зависимости от диаметра подвешиваемой обсадной колонны. После
нагружения подвески и натяга манжет на определенную величину изменяют
угол раскрытия лепестков манжет; при этом лепестки приподнимаются и дефор-
мируются.
Качество и физико-механические показатели резиновых уплотнителей колон-
ных головок должны обеспечить их работоспособность и надежность в условиях
воздействия на них нефти, газа, газоконденсата, объемное содержание H2S и
СО2 в котором более 6 об. %. В настоящее время требуются сероводородостой-
кие резиновые уплотнения для работы в скважинах, содержащих 10, 20 и
30% H2S от объема природного газа. Уплотнительные манжеты из материала
АНГ должны соответствовать тем же условиям, а при объемном содержании
H2S до 6% соответствовать требованиям ТУ 38-114192—76. Шероховатость кон-
тактирующих поверхностей корпуса и клина колонной головки должна быть не
ниже 3,0 по ГОСТ 2789—73.
УСОВЕРШЕНСТВОВАНИЕ КОЛОННОЙ ГОЛОВКИ
В КраснодарНИПИнефти усовершенствована обвязка устья скважины, чтобы
в верхнем сечении обсадной колонны можно было установить толстостенную
трубу вместо стандартной, т. е. 245X 22, 273X22, 325X22, 351X22.
47
Рис. II.7. Усовершенствованная схема обвязки
типа ОУСМ:
1— уплотнительная прокладка; 2— переходная катушка;
3 — отвод; 4 — воротниковый фланец; 5 —клин; 6, 8—
верхнее и нижнее разгрузочные кольца; 7 — специаль-
ный переводник; 9 —косынка; 10 — плита; 11 — планка;
12 — пьедестал
Конструктивные особенности усовершенство-
ванной колонной головки:
а) обвязка обсадных колонн труб различных
типоразмеров и соответствующих им клиньев;
б) монтаж превенторной установки по схе-
мам ОП1, ОП2, ОПЗ (ГОСТ 13862—75) с разме-
нами превенторов ОП1-425Х140; ОП2-307Х320;
ОПЗ-230Х350 или 230X700 (500);
в) монтаж манифольдов на одном уровне.
На рис. II.7 приведена усовершенствованная
схема обвязки (ОУСМ), заключающаяся в под-
вешивании обсадных колонн на клиньях и герме-
тизации межтрубного пространства.
Модернизированное оборудование устья за-
висит от типоразмеров колонн:
а) вариант 1—ОУСМ 426X351X273X146 ТУ
39-08-105—77;
б) вариант 2—ОУСМ 425X325x245X146 ТУ
39-08-105—77.
Обвязка обсадных колонн состоит из переходной катушки 2, клиньев 5,
пьедестала 12, специального переводника 7, разгрузочных колец 6, 8, косынок 9
и плиты 10.
В комплект поставки на буровые входят:
Катушка переходная...............................
Переводник специальный................................. 1
Кольца уплотнительные диаметрами 360 и 260 мм . . . 2
Кольца разгрузочные (верхнее и нижнее)................. 2
Косынки ............................................... 4
Плита.................................................. 1
Клинья.............................................2 комплекта
по 4 шт.
Шпильки АМ48Х280 ..................................... 16
Шпильки АМ48Х240 ..................................... 12
Гайки М48........................................ 56
Увеличена длина косынок 9 под разгрузочные кольца 8. С обеих сторон
за клиньями в колонной головке сделан отвод 3 с конической резьбой под тру-
бу диаметром 60,3 мм. Предусмотрен специальный переводник для обвязки кон-
дуктора с колонной головкой. Косынки и уплотнительные кольца изготовлены из
стали марки Ст.З, отводы — из стали марки 45 ГОСТ 1060—76, переводник
специальный— из стали марки 35ЛГ ГОСТ 977—75.
Клинья изготовляются из стали марки 20 и в обязательном порядке пре-
дусматриваются цементации на 1-j—1,5 мм с HRC 52—56.
48
Габаритные размеры, мм:
высота.............................................. 1540
диаметр................................................. 780
Масса, кг.................................................. 930
Рабочее давление после обвязки, МПа:
кондуктора............................................. 14
первой промежуточной колонны....................... 35(32)
второй промежуточной колонны....................... 50(35)
Качестве заготовок должно соответствовать ГОСТ 977—75 на отливки из
конструкционной нелегироваиной стали.
Колонные головки ГК-1000. Колонные головки ГК-1000 выпускаются сле-
дующих модификаций (по сборке): ГК-1000-04, ГК-1000-05, ГК-1000-06.
Колонная головка ГК-1000-04 предназначена для обвязки колонн 325Х
Х273Х219Х146 и установки фонтанной арматуры 2АФТ-50-500.
Головку опрессовывают на пробное давление 100 МПа по последнему флан-
цу. Колонная голевка ГК-1000 (ГК-1000-05) поставляется полным комплектом
для конструкций скважин, составляемых из колонн диаметрами 426Х325Х245Х
Х168; 426X299X219X168; 377 X299 X 219X168, и установки фонтанной армату-
ры 2АФТ-50-500. На заводе колонную головку в сборе опрессовывают на давле-
ние 42 МПа. Конус после нарезки соответствующей резьбы опрессовывает на
пробное давление 100 МПа заказчик по последнему фланцу.
Колонная головка ГК-1000-06 предназначена для обвязки обсадных колонн
325X245X168/146; 299X219X168/146; 299Х (245х219)Х146; 273X194X146 и
установки фонтанной арматуры 2АФТ-50-500.
Головка ГК-1000-04 состоит из следующих установочных деталей (по сбо-
рочным чертежам завода-изготовителя): ГК (01—06)-01; ГК (03—04)-20;
ГК(01—06)-4; ГК(03—06)-24. Масса ее 1504 кг, высота 1235 мм, ширина
900 мм.
Головка ГК-1000-05 состоит из следующих установочных деталей:
ГК(03, 05)19; ГК(03, 05)17; ГК(01—06)1; ГК(01—06)-4, ГК(03—06)-24.
Примечание: Установочные детали обозначены по чертежам завода-из-
готовителя.
Рабочие давления (МПа) для основных деталей колонной головки:
ГК (01— 06)-01.............21 ГК (03, 05)-19 ...........10
ГК(03, 05)-17 .............10 ГК(03—0б)-24..............50
ГК (01—0б)-04.............21
Масса колонной головки 1692 кг, высота 1390 мм, ширина 950 мм.
Колонная головка ГК-1000-06 состоит из следующих установочных деталей
завода: ГК06-01; ГК(01—04)-04; ГК(03—04)-24. Опрессовочные нормативы
те же, что и в головках ГК-1000-04 и ГК-1000-05, за исключением детали
ГК(03, 04)-24А на давление 50 МПа. Масса головки 939 кг, высота 915 мм,
ширина 850 мм.
В комплект колонной головки ГК-1000-05 входят: 406-мм колонный фланец,
подвесной фланец, 305-мм колонный фланец, конус для подвески колонны
диаметром 45 или 219 мм, нажимной фланец, конус для подвески колонны
диаметром 168 или 146 мм, фланец для установки фонтанной арматуры
4— 3037 49
2АФТ-50-500, кран высокого давле-
ния. В 406- и 305-мм колонных флан-
цах и конусе имеются отверстия с ко-
нусной резьбой, в которые ввинчива-
ются патрубки с крапами высокого
давления для контроля межтрубного
пространства.
Колонные головки ГК-1000 пре-
дусмотрены для соединения первых
двух обсадных колонн труб (направ-
ление, кондуктор или кондуктор и
первая промежуточная) на резьбе,
а двух или трех колонн — на конус-
ных подвесках.
Колонны диаметрами 245, 219,
168 и 146 мм при спуске в скважину
подвешивают на конусах, соединен-
ных с помощью резьбы с обсадными
трубами или трубной заготовкой. На
наружной поверхности конусов име-
ются медные кольца для герметиза-
ции межколонного пространства.
Длины спускаемых колонн должны
быть выбраны с достаточной точ-
ностью для того, чтобы обеспечить
посадку конуса и колонного фланца.
Центрация колонны обеспечива-
ется весом обсадной колонны, кото-
рая принудительно сажает конус на
колонный фланец. Для предотвраще-
ния истирания конуса колонного
фланца в корпусе устанавливают пре-
Рис. 11.8. Колонная головка обсадных
труб в сборе:
J — колонный фланец диаметром 406 мм; 2—
подвесной фланец диаметром 406 мм; 3 —
крестовик; 4 — колонный фланец диаметром
305 мм; 5 — конус для подвески труб; 6 — на-
кидное полукольцо; 7 — крышка верхняя
(фланец); 8 — конус для подвески эксплуата-
ционной колонны
дохранитель. Конус диаметром 254 мм предохраняется также от истирания.
Предохранители закрепляют в монтажной катушке или крестовине с помощью
стопоров. Перед спуском колонны труб предохранители поднимают подъемным
устройством.
При конструкции скважины 426X325X245X168 мм колонную головку
ГК-1000-05 монтируют в следующем порядке. Спуск 426-мм колонны труб
осуществляют таким образом, чтобы верхняя муфта находилась на высоте
0,5 м от пола шахты; после затвердения цемента в затрубном пространстве
колонны отвинчивается 426-мм муфта. На резьбу обсадной трубы навинчивают
колонный фланец от комплекта колонной головки, на которую устанавливают
крестовину с противовыбросового оборудования ППГ-406Х210 по одной из
схем ГОСТ 13862—75. Скважину бурят под 325-мм обсадную колонну и после
достижения заданной глубины спускают 325-мм обсадную колонну и цементиру-
ют ее затрубное пространство (рис. II.8).
Затем демонтируют противовыбросовое оборудование ППГ-406Х210. На на-
ружную цилиндрическую резьбу трубной заготовки навинчивают подвесной фла-
нец, который закрепляется шпильками. На конусную резьбу трубной заготовки
50
навинчивают колонный фланец. Колонный и подвесной фланцы соединяются
между собой с помощью электросварки. На колонный фланец устанавливают
катушку или крестовину с предохранителем, который закрепляют двумя стопо-
рами. На крестовину или монтажную катушку устанавливают противовыбро-
совое оборудование с превенторами ППГ-307Х320. Скважину бурят под колон-
ну диаметром 245 мм.
После достижения проектной глубины из колонного фланца извлекают пре-
дохранитель, спускают 245-мм колонну и демонтируют противовыбросовую уста-
новку ППГ-307Х320. На обсадную колонну диаметром 245 мм навинчивают
254-мм конус, который с помощью специального переводника соединяется с до-
пускным патрубком. Для герметизации прямоугольной резьбы устанавливают
резиновое уплотнение.
По окончании ОЗЦ отвинчивают допускной патрубок с переводником, а на
254-мм конус навинчивают предохранитель и закрепляют конус. В таком поло-
жении скважину бурят под 168-мм колонну труб. Перед ее спуском из 254-мм
конуса вывинчивают предохранитель. На верхнюю 168-мм трубу навинчивают
конус диаметром 178 мм, а на него — допускной патрубок. Эту сборку опрессо-
вывают на соответствующее давление и укладывают на мостках. Затем спускают
168-мм обсадную колонну, навинчивают последнюю трубу с конусом диаметром
178 мм, спускают до посадки этого конуса в 254-мм конус, приподнимают на
100—200 мм и цементируют. После промывки конусов разгрузкой колонны са-
жают 178-мм конус в 254-мм конус. После ОЗЦ окончательно собирают колон-
ную головку под фонтанную арматуру 2АФТ-50-500.
Во время выброса элементы колонной головки испытывают значительное
давление, поэтому детали должны выдерживать расчетные нагрузки. Во-первых,
колонные головки должны быть герметичны. Негерметичность головок приводит
к пропуску раствора и газа через межтрубпое пространство устья скважины и
к ее разрушению. Шпильки крепления деталей колонной головки затягивают
равномерно для обеспечения герметичности кольцевых уплотнений.
В связи с повышением требований к колонным головкам в мастерских и на
буровых важно иметь чертежи основных деталей колонных головок, без которых
невозможно правильно их комплектовать или подгонять в механических мастер-
ских. Требуется четкое знание присоединительных размеров головок, которые
необходимы в процессе ликвидации аварийных фонтанов, особенно при наруше-
нии колонного фланца. Колонные головки поставляются вместе с техническим
паспортом завода-изготовителя, удостоверяющим соответствие изделий требо-
ваниям технических условий. К паспорту каждого изделия прилагаются общие
чертежи сборки без справочных размеров деталей, поэтому затруднена провер-
ка их соответствия техническим условиям.
Конусы ГК(01—06)-04, ГК350-04, ГК(03—06)-24А с кольцом и ГК-350 раз-
личного диаметра изготовляют из стали марки 40ХН, подвергают термообработке
калением до твердости 217—321 НВ. На конусной поверхности не допускаются
трещины и раковины, острые кромки подлежат притуплению. Уплотнительные
кольца выполнены из красной меди. Угол конуса на наружной и внутренней
поверхностях равен 10°.
На колонном фланце допускаются дефекты в виде раковин не более 2/3
припуска в уплотнительной канавке. Не допускаются исправление раковин на
поверхности под кольцо при механической обработке и сквозные раковины
в литье. Исправление местных литейных дефектов разрешается до механической
51
обработки с последующим отпуском, если глубина дефектов не превышает ’/г
толщины тела отливки. На отливках допускаются без исправления следующие
дефекты: на необрабатываемой поверхности — раковины (не более трех) глу-
биной до 10% от номинальной толщины тела и диаметром не более 10 мм,
а также местные «черновины» глубиной до 3 мм.
Колонная головка ГКН1. Колонная головка (рис. II.9) предназначена для
обвязки обсадных колонн диаметром 245X168 мм на предприятиях Главтюмен-
нефтегаза.
Нижний узел корпуса состоит из упорного кольца и жесткого центратора и
предназначен для подвески эксплуатационной колонны после окончания цемен-
тиоования ее затрубного пространства. Порядок подвески следующий: перед
монтажом крестовины противовыбросового оборудования в муфту промежуточ-
ной колонны устанавливают упорное кольцо с внутренним диаметром 218 мм.
В остальную часть резьбы муфты ввинчивают пьедестал колонной головки, а на
нее монтируют противовыбросовое оборудование. В связи с тем, что резьба
трубы промежуточной колонны имеет допуск на свинчивание с муфтой ±1 нит-
ку, а также для того, чтобы торец трубы не упирался в упорное кольцо и до-
стигалось требуемое сопряжение муфты промежуточной колонны с колонной го-
ловкой, нижняя резьба на корпусе колонной головки уменьшена на одну нитку
и соответственно резьба пьедестала уменьшена также на одну нитку.
По окончании обвязки устья бурят скважину под эксплуатационную колон-
ну труб и спускают эксплуатационную колонну труб. В корпус колонной головки
вставлены клинья, на которые по истечении времени ОЗЦ и дополнительной
натяжки до расчетной величины сажают эксплуатационную колонну. Клин
в сборе состоит из трех секций, связанных между собой двумя плашками и
одним болтом. Плашки размещены в канавках клиньев и соединены с ними
болтами. Узел пакера состоит из трех уплотнительных колец, из которых одно
имеет Н-образную форму с отверстиями; два уплотнителя пакера выполнены из
бензомаслостойкой резины. Кольцо пакера в обвязке 245X168 мм изготовляется
из стали марки 40 и имеет наружный диаметр 229 мм, диаметр проходного се-
чения 171 мм.
В колонной головке предусмотрен клапан для контроля давления и набив-
ки смазки в сальниковые уплотнения в корпусе. Бобышки служат для опрессов-
ки межколонного пространства и контроля давления в нем. Для этого в одну из
бобышек монтируют манифольд контроля давления, а во второй — кран высо-
кого давления.
На верхнюю резьбу патрубка навинчивают нижний фланец фонтанной арма-
туры. Рабочее давление головки 21 МПа. Габаритные размеры: высота 935 мм,
ширина 470 мм; масса 252,3 кг.
Колонная головка типа КГС. Головка КГС сальникового типа предназна-
чена для скважин, в которых осуществляется термический метод воздействия на
пласт: закачка горячей воды, пароводяной смеси и сухого пара. Колонная голов-
ка КГС за счет сальникового устройства позволяет эксплуатационной колонне
перемещаться вверх или вниз под влиянием температуры. Сальниковые манжеты
поджимаются втулкой, регулируемой при помощи шпилек.
Рассматривая колонные головки с клиновой подвеской (типа ООК, ОКК и
ГКК), можно отметить, что они имеют ряд преимуществ:
1) позволяют подвешивать колонну в любой ее части;
2) допускают спуск и подвеску колонн без демонтажа ПВО;
53
3) возможно натяжение иезацементнроиапноА части обсадной колонны
с целью компенсации температурных напряжений, возникающих при эксплуата-
ции скважины;
4) возможно цементирование без посадки колонны па забой;
5) рассчитаны на большие рабочие давления.
В тресте Полтаванефтега.зразведка реставрируют колонные головки, приме-
няя автоматическую и полуавтоматическую сварки, иод слоем флюса пли в сре-
де углекислого газа с последующей расточкой под диаметр обсадной колонны.
Кроме того, были наплавлены колонные головки под обсадные колонны диаме-
тром 299 мм с целью дальнейшей расточки и использования под 273-мм обсад-
ные колонны. Для наплавки колонных головок типа ООК, фланцев, катушек из
стали марок 35Л, 45Л, 45Г, 40Х, 20ХГСЛ или 25ХГСЛ применяли сварочную
проволоку марки Св-08ГА или Св-08Г2С по ГОСТ 2246—70. Полуавтоматиче-
скую наплавку и исправление дефектов под слоем флюса АН-438А выполняли
в следующем режиме:
Скорость подати проволоки, м/ч ...................... 138
Сила тока, А......................................... 260—280
Напряжение на дуге, В................................ 28—30
Наплавку и заварку дефектов в среде углекислого газа проводили в следую-
щем режиме:
Диаметр сварочной проволоки Св-08Г2С, мм............... 1,6
Скорость подачи проволоки, м/с ........................ 158
Сила тока, А........................................... 200—220
Напряжение на луге, В.................................. 23—24
Вылет электрода, мм.................................... 20—22
Рас'од углекислого газа, л/мин ..................• . . 16—18
Автоматическую наплавку внутренних поверхностей колонных головок про-
изводят на специальной установке, созданной на базе трубонарезного станка
1Н983 и сварочного полуавтомата А-1197, где в качестве источника тока исполь-
зуется сварочный выпрямитель ВДУ-504.
При помощи специального мундштука автоматически наплавляют внутрен-
нюю поверхность корпусов головок под флюсом АН-43.
ТРЕБОВАНИЯ К МОНТАЖУ КОЛОННЫХ ГОЛОВОК
Большинство серийно выпускаемых колонных головок разработаны для по-
садки обсадных колонн на клинья или конусы. Наружная и внутренняя поверх-
ности деталей клиньев и конуса в корпусе головки во время сборки должны
быть очень чистыми. Так, в головке ГК-1000 на последнюю обсадную трубу на-
винчивают 178-мм конус и спускают его до посадки в 254-мм конус. После
полного монтажа колонной головки открывают отвод крестовины превентора,
промывают конусы струей воды и разгружают 168-мм колонну посадкой 178-мм
конуса в 254-мм конус По окончании ОЗЦ снимают противовыбросовое обору-
дование и 178-мм конус закрепляют в головке с помощью полуколец. На голов-
ку навинчивают верхний фланец под крестовину противовыбросового оборудо-
вания или фонтанную арматуру. На крестовине фонтанной арматуры устанавли-
вают пьедестал для подвески насосно-компрессорной колонны. Общая высота
крестовины с пьедесталом составляет 1000—1500 мм.
54
Практика строительства и эксплуатации нефтяных и газовых скважин по-
казывает, что при оборудовании устья скважины колонной головкой наиболее
рационально устанавливать фланец колонной головки, на котором монтируется
крестовина превентора, не выше 0,5 м от поверхности земли.
При этом достигаются:
а) возможность монтажа противовыбросового оборудования по типовым
схемам ГОСТ 13862—75 с двумя превенторами при существующих высотах вы-
гнечных оснований;
б) прямолинейное расположение линии манифольдов противовыбросового
оборудования;
в) стаскивание буровой установки с устья скважины при наличии на устье
трубной головки;
г) удобство обслуживания устья скважины;
д) проведение работ при капитальном и текущем ремонтах передвижными
агрегатами.
Кроме того, высокое расположение фланца колонной головки позволяет
быстрее и безопаснее заменять устьевое оборудование при ликвидации открытых
тазовых и нефтяных фонтанов. Поэтому верхняя плоскость фланца колонных
головок ГК-350, ГК-700 и ГК-1000, на котором устанавливают крестовину пре-
вентора, проектируется не ниже 0,5 м от уровня поверхности земли.
Для низких и средних пластовых давлений более удобны в монтаже ко-
лонные головки ОКМ1-140 и ГКН-1. При использовании двух превенторов
ППГ-230Х320 колонные головки монтируют на поверхности земли без углубле-
ния в шахтный приямок.
В случае многоколонной конструкции скважины колонную головку для
обвязки промежуточных обсадных колонн следует устанавливать в шахте. При
этом нижний фланец крестовины превентора устанавливают на высоте 0,5 м от
поверхности земли с помощью переходных катушек.
Порядок испытания колонной головки (всех типов) на буровой следующий.
По окончании сборки колонной головки па скважине вся система должна быть
опрессована через боковой отвод па давление, соответствующее максимально
допустимому (расчетному) внутреннему давлению обсадной колонны с выдерж-
кой под давлением в течение 30 мин. Колонная головка считается герметичной,
если за это время давление снизится не более чем на 0,5 МПа. По результатам
опрессовки составляют акт по соответствующей форме. Акты хранятся на пред-
приятии и на буровой. В соответствии с требованиями колонные головки, не
имеющие пакеров, проверяют во время опрессовки противовыбросового оборудо-
вания па спущенной колонне труб через открытый выкид и закрытый превентор.
КОЛОННЫЕ ГОЛОВКИ В АНТИКОРРОЗИОННОМ ИСПОЛНЕНИИ
Коррозионное растрескивание деталей колонных головок, шпилек и кресто-
вины устьевого оборудования происходит очень быстро под действием сероводо-
рода. Реакция с металлом происходит вследствие проникновения атома водорода
в металл и образования на его поверхности сульфидного железа.
На Астраханском газоконденсатном месторождении и на Аксайской пло-
щади отмечалось разрушение соединительных шпилек превенторной установки,
находящихся под нагрузкой растяжения. На внутренней поверхности отводов,
смонтированных для контроля межтрубного пространства обсадных колонн,
образовывалась коррозия. В процессе бурения скважин на сульфидные воды
55
Мацесты (Краснодарский край) и Талги (Дагестанская АССР) происходила
коррозия наружной поверхности оборудования устья скважин, и для его де-
монтажа шпилечные соединения срезались сваркой. На месторождении Лак
(Франция) содержание H2S в нефтяном газе, как ранее отмечалось, превышало
15%, а углекислоты 9%; на месторождении Вилдкет Хиллс (Канала) содержа-
ние H2S в природном газе составляло 27%.
На приведенных газосернистых месторождениях устанавливали противовы-
бросовое оборудование и фонтанную арматуру из легированной стали фирмы
«Мак Эвой». При добыче высокосернистого нефтяного газа применяли фонтан-
ную арматуру из кованой нержавеющей стали.
Колонные головки, используемые в условиях агрессивного сероводорода,
должны быть изготовлены из нержавеющей или малоуглеродистой стали. По
данным фирмы «Мак Эвой», чем тверже и прочнее сталь или чем выше уровень
напряжения, тем более она восприимчива к хрупкому разрушению.
На Оренбургском газоконденсатном - месторождении произошел обрыв на-
сосно-компрессорных труб из стали марки 36Г2С. Наблюдениями на газоконден-
сатных месторождениях выявлено, что в колонной головке и оборудовании устья
интенсивность коррозии возрастает при увеличении содержания воды в продук-
ции газа. Наибольшей коррозии подвержены клинья, уплотнительные соединения
и внутренняя поверхность колонной головки. Например, на скв. 91 месторожде-
ния Уртабулак отмечались обрывы труб из легированной стали группы прочности
Р-110. Опасность коррозии возрастает в сероводородной среде с увеличением
напряженного состояния устьевого оборудования. Следовательно, колонные го-
ловки с подвесками должны обладать способностью противостоять коррозион-
ному растрескиванию в условиях эксплуатации скважин, содержащих в нефтя-
ном газе сероводород и углекислоту.
В результате испытаний образцов сталей, проведенных на объектах Средней
Азии, содержащих сероводород, установлено следующее:
а) противокоррозионными и прочностными свойствами обладала сталь марки
APS-10M4, но она была подвержена растрескиванию и теряла пластичность
(месторождение Уртабулак);
б) низкая скорость потери металла в образцах стали XI7Н13М2Т и 12Х1МФ,
прошедших термообработку — нормализацию и высокий отпуск;
в) на отдельных объектах при транспортировке газа по трубопроводу из
стали марки 20 от воздействия влажного сероводорода не отмечалась коррозия
в процессе всего периода эксплуатации;
г) породоуловитель, изготовленный из стали марки 20, оказался в меньшей
степени подвержен коррозии.
На основании многочисленных данных разрушения оборудования и труб
в условиях сероводородной и углекислотной агрессий повышаются требования
к металлу устьевого оборудования:
1) высокая устойчивость к коррозии, отсутствие сульфидного охрупчивания
стали, отсутствие трещин и посторонних включений;
2) кованые заготовки с содержанием углерода более 0,3% и отлитные за-
готовки должны подвергаться отжигу и нормализации;
3) клинья подвески после механической обработки должны быть подвергну-
ты цементации на глубину 1,2—1,5 мм с последующей закалкой и отпуском
до твердости 50—55 HRC;
56
4) шпильки и гайки должны быть выполнены из антикоррозионной стали
или покрыты кадмием;
5) шероховатость соприкасающихся поверхностей корпуса и клина колонной
головки должна быть не ниже VI класса чистоты по ГОСТ 2789—73;
С) задвижки и вентили должны быть изготовлены из легированной стали;
7) на деталях слой цементации кадмием или хромом не должен иметь после
закалки и отпуска цементной сетки;
8) резиновые уплотнительные элементы колонных головок должны быть
устойчивы к агрессивным газам;
9) необходимо вводить ингибиторы коррозии и реагенты для нейтрализации
сероводорода;
10) предотвращение открытого фонтанирования через колонную головку
в случае разрушения крестовины;
11) возможность проведения технических операций при ликвидации газо-
проявлений и открытых выбросов.
Таким образом, в условиях сероводородной и углекислотной межкристаллит-
ной коррозии требуется применять специальные легированные и нелегированные
стали, а при общей коррозии — термообработку, покрытие поверхности деталей
при помощи гальванизации.
В настоящее время иностранные фирмы выпускают фонтанные арматуры
с колонными головками в коррозионно-стойком исполнении: «Камерон», «Мак
Эвой», «Бреда» (США), «Грей Тулз» (Великобритания), «Марубени» (Япония),
№
11.
9
Рис. 11.10. Колонная го-
ловка фирмы «Хюбнер
Вамаг»:
/ — колонный фланец; 2 —
уплотнительное кольцо; 3 —
фланец средней головки;
4 —* фланец отвода; 5 — за-
движка; 6 — верхний фла-
нец крестовины; 7 — вен-
тиль; 8 — манометр; 9 — ре-
зиновый пакер; 10 — верх-
няя крестовина; // — клин;
12 — нажимной фланец пер-
вой крестовины
57
Таблица 11.9
Состав стали Механические свойства дета- лей. п|Х)шедп1Их термообра- ботку
G Мп Si р S Ni Сг Мо Си
Содержание химических элементов, мг МПа Mila 6. % НВ
0,05 0,65 0,71 0,037 0,014 9,37 20,04 2,69 1,47 732,2 456,6 35 10
«Люсеат» (Франция), «Хюбнер Вамаг» (Австрия). Фирмы «Марубени» и
«Хюбнер Вамаг» выпускают головки по лицензии США. На рис. 11.10 приведе-
на колонная головка фирмы «Хюбнер Вамаг».
Комплект фонтанной арматуры французской фирмы «Люсеат» (ФМС) со-
стоит из колонной головки и фонтанной арматуры для обвязки обсадных труб
диаметрами 299x219x140X73 мм —для скважин, содержащих в природном
газе H2S и СО2. Конструкция выполнена из стали Маустинокс C-Помпей, экви-
валентной стали АФНОРЦ 10CNDU 18-08-03. Колонная головка типа С-22
выполнена с нарезкой резьбы по 299-мм трубе, где верхний фланец диаметром
305 мм испытывали на рабочее давление 14 МПа. В головке имеются два от-
верстия с внутренней нарезкой диаметром 50,8 мм. Плашки предназначены для
захвата 325- и 219-мм обсадных труб. Кольцевая прокладка R-57 выполнена
из нержавеющей стали диаметром 305 мм и испытана на давление 14 МПа.
Применены вентили игольчатого типа диаметром 12,7 мм.
Первую промежуточную колонну в колонной головке фирмы «Люсеат» под-
вешивают на резьбе. Вторую промежуточную и эксплуатационную колонны са-
жают на клиновую подвеску, состоящую из четырех клиньев, корпуса из двух
половин, пластмассового кольца, стягивающего хомута и четырех винтов, которые
перед спуском обсадной колонны отвинчивают. Межтрубное пространство герме-
тизируют от давления снизу уплотнительным фланцем. В обрезанной части
колонны герметизация достигается двумя резиновыми и тремя пластмассовыми
кольцами. Подвеска насосно-компрессорных труб герметизируется двумя метал-
лическими кольцами; герметичность этого уплотнения проверяется опрессовкой
маслом на рабочее давление.
В табл. 11.9 приведены химический состав и механические свойства деталей
(отливки), прошедших термическую обработку.
Оборудование устья скважин, в продукции которых содержится H2S, изго-
товляют из следующих сталей (табл. 11.10).
На конденсатных месторождениях, содержащих большое количество H2S.
используют колонные головки с фонтанной арматурой АНИ-10000Ф фирмы
Т а б л и ц а 11.10
Марка стали Состав стали, %
с Si Мп Сг+ + Ni + +Сн Сг S р Си Мо V А1
С-75 APS-10M4 0,22 0,19 0,29 0,50 1,9 0,55 0,5 2,39 0,06 0,006 0,04 0,012 0,08 0,30 0,35 0,07 0,36
58
«Камерон». Колонная головка выполне-
на под обсадные трубы диаметрами
325X244X178 мм, а фонтанная арма-
тура — под насосно-компрессорные тру-
бы диаметром 114 мм.
Устьевое оборудование подразделя-
ется на 4 секции: нижняя обсадная, про-
межуточная обсадная, насосно-компрес-
сорная головки и фонтанное оборудова-
ние (рис. 11.11). Корпуса нижней, про-
межуточной, насосно-компрессорной го-
ловок и фонтанного оборудования вы-
полнены из легированной стали. Фланце-
вые прокладки имеют овальную форму
и выполнены из стали с покрытием
из кадмия. Шпильки и гайки па всех
головках - стальные, облицованные кад-
мием, подвески обсадных труб изготов-
лены из легированной стали. Трубные
ниппеля с особой высокой прочностью
предназначены для низкого давления.
Все задвижки (клинкерные) изготовле-
ны из нержавеющей стали фирмой «Мак
Эвой». Поковки и отливки, используемые
Рис. П.11. Колонная головка фирмы
«Камерон».
Секция пижпей головки: 1 - головка ти-
па S. 2 — трубный ниппель, 3 — задвижка
фирмы «Мак Эвой», 4 — клин, 5 — уплот-
нительная прокладка; секция промежу-
точной головки, 6 — головка типа S — V.
7 — спаренный фланец, 8— угловой регу-
лируемый дроссель (клапан), 9 — мано-
метр, 10 — фланец под крестовину
для изготовления перечисленных де-
талей и узлов колонных головок, являются стойкими к сероводородной и угле-
кислотной коррозии. Качество и физико-механические свойства резиновых уплот-
нений обеспечивают их стойкость и надежность в условиях воздействия на них
нефти, газа, газоконденсата и H2S.
Колонные головки фирм «Бреда» и «Камерон» поставляются вместе с фон-
танными арматурами. Подвеска обсадных колонн и их герметизация осущест-
вляются сисцналы1ым устройством, состоящим из четырех клиньев, не связанных
между собой, опорного металлического кольца из двух половин, резинового
уплотнителя и верхнего нажимного кольца. Вся сборка соединяется 12 болтами
М20. Обрезанную часть колонны герметизируют установкой уплотнительной
втулки, в которой располагаются уплотнительное кольцо из асбеста, Г-образные
уплотнения из витона и четыре металлических кольца. Подвеска насосно-ком-
прессорной колонны состоит из корпуса, двух тефлоновых уплотнительных колец
и опорной втулки.
В колонной головке фирмы «Камерон» межтрубное пространство в обрезан-
ной части колонны герметизируют закачкой в уплотнительную втулку специаль-
ной смазки до давления, не превышающего давление смятия колонны, и остав-
ляют смазку во втулке. Давление создается ступенчато. Межфланцевые соедине-
ния защищены от наружной коррозии эластичной прокладкой. Диапазон темпе-
ратуры, при которой работает колонная головка, 0 -140 °C.
В корпусе подвески плашки монтируют на установочных винтах, ввинчивае-
мых при сборке подвески, и центрируют при посадке колонны вокруг ее верх-
ней трубы.
На газовых и газоконденсатных месторождениях страны (Оренбургская,
59
Волгоградская, Саратовская и Астраханская области, Туркменская ССР), со-
держащих в природном газе сероводород и углекислоту, обвязку устья скважи-
ны проводили колонными головками фирмы «Мак Эвой» (США), «Люсеат»
(Франция) и «Грей Тулз» (Англия).
Фирма «Мак Эвой» является ведущим поставщиком оборудования для
использования на окисленных газовых и нефтяных скважинах и для вскрытия
пластов с АВПД. Колонная головка состоит из верхней секции (тюбинга),
промежуточной секции и нижней трубной головки. Верхнюю секцию типа SVV
используют для подвески обсадной колонны диаметром 168 мм, а промежуточ-
ную головку типа VSV — для подвески 245-мм колонны. Основные детали внутри
корпуса колонной головки, соприкасающиеся с агрессивной средой, изготовляют
из легированной стали.
В комплект обсадной колонной головки фирмы «Мак Эвой» входит клино-
вый захват в виде замка. Он назван обсадным замком модели S и подразде-
ляется на несколько типов. Обсадной замок типа SV-3 выполнен с автоматиче-
ски контролируемым сцеплением. Он способен автоматически устанавливать и
поддерживать давление при полном напряжении, а также автоматически закры-
вать запорные кольца. До загрузки зубцы плашек находятся в свободном
положении; по мере подвески колонны острые внутренние зубцы страхуют замок
и при небольшом давлении тупые задние зубцы перемещаются в углубление
с незначительным сцеплением. При увеличении загрузки задние зубцы формиру-
ют выступы и создают сцепление до тех пор, пока движение не прекратится.
Рис. 11.12. Однофланцевая (а) и двухфланцевая (б) катушки на 35 МПа и ка-
тушки с промежуточными фланцами на 35 МПа (в) и 70 МПа (г) фирмы «Лю-
сеат»
60
Обсадный замок снабжен пазами контролируемого сцепления для отделения
рабочей нагрузки от пробной.
Французская фирма ФМС («Люсеат» и др.) изготовляет колонные головки
по технической документации фирмы «Мак Эвой»; их поставляют в сборе
с фонтанной арматурой. За рубежом получили распространение колонные голов-
ки на 14, 35 и 70 МПа; колонные головки на 14 и 35 МПа мало отличаются
от головок фирмы «Мак Эвой». Колонная головка фирмы «Люсеат» на давление
70 МПа отличается от колонной головки на 14 МПа массивностью корпуса
и наличием промежуточного фланца с двумя кольцевыми пазами под уплотни-
тельные кольца.
На рис. 11.12 приведены основные детали колонных головок фирмы «Люсе-
ат». Головка типа С-22 с одним верхним фланцем имеет проходное сечение
305 мм, диаметр по центрам отверстий 533,5 мм и высоту 400 м; резьба выпол-
нена под колонну труб диаметром 299 мм (ГОСТ 632—80); толщина фланца
89 мм. Двухфланцевая колонная головка типа С-22-00 имеет высоту 546 мм и
диаметр по центрам отверстий под шпильки 482,5 мм. Колонная головка
с фланцами типа С-22-00 для подвески 219-мм труб имеет проходное сечение
диаметром 203 мм.
Важным условием поставки колонных головок является предохранение
рабочих площадок фланцев и резьбовых поверхностей от повреждений и засо-
рений. Тщательно проверяется расточка на непроницаемость головки насосно-
компрессорных труб до установления контакта с металлической катушкой во
время подвески.
Колонная головка для обвязки труб 325X 219X140 мм поставляется на ра-
бочее давление 21 МПа. Подвеска труб клиновая, а уплотнение межколонных
пространств пакерное. Резьба на нижней секции колонной головки диаметром
325 мм нарезана по ГОСТ 632—80.
Колонная головка фирмы «Бреда» отличается от головок других фирм.
Она разработана также па принципе клиновой подвески обсадных труб.
В Узбекгазпроме на опытной буровой была установлена колонная головка
от фонтанной арматуры фирмы «Бреда». Па выкидной линии применен регули-
руемый штуцер фирмы «Люсеат». Оборудование фирм «Люсеат» и «Мак Эвой»
обладает достаточной механической прочностью и незначительной восприимчи-
востью к растрескиванию в условиях контакта с сероводородом.
При монтаже легированных колонных головок, колонных фланцев и труб
импортного производства из стали марок С-75 и С-95 сварочные работы про-
водятся сварщиком, имеющим право на проведение ручной электродуговой свар-
ки труб, с соблюдением соответствующих условий сварки легированных метал-
лов. Пакерное пространство и сварной шов опрессовывают воздухом на давле-
ние 6 МПа, но не выше давления опрессовки предыдущей колонны.
Для предотвращения коррозионного разрушения обсадных труб в сква-
жину спускают специальные пакеры, чтобы исключить контакт внутренней
поверхности труб с сероводородом.
Колонная головка завода «Кымпина». Механический завод «Кымпина» (СРР)
изготовляет колонные головки 325x245x146 на рабочее давление 35 МПа.
Испытание этой головки на пробное давление проводили керосином при давле-
нии 70 МПа дважды с промежутком в 24 ч. Кроме того, колонную головку
с клиньями испытывали на нагрузку 2,5 МН в течение 5 мин.
Завод изготовляет и колонные головки для обвязки обсадных колонн 325Х
61
X2I9.X 146 пн рабочее давление 35 МПа. На рис. 11.13 показана колонная голов-
ка завода «Кымпина». При переходе с колонных головок «Кымпина» на отече-
ственное противовыбросовое оборудование применяют колонный фланец под
соответствующую крестовину. Если колонная головка поступает вместе с кре-
стовиной, то изготовляют переходную подпревенторную катушку. При этом
необходимо соответствие размеров головки и превентора. Часто с комплектом
поставляются переходные катушки или двойные фланцы.
При изготовлении колонных головок «Кымпина» 325X245X146 большое
внимание уделяется качеству материалов для основных деталей. Так, клинья
труб изготовляют из стали Т60-2 с пределом текучести 4,3 МПа, фланцы—с пре-
делом текучести 5,2 МПа, шпильки — с пределом текучести 8,2 ’МПа. В комплек-
те колонной головки поставляют фланец 305x325, двойные равные фланцы
305x254, клинья для труб диаметром 245 и 146 мм, уплотнительные кольца
и шпильки М48 и М36. Двойные фланцы выполняют путем отливки пли ковки.
Детали, отремонтированные сваркой, подвергают термической обработке для сня-
тия напряжения. Допускается ремонт с помощью сварки без снятия напряже-
Рис. 11.13. Колонная головка завода «Кымпина»
62
ния, дефектов литья, появившихся после механической обработки, при условии,
чтобы поверхность одного дефекта не превышала 2 см2, глубина очистки не
более 15% от толщины стенки, а общая поверхность дефектов не превышала
12 см2. Не допускаются группированные дефекты и восстановление дефектов
после боковой обработки реек уплотнительных колец.
ПРОТИВОВЫБРОСОВОЕ ОБОРУДОВАНИЕ (ОП)
Оборудование противовыбросовое является герметизирующим устройством,
которое устанавливают на устье скважины для предотвращения выбросов и
воздействия на скважину при проявлениях. Ойо может герметизировать скважи-
ну как при наличии в ней бурильных труб, так и при их отсутствии. На прояв-
ляющую скважину воздействуют через манифольд при высоком давлении и лю-
бой глубине бурильной колонны Оперативное дистанционное управление превен-
торами и задвижками предназначено для герметизации скважины, ее разрядки,
восстановления циркуляции, создания противодавления на пласт и закачки рас-
твора при проявлениях.
При помощи ОП выполняют следующие операции:
а) герметизацию устья при наличии и отсутствии бурильного инструмента
в скважине;
б) расхаживание и проворачивание (вращающийся превентор) бурильного
инструмента при герметизированном устье е целью недопущения его прихвата;
в) восстановление циркуляции промывочной жидкости с противодавлением
на пласт.
г) быстрое снижение давления в скважине;
д) закачку бурового раствора обратным способом (через затрубное простран-
ство).
Противовыбросовое оборудование состоит из следующих основных узлов:
колонного фланца, крестовины, превенторов, надпревенторной катушки, разъем-
ною желоба, гидроуправлеиия превенторами и задвижками, состоящего из ос-
новного п вспомогательного пультов, ручных приводов, гидроаккумулятора.
Комплектность установки превенторов различна (в основном крестовина, два
однорядных превентора, соединительная катушка между ними и надпревентор-
ная катушка). В процессе бурения глубоких скважин в комплект установки
включают универсальный превентор. Часто обвязка устья состоит из одного
превентора с глухими плашками и двух превенторов с трубными плашками.
Наличие в комплекте превентора с глухими плашками позволяет заменять верх-
ний превентор или его плашки без демонтажа противовыбросового оборудо-
вания.
Дистанционное гидравлическое управление превенторами в сочетании с ре-
зервным ручным приводом, предусмотренное в интервале температур от -1-50
до —40 °C, способствует регулированию скорости закрытия и открытия плашек
превенторов в процессе газонефтепроявления. В табл. 11.11 приведена техниче-
ская характеристика комплекта противовыбросового оборудования — плашеч-
ного, универсального и вращающегося превенторов по ГОСТам 13862—68 и
13862—75, а в табл. П.12 — типоразмеры отечественных превенторных устано-
вок по этим же ГОСТ.
Плашечные превенторы с гидравлическим управлением. Плашечные превенто-
ры предназначены для герметизации устья скважин с целью предупреждения
63
Таблица ll.lt
Техническая характеристика отечественных нрбвеиторных установок
Тип превенторной установки Тип превентора Тип манифольда Диаметр про- ходного отвер- стия, мм Рабочее давление, МПа Масса полного ком- плекта, кг
₽ и 1) а 1> я «=2 £ Е
ГОСТ
ОП2-156X320 ППГ-156X320 МПП2-80Х320 156 80 32 9586
ОП1-156X320 ППГ-156Х320 МПП2-80Х320 156 80 32 —
ОП2-210X320 ПУГ-230Х320 МПП2-80Х320 230 80- 100 32 13 370
ОП2-230Х500 ПУГ-230Х320 МПП2-70Х500 230 80 50 14 800
ОП2-230Х700 ППГ-230Х700 МПП2-80Х700 230 80 70 15320
ОП2-307Х320 ППГ-307X320 МПП2-100Х320 307 100 32 15 500
ОП2Э-307Х320 ППБ-307Х320 МПП2-100Х320 307 100 32 6767
ОП13-406X125 ППБ-406Х125 МП-406Х125 406 100 13,5 4020
ОП1-180Х210 ППГ-180Х210 180 80 21 ГОСТ
0172-180X210 ППГ-180X210 180 80 21
ОП1-180X350 ППГ-180X350 180 80 35
СП2-180X350 ППГ-180X350 180 80 35
ОП2-180X700 ППГ-180X700 180 80 70
ОП2-280Х350 ППГ-280Х350 280 100 35
ОП2-350Х350 ППГ-350Х350 350 100 35
•ОП2-350Х700 ППГ-350Х700 350 100 70
ОП2-406Х125 ППГ-406Х125 406 100 12,5
0172-425X140 ППГ-425Х140 425 100 14
ОП2-425Х2Ю ППГ-425Х210 425 100 21
0772-520X140 ППГ-520Х140 520 100 14
0172-520X210 ППГ-520Х2Ю 520 100 21
64
Присоединительные размеры, мм
ед Я & О) И а> д го
а • ' Я ГО Ф <р го у > я л <R 2 ст К u. х CJ я го, Я
диаметр от стий средний де метр колъи вых уплотн ширина ка ки под кол вое уплотн ние глубина ка КИ ПОД КОЛ1 вое уплотн» наружный, метр флан
Шпилька превентора Диаметр от- верстия под шпильку» мм Шпилька кре- стовины
число размер превентора крестовины число размер
13862— 68
325 205 12 8 395 12 М36 40 30 8 М27
325 205 12 8 395 12 М36 40 30 8 М27
470 290 18 13 525 12 М48 52 30 8 М27
440 290 18 13 525 12 М48 52 30 8 М27
476 272,7 26,4 12,7 650 16 М39 42 27 8 М24
530 360 14 10 620 16 М46 52 34 8 мзо
530 360 14 10 620 16 М48 52 34 8 мзо
600 470 14 10 675 16 М42 46 30 8 М27
13862- 75
5—3037
65
Таблица 11.12
Типоразмеры противовыбросового оборудования
Параметры Типоразмер
ОП2-156Х320 ОП2Р-156Х320ХЛ ОП2Р-156X320 ОП2-230Х350 ОПЗ-230Х350 ОП2-230Х700 О X о со СЧ сЗ СЧ С о ОПЗ-230Х700
Условный диаметр проходного отвер- стия, мм 156 230
Рабочее давление. МПа 32 35 70
Тип плашечного превентора ППГ-156Х320 ППБ-156X320 ППГ-230Х350 ППГ-230Х700
Тип универсально- го Превентора — ПУГ-230Х350 —
Тип манифольда МПП2Г-100Х Х350 МПП2Р-100X350 МПП2Г-100X350 С 1Г > с с О' и 1= 5 < МППЗ-100Х350 МПП2-80Х700 о о X со оз сч с С £ МППЗ-80Х700
Тип установки гид- равлического управ- ления ГУП100Бр-1 Ручное управ- ление ГУПЮОБр-1 ГУПЮОБр-2
Масса полного ком- плекта оборудования, кг 5020 7148 11380 19380 12750 23970 26100 26200
За вод-и з г отови- тель Машиностроительный им. лейтенанта Шмидта (Баку) Бурового обо- рудования .Баррикады" (Волгоград) Маши
66
оборудования
I 0П1-307X200 О о сч X й сч Е О ОП2-307Х200ХЛ ОПЗ-307Х200 ОП2-307Х320 ОПЗ-307Х320 ОП2-350Х350 ОПЗ-350Х350 ОП1-406Х125 ОП1-520X140
307 350 406 520
20 32 35 12,5 14
ППГ-307Х200 ППГ-307Х320 ППГ-350Х350 ППГ-406Х125 ППГ-520Х14
— — — —
OlsXooi-JIUUW О сч X 8 § МППЗ- 100X210 МПП2Г-100X350 МПБ2-100X350 МППЗ-100X350 МПП2Г-100X350 С О' > с с> С£ с / о 1О со X с> о СО С С S МПП1Г-100Х210 МПП1Г-1000X210
ГУПЮОБр-1
8480 7306 13300 9898 17918 14100 10260 18280 16800 6121 7703
ностроительный им. лейтенанта Шмидта (Баку)
67
выброса или открытого фонтанирования как при наличии бурильной колонны
в скважине, так и без нее.
Превенторы выпускаются со сменными трубными плашками под бурильные
трубы диаметрами от 73 до 168 мм и глухими плашками для полного закры-
тия скважины при отсутствии в ней бурильной колонны.
Превенторы типа ППГ всех размеров конструктивно исполнены одинаково,
исключение составляют превенторы с рабочим давлением 70 МПа и выше, кото-
рые имеют разгрузочное устройство, позволяющее закрывать вручную превентор
при давлениях 20 МПа. Плашки, перекрывающие устье скважины, рассчитаны
на определенный размер бурильной трубы и при необходимости могут заменять-
ся как трубными различных размеров, так и глухими. Основной деталью превен-
тора является корпус, к которому с боков прикреплены крышки с гидроголовка-
ми и цилиндрами. На концах штоков гидроголовок имеются плашки для охвата
бурильной трубы, выполненные из металлического корпуса со сменными вкла-
дышами. Уплотнения плашек превенторов ППГ-350Х350 и ППГ-520Х140 скон-
струированы с защитными пластинами. Крышки установлены на шарнирных
кольцах и могут откидываться, открывая корпус с боков для смены плашек.
Крышка с гидроголовкой состоит из самой крышки, в которую вставляется
биметаллическая хромированная втулка, уплотняемая по наружному и внутрен-
нему диаметрам резиновыми кольцами круглого сечения. Втулка фиксируется
от перемещения пружинными кольцами. Крышка имеет отверстия для се крепле-
ния к корпусу, крепления цилиндра к крышке и подвода рабочей жидкости
от гидросистемы. К крышке приварены штуцеры для присоединения к гидро-
системе. Цилиндр закрепляется на внешней стороне крышки, по ее центру,
а с другого конца заканчивается крышкой, которая крепится шпильками.
В крышку вставлены резиновые кольца круглого сечения, уплотняющие стакан
привода. При помощи шпилек цилиндровая группа крепится к корпусу превен-
тора.
В торцовую крышку цилиндра вставлен упорный шариковый подшипник
для вращения винта с квадратом в процессе закрытия и открытия превентора
при помощи штурвала. Шариковый подшипник вместе с опорным кольцом вос-
принимает осевые усилия. Стакан привода имеет сквозное отверстие квадратно-
го сечения. В крышке выполнено отверстие для присоединения к гидросистеме.
Боковые крышки корпуса превентора подвешены на шарнирах и уплотнены
резиновыми прокладками, поэтому удобно быстро заменять плашки, не демонти-
руя превентор с устья даже при наличии колонны в скважине. Специальные
треугольные выступы на вкладышах плашек обеспечивают принудительное цен-
трирование труб при закрывании превентора.
Шток поршня имеет на одном конце Т-образный выступ под плашку, а на
другом — шарнир Гука для соединения карданного вала. Шток выполнен за
одно целое с поршнем превентора. Поршневая система выполнена с двусторон-
ним штоком, а сам поршень уплотнен по наружному диаметру резиновыми
кольцами.
Гидравлическая система состоит из вертлюжков и трубок, посредством кото-
рых масло под давлением проходит в полости цилиндров для закрытия и откры-
тия превенторов. Каждая плашка перемещается поршнем гидравлического цилин-
дра; перемещение плашек вручную осуществляется вращением штурвала.
Открывать превентор вручную нельзя, так как винтовое соединение имеет односто-
роннее действие. Чтобы открыть превентор, закрытый вручную, необходимо пол-
68
ностыо отвинтить втулку, вращая ее до упора, а затем с помощью гидропривода
открыть превентор.
Поршень со штоком, крышка и гидроцилиндр уплотняются при помощи рези-
новых колец.
Превентор ППГ-156У.320. Обозначение шифра ППГ-156X320 следующее:
П — превентор, П — плашечный, Г — с гидравлическим приводом, 156 — диаметр
проходного отверстия 156 мм; 320 — рабочее давление 320 кгс/см2 (32 МПа).
Механические свойства и качество литья должны соответствовать ТУ
26-02-62—71 (стт>550 МПа. 6=14%, а,,^0,55 МДж/м2, 217—241 НВ. Матери-
ал корпуса сталь марки 20ХГСЛ. Для изготовления используется заготовка
ЗГП 11'1560-001.11, а литье подвергается дробеструйной обработке. По окончании
обработки внутренние поверхности окрашивают маслостойкой эмалью в два
слоя.
Ниже приведены комплекты запасных и сменных частей к превентору
ППГ-156Х320.
Комплект сменных частей
Вкладыши с уплотнением под трубы диаметрами, мм:
60..................................................... I
73 ................................................... I
114..................................................... 1
Комплект запасных частей
Резиновые уплотнения под трубы диаметрами, мм:
60..................................................... 1
73..................................................... I
89..................................................... I
114 .................................................... 1
Кольца (прокладки):
090-100-58-2-5 (ГОСТ 9833—73)...................:....... 2
075-085-58-2-5 (ГОСТ 9833—73)........................... 1
22-210у200 ............................................. 1
21-200 .................................... . . 1
21-48................................................... 1
Уплотнение торцовое ........................................ 1
Винты:
Ml 6X25................................................. 1
M2DX66.................................................. 1
М48ХЮ0.................................................. 1
Па рис. П.14 приведен превентор ППГ-156Х320.
Манжеты на плашках заменяют следующим образом:
приводят плашки в крайнее открытое положение;
отвинчивают винты крепления крышки к корпусу и откидывают крышку;
частично выдвигают плашку из крышки и снимают крышку с выступа
штока при помощи ручного привода;
заменяют манжету.
По окончании замены манжет на плашках операцию повторяют в обратной
последовательности.
В табл. 11.13 приведены условные диаметры сменных плашек под буриль-
ные трубы и габаритные размеры превенторов.
69
Рис. 11.14. Плашечный превентор ППГ-156Х320 (а) и основные размеры кор-
пуса (б):
1 — плашки; 2 — крышка; 3 — торцовое уплотнение; 4, 5 — левая и правая трубки для гид-
ропривода плашек; 6 — гидроцилиндр; 7 — корпус; 8 — карданный вал
Таблица 11.13
Сменные плашки под трубы и габаритные размеры превенторов
Шифр превентора Условный диа- метр сменных плашек под трубы, мм Габаритные размеры превентора, мм Масса, кг
длина ширина высота 1
ППГ-156X320 ППГ-156Х320ХЛ 33 114 1895 650 310 789
ППГ-2Н0Х350 48—219 2480 795 500 1430
ППГ-307Х320 ППГ-307Х320ХЛ 114—219 2392 750 430 1457
П11Г-350Х350 60—273 2660 850 500 1396
ППГ-406Х125 114- 273 2600 900 580 1483
ПГ1Г-425Х210 60—340 2750 410 500 1766
ППГ-52ОХ1Ю 60—426 3050 935 570 2370
11 р и м с ч а и и е. Для каждого диаметра превентора поставляются глухие плашки.
Заводом «Баррикады» выпускаются плашечные превенторы на рабочие
давления 32 и 50 МПа с проходным отверстием диаметром 230 мм. Превенторы
выполняю гея по единой конструкции, обеспечены гидравлическим и ручным при-
водами к каждой плашке.
От частых открываний и закрываний превентора изнашивается верхний
торец плашки. Для увеличения ресурса плашку изготовляют одинаковой с обеих
сторон; после изнашивания верхнего торца ее переворачивают, а резиновую
манжету заменяют новой.
Плашки превенторов ППГ-230х320Бр и ППГ-230х500Бр разъемной конст-
рукции еосюяг из корпуса, сменных вкладышей и резинового уплотнения. Каж-
дая плашка перемешается поршнем гидравлического цилиндра и штурвалом от
ручного привода. Для закрытия плашечного превентора вручную требуется сде-
лать 14 оборотов штурвала по часовой стрелке. Превенторную установку мон-
тируют на обсадные колонны диаметрами 194, 219 и 245 мм. Колонный фланец
предварительно растачивают под соответствующий размер обсадной трубы или
прикрепляют па резьбе.
Корпус превентора ППГ-230Х320 представляет собой стальную отливку
коробчатого сечения, имеющую проходное отверстие диаметром 230 мм и сквоз-
ную прямоугольную полость, в которой размещаются плашки. Полость корпуса
с обеих сторон закрывается откидными крышками, шарнирно подвешенными на
корпусе. Крышки крепятся к корпусу винтами, что позволяет сменить плашки
без демонтажа превентора с устья скважины и наличия инструмента в ней.
Высота превентора равна 310 мм. Корпус рассчитан на установку комплектов
сменных плашек в зависимости от размера бурильной и обсадной труб (диа-
метрами 60, 63,5, 73, 89, 114,3, 127, 141,3, 146, 168 мм) и глухих плашек.
Управление дистанционное гидравлическое и ручное с помощью штурвалов.
Гидроиспытания плашек проводят смазкой «Нефтегаз-203» марки В. Допу-
скается проводить гидроиспытания маслом инструментальным 12 или 20 с до-
бавлением 25—30% по объему смазки «Нефтегаз-203» марки Б. Кон-
71
струкцня превентора ППГ-230Х500Бр аналогична конструкции превентора
ПП Г-230 Х320Бр.
Техническая характеристика плашечного превентора
ПГО-230Х320Бр
Диаметр проходного отверстия, мм.................. 230
Давление, МПа:
рабочее.......................................... 32
пробное (испытательное) ......................... 64
Управление.................................Дистанционное гид-
равлическое и руч-
ное
Размеры уплотняемого инструмента, мм . . . 60—168
Габаритные размеры (два превентора с кресто-
виной, колонным фланцем и воронкой под
желоб), мм:
высота........................................ 1670
ширина........................................ 860
длина . . . . :............................. 2576
Институтом АзИНМАШ и отечественными заводами-изготовителями ведутся
работы, направленные на создание превенторов с диаметрами проходных отвер-
стий 180, 280, 350, 425 и 520 мм. В 1979 г. АзИНМАШем и заводом им. лейте-
нанта Шмидта проведено промышленное испытание противовыбросового обо-
рудования ОП2-280Х350. Выпущены плашечные превенторы ППГ-350Х350.
Техническая характеристика превентора ППГ-350Х350
и оборудования ОП2-350Х350
Тип превентора, оборудования . . .
Диаметр проходного отверстия, мм
Давление, МПа:
рабочее ......................
пробное ......................
Диаметр уплотняемых труб, мм . . .
Максимально допустимая температу-
ра рабочей среды, ®С .............
Диаметр по фланцевым отверстиям,
мм................................
Габаритные размеры, мм:
длина ............................
ширина........................
высота .......................
Масса с гидроуправлением, кг:
ГУП-ЮОБр..........................
СН6И..........................
ППГ-350Х350 ОП2-350Х350
350 350
35 35
70 70
60—273 60—273
150
590,5
2740 2740
845 845
420 2595
— 15 720
— 17 770
В превенторах типа ППГ-280Х350 корпус имеет коробчатое сечение, крыш-
ки подвешиваются непосредственно к корпусу на литых шарнирах (рис. II.15).
Материал корпуса — сталь марки 20ХГСЛ ТУ26-02-62—71, предел текучести—
ст=550 МПа, относительное удлинение 6=14%, относительное сужение <р=
=30%, ударная вязкость ак должна соответствовать 0,55 МДж/м2, твердость
217—241 НВ.
Все детали и узлы плашечного превентора изготовляются в соответствии
с требованиями ОСТ 26-02-1366—76.
Превентор ППГ-280Х350 по сравнению с превентором ППГ-230Х320 более
надежно герметизирует скважину (8—10 с) и имеет небольшую высоту (400 мм).
72
Рис. II.15. Плашечный превентор ППГ-280-350:
1 — корпус; S — плашки диаметром 114 мм; 3— трубки; 4 — боковая крышка; 5—фланец; б—заглушка; 7 — гидроцилиндр;
поршень; S — вилка; 10 — шток гидроцилиндра; 11 — уплотнение
Масса его 1500 кг. Однако превентор ППГ-280Х320 имеет следующие недостат-
ки: на каждую плашку необходим отдельный привод (ручной), кроме того,
превентор трудно открыть вручную.
Ниже приведены комплекты сменных и запасных частей к превентору
ППГ-280Х350.
Комплект сменных, частей
Вкладыши с уплотнением диаметром 127 мм................... 2
Комплект запасных частей
Резиновые уплотнения под трубы диаметрами, мм:
114.................................................... 2
127 ................................................ 2
Кольца (прокладки):
090-100-58-2-5 (ГОСТ 9833—73)....................... 8
075-085-58-2-5 (ГОСТ 9833—73)......................... 4
21-48X0............................................... 4
21-200X0 ............................................ .4
400-415-85-2-4 (ГОСТ 9833—73)......................... 2
Винты:
М10Х1Х30............................................... 4
М30Х68................................................ 2
М4ХН0................................................. 2
Ключи торцовые 36......................................... 2
Превенторы ППГ-280Х350 и ППГ-350Х350 предусмотрены с парообогревом
согласно ОСТ 26-02-1366—76. На рис. 11.16 показан разрез корпуса превентора
ППГ-280Х350. Два превентора ППГ-280Х350 завода им, лейтенанта Шмидта
с крестовиной, колонным фланцем и воронкой под желоб имеют высоту 1670 мм
и ширину 860 мм. Этот же завод изготовляет превентор ППГ-307Х320, конст-
рукция которого аналогична конструкции превентора ППГ-230Х320, но отлича-
ется более массивными размерами.
Корпуса и отдельные детали превенторов, выпускаемых заводом им. лейте-
нанта Шмидта, изготовляются из стали марки 20ХГСЛ, а выпускаемых заводом
«Баррикады» - из стали марки 20ДХЛ и 12ХНФ10Л. Ниже приведены механи-
ческие свойства стали марки 20ХГСЛ.
Предел текучести, МПа............................. 550
Ударная вязкость, МДж/м2.............................. 0,55
Твердость НВ................................• . . 217—241
Относительное удлинение, о/о...................... 14
Относительное сужение, %.......................... 30
Литье ............................................Дробеструйное
Отклонение центрального угла между осями любых
двух отверстий в привалочных фланцах................ 16'
На рис. II.17 приведена конструкция крестовины превентора ППГ-307Х320.
Крестовина изготовляется по нормали завода им. лейтенанта Шмидта НЗЗ—70
из стали марки 20ХГСЛ. Высота крестовины 680 мм, диаметр боковых отводов
90 мм, толщина сечения 46,5 мм, ширина ее по фланцам боковых отводов
780 мм. Отклонение центрального угла между осями любых двух отверстий
в привалочных фланцах не более 16%. Диаметр канавки под уплотнительное
кольцо равен 360±0,15 мм, а диаметр боковых фланцев — 240 мм.
74
|«--—----I -»l k- ?5^0.1
Рис. II.16. Корпус плашечного превентора ППГ-280Х350
Фланец превентора ППГ-307Х320 имеет три модификации:
Модификация.................
Диаметр, мм:
фланца .....................
проходного сечения . . . .
Масса, кг...................
ЗППБ-12-7 ЗППБ-12-15 ЗППБ-12-З
273 299 325
255 280 305
158 146 138
В табл. 11.14 приведены материалы смазки к превентору.
В настоящее время в геологических организациях используют превенторы
с ручным приводом типа ППБ-307Х320. Плашки в превенторе перемещаются при
помощи винта и штока, расположенных в крышке и образующих винтовые па-
ры. Винтовые пары имеют резьбу разных направлений. На боковом конце при-
водного вала надеты вилка и крестовина типа карданного сочленения для со-
единения со штурвалом ручного управления.
Таблица 11.14
Материалы смазки к превентору ППГ-307Х320
Материал Масса, кг Материал Масса, кг
Эмаль светло-зеленая ПФ-115 Эмаль красная ПФ-115 Нитроэмаль красная НЦ-132К 0,5 0,1 0,16 Грунтовка ГФ-020Р Шпаклевка ПФ-002 Смазка СХК 0,3 0,1 3,7
76
Превентор ППБ-307Х320 предусмотрен с дистанционным электрическим и
ручным приводами.
Техническая характеристика превентора ППБ-ЗО7ХД2О
Диаметр проходного отверстия, мм ........................ 307
Давление, МПа:
рабочее............................................... 32
пробное (испытательное)............................... 64
Диаметр уплотняемых труб, мм..........................114—219
Габаритные размеры, мм:
длина............................................... 1600
ширина................................................ 776
высота................................................ 570
Масса, кг................................................ 1350
Превенторы ППБ-307Х320 устанавливают при ремонтных работах на устье
и процессе бурения структурно-поисковых и эксплуатационных скважин на
глубину 1200- 2000 м. Необходимость установки превентора вызвана его уско-
ренной монтажеспособностью при заканчивании скважин в течение 3—4 мес,
геологическими условиями и определяется нефтегазодобывающим объединением
по согласованию с инспекцией Госгортехнадзора.
Таблица 11.15
Объемы гидроцилиндров плашечных превенторов
Типоразмер пре- вентора Рабочий объем гидроци- линдров, дм3 Типоразмер пре- вентора Рабочий объем гидро- цилиндров, дм3
для закры- вания для открыва- вания для за- крывания для откры- вания
ППГ-156X320 ППГ-180X210 ППГ-180X350 ППГ-180X700 6,0 7.0 5,5 6,0 ППГ-307Х200 ППГ-307Х320 ППГ-350Х210 ППГ-350Х350 10,5 12,5 9,0 10,5
ППГ-230Х350 8,5 7,0 ППГ-350Х700 18,5 16,0
ППГ-230Х700 12,5 10,5 ППГ-406Х125 14,0 12,0
ППГ-280Х2Ю ППГ-280Х350 10,0 8,5 ППГ-425Х140 ППГ-425Х2Ю 15,0 13,0
ППГ-28ОХ700 15,0 13,0 ППГ-520Х140 ППГ-520Х210 18,0 15,5
Таблица 11.16
Тип превентора Число циклов превентора Суммарная длина расха- живания, м
полное закрытие проходного отверстия закрытие на контрольном патрубке
при рабочем давлении без давления при рабочем давлении без давления
ППГ. ППР ПУ1 3 >300 >15 >500 >300 >2000
77
В табл. 11.15 приведен рабочий объем гидроцилипдроп плашечных превен-
торов с гидроуправлением для закрывания и открывания.
По ОСТ 26-02-1366—76 введена наработка плашечного и универсального
превенторов. Наработка на отказ уплотнителя, не бывшего и работе, должна
соответствовать указанной в табл. 11.16.
За суммарную длину расхаживания принимается условная длина расхажи-
вания колонны труб между замковыми соединениями (муфтами) при давлениях
в гидравлических цилиндрах превенторов и в скважине не более 10 МПа при
средней скорости расхаживания не более 0,5 м/ч.
Превентор плашечный с электрическим приводом ППБ-406Х125.
Техническая характеристика превентора ППБ-406Х125
Диаметр проходного отверстия (по нормали Н929—61), мм. . 406
Давление, МПа:
рабочее................................................ 12,5
пробное.................................................. 25
Габаритные размеры, мм:
высота................................................. 1145
ширина.................................................. 900
длина................................................. 1905
Масса, кг ................................................. 2121
Плашки сменные под трубы диаметрами 114, 127, 140, 146, 168, 178, 194,
219, 245, 273 мм и глухие.
Плашки перемещаются при помощи телескопического устройства, приводи-
мого в движение через боковой приводной вал и цепную передачу от электро-
управления. Корпус выполнен из стали марки 20ХГСЛ, а фланец — из стали
марки ЗОЛ-1. Трубные плашки изготовляют из стали марки Ст. 5, а глухие—-из
стали марки 40.
РАСЧЕТ КОРПУСА ПЛАШЕЧНОГО ПРЕВЕНТОРА
И РЕЗИНОВОГО УПЛОТНЕНИЯ
Корпус превентора коробчатого сечения в расчетах принимается за пласти-
ну, опирающуюся на боковые опоры (пластины), где нагрузка на ее горизон-
тальную плоскость распределяется равномерно. От внешней нагрузки пластину
стального литья рассчитывают на прогиб в ее центре по формуле [34]
f=с1(ра4/£А3), (П.15)
где р — давление в превенторе, МПа; а — сторона пластины, мм; h — толщина
пластины, мм; Е — модуль упругости материала при растяжении, МПа.
Предельный изгибающий момент по центрам опор: Л4пр=— ctfPa. Напряже-
ние изгиба от изгибающего момента аиз=6МПр/Л2. Коэффициенты Ci и с2 зави-
сят от отношения прямоугольных сторон пластины а/Ь.
Рассчитав напряжение растяжения av—R/F (R — нагрузка, растягивающая
переднюю стенку, Н; F — площадь корпуса, мм2) и определив нормальное напря-
жение ов=Пиз-(-Ор. находят коэффициент запаса прочности по пределу текучести
Л=От/Ов.
Корпус превентора должен выдержать вес бурильной колонны труб без
прогиба его стенок. Превенторы на рабочие давления 21 и 32 МПа, выпускае-
мые отечественной промышленностью, предусмотрены с ребрами жесткости,
а превенторы на давления 50, 70 и 105 МПа представляют собой литую ко-
робку с гладкой наружной поверхностью.
78
В любой точке гладкой поверхности прогиб будет меньше, чем в центре
пластины. При рассмотрении площадки прямоугольной формы напряжение
и центре пластины определяют в координатах
oy=c2p(b/h)2; ox=c3p(b/h)2. (11.16)
Максимальное напряжение изгиба площадки
П,5раЬг
°niax= sa (I 4-0,623а') ’
(П.17)
где а, b — размеры площадки, мм; s— толщина площадки, мм; а — коэффициент,
зпаиснщиЛ о г отношения размеров площадки.
Дли корпуса и основных деталей превентора коэффициент запаса прочности
нрннн। равным 2—3. Крышки корпуса, являющиеся цилиндром, на прочность
рассчитывают по формуле
1/>11/> I (у 01
° (•*• <) f '
(П.18)
Прочность цилиндрической части корпуса, идущей на фланец, как и у кре-
стовин, определяется выражением
[Рисп] =200$„<Тдоп/7)н,
где [рисл]—допускаемое испытательное давление, МПа; sH— номинальная
толщина стенки, мм; £>н — наружный диаметр цилиндрической части корпуса
превентора, мм; одоп— допускаемое напряжение, МПа; с — поправочный коэф-
фициент на коррозию, мм; tp — коэффициент прочности швов (для литых конст-
рукций <р=1).
Фланцы рассчитывают на прочность по методике АзИНМАШа в зависимости
от предельной нагрузки
Qnr=l,7fe<poTft2, (П.19)
где А’ - коэффициент, определяемый по формуле
А*о Г Оф Do + 8 8 1
Л= 1 + Ош — (Do-8) D^ 1 J’ (,t20)
<j> — коэффициент, равный
где £),|. — наружный диаметр фланца, мм; Ош — диаметр отверстий под шпиль-
ки, мм; Do — диаметр проходного отверстия фланца, мм; б — толщина шейки
фланца, мм; h — высота фланца, мм.
Крышку корпуса плашечного превентора рассчитывают на прочность как
полый цилиндр [34] по формуле
Рвн [Двн+ (s—с)1
2,3 (s— с) <f •
(11.22)
где рви — внутреннее давление, МПа; DBB — внутренний диаметр, мм; с — по-
правочный коэффициент на коррозию, мм; s — толщина стенки, мм; <р — коэффи-
циент прочности шва (для литых конструкций <р=1).
79
Гидравлический цилиндр рассчитывают на прочность из условия заданного
диаметра цилиндра. Диаметр гидравлического цилиндра определяется в зависи-
мости от давления на поршень рц при закрытом превенторе, необходимого,
чтобы преодолеть выталкивающее усилие [34]:
рц=РсЛ</2/4, (U.23)
где рс — давление в скважине, МПа; d — диаметр штока, мм.
Площадь поршня определяется выражением F—p'^Jp (р — максимальное
установленное давление в гидроцилиндре, МПа; р'ц —усилие, необходимое для
закрытия превентора, Н).
При определении суммарного усилия цилиндра учитывают силу трения QIP,
возникшую при движении резиновых уплотнительных колец, установленных на
поршне и штоке гидроцилиндра: p'n=p4+QTp.
Диаметр гидроцилиндра определяют по формуле
Исходя из допускаемого давления, проводят проверочный расчет прочности
гидроцилиндра по формуле
Рдоп=200/?в/Д вн» (П.25)
где R — допускаемое напряжение металла, МПа; 7?=(0,3^-0,4)овр; DBB — внут-
ренний диаметр гидроцилиндра, мм.
Вкладыши плашечного превентора воспринимают определенные нагрузки
в зависимости от направления усилия; в одних случаях от веса бурильной ко-
лонны труб — на изгиб плашек вовнутрь (вниз), в другом от внутреннего дав-
ления скважинного флюида (вверх). Таким образом, вкладыши полукруглой
формы воспринимают изгибающее напряжение, определяемое по формуле
<r=Ppa2/s2, (11.26)
где р — коэффициент, зависящий от отношения а к Ь; р — давление в превен-
торе, МПа; а — ширина плашки, мм; s — толщина вкладыша, мм.
Уплотнения предназначены для предотвращения утечки смазки, разделения
пространств с различными рабочими средами, давлениями или температурами.
Многочисленные типы уплотнений в превенторах необходимы для решения раз-
личных проблем в зависимости от требований, назначения, условий эксплуата-
ции. В неподвижных соединениях применяют плоские и круглые уплотнения,
кольца круглого сечения или сварные соединения, в устройствах с поступатель-
но-возвратным движением — манжетные уплотнения, металлические, поршневые
кольца, металлические сальники или мембраны, а у подвижных (вращающихся)
валов — лабиринтные и волновые уплотнения, сальники, манжеты, аксиальные
или радиальные торцовые уплотнения, отливаемые и растачиваемые из различ-
ных материалов.
В превенторах используются резиновые и металлические уплотнения, рези-
новые в основном для обхвата бурильной трубы при аварийных ситуациях.
Ранее для уплотнений труб критическим считалось давление 10—25 МПа, в на-
стоящее время в превенторных установках рабочее давление достигает 70 МПа.
80
В превенторах осевая сила, действующая по горизонтали, прижимает резиновые
уплотнения к неподвижной или подвижной трубе, перекрывая пути прохода
скважинной среды на поверхность земли. Горизонтальная уплотняющая сила
)рг) стремится уменьшить уплотнительный зазор, если она больше внутрен-
него давления скважинной среды (рв). Горизонтальную уплотняющую силу
рассчитывают по площади, воспринимающей давление.
Для создания нормального уплотнения необходимо, чтобы скважинное дав-
ление, стремящееся выдавить резиновую массу из зазора между плашками,
было меньше горизонтального усилия уплотнения. При соблюдении этого усло-
вия газ, нефть и вода не могут вырваться на дневную поверхность. Резиновые
упругие материалы позволяют перекрыть микро- и макронеровности на поверх-
ностях труб.
В превенторах для уплотнения плашек используют резину марки ИРП-1396
и ИРП-8470.
Ниже приведены состав и физико-механические показатели резины, исполь-
зуемой в плашечных превенторах для обхвата бурильных труб.
Состав резины ИРП-8470 (в %):
СКН-26 (каучук) Сера Прочие Окись цинка
10,0 3,0 0,8 5,0
Продолжение
Сажа газовая Стеарин Дибутилфталат Неозон Д
(смягчитель)
53,7 1,5 25,0 1,0
Физико-механические показатели резины ИРП-8470:
Сопротивление разрыву, МПа................ 80—18
Удлинение, %:
относительное ............................. 360—500
остаточное............................. 8—17
Твердость по Шору.......................... 50—65
Режим вулканизации......................... 150—160°СХ20 (мин)
В универсальном превенторе используют резину марки УПР-78, механиче-
ские показатели которой таковы:
Прочность, МПа....................................... 22,4—26,0
Удлинение, %:
относительное ...................................... 480—551
остаточное....................................... 16—22
Твердость по Шору.................................... 67—73
Прочность крепления клеем НВ......................... 67—71
Уплотнительные прокладки круглого сечения, используемые в плашечных
и универсальных превенторах, изготовляют из резины 120 или 192:
Марка резины.................................... 120 192
Сопротивление разрыву не менее, МПа .... 17,0 20,0
Удлинение, %:
относительное, не менее..................... 250 300
остаточное, не более......................... 14 12
Твердость по Шору......................... 82—86 78—82
Набухание в смеси 5% бензола и 95% бен-
зина при 20°С в течение 24 ч, %......... ... 5—Ю
Для комплектации малогабаритного превентора ППГ-156Х320 уплотнителя-
ми заводом им. лейтенанта Шмидта разработаны пресс-формы для отлива рези-
новых манжет под бурильные трубы диаметрами 60, 73 и 89 мм.
6—3037
81
Для комплектации превентора ППГ-307Х320 разработаны и изготовлены
пресс-формы для отлива резиновых манжет под бурильные трубы диаметрами
114, 127 и 140 мм и под обсадные трубы диаметрами 146, 178, 194 и 219 мм.
Изготовлены пресс-формы под глухие плашки.
Для поставки манжет к превентору ППГ-350Х350 изготовлены пресс-фор-
мы под бурильные трубы диаметрами 114, 127 и 140 мм, под глухие плашки
и обсадные трубы диаметрами 146 и 219 мм. Разработаны чертежи пресс-формы
под уплотнители на обсадные трубы диаметрами 168, 194, 245 и 273 мм.
Заводом «Баррикады» изготовлены пресс-формы для отлива резиновых
уплотнений на большинство диаметров бурильных и обсадных труб.
Плашки выполнены из металлического корпуса со сменными вкладышами,
а сами уплотнения плашек предусмотрены с защитными пластинами. Крышки
установлены на шарнирных кольцах и откидываются на них, открывая боковые
проемы в корпусе для смены плашек.
Конструкция гидроголовок превенторов ППГ-350Х350 и ППГ-520Х140
отличается от конструкции гидроголовок других превенторов: подшипники ка-
чения заменены подшипниками скольжения; исключен стакан привода; конец
винта выведен наружу, что указывает на состояние плашек превентора при
работе от гидроуправления.
В случае необходимости смены плашек на буровой требуется: привести
плашки в крайнее открытое положение; отвинтить крепление крышки к корпусу
и откинуть ее; выдвинуть частично плашку из крышки и снять ее с выступа
штока (при помощи ручного привода); заменить вкладыш или уплотнение;
затем операции повторяются в обратном порядке.
Ручной привод предназначен для закрытия плашечных превенторов при
отсутствии электроэнергии и разряжении аккумулятора, а также с целью фикса-
ции закрытого положения плашек. Он обеспечивает закрытие превентора при
давлении в скважине не более 10—15 МПа. После перемещения плашек вруч-
ную на закрытие скважины открыть превентор вручную нельзя ввиду односто-
роннего винтового направления в телескопическом устройстве. Для открытия
плашек вручную необходимо вывинтить специальную втулку, вращая ее до упо-
ра. В дальнейшем плашки перемещаются при помощи гидроцилиндра.
УНИВЕРСАЛЬНЫЕ ПРЕВЕНТОРЫ
Универсальный превентор предназначен для герметизации устья вокруг лю-
бой части бурильной колонны: ведущей, бурильной труб, замка сложного сече-
ния (труба — замок), а также для полного перекрытия скважины при отсутствии
в ней инструмента. Превентор состоит из корпуса, крышки, уплотнителя, ко-
нического плунжера, запорной камеры и регулирующего клапана.
Регулирующий клапан предназначен для выполнения следующих операций:
а) устанавливать в запорной камере давление, соответствующее давлению
в скважине, при условии постоянного давления в гидросистеме;
б) поддерживать установленное давление путем автоматического сбрасыва-
ния возрастающего и поднятия сниженного давления в запорной камере. Эта
операция необходима во время протаскивания замкового соединения бурильных
труб через уплотнитель универсального превентора, при этом сброс давления
Происходит при отсеченной нагнетательной линии.
Клапан обеспечивает поддержание стабильного давления при работе с уни-
версальным превентором с погрешностью не более’0,3 МПа.
82
Во время входа замка в уплотнитель давление в запорной камере универ-
сального превентора возрастает, что вызывает увеличение давления в гидроси-
стеме и полости клапана. По трубопроводу через полость клапана давление
передается на сервомеханизм, в результате открывается второй клапан и про-
исходит слив масла. Резиновый уплотнитель расширяется и бурильный замок
проходит в уплотнитель. При выходе замка из уплотнителя добавляется недо-
стающее количество масла и повышается давление в полости регулируемого
клапана универсального превентора.
Универсальный превентор первоначальной конструкции модернизировался.
В настоящее время выпускаются превенторы более совершенной конструкции.
Превенторные установки ПУГ-156Х 320, ПУГ-230Х320, ПУГ-307Х200 и
ПУГ-230Х350 [29]. На рис. 11.18 приведена конструкция превентора
ПУГ-230Х350. Уплотнитель универсального превентора обеспечивает герметиза-
цию устья для труб диаметром до 194 мм. Время закрытия превентора 30 с.
Техническая характеристика превенторов ПУГ приведена в табл. 11.17.
Рис. II.18. Универсальный превентор ПУГ-230Х350 (ПУ1-230Х350):
/ — предохранительная втулка; 2 —штуцер; 3— уплотнительное кольцо; 4— резиновое уп-
лотнение; 6 — поршень; 6 — уплотнительная манжета; 7 — корпус превентора; 8 — ограни-
читель; 9 — крышка
6* 83
Т а б л и ц а 11.17
Показатели
Таблица 11.18
Шифры универсальных
превенторов
Диаметр проходного от-
верстия, мм
Давление, МПа:
рабочее
при испытании
Габаритные размеры, мм:
высота
наружный диаметр
корпуса
Масса, кг
Управление
156 230 307
32 32 20
64 64 40
880 1050 1220
660 865 990
1270 2640 3870
Г идравличес-
кое дистан-
ционное
ПУГ-230Х350
ПУГ-280Х350ХЛ
ПУГ-350Х350
Шифр по техничес-
ким условиям и
Другой норматив-
но-технической
документации
Шифр по
ОСТ 26-02-1366—70
ПУ1-230X350
ПУ1-280Х350ХЛ
ПУ 1-350X350
Примечание. Шифр ПУ1 -230X350
означает: превентор универсальный, модель 1,
диаметр проходного сечения 230 мм, рабочее
давление 350 кгс/сма (35 МПа).
В усовершенствованном универсальном превенторе корпус и крышка пред-
ставляют собой цилиндрические отливки, навинченные на прямоугольной резьбе
и закрепленные болтами.
Уплотнитель имеет форму массивного резинового кольца, армированного
металлическими вставками двутаврового сечения для жесткости и снижения
износа уплотнителя. Кольцевой уплотнитель установлен в плунжере ступенчатой
формы с центральным конусным отверстием. Корпус, плунжер и герметизирован-
ная крышка образуют в превенторе две гидравлические камеры, изолированные
манжетами. Гидравлические камеры через отверстия в корпусе соединены
с установкой гидравлического управления. Верхняя камера (распорная) служит
для открытия кольцевого превентора, а нижняя (запорная) — для его закрытия.
При включении пульта на закрытие превентора масло нагнетается под дав-
лением в запорную камеру, плунжер перемещается вверх, обжимает уплотнитель
и резиновое кольцо, вставки которого перемещаются к центру скважины и гер-
метизирует находящуюся в ней бурильную колонну. Если в скважине отсутству-
ет бурильная труба (колонна), уплотнение полностью перекрывает проходное
сечение в превенторе за счет массы резины. Для открытия проходного сечения
превентора масло нагнетают в распорную камеру и плунжер из верхнего поло-
жения перемещается вниз, вытесняя жидкость из запорной камеры в сливную
линию гидравлического управления. Уплотнитель расширяется, принимая пер-
воначальную форму.
Согласно ОСТ 26-02-1366—76, кольцевой уплотнитель универсального пре-
вентора должен позволять:
протаскивание колонны труб общей длиной не менее 2000 м при давлении
в скважине пе более 10 МПа с замковыми или муфтовыми соединениями со
специальными снятыми фасками под углом 18°;
расхаживание и проворачивание колонны;
открытие и закрытие превентора на расчетное число циклов;
быструю замену кольцевого уплотнения без демонтажа превентора.
84
Таблица 11.19
Характеристика универсальных превенторов по ОСТ 20-92-1366—76
О о £ g В я Е я ess « о О о сх « более CD CD Рабочий объем гидравличес- кой камеры, дм8
Типоразмер универсаль- к CD И 5s к- О CD >> ' Я (D К X S ®
ного превентора с к сЗ «=[ ^£5 а н „ 3
Q.S л с- X к
О> £ Ф К чЭ Я F) F Си Г-. СО
й cd Ч О Рабо’ МПа » £ ° о 2 8.К к Высо сЗ S 5 К К к ts Ч К X t=( X
ПУ1-180Х2Ю 180 21 180—0 127 830 1300 12 10
ПУ 1-180X350 35 970 2000 16 12
ПУ 1-180Х700 70 1200 6000 38 30
ПУ 1-230X350 230 35 230—0 146 1170 3300 27 21
ПУ 1-230Х700 70 1500 9500 65 52
ПУ1-280Х210 280 21 280—0 194 1050 2700 32 25
ПУ 1-280X350 35 1270 4000 42 35
ПУ 1-280X700 70 1700 13 000 105 80
ПУ 1-350X210 350 21 350—0 273 1200 4400 48 36
ПУ1-350X350 35 1430 8000 90 75
ПУ 1-350X700 70 1900 18000 140 ПО
ПУ 1-425X140 425 14 425—0 340 1300 6200 70 55
ПУ 1-425X210 21 1420 8200 85 70
ПУ1-520Х21.0 520 21 520—0 426 1700 15000 140 100
В табл. П.18 приведены шифры универсальных превенторов по ОСТ
26-02-1366—76.
Распорный цилиндр является опорой для резинового элемента и предохраня-
ет конический плунжер от ударов ведущей трубой и замками бурильных труб
при спуске инструмента в скважину. Для работы в зимнее время при темпера-
туре ниже 0°С рекомендуется применять универсальный превентор
ПУГ-230Х320ХЛ, обогреваемый паром в нижней части корпуса.
Универсальный превентор предназначен для герметизации устья в процессе
бурения без вращения и расхаживания бурильных труб. В то же время уплот-
нительная резина, имея круглую форму по торцам, допускает протаскивание
инструмента через нее. При этом происходит значительное трение, скольжение
по внутренней поверхности резины.
В 1980 г. промышленностью освоен универсальный превентор
ПУ1-280Х350ХЛ. В табл. П.19 приведены типоразмеры и характеристика уни-
версальных превенторов по ОСТ 26-02-1366—76.
В настоящее время выпускаются превенторы ПУ1-230Х350, ПУ1-230Х500 и
ПУ1-280Х350.
В превенторе ПУ1-230Х350 предусмотрено изменение диаметра проходного
отверстия уплотнителя от 230 до 0 мм. Наибольший условный диаметр труб,
пропускаемых с подвеской,—146 мм. Корпус универсального превентора из-
готовлен из стали марки 20ХНГСМЛ для толщины стенок более 100 мм.
85
Механические свойства стали марки 20ХНГСМЛ
Предел текучести ат, МПа............................. 450
Ударная вязкость ак, Дж/сма.............................. 60
Твердость НВ..........................................194—217
Относительное удлинение й6, %............................ 14
Допускаемое напряжение стали при коэффициенте запаса п=1,3: [ср] =
=<Тт/«=45/1,3=346 МПа; [т]=0,6[ар]=208 МПа; [<тп]=1,2[ор] =416 МПа;
[<тсм]—1,5[ар]=520 МПа.
Основными нагруженными деталями в универсальном Превенторе являются
корпус, крышка и уплотнитель.
Корпусы плашечных и отдельных универсальных превенторов, корпусы
некоторых штуцеров и задвижек изготовляют из заготовок цельной отливки.
Крестовики фонтанной арматуры и корпусы задвижек высокого давления изго-
товляют из литой сварной конструкции. Боковые крышки превентора тоже
отливаются из стали марки 20ХНГСМЛ с допускаемым напряжением 346 МПа.
ВРАЩАЮЩИЕСЯ ПРЕВЕНТОРЫ
В процессе герметизации устья бурящейся скважины часто требуется про-
водить вращение и расхаживание бурильной колонны, а также спуско-подъем-
ные операции с целью предотвращения прихвата и прилипания бурильного
инструмента к стенке скважины. Плашечные и универсальные превенторы для
этих действий не предусмотрены и для того, чтобы приподнять инструмент на
длину одной бурильной трубы, следует раздвигать плашки плашечного превен-
тора или отжимать массивное резиновое кольцо в универсальном превенторе,
нагнетая масло в верхнюю распорную камеру.
Таблица 11.23
Техническая характеристика вращающихся превенторов
Показатели Типоразмер вращающегося превентора
ПВ-156Х320 ПВ-230Х32Н ПВ-307Х200
Диаметр проходного от- верстия, мм: корпуса превентора 156 230 307
ствола 130 158 215
бокового ствола 150 150 150
Давление, МПа: рабочее 32 32 20
пробное 64 64 40
допускаемое при наи- 80 80 80
большей частоте вращения ствола Диаметр корпуса патрона, 380 510 515
ММ Условный диаметр уплот- 73,89 73, 89, 144 и 140 88, 114 и 140
няемого инструмента, мм Наибольшая частота вра- 100 100 100
щения ствола, об/мин Габаритные размеры, мм 1570X660X570 1550X680X875 1800X870X730
Масса, кг 1250 1785 1560
86
В настоящее время разработаны и выпускаются вращающиеся превенторы,
предназначенные для постоянной герметизации устья скважины вокруг ведущей
и бурильной труб, замкового соединения и УБТ. При наличии превентора
можно расхаживать, проворачивать и вращать инструмент, поднимать буриль-
ные трубы и УБТ. Основной узел превентора — резиновый элемент, который
имеет специальную форму, позволяющую протаскивать инструмент вверх или
вниз через уплотнение. При протаскивании инструмента уплотнение подвергает-
ся значительному износу, его износостойкость зависит от скорости подъема и
наружной поверхности труб, бурильного замка и других факторов.
Вращающийся превентор предназначен главным образом для вращения бу-
рильной колонны труб в процессе газонефтепроявления. Уплотнитель состоит из
металлического основания и резиновой части и прикреплен к стволу при помо-
щи байонетного соединения и специального болта. Уплотнитель выпускается
с одной цилиндрической уплотняющей поверхностью или с двумя (квадрат-
ный) — для уплотнения ведущей трубы по ее граням. Вращающийся превентор
позволяет бурить с обратной промывкой, с продувкой забоя газообразным
агентом или аэрированным раствором, с равновесной системой гидростатического
давления на пласт, вскрывать и опробовать пласты с высоким давлением.
Вращающиеся превенторы выпускаются четырех типоразмеров. Техническая
характеристика превенторов приведена в табл. П.20.
' Вращающийся превентор состоит из корпуса, пневмоцилиндра, упора, съем-
ного патрона с уплотнителем, вкладыша (зажима) под рабочую трубу, пульта
пневматического и ручного управления.
На рис. 11.19 показана конструкция превентора ПВ-156Х320. Корпус пре-
вентора литой с фланцем для установки на устье скважины с двумя внутренни-
ми выступами под остов резинового уплотнения. В корпусе предусмотрен боко-
вой отвод с фланцем, предназначенный для подсоединения к системе циркуля-
ции бурового раствора для газообразного агента. Байонетное кольцо служит
для крепления патрона в корпусе превентора, и оно вставляется в торцовые
прорези корпуса превентора на резьбе. Патрон состоит из корпуса и ствола
с набором резиновых уплотнений. В верхней части вращающейся втулки встав-
лены зажимы для принятия вращения от ведущей трубы, а в нижней ее части
закреплен уплотнитель. Верхняя часть ствола зажима имеет зубцы специаль-
ного профиля, обеспечивающие его зацепление с ведущей трубой.
В корпусе патрона установлен ствол в двух радиальных роликоподшипниках
и одном упорном шарикоподшипнике.
Узел зажима состоит из двух половин и надетых на них корон.
В настоящее время выпускаются и эксплуатируются вращающиеся превен-
торы следующих типов:
Типоразмер превентора Диаметр труб; мм
ВП-156X200, ВП-156X320 ВП-307Х200, ВП-307Х320 ВП-230Х200, ВП-230Х320 ‘ 60; 63,5; 73; 89; 114 114; 127; 141; 148; 168 60; 63,5; 73,81; 114; 141; 146; 168
В патроне превенторов ПВ-230Х320 и ПВ-307Х200 применены асбестогра-
фитные уплотнители. Патрон состоит из корпуса, ствола и двух шинно-пневма-
тических муфт. Заводом им. лейтенанта Шмидта разработан вращающийся пре-
87
Рис. П.19. Вращающийся превентор ПВ-156Х 320:
/ — корпус; 2 —остов манжеты; 5 —манжета; 4 — фланец; 5 —нажимная пластина; 6 — по-
верхность опоры; 7 — уплотнитель; 8 — присоединительная крышка опоры; S — направляю-
щая; 10 — корпус вращающегося узла; // — роликовый подшипник; 12— опорные кольца;
13 — шариковый подшипник; 14 — втулка; 15 — вращающаяся втулка
вентор ПВ-307Х10. При использовании этого превентора допускаются рабочее
давление на устье скважины 1 МПа и частота вращения 10 об/мин.
Превентор ПВ-307Х10 предназначен для герметизации устья скважин при
бурении с использованием аэрированного бурового раствора при аномально низ-
ких пластовых давлениях. Ствол установлен в двух радиальных шарикоподшип-
никах.
Управление запорными плашками — дистанционное пневматическое при по-
мощи двух пневмоцилиндров и трехходового крана. Подача сжатого воздуха
к пневмоцилиндрам предусмотрена от воздушной магистрали буровой уста-
новки.
Превеитор вращающийся типа П В-230 Х320Бр-1 не входит в комплект пре-
венторных установок по схемам ГОСТ 13862—75 и поставляется отдельно
в комплекте с собственной системой дистанционного пневматического управления.
Он получил применение при вскрытии продуктивных пластов с использованием
газообразных агентов, при бурении на равновесии давления в системе скважи-
на — пласт и т. д. Превентор разработан СКБ завода «Баррикады».
Техническая характеристика превентора ПВ-'?Т1Х320Бр-1
Диаметр проходного отверстия, мм................... 230
Давление, МПа:
рабочее.......................................... 32
при испытании................................... 64
Диаметр сменных уплотнителей под бурильные
и ведущие трубы, мм........................... 114,3; 84; 73
Типы уплотнений:
корпуса патрона с корпусом превентора,
уплотнителя со стволом......................Резиновые V-образ-
ные манжеты
корпуса патрона со стволом............ Асбографитовые
V-образные манжеты
фланец корпуса превентора .............. Стальное кольцо
Максимальная частота вращения патрона,
об/мин......................................... 100
Максимальный диаметр патрона, мм.......... 510
Управление пневмомуфтой и защелкой патрона Воздухом под давле-
нием не менее
0,8 МПа или меха-
ническим приводом
Габаритные размеры, мм:
высота.......................................... 1525
ширина.......................................... 680
длина........................................... 875
Масса, кг.......................................... 1304
Габаритные размеры пульта управления, мм:
высота........................................... 350
длина........................................... 335
ширина.................................• 130
Масса пульта управления, кг........................... 8
Общая масса вращающегося превентора с ком-
плектом уплотнителей, кг........................ 1680
Вращающийся превентор состоит из четырех основных узлов: корпуса пре-
вентора с запорным устройством, патрона, уплотнителя, пульта управления.
Корпус превентора с фланцем для крепления на плашечный превентор
б верхней части имеет два секторных выступа и кольцевой паз, которые служат
для установки патрона и фиксации его от осевых перемещений.
89
Для фиксации патрона от проворачивания в корпусе находятся упор и
пневмоцилиндр с запорным устройством, свободный конец упора входит в коль-
цевой паз.
Вращающиеся превенторы не нашли такого широкого применения в буро-
вых организациях Северного Кавказа, как универсальные, несмотря на то, что
роль вращающегося превентора намного важнее при нахождении инструмента
в скважине, чем универсального превентора.
Важно установить ресурс работы вращающихся превенторов, который зави-
сит от ресурса подшипников качения и сальников уплотнения. Подшипники
трения качения подбирают по данным заводов, выпускающих подшипники.
При расчете подшипников учитываются величина и направление нагрузки
на подшипник; характер нагрузки — постоянная, переменная, ударная; частота
вращения кольца подшипника; установленный срок службы.
В расчет вводятся приведенная нагрузка Q, частота вращения п и срок
службы t, связанные зависимостью
c=Q(nt)<>’s, (11.27)
где с — постоянная, называемая коэффициентом работоспособности подшипника.
Ресурс подшипников меняется с изменением нагрузки.
Ресурс радиальных шарикоподшипников вычисляют по формуле
c'=Q (nt)= (kKR-[-mA) fe6feT (nt)°>3, (11.28)
где R — действительная радиальная нагрузка на подшипники; т — опытный
коэффициент, зависящий от типоразмера подшипника и учитывающий неоди-
наковое влияние радиальной и осевой нагрузок; А — действительная осевая
нагрузка; kK, kg, kt — коэффициенты, учитывающие влияние вращения кольца,
характера нагрузок и температурного режима.
Радиально-упорные шарико- и роликоподшипники работают под действием
радиальной, осевой и их составляющих нагрузок. Радиальную нагрузку опре-
деляют по уравнению
R,=RkKk6kt(nt)°-3. (11.29)
Составляющую нагрузок S рассчитывают по формуле
S=l,3/?tgP, (П.ЗО)
где р — угол, определяющий зависимость составляющей нагрузки от радиаль-
ной нагрузки, градус.
Коэффициент работоспособности для упорных подшипников определяется
выражением
c=Akf,kt(nt)°’:l. (11.31)
Коэффициенты fee, kT и (nt)°<3 приводятся в соответствующих справочниках
по деталям машин.
УНИВЕРСАЛЬНЫЙ ВРАЩАЮЩИЙСЯ ПРЕВЕНТОР УПВ-230Х210
В отличие от вращающегося универсальный вращающийся превентор позво-
ляет расхаживать бурильную колонну при ее вращении.
90
Плунжер со ступенчатой внутренней поверхностью корпуса образует в пре-
венторе две гидравлические камеры: запорную Б для закрывания и распор-
ную А для открывания превентора. При движении плунжера вверх уплотнитель
сжимается, выдавливается к центру скважины и герметизирует при этом любую
часть бурильной колонны в зоне уплотнителя.
Этот превентор разработан на машиностроительном заводе им. лейтенанта
Шмидта. Его конструкцией предусматривается использование скважинной среды
для самоуплотнения уплотнителя. Давление среды, возникающее на устье сква-
жины, сообщает плунжеру дополнительное запорное усилие. При перемещении
плунжера вниз уплотнитель разжимается.
В процессе вращения и расхаживания уплотнитель любого типоразмера
должен герметизировать устье скважины вокруг любой части бурильной колон-
ны. Герметичность должна обеспечиваться также и при отсутствии в скважине
бурильной колонны.
Техническая характеристика УПВ-230Х210
Диаметр проходного отверстия, мм ... . 230
Давление, МПа:
рабочее................................. 21
допускаемое при частоте вращения
100 об/мин ....................... 10
Максимальная частота вращения, об/мин . . 100
Максимальное давление гидросистемы, МПа 6,5
Масса, кг............................... 4920
Управление превентором ................. Дистанционное гидрав-
лическое
Универсальный вращающийся превентор предназначен для герметизации
бурящейся скважины, протаскивания и вращения инструмента при герметизи-
рованном устье. Заводом им. лейтенанта Шмидта он рекомендован для бурения
скважин с применением бурового раствора на равновесии гидростатического
и пластового давления в системе скважина — пласт, где ожидается поглощение
раствора.
В превенторах ПУГ, ПВ и УПВ наиболее уязвимыми узлами являются
резиновые уплотнения и шариковые подшипники. Резиновое уплотнение выхо-
дит из строя при пропуске небольшого числа замковых соединений. По дан-
ным АзИНМАШа, износостойкость резиновых элементов составляет 40—60 зам-
ковых соединений при длине бурильных свечей 25 м, а по промысловым данным
она не превышает 25—40 замков. На износостойкость резинового элемента
оказывают влияние температура бурового раствора и твердость резины. С по-
вышением температуры сверх 120—150 °C упругость резины заметно снижается
и отмечается отрыв от нее мелких и крупных частиц.
Таким образом, превенторы ПУГ, ПУ и УПВ являются аварийными герме-
тизирующими органами для закрытия устьев скважин при начавшемся газонеф-
тепроявлении.
В настоящее время необходимо использовать превенторы ПУГ и УПВ
при бурении скважин на равновесии гидростатического и пластового давлений,
бурении с использованием газообразного агента в качестве бурового раствора
или при проводке скважин на термальные воды, где часто не рекомендуется
использование глинистого раствора. Необходимо разрабатывать термостойкие
резиновые элементы для универсального и вращающегося превенторов. Термо-
91
стойкость уплотнительной резины в превенторах не превышает 120—150 °C.
В отдельных случаях допускается использование превенторов при температуре
скважинной среды 150—175 °C.
В процессе бурения скважин на термальные воды на Камчатке температура
пароводяной смеси на устье превышала 250—280 °C. Здесь требуется использова-
ние превенторов с термостойкими уплотнениями, рассчитанными на температуру
не менее 250—350 °C.
В настоящее время выпускаются полимерные материалы с высокими термо-
стойкими свойствами, которым при соответствующих добавках каучука и дру-
гих компонентов можно придать упругие свойства. Например, фторполимеры
сочетают разнообразные физико-механические, термические, химические и реоло-
гические свойства: фторлоны 4 и 4Д — термостойкие, устойчивые к действию
сильных агрессивных сред; фторкаучуки СКФ-26, СКФ-32 — стойкие к темпера-
турам и действию агрессивных сред.
Все фторлоны отличаются высокой теплостойкостью. Термостабильность при
415 °C не менее 15—40 ч.
ВСТАВНОЙ ПРЕВЕНТОР
Вставной превентор, разработанный в СевакавНИПИнефти, предназначен для
бурения нефтяных и газовых скважин, содержащих в растворе газ, и для борь-
бы с газонефтепроявлениями. Превентор состоит из корпуса и двух резиновых
элементов, аналогичных резиновым элементам вращающегося превентора. Он
позволяет проводить спуско-подъемные операции при наличии давления на устье
скважины.
Техническая характеристика вставного превентора
Шифр...................................... ВП-230 ВП-367
Рабочее давление, МПа:
статическое................................... 15 21
динамическое .............................. 8 8
Габаритные размеры, мм:
высота катушки............................... 460 600
диаметр катушки ......................... 520 675
длина установочного патрубка............ 1920 1970
Масса вставного превентора, кг.............. 493 740
Катушка вставного превентора устанавливается в плашечный превентор.
На нее можно сверху устанавливать любое противовыбросовое оборудование
для ликвидации выбросов или открытого фонтана. Пакет вставного превентора
монтируется в катушке и извлекается из нее ходом бурильного инструмента
при помощи ключа.
Установленный в катушке пакет позволяет: осуществлять промывку с рас-
хаживанием бурильной колонны под давлением на длину, определяемую высо-
той вышки, с одновременным утяжелением глинистого раствора или его дегаза-
цией; поддерживать противодавление в кольцевом пространстве при подъеме
или спуске в скважину комбинированной колонны бурильных труб.
Для установки пакета в катушке необходимо поставить колонну бурильных
труб на ротор, взять с мостков одну трубу с патрубком и пакетом и навинтить
на инструмент. Затем поднять инструмент, извлечь клинья и вкладыши из рото-
ра, спустить инструмент до его посадки. Усилие посадки не должно превышать
100—150 кН. При посадке выступающие сбоку из головки пакета затворы захо-
92
дят за кромку кольцевой проточки катушки и замыкают пакет в ней. Для
посадки с нагрузкой на патрубок между торцом замка и пакетом устанавли-
вают ключ коронкой кверху; для извлечения пакета из катушки на патрубок
надевают ключ коронкой вниз.
Уплотнитель позволяет при работе под давлением 6—7 МПа спустить или
поднять до 450—500 замков, при работе под давлением 6—7 МПа спустить
до 260—300 замков и поднять до 180—200 замков.
Уплотнительные кольца меняют, если на них обнаружены надрывы, попереч-
ные риски, вырывы глубиной более 2 мм или если наименьший внутренний
диаметр кольца равен диаметру трубы.
Каждый уплотнитель на металлическом торце имеет маркировку, выполнен-
ную по ТУ 39-28-15—75, которая указывает, для какого размера бурильных
труб предназначен данный уплотнитель.
ОБОРУДОВАНИЕ УСТЬЯ ОУВ-80Х350
В процессе эксплуатации, исследований и капитального ремонта требуется
спускать приборы в скважину, находящуюся под давлением. Для этого на устье
скважины устанавливают лубрикатор и герметизирующее приспособление. Дли-
на лубрикатора в сборе составляет 20 м, а длина каждой секции 3,3 м.
В АзИНМАШе разработано герметизирующее оборудование для ОУВ 80x350
с диаметром проходного сечения 76 мм в открытом состоянии. На рис. П.20
приведена конструкция ОУВ для работы в среде нефти и газа. Для спуска
приборов используют кабель диаметром 6,2 и 9,4 мм, соответственно марок
КОБДФМ2 и КОБД-6.
Новое обозначение оборудования устья ОУП-Ю0Х350.
УПЛОТНИТЕЛЬНАЯ ГОЛОВКА (УГ) ДЛЯ ПРОДВИЖЕНИЯ
ГЕОФИЗИЧЕСКИХ ПРИБОРОВ
В скважинах с большими углами наклона (более 60°) возникает необходи-
мость в принудительном продвижении приборов через бурильные или обсадные
трубы. Для этих целей используют уплотнительную головку типа УГ.
В скважину, подготовленную для каротажа, спускают колонну бурильных
труб на глубину, несколько меныпую глубины скважины, и на верхний конец
трубы навинчивают уплотнительную головку (рис. 11.21,а).
Головка состоит из втулки 1, стакана 2 для вставки ручки 3 и уплотне-
ния 4. На крюк талевой системы подвешивается блок для спуска кабеля в сква-
жину, а второй блок крепится к полу буровой. Каротажный кабель с подъемни-
ка пропускают через блок, к концу кабеля присоединяют нужный геофизиче-
ский прибор, который спускают через отвинченную зажимную втулку 1, стакан
и уплотнение 4 головки в скважину до тех пор, пока не прекратится спуск
кабеля под действием собственного веса.
Зажимную втулку приподнимают вверх по кабелю и вставляют внутрь,
головки дополнительные резиновые шайбы, уплотняющие кабель, затем зажи-
мают уплотнения втулкой.
Подсоединив один из отводов головки к нагнетательной линии насосов,
гидравлическим давлением заталкивают прибор через бурильные трубы. Резкое
снижение давления прокачиваемой жидкости дает возможность судить о том,
что снаряд вышел из-под башмака бурильных труб. После остановки насоса
93
Рис. 11.20. Герметизирующее оборудо-
вание ОУВ-80Х350 (ОУП-100X350):
1. 2 — плашки: 3 — верхняя муфта; < —кор-
пус превентора; 5 — уплотнение; 6 — цилиндр;
' ~ шток; 8 — поршень; 9 — крышка цилинд-
ра; 10 — ведущий шток; //-маховик- 12 —
штуцер; 13 — трубка гидропривода
Рис. 11.21. Уплотнительная головка (а)
и поршневой превентор (б)
S4
открывают задвижки на свободном отводе для сброса жидкости и продолжают
спуск кабеля до подпой его остановки.
Перед подъемом бурильных труб проводят следующие операции:
а) разъединяют кабель между подъемником и первым блоком;
б) отвинчивают зажимную гайку, извлекают стакан из корпуса уплотни-
тельной головки и все уплотняющие шайбы;
в) стакан вновь ввинчивают в корпус головки и на один-два витка резьбы,
крепят зажимной гайкой;
г) отсоединяют от колонны труб уплотнительную головку.
Разработан поршневой превентор (рис. П.21,б), состоящий из корпуса 1,
штурвала 5, направляющей плашки 3, грундбуксы 4, манжеты 10, цилиндра 9,
втулки 6, гайки 7 и винта 8. Использован корпус превентора из фонтанной арма-
туры АФК 50X250, в который вставлены цилиндры под трубные плашки. Плаш-
ки превентора, изготовленные из специальной стали и гуммированные резиной,
перемещаются по направляющим (плашки) за счет вращения штурвала. Направ-
ляющие плашки вставлены в боковые отверстия отводов крестовины.
В вертикальное отверстие крестовины вставляют направляющую втулку 2,
внутренний диаметр которой зависит от типа спускаемых в скважину насосно-
компрессорных труб.
ФЛАНЦЕВЫЕ СОЕДИНЕНИЯ
Фланцы служат для соединения превенторов, крестовин, трубопроводов и
узлов между собой. Фланцевые соединения состоят из двух фланцев, уплотни-
тельной прокладки, шпилек, гаек и имеют различные формы, при затяжке на
восьмигранной или круглой металлической прокладке они сохраняют зазор меж-
ду фланцами по окружности 2—6 мм и выдерживают надлежащую прочность
и герметичность при высоких нагрузках.
95
Рис. II22 Фланцевые соединения противовыбросового оборудования
Фланцевые соединения уплотняются шпильками. Приложенные к шпиль-
кам нагрузки передаются на уплотнительные поверхности фланцев и при пра-
вильной их сборке создают равнопрочные соединения. В основном они передают-
ся на восьмигранную или круглую прокладку по кольцевому пазу на внутрен-
ней поверхности фланца.
Фланцы изготовляют из сталей марок 40Х, 35ХМ с твердостью 217—235 НВ,
а прокладки — из стали с твердостью 100—160 НВ.
При значительных затяжках шпильки воспринимают большие осевые на-
грузки, особенно в период, когда оборудование находится под действием внут-
реннего давления продукта скважины.
Таблица 11.21
Типы фланцевых соединений и их основные параметры
Условный диаметр Тип 1 Тип 2
Фланец—фланец | Фланец—корпус Фланец—фланец ] Фланец—корпус
проходно- го сечения. Рабочее давление, МПа Зазор между Рабочее давление, МПа
Мм фланцами,
14 1 21 35 мм 14 1 21 1 35 70 | 105 | 140
50 X X 5(12) — — X X X
65 X X — 5(12) — •— — X X X
80 X X X 5(12) — —— —- X X X
100 X X 5(12) — •— — X X X
180 X X 3(12) -— -— —— X X X
230 X X •— 5(12) -— —
— X 4(12) «— —• — X X —
280 X X — 5(12) — — .— X X —
350 — — X 4(12) -— — - " X X —
X X •— 5(12) —- — X X —
425 X • —- 5(12) — X X .—
— X -— 4(12) — .— X X —— ——
520 — X -—- 5(15) —- .— X X — -—
540 X •—- — 5(16) — •— X X — —
680 •— -—, -— X X — •—
и Прямечявия: I. Знак .Х“ обозначает, что предусмотрено данное сочетание параметров.
2-В скобках указан, зазор для фланцевых соединений с прокладками ИХ по приложению 1 к
ОСТ 26-16-1611—79- 3. Фланцы по OCT 26-16-1610—79, прокладки по ОСТ-26-16-1611—79, шпильки по
ОСТ 26-16-1612—79, гайки по ОСТ 23-16-1613—79.
96
Таблица II .22
Присоединительные размеры (мм) фланцевых соединений в исполнении
1 для корпусных деталей с зазором (рис. 22, в)
Диаметр Высота
<и — S тарелки § <о ловный размер прокладки П ОСТ 26-16-1611— 79
условный проходного се чения проходного отверстия, i более 5 Я * и" X делительной окружност центров отверстий под шпильки проточки на привалочнс торце, не менее канавки под прокладку (средний) шейки (большой) л Е а Ё S о CL о; и Б число отверстий под , шпильки се nJ X о с , основная Ширина каналки Глубина канавки Радиус округления кан мннальныЙ диаметр резь шльки (ОСТ 26-16-1612—'
°_у_ d D D, Da Пл />1 th п И ft, b f R I э >.g
Р,а.', Ч МПа
50 165 127,0 98 82,5 84 18 8 34 23 12,0 3,0 0,8 16 П23
(5 05 190 149,0 127 101,6 100 2'2 8 37 29 12,0 8,0 0,6 20 П26
80 80 210 168,0 145 123,8 118 22 8 40 32 12,0 8,0 0,8 20 П31
100 103 275 216,0 175 149,2 153 26 8 46 33 12,0 8,0 0,8 24 П37
180 180 355 292,0 241 218,1 223 30 12 56 48 12,0 8,0 0,8 27 П45
230 230 420 319.0 302 269,9 273 33 12 64 50 12,0 8,0 0,8 30 П49
280 280 510 432,0 355 323,8 343 36 16 72 64 12,0 8,0 0,8 33 П53
350 346 560 489,0 413 381,0 403 36 20 75 67 12,0 8,0 0,8 33 П57
425 425 685 603,0 508 469,9 49э 42 20 85 76 12,0 8,0 0,8 39 П65
540 540 812 724,0 635 584,2 610 45 24 99 89 13,5 9,5 1,6 42 П73
/7раб=21 МПа
50 52 215 165,0 125 95,2 105 26 8 45 33 12,0 8,0 0,8 24 П24
65 65 245 190,5 135 107 Я 124 30 8 50 42 12,0 8,0 0,8 27 П27
80 80 242 190,5 155 123,8 127 26 8 46 30 12,0 8,0 0,8 24 П31
100 103 292 235,0 180 149,2 159 33 8 53 45 12,0 8,0 0,8 30 П37
180 180 380 317,5 240 211.1 235 33 12 64 56 12,0 8,0 0,8 30 П45
230 230 470 394,0 310 239,9 299 39 12 72 64 12,0 8,0 0,8 36 П40
280 280 545 470,0 365 323,8 359 39 15 78 70 12,0 8,0 0,8 36 П53
350 346 610 533,5 420 381,1 419 39 20 88 80 12,0 8,0 0,8 36 П57
425 425 705 616,0 525 4)9,9 508 45 20 100 89 16.7 п,о 1 ,6 42 П65
520 427 858 749,5 643 584,2 623 56 20 121 108 20,0 13,0 1,6 52 П74
Даб"=35 МПа
50 52 215 166,0 125 95,2 105 26 8 46 38 12,0 8,0 0,3 24 П24
65 65 215 190,5 135 107,9 124 30 8 50 42 12,0 8,0 0,8 27 П27
80 80 265 203,0 170 136,5 134 33 8 56 48 12,0 8,0 0,8 30 П35
100 103 310 241,0 195 161,9 162 36 8 62 54 12,0 8,0 0,8 33 П39
180 ISO 395 317,5 250 211,1 229 39 12 92 80 13,5 9,5 1,0 36 П46
230 ?:«) 182 394,0 320 269,9 292 45 12 103 92 16,7 п,о 1,6 42 П60
280 280 585 483,0 375 323,8 369 52 12 119 108 16,7 н.о 1,6 48 П54
•Ц -прокладки восьмиугольного сечения для фланцевых соединений с зазором между торцами
фланцев (niii 1 по ОСТ 26 16-1609—79).
7—3037
97
Таблица П.23
Присоединительные размеры (мм) фланцевых соединений
в исполнении 2 со стыком торцов (рис. 11.22, б)
Ppa6 = 14 МПа
680 ] 680 | 1040 | 952,51 3051768,31 836Ц743 | 481 20 | 1851 126 | 22,91 21,5 | 451 5X167
рраб = 21 МПа
С80| 68011102 |1000,0 | 832 | 74,2 | 810 | 776 | 561 241 185 | 161 | 25,91 21,51 52 | 5X158
7^6 = 35 МПа
350 346
425 425
540 540
675 590,5 457 408,0 480 424 45 16 115 113 20,0 14,3 42 5X180
772 616,5 535 438,3 556 527 52 10 76 130 17,9 8,3 48 5X162
990 885,8 702 632,0 759 680 56 24 165 181 27,2 19,2 52 5X165
/>раб = 70 МПа
50 52 200 158,5 110 86,2 100 15 22 8 52 44 12,2 6,0 20 5X152-
65 65 230 184,0 140 102,8 121 92 25 8 57 51 14,1 6,8 22 5X153-
80 78 270 216,0 155 49,0 142 ПО 28 6 64 58 15,4 7,5 24 5X154
100 103 315 258,5 185 150,6 183 146 32 8 73 70 17,7 8,3 27 5X155
180 180 480 403,0 300 241,8 302 254 42 12 95 105 23,4 П.1 39 5X156
230 230 550 476,0 360 299,1 375 327 42 16 94 124 23,4 12,7 39 5X157
280 280 655 565,0 430 350,2 450 400 48 16 103 141 29,2 1,3 45 5X158
350 346 768 673,0 520 432,6 553 495 52 20 114 168 32,5 15,9 48 5X159
425 425 872 776,3 576 478,3 656 602 52 24 76 168 17,9 8,4 48 5X162
540 540 1145 1022,4 781 647,9 848 760 67 24 5 218 34,9 19,0 64 5X165
ppag= 105 МПа
50 52 222 174,5 115 86,2 111 85 25 8 56 51 12,6 6,0 22 5X152
65 65 255 200,0 135 102,8 129 100 28 8 50 57 14,1 6,7 24 5X153
80 78 288 230,0 155 119,0 154 123 32 8 55 65 15,4 7,5 24 5X154
100 103 360 290,5 195 150,6 195 159 39 8 75 80 17,7 8,3 36 5X155
180 180 505 428,5 305 241,8 325 275 42 16 90 120 23,4 П.1 39 5X156
230 230 648 552,5 380 299,1 430 349 52 16 125 146 26,4 12,7 48 5X157
280 280 813 711,0 455 351,2 584 427 56 20 240 188 29,7 14,3 52 5X158
Рраб= 140 МПа
50 52 287 230,2 130 86,2 154 127 32 8
65 65 325 261,9 150 102,8 193 145 36 8
80 78 357 287,3 170 119,0 192 160 39 8
100 103 446 357,2 220 150,6 243 207 48 —
180 180 666 554,0 350 241,8 386 338 56 16
52
60
64
73
97
72
80
86
107
165
12,6
14,1
15,4
17,7
23,4
6,6
8,8
1,5
8,3
11,3
27
33
36
85
52
15X152
Ж153
5X154
5X156
5X156-
» БХ — для фланцевых соединений со стыком торцов фланцев (тип 2 по ОСТ 26-16-1609—79).
98
Tn б лица П.24
Присоединительные размеры фланцев (мм) превенторов
и отводов крестовины
’1 пиоразмср оборудования d D Di Da D, h 6Xf <2i Шпильки
чис- ло размер
ОН 156X 320: lipeiii'ii'iop 156 395 325 205 50 12X8 40 12 M36
01 воды крестовины 75 240 190 110 —. 35 12X8 30 8 M27
ОН 230 <320 230 470 395 270 — 50 12X8 40 8 M36
011-230X350: превентор 230 485 394 286,5 70 16.5XH 45 12 M42X3
ОТВОДЫ Kpi'C'lовины 104 300 210 140 — 40 12X8 34 8 мзо
ОН V3OX7OO: liprnriitop 230 550 476 - 299,1 95 26,4X12,7 42 16 М39ХЗ
О| НОДЫ крссювнны 75 270 216 — 119 45 15,4X7,5 28 8 М24
011-307X20(1: превентор 307 620 530 360 2 75 14ХЮ 46 16 М42
«л воцы крестовины 90 265 210 140 .— 42 12X8 30 8 М27
011-307X320: превентор 307 620 530 360 75 14ХЮ 52 16 М48
о|воды крестовины 90 300 240 140 — 42 12X8 34 8 МЗО
ОН 350X350: превентор 350 675 590,5 457 408 113 20X14,3 45 16 М42ХЗ
о!воды крестовины 100 300 240 140 — 42 12X8 34 8 МЗО
OII-406XI25: превентор 406 675 600 470 80 14ХЮ 46 16 М42
отводы крестовины 100 265 210 140 — 35 12X8 30 8 М27
ОП-520ХИ0: превентор 520 815 724 — 597,5 99 13,5X9,5 45 24 М42ХЗ
отводы крестовины 100 265 210 140 —. 35 12X8 30 8 М27
В табл. 11.21 приведены типы фланцевых соединений, в табл. 11.22, 11.23 ина
рис. 11.22 — присоединительные размеры фланцевых соединений противовыбро-
сового оборудования, а в табл. 11.24 — фланцевых соединений выкидных линий.
Фланцевые соединения устьевого оборудования изготовляют по ОСТ
26-16-1609—79, а фланцевые соединения на выкидных линиях противовыбросо-
вого оборудования — по ОСТ 26-02-764—73.
На трубопроводах предусмотрены приварные встык фланцы, а на тройни-
ках — корпусные.
Корпусные фланцы отливаются вместе с корпусом детали (превентор, кре-
стовина, задвижка) устьевого оборудования, а приварные встык фланцы прива-
риваются к детали корпуса или к трубе. Фланцевые соединения группируют
в зависимости от давлений и проходных сечений.
Фланцевые соединения оборудования для средних давлений унифицированы
и зависимости от давлений (7, 14, 21, 35, 70 и 105 МПа) и диаметров проход-
ных отверстий (100, 180, 230, 350, 425 и 520 мм).
7* 99
Механические свойства материалов фланцев
Рабочее давление, МПа........................ 7 14—70 105
Предел текучести, МПа . ................... 253,6 420 530
Временное сопротивление разрыву, МПа . . 496 630 700
Относительное удлинение, % .............. 18,13 16 14
Относительное поперечное сечение, о/о . . 30,6 35 35
Для высоких давлений институтом АзИНМАШ разработана методика рас-
чета фланцевых соединений. Толщина тарелки фланца определяется по формуле
1 / ПфОвр^'р— ст.фй21 + г,) Ф”
Dq (®т.ф ПфР)
(П.32)
где Иф—запас прочности фланца (для условий высокого давления Пф=2ч-3);
От.ф — предел текучести материала фланца, МПа; р — рабочее давление, МПа;
61—диаметр шпильки, см; ф', ф"— коэффициенты, зависящие от ар,
Up—Р)цр /D о*
(11.33)
Твердость прокладок— 100—120 НВ; при работе в коррозионной среде при-
меняют прокладки из стали марок Х18Н9Т и X17H13M3T, твердость 160 НВ.
Диаметр фланца £>ф рассчитывается по формуле
4П2 __уДг
4Дг+2-4.....(п.34)
где z — число шпилек; DB — наружный диаметр фланца, см; Do — диаметр про-
ходного отверстия фланца, см; £>„, — диаметр окружности под шпильки, см;
do — диаметр отверстий под шпильки, см.
Прокладки восьмиугольного сечения по ОСТ 26-16-1611—79 подразделяют-
ся на два типа: 1-й тип (прокладки П)—для фланцевых соединений без
стыка торцов фланца (с зазором между фланцами после затяжки) — табл. 11.25,
рис. II.23,а; 2-й тип (прокладки БХ) — для фланцевых соединений со стыком
торцов (прокладки 2-го типа для повторного использования применять не реко-
мендуется)— табл. 11.26, рис. П.23,б.
По коррозионной стойкости материала к продукции скважины прокладки
подразделяются на следующие типы; У — для нормальных сред, не вызывающих
дополнительных требований по коррозионной стойкости материала; К1—для
сред, содержащих СО2 до 6 об. %; К2 — для сред, содержащих СО2 и H2S до
6 об. %.
Рис. П.23. Прокладка восьмиугольного сечения 1-го (а) и 2-го (б)
типов
100
Таблица 11.25
Размеры прокладок 1-го типа (мм)
Условный размер Средний диаметр D Высота h Ширина b Ширина торца bi Масса, кг, не более Тип фланцевых соединений по ОСТ 26-16-1609—79
1123 82,5 16 11,1 7,7 0,38 50X14
1124 95,2 16 11,1 7,7 0,41 50X21; 50X35
1126 101,6 16 11,1 7,7 0,46 65X14
1127 107,9 16 11,1 7,7 0,49 65X21; 65X35
1131 123, К 16 11,1 7,7 0,71 80X14; 80X21
1135 136,5 16 11,1 7,7 0,97 80X35
1137 145,2 16 11,1 7,7 0,65 100X14; 100X21
ИЗ!) 161,9 16 11,1 7,7 1,20 100X35
1145 211,1 16 11,1 7,7 0,92 180X14; 180X21
1146 211,1 18 12,7 8,7 2,05 180X35
Г149 269,9 16 11,1 7,7 1,17 230X14; 230X21
1150 269,9 21 15,9 10,5 2,10 230X35
1153 323,8 16 И,1 7,7 1,41 280X14; 280X21
П54 323,8 21 15,9 10,5 2 60 280X35
1157 381,0 16 11,1 7,7 1,65 350X14; 350X21
1165 469,9 16 И.1 7,7 2,10 425X14
1166 469,9 21 15,9 10,5 3,89 425X21
П73 584,2 18 12,7 8,7 2,18 540X14
П74 584,2 24 19,0 12,3 3,60 520X21
Примечание. Непостоянство ширины Ь и высоты h прокладок (разность между наибольшими
наименьшими значениями) не более 0,1 мм.
Таблица П.26
Размеры прокладок 2-го типа (мм)
Условий размер цзо- кладки Наружны? диаметр D Наружный диаметр торца Dt Ширина & .Ширина торца bt Высота h Диаметр перепуск- ного отвер- стия d О £ fits Масса, кг, не более Тип фланцевого соединения по ОСТ 25-16-1609—79
БХ152 БХ153 84,7 100,9 83,2 99,3 10,2 8,8 10,2 1,6 1,0 0,19 50X70; 50X105; 50X140
11,4 9,8 П,4 1,6 1,0 0,28 65X70; 65X105; 65X140
БХ1Б4 116,8 115,1
12,4 10,0 12,4 1,6 1,2 0,38 30X70; 80X105; 80X140
БХ155 145,9
148,0 14,2 12,2 14,2 1,6 1,2 0,65 100X70; 100X140
Б}^156 237,9 235,3 18,6 16,0 18,6 3,2 1,6 1,90 180X70; 180X105;
БХ157 294,5 291,5 21,0 18,0 21,0 3,2 2,0 2,00 180X140 230X70 ; 230ХЮ5
БХ158 352,0 348,8 23,1 19,9 23,1 3,2 2,0 4,30 280X70; 280ХЮ5
БХ159 426,7 423,1 25,7 22,1 25,7 3,2 2,5 6,70 350X70
БХ160 402,6 399,2 13,7 10,4 23,8 3,2 2,0 3,20 350X35
БХ162 475,5 473,5 14,2 12,2 14,2 1,6 1,2 4,00 425X35; 425X70
БХ165 624,7 620,2 18,5 14,0 32,0 3,2 3,0 9,50 540X35
БХ166 640,0 635,5 26,1 21,6 32,0 3,2 3,0 14,40 540X70
БХ167 759,4 754,3 13,1 8,0 35,9 1,6 3,2 10,00 680X14
БХ168 765,2 760,2 16,0 п,о 35,9 1,6 3,2 14,00 680X21
101
Таблица 11.27
Исполнение 1
Материал прокладки Марка стали Твердость по Бринел- лю НВ, не более
У1 08 90
У2 20 120
УЗ 08КП 131
К1 12Х18Н9Т —
К2 10X17H13M3T 160
Исполнение Z
Рис. 11.24. Двусторонняя шпилька
Твердость материала прокладок" должна соответствовать приведенной
в табл. 11.27.
Примеры условного обозначения прокладок: прокладка П35 из стали марки
20 —П35-20 ОСТ 26-16-1611—79; из стали марки Х18Н9Т—П35-К1 ОСТ
26-16-1611—79.
Твердость материала прокладок должна быть ниже твердости материала
фланцев; разность в твердости не менее 50 НВ.
Прокладка изготавливается из цельного материала, изготовление из полосы
с заваркой стыка не допускается. Прокладки из стали марок 08КП и 20 должны
подвергаться кадмированию или цинкованию с толщиной елея 0,005—0,013 мм.
Шпильки двусторонние. Двусторонние шпильки изготовляют по ОСТ
26-16-1612—79 в двух исполнениях. Шпильки служат для стягивания фланцев
и находятся под нагрузкой растяжения. Допускается изготовление шпилек ис-
полнения 1 по ГОСТ 22042—76, исполнения 2 по ГОСТ 22034—76 (для номи-
нальных диаметров резьбы до 30 мм) и по ГОСТ 22032—76 (для номинальных
диаметров резьбы более 30 мм).
Допускается изготовление шпилек с длиной до 180 мм и резьбой по всей
длине. Размеры шпилек должны соответствовать указанным в табл. П.28 и на
рис. 11.24.
Механические свойства материала заготовок или готовых шпилек в термиче-
ски обработанном состоянии должны соответствовать указанным в табл. 11.29.
В табл. 11.30 приведены размеры шпилек в зависимости от рабочего дав-
ления и проходного сечения фланцев.
Шероховатость профиля резьбы V 4 при rf^24, V 5 при d>27.
На фланцевых соединениях выкидных линий противовыбросового оборудо-
вания наиболее часто используются шпильки с двусторонней резьбой диаметром
30 мм на рабочие давления 35 и 70 МПа. Сечение шпилек является наимень-
шим по внутреннему диаметру резьбы ds, который при растяжении от осевой
силы определяется из уравнения dB=V 4р/ц[ор].
После этого по соответствующим таблицам резьб подбирают наружный диа-
метр dH. Шпилечные соединения располагаются по окружности, диаметр которой
определяется конструктивно в зависимости от рабочего давления, и если удель-
ное давление равно р, то общее давление на шпилечное соединение составляет
робщ=— р (nd tty.
102
Т блица 11.28
Размеры двусторонних шпилек (мм)
№ni- твЛ размер резьбы llhir резьбы | Диаметр гладкой части Длина резьбового конца Длина шпильки (предель- ное откло- нение) Теоретическая масса, кг Тип фланцевого соединения по ОСТ 26-16-1609—79
1 !_ 1 | W.TDS 1 ! L предельное отклонение номиналь- ная предельное отклонение исполнение 1 исполнение 2 исполнение I исполнение 2
il </, /о h
Hi 2.0 3,0 По ГОСТ 19256—73 или ГОСТ 19258—73 32 +3,0 20 +2,5 120 90 0,173 0,126 50X14
20 2.5 40 25 +2,5 +2,5 130 100 0,290 0,216 65X14
140 ПО 0,315 0,241 80X14; 50X70
22 45 28 160 120 0,440 0,321 65X70; 50ХЮ5
24 3,0 48 30 160 120 0,513 0,371 100X14; 50X21 80X21; 50X35
180 130 0,584 0,407 80X70; 80X35
27 55 34 170 130 0,694 0,514 65X21; 85X35
180 140 0,738 0,559 180X14
200 140 0,827 0,559 80X105
27 3,0 По ГОСТ 19257—73 или ГОСТ 19258—73 55 +3,0 34 240 150 0,873 0,603 100X70
220 150 0,919 0,603 50X140
30 3,5 60 38 180 140 0,901 0,679 100X21
190 140 0,956 0,679 80X35
210 150 1,067 0,734 230X14; 180X21
33 — 65 +3,5 33 210 150 1,289 0,885 100X35
230 160 1,420 0,957 280X14; 350X14
36 70 36 250 160 1,510 1,140 65X140
230 170 1,683 1,202 230X21
250 170 1,843 1,202 280X21
260 180 1,900 1,202 80X140
270 180 2,003 1,282 350X21
103
Продолжение тябл. 11.28
Номинальный размер резьбы Шаг резьбы Е <я «г I <ч 1- ф S са к Длина резьбового конца Длина шпильки (предель- ное откло- нение) Теоретическая масса, кг Тип фланцевого соединения по ОСТ 26-16-1609—79
круглый мелкий номиналь- ная предельное отклонение номиналь- ная предельное отклонение исполнение 1 исполнение 2 исполнение 1 исполнение 2
d di 1,
39 — 3,0 3,0 По ГОСТ 19257—73 или ГОСТ 19258-73 80 +3,5 +3,5 39 +2,5 280 190 2,300 1,500 180X35
270 200 2,800 2,020 425X14
300 200 3,140 2,020 180X70
330 220 3,480 2,245 180ХЮ5
340 220 3,590 2,245 230X70
42 90 42 +3,0 +3,0 300 200 3,032 1,953 520X14; 425X21
320 210 3,252 2,062 230X35
45 330 220 3,362 2,171 350X35
45 330 220 4,460 2,882 100X140
360 230 5,040 3,020 280X14
48 390 250 5,400 3,310 280X70
100 48 360 240 4,780 3,071 280X35
380 250 5,060 3,214 425X35
410 260 5,487 3,358 230X135
450 270 6, 172 3,499 350X70
460 280 6,190 3,640 425X70
52 105 52 370 250 6,777 3,778 520X21
450 280 7,110 4,280 680X21
460 290 7,280 4,445 180X140
490 300 7,710 4,610 540X35
500 310 8,100 4,777 280ХЮ5
64 4,0 140 +4,0 64 640 3,90 15,400 9,390 540X70
104
Тиб лица 11.29
Механические свойства материала шпилек
Тип фланцевого ГОГД1ПКЧ111Я по < »С i 21- Hi 1609—79 Класс проч- ности по ГОСТ 1759—70 Предел теку- чести, МПа Временное сопротивление, МПа Относительное удлинение, % Ударная вяз- кость, Дж/см2
не менее
1 8,8 657 785 13 59
2 8,9 722 865 13 59
Эн> давление воспринимается шпильками, расположенными на одинаковом
рш стоянии друг от друга по окружности.
Фланцевое соединение должно быть жестким и не должно прогибаться под
дппленнем, чтобы не нарушалась н-рмстичпость соединения. Общее число шпилек
дли флинцен<ио i<)<• чнпсни» определяется выражением nD/t (D — длина окруж-
liorni, I пин). Усилие, приходящееся на одну шпильку, определяется уравне-
нием /I /Ь.пщ/.’.
II оборудовании для работы в холодной климатической зоне, выполненном
по ГОСТ 16350 80, при температуре минус 60 °C ударная вязкость устанавли-
вается не менее 20 Дж/см2. При высоких давлениях расчет шпилек на проч-
ность проводят во методике ЛзИПМАШа [34], учитывающей изгибающие на-
пряжении в ynpyi о пластические деформации.
I III у I ренн и (I ..TiiiiMcip определяемся по формуле
/Will/3 ' 1~ 7~0)
0,59ог ,цг
(И. 35)
где -запас прочности шпильки (пш=2,5-т-3); р— рабочее давление, МПа;
Ли — изгибающее напряжение, МПа; Fo — площадь сечения шпильки по впадине
резьбы, см2.
л/)3,, (П.36)
л/3
/10 0, 5 ”т Mi.пр etg«; (П.37)
“р.п
«ин предел текучести материала шпильки, МПа; z— число шпилек.
В формулах (П.36), (П.37) £>н.пр — наружный предельный диаметр по впа-
дине резьбы, см; I — длина резьбы, см; hp.n— расчетная высота прокладки.
Методика ЛзИПМАШа не учитывает изменения в сопрягаемых поверхно-
стях фланцев (а следовательно, и шпилек) от температурных напряжений. Тем-
пературные усилия передаются на шпильки и в результате цикличности в по-
следних возникает усталость металла и снижается напряжение. Согласно [34],
снижение напряжения в шпильках Ааш вследствие усталости металла опреде-
ляется по формуле
О ' Wu — ЛПш.ф—Adm,
(11.38)
где а — фактическое напряжение затяжки, МПа; щ, — напряжение начальной
затяжки, МПа; Аош.ф — снижение напряжения в шпильке вследствие релакса-
ции во фланцах, МПа.
На практике для предотвращения релаксации напряжения во фланцах
тщательно подбирают уплотнительные кольца и равномерно докрепляют шпиль-
105
Таблица 11.30
Размеры шпилек (мм) в зависимости от рабочего давления
и проходного сечения
Шаг резьбы Длина Длина резьбы Рабочее давление МПа
круг- лая мел- кая номи- наль- ная допу- стимое откло- нение номи- наль- ная Допу- стимое откло- нение 7 1 14 1 21 35 70 | 105
Условный диаметр проходного сечения фланцевого соединения
1 2 3 4 5 6 7 8 9 . 10 11 12
16 20 — по 110 120 130 140 ±2 ±2,5 32 40 ±3 50 40 65 80 50 40 65 80 —- — 40 50 40
22 — 160 ±2,5 45 ±3,0 — — — — 65 50
24 150 170 180 140 48 100 180 100 50 80 40 50 40 80 65
27 — 160 180 200 210 55 230 180 65 65 100 80
30 — 180 200 60 280 230 100 180 80 80 —
— 33X2 200 220 230 230 65 350 425 280 350 230 280 350 100 180 —
— збхз 240 260 270 70
— 39X3 42X3 260 300 340 290 300 320 80 90 520 425 520 425 230 350 180 230 180
— 45X3 360 390 90 — — — — 280 —
— 48X3 350 370 450 100 — — — 280 425 350/425 —
— 52X3 360 500 105 •— — 520 — — 280
1С6
Таблица П.31
Размеры гаек (мм)
к и по всей окружности. Нередко разуплотнение сопрягаемых поверхностей
возникает в результате неравномерного приложения удельного давления на
уплотнительные кольца и канавки.
В производственных организациях все шпильки и гайки для крепления
превепторных установок, соединения деталей линии глушения и дросселирова-
ния изготовляют из стали марки 40ХН. На торцах всех шпилек манифольдов
противовыбросового оборудования устанавливается клеймо — две точки, что
должно соответствовать стали марки 40ХН. В объединении Нижневолжскнефть
шпильки, гайки и детали манифольда изготовляются из стали марок 40Х и
40ХН и маркируются, буквой «X». При повторном использовании деталей, не
имеющих видимого клейма, рекомендовано производить их стиллископию
с целью выявления марки стали.
Гайки к шпилькам. Гайки к шпилькам изготовляются по ОСТ 26-16-1612—79
(табл. 11.31).
107
Рис. 11.25. Схемы прочивовыбросового оборудования типов ОШ (а) и ОП2 (б),
()П2п («>, 0113 (с) и ОПР (<Д.
Сигмы Illium OII1, ОП2. ОП2л и ОПЗ: 1— установки гидравлического управления, 2—разъ-
емный ян-либ, .1 фланцевая катушка, 4 — универсальный превентор, 5 — плашечный пре-
Hciiiup, < Iпдропрпводная прямоточная задвижка, 7— устьевая крестовина, 8— клапан
(iiMiiiimiuo, у — колонная головка, 10— катушка под манометр, 11— прямоточная задвиж-
ки, - i| Нинк, 13 — быстроразъемная полумуфта, 14— крестовина, 15 — быстросменный
дроссель, /<> — отбойная камера-дегазатор, 17 — регулируемый дроссель, 18 — запорное уст-
ройство ц разделитель к манометру; схема типа ОПР: 1 — разъемный желоб, 2 — фланце-
вая катушка, 3— плашечный превентор, 4 — карданный вал, 5 — штурвал ручного управле-
ния, (> - пшроприводпая прямоточная задвижка, 7 — клапан, 8 — устьевая крестовина, 9 —
колонная |оловка, 10— фланец под манометр, И — запорное устройство и разделитель к
манометру. 12 — прямоточная задвижка, 13— тройник, 14 — быстроразъемная полумуфта,
15 кр<ч loiinna, 16 — быстросменный дроссель, 17 — регулируемый дроссель, 18— отбойная
lulMcpa дс| a ia lop
ТИПОВЫЕ СХЕМЫ ПРОТИВОВЫБРОСОВОГО ОБОРУДОВАНИЯ
Противовыбросовое оборудование изготовляют на отечественных заводах
по типовым схемам согласно ГОСТ 13862—75 «Оборудование противовыбро-
совое е гидравлическим управлением. Типовые схемы и основные параметры».
I Ipoi |||ин1|.|броеов1>е оборудование (ОН) с гидравлическим управлением изго-
тоилясня ио че1ырем схемам (O111, 0112, О112а, ОПЗ):
схема 1 дну.хпревеи горная с двумя линиями манифольда;
схема 2 трехпревенторная с двумя линиями манифольда;
схема 3 — трехпревенторная с тремя линиями манифольда;
схема 4 - трехпревенторная с четырьмя линиями манифольда.
Для капа сального ремонта скважин противовыбросовое оборудование изго-
товляю । с ручным управлением (тип ОПР).
Схему противовыбросового оборудования выбирают в зависимости от пла-
стового давления и ожидаемого дебита.
Типовые схемы (рис. 11.25) включают превенторы плашечные и универ-
сальные, манифольдную линию и их обвязку. На всех схемах предусмотрен
быстродействующий (на открытие) клапан-отсекатель.
Манифольдные линии подразделяются на линию дросселирования (рабочая)
и линию глушения (аварийная).
В схеме противовыбросового оборудования ОП2а предусмотрена дополни-
тельно резервная линия, а в схеме ОПЗ — одна линия дросселирования и три
липни глушения или две линии дросселирования и две линии глушения.
Согласно ГОСТ 13862—75 приведены типоразмеры превенторов по указан-
ным в табл. 11.32 схемам.
109
Таблица 11.32
Характеристика превенторов по типовым схемам ГОСТ 13862—75
Типоразмер превентора Номер типовой схемы . ь. IS о _ ! давле - Та Объем аккумулятора под рабочую жидкость (дм3) по схемам
1 2 3 4 Диамет ХОДНОГС стия, м Рабочее ние, Ml 1 2 3 4
ОП-180Х210 X X X 180 21 63 100 — 100
ОП-180X350 X X X X 35 63- 100 100 100
ОП-180X700 X X X X 70 1— 160 160 160
ОП-180ХЮ50 105 — — — 200
ОП-230Х350 X X X 230 35 100 — 125
ОП-230Х700 ОП-280Х2Ю X X X X 280 70 21 200 160 250 200 300
ОП-280Х350 X X X X 35 200 250 250 300
ОП-280Х700 X X 70 — 360 360 360
ОП-350Х350 X X X X 350 35 — 300 — 300
ОП-350Х700 X X X 70 — — 360 —
ОП-425Х140 X X — X 425 14 — 300 — 300
ОП-425Х2Ю X X — X 21 — 300 — 300
ОП-520ХН0 X X — X 520 14 400 500 — 500
ОП-520Х2Ю X X — 21 500 600 — 600
Примечание. Знак X означает, что предусмотрено данное сочетание параметров.
В схемах ГОСТ 13862—75 не предусмотрено разделение плашечных пре-
венторов по видам плашек на трубные и глухие.
В настоящее время используются плашечные превенторы на рабочие давле
ния от 14 до 70 МПа, а универсальный превентор — на рабочие давления 32
и 50 МПа. Следовательно, на отдельных объектах типовая схема может со-
стоять из двух плашечных превенторов ППГ-230Х700 и одного универсального
ПУГ-230 X 350 или ПУГ-230 X 500. В данном случае универсальный превентор
не может полностью герметизировать проходное сечение противовыбросового
оборудования при выходе из строя двух плашечных превенторов ППГ-230Х700
или при отсутствии в скважине бурильной колонны труб. Вследствие этого
в превенторных установках должны предусматриваться один рабочий превентор
с трубными плашками, а другой — резервный с глухими плашками. Действую-
щими схемами не предусмотрен вращающийся превентор. Согласно правилам
безопасности [24], установка превентора с глухими плашками вместе с пре-
вентором, имеющим плашки под бурильные трубы, обязательна при бурении
скважин: на разведуемых площадях и объектах, на газоконденсатных и газовых
месторождениях, а также на месторождениях с аномально высокими давле-
ниями.
Поэтому необходимость установки превенторов и их число определяются
в зависимости от геологических условий нефтегазодобывающим объединением
или геологическими организациями и согласовываются с местными органами
Госгортехнадзора.
НО
Следовательно, в зависимости от геологических условий и требований мо-
жет изменяться типовая схема обвязки противовыбросового оборудования.
Производственными объединениями Краснодарнефтегаз, Ставропольнефте-
газ и Грознефть разработаны технические требования к применению различных
схем противовыбросового оборудования по ГОСТ 13862—75 в условиях Кубани,
Ставрополья и Чечено-Ингушетии.
В отличие от схем, разработанных АзПНМАШем и приведенных в каталоге
«Противовыбросовое оборудование и технические средства для ликвидации от-
крытых фонтанов» [29], в объединении Краснодарнефтегаз разработаны сле-
дующие типовые схемы:
схема 1—два плашечных превентора ППГ-307Х320 и одна крестовина
с выкидными линиями для скважин при Рр^35 МПа;
Т а б л и ц а 11.33
Основные параметры ОП по типовым схемам ГОСТ 13$62—80
Условный диаметр про- ходного сечения Оп мм Рабочее давление /’раб' МПз Типовая схема ОП Нагрузка на плашки, кН, не менее Наибольший условный диаметр трубы (мм), проходящей с подвес- кой через ОП Высота стволовой ч асти Н (мм), не более, для схемы
1 2 3 4 от веса ко- лонны выталкиваю- щая 1 2 3 4
180 230 35 70 35 70 1 1 1 I X X X X X 1000 1600 1250 2000 500 800 630 1250 127 146 2900 3800 4700 4400 4800 4900 4500 5000 5000
289 21 35 70 105 X 1 X X X X X X 2000 2009 2500 2500 1000 1600 2000 2000 194 2900 3600 3700 4800 500С 5800 67СС 5С00 5800 6700
350 21 35 70 X X 1 1 X X X X XX 1 1600 2500 2800 1250 1600 2000 273 3400 3700 4500 4700 4800 6500 4800 6500
425 21 35 1 X х X 1 X 2000 2800 1600 1600 346 3700 5000 5600 580G 5800
540 14 21 X X X X — — 1250 2000 1000 1600 426 3600 4100 5900 5400 — —
680 14 X — — — 2500 2000 560 4000 — — —
Примечания. 1. Знак „X* обозначает применение Оп по данной схеме.
2. Условный диаметр проходного сечения манифольда 89 мм (не распространяется на отверстие
дросселирующей пары регулируемого дросселя). 3. Номинальное давление системы гидравлического
управления не менее 10 МПа. 4. Высота стволовой части Н подсчитана для случая, когда присоеди-
нительные элементы составных частей выполнены в виде фланцев, без учета установки дополни-
тельных фланцевых катушек.
111
схема 2 —один универсальный превентор ПУГ-230Х320, два плашечных
превентора ППГ-230Х500 и одна крестовина с выкидными линиями для сква-
жин при Р),<50 МПа;
схема 3 — один универсальный превентор, два плашечных превентора и
одна крестовина с выкидными линиями для скважин при рр^70 МПа,
Рис. П.26. Схемы обвязки противовыбросового оборудования с двумя превен-
торами и одной крестовиной (с), с тремя превенторами и двумя крестови-
нами (б):
1 — вспомогательный пульт; 2 — станция гидравлического управления с основным пультом;
3 — разъемный желоб; 4 — фланцевая катушка; 5 — универсальный превентор; 6 — плашеч-
ный превентор; 7 —манометр с запорным и разрядным устройствами с разделителем
сред; 8 —задвижка с ручным управлением; 9— регулируемый дроссель с ручным управле-
нием; 10 — отбойная камера с разрядным устройством; 11 — сепаратор; 12 — задвижка с
гидравлическим управлением; 13— устьевая крестовина; 14— устье скважины; 15 — обрат-
ный клапан: 16— линия в систему сжигания газа; 17— линия сброса; 18 — к буровым на-
сосам; 19— к насосным установкам; 20— регулируемый дроссель с гидравлическим управ-
лением; 21 — пульт управления гидропрнводным дросселем; 22 — отвод с фланцем
112
ГОСТ 13862—75 допускает конструктивное объединение нескольких элемен-
тов противовыбросового оборудования при условии сохранения типовых схем
и параметров. В схеме на рис. 11.25,с, согласно [29], четыре гидравлических
элемента, на рис. 11.25,б — пять, на рис. П.25,в — шесть, а на рис. 11.25,а —
семь.
Схема 4 ГОСТ 13862—75 применяется при наиболее тяжелых условиях
и бурении сложных скважин.
Взамен типовых схем и основных параметров по ГОСТ 13862—75 с 1983 г.
предусмотрены типовые схемы ОП по. ГОСТ 13862—80. Стандарт распростра-
няется на вновь разрабатываемое прогивовыбросовое оборудование с гидрав-
лическим управлением по четырем типовым схемам: 1—двухпревенторная
с одной крестовиной и двумя линиями манифольда (рис. 11.26,а); 2 — трехпре-
венторная с одной крестовиной (два превентора ППГ и один ПУГ) и двумя
линиями манифольда; 3 — трсхпрсвснторная с двумя крестовинами и двумя
линиями манифольда; 4 — трехпревенторная с двумя крестовинами и тремя
линиями манифольда (рис. 11.26,6).
Схема 3 отличается от схемы 4 числом линий манифольда. По ГОСТ
13862 -80 допускается конструктивное объединение составных частей, не изме-
няющее типовые схемы и не ухудшающее эксплуатационные свойства противо-
выбросового оборудования. В ОП с рабочим давлением 70 и 105 МПа допу-
скается применение универсального превентора с рабочим давлением соответст-
венно 35 и 70 МПа в комплекте с переходной фланцевой катушкой.
Число запорных, регулирующих и измерительных составных частей обору-
дования по типовым схемам 1—4 приведено в справочном приложении ГОСТ
13862—80. Данный стандарт не распространяется на ОП для специальных видов
бурения с подводным расположением устья, под давлением и др. Основные
параметры ОП и его составных частей должны соответствовать указанным
в табл. 11.33.
Схемы обвязки могут меняться в зависимости от геологических условий
разбуриваемых площадей и по согласованию с Госгортехнадзором.
В объединении Ставропольнефтегаз функционируют четыре схемы. К меж-
превенторной крестовине подсоединяется третий разгрузочный отвод (резервная
линия).
Схема 4 применяется при бурении скважин с агрессивными средами или если
ожидаются статические давления на устье более 70 МПа и большие дебиты.
В техническом проекте дается обоснование применения схемы противовы-
бросового оборудования после спуска кондуктора и каждой промежуточной ко-
лонны. Особенности монтажа выбранной схемы указываются в геолого-техни-
ческом наряде и техническом проекте.
В примечании к инструкции по монтажу ПВО допускается установка одного,
плашечного превентора по схеме 1 (см. рис. 11.25,а), если ожидаемое рабочее
давление на устье не превышает 15 МПа. Данная схема принимается лишь после
согласования с местными органами Госгортехнадзора.
Кроме того, допускается бурение без превенторов эксплуатационных нефтя-
ных скважин с пластовым давлением в нефтеносных пластах ниже гидростати-
ческого при отсутствии в разрезе газоносных горизонтов и наличии разрешения
объединения и при согласовании с местными органами Госгортехнадзора.
8—3037 113
114
В объединении Грознефть при проводке глубоких скважин устье обвязыва-
ется по схеме 3 ГОСТ 13862—75. На рис. 11.27 приведена обвязка устья по-
схеме 3 импортными превенторными установками в объединении Грознефть.
УСТРОЙСТВА ДЛЯ ОТКРЫВАНИЯ ВЫКИДНЫХ ЛИНИЙ
На основании действующих инструкций по монтажу противовыбросового’
оборудования на боковых фланцах устьевой крестовины устанавливаются отсека-
тели, предохраняющие выкидные линии от заполнения раствором при открытых
прямоточных задвижках. Они устанавливаются между боковыми фланцами
крестовины и коренными задвижками.
Если закрытие выкидных линий выполняется прямоточными задвижками
с гидроприводом, то после скопления шлама и раствора внутри отводов кресто-
вины на длине 150 мм (до фланца) задвижки почти не поддаются очистке и,
следовательно, открытию и закрытию обеих линий. Шлам плотно оседает и под
действием температуры раствора высыхает, герметизируя проходное сечение-
отводов. В процессе открытия задвижек отдельные частицы высохшего шлама
попадают в проем клина (шибера) и препятствуют ее закрытию, поэтому перед
прямоточными задвижками необходимо устанавливать отсекатели. Отсекатели
в заводском изготовлении не выпускаются, и в буровых организациях применя-
ют различные формы отсекателей в виде задвижек, круглых пластин (диафраг-
ма) из паронпта, жести, резины, кожи и других материалов.
Диафрагмы устанавливали на разрывное давление 0,3—0,5 МПа. В объеди-
нении Приволжскнефть разрывное давление в устройствах, предохраняющих
манифольд от заполнения буровым раствором, принято равным 1 МПа,,
а в объединении Грознефть— не более 2 МПа.
На отдельных буровых на выкидных линиях устанавливают по две задвиж-
ки (коренные) и в клине первой задвижки просверливают отверстие диаметром
40—50 мм, куда вставляют жестяное кольцо, имеющее отверстие 30 мм, и при-
паивают его латунью.
Аналогичные работы проводятся на серийно выпускаемых задвижках. Вме-
сто запаивания отверстия латунью вставляют диафрагму из паронита и закреп-
ляют упорным кольцом. Материал упорного кольца — сталь марки Ст. 3.
Ниже приведены размеры отверстий и прокладки.
Тип задвижки.........................ЗКФ-65Х320 3M-80X350
Диаметр, мм
отверстия в задвижке............. 65 78
проточки в клине..................... 73 84
прокладки..................... 70-|-2 82-J-1
Во время опрессовки превенторов и выкидных линии отсекатели-задвижки-
переводят в открытое положение.
Отсекатели типа ЗКФ и ЗМ не позволяют контролировать и очищать отво-
ды крестовины (до фланца) от высохшего шлама. Для изготовления задвижек-
отсекателей используются прямоточные задвижки типа ЗПФ. Задвижки-отсека-
тели перед установкой опрессовываются на рабочее давление вместе с осталь-
ными узлами превенторной установки. После монтажа они опрессовываются
с превенторами. После каждой смены задвижки-отсекатели должны быть опрес-
сованы.
Более рациональным является метод очистки выкидных линий и боковых
отводов крестовины продувкой сжатым воздухом от механического (электриче-
8* 115
<ского) компрессора. Для этого при закрытой прямоточной гидравлической за-
движке прокачивают воздух в выкидную линию до повышения давления в ней
до 0,6—0,7 МПа. Затем гидравлическим приводом открывают задвижку и дав-
лением сжатого воздуха продувают боковой отвод крестовины от раствора и
шлама.
С этой целью в схеме обвязки противовыбросового оборудования объедине-
ния Краснодарнефтегаз предусмотрены две линии диаметром 18 мм для подвода
•сжатого воздуха. Подвод воздуха производится к тройникам обеих выкидных
линий, установленным после первых прямоточных задвижек. Этим способом
можно продувать выкидные линии по всей длине; при отсутствии воздуха
в воздухосборнике в достаточном количестве линии продуваются отдельными
частями.
В превенторнон обвязке фирмы «Камерой» фланцы на отводах крестовины
значительно приближены к ее корпусу, поэтому нет места для скопления шлама.
На других установках крестовины выполнены в одном корпусе с плашечным пре-
вентором.
В АзИНМАШе разработано устройство для открывания манифольда
типа УМ. Устройство идентично задвижкам, корпус устройства имеет две взаим-
но перпендикулярные расточки одного диаметра. Расточки герметизируют наде-
тыми на поршень уплотнениями, имеющими Т-образную форму. Поршень в кор-
пусе удерживается от вертикального перемещения двумя подпружиненными
фиксаторами и от проворачивания — двумя шпонками, закрепленными в пазах
штока поршня. Устройство работает при вращении винта, при завинчивании
поршень устанавливается в положение «закрыто» и при вывинчивании — в край-
нее верхнее положение «открыто».
При повышении давления на устье скважины на 0,5—1,0 МПа поршень
действует на пружины фиксаторов и перемещается вверх, открывая проходное
отверстие корпуса.
В табл. 11.34 приведена техническая характеристика устройства типа УМ.
Устройство УМ допускает регулирование давления открывания от 0,3 до
4,0 МПа. После очистки от пробок поршень переводится в нижнее положение
«закрыто».
Устройства для открывания манифольда типа УМ предназначены для ком-
плектации манифольдов МПП2-80Х700, МПП2а-80х700, МППЗ-80Х700 и
МПБ2а-80X700.
Таблица П.34
Техническая характеристика устройств типа УМ
Показатели УМ-80Х-0 УМ-100Х210 УМ-100Х350
Диаметр проходного от- 80 100 100
верстия, мм Рабочее давление, МПа 70 21 35
Давление начала откры- — 0,5—1,0
вания устройства, МПа Габаритные размеры, мм Масса, кг 270X160X590 58 270X180X705 52 54
116
Устройство УМ монтируется в начале выкидных линий и крепится на флан-
це крестовины противовыбросового оборудования.
Быстродействующий клапан. АзИНМашем разработан быстродействующий
клапан типа КБ [15], предназначенный для предупреждения попадания бурово-
го раствора в линии манифольда противовыбросового оборудования. В отличие
от устройства УМ-100Х320 новый клапан открывается автоматически, а закры-
вается вручную при помощи рычага.
Ниже приведены основные технические параметры клапанов.
Техническая характеристика клапанов
Тин клапана ...........
Давление, МПа:
рабочее ...............
пробное ...........
Пределы изменения дав-
ления начала откры-
тия клапана, МПа . .
Условный диаметр про-
ходного отверстия, мм
Открытие клапана . . .
Габаритные размеры, мм:
длина .................
ширина.............
высота ............
Масса, кг..............
КБ-80Х350 КБ-80Х700 КБ-100Х350
35 70 35
70 105 70
0,5—1,0
80 80 100
Автоматическое под действием давления
рабочей среды
280 280 300
235 235 255
410 395 455
50,2 46,3 48
По окончании фонтанирования скважины, а следовательно, и снижения
устьевого давления до нуля поршень устанавливают в соответствующее поло-
жение вручную при помощи рычага.
Быстродействующий клапан выпускается заводом им. Сардарова ВПО Союз-
нефтемаш к манифольдным линиям противовыбросового оборудования.
МАНИФОЛЬД ПРОТИВОВЫБРОСОВОГО ОБОРУДОВАНИЯ
Манифольд предназначен для обвязки противовыбросового оборудования
с целью воздействия на скважину и выполнения следующих технологических
операций:
разрядка скважины путем выпуска флюида пласта через выкиды;
замена газированного раствора в скважине буровым раствором из запаса;
выпуск бурового раствора с регулируемым противодавлением на пласт при
помощи штуцера, установленного на линии дросселирования;
закачка глинистого (цементного) раствора насосом или ЦА.
Манифольд противовыбросового оборудования состоит из линий глушения
и дросселирования. Первая служит для глушения скважины путем закачки утя-
желенного раствора и в отдельных случаях для выпуска газированного буро-
вого раствора через камеру-дегазатор в дополнительно установленную желобную
систему.
Линия дросселирования служит для восстановления равновесия между гид-
ростатическим и пластовым давлениями. При этом давление перед штуцером
меняется в сложной зависимости.
Если не известен характер изменения давления перед дросселем, то трудно
обеспечить необходимый режим давления в бурильных трубах. Изменение дав-
117
Т а б л и ц а 11.35
Типы манифольдов
Тип манифольда Число выкидов и штуцеров ТУ Направление выкиднЫх ли- ний
МПП1Р и МПП1Г 2 выкида и 3 штуцера 26-02-397—72 Рабочий и аварийный выкиды направлены в две стороны
МПП2Г 2 выкида и 4 штуцера 26-02-397—72 То же
МПБ2 2 выкида и 4 штуцера 26-3752—75 Рабочий и аварийный выкиды направлены в од- ну сторону
МПБ2а 3 выкида п 4 штуцера 26-3752—75 То же
ления перед штуцером и регулирование давления в манифольдной линии буро-
вого насоса называется аварийным управлением процессом. Для этого строят
график изменения давления на дросселе в зависимости от рпл и ру.
Разработаны манифольды двух типов: МП — с клиновыми задвижками,
МПП — с прямоточными задвижками. Манифольды типа МП подразделяются
на три схемы с ручным управлением задвижек и нерегулируемыми штуцерами
со сменными насадками: первая схема — 2 выкида, 8 задвижек, 3 штуцера; вто-
рая—2 выкида, 9 задвижек, 4 штуцера; третья — 4 выкида.
Манифольды типа МПП имеют следующие основные узлы и детали: прямо-
точные задвижки гидроприводом и ручным управлением, регулируемые и быстро-
сменные штуцера. Манифольды типа МПП подразделяются на 4 схемы: первая
схема — с двумя выкидами (МПП1): вторая — с двумя выкидами (МПП2);
третья — с четырьмя выкидами (МППЗ); четвертая — с тремя выкидами, на-
правленными в одну сторону.
Ранее диаметры проходного отверстия манифольдов составляли 65, 80 и
100 мм на рабочие давления от 21 до 70 МПа. ГОСТ 13862—75 предусматри-
вает два проходных сечения для всех типов манифольдов: 100 мм на рабочие
давления от 21 до 35 МПа и 80 мм и более на рабочие давления от 70 МПа
и выше.
Манифольды МПП с гидравлическим управлением позволяют проводить
дистанционное открытие и закрытие коренных задвижек. В случае неисправности
гидравлического управления имеется ручной привод, который только открывает
задвижки, но может и закрывать их. Линии глушения и дросселирования изго-
товляются из высококачественных бесшовных труб равнопроходного сечения, вы-
держивающих давление не менее рабочего давления превентора.
Машиностроительный завод им. Сардарова (Баку) выпускает несколько
типов манифольдов в зависимости от схемы противовыбросового оборудования
и рабочего давления (табл. Л-35). Манифольды рассчитаны на давления 21,
35 и 70 МПа.
В основном выпускают манифольды с проходным сечением 80 и 100 мм
(по заказу) в двух исполнениях — обычном (типа МПП) и блочном (МПБ).
В табл. П.36 приведена характеристика манифольдов типов МПП и МПБ.
Манифольды по ТУ 26-02-397—72 выпускаются по четырем схемам, а по,
ТУ 26-3752—76 — по двум схемам и предназначены для обвязки превенторнык
118
Таблица П.36
Техническая характеристика манифольдов типа МПП и МПБ
Диаметр проходно-
го отверстия, мм
Давление, МПа:
рабочее
пробное
Масса, кг
За вод-113 го к пип ел 1>
Показатели
CN
X
§
с
*
80 100 80
21
42
2300 | 2620 [ 3215 | 5715
70
105
7600 | 14 400) 14 500
35 70
70 105
Машиностроительный им. л 'й-
тенанта Шмидта (г. Баку)
Машиностроитель-
ный „Красный мо-
лот" (г. Грозный)
Машино-
строитель-
ный им. Сар-
дарова
(г. Баку)
Машино-
строитель-
ный .Крас-
ный молот"
(г. Гроз-
ный)
установок с целью управления бурящимися нефтяными и газовыми скважинами
при газопефтепроявлениях.
В манифольдах типа МПП1Р задвижки имеют ручное управление, а в мани-
фольдах МПП1Г и МПП2Г— главные задвижки с гидравлическим приводом.
В манифольде МПБ большая часть узлов и деталей установлена на общем бло-
ке (раме). Схемы манифольдов МПП1Г, МПП2Г, МППЗ, МПП2а соответствуют
типовым схемам ОП (см. рис. 11.25), за исключением отдельных узлов.
Манифольд типа МПП1Г не отвечает схеме противовыбросового оборудова-
ния типа ОП1 (ГОСТ 13862—75) с гидравлическим управлением из-за отсутст-
вия н комплекте ряда узлов и деталей. Так, в липни глушения (разрядки) по
схеме О111 предусмотрен тройник с задвижкой на боковой стороне, а на прямой
линии — прямоточная задвижка, а затем камера дросселирования.
На линии дросселирования вторая крестовина имеет два отвода. В комплек-
те манифольда типа МПП1Г на линии глушения не предусмотрен тройник, а на
линии дросселирования - - второй отвод на второй крестовине.
Схеме ОП1 ГОСТ 13862—75 наиболее соответствует манифольд типа
МПП2Г. хотя и в нем отсутствует тройник на линии глушения. Кроме того,
в МПП2Г предусмотрены два плашечных превентора.
Манифольд типа МПП2Г предусмотрен для комплектации противовыбросо-
вого оборудования по схеме ОП2 с гидравлическим приводом. Обозначения
МПП1Г и МПП2Г даны по ТУ завода-изготовителя (ТУ 26-02-397—72).
В манифольде типа МПГ12а между двумя плашечными превенторами уста-
навливается катушка с отводом и резервной линией, а линия глушения посред-
ством кованых тройников направляется в правую сторону, т. е. в сторону линии
дросселирования. В манифольде такого типа установлены гидроприводные пря-
моточные задвижки. Число быстросборных соединений увеличено до четырех.
В манифольде типа МППЗ между двумя превенторами устанавливается вто-
рая крестовина. Регулируемые штуцера, система задвижек и отбойная камера
перенесены на выкидную линию второй крестовины.
119
Манифольд типа МПБ2 комплектуется отбойной камерой-дегазатором и га-
зовой линией к ней (рис. 11.28,а). Выкидные линии направлены в две стороны
от противовыбросового оборудования.
В отличие от МПБ2 в манифольде типа МПБ2а (рис. 11.28,6) выкидные ли-
нии направлены в одну сторону. В манифольде тнпаМПБ2а между двумя пла-
шечными превенторами включена тройниковая катушка с резервной линией.
Отбойная камера-дегазатор подключена к линии глушения. Все три выкидные
линии противовыбросового оборудования направлены в одну сторону. При на-
личии трех выкидов рабочий служит для промывки и снижения давления под
превентором в случае опасности нарушения целостности обсадной колонны и
а
Резервная линия /
—п-----------4ск1
Линия
'дросселирования/ и/ —
/ ? ГчбХв я /
/ ? # ^7 /
----------/-------------------------
----------'
Линия глушения
Рис. П.28. Схемы манифольдов (обозначение выкидных линий по ТУ 26-02-
397—72) типов МПБ2 (а) и МПБ2а (6):
а — типа МПБ2: 1 — гидроприводная прямоточная задвижка, 2 — устройство для открыва-
ния манифольда, 3 — напорная труба, 4 — тройник, 5 — быстросменное соединение, 6 —
быстросменный штуцер, 7 — крестовина, 8 — фланец под манометр, 9 — прямоточная за-
движка с ручным управлением, 10 — запорное устройство и разделитель к манометру, 11 —-
регулируемый штуцер, 12 — отбойная камера-дегазатор; б — типа МПБ2а: 1 — гидропривод-
ная прямоточная задвижка, 2 — устройство для открывания манифольда, 3 — напорная тру-
ба, 4 — фланец под манометр, 5 — разделитель к манометру, 6 — прямоточная задвижка с
ручным управлением, 7 — быстросменное соединение, 8 — крестовина, 9 — быстросменный
штуцер, 10 — регулируемый штуцер, 11 — отбойная камера-дегазатор
120
Таблица 11.37
Основные узлы и детали манифольдов
Шифр манифольда Тип зад- вижки Тип штуцера Отбойные камеры Устройство для открыва- ния манифольд- ной линии Тип трубы выкидов
МПП1Р-100Х210 РП .— ф — —
МПП1 Г-100X210 ГП — ф — —
МПП2Г-100Х210 ГП — ф — —
МППЗ-.100X210 ГП — ф — —
МПП2Г-100X350 ГП — ф •—
МППЗ-100X350 ГП — ф — -—
МПБ2-100X350 ГП РХ ф УМ БС
МПП2-80Х700 ГП Р, НРК ТВ УМ БС
МПП2а-80><700 ГП Р, НРК ТВ УМ БС
МППЗ-80Х700 ГП Р, НРК ТВ УМ БС
МППБ2а-80Х700 ГП Р, НРК окд УМ БС
О б II з н п ч е и и я: РП—ручней призод, Р—загул фуемы! штуцер, ГП—гидравлический привод.
РХ—регулируемы! штуцер .сураханского" типа, НРК—яерагу тируечы i корпусный штуцер, Ф—флан-
це рая, УМ-устройство для открытия майн|>э1ьда, БС—груэм выошоз с быатросъемаыи соедине-
нием, ТВ—трубчатая отбойная вертикальная камера, О'<Д—отбойная камера-дегазатор.
возникновения грифонов; кроме того, он служит для задавливания скважины
путем закачки раствора (воды) в кольцевое пространство буровыми насосами.
Линия дросселирования служит для выпуска бурового раствора с противо-
давлением на пласт; создания дополнительного отвода с целью снижения дав-
ления под превентором и на рабочем выкиде; закачки жидкости в кольцевое
пространство цементировочным агрегатом.
Третья выкидная линия является резервной и служит для совместного
с нижними выкидами отвода пластового продукта и снижения давления под
превентором, если две нижние линии не обеспечивают пропуска через него неф-
ти, газа и воды, пли для замены ппжпей линии.
Для замены верхнего выкнда и если рабочий выкид вышел из строя и фон-
танная арматура закрыта на первой прямоточной задвижке, применяют резерв-
ный выкид. Кроме того, он служит для осуществления подкачки воды под плаш-
ки верхнего превентора при действии па них высокой температуры, газа, нефти
и нарушении герметичности трубных плашек первого превентора.
В табл. 11.37 приводятся основные узлы и детали манифольдов отечествен-
ного производства.
Нерегулируемые быстросъемные штуцера выпускают с хомутовыми соеди-
нениями, а сменные штуцера-насадки-—«сураханского» типа.
Широкое применение на буровых находят противовыбросовые манифольды
МП-80Х700. Такие манифольды предназначены для комплектования противовы-
бросового оборудования на рабочие давления 50 и 70 МПа, а манифольд типа
МП-80Х320 — на рабочее давление 32 МПа. В манифольде МП-80Х320 не пре-
дусмотрены регулируемые штуцера, задвижки с гидроприводом, отбойная камера
и быстросменное соединение отводов.
Манифольды позволяют заменять газированный буровой раствор в скважине
раствором из запаса при создании противодавления 32—70 МПа при помощи
штуцера, установленного на выкидной линии, прямой и обратной промывкой.
121
Рис. 11.29. Схема монтажа манифольда МПБ2-80Х350:
1 — задвижка 3M-80 X 350; 2 — клапан KJ5-80X350; 3 — блок дросселирования; 4 — блок глушения; 5— линия дроссе-
лирования; 6 — труба напорная
122
Выкидные линии позволяют направлять жидкость высокого давления из
скважины в желобную систему, в специальные амбары или запасные емкости.
Фланцевые соединения уплотняются только при помощи металлических про-
кладок-колец. Выкидные линии от фланцев крестовины, тройника и на всем про-
тяжении трубопровода должны иметь равнопрочное сечение.
Все узлы манифольдного оборудования соединяются только на стандартных
трубных резьбах и фланцах. Запрещается применять для соединения сварку.
Манифольды на рабочее давление 70 МПа с условным диаметром 80 мм
имеют диаметры внутреннего проходного сечения 80(78) и 70 мм и изготовля-
ются под шифрами соответственно МПП2-80Х700 и МПП-70Х700. В паспорте
манифольда МПП-70Х700 часто указано проходное сечение 73 мм.
Манифольд МПП-70Х700 имеет уплотнительные кольца диаметрами 140,
136, 145, 124 мм и штуцера диаметрами 6, 8, 10, 15, 20, 25 и 30 мм.
Манифольд МПП выпускается по двум схемам —МППЗ и МПБ2.
Институтом АзИИМАШ разработан манифольд МГ1Б2-80Х350, выкидные
линии которого направлены в одну (левую) сторону от буровой, т. е. противо-
положно блоку дросселирования.
На рис. 11.29 приведена схема монтажа манифольда МПБ2-80Х350, выпу-
скаемого машиностроительным заводом нм. лейтенанта Шмидта для работы
® умеренной климатической зоне.
Краткая техническая характери-
стика манифольда МПБ-80Х359
Условный проход, мм..................... 80
Рабочее давление, МПа.................... 35
Габаритные размеры, мм............. 2650X1850X4430
Масса в сборе, кг....................... 8850
Манифольд состоит из следующих основных частей: блока дросселирования,
блока глушения, пакета трубных секций и пакета напорных труб. Он укомплек-
тован регулируемым и быстросменным дросселями. За клапанами установлены
прямоточные задвижки с i идравлнческим приводом. Выкидные линии манифоль-
да направлены па отбойный щит и земляной амбар. Предусмотрены два конца
для подсоединения цементировочного агрегата.
Прямоточная задвижка манифольда. Задвижка состоит из плоскопарал-
лельного шибера, гидроццлиндра, поршня, уравновешивающего штока, нажим-
ного штока со штурвалом, манжеты V-образного сечения для штока поршня.
Конструкция затвора предусматривает двустороннее самоуплотнение. Управление
задвижкой дистанционное гидравлическое. Момент на маховике при открытии
задвижки под давлением 70 МПа находится в пределах 100—150 Н-м.
Задвижка ЗМГ-80Х700 гидроприводная предназначена для тех же целей,
что и задвижка ЗМ-80Х700, и по конструкции отличается от последней нали-
чием гидроцплиндра с поршнем. Открывается и закрывается задвижка с пульта
гидроуправления превенторной установки при давлении в гпдроцилиндре до
6 МПа. Предусмотрена также возможность ручного закрытия задвижки путем
вращения маховика по часовой стрелке. При этом шпиндель, опускаясь, упира-
ется в поршень, соединенный с плоским шибером, перемещает его вниз до
совпадения отверстий шибера и седел. Задвижки типов ЗПГМ-80Х700А
(рис. 11.30,а) и ЗГ1М-80Х700А (рис. Н.30,6) незначительно отличаются по кон-
струкции от задвижки типа ЗМГ-80Х700. В прямоточных задвижках движение
потока жидкости (смеси) через проходное отверстие прямолинейно, а в клино-
123
Рис. 11.30. Прямоточные задвижки:
а — ЗПГМ-80Х700А: / — предохранительный ко-
жух, 2 — контршток, 3 — шток, 4 — штуцер, 5 —
гидроцилиндр; б — ЗПМ-80Х 700А: 1 — уплотнение,
2 — контршток, 3 — седло, 4 — корпус, 5 — плос-
кий шибер, 6 — втулка, 7 — штуцер, 8 — маховик,
9 — шпиндель, 10 — корпус сальника
ВЫХ — через уступ, что приводит к завихрению потока при открытом затворе и
скорому выходу его из строя вследствие абразивного износа. Ниже приведены
технические характеристики задвижек с ручным и гидравлическим управ-
лением.
Задвижка с ручным управлением
Диаметр проходного отверстия, мм............... 78
Давление, МПа:
рабочее..................................... 70
пробное..................................... 105
Габаритные размеры, мм:
длина...................................... 500
ширина...................................... 465
высота.....................................1155
Масса, кг...................................... 246
124
Задвижки с гидравлическим управлением
Диаметр проходного отверстия, мм............... 78
Давление, МПа:
рабочее..................................... 70
испытательное............................... 105
испытательное в гидроцилиндре............... 20
Габаритные размеры, мм:
длина...................................... 500
ширина...................................... 465
высота.....................................1420
Масса, кг...................................... 256
Задвижка управляется подачей рабочей жидкости под давлением 2—6 МПа-
в полость гидроцилиндра: сверху для открытия задвижки, снизу — для за-
крытия.
Шибер в задвижке имеет плоскую форму, гпдроцилиндр имеет демпфирую-
щее устройство для ослабления гидравлического удара.
Конструкция задвижки предусматривает заполнение внутренней полости кор-
пуса защитной смазкой для предотвращения осаждения в нем механических
примесей. Задвижки на выкидных линиях манифольда в процессе бурения всегда-
открыты, а на отводе в желоб и отводах для подсоединения цементировочных
агрегатов — закрыты. При возникновении газонефтеводопроявлений после закры-
тия превенторов две задвижки, установленные после манометров на каждой ли-
пни, закрывают. Часто в процессе нефтепроявленпй закрывают по одной задвиж-
ке на каждой линии после манометров. Работоспособность задвижек проверяется
согласно утвержденному графику путем их закрытия и открытия. Затвор за-
движки обеспечивает нормальную работу на режиме двустороннего самоуплот-
нения.
Первые прямоточные задвижки (от крестовины ОП) закрываются с пульта,
управления бурильщиком, а помощники бурильщика докрепляют плашки с по-
мощью штурвалов. Остальные задвижки на линии глушения и дросселирования
закрываются при помощи колесного маховика па задвижках. На задвижке имеет-
ся ука ta гель положений «открыто» и «закрыто». Прямоточная задвижка с руч-
ным управлением отличается отсутствием гпдроцплиидра и наличием шпинделя
со штурвалом. Во ВНИИГазе создана задвижка ЗКЛ-60Х320 повышенной стой-
кости против сульфидного растрескивания. Корпус этой задвижки литой из стали
марки 20Л; задвижка работает в условиях контакта с сероводородсодержащими
средами.
Применение углеродистой стали для изготовления литых сероводородостой-
ких изделий стало возможным благодаря подбору и применению режимов тер-
мической обработки, повышающей стойкость углеродистых сталей против серо-
водородного растрескивания.
В объединении Дагнефть сбросовые линии после батареи задвижек преду-
сматриваются из труб диаметрами 89 и 114 мм по ГОСТ 631—75 из сталей:
марки Д и толщиной стенок не менее 10 мм без внутренней высадки концов.
Фланцы от крестовины до задвижек управления соединяются с трубами посред-
ством трубной резьбы по ГОСТ 631—75 на смазке.
В объединении Краснодарнефтегаз в дополнение к типовым схемам 11, 1а и
2 по ГОСТ 13862—75 условный диаметр проходного сечения принят равным
80 мм и считается предпочтительным для обвязок противовыбросового оборудо-
вания рабочим давлением до 70 МПа включительно. Кроме того, после уста-
125-
шовки быстросменного дросселя допускается сборка трубопроводов на муфто-
вых соединениях с применением графитовой смазки. Диаметры резьбовых соеди-
нений на сбросах манифольдов могут изменяться в зависимости от диаметра
применяемых труб. Запрещается применение узлов и деталей манифольда, изго-
товленных с отступлением от технических условий. При получении от заводов-
поставщиков нового оборудования обращается внимание на наличие техниче-
•ского сертификата (паспорта) и маркировок на крепежных деталях, а при их
•отсутствии следует маркировать буквой «3» — заводская вместо буквы «X» —
.•изготовленные в собственных мастерских.
На большинстве буровых действуют определенные правила, регламентиро-
ванные инструкциями объединения (управлений) по монтажу манифольдов пре-
венторной установки.
1. Линия глушения должна иметь сброс в амбар объемом 200—300 м3,
•а амбар должен быть обвалован.
2. Линии дросселирования и глушения не должны пересекать подъездные
шути; они должны находиться в стороне от проезжих дорог, линий электропе-
редач, котельных и других производственных и бытовых сооружений.
3. Расстояние от концов манифольда до выхлопных труб дизелей, линий
электропередач, склада ГСМ, водяных скважин с электроприводом и бытовых
помещений должно быть не менее 40 м.
По всей длине выкидных линий должен быть уклон в сторону сброса, и
консоль на концах не должна превышать 0,5 м. Разрешаются повороты выкид-
ных линий после быстросменных дросселей при использовании тройников с бу-
ферным устройством или массивных кованых угольников, предварительно опрес-
сованных на рабочее давление превенторной установки.
4. Все задвижки манифольда противовыбросового оборудования должны
иметь номера на металлических бирках размером 120X120 мм с высотой цифр
:80 мм.
На отдельных буровых устанавливают размеры бирок 150X150 мм и высоту
цифр 100 мм.
Порядок продувки выкидных линий в инструкциях не установлен ввиду пх
автономной функции; линии продуваются в основном в следующем по-
рядке:
а) открываются прямоточные гидравлические задвижки (задвижки-отсека-
тели) и задвижки для подсоединения агрегатов, закрываются концевые задвиж-
ки. Линия дросселирования продувается через линию для обратной промывки;
б) линия глушения продувается через первый тройник на этой линии при
условии, что перед штуцерной камерой закрыта задвижка;
в) закрываются задвижки после манометров и обе линии продуваются на
сброс.
В объединении Нижневолжскнефть порядок продувки следующий:
а) при подъеме бурильной колонны уровень бурового раствора в обсадной
колонне снижается на 2—3 м ниже крестовины, открываются задвижки-отсека-
тели и задвижки по всей длине выкидной линии, за исключением концевой за-
движки. Продувка проводится через линию, используемую для работы пласто-
мспытателем;
б) линии глушения продуваются через отвод для подсоединения цементиро-
вочного агрегата.
126
Рис. П.31. Штуцера:
а — регулируемый: / — маховик, 2 — ограничитель, 3 — узел шпинделя, 4 — втулка с двусто-
ронней резьбой, 5 — шток, 6 — стягивающее соединение, 7 — корпус штуцера, 8 — муфта,.
9 — малый шток конуса, 10 — насадка, 11 — камера, 12 — нижняя часть корпуса, 13 — вход-
ная насадка; б — быстросменный корпусный: 1 — корпус, 2—плоскопараллельная обойма».
3— насадка, 4— седло, 5 — крышка, 6— рым-болт, 7 — тарельчатая пружина, 8— разряд-
ник давления; в — штуцер-насадка «сураханского» типа: 1 — корпус, 2 — прокладка, 3 — на-
садка; г — нерегулируемый быстросменный с хомутовым соединением: 1 — фланцевый пе-
реводник, 2 —сменная насадка, 3 — резиновая манжета, 4 — быстросменное соединение,.
5 — корпус, 6 — резьбовой патрубок
После продувки линий дросселирования и глушения задвижки приводятся
ш исходное положение. Срок продувки линии глушения и дросселирования —
один раз в неделю. Результаты проверки отмечаются в журнале проверки обо-
рудования.
Штуцера. Регулируемый штуцер (дроссель) предназначен для дросселиро-
вания потока бурового раствора при газоводонефтепроявлениях скважины, что-
•бы создать бесступенчатое регулирование противодавления на забой скважины.
Конструкция регулируемого штуцера приведена на рис. 11.31,а. Вращением
штурвала регулируется открытие насадки штуцера путем перемещения кониче-
ского наконечника, что приводит к изменению сечения кольцевой щели. Через
насадку протекает поток бурового раствора или флюида скважины. Для повы-
шения износостойкости дросселя насадку и конический наконечник изготовляют
из твердого сплава ВКЗМ.
Дроссель ДР-80Х350 изготовляется по ТУ 26-16-41—77 и устанавливается
в манифольде с условным диаметром проходного сечения 80 мм. Тип дроссе-
ля — угловой с коническим наконечником и цилиндрической насадкой. Рабочая
среда — нефть, газ, газоконденсат, буровой раствор, вода и их смеси. Дроссель
.предназначен для эксплуатации при температуре рабочей среды не более
-|-120 °C и используется в умеренной климатической зоне.
Качество заготовки, используемой при изготовлении деталей дросселя, долж-
но соответствовать: ГОСТ 8479—70 — на поковки из конструкционной углероди-
стой и легированной стали; ГОСТ 3882-76 — на твердые сплавы марки ВК4;
~ТУ 48-19-223—70 на безвольфрамовые твердые сплавы марки КТС.
Для использования дросселей на манифольдах с фланцами не по
ОСТ 26-16-1609—79 допускается по требованию заказчика замена дросселей
с фланцами, соответствующими фланцам задвижек ЗК-100Х350. В собранном
дросселе перемещение шпинделя проводится плавно усилием рук. Наружная
поверхность дросселя имеет лакокрасочное покрытие, по внешнему виду оно
.должно сооветствовать VI классу.
Габаритные размеры (при выдвинутом шпинделе): длина — 545 мм, шири-
на — 320 мм, высота — 360 мм. Масса регулируемого дросселя равна 60 кг.
Дроссель относится к ремонтируемым изделиям и для дросселя, не работав-
шего в условиях открытого фонтанирования средний срок до списания состав-
ляет 7 лет, средний ресурс до капитального ремонта 4,5 года, средняя нара-
ботка на отказ — 1000 ч.
Характеристика регулируемого штуцера с ручным управлением
Диапазон регулирования, мм................................6-—30
Давление, МПа:
рабочее................................................ 70
пробное...............................................105
Габаритные размеры, мм:
длина..................................................540
ширина................................................355
высота................................................400
Масса, кг................................................. 81
Площадь сечения штуцера регулируют вращением маховика вручную, при
этом шпиндель с наконечником, вращаясь по трапецеидальной резьбе крышки,
изменяет степень открытия отверстия в насадке.
128
Ручное управление штуцером требует непосредственного участия работаю-
щего персонала и занимает определенное время. Более совершенная конструкция
регулируемого штуцера с гидравлическим дистанционным управлением ШР.
Техническая характеристика штуцера ШР
Диаметр номинального проходного отверстия, мм . . . 50
Давление, МПа:
рабочее............................................ 25
гидропривода ........................................ 40
Максимальный расход газожидкостной смеси через
фильтр, л/с........................................... 40
Температура среды, °C.................................... 80
Тип резьбы входных отверстий гидропривода и мано-
метров ............................................. М20Х1,5
Габаритные размеры, мм:
длина............................................ 1210
наибольший диаметр................................. 300
Масса, кг................................................ 271
Конструкции!» штуцер с гидроприводом отличается от штуцера с регули-
руемым управлением наличием резинового регулятора, который деформируется
под действием давления жидкости, поступающей под поршень из гидропривода.
Для регулирования давления в гидропривод штуцера подается масло и поршень
получает поступательное движение.
Специальной втулкой поршень давит на резиновый элемент, уменьшая его
проходное отверстие. ШР устанавливают между задвижкой и отбойной ка-
мерой.
Быстросменный штуцер устанавливают в конце рабочих струн.
Техническая характеристика штуцера ШР
Диаметр, мм:
проходного отверстия......................... 78
сменных втулок..................... 5, 8, 10, 15, 20, 25, 30
Давление, МПа:
рабочее...................................... 70
пробное............................ 105
Рабочая среда............................Нефть, газ, вода, гли-
нистый раствор
Габаритные размеры, мм:
длина....................................... 270
ширина ..................................... 160
высота...................................... 450
Масса, кг........................................ 67
В комплект поставки входят: дроссель в сборе с конусом уплотнения и на-
кидной гайкой, наконечник в сборе с гайкой и насадка в сборе со втулкой диа-
метром 25 мм, резиновые кольцевые уплотнения.
При изготовлении деталей штуцера из стали марки ШХ с твердостью
60 HRC заметно увеличивается ресурс штуцера. Так, при выпуске бурового рас-
твора плотностью 1,73 г/см3 через штуцер из стали марки ШХ под давлением
10 МПа ресурс штуцера составил более '122 ч, а ресурс штуцера, наплавленного
твердым сплавом В КЗ, — 1 сут (помутнение стали); через 3 сут в штуцере по-
явился промыв. Машиностроительный завод им. Кирова (Баку) выпускает шту-
цера для установки на выкидах фонтанной арматуры диаметром 65 мм, выпол-
ненные из твердого сплава. При испытании штуцером отмечалось помутнение
8—3037 129
его поверхности, тем не менее ресурс был в 3—4 раза выше, чем ресурс шту-
цера, изготовленного из сплава ВКЗ.
Регулируемые штуцера испытывают на прочность гидравлическим давлением
(пробное); при этом рПроб=2ррав- Время нахождения штуцера под пробным
давлением 6 мин, не считая времени, необходимого для осмотра. Гидравлическое
давление подается в одну из горловин корпуса при заглушенных остальных гор-
ловинах.
Допускается падение давления в течение первых двух "минут, составляющее
3% от пробного давления.
Испытание на герметичность производится при рпроб=Ч9раб-
Гидравлическое давление подается в одну из полостей корпуса дросселя при
заглушенной второй полоске, и установившееся давление выдерживают в тече-
ние 5 мин. Среда испытания — водный раствор с ингибитором коррозии. После
испытания дроссель продувают воздухом и подвергают консервации.
Дроссели, выдержавшие гидравл.ические испытания, должны проходить пе-
риодические испытания в составе манифольда противовыбросового оборудования
в соответствии с ТУ 26-16-32—77. Разработаны нерегулируемые дроссели трех
типов, а выпускаются двух типов: быстросменный корпусный штуцер и нерегу-
лируемый сменный штуцер-насадка «сураханского» типа. Конструкция быстро-
сменного корпусного нерегулируемого штуцера приведена на рис. 11.31,б.
Быстросменный дроссель предназначен для ступенчатого регулирования про-
тиводавления на устье методом установки насадок различного диаметра — 5, 10,
15, 20 и 30 мм.
Для смены насадки вывинчивают крышку и вместе с рым-болтом извлекают
обойму с насадкой.
Нерегулируемый сменный штуцер-насадка «сураханского» типа устанавлива-
ется в манифольдах МПП1Р-100Х210, МПП2Г-100Х210 и др.
Штуцер-насадка состоит из корпуса, сменных насадок разного диаметра и
прокладок (см. рис. 11.31,в).
Машиностроительный завод им. лейтенанта Шмидта усовершенствовал дрос-
сель «сураханского» типа, и дроссель быстросменный выпускается под шифром
ДБ80Х350 (см. рис. II,31,г).
Для смены насадки штуцера требуется закрыть прямоточную задвижку
с гидроуправлением на манифольде и задвижку на крестовине дросселя, а за-
тем разобрать фланцевые соединения выкида манифольда. В штуцере «сурахан-
ского» типа резиновые прокладки недолговечны при гидроабразивном потоке из
скважины. Скорость потока в штуцере весьма высока, поэтому возможно разъ-
едание тела штуцера даже в том случае, если фонтанирующая смесь не несет
с собой большого количества твердых частиц (песка). Для повышения износо-
стойкости материал, из которого изготовляется штуцер, постоянно совершенст-
вуется. В настоящее время выпускаются штуцера из термически обработанной
стали и керамики.
Ввиду отсутствия регулируемых штуцеров на буровых объектах объединения
Грознефть используют быстросменные штуцера.
Разработан быстросменный штуцер типа ШБМ-80Х700А. Штуцер предна-
значен для ступенчатого регулирования противодавления на забой скважины.
Внутри литого корпуса штуцера между седлами расположен шибер. В шибере
имеется коническое отверстие, в которое закладывается насадка из стали марки
130
tl!Xir> с необходимым отверстием. Каждый штуцер комплектуется семью насад-
ками с отверстиями диаметрами 5, 8, 10, 15, 20, 25 и 30 мм.
11асадки заменяются без отсоединения штуцера от линии манифольда путем
он)..(икания крышки штуцера и извлечения шибера с помощью прикрепленного
к нему кронштейна. Между крышкой и корпусом имеется уплотнительное ме-
таллическое кольцо.
Регулирующий штуцер П1Р-80Х700Л предназначен для бесступенчатого ре-
гулнрошишя пр<иш1одинле111О1 на забой скважины. Он состоит из литого корпу-
са, крышки, 1ШОИ1ЛГЛН, наконечник.), насадки, указателя, маховика и др.
Наконечник и насадка изготовлены из твердого сплава ВК6 или ВК8,
у иоюрых нысокаи износостойкость в среде абразивной жидкости. Бесступенча-
нн< pei тлнронанне противодавлением осуществляется вращением маховика. При
ном вследствие поступательного движения наконечника, закрепленного на шпин-
деле, происходит изменение сечения отверстия в насадке.
Порядок применения штуцеров на буровых следующий. В штуцерной камере
на иыкнде в желоб устанавливается 20- или 25-мм штуцер. В остальных шту-
церных камерах на отводе штуцера не устанавливаются, а камеры закрываются
крышкой с полным комплектом шпилек. В быстросменном корпусном штуцере
крышка ввинчивается в корпус штуцера.
В nepei улпруемом быстросменном штуцере соединение выполнено на хому-
тах, поэтому для установки н замены штуцера требуется снять хомуты, за-
крепленные нш)1Л1.кам)).
Или у< )|)Ш'нкн и шмепы нерегулируемого сменного штуцера «сураханского»
'IIIIHI |ребуе1< и paio6pnii> фланцевые соединения выкида манифольда. Запасные
nnyiii'pii । мп Н.НЫ1ОП Ч и нодпешпваются в защищенном месте.
Ни буровых обьедннсния Дагнефть после штуцерной камеры ставят литой
копаный ipoHiiiiK с компенсатором из УБТ. В журнале в графе «Порядок за-
кры nix превенторов» штуцера занумерованы и указано состояние штуцерных
камер при нормальном процессе бурения.
Штуцера ycrniiiiiiHiiiiaioT в камеры под наблюдением ответственного лица
или 1Л11Ш1О111 ннди-нерп, рукоио Diiiiei о работами по задание скважины. В настоя-
ние время шило о, i рой необходимостью установление па линии дросселирова-
ния pci улпрусмых штуцеров с дистанционным и ручным управлением.
Опытный завод ВНИИБТ выпустил пульты управления штуцерной камерой,
1>п |рабо|.'1нпые ВИИИБТ и АзИНМАШем. Пульт управления снабжен маноме-
трами, показывающими давление перед штуцером и в гидросистеме: винтовым
рышпом, pelулирующим клапан; дросселем для отключения регулируемого
ш । унер.т
В объединении Азнефть на линии дросселирования устанавливают три дрос-
селя: быстросменный корпусный дроссель па линии, направленной в запасной
амбар, и два регулируемых дросселя; на линии глушения предусматривается
один быстросменный штуцер, который не устанавливается в процессе бурения.
Внутренний диаметр штуцера определяется по формуле
= 2 Г -----------~ 2 . (П.39)
1/ ПР1 у 2g (А-А) V A J
где q-,K — объемный расход бурового раствора, м3/с; pi — коэффициент расхода;
g — ускорение свободного падения, м/с2; pi и р2 — давления бурового раствора
131
соответственно перед штуцером и после него, МПа; р — плотность бурового
раствора, кг/м3; /в — площадь сечения выкида превентора, м2.
По опытным данным Азнефти установлены следующие зависимости:
Плотность бурового раствора,
г/см3...................... 1,2—1,3 1,4—1,6 1,7—1,9
Коэффициент расхода........ 0,9 0,8 0,7
В объединении Оренбурггеология диаметр отверстия штуцера рассчитывают
по формуле
. ЛГ ОЮО*
«ш— |/ o,785p,2g//103 ’ (П.40)
где Q — подача бурового насоса, л/с; И— напор, м.
При расчете допускается, что во время промывки с противодавлением дав-
ление на пласт снижается на 5 МПа. Снижение давления в скважине компен-
сируется перепадом давления перед штуцером, что необходимо для предотвра-
щения поступления газа из продуктивного горизонта.
Диаметр штуцера подбирают в зависимости от напора и подачи бурового
насоса.
Пример. Необходимо подобрать диаметр штуцера для установки его на вы-
кидной линии превентора с целью промывки скважины с противодавлением,
полагая, что давление на пласт снизилось на 5 МПа. Это снижение давления
столба глинистого раствора необходимо компенсировать перепадом давления
перед штуцером, чтобы прекратить поступление газа из пласта.
При плотности раствора 1,5 г/см3 и подаче насоса 40 л/с Н=р-10,33 м =
=516 м; |1=0,8. Отсюда
/40-1003 '
0,78-0,8 /2-9,81-516-Ю* = 25 мм>
ДЕГАЗАЦИЯ БУРОВОГО РАСТВОРА
Объем бурения скважин на природный газ значительно возрастает. Ряд
газовых месторождений характеризуется многоэтажностью, аномальными пласто-
выми давлениями, вследствие чего увеличивается поступление газа в буровой
раствор. Роль дегазационной системы, которая должна включать и устройства
по определению содержания газа в буровом растворе как в циркуляционной
системе, так и в выкидной линии противовыбросового оборудования, значи-
тельно повышается. Управлять и контролировать состояние бурового раствора
фактически невозможно при отсутствии дегазационного устройства в противо-
выбросовом комплексе буровой.
Наиболее простым способом удаления нефтяного газа из бурового раствора
является пропускание его через вибросито, фрезерно-струйную мельницу, вра-
щающиеся роторы и вибрационные установки. При интенсивном поступлении
газа в раствор из пласта дегазация раствора у вибросита недостаточна. Для
повышения количества удаленного газа используются перегородки и очиститель-
ные системы в циркуляционной линии. Нередко для этой цели используют гидро-
пушки, воронки, насосы и приемные емкости.
Существуют различные конструкции и средства дегазации, которые по спо-
собу выполнения делятся на механический, термический, физико-химический и
вакуумный. Механический способ дегазации основан на разрушении структуры
и снижении начала текучести бурового раствора. Из растворов, не имеющих
132
Структуры, легко удаляются пузырьки газа. Наиболее эффективным средством
Jimi inmni раствора является применение штуцеров и трапов. При высоком пере-
паде давления на штуцере струя бурового раствора выбрасывается из него со
апичитсльной скоростью и при ударе о препятствие освобождается от газа.
Этот способ требует задалживания одного из буровых насосов для прокачки
ряетпора через штуцер на трапную установку. Ее изготовляют из 426-мм обсад-
ной грубы длиной 1,5 м; трубка для выхода из нее газа выводится на безопас-
ную высоту. Трап устанавливают над желобной системой на стойках и привари-
IIIIIOT к ним.
Трип дегазатор входит в комплект противовыбросового оборудования и при-
1<ш>днннс1ся к выкидной линии крестовины при помощи специальной обвязки.
Пни позволяет подавать струю в дегазатор из затрубного пространства сква-
жины н при помощи штуцеров создавать противодавление и регулировать рас-
ход жидкости через трап. Через боковой отвод трапа дегазированная жидкость
выбрасывается в циркуляционную систему.
На буровых предприятиях страны нашел применение вакуумный дегазатор,
степень дегазации глинистого раствора в котором выше, чем в трапах. Буровой
раствор непрерывным потоком проходит через специальный вакуум-аппарат,
н котором при помощи вакуумного насоса создается разрежение, в результате
чего нз раствора извлекается газ. При вакууме 0,017—0,04 МПа из глинистого
рястнорп ииплекигтси почти весь газ. Вследствие этого значительно снижается
ВИаКОатъ раствора и HOccTiiiiiituiiiiuieTcn его первоначальная плотность. Вакуум-
ный Дагатор лимитно улучшает качество раствора. Дегазатор, выполненный
ПО сифонной схеме е i>i сотом жидкости в прием бурового насоса, имеет высокий
НОаффиЦНенг полезного действия и ис требует установки дополнительного
ИМЧнш,
Зн рубежом применяется комбинированный способ дегазации раствора —
очистительные системы или механические газоотделители с вакуумным засасыва-
нием раствора. Механические газоотделители устанавливают над приемными
емкостями буровых насосов. Поток газированного раствора поступает в газо-
отделитель, и, отражаясь от специальных пластин, крупные пузырьки поднима-
ются па поверхность раствора в дегазаторе. При помощи гидропушки или насоса
раствор постоянно перемешивают, чтобы пузырьки газа могли всплыть на по-
верхность раствора.
Промышленностью выпускаются отбойные камеры-дегазаторы трех типов:
трубчатая вертикальная, отбойная камера дегазатора и фланцевая.
Трубчатая вертикальная отбойная камера. Ее конструкция проста, она со-
стоит из сварного цилиндра — корпуса с двумя отводами, к которым присоеди-
няются трубопроводы от регулируемых штуцеров. На рис. П.32 приведена труб-
чатая вертикальная отбойная камера.
Газоводонефтяной поток или буровой раствор из штуцера поступает в отбой-
ную камеру, происходит удар о защитную накладку' и трубчатый цилиндр за-
полняется раствором и газом. Поток растворов поднимается вверх и изливается
через лоток в очистную систему.
Отбойная камера-дегазатор мало отличается от трубчатой вертикальной ка-
меры. Энергия потока при изливе из штуцеров имеет значительную ударную
силу и для гашения энергии потока, и частичной дегазации бурового раствора
мииифольды МПБ2-100Х350 и МПБ2а-80Х700 комплектуют отбойными камера-
ми дегазаторами.
133
Рис. 11.32. Трубчатая вертикальная
камера:
1 — козырек, 2 — косынка, 3 — фланец от-
вода, 4 — корпус, 5 — внутренняя труба
Отбойную камеру-дегазатор уста-
навливают на блочном основании мани-
фольда и закрепляют болтами. Буровой
раствор по патрубкам поступает в от-
бойник и изливается вниз. При изливе
отделяется газ, который поднимается
вверх, как в газоотделителе (трап).
В нижней части камеры-дегазатора
предусмотрен люк для периодической
очистки корпуса от шлама. Кроме того,
к корпусу подведены два патрубка:
один — для подвода бурового раствора
от регулируемых штуцеров, второй —
для отвода выделившегося из бурового
раствора газа.
В корпусе дегазатора предусмотрен
пробковый кран для слива жидкости.
Фланцевая отбойная камера. Многие
манифольды предусмотрены с фланце-
вой отбойной камерой. Камера представ-
ляет собой сварную конструкцию, со-
стоящую из двух патрубков — наружно-
го и внутреннего. Межтрубное простран-
ство разделено ребрами. Во внутреннем
патрубке установлены подушки и до-
нышки. После удара потока струи о по-
душки жидкость перетекает через про-
резы в патрубке в две закрытые снизу
полости между патрубками.
Поток жидкости поднимается через
перегородки и вытекает в очистную си-
стему.
Разработаны дегазаторы значитель-
ного объема, внутри цилиндрической
емкости которых устанавливается труба меньшего диаметра со щелями. Гази-
рованный буровой раствор перетекает через щели внутренней трубы, освобож-
даясь от газа.
В практике бурения применяют вакуумные дегазаторы, основанные на воз-
действии вакуума (рВак=0,08-ь-0,09 МПа) и механического перемешивания. При
использовании буровых растворов с повышенными плотностью и вязкостью, от-
сутствии надлежащей системы настройки в оптимальном режиме работы и
трудностях эксплуатации в зимнее время вакуумные дегазаторы показали низ-
кую эффективность. Сложные геологические условия бурения, аномально высокие
пластовые давления при разбуривании нескольких этажей газовых горизонтов
потребовали применения многокомпонентных растворов с минимальным содер-
жанием газовой фазы. Вследствие этого стали необходимыми разработка новых
дегазаторов и улучшение способов дегазации растворов. Опыт эксплуатации
газоотделителей показал, что количество и скорость выделения газа находятся
в прямой зависимости от размеров камер-дегазаторов, скорости перемешивания
134
и движущей силы процесса. При изменении давления от атмосферного до вакуум-
ного (как в вакуумных дегазаторах) интенсивность выделяющихся из буровых
растворов газовых пузырьков изменяется незначительно. Количество и дисперс-
ность выделяющихся пузырьков возрастают с повышением интенсивности пере-
мешивания, снижением плотности и статического напряжения сдвига растворов.
Установлено, что объем выделяющегося газа под действием одного только
вакуума незначителен и обусловлен выделением газовых пузырьков большого
размера. Объем пузырьков iiii.t uiuiMcipoM менее 0,1 мм не увеличивался, и
только повышение iiiikvymii сверх (),Н7 МПа ’лмстпо влияло на выделение пу-
зырьков из piH'iiiopn. Многокра । пая дега ьтция бурового раствора в несколько
циклоп при д|111лен11и вакуума 0,93 МПа не обеспечивала полного извлечения
мелких hi к ты .х пузырьков.
На буровых используются вакуумные дегазаторы типа ДВС-2 и ДВМ-2.
Вакуумный дегазатор ДВС-2 состоит из цилиндрического корпуса, разделенного
на две камеры 3 и За, в которых переменно создается разрежение вакуумным
насосом (рис. 11.33). Величина разрежения регулируется в зависимости от
структурно-механических свойств бурового раствора; под действием этого раз-
режения газированная жидкость поступает в одну из дегазационных камер.
При создании вакуума от 0,13 до 0,93 МПа и небольшом механическом переме-
шивании при циркуляции раствора по наклонным тарелкам происходят разде-
ление и выделение газа из бурового раствора.
С помощью клапаиио-золотииковой системы 4, 4а, 5 рабочий цикл начина-
ется но второй камере, a h i выкидной камеры происходит слив дегазированной
жидкости. Выделившийся in раствора газ поднимается по трубке, где, сжатый
воздухом, выталкивается из дегазатора. Клапанно-золотниковая система перио-
дически подключает горизонтальные цилиндрические камеры к вакуум-насосу.
Рис. П.ЗЗ. Вакуумные дегазаторы:
а — ДВС-2: Z. 1а — выкидные клапаны, 2. 2а — приемные клапаны, 3, За — вакуумные ка-
меры, 4, 4а — поплавковые роуляторы уровня жидкости, 5 — клапаны-разрядники, 6 — ре-
сивер; б — ЦВА-1: 1— полумуфта, 2— вентилятор, 3 — полый вал, 4 — ротор, 5 — корпус,
6 — осевой насос, 7 — выкидной патрубок, 3 — отверстие, 9 — приемный патрубок. 10 — окна
135
Раствор засасывается в приемную камеру, стекает по конусным тарелкам и са-
мотеком поступает в вакуумную линию. Рабочий цикл повторяется.
Двухкамерный вакуумный дегазатор разработан в УкрНИИГазе. В Запад-
ном Казахстане их использовали для дегазации растворов с невысокими струк-
турно-механическими свойствами. При увеличении плотности выше 1,8 г/см3 и
вязкости более 50—60 с ухудшалась сепарация газа из раствора. В дегазаторе
ДВС-2 отсутствует специальное приспособление для интенсивного разрушения
структуры раствора в рабочих камерах, и настройка его на оптимальный режим
проводится вручную. При регулировании на оптимальный режим в растворе
после дегазации остается до 2—4% газа, что отмечается прибором ВГ-1. В зим-
нее время к клапанно-золотниковой системе подключается пар для обогрева и
легкости переключения ее вручную.
В Западной Сибири применяют малогабаритные вакуумные дегазаторы ти-
па ДВМ-2, аналогичные по принципу работы дегазаторам ДВС-2. Дегазатор
ДВМ-2 состоит из двух поочередно работающих вертикальных вакуумных ка-
мер автоматического действия. Вертикальные вакуумные камеры одновременно
являются и дегазационными. В дегазаторах уменьшен диаметр всасывающей
трубы до 150 мм, а в камерах установлены решетчатые конусы для увеличения
открытой поверхности дегазируемого раствора и повышения эффективности дега-
зации. В ДВМ-2 всасывающий клапан перенесен внутрь вакуумной камеры и
изменена его конструкция. Дегазаторы показали высокую эффективность в про-
цессе бурения скважин на Карпенской площади. Поток газированного бурового
раствора проходил через дегазатор, и в мерный отстойник подавался дегазиро-
ванный буровой раствор.
На площади Зеварды треста Каршинефтегазразведка в скважины закачи-
вали утяжеленный раствор плотностью 2,2 г/см3, а на устье он выходил с плот-
ностью 1,65 г/см3 в результате насыщения газом из пласта в интервале 2700—
3100 м. Внедрение дегазаторов ДВМ-2 позволило почти полностью восстановить
плотность разгазированных растворов и в скважины закачивать раствор с нор-
мируемыми плотностями. В кумских и нижнемеловых отложениях объединения
Краснодарнефтегаз возникали газопроявления, и скважины бурили раствором
плотностью 1,8—2,1 г/см3. При газопроявлениях скважин плотность раствора
снижалась до 1,6 г/см3, и малейшее отклонение от этой величины приводило
к опасности проявления и выброса.
Камеры-дегазаторы обязательно закрепляются на фундаменте и своим отво-
дом присоединяются к фланцу регулируемого штуцера.
Опыт проводки скважи.; в Туркмении свидетельствует о том, что дегазация
улучшается при центробежном разбрызгивании раствора тонким слоем. На
этом принципе основаны концентрации центробежных вакуум-дегазаторов отече-
ственного производства: ЦВА-1, ЦВА-2 и ЦВА-3. На рис. 11.31,б приведена
схема дегазатора ЦВА-1. Внутри вертикального цилиндрического корпуса проис-
ходит перемешивание, турбулизация раствора и разделение фаз в центробежном
поле при помощи турбинного колеса. Дегазированный раствор обратно перека-
чивается осевым насосом в циркуляционный желоб, а газ вакуумным насосом
удаляется в атмосферу. На основе ЦВА-1 и ЦВА-2 разработан дегазатор
ЦВА-3, состоящий из верхней и нижней частей корпуса наружным диаметром
1020 мм. Верхняя часть корпуса выполнена овальной формы и имеет приемную
камеру, в которую поступает раствор из циркуляционной системы. Сверху на
136
фланце электродегазатора установлен двигатель для привода турбинного коле-
са, служащий для разделения фаз.
Ниже приведена характеристика дегазаторов ДВС-2 и ЦВА-3 по фактиче-
ским данным, полученным на буровых Западного Казахстана.
Характеристика дегазаторов ДВС-2 и ЦВА-3
Тип дегазатора ................................
Производительность, л/с:
при вязкости Т = 604-90 с, CHCj<10 Па,
плотности < 1,50 г/см8.....................
при вязкости Т = 100 с, СНС, < 10 Па,
плотности 1,50—-2,0 г/см8..................
Остаточное содержание газа, %..................
Габаритные размеры, мм:
длина .....................................
ширина (диаметр)...........................
высота ....................................
Масса, кг......................................
Мощность электродвигателя, кВт.................
Частота вращения вала электродвигателя, об/мин
ДВС-2 ЦВА-3
40—60 60—75
18—20 60—75
3—5 0—0,5
2600
2200
2000
2555
30
1020
3200
1800
40
1500
Корпус ЦВА-3 в нижней части заканчивается нагнетательной камерой для
приема дегазированного раствора и патрубка, который обвязывается с желобной
системой. Для отвода газа в корпус предусмотрены пять патрубков диаметром
44 мм и вакуумная камера. Продукты дегазации удаляются воздуходувкой,
установленной на 114-мм патрубке и оборудованной поплавковым клапаном.
На буровых объединения Пермпефть для нейтрализации сероводорода исполь-
зуют известь, и с этой целью в камеру-дегазатор ее затаривают во влажном
состоянии.
Рис. 11.34. Гидродинамический веерный дегазатор
137
В Кунгурском управлении буровых работ разработан дегазатор гидродина-
мический веерный, состоящий из цилиндрического корпуса 2, внутри которого
установлены трубчатый ствол 3, веер-центратор 4, тарелки 8, пружины 9
(рис. 11.34). В статическом положении веер-центратор с помощью пружины
через тарелки 8 регулировочным винтом 6 поджимается к торцу трубчатого
ствола 3. Усилие сжатия пружин обеспечивает напор в стволе 0,3—1,0 МПа при
закачивании насосом газированной жидкости через трубу 10. Ствол 3 выполнен
сборным, в верхней части состоит из сопла, представляющего собой трубу
с развальцованным верхним торцом.
Крышка корпуса дегазатора 2 имеет сферическую поверхность, где разме-
щены крышка люка 5, регулировочный винт и газоотводящая труба 7. Днище
корпуса 2 имеет уклон для стекания дегазированного бурового раствора через
.дивной желоб 1. Сопло трубчатого ствола 3 и веер-центратор 4 составляют
кольцевое веерное сопло с переменным регулирующим зазором. Дегазатор
устанавливается на желобной системе "или на мернике бурящейся скважины и
подключается к буровому насосу (цементировочному агрегату, центробежному
насосу). Разгазированный буровой раствор насосом подается в трубчатый
ствол 3 через нагнетательную трубу 10, под напором перемещается вверх через
сопла трубчатого ствола 3 в веер-центратор 4, преодолевая сопротивление пру-
жины 9, вытекает веерной струей внутрь корпуса 2 дегазатора. Буровой рас-
твор вытекает с большой скоростью и, расширяясь, ударяется о стенку корпуса,
дегазируется и стекает через сливной желоб в мерник буровой установки. Вы-
делившийся газ отделяется от раствора и удаляется через газоотводящую
трубу 7.
Основными процессами в гидродинамическом веерном дегазаторе являются:
сжатие газированного бурового раствора в веерном сопле; расширение жидко-
сти при истечении из сопла; удар высокоскоростной газированной жидкости
о стенку дегазатора; отделение газа от потока бурового раствора; турбулентное
стекание потока раствора через ствол в желоб.
Быстроизнашивающиеся детали рабочих органов дегазатора выполнены
разборными, а нагнетательная труба и отводящий газ патрубок — на фланцевом
и быстросменном соединениях.
Заводом «Красный молот» разработана блочная обвязка манифольда проти-
вовыбросового оборудования МПБЗ-80Х700, в которой установлен гаситель
энергии.
В обвязке отбойная камера предназначена для гашения энергии потока бу-
рового раствора. Она представляет собой горизонтально расположенную пусто-
телую цилиндрическую емкость, к одной из днищ которой приварен фланец для
подсоединения общей трубы от регулирующих штуцеров. В другом днище рас-
положен патрубок для очистки отбойной камеры. Боковые отводы предназначе-
ны для подсоединения сливного лотка, входящего в состав отбойной камеры.
Отбойная камера со сливным лотком представляет собой гидравлически со-
общающиеся сосуды. Буровой раствор из лотка попадает прямо на вибросита
для дальнейшей очистки.
Отдельные трубные секции на быстросменных соединениях служат для вы-
хода газа при поступлении в отбойную камеру газированного раствора.
В Ивано-Франковском УБР в процессе бурения скважин на равновесии дав-
лений (рст-СРпл) при содержании газа в буровом растворе более 30% на вы-
киде противовыбросового оборудования ставят два дегазатора. В объединении
138
Грознефть содержание газа в буровом растворе в отдельных малодебитных
скважинах допускается до 50%, после этого газированный раствор пропускают
через вакуумный дегазатор. В данном случае газовый фактор по отношению
к нефти превышает 0,40—0,45.
На Астраханском газоконденсатном месторождении вскрытие пластов, содер-
жащих сероводород, проводят следующим образом: в буровой раствор вводят
реагент Т-66 для нейтрализации сероводорода, непрерывно дегазируют раствор
двумя дегазаторами и проводят постоянный контроль за содержанием серово-
дорода в воздухе над очистительной системой и приемными емкостями буро-
вого раствора.
ОПРЕДЕЛЕНИЕ КОЛИЧЕСТВА ГАЗА В РАСТВОРЕ
На объекте работ количество поступившего в буровой раствор газа опреде-
ляют путем замера объема раствора в приемной емкости в течение 1 ч. Раз-
ность объемов в начале бурения Ei и через 1 ч Е2— это и есть количество по-
ступившего газа ДЕ=Е2—Е>.
Данный метод используется при отключении очистительной системы в цир-
куляционной линии. При наличии этой системы замер показывает, сколько газа
поступает в приемную емкость за единицу времени (час, сутки).
Кроме того, замеряют плотность бурового раствора, у устья и у приемной
емкости, затем вычисляют их разность Др=рпр—руСт.
По количеству ходов штока в 1 мин рассчитывают подачу бурового насо-
са Q и объем закачиваемого в скважину раствора, а по последней определяют
объем газа или снижение плотности раствора. Например, если плотность рас-
твора в приемной емкости рлр=1,28 г/см3, а у выходящего на устье руОт=
= 1,20 г/см2, то можно утверждать, что из-за содержания .газа плотность ра-
створа снизилась на 0,8 г/см3. Если подача двух буровых насосов составляет
50 л/с, то приближенно можно вычислить поступление газа в раствор из пласта:
(Др/рпр) <2= (0,08/1,28)50=3 л/с, или 180 л/мин.
За время одного цикла прокачки раствора (20—30 мин) объем газа соот-
ветственно составит 3,6—5,4 м3.
В процессе спуско-подъема бурильной колонны труб в скважине скапли-
вается газ и после возобновления циркуляции раствора выносится на по-
верхность.
Увеличение количества газа и снижение плотности раствора приводит к про-
явлению в скважине.
Для каждого месторождения можно определить Др и ДЕ и по ним построить
график поступления газа в раствор. Длительные спуско-подъемы бурильной ко-
лонны и другие операции в скважине, во время которых прекращается циркуля-
ция, увеличивают количество раствора в приемной емкости и, как следствие,
повышается Др.
В зависимости от Др и ДЕ строится график поступления газа в раствор.
Фильтрация, диффузия и поступление газа значительно снижают плотность
используемого бурового раствора.
УПРАВЛЕНИЕ ПРЕВЕНТОРАМИ И ЗАДВИЖКАМИ
Пульты управления предназначены для оперативного дистанционного управ-
ления превенторами и коренными задвижками манифольда и выполнены с гид-
равлическим и ручным управлением. Выпускают установки гидравлического
139
Рис. П.35. Гидроаккумулятор
управления двух типов: ГУШООБр-1 и
ГУШООБр-2. Каждая установка имеет
основной и вспомогательный пульты
управления, насосно-аккумуляторную
установку и соединительные трубопро-
воды.
С основного пульта можно откры-
вать и закрывать три плашечных пре-
вентора; открывать и закрывать две за-
движки с гидроуправлением, закрывать
универсальный превентор.
С вспомогательного пульта можно
открывать и закрывать универсальный
превентор, закрывать один плашечный
превентор, открывать одну задвижку
1 гидроприводом.
Вспомогательный пульт предназна-
чен для управления превенторной уста-
новкой непосредственно с рабочего места бурильщика. Вследствие блокировки
вспомогательного и основного пультов универсальный превентор, закрытый
с основного пульта, невозможно открыть со вспомогательного пульта. Для управ-
ления ПП со вспомогательного пульта необходимо на основном пульте перевести
рукоятку распределителя в положение «открыто».
На щите основного гидравлического пульта управления превенторами нано-
сятся краской размеры плашек превентора, диаметр обсадной колонны и дав-
ление опрессовки.
На рис. 11.35 показана конструкция гидроаккумулятора. Аккумулятор со-
стоит из двух сосудов; полость одного из них разделена диафрагмой на верх-
нюю и нижнюю части. Верхняя часть заполнена азотом под давлением 5,5—
6,5 МПа и соединена трубопроводом со вторым сосудом. При включении элек-
тромотора масляного насоса масло поступает под диафрагму первого сосуда.
Диафрагма поднимается вверх при одновременном повышении давления сжи-
мающегося азота и масла в гидроаккумуляторе. Из сосудов масло под давле-
нием поступает в гидроцилиндры превенторов и основных задвижек манифоль-
да, и вследствие энергии сжатого газа аккумулятор ускоряет открытие и закры-
тие превенторов и задвижек. При падении уровня масла в масляном баке
(250 л) ниже допустимого срабатывает реле уровня и включается предупреди-
тельный сигнал (звонок).
Управление электродвигателем насоса автоматическое от электроконтактного
манометра, который должен быть отрегулирован на давление не менее 10 МПа
(ГОСТ 13862—75).
Во вспомогательном пульте управления расположены распределители, регу-
лирующий клапан и другие элементы. Число управляемых узлов противовыбро-
сового оборудования 6.
Гидравлическая установка ГУП100Бр-1 аналогична описанной, однако в ней
нет реле уровня масла в баке и звонка, но есть один сосуд с диафрагмой.
Изготовитель установки гидравлического управления превенторами — завод
бурового оборудования «Баррикады» (Волгоград).
140
Установка ГУП100Бр-1 состоит из следующих основных узлов: основного
и вспомогательного, а также соединительных трубопроводов.
В основной пульт входят: шестеренчатый насос с приводным электродвига-
телем, ручной насос для подкачки масла, масляный бак емкостью 200 л, гид-
равлический аккумулятор, блок распределителей с рукоятками управления, элек-
троконтактный манометр, предохранительный и обратный клапаны.
Гидроаккумулятор предназначен для ускорения операции закрытия и откры-
тия превенторов и задвижек и обеспечения управления этими операциями при
отключении электроэнергии за счет энергии сжатого азота. В случае отключения
электроэнергии масло закачивается ручным насосом. Для закачки применяют
следующие масла: летом ДП-8 при температуре от -{-15 до -{-55 °C (замена —
масло веретенное или трансформаторное); зимой АМГ-10 при температуре от
-|-15 до •—40 °C (замена — масло индустриальное 45 или 50).
Элсктроконтактный манометр предназначен для автоматического включения
и отключения электродвигателя насоса и регулирования давления в пределах
в—10 МПа.
Вспомогательный пульт состоит из сварного корпуса, регулирующего клапа-
на, блокировочного цилиндра рукоятки управления ПУГ, двух распределителей,
каждый из которых может управлять двумя исполнительными механизмами, и
двух манометров, один из которых показывает давление в системе маслопрово-
дов, а второй — давление в запорной камере Г1УГ после регулирующего
клапана.
Распределитель, управляющий универсальным превентором, может получить
масло через регулирующий клапан, и давление в системе превентора на закры-
тие может быть отрегулировано от 0 до 10 МПа. Для обеспечения нормальной
работы регулирующего клапана давление в нагнетательном трубопроводе долж-
но быть 10 МПа.
Распределители, управляющие плашечными превенторами и рабочей за-
движкой, подают масло в блокировочные цилиндры соответствующих распреде-
лителей на основном пульте, в результате закрываются плашечные превенторы
и открываются задвижки.
Блокировочные цилиндры выполнены одностороннего действия, поэтому от-
крытие превенторов и закрытие задвижек со вспомогательного пульта невоз-
можно.
Регулирующий клапан необходим при эксплуатации ПУГ для установления
в запорной камере давления, соответствующего определенному усилию обжатия
бурильной трубы, при условии постоянного давления в гидросистеме и для его
поддержания путем автоматического сбрасывания при возрастании давления.
Снижение давления в запорной камере необходимо в процессе протаскивания
замкового соединения через уплотнитель, причем сброс давления происходит при
отсеченной нагнетательной линии. Клапан обеспечивает стабильное давление
с погрешностью не более 0,3 МПа, что обеспечивает работоспособность уплотни-
теля и резко уменьшает пропуски промывочной жидкости в процессе протаски-
вания замкового соединения бурильных труб.
Установка ГУШООБр-2 обеспечена сигнализатором аварийной утечки масла,
который состоит из реле уровня масла и звонка. Первый сосуд ГУП100Бр-2 та-
кой же, как у ГУШООБр-1. Полости обоих сосудов соединены трубопроводом.
При закачке масла азот из первого сосуда переходит во второй, и первый прак-
тически полностью заполнен маслом.
141
Электрическое управление. Различают две системы электрического управле-
ния: УПЭ-2 для управления двумя превенторами; УПЭ-1 для управления одним
превентором.
УПЭ-2 состоит из следующих основных частей: электродвигателя мощностью
4,5 кВт; цепного редуктора, двух конечных выключателей, карданных валов,
магнитной станции управления, коробки дублирующего управления.
УПЭ-1 идентичен по изготовлению УПЭ-2.
Цепной двухступенчатый редуктор имеет цепные передачи 15/67 и 17/67
с однорядной втулочно-роликовой цепью. На конце вторичного вала редуктора
установлены вилки карданного сочленения и кулачковая муфта для включения
и выключения карданных валов.
На раме управления помещены два конечных выключателя ВК-211, которые
через шестеренчатую передачу и винтовой механизм связаны со вторичным ва-
лом редуктора и служат для автоматического выключения электродвигателя.
При движении по винту гайка вступает в контакт с рычагом одного из ко-
нечных выключателей, поворачивает его и отключает. Конечные выключатели
регулируются таким образом, чтобы превентор недозакрывался или недооткры-
вался на три-четыре оборота. Концы выводных валов с помощью карданного
сочленения соединены с приводом плашек превентора. На трансмиссионном валу
предусмотрено штурвальное колесо для ручного управления превенторами.
Магнитная станция представляет собой герметически закрывающийся метал-
лический ящик, в котором смонтированы щит с рубильником, реверсивный маг-
нитный пускатель П-213, автоматический выключатель АП25-ЗМТ, реле тока
ИТ-88-11, трансформатор для сигнальных ламп 380/6 В, трехкнопочный пульт
управления электродвигателем и три лампы, сигнализирующие о закрытии пли
открытии превентора.
В коробке дублирующего управления смонтированы трехкнопочный пульт
управления и три сигнальные электролампы. Дублирующий пульт установлен
у поста бурильщика.
Ниже приведены технические характеристики установок гидравлического
управления ГУПБр100-2 и ГУПБрЮО-1.
В гидроулравлении превенторами и задвижками применены гидравлические
распределители типов Р75-В2А и Р75-ВЗА, золотниковые системы которых име-
ют четыре положения: «подъем», «нейтральное», «опускание принудительное» и
«плавающее», а также автоматическое устройство, возвращающее золотники при
перегрузках в «нейтральное» положение.
Для управления превенторами и задвижками требуются только два поло-
жения — «подъем» и «опускание принудительное», вследствие этого для фикса-
ции золотников в «плавающем» положении на них установлены распорные втул-
ки. Перепускной и предохранительный клапаны не участвуют в работе распре-
делителей пультов.
Техническая характеристика ГУП100Бр-2 и ГУПЮОБр-1
Тип установки ГУП100Бр-2 ГУПЮ0Бр-1
Число управляемых узлов ОП 6 6
Рабочее давление, МПа . . . 10 10
Вместимость бака, дм3 .... Объем масла в пневмогидро- 250 250
аккумуляторе (дм3) при дав- лении в системе 10 МПа и давлении азота при заправ- ке 6 МПа ......... 163 71
142
Подача шестеренчатого насо-
са, см3......................
Электродвигатель насоса:
мощность, кВт............
частота вращения вала,
об/мин ..................
Подача ручного насоса за один
двойной ход, см3 ............
Габаритные размеры пультов
управления, мм:
основного с насосно-акку-
муляторной установкой
вспомогательного . . .
Масса пульта управления, кг:
основного с насосно-акку-
муляторной установкой
вспомогательного . . . .
10 IV
3 3
1430 1430
15 15
2370ХП50Х1635 1530XU25X1635
740X454X746 740X454X746
1338 917
111,5 112,5
При пуске н работу установки ГУПЮОБр-1 необходимо провести следующие
операции.
а) электрическую часть подключают к сети гидроуправления согласно су-
ществующей схеме;
б) проверяют соответствие направления вращения вала электродвигателя
направлению, указанному стрелкой на электродвигателе;
в) масляный бак заполняют маслом ЛМГ-10 или ДП-8 (в зависимости от
времени года);
г) гидроаккумулятор заполняют азотом до давления 6,0—6,5 МПа;
д) зарядный вентиль закрывают и регулируют электроконтактный манометр
на давление выключения 10±0,25 МПа и давление включения 9+0,25 МПа;
е) гидросистему опрессовывают давлением масла на 10 МПа в течение
10 мин.
Давление масла в гидросистеме превенторной установки и давление азота
в гидроаккумуляторе поддерживаются путем установки подвижных манометров
согласно заводскому паспорту. Во время монтажа превенторной установки на
гидравлическом пульте управления превенторами проверяют чистоту масла. Бак
тщательно промывают керосином, чтобы удалить остатки краски и осевших при-
месей, а соединительные трубопроводы — дизельным топливом и продувают
сж.пым воздухом. Бак промывают также при смене масла с зимнего на летнее
и наоборот.
В процессе бурения рычаги управления находятся в положении «открыто»
по избежание случайного закрытия и вывода из строя резиновых манжет.
При проверке гидравлического пульта определяют наличие масла в баке и
давление азота в гидроаккумуляторе, герметичность гидросистемы и наличие
манометров, исправность распределителей и ручного насоса, а также направле-
ние вращения электродвигателя.
В случае отключения электроэнергии или неполадок в установке гидравли-
ческого управления масло закачивают в аккумулятор ручным насосом.
При наличии гидравлического или электрического привода после закрытия
превентора плашки его фиксируют вручную.
Освещение основного пульта управления превенторами — взрывобезопасное.
Разработанные схемы противовыбросового оборудования применительно
к буровым установкам БУ-ЗД Уралмаш и БУ-125ДГУ Уралмаш. Как известно,
143
основной пульт ГУП100Бр-2 позволяет уп-
равлять шестью узлами противовыбросово-
го оборудования: двумя задвижками, тре-
мя плашечными превенторами и закрытием
универсального превентора.
При комплектации противовыбросового
оборудования тремя превенторами и че-
тырьмя выкидными линиями по схемам 3
и 4 (два манифольда) с пульта управления
невозможно полностью закрыть все зад-
вижки с гидроприводом, для этого с ГУП
необходимо подвести еще два маслопрово-
да к прямоточным задвижкам. Подвод двух
линий к основному и вспомогательному
пультам в РУП100Бр-2 не предусмотрен.
Следовательно, для обвязки устья скважин
по схемам 3 и 4 ГОСТ 13862—75 необхо-
димо выводить дополнительные штуцера.
На рис. П.36 приведена схема гидро-
управления превенторами ОП2-280Х350
прямоточными задвижками применительно
к БУ-125 Уралмаш.
Установки дистанционного гидравличе-
ского основного и механического управле-
ния расположены не ближе 10 м от устья
скважины. Вспомогательный пульт управ-
ления, как и на других схемах обвязки,
устанавливается в непосредственной близо-
сти от пульта бурильщика. Перед монта-
жом трубопроводы продувают воздухом и
только после этого маслопроводы присо-
единяют к превенторам, задвижкам и
пультам управления. При монтаже в слу-
чае необходимости допускается резка труб
маслопровода и их сварка.
Электропитание гидроуправлепия пре-
венторами осуществляется от общей сети
напряжением 380 В.
В паропроводе превенторов не допуска-
ют течи, а в трубопроводах, кроме того,
не допускается запотевание. При отключе-
нии паропровода более чем на 30 мин
конденсат сливают через заглушки.
Из схемы видно, что выкидные линии
(дросселирования и глушения) направ-
лены в одну сторону поворот линии
глушения выполнен при помощи двух мас-
сивных тройников. Короткий патрубок
с фланцем между двумя тройниками прн-
144
10—3037
145
«реплеи анкерными болтами к фундаменту. На блоке дросселирования преду-
смотрены концевые соединения для подключения бурового насоса и цементиро-
вочного агрегата.
Для буровых установок универсальной монтажеспособности разрешается
штурвалы ручного управления гидроприводных превенторных установок распо-
лагать на внешней стороне предельной балки вышечно-лебедочного блока.
Каждая превенторная установка имеет ручной привод. Для нормальной ра-
боты ручного управления требуется, чтобы угол между осями гидравлического
•цилиндра и карданного вала не превышал 8°.
Если на буровой устанавливаются два превентора, то от" каждого выводит-
ся штурвал на дощатый щит или в металлическую будку, изготовленную из
листового железа толщиной 3—5 мм. На некоторых буровых ручное и гидрав-
лическое управление монтируется на одном блоке.
На щите делается надпись водостойкой краской — направление вращения и
частота вращения штурвала на открытие и закрытие плашек. К штурвалу со
стороны буровой предусматривается свободный проход. Кроме того, делается
метка, совмещение которой с меткой на штурвале соответствует закрытию пре-
вентора при последнем обороте штурвала.
На щите наносятся размеры плашек превентора, диаметр обсадной колонны
и давление ее опрессовки. В переднем щите ручного штурвала предусматрива-
ется освещение во взрывобезопасном исполнении.
За рабочее состояние противовыбросового оборудования и щита штурвала
превентора несет ответственность бурильщик вахты.
Сборка манифольда
Сборку манифольда проводят в следующем порядке:
к боковым отводам крестовины присоединяют быстродействующие клапаны
и гидрозадвижки;
сооружают временные опоры и на них ведут предварительную сборку на-
порных труб и блоков манифольда;
к блокам манифольда присоединяют трубные секции на быстросменных со-
единениях;
под трубные секции устанавливают опоры и цементируют их;
после затвердения бетона затягивают фланцевые соединения напорных труб
и крепят их полухомутами на опорах;
камеру-дегазатор устанавливают в вертикальном положении, закрепляют
болтами и тремя оттяжками, натяжение всех оттяжек равномерное;
от пульта гидроуправления к гидрозадвижкам подводят линии и устанав-
ливают манометры.
БЛОЧНАЯ ОБВЯЗКА ПРОТИВОВЫБРОСОВОГО ОБОРУДОВАНИЯ
Завод «Красный молот» изготовляет на блоках манифольд МПБЗ-80Х700
противовыбросового оборудования, состоящий из задвижек ЗМ-80Х700 и
ЗМГ-80Х700, регулируемых штуцеров типа ШР-80Х700А, штуцеров быстросмен-
ных типа ШБМ-80Х 700А. Манифольд включает запорные устройства, трубные
секции на быстросменных соединениях, отбойную камеру горизонтального типа.
146
Предусмотрен парообогрев для улучшения обслуживания манифольда в зимнее
время; он размещен в блоке установки. Манифольд рассчитан на рабочее дав-
ление 40 МПа и имеет проходное отверстие с условным диаметром 80 мм. Блок
установки имеет телескопическое устройство, позволяющее изменять высоту
установки манифольда. Монтаж манифольда занимает не менее суток при пол-
ной сборке комплекта задвижек, штуцеров, тройников и других узлов.
Для ускорения монтажа выпускаются манифольды на нескольких блоках
с установленными на последних задвижками, тройниками, штуцерными камера-
ми, дегазаторами и другими узлами согласно техническим условиям.
Задвижка ЗМГ-80Х700 прямоточная, состоит из литого корпуса из стали
35ХМЛ, приварных фланцев, крышки, шпинделя, уравновешивающего штока,
плоского шибера, седел с уплотнительными резиновыми кольцами, тарельчатых
пружин, корпуса сальника с уплотнительными манжетами из материала АНГ по
ТУ 38-114192—76 и других деталей. Внутренняя часть корпуса периодически за-
полняется солидолом, а шпинделя — набивается пастой АЛ4 (ТУ 38-30177—75}
через штуцер. Герметичность уплотнения шпинделя обеспечивается.
При открытии задвижки под давлением 70 МПа крутящий момент на махо-
вике составляет 100—150 Н-м.
Завод им. лейтенанта Шмидта поставляет противовыбросовое оборудование
ОП2-307Х320 с манифольдом в блочном исполнении типа МПВ2-100Х350.
Монтаж манифольда МПБ2-100Х350 в блочном исполнении осуществляется
в сборке противовыбросового оборудования при работе с буровыми установ-
ками типа ДГУ, ЗУ конструкции Уралмашзавода и завода «Баррикады». Ма-
нифольд МПБ2-100Х350 представляет собой единый блок, на котором разме-
щены задвижки с ручным управлением, регулируемые и быстросменные дрос-
сели, отбойная камера и сепаратор. На этом же рамном блоке смонтирована и
линия глушения.
Манифольд имеет следующие недостатки: незначительное изменение дли-
ны труб или смещение отверстий во фланцевых соединениях не позволяют
осуществить монтаж без подгонки деталей к месту непосредственно на блоке;
задвижки 3M-100X350 имеют большую массу.
При разработке нового типа превепторных установок модернизирован ма-
нифольд МПБ2-80Х350, в котором предусмотрены: двухъярусное расположе-
ние запорных и регулирующих устройств на блоке дросселирования, а также
разъединение единого блока на два, позволяющее направлять линии дроссели-
рования и глушения в одну сторону или в противоположные, все детали и
трубопроводы имеют диаметр проходного отверстия 80 мм; кроме того, усо-
вершенствован газоотделитель и установлены два пакета трубных секций —
низкого и высокого давления.'
На блоке дросселирования смонтированы: шесть задвижек с ручным при-
водом, соединенных тройниками, регулируемый и быстросменный дроссели, га-
ситель потока и сепаратор. Между устьевой крестовиной и линией дроссели-
рования установлены быстродействующий клапан и прямоточная задвижка.
На блоке глушения установлены две задвижки с ручным управлением, бы-
стросменный дроссель и переводник для соединения цементировочного агрега-
та. Быстросменный дроссель собирается на хомутовых соединениях и обеспе-
чивает смену насадок без разборки фланцевых соединений линии манифольда.
На блоках установлены задвижки с гидравлическим управлением типа
ЗМ-80ГХ350 (ТУ 26-16-40—77) и ручным управлением типа 3M-80X350, регу-
10* 147
лируемые дроссели ДР-80Х350 (ТУ 26-16-41—77) и быстродействующий кла-
пан КБ-80Х350 (ТУ 26-16-42—77).
В результате усовершенствований снижены массы манифольда (8430 кг
против 11 400 кг), трудоемкость его изготовления и сокращено время монтажа
на скважине.
ОБВЯЗКА УСТЬЯ НЕФТЯНЫХ И ГАЗОВЫХ СКВАЖИН
В процессе проводки скважин на нефть и газ вскрываю.тся высоконапорные
коллекторы с пластовым давлением 80—90 МПа, насыщенные газом, нефтью,
водой. Сложные условия бурения и аномально высокие пластовые давления
вызывают необходимость выполнения определенных правил по монтажу проти-
вовыбросового оборудования, обеспечивающих надлежащую прочность и гер-
метичность устья бурящихся скважин. Число превенторов и сложность обвязки
устья зависят от пластового давления и назначения обсадной колонны.
При бурении скважин на нижнемайкопские отложения в Нефтекумском
УБР объединения Ставропольнефтегаз на кондукторе или первой промежуточ-
ной обсадной колонне устанавливаются колонная головка, крестовина и один
превентор типа ППБ-307Х320. Диаметр выкидных линий принят равным
80 мм, манифольд укомплектован кранами и задвижками высокого давления.
Надпревенторная фланцевая катушка высотой не менее 350 мм, устанавливае-
мая на превенторе, имеет проходное отверстие и рабочее давление, равные
соответственно проходному отверстию и рабочему давлению превентора.
На схеме (рис. 11.37) указаны размеры противовыбросового оборудования,
установленного на одной из скважин Пятигорского УРБ.
Расстояние от поверхности шахтного приямка до нижней плоскости кре-
стовины противовыбросового оборудования составляет не менее 0,5 м для за-
хвата и установки приспособления по принудительной герметизации устья
скважины во время открытого фонтанирования.
Пятигорское УРБ объединения Ставропольнефтегаз, занимающееся разве-
дочными работами на Советской и Курской площадях, оборудует устье сква-
жин двумя превенторами, их устанавливают на промежуточной колонне труб
диаметром 299 мм. Превенторы рассчитаны на давление 32 МПа.
Все детали и узлы противовыбросового оборудования соединены на резь-
бах и фланцах. Сварные соединения, как правило, исключаются. Соединения
на выкидных линиях выполняют по калибрам трубной конической резьбы, про-
веряют по натягу и конусности. Обварка резьбовых соединений после монтажа
на буровой не рекомендуется, так как часто появляется необходимость до-
крепления резьбовых соединений.
Задвижки, штуцерные камеры, манометры и вентили устанавливают в лег-
кодоступных местах.
ГОСТ 13862—75 допускает конструктивное объединение нескольких эле-
ментов противовыбросового оборудования при условии сохранения его типовой
схемы и параметров. Схемы обвязки скважин могут меняться в зависимости от
условий разбуриваемых площадей по согласованию с Госгортехнадзором.
Практика бурения скважин и монтажа противовыбросового оборудования
показала необходимость установления второй линии к отбойной камере-дега-
ватору. На площадях, имеющих в разрезе солевые отложения (рапа), к каме-
ре-дегазатору подводятся две линии посредством двух тройников. На линии
148
Рис. 11.38. Схема противовыбросового оборудования в Пятигорском УРБ при
вскрытии солевых отложений:
1 — быстросменный дроссель; 2 — прямоточная задвижка; 3 — крестовина; 4 — быстросмен-
ная муфта; 5 — тройник; 6 — фланец под манометр; 7 — запорное устройство; 8 — манометр;
9 — отбойная камера-дегазатор; 10 — отсекатель; 11 — превентор плашечный; 12 — превентор
универсальный; 13 — катушки; 14— разъемный желоб; 15 — соединительная муфта; 16 —
скос; 17 — устьевая задвижка
дросселирования, как правило, устанавливают две гидравлические прямоточные
задвижки.
На рис. 11.38 приведена схема противовыбросового оборудования, исполь-
зуемая в Пятигорском УРБ при вскрытии солевых отложений.
Во всех типовых схемах противовыбросового оборудования (схемы 1—4
ГОСТ 13862—75) для условий Ставрополья на линиях дросселирования и глу-
шения предусмотрено устанавливать перед манометрами (со стороны устья)
дополнительно по одной задвижке.
На манифольде на месте коренных задвижек (первые от крестовины) до-
пускается применение прямоточных задвижек с ручным управлением, а перед
штуцерными камерами на линии глушения и на линии, идущей на отбойную
камеру, устанавливают дегазатор.
В объединении Ставропольнефтегаз монтаж превенторов с глухими и труб-
ными плашками обязателен при бурении скважин: на разведочных Курской и
Советской площадях, газовых объектах и месторождениях с аномально высо-
кими пластовыми давлениями.
Необходимость установки и число превенторов определяются в зависимо-
сти от геологических условий и диаметра спущенной обсадной колонны труб.
Размер трубных плашек указывается на щите у пульта управления превен-
торами.
В процессе бурения под эксплуатационную колонну труб устье промежу-
точной обсадной колонны оборудуется по типовой схеме 3. Верхний превентор
типа ПУГ рассчитан на давление 35 или 50 МПа; два нижних превентора—-
с трубными и глухими плашками.
На рис. П.39 показана схема обвязки устья глубокой скважины двумя
плашечными ОП2Г-230Х500 и одним универсальным ПУГ-230Х500 превенто-
рами.
При установке универсального превентора, имеющего высоту 1330 мм, об-
щая высота противовыбросового оборудования превышает 4,6 м, поэтому из
схемы обвязки исключается соединительная катушка между двумя плашечны-
ми превенторами. Кроме того, расстояние от центральной оси отводов до верха
шахты устанавливается равным 0,3 м вместо 0,5 м.
150
В настоящее время увеличивается высота подроторных блоков на буровых
установках путем подъема бетонных фундаментов, что позволяет монтировать
комплект ОП вместе с универсальным превентором.
Шахта облицовывается бето-
ном. Высота шахты 1,45—1,6 м
со стороной квадрата в плане
2X2 м.
ОБВЯЗКА УСТЬЯ СКВАЖИНЫ
В ОБЪЕДИНЕНИИ
КРАСНОДАРНЕФТЕГАЗ
Монтаж оборудования и его
обвязка на устье скважин осуще-
ствляются по типовым схемам,
утвержденным объединением и со-
гласованным с Госгортехнадзором
и военизированным отрядом по
’ предупреждению и ликвидации от-
крытых фонтанов.
Устье высоконапорных сква-
жин на разведуемых площадях
Краснодара оборудуется колонны-
ми головками ГК-1000 на рабочее
давление 700 МПа или КГ-5-700
конструкции завода «Красный мо-
лот» на рабочее давление 70 МПа,
превенторами отечественного про-
изводства на рабочее давление
50 МПа и манифольдом
МП-80Х700 или МП-80Х320.
Независимо от сроков экс-
плуатации превенторов перед
установкой на новом объекте
.проводятся полная их ревизия и
.разборка всех деталей.
В зависимости от результа-
. тов вскрытия фораминнферовых,
меловых и юрских отложений об-
вязка противовыбросовым обору-
дованием осуществляется по эта-
пам. Вначале строится шахт-
ное направление размером 2500Х
Х2500Х5000 мм. После установ-
ки и забутовки направления шахт-
ный приямок имеет размеры
1800X1800X1500 мм.
Первый этап. Кондуктор об-
Рис. 11.39. Схема обвязки устья глубокой
скважины, оборудованной двумя превенто-
рами типа ППГ-230Х500 и одним
ПУГ-230 X 500:
1 ~ направление диаметром 630 мм; 2 — кондук-
гор диаметром 530 мм; 3— промежуточная ко-
лонна 377-мм труб; 4— кран высокого давления;
5 —фланец колонной головки ГК-1000; 6 — труб-
ная заготовка диаметром 325 мм; 7 — подвесная
катушка ГК-1000; 8 — трубная заготовка диамет-
ром 273 мм; 9— клин; 10 — переходная катушка:
// — превенторы ППГ-230Х 500; 12 — превентор
ПУГ-230Х500; 13 — разрезной фланец; 14 — разъ-
емный желоб; 15 — подроторные балки ОБ-53
151
Рис. П.40. Обвязка устья промежуточной колонны труб в объединении Красно-
дарнефтегаз:
а —обвязка устья по схеме 1: 1— промежуточная колонна, 2 —кондуктор, 3 —направле-
ние, 4 — плита опорная, 5 — косынка, 6 — нижнее разгрузочное кольцо, 7 — специальная
муфта, 8 — клин, 9 — верхнее разгрузочное кольцо, 10— разъемный желоб, 11— катушка,
12 — превенторы, 13 — крестовина, 14 — переводная катушка, 15 — колонный воротниковый
фланец; б — обвязка устья двумя превенторами ППГ и одним ПУГ: I — направление, 2 —
кондуктор диаметром 377 мм, 3 — муфта кондуктора, 4 — переводник М377ХК377, 5 — проме-
жуточная колонна, 6 — колонный фланец, 7 — пьедестал, 8 — крестовина, 9 — превенторы,
10 — катушка, 11 — универсальный превентор, 12 — разъемная катушка, 13 — разъемный же-
лоб
вязывают по двум схемам, утвержденным нефтегазодобывающим объединени-
ем, одним пли двумя плашечными превенторами.
Второй этап. По окончании спуска первой промежуточной колонны труб
устье скважины оборудуется по схеме 1 или 1а ГОСТ 13862—75 (рис. П.40,а).
На крестовину противовыбросового оборудования устанавливают два превен-
тора— плашечный и универсальный. Все узлы, начиная от крестовины, тройни-
ка и до крайних задвижек, соединяются только на стандартных трубных резь-
бах и фланцах. Сбросовые линии выводятся на площадки с удобными под-
ходами, где отсутствуют высоковольтные линии, выхлопы двигателей и проез-
жие дороги.
На верхнем превенторе предусматривается катушка для установки допол-
нительного противовыбросового устройства. Противовыбросовое оборудование
упрочняется в шахтном сооружении при помощи коротких металлических косы-
нок 5. После создания опоры на общую плиту противовыбросовое оборудова-
ние имеет свободу колебаний на небольшую величину в своей средней части
при вращении ведущей трубы. Такое упрочнение отличается от применявшегося
ранее закрепления тремя тросовыми растяжками на предприятиях Грознефти.
152
В нижней части косынки упираются на опорную плиту толщиной более
30—40 мм, а в верхней — упираются в разгрузочное кольцо.
В зависимости от типа превенторов и пластового давления, по требованию
Краснодарского военизированного отряда по предупреждению и ликвидации
открытых фонтанов (ВО) в обвязке устья между двумя превенторами уста-
навливается дополнительная катушка. При использовании комбинированной
колонны труб плашки на превенторах соответствуют верхней секции буриль-
ных труб. Схема обвязки устья глубоких скважин при работе по второму эта-
пу часто изменяется и совершенствуется. Обвязка состоит в основном из ко-
лонной головки, крестовины, превенторов и соответствующих соединительных
катушек.
Третий этап. Обвязка второй промежуточной колонны труб производится
двумя плашечными (с глухими и трубными плашками) и одним универсальным
превенторами при отсутствии второй крестовины с отводами (рис. 11.40,6).
Например, оборудование обсадных колонн и устья состоит из колонной головки
OOK3-320-426X299X219, крестовика, плашечного (с глухими плашками) пре-
вентора, плашечного (с трубными плашками) и универсального превенторов.
В настоящее время в объединении Краснодарнефтегаз при монтаже обо-
рудования устья по второму и третьему этапам у ротора устанавливают разъ-
емный циркуляционный желоб, между двумя превенторами необходимо уста-
навливать фланцевую катушку.
Таким образом, в обвязке используют два разъемных узла — надпревен-
торную воронку и циркуляционный желоб. Применение разъемного желоба
вызвано затруднениями при демонтаже верхнего превентора в процессе про-
ведения аварийных работ.
После разъединения с желобовым коробом циркуляционная линия опуска-
ется на бетонированную площадку, при этом спуск ее безопасен для работаю-
щего персонала. Применение дополнительного разъемного соединения позволя-
ет многократно отсоединять циркуляционный желоб, закрепленный на болтах
с промежуточной прорезиненной прокладкой.
Кроме того, при использовании двух плашечных и одного универсального
превенторов высота противовыбросового оборудования превышает 4,3 м. В Ах-
тырском УБР несколько изменены конфигурация и высота желобового короба.
Желобовой короб и циркуляционная система, устанавливаемые под ротором
буровой, имеют высоту до 250 мм.
Желобовой короб и разъемная воронка изготовляются на базе производст-
венного обеспечения (БПО) объединения. Нередко на верхнем превенторе уста-
навливают катушку для подсоединения дополнительного герметизирующего
устройства (герметизирующее устройство завода им. лейтенанта Шмидта
и др.).
Таблица 11.38
Пластовое давле- ние, МПа Классификация пластового давления по степени превы- шения над гидростатическим Рабочее давление пре- венторных обвязок, МПа Диаметр проходных каналов выкидных линий, мм
10—12 Нормальное 14 100
14—16 21 100
18—24 Аномально высокое 35 100
26—40 Среднее 50 80(70)
45—60 Аномально высокое 70 70(80)
153
На буровых предприятиях объединения при выборе превенторных устано-
вок и манифольдных линий придерживаются определенной зависимости рабо-
чего давления установки от избыточного давления в скважине (табл. II 3&).
В Майкопском УБР объединения Краснодарнефтегаз в схеме обвязки ма-
нифольда устанавливают две камеры-дегазатора, прямоточные задвижки на
50 МПа и регулируемые штуцера. Обвязка линии дросселирования более ком-
пактна и позволяет вести дегазацию раствора через одну из камер-дегазаторов,
а вторая находится в резерве. Часто диаметр линии глушения принимается
меньше диаметра линии дросселирования. В другом случае диаметры проход-
ных сечений на блоке задвижек обеих выкидных линий одинаковы.
Часто число задвижек на выкидных линиях меняется в зависимости от
ожидаемого пластового давления. При использовании прямоточных задвижек
на фланцах крестовины задвижки-отсекатели не устанавливаются. На аварий-
ной линии двухфланцевую катушку с манометром устанавливают на расстоя-
нии 13—15 м от коренной задвижки, л на линии дросселирования — на рас-
стоянии 10—12 м. Быстросменные соединения предусматриваются для подсо-
единения цементировочных агрегатов.
На законченную обвязку устья скважины составляется перечень установ-
ленного оборудования и приборов: крестовина (шифр, размер, завод-изготови-
тель), 2 коренные задвижки на 50 МПа, 6 тройников, 2 вентиля высокого дав-
ления диаметром 12,7 мм, 2 манометра на 60 МПа, 2 штуцерные камеры, 2 ре-
гулируемых штуцера, гаситель и буфер.
Длина аварийного и рабочего отводов принимается равной не менее 100 м
каждого. Для поворота выкидных линий на буровых используются крестовины,
тройники и массивные кованые угольники. Повороты выкидных линий допуска-
ются в отдельных случаях после батареи задвижек—бурильными трубами
с замковыми соединениями. Сборка отводов должна быть выполнена так, что-
бы два последних крепления отвода находились перед замком или фланцем
со стороны устья скважины с установкой дополнительного хомута между ними.
Концы выкидных линий оборудуются предохранительными патрубками длиной
1 м.
Манометры, установленные на манифольде превентора, монтируются на
прокачиваемых участках с разделителями и кранами высокого давления. Эти
манометры рассчитаны на давление, которое на 30% превышает давление
опрессовки колонны. Линия продувки манифольда воздухом соединяется
с пневмосистемой буровой установки. Соединение штуцерной батареи с нагне-
тательной линией от бурового насоса осуществляется специальным набором
труб. С этой целью на выкидном трубопроводе и нагнетательной линии пре-
дусматриваются отводы с быстросменными гайками соответствующего разме-
ра. Выходящая из скважины промывочная жидкость дегазируется посредством
регулируемого штуцера, дегазационной емкости и вакуумного дегазатора.
Конструкция дегазационной системы должна допускать возможность бы-
строй смены износившихся деталей. Для этого необходимо иметь на площадке
штуцерной батареи табличку с надписью, указывающей максимальное давление,
которое можно создать перед регулируемым штуцером, а также комплект за-
пасных частей со специальными ключами для разборки регулируемых штуцеров.
Во ВНИИКРнефти усовершенствована схема обвязки устья скважин. В ре-
зультате этого возможны обвязка обсадных колонн различных типоразмеров
и соответствующих им клиньев и, кроме того, монтаж противовыбросового обо-
154
рудования по схемам ОП1, ОП2 и ОПЗ ГОСТ 13862—75 с превенторами
ОП-425Х140, ОП2-307Х320, ОПЗ-230Х320 или ОПЗ-230Х 500, а также мон-
таж манифольда на одном уровне.
ОБВЯЗКА УСТЬЯ СКВАЖИНЫ В ОБЪЕДИНЕНИИ ГРОЗНЕФТЬ
Согласно рекомендации по безаварийному ведению буровых работ и со-
блюдению техники безопасности, разработанной в объединении Грознефть, при
бурении нижнемайкопских отложений на разведуемых площадях или на пло-
щадях, для которых характерны интенсивные проявления, а также при буре-
нии форамипиферовых, верхнемеловых, нижнемеловых и нижележащих отло-
жений на всех площадях устье скважины должно быть оборудовано превенто-
рами только с гидравлическим приводом.
Вскрытие фораминиферовых, верхнемеловых и нижележащих отложений
в пределах контура нефтеносности разрешается только после соединения отво-
дов превентора с трапной установкой. Трапы устанавливаются также перед
вскрытием высоконапорных горизонтов майкопских отложений на всех сква-
жинах, расположенных вблизи водных бассейнов, населенных пунктов, про-
мышленных предприятий.
При проводке скважин на разбуриваемых месторождениях из-за отсутст-
вия противовыбросового оборудования и фонтанной арматуры на рабочее
давление 50 МПа отдельные скважины были законсервированы после спуска
219-мм промежуточных колонн ниже нижнемеловых отложений.
В 1965—1969 гг. в связи со вскрытием на Галюгаевской площади продук-
тивного горизонта с аномально высоким пластовым давлением возникла необ-
ходимость изготовления высоконапорного устьевого оборудования на 50 н
70 МПа. АзИНМАШем совместно с СКБ завода бурового оборудования «Бар-
рикады» разработаны и изготовлены превенторы типа ППГ-230Х500. Фонтан-
ные арматуры типа 10АФКЗ-50ХЮ00 и 2АФК-50Х500 изготовлены заводом
нм. лейтенанта Шмидта (Баку). Кроме того, изготовлены переходные катуш-
ки с румынских колонных головок па указанные превенторы и фонтанные ар-
матуры.
В настоящее время устье глубоких скважин обвязывается колонными го-
ловками ГК-1000 или КГ5-700 на рабочее давление 70 МПа, превенторами
отечественного и импортного производства («Камерон» и «Хайдрил») на рабочие
давления 35, 50 и 100 МПа, манифольдами МП-80Х700 и МП-80Х20.
Противовыбросовое оборудование и его обвязка устанавливаются в соот-
ветствии с типовыми схемами, утвержденными объединением Грознефть.
Колонный фланец на кондукторе, предназначенный для установки кресто-
вины, превентора или другого противовыбросового оборудования, монтируется
только на резьбе с использованием смазки УС-1. При аварийных ситуациях
разрешается обваривать колонный фланец в среде углекислого газа, что за-
трудняет демонтаж оборудования в случае открытого фонтанирования.
Обвязка кондуктора в Старогрозненском управлении буровых работ про-
изводится по схеме 1 ГОСТ 13862—75.
По окончании бурения под первую промежуточную колонну труб ее спу-
скают и оборудуют устье (рис. П.41). В обвязку устья скважины включаются
два спаренных превентора 3, а в выкидные отводы 4— два газоотделителя 6,
замерная емкость 7, блок задвижек после газоотделителей и отводы на факел.
Расстояние от верхнего фланца надпревенторной катушки до траверсы при-
155
« я Ё S
и
«П лч
К И
Рис. 11.42. Обвязка оборудования
устья в объединении Грознефть:
1 — колонна труб диаметром 426 мм; 2 —
колонна труб диаметром 339 мм; 3 —
плита 50X1000; 4 — косынка; 5 — кран
диаметром 38 мм (Ру=35 МПа); б— ко-
лонный фланец; 7 —клинья; 8 — кресто-
вина переводная колонной головки
КГ5-700; 9 — колонна труб диаметром
273 мм; 10 — 273-мм муфта наружным
диаметром 315 мм; // — предохранитель;
13—фланец переводной 299 X 350 мм; 13—
превентор спаренный «Камерон* (Оу-
—280 мм); И — катушка переводная 299Х
Х219 мм; 15 — катушки переводные над
превентором; 16 — фланец на разъемный
желоб
нимастся рапным 700 мм, а до стола
ротора — 2000 мм. При монтаже ОП
строго регламентируется расстояние
между плашками нижнего превентора
и стола ротора (3350 мм).
Вторую промежуточную колонну
труб диаметром 194 мм опрессовыва-
ют на герметичность давлением
40 МПа, на это же давление опрессо-
вывают и прспепторную установку.
После обвязки устья второй про-
межуточной колонны проводят сбор-
ку манифольда и наземного оборудо-
вания.
Фирма «Камерон» поставляет па
скважины Грозпефтн превенторы
плашечные и универсальные (кольце-
вые) с гидравлическим управлени-
ем — ППГ-350Х350, ППГ-230Х500 и
ППГ-230Х700. Для опрессовки пре-
венторных установок и выкидных ли-
ний используют пневматические на-
сосы.
Резиновый элемент универсаль-
ного превентора 350X350 фирмы
«Хайдрил» позволяет спускать бо-
лее 100—200 замков без наруше-
ния уплотнительной манжеты.
Импортное противовыбросовое
оборудование монтируется в соответствии с инструкциями, разработанными
фирмами-поставщиками.
На рис. 11.42 показана схема обвязки устья скважины с использованием
превенторной установки фирмы «Камерон» с диаметром проходного отверстия
280 мм. Диаметр окружности по центрам отверстий равен 565 мм. Колонный
157
фланец приварен к обсадной трубе. Крестовина находится в одном корпусе
с превентором.
Присоединительные размеры (мм) следующие:
1. Канавка:
наружный диаметр........................................ 357,2
ширина............................................ 29
глубина.......................................... 14,2
радиус закругления, градус ........................ 23
2. Колонный фланец:
наружный диаметр фланца..................................610
диаметр окружности по центрам отверстий............535
число отверстий.................................... 12
диаметр отверстий.................................. 42
3. Канавка под уплотнительное кольцо:
диаметр..................................................320
ширина............................................ 12
глубина............................................. 8
радиус закругления.................................. 4
4. Крестовина:
внутренний диаметр отводов .............................. 75
диаметр окружности по центрам отверстий под
шпильки............................................215
диаметр отверстий под шпильки...................... 30
диаметр канавки под уплотнительное кольцо .... 103
5. Переходная катушка 279X305:
диаметр отверстий по центрам отверстий под шпильки 565, 535
число отверстий.....................................16, 25
диаметр отверстий...................................52, 42
под уплотнительное кольцо........................ 328, 380
ширина канавки ...................................... 12
глубина „........................................... 14,8
радису закругления.................................... 4
6. Манифольд:
а. задвижка...............................................„Каме-
рон",
„Мак
Эвой"
внутренний диаметр проходного сечения ............. 75
б. выкид аварийный:
внутренний диаметр.................................... 70
толщина стенок трубопроводов...................... 9,5
длина, м...........................................100
в. выкид рабочий:
внутренний диаметр .................................. 70
толщина стенок.................................... 9,5
длина, м............................................ 130
г. фланцевые соединения:
диаметр окружности по центрам отверстий..........215, 210
число отверстий....................................... 8
диаметр отверстий.................................. 30, 35
д. диаметр уплотнительных колец.......................ЮЗ, 110
е. внутренние диаметры тройников, крестовин, катушки 75
7. Давление, МПа:
рабочее давление опрессовки на герметичность ... 70
пробное.............................................Ю5
Я 58
На скв. 127 Правобережная установлены спаренные превенторы «Каме-
рон» с диаметром проходного сечения 290,2 мм. Присоединительные размеры!
(мм):
1. Колонный фланец:
наружный диаметр.........................................660
диаметр окружности по центрам отверстий под
шпильки....................................... ... 564
диаметр канавки под уплотнительное кольцо . ... 356, 23
2. Крестовина:
внутренний диаметр отводов............................... 78
диаметр окружности по центрам отверстий шпильки 216
диаметр канавки под уплотнительное кольцо..........119
3. I (адпревенторная катушка 205-мм (румынская):
диаметр кольца ......................................... 270
4. Манифольд:
а условный диаметр задвижки высокого давления ... 75
б. выкид аварийный:
внутренний диаметр.................................... 67
толщина с I еиок................................... 11
длина, м........................................... 89
в. выкид рабочий:
внутренний диаметр ................................... 67
толщина стенок..................................... II
длина, м........................................... 95
г. фланцевые соединения:
диаметр окружности по центрам отверстий..........216
дпамет р отверстий................................. 29
число отверстий..................................... 8
д. диаметр уплотнительного кольца .............. 119
с. внутренний диаметр тройников и крестовин.......... 75
В противовыбросовом оборудовании «Камерон» диаметром 290,2 мм (сдво-
енные превенторы) используется управление превенторами типа «Кумей». Ди-
станционное управление — гидравлическое, а вспомогательное (дублер) —
пневматическое.
Как правило, манифольдная линия комплектуется задвижками «Мак Эвой».
(78X70 МПн). Переход с верхнего превентора к иадиревенториой воронке осу-
ществляется катушкой 290,2X305 мм румынского производства или 290,2-мм-
катушкой фирмы «Камерон» на 305-мм катушку отечественного производства.
На буровых устанавливают спаренные плашечные и кольцевые (универ-
сальные) превенторы. Роль кольцевых превенторов повышается при бурении,
на разведочных площадях и поддержании рСт=Рпл, т. е. когда давление стол-
ба промывочной жидкости незначительно превышает пластовое.
Один превентор постоянно является резервным, а кольцевой служит для-
временной герметизации скважины. В корпусе спаренного превентора «Каме-
рон» предусмотрена крестовина с двумя отводами.
В объединении Грознефть спаренные превенторы имеют четыре выкидные
линии, они более компактны вследствие уменьшения числа фланцевых соеди-
нений. Высота спаренного превентора составляет 1410 мм, а колонной голов-
ки — 940 мм.
ОБВЯЗКА УСТЬЯ СКВАЖИНЫ В ОБЪЕДИНЕНИИ ДАГНЕФТЬ
Тип обвязки противовыбросового оборудования на скважинах Дагнефти и
Северного Кавказа выбирают в зависимости от пластового давления. Схема и
установка противовыбросового оборудования расчленяются по разбуриваемому
159
геологическому разрезу и диаметру промежуточных колонн труб. Первую про-
межуточную колонну труб спускают в кровлю верхних майкопских отложений,
вторую—в кровлю нижних майкопских отложений и третью колонну—в кров-
лю верхнего мела.
Противовыбросовое оборудование и его обвязка принимаются в соответ-
ствии с типовыми схемами, утвержденными объединением Дагнефть. На кон-
дукторе устанавливаются два превентора с трубными и глухими плашками.
По окончании бурения под первую промежуточную колонну труб устье
скважины обвязывается двумя превенторами ППГ-307Х320 с гидравлическим
управлением. Плашки превенторов устанавливаются под бурильные трубы диа-
метром 140 мм. оба превентора трубные. Между превенторами не ставится со-
единительная катушка.
Промежуточная колонна обвязана с кондуктором при помощи двух ко-
лец — опорного и герметизирующего. Под углом 35° от кондуктора выводится
50-мм отвод для контроля затрубного пространства промежуточной колонны.
Опорное и герметизирующее кольца приваривают на сварке в газовой среде.
На промежуточную колонну навинчивают колонный фланец с боковым 50-мм
отводом и заглушкой.
Глубина шахты под колонную головку обсадных труб принимается равной
1080—1200 мм.
Устье второй промежуточной колонны оборудуется тремя превенторами:
двумя с трубными плашками и одним с глухими. Типы превенторов —
ППГ-230Х 500 с плашками под бурильные трубы диаметром 140 мм и
ППГ-230Х500 с глухими плашками.
В данной обвязке используются переходные и прижимные фланцы, выводы
с пробкой, разъемный желоб конструкции Сухокумского УБР.
Кроме того, типовые схемы ОП в объединении подразделены по северному
и южному районам работ. Для каждого района работ установлены монтажные
схемы 1 и 2. Типовая схема 1 монтажа противовыбросового оборудования при-
меняется на первых трех разведочных скважинах новой площади в северном
районе. В обвязке предусмотрены промежуточные катушки между превенто-
рами.
В объединении Дагнефть схема обвязки противовыбросового оборудования
после спуска второй промежуточной колонны ужесточена: предусмотрены два
плашечных и один универсальный превенторы. Схема аналогична схеме 2
ГОСТ 13862—75.
В связи с малой высотой шахтного приямка выбор и установка типа про-
тивовыбросового оборудования зависят от высоты фундамента под блочным
основанием ротора. Так, противовыбросовое оборудование с универсальным и
плашечным превенторами размещается только под блочным основанием буро-
вой установки БУ-125БД-70, а на других установках оборудование приподнято
фундаментом на высоту 1 м.
Отводы противовыбросового оборудования прокладывают на расстоянии не
менее 160 мм до сбросового амбара.
Часто схема манифольда имеет П-образную форму и выполнена при помо-
щи поворотных уголков (разработка УкрНИИГаза).
Для удобства подхода к превенторной обвязке шахтный приямок перекры-
вают разъемными решетками с отверстиями не более 5X5 см, выполненными
из штанг с круглым вырезом по обсадной колонне.
160
ОБВЯЗКА УСТЬЯ СКВАЖИНЫ В ОБЪЕДИНЕНИИ АЗНЕФТЬ
Оборудование превенторными установками устьев кондукторов скважин и
промежуточных колонн нефтяных эксплуатационных скважин, бурящихся на
геологически не осложненных площадях, проводится по схеме, которая соот-
ветствует схеме 1 ГОСТ 13862—75.
На верхнем универсальном превенторе устанавливают катушку, обеспечи-
вающую при необходимости установку дополнительного герметизирующего обо-
рудования. Концевые задвижки на выкидных линиях превенторов при нор-
мальном состоянии скважин закрыты, а на отводе в желоб циркуляционной
системы открыты.
Иногда вместо универсального превентора устанавливают плашечный, при
этом плашки обоих превенторов предусматриваются под максимальный размер
бурильных труб.
Размещение под катушкой верхнего превентора разъемного короба и слив-
ного патрубка и циркуляционный желоб позволяет в аварийных ситуациях пол-
ностью демонтировать оборудование, не применяя автогенной резки и трудо-
емких работ.
Устья промежуточных колони разведочных скважин, кроме бурящихся в осо-
бо сложных геолого-технических условиях, а также глубоких эксплуатационных
скважин, бурящихся на газовых или многопластовых нефтяных месторождени-
ях, оборудуются превенторными установками по схеме 2 ГОСТ 13862—75.
Оборудование превенторными установками устьев промежуточных колонн
разведочных скважин, бурящихся в особо сложных геолого-технических усло-
виях и ври наличии и скважине абразивной и коррозионной сред, проводится
но схеме 3 | ОСТ 13862 75.
До серийного выпуска универсальных превенторов в схемах 1, 2, 3 исполь-
зовались плашечные, при этом по схемам 2 и 3 верхние два превентора ком-
плектовали плашками под трубы одного диаметра, а при наличии бурильных
труб нескольких диаметров плашками, соответствующими большему диамет-
ру труб; нижний превентор укомплектован глухими плашками.
Установка клапана па выкидной линии обязательна. Противовыбросовое
оборудоиаипе для всех разведочных и эксплуатационных скважин, у которых
превенторные установки монтируются по схемам 2 и 3, устанавливается на ко-
лонной головке, для остальных случаев — на колонном фланце.
В схемах объединения Азнефть указываются места соединения цементиро-
вочных агрегатов и бурового насоса, отвод в желоб, а также направления кон-
цевых сбросов — к отбойному щиту, в запасную емкость. При использовании
схемы 3 на линиях дросселирования устанавливаются две быстросменные гай-
ки для соединения выкидных линий с цементировочными агрегатами и с буро-
вым насосом.
Принятие’ и внедрение обвязки устьев скважин по схемам 3 и 4 зависит
от высоты подроторных блоков основания буровых. Не каждая буровая уста-
новка позволяет применять на устье три превентора, четыре выкидные линии,
падпревепторную катушку и желобной короб. Для полной обвязки устья, как
и в других объединениях, уменьшают высоту желобного короба или выполня-
ют разъемную катушку со сливным патрубком.
11а качество монтажа противовыбросового оборудования влияет конструк-
ция подроторных блоков и подвышенного основания, в которых почти не пре-
дусмотрены проходы для выкидных линий. Для свободной прокладки трех и
11—3037 161
g> Таблица 11.39
Характеристика буровых установок с дизельным и газотурбинным приводами
Тип привода
Параметры дизельный газотурбинный диз ель-гидра влический дизель-элект- рический
Уралмаш 125БД-70 Уралмаш ЗД-67 Уралмаш ЗД-ГТП-П Уралмаш 135ДГ-П Уралмаш 160ДГ-Ш Уралмаш 200ДГ-Ш Уралмаш 300ДЭ
Глубина бурения, соот- ветствующая наиболь- шей массе в воздухе бу- рильной колонны (мас- са 1 м колонны 30 кг), м Общая мощность двига- телей (агрегатов) подъ- емного механизма, кВт Оснастка талевой систе- мы 3000 920(двиг.) 5X6 4000—5000 920—1250 (двиг.) 5Х6/6Х7 4000—5000 825—1120 (двиг.) 5Х6/6Х7 4000 1044 (агрег.) 5X6 5000 1058 (агрег.) 6X7 6500 1250 (агрег.) 6X7 8000 2300 (двиг.) 6X7
Общая мощность двигате- лей (агрегатов) буро- вых насосов, кВт Лебедка Тормоз вспомогательный Буровые насосы: 1007 (двиг.) У2-2-И Г идродинами- ческий двухро- торный 1007(двиг.) У2-5-5 Г идродина- мический од- нороторный 735 (агрег.) У2-5-5 Г идродина- мический од- нороторный 782(агрег.) ЛБУ-11С0 Электромагнит- ный ЭМТ-4500 1058 (агрег.) ЛБУ-11 СО Электромаг- нитный ЭМТ-4500 2170(агрег.) ЛБУ-1400 Гидродина- мический од- нороторный 2845 (двиг.) У2-300
ТИП число Ротор: тип диаметр отверстия ротора, мм максимальная грузо- У8-6М 2 Р560 560 320 У 8- 7М 3 УР760 760 400
• подъемностъ, т Вертлюг: тип максимальная грузо- подъемность, т Вышка Наружный диаметр шки- вов талевой системы, мм Дизель-электрические' станции: тип число Агрегат осушки воздуха Средства механизации грузоподъемных опера- ций Отметка пола буровой, м Система очистки бурово- го раствора У6-ШВ14-160М 160 ВА-41-200 1000 Д АСП-ЗМ 4,5 1120 Э-1С4СЗ о 1120 УВ-250 250 ВМА-44-200 1360 ДЭ-104СЗ 3 АСП-ЗМ 4,58 1360 ДЭ-Ю4СЗ 2 УВ-10-МВ2 АСП-4М 1ЦС-160 УВ- 3 1400 ДЭ-104СЗ 4 АСП-4М 320 20 1510 ДГУ-400, ЭЛ-100А 1 2 АСП-5 6,0
Таблица II.40
Характеристика буровых установок с электрическим приводом
Параметры С электрическим приводом переменного тока С электрическим приводом постоянного тока
Уралмаш 125БЭ-70 Уралмаш 125Э Уралмаш 16ЭЭ Уралмаш 200Э Уралиаш 6000ПЭ Уралмаш 15000
Глубина бурения, соот- ветствующая наиболь- шей массе в воздухе бурильной колонны (1м колонны 30 кг), м 3000 4000 5000 6500 6500 15 000
Общая мощность двига- теля (агрегата) подъ- емного механизма, кВт 688 (двиг.) 735 (агрег.) 1060 (агрег.) 1375 (двиг.) 1257 (двиг.) 2300 (двиг.)
g; Продолжение табл. 11.40
Параметры С электрическим приводом переменного тока С электрическим приводом постоянного тока
Уралмаш 125БЭ-70 Уралмаш 125Э Уралмаш 160Э Уралмаш 200Э Уралмаш Д000ПЭ Уралмаш 15000
Оснастка талевой систе- мы 5Х( 6X7
Общая мощность двига- телей буровых насо- сов, кВт 1258 (двиг.) 1400 (двиг.) 1400 (двиг.) 2396 (двиг.) 2396 (двиг.) 6410 (агрег.)
Лебедка У2-2-П ЛБУ-1100 ЛБУ-1100 ЛБУ-1400 ЛБУ-1700 ЛБУ-3000
Максимальный тормозной момент при /г=200 об/мин, кН-м 1500 4500 4500 7000 — —
Буровые насосы:
ТИП У8-6М У8-7М У8-6М УБН-1250
число 2 3 3 4
Ротор:
ТИП Р560 УР760
диаметр 560 760
отверстия, мм
максимальная грузо- подъемность, т 320 400
Вертжг:
тип У6-ШВ14-160М УВ-250 УВ-250 У В-320 у В-320 У В-450
максимальная грузо- подъемность, т 160 250 250 320 320 450
Вышка ВА-41-200 ВМА-44-200 — — ВБПП-54-320 ВБА-58-400
Тормоз вспомогательный Гидродинамичес- кий двухротор- ный Электромагнит- ный ЭМТ-4500 Электромаг- нитный ЭМТ-4500 Гидродинами- ческий одно- роторный — —
Наружный диаметр шки- вов талевой системы, мм 1000 1360 1360 1400 1400 1510
Дизель-электрическая станция;
тип ДЭ-104СЗ ДЭ-104СЗ — АСДА-200
число 1 2 — 1
Агрегат осушки воздуха УВ-10-МВ2
Средства механизации с пус ко-подъемных опе- раций АСП-ЗМ АСП-ЗМ АСП-4М АСП-6
Отметка пола буровой, м 4,5 4,58 — — — 6,0
Система очистки бурово- го раствора — ЗЦС-125 1ЦС-160 — •— Специальная система
четырех выкидных линий изменяют их направления при помощи кованых угол-
ков. Часто трубы изгибают и направляют в одну сторону или по обе стороны
от крестовины.
На отдельных буровых установках значительно затруднена прокладка вы-
кидных линий вследствие расположения блоков А-образпых вышек на одной
плоскости с центром скважины.
В настоящее время буровые организации страны получают новые установ-
ки БУ-200, где высота подроторных блоков более 5,5 м. Кроме того, в каждом
блоке предусмотрено окно для прокладки выкидной линии.
Сборка противовыбросового оборудования по схемам 3 и 4 ГОСТ 13862—75
под основанием БУ-200 затруднена, так как отсутствует второе окно для про-
кладки третьего отвода и невозможно монтировать четвертый отвод от второй
крестовины. Как правило, он упирается в раму вышечного блока.
В табл. 11.39, 11.40 приведены характеристики и габаритные размеры се-
рийно выпускаемых и проектных буровых установок отечественного производ-
ства.
ОБВЯЗКА УСТЬЯ СКВАЖИНЫ В ОБЪЕДИНЕНИИ КАСПМОРНЕФТЬ
Установка противовыбросового оборудования па устье скважин, бурящих-
ся со стационарных морских платформ и прпэстакадных площадок, и их об-
вязка производятся в соответствии с типовыми схемами, утвержденными про-
изводственным объединением Каспморнефть, согласованными с Госгортехнад-
зором республики и военизированной частью по предупреждению возникнове-
ния и ликвидации открытых газовых и нефтяных фонтанов Южнопромышлен-
ного района.
Оборудование превенторами устья кондукторов всех скважин и промежу-
точных колонн нефтяных эксплуатационных скважин, бурящихся на геологи-
чески не осложненных площадях, а также устья структурно-поисковых скважин
производится по схеме 1 ГОСТ 13862—75. Разведочные скважины оборудуются
по схеме 2, а разведочные скважины, бурящиеся в сложных геолого-техниче-
ских условиях, а также глубокие эксплуатационные скважины, бурящиеся на
газовых или многопластовых нефтяных месторождениях, и при наличии абра-
зивной и коррозионной сред, по схемам 3 и 4 ГОСТ 13862—75. Оборудование
устья скважин по этим схемам проводится по заданию производственного объ-
единения Каспморнефть.
Проводка скважин осуществляется со стационарных морских платформ и
приэстакадных площадок, расположенных выше уровня моря на 8—10 м, вслед-
ствие этого выкидные линии и противовыбросовое оборудование монтируют на
второй площадке. Вторая площадка предназначена для обслуживания проти-
вовыбросового оборудования и устроена на 4,8—6,0 м ниже нерпой основной
площадки. Ниже второй буровой площадки сооружается третья площадка для
обслуживания колонной головки и ее выкидов.
В отличие от стационарных морских платформ, где высота от площадки
обслуживания колонной головки до второго основания при бурении разведоч-
ных и эксплуатационных скважин составляет 2,8 м, на эксплуатационных сква-
жинах, бурящихся с приэстакадных площадок, высота эта равна 2 м.
На рис. П.43 приведена сборка противовыбросового оборудования с пре-
венторами ППГ-406Х125 по схеме 2 ГОСТ 13862—75 на кондукторе и проме-
жуточной колонне морских разведочных и эксплуатационных скважин, буря-
166
Рис. 11.43. Обвязка устья но схеме 2 ГОСТ 13862— 75 па промежуточной ко-
лонне морских эксплуатационных п разведочных скважин:
1 — разъемный желоб; 2 — универсальный превентор; 3— плашечный превентор с гидропри-
водом; 4— фланцевая катушка; 5 — устьевая крестовина; 6 — клапан; 7 — гидроприводная
прямоточная задвижка; 8 — катушка под устьевую крестовину; 9 — промежуточная колон-
ная головка; 10 — нижняя колонная головка; 11— направление; 12 — кондуктор; 13 — про-
межуточная колонна; 14—катушка; 15—тройник; 16—фланец-патрубок под быстросменную
гайку; /7 — прямоточная задвижка; 18— быстросменный дроссель; 19— установка гидрав-
лического управления; 20 — запорное устройство и разделитель к манометру; 21 — мано-
метр; 22 — регулируемый дроссель; 23 — крестовина; 24 — буфер; 25 — отбойная камера-де-
газатор; 26—ротор УР-560 с пневмоклиновым захватом ПЦР-Ш8; 27— линия дросселиро-
вания
щихся со стационарных платформ. Данная схема не определяет расположения
линии манифольдов для эксплуатационных целей. Число прямоточных задви-
жек менее 8, из которых две устанавливают с гидроприводом.
В процессе бурения эксплуатационных скважин па море с приэстакадных
площадок буровые насосы устанавливают не под залив, вследствие этого вы-
сота катушки под разъемный желоб уменьшается с 1350 до 800 мм при мон-
таже ОП на кондукторе.
На большинстве нефтяных месторождений линия глушения прокладывает-
ся с правой стороны от буровой, а линия дросселирования — с левой.
167
168
Монтаж противовыбросового оборудования проводится согласно «Времен-
ной инструкции по монтажу, испытанию и эксплуатации противовыбросового
оборудования», составленной институтом Гипроморнефть.
Для обеспечения постоянной высоты (2800 мм) выкидных линий от насти-
ла площадки между крестовиной и колонным фланцем устанавливают специ-
альную сменную фланцевую катушку, испытанную на внутреннее давление, со-
ответствующее давлению испытания превентора.
Выкидные линии от превенторов имеют диаметр, равный диаметру выхода
из крестовин, изменять диаметр категорически запрещается. Выкидные линии
прочно закрепляют к вспомогательному основанию и направляют в сторону от
производственных и бытовых сооружений, приэстакадных площадок, линий
электропередач и выводят за пределы основания на 0,8—1,0 м.
Длина выкидных линий различна и зависит от длины приэстакадных пло-
щадок (15—30 м). Особое внимание уделяют креплению выкидных линий для
предотвращения их вибрации при сильных штормовых ветрах. В штуцерную
камеру линии рабочего выкида устанавливают штуцер с заранее выбранным
диаметром. Диаметр штуцера указывается на бирке, которая прочно закреп-
ляется па штуцерной камере. Группа задвижек па выкидных линиях противо-
выбросового оборудования устанавливается в легкодоступных местах, обес-
печивающих удобство их обслуживания и замены.
В процессе проектирования и бурения разведочных и эксплуатационных
скважин на устье промежуточных колонн предусматриваются два плашечных
превентора ППГ-307Х320 и один универсальный по схеме 2 ГОСТ 13862—75.
При сборке противовыбросового оборудования с тремя превенторами по
схеме 2 на промежуточной колонне морских скважин с приэстакадной площад-
ки и стационарной платформы (рис. 11.44) высота от второй площадки до
основной буровой площадки не изменяется (6 м). Вместо катушки длиной
2300 мм устанавливают две катушки длиной по 400 мм под универсальным
превентором и над ним. На морской стационарной платформе противовыбросо-
вое оборудование размещают по схеме 2. Расстояние между опорами выкид-
ных линий 4 5 м. Штурвалы ручного управления превенторами выводятся
в легкодоступное место за пределы постамента под буровую вышку, на рас-
стояние не менее чем 5 м от устья скважины, а пульт дистанционного гидрав-
лического управления — не менее чем на 10 м в сторону жилого блока.
Дублер пульта дистанционного управления превенторами находится у пос-
та бурильщика.
Более сложно размещение противовыбросового оборудования по схеме 3
па приэстакадной площадке. Значительно увеличивается высота буровой пло-
щадки от уровня моря, и для этого сооружаются дополнительные площадки.
На устье скважин, бурящихся на море, за регулируемыми дросселями
ДР-80Х350 или быстросменными дросселями устанавливают по одной задвижке.
Перед штуцерным блоком задвижка обязательно должна иметь гидравлическое
управление.
В настоящее время проектируется новое расположение противовыбросово-
го оборудования для установки на морских скважинах, в которых коренные
задвижки будут находиться под водой, а блоки манифольдов — выше уровня
поды. При таком расположении можно противовыбросовое оборудование мон-
тировать ниже уровня воды и в случае необходимости герметизировать сква-
жину, поставить ее на консервацию и демонтировать буровую установку. Все
169
задвижки, находящиеся под водой, будут с гидравлическим управлением, а вы-
ходы от фланцев крестовины направлены вертикально вверх к блоку задвижек.
Приводы штуцеров обеспечены гидравлическим управлением.
ОБВЯЗКА УСТЬЯ СКВАЖИНЫ В ОБЪЕДИНЕНИИ НИЖНЕВОЛЖСКНЕФТЬ
Для предотвращения открытых нефтегазопроявлений устья скважин обо-
рудуются превенторными установками, исходя из следующих требований:
а) монтаж двух плашечных превенторов на кондукторе, из которых один
является рабочим, а другой — резервным, обязателен при проводке первых
трех скважин на повой разведочной площади и в процессе бурения скважин
на чисто газовых или газоконденсатных месторождениях;
б) монтаж трех превенторов — двух плашечных и одного универсального—
необходим на газовых и газоконденсатных месторождениях с высокими пласто-
выми давлениями;
в) монтаж трех превенторов на объектах, содержащих в нефтяном газе
сероводород, из которых один обязательно с глухими плашками.
В объединении Нижневолжскнефть лучшей схемой оборудования устья
признана следующая: наклонная головка, крестовина, превентор с глухими плаш-
ками, катушка, превентор с трубными плашками, универсальный превентор,
разъемная катушка, разьемный короб и сливной патрубок.
Установка универсального превентора является обязательной на разведоч-
ных скважинах после спуска промежуточной колонны диаметром 245 мм и ме-
нее, при бурении газовых и газоконденсатных скважин, при бурении скважин
на месторождениях с аномально высокими пластовыми давлениями.
Для всех разведочных и эксплуатационных скважин после спуска первой
промежуточной колонны труб диаметрами 324 и 273 мм принята схема 1
ГОСТ 13862—75. Для разведочных газовых скважин глубиной более 3000 м и
после спуска второй промежуточной колонны диаметром 245 мм и менее при-
Рис. 11.45. Схема манифольда на скважинах объединения Нижневолжскнефть:
1— прямоточная задвижка с гидроуправлснисм; 2 —устье скважины; 3 — отсекатель; 4—
отводная линия; 5 — дегазатор; 6 — ввод бурового раствора; 7 — отводная линия; 8 — линия
на дегазатор; 9 — регулируемый штуцер; 10 — задвижка; II — быстросменное соединение;
12 — манометр; 13 — вентиль высокого давления; 14 — штуцерная камера; 15 — блок мани-
фольда; 16— тройник; П — сброс; /8— сброс; 19 — блок задвижек
170
нята схема 2. При вскрытии пластов с АВПД и бурении газовых скважин уста-
навливают ППГ-230Х500(700).
Соединения верхнего превентора с желобом и сами желоба делаются разъ-
емными. На объектах при монтаже устьевого оборудования строго руководст-
вуются требованиями, изложенными в ОСТ 26-02-764—73 и ОСТ 26-02-767—73.
Часто при бурении газовых скважин и вскрытии пластов с АВПД устанав-
ливают один превентор типа ПУГ-230Х350 и два ППР-230Х500. По согласова-
нию с управлением Нижневолжского округа Госгортехнадзора СССР допуска-
ется установка вместо задвижек ЗФПГ-80Х700 задвижки ЗФП-80Х700.
На рис. П.45 показана схема манифольда, изготовленная заводом им. лей-
тенанта Шмидта и используемая на буровых объединения Нижневолжскнефть.
На отдельных буровых линия дросселирования комплектуется прувером и фа-
кельным отводом, кроме того, обязательна установка задвижек аварийного на-
значения. На скважинах с нормальной продолжительностью бурения — более
6 мес — линию обратной промывки монтируют жестко из труб того же диа-
метра, что и выкидной трубопровод.
Прувер предназначен для измерения дебита газа и устанавливается на вы-
кидной линии противовыбросового оборудования после штуцерной камеры.
Факельный отвод служит для сжигания газа при выпуске его в атмосферу.
Он имеет высоту от 5 до 7 м и устанавливается на расстоянии более 70—
100 м от устья скважины. Факельный отвод направляется в открытое место
для продувки ветром.
МОНТАЖ ПРОТИВОВЫБРОСОВОГО ОБОРУДОВАНИЯ
Компоновку и монтаж противовыбросового оборудования проводят в соот-
ветствии с техническим проектом на строительство скважины и утвержденной
схемой.
Подготовку к монтажу ПО проводят в процессе спуска обсадной колонны
труб, во время нахождения на буровой крана АзИНМАШ. Вначале подвозят
к устью скважины крестовину, превенторы, фланцевые катушки и расставляют
манифольдные линии, батареи задвижек, отбойную камеру-дегазатор.
Согласно утвержденной схеме, центральная ось отводов крестовины нахо-
дится на расстоянии не менее 0,8 м от поверхности земли. Превышение этой
величины приводит к несоответствию ее для установки ОП под блочным осно-
ванием ротора (7/бл.р), т. е. необходимо соблюдать условие: 0,8 м+Доп<Дбл.р-
Для обвязки промежуточных обсадных колонн при многоколонной конст-
рукции скважины колонную головку устанавливают в шахтном приямке в со-
ответствии с требованиями п. 3.6.7 «Правил по технике безопасности в нефте-
добывающей промышленности». Шахта должна отвечать следующим требова-
ниям:
а) размер шахты в плане представляет квадрат со стороной 2,8—3 м и
глубиной, равной высоте колонной головки, но не более 1,8 м;
б) шахта облицовывается бетоном или другим огнестойким материалом,
предотвращающим обвал стенок.
После монтажа крестовины устанавливают превенторы и катушки соглас-
но заводской инструкции по монтажу и эксплуатации противовыбросового обо-
рудования.
Для успешного закрытия превенторов обсадная колонна труб и колонная
головка должны быть предварительно отцентрированы по отношению к ротору.
171
Это необходимо как при наличии цемента за промежуточной колонной труб
(до устья), так и при его отсутствии.
При отсутствии центрации обсадной колонны по отношению к ротору и
наличии затвердевшего цемента за трубами на устье затрудняется монтаж про-
тивовыбросового оборудования подтягиванием тракторами и закладкой пред-
метов или установкой специальной опорной плиты с косынками. При монтаже
ПО необходимо иметь схемы гидропривода, электроснабжения, обвязки проти-
вовыбросового оборудования для данного района согласно действующим пра-
вилам.
Монтаж ПО осуществляется согласно «Инструкции по монтажу превентор-
ных установок», составленной на основании «Правил безопасности НГДП»,
«Единых технических правил ведения работ при бурении скважин», «Инструк-
ции по предупреждению открытого фонтанирования при бурении скважин».
Рабочие буровой бригады должны быть проинструктированы и обучены
правилам техники безопасности при установке ПО. Противовыбросовое обору-
дование имеет большую массу, работы ведутся в стесненных условиях, поэто-
му возможны случаи травмирования работающих.
По окончании обвязки устья скважины и сборки манифольда превенторная
установка, выкидные линии и все задвижки необходимо окрасить в красный
цвет.
Более рационален монтаж обвязки линии дросселирования, разработанной
Полтавской военизированной частью по предупреждению и ликвидации фонта-
нов Министерства геологии УССР. Линия дросселирования включает отвод на
расстояние 20 м от устья, крестовину, отвод с тремя разветвлениями, направ-
ленными в камеру-гаситель 7 напора, выполненную из обсадной трубы. Вся
система монтируется в горизонтальном положении и находится на расстоянии
Рис. 11.46. Блок первичной де-
газации бурового раствора
(УкрНИГРИ):
/ — приемный коллектор; 2 — ком-
пенсационный патрубок; 3 — стояк;
4 — емкость; 5 — входные патрубки
5 м от линии дросселирования 1.
От камеры-гасителя напора проложен вер-
тикальный отвод в газоотделитель вмести-
мостью 20 м3, тоже установленный вертикаль-
но. Другой отвод продолжен внутри цилинд-
рической емкости до верхнего ее основания
и заканчивается щелевидной частью и глухой
крышкой. Газоотделитель имеет два отвода:
для газа диаметром 114 мм и для бурового
•раствора диаметром 168 (219) мм. Запорное
устройство газоотделения состоит из задвижек
высокого давления и регулируемых штуцеров.
При малых переливах и выплесках газирован-
ного бурового раствора или в процессе буре-
ния на равновесии давлений (р:)»б = Рпл) си-
стема функционирует, как при сложных усло-
виях бурения скважин.
При значительных выбросах и фонтани-
ровании из ствола скважины включается си-
стема с регулированием противодавления на
пласт. В случае необходимости к линии дрос-
селирования подключают ДВС-2 для полного
•газоотделения бурового раствора и далее на
172
ФМС с целью его утяжеления. Из резервной емкости раствор вытекает в же-
лобную систему.
В серийно выпускаемых газоотделителях предусмотрен отвод раствора из
цилиндрической емкости на уровне нижнего основания щелевидной трубы для
уменьшения высоты подъема камеры-дегазатора над желобной системой. На
практике такая конструкция приводит к выплеску разгазированного бурового
раствора через этот отвод.
В УкрНИГРИ дегазационная установка смонтирована на блоке под дрос-
сельным коллектором (рис. П.46).
Компоновка линии дросселирования в общий коллектор рациональна по-
тому, что в процессе дросселирования разгазированного бурового раствора не
происходит выплеска газа с раствором через отвод в желоб и не загрязняется
площадка под камерой-дегазатором.
На большинстве месторождений Крайнего Севера и Сибири монтаж про-
тивовыбросового оборудования на устье скважин осложняется необходимостью
защиты теплоизолированным кожухом превенторов и задвижек в процессе ра-
боты при низких температурах (от —20 до —60°C). Кроме того, требуются
обогревать узлы гидравлического привода устьевого оборудования. Для за-
щиты ОП используют теплоизоляционные кожухи и полотна, а в условиях
Крайнего Севера к устью скважины подводят дополнительный паропровод от
общей паровой батареи.
На превенторах и задвижках для обогрева применяют змеевики.
На рис. 11.47 показана схема обогрева прсвенторной установки, разрабо-
танная Западно-Сибирским филиалом ВНИИнефтемаша. При использовании
в комплексе ОП универсального превентора ПУГ-230Х320 его укрывают ко-
жухом и дополнительно обогревают. На рис. П.48 приведена схема обогрева
противовыбросового оборудования с универсальным превентором, разработан-
ная в Главтюменнефтегазе. Укрытие выполнено из двух половин (регистров),
соединенных сваркой. Регистром 1 и прорезиненной тканью 3 полностью укры-
вается универсальный превентор. Коренные задвижки обогреваются змеевиками
и дополнительно укрыты прорезиненной тканью 5.
10
15
19
в
S
Рис. 11.47. Схема обогрева и тепло-
изоляции превенторной установки:
1 — теплоизоляционный кожух; 2 — змее-
вик для обогрева; 3 — задвижка; 4 — ог-
раждение; 5 — паровая батарея; 6 — ко-
жух; 7 — шпагат; 8 — обогреватель пре-
вентора; 9, 10 — паропроводы; 11 — шту-
церная батарея; 12 — общий теплоизоля-
ционный кожух; 13 — змеевик; 14 — блок;
/5 — теплоизоляционные полотна
7J 12 11
173
Рис. 11.48. Схема обогрева про-
тивовыбросового оборудования с
универсальным превентором:
1 — регистр (сварные соединения из
двух половин); 2— резинотканевые
вставки; 3 — прорезиненная ткань; 4 —
нагревательные змеевики на задвиж-
ках; 5 — прорезиненная ткань для ук-
рытия задвижек; 6 — отвод для кон-
денсата и воды
Рис. П.49. Схема обвязки ОП при кусто-
вом разбуривании скважин (Главтюмен-
нефтегаз):
1 — колено; 2 — манифольд противовыбросового
оборудования; 3 — рабочий выкид; 4 — линия
штуцерной батареи; 5 — блок для задвижек и
пульта управления; 6 — пульт управления; 7 —
трубы-секции; 8 — скважина
На нефтяных и газовых месторождениях Западной Сибири используют
блочные методы монтажа буровых установок, чтобы ускорить монтажи устье-
вого оборудования и снизить сроки заканчивания скважин. В Главтюменнефте-
газе применяют кустовое разбуривание скважин, поэтому требуется демонтаж,
перестановка и монтаж ОП па повой точке в полном комплекте, без разборки
на узлы. Часто для нескольких скважин на кусте блок манифольда и пульт
управления не перемещаются, а остаются на одном месте.
На рис. П.49 приведена схема ОП при кустовом разбуривании скважин.
Трубы манифольдной линии собираются секциями 7 в направлении перемеще-
ния буровой установки от пробуренной скважины 8 к новой скважине. Дрос-
сельная система усовершенствована производственными организациями Тюмени
для работы на Крайнем Севере, где зимние условия создают дополнительные
препятствия нормальному процессу дегазации бурового раствора через серийно
выпускаемые камеры-дегазаторы и газоотделители. Опп используют цилиндри-
ческую емкость с большим конусным основанием в нижней части и устанавли-
вают ее в желобной системе, чтобы предотвратить скопление в ней глинистой
массы и ее обледенение. Дегазированный раствор из конусного основания ем-
кости стекает в желобную систему.
На большинстве буровых при монтаже ОП предусматривается линия для
обратной промывки скважины, т. е. закачка раствора в кольцевое пространство
с выходом раствора через ведущую трубу и стояк манифольда. Линия для
обратной промывки изготовляется из труб того же диаметра, что и мани-
фольдные лпнпп превенторной установки. Она применяется для скважин с нор-
мативным временем бурения более 6 мес. При обратной промывке стояк мани-
фольда перекрывается стволовой задвижкой и буровой раствор закачивается
через колено и трубу для обратной промывки в выкидную линию превенторной
установки. Буровой раствор циркулирует из скважины через нагнетательный
174
рукав и отвод, проложенный от стояка. Во время обратной промывки разгази-
рованный раствор в затрубном пространстве (за бурильной колонной) заме-
няют.
Крепление манифольда ОП к фундаменту. Для противодействия реактив-
ным силам, возникающим при стравливании и истечении раствора нефти и газа
в момент возникновения нефтегазопроявления, выкидные линии закрепляются
к фундаменту.
Как правило, после закрытия превентора и появления признаков выброса
глинистый раствор направляется в желоб, а газоводонефтяная смесь — в сбро-
совый амбар или на отбойный щит. При движении газоводяной смеси по вы-
кидным линиям последние, кроме реактивных действий, подвергаются действию
значительных ударных нагрузок, которые могут нарушить крепление выкидных
линий и опор. Отрыв выкидных линий отмечался при установлении их на ме-
таллических треногах.
Существует много способов крепления выкидных линий к фундаменту. Ме-
таллические треноги (козлы) применяют в зависимости от рельефа местности
и принятой конструкции, их бетонируют на глубину 400—500 мм.
При креплении выкидных линий треногами к их верхней части приваривают
втулки или полухомуты для закрепления тройников и манифольдных труб. При
ожидаемом высоком пластовом давлении к треногам приваривают полухомуты
и трубы закрепляются вторыми полухомутами на четырех болтах. Несмотря на
то, что при креплении отводов треногами создается большая устойчивость, их
конструкции громоздки и неудобны при установлении переходов через мани-
фольдные липни.
Более простым является крепление выкидных линий при помощи металли-
ческих откидных полухомутов. Их прикрепляют к однотрубным стойкам, изго-
товленным из стальных бурильных труб (сталь группы прочности Д).
Однотрубные стойки с бетонированием на глубину 1 м нашли широкое при-
менение в объединении Казахстаннефть. На рис. П.50 показаны схема обвязки
противовыбросового оборудования, бетонные фундаменты и стойки манифольд-
ных линий, применяемые па буровых объединения Казахстаннефть. В зумпфе
устья скважины предусматривается углубление для стока наземных вод и осад-
ков, вода из зумпфа выкачивается насосом. Первые стойки устанавливают на
расстоянии 8 м от центра скважины. Стойки в фундаменте имеют анкерные вы-
ступы. За первыми стойками от буровой бетонируют площадки для обслужи-
вания задвижек и приборов. Линия глушения устанавливается на трех одно-
трубных стояках и одной треноге 28. Линия дросселирования закрепляется на
шести стойках. Система дросселирования устанавливается на бетонной тумбе,
а от нее проводится отвод для подсоединения агрегата при аварийных ситуа-
циях. Вертикальный отвод 20 в желоб крепится к металлической стойке, забето-
нированной на глубину 1 м. Сбросовая муфта 16 манифольдной линии устанав-
ливается на расстоянии 4 м от щита 17. Впереди него выкапывается канавка до
земляного амбара. Кроме того, над верхним превентором устанавливается ме-
таллический зонт для укрытия превенторов от стока промывочной жидкости.
Штуцерная камера 14 располагается на втором отводе на линии дроссели-
рования. Общая длина линии дросселирования составляет 80—100 м.
На рис. 11.51,а показана конструкция опоры манифольдной линии, разрабо-
танная в АзИПМАШе. Высота фундамента под опоры принимается в соответ-
ствии с рельефом местности.
175
желоб
Рис. 11.51. Опора манифольдной линии конструкции АзИНМАШа («), Полтав-
ского УБР (6) и объединения Краснодарнефтегаз (в):
а: 1 — планка, 2 — опора, 3 — манифольдная труба, 4 — анкерный болт: б: 1 — бетонная’
тумба, 2 — металлическая стойка, 3 — выкидная линия, 4 — насадка, 5 — фиксатор, 6 —
винт, 7 — траверса, В — патрубки
Оригинальная конструкция опоры выкидных линий разработана в Полтав-
ском УБР. Крепление состоит из бетонной тумбы 1, имеющей форму правильной
усеченной пирамиды, металлической стойки 2 и замконого устройства (11.51,6).
Основная металлическая стойка 2 проходит через центр бетонной тумбы 1
и укрепляется между двумя отрезками 73-мм насосно-компрессорных труб. Стой-
ка изготовлена из 168-мм трубы толщиной 7 мм и имеет вырез в виде конуса
в основании для установки выкидной линии 3. В верхней части ее предусмотре-
ны два диаметрально противоположных окна под траверсу 7. После сборки вы-
кидная линия устанавливается в прорезь металлической стойки и вращением
винта 6 прочно закрепляется в ней.
12—3037 177
Данная конструкция крепления опоры отличается от других отсутствием
{разъемного хомута и возможностью регулирования высоты выкидной линии над
’.рельефом местности. Кроме того, она переносная. Замковое устройство состоит
:из траверсы 7, винта 6, фиксатора 5 и насадки 4.
Демонтаж опоры производится в обратной последовательности. Выкидные
трубопроводы превенторов, согласно техническим условиям, монтируют на проч-
ных забетонированных опорах без перегибов и с равномерным наклоном от
превентора до сброса на 18 стойках. При смене превенторной установки выкнды
приподнимают на высоту переходной катушки ОП, что вызывает необходимость
замены пяти опор с каждой стороны превентора, и они не могут быть использо-
ваны после окончания бурения па других скважинах. На новой буровой опоры
заменяют и устанавливают 6—8 шт. из оставшихся, в зависимости от числа
обсадных колонн, что влечет значительные материальные затраты.
В тресте Львовнефтегазразведка разработана телескопическая опора. Кон-
•струкция телескопической опоры выкидных линий позволяет регулировать высо-
ту стойки в зависимости от высоты установки превентора. Изменение высоты
выкидов при переоборудовании устья не вызывает их замены; достаточно отре-
гулировать высоту передвижной телескопической стойки при помощи установки
•пальца в соответствующее отверстие стойки. Детали телескопической опоры
изготовляют из отрезков отработанных бурильных труб. Высота опор регули-
руется в необходимых пределах от 300 до 1100 мм над уровнем основания
опоры. Опоры многократно используют, перенося их на новые точки объектов.
В объединении Краснодарнефтегаз в дополнение к схемам 1, 1а и 2 «Обвяз-
жа противовыбросового оборудования» принято:
а) для крепления отводов противовыбросового оборудования на любом уров-
не, но не более 1 м относительно поверхности земли, плодородной почвы допус-
кается применение трубных якорей с выдвижными секторами, обеспечивающими
усилие на отрыв не менее 15 кН;
б) расстояние между якорями 10—11 м.
На рис. П.51,0 показана конструкция крепления трубопроводов. Указанное
.дополнение не распространяется на монтажные работы, предусмотренные в схе-
мах 1, 1а пункта 8 и в схеме 2 пункта 9.
В объединении Дагнефть выкидные линии предусмотрено закреплять посред-
ством бетонных тумб и металлических стоек через каждые 15 м, а под блоком
.задвижек — бетонной или деревянной площадки размером 3X1,5 м.
В геологопоисковой экспедиции объединения Ставропольнефтегаз выкидные
линии крепят к массивным опорам полухомутами, изготовляемыми из труб диа-
метром 168 мм. При прохождении газонефтяной смеси через выкидную линию
-реактивная сила струй потока создает переменные изгибающие моменты, воспри-
нимаемые опорами на фундаментах.
Расчет на прочность фундаментов для крепления выкидных линий прибли-
женно определяется по известной формуле
/45°
R =-------------7-----------, (11.41)
>где R— сила реакции струн, Н; А —глубина бетонного фундамента, м; Ь-—раз-
мер основания фундамента, м; у-—плотность грунта, кг/м3; ср —угол естествен-
ного откоса грунта (для суглинков (р=70°); I — высота стойки над поверхностью
.земли, м.
Я78
Из формулы видно, что изгибающий момент находится в зависимости от'
силы потока, а следовательно, от фонтанирующей скважины и высоты стойки Г
до фундамента.
На практике высота стойки I принимается равной 0,6—1,0 м; глубина бе-
тонного фундамента /г=0,6 м. Размеры основания бетонного фундамента прини-
маются равными 0,5—0,6 м. Плотность грунта для глины и алевролитов равна
2200—2600 кг/м3.
В объединении Оренбурггеология проведен расчет фундамента стоек обвязки
выкидных линий противовыбросового оборудования газовой скважины на ее-
среднюю производительность 1,2 млн. м3/сут газа. При данной производительно-
сти реактивная сила /?=32 300 Н.
При /=0,6 м и 6=0,6 м вычислено значение изгибающего момента от пас-
сивного давления грунта и момента реактивной силы:
1 / 70° \
32 300 .;0,6= — 0,53-0,6-25 000 tg2 45°+—— J;
19,5<^21 кН-M.
Момент от пассивного давления на грунт выше момента от реактивной силы:
потока, следовательно, крепление фундамента надежное и соответствует дебиту
скважины в случае нефтегазопроявления.
Путем условного повышения производительности скважины определяют на-
грузку, при приложении которой соединение стойки с фундаментом будет раз-
рушено. Разрушающая нагрузка на фундамент для данных размеров фундамен-
та равна 381 103 Н.
При ожидаемых больших дебнтах и давлениях проводят расчет резьбового
сопряжения трубы с фланцем. В данном случае расчет выполнен по резьбе трубы
диаметром 73 мм с фланцем толщиной 40 мм (ПГО Оренбурггеология) на стра-
гивающую нагрузку. Резьба выполнена по ГОСТ 633—80, материал фланца —
сталь марки Ст. 3, материал трубы — сталь группы прочности Д. Предел теку-
чести материала фланца от.ф=230 МПа, материала трубы от.т=380 МПа.
Определим усилие па разрыв (но фланцу)
2лат фПй/
QP= 2/ + D etg (а + у) ’ (11' 42>
где £>=(£> 1-|-Г>2)/2— средний диаметр трубы, м; £4=7,3 см — наружный диа-
7,34-5,9
метр трубы; £)2=5,9 см — внутренний диаметр трубы; £> =-----g----= 6,6 см;
6=0,7 см — толщина стенки трубы, (=40—12,7=27,3 мм = 2,73 см — полезная
длина нарезки (без сбега); а=60° — угол, образованный опорной поверхностью-
нарезки и осью трубы; <р=18°— угол трения стали по стали; cig (60°4 18°)=
=0,2125;
2-3,14.2300-6,6-0,7.2ДЗ
2-2,73.6,6.0,2125 =381-10s Н.
При давлении в трубе рр и закрытой задвижке сила Qp рассчитывается как.
произведение давления рр на площадь сечения отверстия трубы ST; отсюда
pn = Qp/ST; 5т=л£>2/4=3,14-5,92/4=27,4 см2.
12* 179*
По сравнению с давлением гидравлического испытания труб диаметром
'73 мм, равным 25,5 МПа, получается значительный запас прочности. Давление,
разрушающее трубу, составляет
200ата 200-38-7
/’max= = 7з =72,5 МПа.
В настоящее время существуют различные теории по определению реактив-
ной силы на сбросовых линиях манифольда, возникающих при истечении газа и
нефти, выведены формулы расчета бетонных тумб на прочность, построены гра-
фики зависимости реактивной силы от гидравлических потерь й выкидной линии,
даны методы расчета расстояния между опорами.
По теории Эйлера реактивная сила струи выражается уравнением
где р — плотность жидкости, кг/м3; d — внутренний диаметр трубопровода, м;
v — скорость движения жидкости, м/с; у —средняя плотность жидкости, кг/м3;
_g — ускорение свободного падения, м /с2.
В данной формуле исходными для определения реактивной силы являются
скорость движения и плотность жидкости, внутреннее сечение трубопровода.
В каждом расчете рассматриваются наличие одной выкидной линии, отсутствие
штуцера в штуцерной камере и принимается условие, где скважина рассматри-
вается как сосуд, из которого вытекают нефть, газ и вода.
Принимая скважину за сосуд, из которого вытекает жидкость, реактивную
• силу определяют из выражения R=2fB&p (R— реактивная сила на конце сбро-
совой линии, Н; [в — площадь сечения выкидной линии, см2; Лр — потери дав-
ления в выкидной линии при истечении скважинной среды, МПа).
Потери давления Лр определяются по известной формуле Дарси — Вейсба-
ха. В ПГО Оренбурггеология выведены формулы для определения реактивной
силы
/ и2 \
---^г), (11.44)
:где ри—давление потока в начале выкидной линии, МПа; k — коэффициент
местных сопротивлений в трубопроводе; v— средняя скорость потока жидкости
в задвижках, м/с; g— ускорение свободного падения, м/с2.
Для газовых скважин
*г = 2fB ^ри — ggg___> (II .45)
• где qT — дебит газа, м3/сут; р — относительная плотность газа; Т — температура
газа, К; dE — внутренний диаметр выкидной линии, мм.
На большинстве буровых противовыбросовое оборудование комплектуют ма-
нифольдом заводского производства, а сбросовые линии изготовляют на месте;
наружный диаметр труб 114, 89 и 73 мм, внутренний диаметр соответственно
100, 76 и 62 мм. Гидравлические потери в этих трубах достигают значительных
величин. Расстояние между точками крепления выкидных линий /в определяется
1180
ио формуле
/н=1/ ---------f----- <-» (11.46)
r 2fB (flu 0,\k g J
где £ — модуль упругости выкидной линии, МПа; I — момент инерции попереч-
ного сечения трубы, см4.
Для газовых скважин
По ожидаемым дебитам нефти qB и газа дт и давлению в начале выкидной
линии строят номограмму для определения расстояния между точками креп-
ления.
На основании анализа зависимости R=f(bp) А. И. Кутеповым и др. сделан
вывод, что в каждой точке крепления выкидной линии необходимо приклады-
вать нагрузку от 20 до 30 кН. При максимальной нагрузке (20—30) • 103 Н
определяют размеры фундамента под опоры: стороны нижнего основания —
1300 мм, верхнего— 1200 мм и высоту 600 мм. При плотности бетона 2,20 г/см3
масса опоры составляет 2 т. Вследствие этого первую точку крепления устанав-
ливают на расстоянии 2 м от узла задвижек, а последнюю — на конце сбросовой
линии.
От рационального и надежного способа крепления выкидных линий ОП за-
висит безопасность работы при газонефтепроявлении, снижении давления газо-
нефтяной смеси и ликвидации открытых фонтанов закачкой раствора. К фунда-
менту следует крепить и камеры-дегазаторы. Высота вертикальной отбойной
камеры превышает 6—8 м, поэтому камера-дегазатор закрепляется на бетонном
фундаменте и раскрепляется оттяжками из каната диаметром 13—15 мм. Размер
бетонного фундамента 1X0,75X1 м.
Важным средством, обеспечивающим компактность буровой установки, ее
(нормальную эксплуатацию и возможность растаскивания оборудования при лик-
видации газонефтепроявлений, является монтаж всего оборудования на крупно-
блочных основаниях:
а) наносная группа — основание из трехопорпого блока;
б) приемные мостки, стеллажи под трубы, емкости для долива раствора,
резервного раствора и отстойники — основание из двухопорпого блока;
в) емкости для химических реагентов, очистительная система промывочной
жидкости, глиномешалка — основание из двухопорного блока.
В схеме расположения бурового и противовыбросового оборудования долж-
ны приводиться объемы емкостей, земляных амбаров на буровой, системы очист-
ки бурового раствора, коммуникации трубопроводов, манифольда и противовы-
бросового оборудования. При надлежащем расположении бурового и коммуни-
кации противовыбросового оборудования возможны подключение цементировоч-
ных агрегатов для безостановочной закачки утяжеленного раствора, его дега-
зация, пополнение раствора пз запаса и борьба с проявлениями.
Внедрение в практику нефтепромыслового сооружения индивидуальных осно-
ваний под отдельные агрегаты вызвало необходимость освоения методов блоч-
ного монтажа металлических конструкций. Она облегчает растаскивание бурового
и противовыбросового оборудования блоками при ликвидации мощных фонта-
181
нов. Поэтому монтажу противовыбросового оборудования и манифольда иа бло-
ках придается важное значение.
ТРЕБОВАНИЯ К ПРОТИВОВЫБРОСОВОМУ ОБОРУДОВАНИЮ
ДЛЯ КРАЙНЕГО СЕВЕРА
На Севере в зимнее время температуры значительно колеблются, что за-
метно отражается на целостности оборудования при незначительных ударах по
нему. В зимнее время при температуре от —40 до -—60 °C отмечается хрупкое
растрескивание металла противовыбросового оборудования в -процессе незначи-
тельного удара по фланцам. Каучук в резиновых изделиях твердеет, теряет свою
эластичность, и уплотнения становятся жесткими, неупругими.
За рубежом проводятся опыты по использованию морозостойких материалов
(эластомер нитрила, натуральный каучук, эпихлорохидрин, неопрен и полиуре-
тан) в качестве уплотнения для плашечных и универсальных превенторов.
Для буровых организаций Крайнего Севера стал острой необходимостью
выпуск морозостойкого гидравлического и механического пультов управления
превенторами и задвижками. В условиях низких температур оборудование под-
вергается действию внешней температуры, при этом механическая прочность де-
талей превентора снижается из-за низкотемпературной хрупкости; резиновые
элементы и уплотнительные манжеты теряют упругость вследствие кристаллиза-
ции их структуры.
При работе в условиях низких температур для корпусов и узлов противо-
выбросового оборудования необходимо подбирать соответствующие стали и эла-
стичные материалы, способные выдерживать дополнительные напряжения от
изменения структуры. Стальные детали должны обладать соответствующей низ-
ким температурам ударной вязкостью.
На показатель ударной вязкости низколегированной хромомолибденовой ста-
ли, которую преимущественно используют для корпусов превенторов и другого
оборудования, положительно влияют низкое содержание карбоната, повышенное
содержание марганца (и никеля) в сплаве и термическая обработка этого
сплава.
Термическая обработка закаливанием с последующим отпуском сказывается
положительно на пластичности и ударной вязкости. Затем проводят термообра-
ботку при температуре ниже критической, чтобы снизить твердость, полученную
охлаждением. Промежуточная температура принимается между —50 и —40 °C,
а ударная вязкость — 20 Дж/см2.
В зимнее время для устранения воздушных пробок в гидросистеме и про-
верки работы всех узлов многократно закрывают и открывают превенторы и
задвижки до тех пор, пока время их закрывания не станет постоянным.
При монтаже паропроводов для северного исполнения необходимо:
соединять резьбовую часть паропровода на сурике;
располагать тройник с заглушкой так, чтобы обеспечить слив конденсата
из превентора;
обеспечить наклон паровых трубопроводов не менее 2° в сторону тройников
с заглушкой для слива конденсата из трубопроводов до его замерзания;
на входе в превентор давление пара должно быть не менее 0,2 МПа для
поддержания плюсовой температуры в полости плашек при температуре окру-
жающей среды до —40 °C;
182
количество подаваемого на обогрев пара должно быть таким, чтобы темпе-
ратура наружной стенки корпуса превентора не превышала -|-35 °C.
Таким образом, противовыбросовая техника для Крайнего Севера должна
быть высоконадежной: сталь не должна растрескиваться при температуре
—50 °C, уплотнительная резина не должна затвердевать и смазка не должна
замерзать.
ВЫКИДНЫЕ ЛИНИИ ИЗ КОРРОЗИОННО-УСТОЙЧИВОГО МАТЕРИАЛА
В УСЛОВИЯХ СЕРОВОДОРОДНОЙ АГРЕССИИ
Сероводородная среда является коррозионным агентом для устьевого обо-
рудования скважин, и при напряженном состоянии оно становится хрупким. Вы-
соколегированные стали, прошедшие термообработку, практически неустойчивы
при эксплуатации в сероводородной среде.
В нашей стране и за рубежом для обвязки превенторных установок выкид-
ными линиями на месторождениях, содержащих сероводород, используются за-
движки фирмы «Мак Эвой» и трубы из стали марки С-75 или С-95. Превентор-
ная установка оборудуется двумя или тремя выкидными трубопроводами, изго-
товляемыми из труб марки С-75 с внутренним диаметром 76 или 62 мм.
На Астраханском газоконденсатном месторождении обвязка превенторов вы-
полняется следующим образом. К фланцу отвода крестовины с помощью проме-
жуточного фланца (в антикоррозионном исполнении) последовательно присоеди-
няются две задвижки диаметром 52,7 мм фирмы «Мак Эвой», к которым кре-
пится третья задвижка диаметром 52,4 мм фирмы «Мак Эвой»; к последней
монтируется румынский блок задвижек, затем — трубопровод из 63-мм стальных
труб марки С-75 длиной 100 м. Кроме того, монтируются трубопроводы — один,
соединяющий рабочий отвод с отбойной камерой (трапом), другой — с дегаза-
торами циркуляционной системы. На аварийном отводе устанавливают две за-
движки «Мак Эвой», к ней крепится двухфланцевая катушка с манометром, за-
тем через трубопровод из стали С-75 — третья задвижка фирмы «Мак Эвой».
Таким образом, выкидные линии монтируются из труб в коррозионно-устой-
чивом исполнении. Фланцы па трубопроводах изготовляют из задвижек «Мак
Эвой», ранее находившихся в работе. По окончании монтажа выкидные линии
окрашивают устойчивой краской.
В настоящее время фирма «Бейкер» выпускает превеиторные установки
в коррозионно-устойчивом исполнении для комплектования ремонтные буровых
установок.
ИСПЫТАНИЕ ПРОТИВОВЫБРОСОВОГО ОБОРУДОВАНИЯ НА ГЕРМЕТИЧНОСТЬ
Противовыбросовое оборудование опрессовывается на герметичность внут-
ренним гидростатическим давлением: на пробное давление перед отправкой на
буровую и на рабочее давление после монтажа на устье скважины. Целью этих
испытаний является проверка герметичности плашек превентора с бурильной
трубой, а также резьбовых соединений и уплотнительных колец. Норма испыта-
ния превентора на пробное давление указывается в паспорте противовыбросового
•оборудования, и, как правило, пробное давление равно двум рабочим давлениям,
за исключением превенторов с диаметрами проходных отверстий 425 и 520 мм:
/>проб=3рра б.
183
Таблица 11.41
Испытание превенторной
установки по ГОСТ 13862—75
Диаметр проходного отверстия противовы- бросового оборудова- ния, мм Пробное давление при испытании на рабочее давление, МПа
14; 21; 35 70; 105
<350 0/?раб 1»5/?раб
>350 i• Ь/?раб
Таблица 11.42
Показатели МПП1Р-100Х210; МПП1Г-100Х210; МП.П2Г-100Х210; МППЗ-100X2 Ю; МПП2Г-100X350; МППЗ-100X350 МПП2-80Х700; МПП2а-80Х 700; МППЗ-80Х700 МППБ2-100X350 О X ср 03 04 из С £
Диаметр про- ходного от- 100 80 100 80
верстия, мм Давление, МПа:
рабочее 21; 35 70 35 70
пробное 42; 70 105 70 105
Завод — поставщик противовыбросового оборудования указывает в паспорте
пробное и рабочее давления гидроиспытания. Так, превентор ППГ-156Х32О
рассчитан на рабочее давление 32 МПа и на пробное давление 64 МПа. Проб-
ное гидроиспытание проводится заводом-изготовителем и в механических мастер-
ских буровых предприятий на специальном стенде. Для этой цели изготовляют
короткую обсадную трубу с толщиной стенки не менее 20 мм, которую устанав-
ливают и бетонируют в безопасном месте. Создается замкнутая система превен-
тор — насос высокого давления. При необходимости превентор проверяют на гер-
метичность сжатым воздухом.
Продолжительность нахождения превентора под внутренним давлением (воз-
духа) устанавливается заводом-поставщиком. Превентор выдерживается под
давлением в течение 30 мин, затем давление сбрасывается открытием крапа вы-
сокого давления на разрядной линии агрегата.
По окончании проверки на герметичность превентор проходит визуальный
контроль наружным осмотром. Пробному испытанию должен быть подвергнут
каждый превентор.
Превенторная установка перед отправкой на буровую должна быть прове-
рена и опрессована, прп этом пробное давление должно быть равно рабочему
давлению превентора. В случаях, когда корпус превентора подвергался капи-
тальному ремонту, связанному с применением сварочных п токарных работ,
перед отправкой на буровую он должен быть испытан на прочность корпусных
деталей (табл. 11.41).
Превенторы, у которых при испытании обнаружены течь или заметное по-
тение, направляются на повторную разборку, ревизию и сборку с целью вы-
явления причин течи.
Максимальное давление ограничивается пробным давлением, указанным
в паспорте. Запрещается повышать пробное давление выше паспортного по тре-
бованию потребителя пли технического руководителя бурового предприятия.
Опрессовка оформляется записью в паспорте противовыбросового оборудо-
вания и актом испытания на пробное давление в механической мастерской.
В объединении Ставропольнефтегаз по окончании полного монтажа проти-
вовыбросового оборудования и манифольда на опорах производится их опрес-
совка на герметичность соответствующим рабочим давлением. Для этой цели
184
в скважину спускают две-три свечи из бурильных труб, затем их поднимают и
оставляют под уплотнительной манжетой одну трубу с замком. Освободившееся
пространство в обсадной колонне заливают водой, если при бурении использо-
вался глинистый раствор и в дальнейшем будут отсутствовать газовые пласты
с АВПД. Присоединив цементировочный или другой агрегат к правому выкиду
крестовины, гидравлическим давлением проверяют герметичность манжет превен-
тора и всех соединений противовыбросового оборудования, включая манифольд.
При наличии в обвязке устья скважины трех плашечных превенторов опрес-
совку должны проводить снизу вверх, т. е. вначале опрессовывают нижний пре-
вентор с глухими плашками, а затем — средний и верхний превенторы с труб-
ными плашками или ПУГ. Давление опрессовки при этом не изменяется.
Согласно типовым схемам 1—4 по ГОСТ 13862—75, обвязка противовыбро-
сового оборудования в процессе бурения под промежуточную колонну труб
часто состоит из двух плашечных превенторов (ППГ-230Х500) и одного уни-
версального (ПУГ-230Х320).
Опрессовка па рабочее давление при данной обвязке изменяется. По окон-
чании опрессовки плашечных превенторов на соответствующее рабочее давление
(70 МПа) ПУГ опрессовывают на рабочее давление 32 МПа. Превенторы с глу-
хими плашками подвергаются опрессовке аналогично превенторам с плашками
под бурильные трубы.
Для манифольдов типа МПП и МПБ установлены нормативы опрессовки на
пробное и рабочее давления, приведенные в табл. 11.42 [25J.
Если выкидные липин смонтированы из деталей на рабочее давление 70 МПа,
включая первые штуцерные камеры, а далее до сброса — из деталей на рабочее
давление 35 МПа, то выкидные линии следует опрессовывать поочередно на 70
и 35 МПа. Для этого должны строго соблюдаться разделение деталей по рабо-
чим давлениям и их сборка. На бирках, где указана нумерация задвижек, соот-
ветственно должно быть записано рабочее давление. По окончании опрессовки
в холодное время года манифольдные линии заполняются невоспламеняющейся
жидкостью от задвижек-отсекателей до сбросов.
В процессе бурения часто возникает необходимость опрессовки колонной го-
ловки и противовыбросового оборудования на герметичность при наличии не-
обсаженного ствола ниже промежуточной колонны труб. Нередко открытый
ствол скважины составляет 600—800 м; кроме того, во время опрессовки воз-
можны гндроразрывы пласта и поглощения промывочной жидкости.
Для опрессовки ГК в таких условиях в обсадной колонне труб устанавли-
вают цементный мост. По окончании затвердения цемента спуском колонны бу-
рильных труб проверяют качество цементного моста. После опрессовки устья на
герметичность разбуривают цементный мост и переходят к дальнейшему углуб-
лению скважины. Этот метод опрессовки более длительный.
В настоящее время для опрессовки оборудования устья и верхней части ко-
лонны устанавливают пакеры. Как правило, пакер состоит из корпуса, резиновой
манжеты, изготовленной из пакерной резины испытателя пластов, кольца и гаек.
Пакер спускают в скважину на бурильной колонне до требуемой глубины и
после закрытия превентора, закачивая воду, создают давление в затрубном про-
странстве. Опрессовкой проверяют и противовыбросовое оборудование и состоя-
ние обсадной колонны. Спуск пакера и опрессовку ОП проводят и в том случае,
если противовыбросовое оборудование находится длительное время в эксплуата-
ции и возможно повреждение труб обсадной колонны.
185
Таблица 11.43
Вес бурильного инструмента (кН) при давлении в затрубном пространстве, МПа
ММ 5 10 20 30 40 50
73 20,9 40,8 80,6 120,4 167,2 209,0
89 30,1 60,3 126,9 186,9 249,3 311,5
114 50,0 1С0,0 204,0 306,0 408,0 510,0
140 70,0 150,0 308,0 462,0 616,0 640,0
Давление создается на 20—25% ниже первоначального давления опрессов-
ки противовыбросового оборудования. При опрессовке с помощью манжет, спус-
каемых в скважину, опрессовка ведется по затрубному пространству, а трубное
оставляется открытым и без обратного клапана с целью предотвращения гидро-
разрыва пли других осложнений.
После снятия гидравлического давления и открытия плашек превентора сна-
чала плавно спускают пакер на 6—12 м, а затем его поднимают из скважины.
Для облегчения его подъема следует несколько раз провернуть бурильную свечу
вручную.
Длина манжеты пакера изменяется в зависимости от диаметра обсадной ко-
лонны и давления опрессовки и составляет 200—250 мм.
В ряде управлений буровых работ в скважину опускают бурильные трубы,
вес которых больше критической выталкивающей силы, с целью предотвращения
их выброса при начавшемся газонефтепроявлении (табл. 11.43).
На опрессовку противовыбросового оборудования на сверхглубоких сква-
жинах составляется план работы, где указывается рабочий агент, применяемый
для испытания: вода, сжатый воздух, инертный газ.
В Нефтекумском управлении буровых работ объединения Ставропольнефте-
газ построен цех по ремонту и опрессовке превенторов. Цех оснащен насосом
12Т, которым опрессовывают корпус превенторов на пробное давление 70 МПа.
В Ахтырском УБР сооружен цех по ремонту и опрессовке превенторов на
пробное давление 70 МПа. В цехе установлен плунжерный насос
ИПЕТРОМ-ЗРИ-20 (СРР). Закрытие превенторов проводится с пульта
ГУП100Бр-2; время опрессовки на пробное давление — 30 мин.
Испытание на герметичность превенторов и его обвязки проводится в при-
сутствии главного инженера, механика, инженера ио противовыбросовому обо-
рудованию и бурового мастера. Результаты испытания оформляются актом в пяти
экземплярах, один из которых хранится у бурового мастера вместе с техниче-
ским паспортом превентора.
При вскрытии пластов с аномально высокими пластовыми давлениями дав-
ление опрессовки выбирают согласно инструкции по опрессовке кондукторов и
промежуточных колонн.
Ниже приведены формы заполнения акта испытания на герметичность.
Акт испытания на герметичность опрессовкой водой
1. Время ОЗЦ спущенной колонны труб до испытания па герметич-
ность ... ч.
2. Диаметр спущенной колонны, марка стали, длина ... м. Наличие и ха-
рактер газопроявления перед испытанием на герметичность.
186
3. Перед испытанием колонна заполнена водой в интервале ствола от . . .
до ... м.
4. Подъем давления осуществляется закачкой воды в колонну через устье
при помощи цементировочного агрегата типа . . .
5. Давление на устье следовало поднять до ... . МПа.
Фактически поднято давление до ... . МПа.
Наблюдение за падением давления начато через .... мин после его
подъема.
6. Давление в начале наблюдения ... МПа.
Давление нс упало в течение . . . мин.
Давление падало . . . (указать темп).
7. Заключение о проведенном испытании устьевого оборудования на герме-
тичность ....
8. Дата проведения испытания...
Акт испытания на герметичность верхней части колонны
и устьевого оборудования опрессовкой
сжатым воздухом или газом
1. Время ОЗЦ в затрубном пространстве обсадной колонны до испыта-
ния ч.
2. Диаметр спущенной колонны, марка стали, длина . . . Наличие и харак-
тер газопроявления перед испытанием . . .
3. В колонну спущены трубы диаметром . . . мм до глубины . . . . м. Уро-
вень жидкости в кольцевом пространстве снижен до глубины ... и давление
воздухом, газом поднято до ... МПа.
4. Подкачкой жидкости в спущенные трубы давление воздуха, газа на устье
в кольцевом пространстве поднято до . . . МПа.
5. После подъема давления в течение..мин из заколонного простран-
ства не наблюдалось проявления газа и падения давления.
6. Заключение об испытании па герметичность сжатым воздухом.
7. Дата проведения испытания.
ТЕХНИЧЕСКИЕ УСЛОВИЯ НА СВАРКУ ПЕРЕХОДНЫХ КАТУШЕК
М3 ВЫСОКОУГЛЕРОДИСТЫХ И НИЗКОЛЕГИРОВАННЫХ СТАЛЕЙ
Укргазпром разработал следующие технические условия на сварку переход-
ных катушек и фланцев с целью использования деталей под давлением в ава-
рийных ситуациях.
1. Место наложения сварочного шва очистить от масла, грязи, заусенцев до
металлического блеска и в радиусе 50 мм предварительно подогреть пламенем
резака в течение 2—10 мин до температуры 280—330 °C, подогревать постоянно
в течение всей сварки и после каждого наваренного слоя. Контроль осущсствля
ется термокарандашом.
2. Электроды УОНИ17/45 или УОНИ18/55 предварительно покрыть эмалью
в патрубке, нагретом до f=330-*-400°C в течение 30 мин. Остывание спокойное.
3. Электросварку проводить с постоянным током обратной полярности (-]-
на электроде). Режим сварочного тока для 3-мм электродов 80—100 А; для
4-мм — 120—140 А.
187
4. Провар корня шва (первые 2—3 слоя) осуществлять 3-мм электродами,,
последний слой до заполнения канавки — 4-мм электродами.
5. Сварку проводить в помещении.
6. Кольцевые швы накладывать ступенчатым способом.
7. Сварочный шов после каждого слоя очищать от шлака и прокаливать,
8. После окончания сварки шов утяжелять (засыпать песком, укрыть кош-
мой) п оставить остывать в течение 12 ч.
9. Опрессовку сварочного шва проводить водой при р=73 МПа в течение
15 мин. Потение, течь, падение давления не допускаются.
Втулку предохранительную ввернуть в переходную катушку сразу после
сварки или в холодном состоянии на смазке УС-1 с Л1кр=5000 Н-м. Натяг при
свинчивании вручную 6—10 мм с креплением до упора перед сваркой.
ТЕХНИЧЕСКИЕ УСЛОВИЯ НА ИЗГОТОВЛЕНИЕ ПЕРЕХОДНЫХ КАТУШЕК
1. Механические свойства и качество литья должны соответствовать
ГОСТ 977—75.
2. Припуски на механическую обработку, допуски на размеры и масса отлив-
ки должны соответствовать 3-му классу.
3. Линейные радиусы принимать R20.
4. Исправление дефектов литья согласно заводской инструкции, литье дро-
беструить.
5. HRC195 —217; от^=300 МПа; ов^530 МПа.
6. Угловые размеры, указанные без предельных отклонений, выполнять по
9-й степени точности.
7. Опрессовывать водой, начальное давление опрессовки 15 МПа, повышать
давление с интервалами 5 МПа; конечное давление 70 МПа выдерживается в те-
чение 15 мин.
ТЕХНИЧЕСКИЕ УСЛОВИЯ НА УСТЬЕВОЕ ОБОРУДОВАНИЕ,
ВЫКИДНЫЕ ЛИНИИ, ФУНДАМЕНТЫ ОПОР И ДРУГИЕ УЗЛЫ
1. Верхние трубы промежуточной колонны труб (20—30 м) комплектуются
из обсадных труб с максимальной толщиной стенок 20—32 мм, предварительно
опрессованных на максимально допустимое давление.
2. Колонный фланец соединяется с промежуточной колонной труб на резь-
бе, уплотняется смазкой УС-1 или герметизирующим сварным швом у торца ко-
лонны изнутри.
3. Диаметры трубопроводов должны соответствовать диаметру отводов на
крестовине.
4. Соединения труб с фланцами выполняются в соответствии с требования-
ми ОСТов 26-16-1609—79; 26-16-1610—79; 26-16-1611—79.
5. Выкидные линии после штуцеров собирают секциями из бурильных труб
и соединяют на стандартных фланцах или собирают из насосно-компрессорных
труб (НКТ). Концы бурильных труб нарезают по ГОСТ 632—80, а трубы из
НКТ соединяют на фланцах и муфтах (на линии сброса).
6. Концы отводов должны оканчиваться скосом, козырек которого должен
находиться сверху. Расстояние от конца скоса до стойки должно быть не более
1 м. Гаситель струи изготовляется из обсадных труб диаметром не менее 273 мм
для схем 1, 2 и не менее 377 мм для схем 3, 4 (ГОСТы 13862—75 и 13862—80) и
188
оборудуется сливным патрубком диаметром 219 мм. Гаситель струи устанавли-
вают у желоба и крепят к забетонированным стойкам.
7. Повороты выкидных линий разрешается выполнять с применением трой-
ников или кованых массивных уголков на резьбе, опрессованных на рабочее-
давление превентора.
8. Штуцерные камеры устанавливают горизонтально. Буровая должна быть-
обеспечена тремя комплектами штуцеров по 6 в каждом (диаметры штуцеров-
6,3; 9,0; 12,7; 17,9; 25,3 и 35,8 мм) и накидными ключами для вскрытия шту-
церных камер.
9. Под батареями задвижек должна быть бетонная или деревянная площад-
ка размером 3X1,5 м, имеющая доступ со всех сторон. В местах перехода через:
выкидные линии должны быть установлены дощатые трапы.
10. Бетонные фундаменты под выкидные линии на сбросовых концах долж-
ны иметь размеры 1X1X1 м.
11. Участок вокруг устья скважины в радиусе 1,5 м должен быть расчищен'
с малым уклоном от устья и зацементирован. Должен быть обеспечен свобод-
ный подход к нему не менее чем с двух сторон.
12. Циркуляционный желоб в месте соединения сброса выкидной линии пре-
вентора облицовывается материалом, не дающим искр при ударах.
13. На рабочих схемах обвязки устья указываются все размеры: диаметры
проходных отверстий, уплотнительных колец, фланцев, число отверстий и меж-
центровые расстояния.
14. Отступления от технических условий допускаются с разрешения объеди
нения при согласовании с Госгортехнадзором и военизированным отрядом.
Пр и м е ч а н и е. Допускается в отдельных случаях монтаж противовыбро-
сового оборудования на нефтяных скважинах с поворотом линии глушения пос
ле штуцерных камер.
15. Ответственными за устанавливаемое на устье противовыбросовое обору-
дование являются главный инженер — за соответствие монтируемой схемы гео-
логическим условиям, главный механик — за качество монтажа схемы, начальник
буровой (буровой мастер) — за правильную эксплуатацию.
ПРОВЕРКА ПРОТИВОВЫБРОСОВОГО ОБОРУДОВАНИЯ
В ПРОЦЕССЕ БУРЕНИЯ
1. При нормальном процессе бурения противовыбросовое оборудование-
должно быть в следующем состоянии:
а) в летнее время на всех выкидных линиях установлены отсекатели»
а в зимнее время — выкидные линии продуваются сжатым воздухом;
б) устьевые, аварийные, рабочие задвижки открыты;
в) задвижки на отводе в отбойную камеру дегазации и для подсоединения;
агрегатов закрыты;
г) штуцерные камеры на струнах — без штуцеров;
д) штуцерная камера на отводе в отбойную камеру-дегазатор — со штуце-
ром диаметром 15 мм.
2. Все проходные отверстия превенторов открыты полностью.
3. Все наружные подвижные элементы превенторов смазываются один раз;
в две недели с одновременным осмотром всех фланцевых и резьбовых соедине-
ний, проверяются задвижки и другие элементы обвязки.
189
4. Проверка исправности превенторов при личном участии бурового мастера
(проводится один раз в неделю, и результаты проверки записываются в журнал
осмотра оборудования.
5. , .Все бурильщики и помощники бурильщиков 4-го разряда инструктируют-
ся о приемах работы по проверке превенторов на закрытие и открытие.
6. Превентор необходимо закрывать при оставлении скважины без промыв-
ши на длительное время, дегазации раствора через дегазаторы и в случае по-
явления интенсивного самоизлива или проявления.
7. Очередность закрытия превентора:
а) при интенсивном переливе бурового раствора и выбросах, переходящих
«в фонтанирование, резком снижении плотности раствора или слабом его перели-
ве закрывают верхний плашечный превентор, а нижний оставляют резервным;
б) при наличии универсального гидравлического превентора, в случае если
бурильный инструмент находится в открытом стволе скважины, закрывают ПУГ,
а плашечные превенторы оставляют резервными;
в) если в процессе расхаживания инструмента появились пропуски в рези-
(Новом элементе ПУГа, то закрывают плашечный превентор;
г) при длительных остановках закрывают верхний плашечный превентор,
•а ПУГ и нижний плашечный превентор являются резервными.
Согласно работе [28], при закрытии устья скважины превенторной установ-
кой могут быть два случая:
при самоизливе, интенсивном переливе промывочной жидкости, выбросах —
вначале закрывают ПУГ, а затем нижний превентор; если в обвязке отсутствует
гидравлический превентор, то вначале закрывают нижний, а верхний и плашеч-
;ный являются резервными;
при слабом переливе, появлении газовых пузырьков и снижении плотности
•промывочной жидкости закрывают верхний превентор, а нижний оставляют ре-
зервным.
8. Закрывать превентор необходимо с соблюдением следующих условий:
а) для надежного закрытия превентора подвешенный на талях инструмент
центрируют;
б) против плашек превентора должна находиться гладкая бурильная труба,
-соответствующая размеру плашек;
в) зажатый превентором инструмент соединяют с манифольдом буровых на-
сосов ведущей трубой с обратным клапаном или промывочной головкой;
г) при закрытом превенторе, если давление в скважине возрастает выше
давления опрессовки обсадной колонны, скважину переводят на периодическую
разрядку через выкидную линию крестовины.
9. При длительных остановках работы, связанные с заменой талевого кана-
та, сменой тормозных колодок, проводят при нахождении бурильных труб в сква-
жине на глубине, достаточной для создания противодавления па пласт. На бу-
рильные трубы навинчивают обратный клапан.
10. Буровая бригада должна быть обучена методам работы со штуцерами,
уметь их регулировать при различных ситуациях:
открыть штуцер — увеличить диаметр его для снижения внутреннего давле-
ния в обсадной колонне;
закрыть штуцер — уменьшить диаметр его для создания противодавления
<на пласт;
увеличить или уменьшить подачу буровых насосов;
'190
остановить насосы;
открыть задвижки и закрыть превентор.
Нарушением проверки противовыбросового оборудования и правил рабог
считаются:
закрытие превенторов при закрытых задвижках на выкидных линиях;
несоответствие диаметра плашек превентора диаметру бурильных труб;
попытка вращать бурильную колонну при закрытом универсальном превен*
торе или быстрое расхаживание инструмента при закрытых трубных плашках,,
в результате — срыв резины плашек;
установление на вращающемся превенторе универсального превентора;
несоответствие дегазационной установки количеству выделяемого газа из;
раствора — недостаточная дегазация;
отсутствие долива скважины раствором во время подъема инструмента и
поглощения скважины.
ПРОВЕРКА ЗАКРЫТИЯ И ОТКРЫТИЯ ПРЕВЕНТОРОВ
Закрытие и открытие превенторов проверяются еженедельно. Порядок про-
верки следующий.
1. Бурильщик приподнимает инструмент и два помощника вручную отсоеди-
няют трубу для установления аварийной трубы с обратным клапаном и шаро-
вым краном. При этом после соединения ведущей трубы замок первой трубы
должен находиться выше стола ротора па 0,4—0,5 м для возможной установки
элеватора.
2. Первый помощник бурильщика открывает первые задвижки па выкидной-
линии и проверяет задвижку перед дегазатором.
3. Бурильщик дает прерывистый сигнал о закрытии превентора, затем за-
крывает второй превентор с трубными плашками при помощи гидропривода от
вспомогательного пульта управления, а помощники бурильщика докрепляют
плашки с помощью штурвалов. Первый помощник считает число оборотов штур-
валов и проверяет схождение отметок па щите и штурвалах — до полного за-
крытия превентора. Бурильщик в этот момент находится у вспомогательного
пульта управления превентором п пульта лебедки. Второй помощник бурильщи-
ка вместе с первым закрывает задвижки, установленные после первого мано-
метра.
4. Первый и второй помощники бурильщика наблюдают за ростом давления-
на устье по манометрам на выкидных линиях и отводах колонной головки.
5. При необходимости бурильщик открывает задвижку с гидроприводом на
линии дросселирования, закрывает универсальный превентор и задвижки на вы-
кидной линии.
6. Если необходимо проверить герметичность резинового мапжета, то пус-
кают насос и повышают давление до 2 МПа. Помощник бурильщика осматри-
вает превенторы, фланцевые соединения и задвижки.
7. Данные еженедельной проверки бурильщик заносит в журнал проверки-
состояния бурового оборудования.
МОНТАЖ БУРОВОГО ОБОРУДОВАНИЯ НА НЕФТЯНЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЯХ,
СОДЕРЖАЩИХ СЕРОВОДОРОД
Строительству буровых зданий, привышечных сооружений и отстойников*
уделяется особое внимание при вскрытии пласта, содержащего сероводород.
191'
Рис. 11.52. Схема расположения оборудования буровой установки Уралмаш
ЗД-70 (а) и обвязки циркуляционной системы (б) в Астраханской нефтеразве-
дочной экспедиции:
а- 1 — ноги вышки, 2 — стояк манифольда, 3 — дизельный блок МК, * — подсвечник, 5 —
ротор, 6 — ключ АКБ-ЗМ, 7 — желоб, 8 — лебедка, 9 — вибросито, 10 — дегазатор, 11 — ОЦС,
12 — емкости для химических реагентов, 13 — блок приготовления глинистого раствора и
химических реагентов. И —блок подачи воды, 15 — блок ГСМ, 16 — насос У8-6МА1, 17 —
блок силового агрегата, 18 — насосный блок; 6: 1 — разъемный короб, 2 — желоб закрытый
трубный диаметром 426 мм, 3 — емкость предварительной очистки и дегазации. 4 — задвиж-
ки чугунные диаметрами 200 и 250 мм, 5 — желоб закрытый трубный диаметром 426 мм,
6 — желоб открытый для слива раствора и шлама после очистки на виброситах, 7 — дега-
затор ДВС-2, 8 — емкость квадратная закрытая, 9 — трап, 10 — вибросито, II — выкид от
дегазаторов, 12 — отвод с задвижкой, 13 — трубопровод от трапа, 14 — вентилятор, 15 — ли-
ния отвода сероводорода, 16 — шарнирный патрубок, 17 — фильтр, 18 — стояк факела, 19 —
закрытая емкость для известкового раствора
Схема расположения бурового оборудования на Астраханском газоконденсатном
месторождении значительно отличается от таковой при бурении скважин на при-
родный углеводородный газ. Циркуляционная система выполняется из обсадных
труб. Насосная группа располагается на расстоянии 25—30 м от лебедочного
блока.
Нефтеразведочной экспедицией глубокого бурения ПГО «Оренбурггеология»
разработан план расположения оборудования и подхода к устью скважины со
стороны тыльной части буровой лебедки. Поверхность пола под буровой выпол-
няется с большим наклоном. Длина участка уклона 7,75 м от привышечного
основания до устья скважины; высота уклона составляет 1,5 м. На устье сква-
жины устанавливается защитный зонт от перелива раствора в шахту. Если уста-
новлено наличие сероводорода на месторождении, то изменяется схема располо-
жения оборудования и обвязки циркуляционной системы буровой установки
Уралмаш ЗД-67, особенно при вскрытии подсолевых отложений (рис. 11.52).
При этом машинное отделение располагается на расстоянии не менее 50 м
от бурового здания. Лебедка н насосная группа выполняются с автономными
13—3037 193
приводами. За очистительной системой бурового раствора выкапывается земля-
ной амбар, к которому сооружается сток из-под основания буровой и насосной
групп. На буровой устанавливаются: отстойник циркуляционной системы (ОЦС),
дроссельно-запорное устройство, линия для разбивки глинистого раствора в от-
стойнике, агрегат для приготовления раствора, гидро- и глиномешалки. Преду-
смотрено место для хранения химических реагентов для обработки растворов и
отдельно для реагента Т-66, служащего для нейтрализации сероводорода.
На скважинах Ширяевской площади буровой раствор из скважины посту-
пал на газоохладитсль, на котором устанавливался вентилятор для отсоса серо-
водорода из газоотделители и продувки его на факел.
В процессе разбуривания Тенгизской площади на буровых монтировалась
желобная система закрытого типа и буровой раствор направлялся в ДВС, минуя
очистительную систему. На ДВС устанавливался вентилятор, который отсасывал
сероводород и продувал его через трубопровод на факельный стояк, где сжи-
гался на высоте Юм.
Циркуляционный желоб, смонтированный параллельно очистительной систе-
ме, был выполнен закрытым.
При отсутствии сероводорода буровой раствор направлялся через очисти-
тельную систему и гидроциклонную установку в приемные отстойники буровых
насосов.
На буровых устанавливался стационарный газоанализатор на сероводород.
Датчики газоанализатора были смонтированы в наиболее опасных и безветрен-
ных местах, где мог скопляться сероводород: над очистительной системой раст-
вора, в буровой, в машинном здании, под полом буровой и над приемным
отстойником насосной группы.
В буровом здании щиты были выполнены из прорезиненной ткани и легко
поднимались вверх для проветривания здания.
Выбор типа вентилятора зависит от количества продуваемого воздуха или
газов. Для отсасывания сероводорода в основном используются вентиляторы
БМП-4, СВМ-4, СВМБ и др. (табл. 11.44).
Т а б л и ц а 11.44
Техническая характеристика вентиляторов СВМ
Показатели СВМ-4 СВМ-5
1 2 1 1 2
Подача, м’/мин 70—110 100-140 140—200 190—240
Давление в рабочей зо- 850-400 1700—800 1300—600 2600—1000
не, Па
Диаметр рабочего коле- 4С0 400 508 508
са, мм
Число ступеней 1 2 1 2950 2
Частота вращения, об/мин 2880 2880 2950
Мощность двигателя, кВт 2,2 4,4 6,5 13,0
Максимальный к. п. д. 0,7 0,7 0,7 0,7
Габариты, мм: 842 535
длина 430 1042
ширина 560 560 655 655
высота 570 570 660 660
Масса, кг 88 176 175 350
194
Таблица 11.45
Характеристика вентиляторов
Показатели Тип вентилятора
,Проходка-500-2М" .Проходка-600" СВМ-6
Статический к. п.д установки 0,72—0,5 0,76—0,5 0,70—0,5
Напряжение сети, В 380 380 380/660
Габариты, мм:
длина 873 1090 630
ширина 710 730 760
высота 695 730 720
Масса, кг 265 470 265
В горных работах широко используются вентиляторы типа «Проходка».
В табл. 11.45 приведена сравнительная характеристика вентиляторов типа «Про-
ходка» и СВМ.
Вентилятор «Проходка-500-2М». Осевой двухступенчатый высоконапорный
вентилятор «Проходка-500-2М» состоит из цилиндрического корпуса, в котором
установлен взрывобезопасный электродвигатель. На обоих концах вала ротора
двигателя установлено по одному рабочему колесу вентилятора с 12 лопатками.
Вал двигателя вращается в подшипниках качения. Со стороны всасывания рас-
положены обтекатель и защищая сетка. Вентилятор имеет коллектор, а также
сепаратор для выравнивания характеристик давления.
Вентиляторы СВМ-5 и СВМ-6. Корпус вентиляторов сварной. Он состоит из
наружного цилиндра и внутренней обечайки. Рабочие колеса с 10 лопатками
изготовляются из алюминиевого сплава. Двигатели во взрывобезопасном испол-
нении.
Вентиляторы СВМ-5 и СВМ-6 совершенствуются: в большинстве из них дви-
гп гели устанавливаются за рабочим колесом, кроме того, введен передний обте-
катель
На буровых наиболее удобно использовать вентилятор ВМП-4 (табл. 11.46).
Во ВНИ11ТБ разработан вентиляционный агрегат ВГ1М для отсасывания и
выброса в сторону от устья скважины сероводородсодержащих газов из затруб-
ного пространства при капитальном и текущем ремонтах скважин.
Таблица J1.46
Техническая характеристика вентилятора ВМП-4
Параметры Ре-кии
усиленный нормальный
Номинальный диаметр выходного патрубка, мм Подача, м’/мин Полное давление, МПа Полный к. п. д. вентиляторного агрегата (адиабатический), не менее Расход сжатого воздуха, м’/мин Масса, кг 20 0,25 5 50 40 85 14 0,22 4 60
13'
195
Агрегат оснащен центробежным вентилятором Ц14-46 во взрывобезопасном
исполнении, находящимся на одном валу со взрывозащищенным электродвига-
телем ВАО-31-2. Вентиляционный агрегат установлен на шасси одноосного авто-
мобильного прицела грузоподъемностью 1 т. В агрегате предусмотрены всасы-
вающая и выкидная линии и дистанционный пульт управления, устанавливаемый
на расстоянии 25 м от устья скважины. Во время работы вентилятора отсасы-
ваемый загазованный воздух выбрасывается на высоту 5 м и по горизонтали на
расстояние 12 м от устья скважины. Подача агрегата по воздуху 500 м3/ч.
ОБРАТНЫЕ КЛАПАНЫ БУРИЛЬНЫХ ТРУБ
Согласно пункту 3.6.9 Правил безопасности в нефтедобывающей промышлен-
ности, каждая буровая установка должна быть обеспечена опрессованным обрат-
ным клапаном, соответствующим типоразмеру бурильного инструмента. В случае
применения колонны бурильных труб различных диаметров необходимо иметь
обратный клапан с переходником под верхнюю колонну труб.
При отсутствии обратного клапана в бурильной колонне перед закрытием
превентора необходимо в верхнюю замковую муфту установить запасной (ава-
рийный) обратный клапан.
Обратный клапан для бурильных труб состоит из седла, дискового клапана,
направляющего штока и пружины. Собранный клапан вставляют в специально
проточенное гнездо; часто его устанавливают в аварийный переводник. В корпу-
се клапана, приваренного по окружности к переводнику, с помощью фланца и
шпилек устанавливают тарелку клапана.
Обратный клапан после проверки на герметичность керосином в механиче-
ской мастерской опрессовывают водой на давление, превышающее пластовое на
25%. Герметичность посадки тарелки клапана в седле достигается путем при-
тирки соприкасаемых деталей клапана. Остов клапана часто имеет наружную
нарезку для ввинчивания его вовнутрь муфты, установленной между стыками
замковых деталей. На буровой обратный клапан повторно опрессовывают. Для
этого его устанавливают в стыке двух патрубков или труб, соединенных одним
концом с цементировочным агрегатом, а другим с показывающим манометром.
Воду закачивают с обратной стороны тарелки клапана. Повышение давления на
другом конце, где установлен манометр, свидетельствует о негерметичности кла-
пана и его непригодности.
При использовании стандартных клапанов в процессе заполнения колонны
через 200—300 м спуск приостанавливают для долива в скважину раствора
сверху через вертлюг. Создаются неудобства для буровой вахты от вынужден-
ных остановок.
В военизированной части Укрпромрайона по предупреждению и ликвидации
открытых газовых и нефтяных фонтанов разработан обратный клапан для бу-
рильных труб. Он предназначен для предупреждения выброса жидкости или газа
из скважины в процессе спуска и подъема бурильных труб и при прекращении
промывки скважины во время бурения.
Клапан состоит из корпуса, во внутренней полости которого предусмотрена
увеличенная камера для направления потока жидкости.' В корпусе установлена
специальная обойма с продольными пазами, в которой размещены гнезда, шар
и седло. Обойма упругими лепестками в верхней части образует замок для за-
хвата седла. В средней части имеется гнездо, а в нижней — пружинный замок
196
с буртом для удержания обоймы при закрытом положении клапана. Капроновый
шар (плотность материала 1,14 г/см*) устанавливается между гнездом и седлом.
В процессе прямой циркуляции капроновый шар опускается на седло, про-
пуская поток раствора жидкости через камеру. При прекращении циркуляции
шар всплывает, перекрывая сечение бурильных труб. Клапан работоспособен при
бурении скважин е буровыми растворами плотностью более 1,14 г/см3. В усло-
виях Укрнефти работоспособность клапана составляла 300—'500 ч.
Монтаж и демонтаж клапана проводятся без применения сварки. Отсутствие
резьбовых соединений упрощает замену отдельных деталей по мере их износа.
Техническая характеристика клапана
Рабочее давление, МПа.............................30
Диаметр, мм:
наружный....................................120
проходного сечения .......................... 40
Габаритные размеры, мм:
диаметр.....................................190
высота .................................... 490
Масса, кг..........................................43
Управляемый обратный клапан 2БК5 предназначен для закрытия канала
бурильных труб при ликвидации проявления и открытых фонтанов. Клапан уста-
навливается в нижней части колонны бурильных труб непосредственно над до-
лотом.
Принцип работы управляемого бурильного клапана заключается в его пере-
ключении при различной подаче бурового насоса: клапан должен пропускать
твердые тела определенного размера; шток должен перемещаться в крайнее
нижнее положение, в зависимости от проходного сечения и подачи насоса.
В СевкавНИПИнефтп проходное отверстие в клапане для труб диаметром
140 мм уменьшено до 108 мм и форма тарелки клапана переделана из конусной
в плоскую. Кроме того, для повышения парусности подвижных частей к штоку
прикреплены металлические и резиновые шайбы.
Заполнение бурильных труб промывочной жидкостью и обратная циркуля-
ция осуществляются за счет переключения клапана импульсом потока самой
жидкости. Проверка герметичного перекрытия капала клапана осуществляется
посредством спуска колонны бурильных труб с закрытием клапана до глубины,
|де гидростатический столб промывочной жидкости создаст давление 30 МПа.
I (ереключеппе клапана производится из состояния «закрыто» в состояние
«открыто» путем создания гидравлического толчка прямой промывки в течение
20 30 с. Для контроля состояния клапана после его открытия ставят колонну
бурильных труб на ротор и останавливают насосы, отвинчивают ведущую трубу
на 2—3 оборота. Обратный перелив через инструмент свидетельствует об откры-
том канале, а отсутствие перелива — о закрытом канале. Ресурс регулируемого
клапана 150 ч.
Регулируемый клапан позволяет допускать бурильную колонну до забоя
с автоматическим заполнением ее промывочной жидкостью, выполнять обратную
промывку, переводить проходное сечение бурильных труб из открытого положе-
ния в закрытое путем изменения импульса промывочной жидкости.
Фирмой «Бейкер Ойл Тулз» разработан предохранительный клапан для
использования с НКТ с наружным диаметром 89 мм. Конструкция клапана
включает специальную гидравлическую систему для уравновешивания давлений
197
ниже и выше клапана. Он применяется при цементировании скважин под дав-
лением. Кроме того, разработаны подвесные пакеры с обратным клапаном.
ЗАМЕРНЫЕ ТРАПЫ
Внутри трапа жидкость отделяется от газа вследствие попадания газожид-
костной смеси из сосуда (трубы) малого объема в сосуд (трап) большого
объема при изменении гидростатического давления. Газ, как более легкий про-
дукт, поднимается в верхнюю часть трапа, а нефть спускается в его нижнюю
часть.
Различают трапы высокого (более 3,0 МПа), среднего (0,5—3,0 МПа) и низ-
кого (менее 0,5 МПа) давления. Газожидкостная смесь по манифольду и через
100-мм ввод поступает в трап по касательной. Струя смеси направляется на
отражатели (козырьки), и выделившийся газ, обходя отбойники, уходит в тру-
бопровод. На отводе устанавливается предохранительный клапан, а на газоотво-
де — регулятор, при помощи которого в трапе поддерживается требуемое дав-
ление.
В корпусе предусмотрен люк для чистки трапа и отвод с задвижкой — для
спуска песка и грязи. Трап устанавливается на металлическом блоке или цемент-
ном фундаменте. Змеевик служит для подогрева жидкости в трапе в зимнее
время.
Трап, устанавливаемый на линии исследования, должен иметь паспорт и ре-
гистрационный номер. В паспорте должно быть приведено удостоверение о ка-
честве изготовления сосуда и его характеристика.
Часть сосуда........................ Корпус
Вместимость сосуда, л.................. 8800
Избыточное давление, МПа . . . 6,4
Температура, °C......................... <30
Рабочая среда .................. Газонефтяная смесь
В удостоверении должен быть указан завод-изготовитель и соответствую-
щий орган Госгортехнадзора, выдавший разрешение на изготовление.
В паспорте должны быть приведены параметры сосуда, диаметр проходного
сечения, условное давление, материал, из которого он изготовлен, и место уста-
новки.
Трапы более простой конструкции изготовляются на заводе «Красный мо-
лот» (г. Грозный). В паспорте указываются: пробное гидравлическое давление
корпуса, трубной части и рубашки, а также параметры и среда, в которых раз-
решается эксплуатация сосуда.
При использовании трапа на скважинах газоконденсатных месторождений
завод-изготовитель должен подвергнуть сосуд пневматическому испытанию на
герметичность.
В управлении буровых работ копия паспорта прилагается к папке «Проти-
вовыбросовое оборудование скважины» и указывается лицо, ответственное за
безопасное действие сосуда. Производственные организации проводят освиде-
тельствование сосуда в установленные сроки на наружные и внутренние осмот-
ры, а также опрессовку на герметичность. Запись результатов освидетельствова-
ния проводится за подписями всех членов комиссии (табл. 11.47).
Если температура среды менее 200 °C, то опрессовку следует проводить на
пробное давление, указанное в табл. П.48.
198
Т а б л и ц а 11.47
Запись результатов освидетельствования
Дата освидетель- ствования Результаты освидетельствования Разрешенное давление, МПа Срок следующего освидетельство- вания
20/IV—80 г. 21/IV—80 г. Подписи: Комиссия в составе произвела внутренний и наружный осмотры трапа Дефектов не обнаружено Произвели опрессовку трапа на давление 6 МПа Трап признан годным к дальней- шей эксплуатации Инженер-механик УБР Начальник буровой Бригадир слесарей 5,0 20/IV—1983 г. 21/IV—1983 г.
Гидравлическое испытание сосудов, работающих под давлением при темпе-
ратуре стенок свыше 200 °C, следует проводить на пробное давление, определяе-
мое по формуле
Рпроб = 1.25 JM-Рраб, (П.48)
1 т'раб
где [От2о] — допускаемое напряжение по пределу текучести при /=20 °C, МПа;
[о , ] — допускаемое напряжение по пределу текучести при рабочей темпера-
‘раб
туре, МПа; р — рабочее давление, МПа.
При пробном гидравлическом давлении напряжение в стенках сосудов не
должно превышать 90% предела текучести материала, из которого изготовлен
сосуд.
Время выдержки сосуда под пробным давлением должно быть не ме-
нее, мин:
при толщине стенки < 50 мм......................10
. , „ 50—100 мм....................20
» „ > ЮО мм.....................30
литого и многослойного не зависимо от толщины
стенки..........................................60
Сосуды, па которые имеются специальные ГОСТы, следует испытывать на
дивлепня, указанные в них.
Т а б л и ц а 11.48
Сосуд Рабочее давление, МПа Пробное давление
Все сосуды, кроме литых То же Литые <0,5 >0,5 Независимо от давле- ния 1.5 Рраб, но не менее /?раб + 0,2 1,25/?, но не менее /?раб + 0,3 1,5/?, но не менее /?рад + 0,3
199
Для гидравлического испытания должна применяться вода.
В акт результатов освидетельствования заносятся данные о ремонтах и сва-
рочных работах, выполненных на сосуде. Исправленные участки сварных соеди-
нений, а также участки корпуса, на которых дефекты исправляли с помощью
сварки, должны контролироваться ультразвуком или просвечиванием во всех
случаях, когда материалы и конструкция изделия позволяют осуществить ука-
занный контроль.
Пружинные предохранительные клапаны. Специальные пружинные предохра-
нительные клапаны предназначены для быстрого сброса среды из трапа или
емкости в случае превышения установленного давления и применяются:
для жидких и газообразных неагрессивных сред при температуре до 450 °C,
материал корпуса и крышки — сталь марок 20Л—24Л;
слабоагрессивных сред при температуре до 550 °C, материал корпуса и
крышки — сталь марки Х5МЛ;
для агрессивных сред при температурё до 600 °C, материал корпуса и крыш-
ки— сталь марки 1Х18Н9ТЛ.
Рабочие давления среды для стали 1Х18Н9ТЛ при температуре выше 450 °C
приведены в табл. 11.49.
В процессе эксплуатации трапов, емкостей и трубопроводов отмечаются
следующие неполадки в работе клапанов:
а) загрязнение уплотнительных поверхностен, которое устраняется продув-
кой и повышением давления в магистрали;
б) повреждение уплотнительных поверхностей в результате абразивного
износа;
в) потеря соосности деталей клапана от чрезмерной нагрузки и снижения
давления против установленного;
г) некачественная сборка после ремонта.
Нередко отмечается пульсация клапана в результате поступления абразив-
ных частиц под уплотнительные поверхности клапана. Вследствие этого золот-
ник клапана быстро и часто закрывается и открывается, что является результа-
том чрезмерно большой пропускной способности клапана или малого сечения
подводящего к приему клапана патрубка аппарата.
Необходимо проверить диаметр подводящего патрубка: если он меньше до-
пускаемого, то следует заменить патрубок (диаметр отверстия патрубка должен
быть меньше входного диаметра клапана) или установить клапан меньшего диа-
метра.
Т а б л и ц а Н.49
Рабочие давления среды для стали марки 1Х18Н9ТЛ
Наибольшее рабочее давление (МПа) при температуре среды. *С
Условно давлени! МПа 455 470 485 500 510 525 535 545 550 560 570 575 580
1,6 1,2 1,1 1,05 1,0 0,95 0,9 0,85 0,8 0,75 0,7 0,67 0,64 0,6
4,0 3,0 2,8 2,6 2,5 2,4 2,2 2,1 2,0 1,9 1,8 1,7 1,6 1,5
6,4 4,8 4,5 4,2 4,0 3,8 3,6 3,4 3,2 3,0 2,8 2,6 2,5 2,4
10,0 7,5 7,1 6,7 6,4 6,0 5,6 5,3 5,0 4,8 4,5 4,2 4,0 3,8
16,0 11,8 11,2 10,6 10,0 9,5 9,0 8,5 8,0 7,5 7,1 6,7 6,4 6,0
200
Таблица 11.50
Технический паспорт
Изделие Тип £>, мм ру, МПа
Специальный пружинный предохранитель- ный клапан СППК-4 80 6,4
Дата выпуска
Марка корпуса 20Л-25Л Заводской № 100074
№ пружины, установленной в клапане По спецификации 139
Порядковый 2710а
Параметры пру- жины Диаметр прутка, мм Наружный диаметр, мм Высота, мм Число рабо- чих витков Диапазон регулировки давления, МПа
14 82 155—172 6 5,0—6.4
Клапан отрегулирован на рабочее давление 5,0 МПа
Комплектность поставки Клапан в собранном виде
Клапаны хранятся в закрытом помещении в упакованном виде в вертикаль
ном положении, а бывшие в эксплуатации и временно снятые с установки содер-
жатся в сухом прохладном помещении. Приемные и выкидные фланцы закры-
ваются деревянными заглушками во избежание загрязнения.
Загрязнения в аппарате, соединительных трубопроводах и приемном патруб-
ке при установке клапана удаляются при монтаже. Между приваленными пло-
скостями фланцев клапана, аппарата и выхлопной трубы устанавливаются про-
кладки.
Шпильки приемных и выхлопных фланцев при монтаже затягиваются равно-
мерно, чтобы избежать возникновения дополнительных напряжений в корпусе
клапана, нарушений соосности деталей и, следовательно, нарушений нормальной
работы клапана.
Чтобы предохранить корпус клапана от деформации, а детали от перекосов
конструкция крепления выхлопной трубы не должна создавать дополнительных
механических нагрузок.
Данные технического паспорта приведены в табл. 11.50. Клапан регулирует-
ся на установочное давление. Герметичность затвора проверяется воздухом
под давлением, равным 0,95 установочного давления.
На установку и опрессовку предохранительного клапана составляется акт со
следующей формой записи: предохранительный клапан № 088 типа СППК-4
с пружиной установлен на буровой, отремонтирован, опрессован и отрегулиро-
ван на установочное давление 5,0 МПа. После регулировки клапан опломби-
рован.
Приборы для измерения дебита скважины. Для точных измерений дебита
скважины применяются барабанные газовые счетчики с жидкостным заполните-
лем типа ГСБ (табл. 11.51).
201
Таблица 11.51
Характеристика счетчиков типа ГСБ
Показатели 1 ГСБ-400 1 ГСБ-160
Расход, л/ч:
номинальный 400 160
минимальный 20 8
максимальный 600 240
Объем измерительного пространства, дм’ 5 2
Порог чувствительности, л/ч 4 1,6
Рабочее давление, МПа 0,06
Погрешность показаний в пределах измерения, % 1
Температура газа, °C 1Г —25
Наименьшая цена деления шкалы 0,02 0,01
Потеря напора при номинальном расходе, Па 0,008 0,008
Габаритные размеры, мм:
диаметр 275 192
высота 370 285
ширина 315 260
Масса, кг 7 4,3
При большом давлении газа и расходе устанавливаются диафрагмы вместе
с дифференциальным манометром-расходомером. Дебиты измеряются с помощью
устанавливаемой и отводной линии диафрагмы, создающей местное сужение по-
тока. Средняя скорость потока в суженном сечении диафрагмы повышается и
в результате статическое давление в данном сечении становится меньше стати-
ческого давления перед диафрагмой. Перепад давления возрастает с увеличе-
нием расхода газа и служит мерой расхода.
Перепад давления определяется регистрирующими манометрами среднего и
высокого давлений: ДПМ и ДП — жидкостные и с ртутным заполнением, ДСС —
сильфонные.
Вместе с самопишущими дифманометрами (расходомерами) выпускаются
диафрагмы типа ДКН-10, ДКН-25, ДКН-100 —камерные нормальные, ДДН-2,5,
ДДН-6, ДДН-10, ДДН-16 — дисковые нормальные.
Выпускаются дифманометры поплавковые с жидкостным заполнением типа
ДПМ следующих разновидностей: ДПМ-710, ДПМ-710Р, ДПМ-710ч, ДПМ-700чР.
Дифманометры поплавковые ртутные типа ДП выпускаются под шифрами:
ДП-710, ДП-710Р, ДП-710Ч, ДП-710чР, ДП-712Р.
Верхние пределы измерений расходомеров выбираются из ряда Д=а10",
где а — одно из чисел (1,0, 1,25, 1,6, 2, 2,5, 3,2, 4, 5, 6,3, 8); п — целое (поло-
жительное или отрицательное) число или 0. Дифманометры сильфонные типа
ДОС бывают следующих разновидностей: ДСС-710Н, ДСС-710Нч или ДСС-710Вч,
ДСС-734Н, ДСС-734НЧ или ДСС-734Вч, ДСС-732В или ДСС-732В.
Использование прибора диафрагменного типа и выбор способа измерения
дебита газа дают возможность определить: направление потока (в атмосферу или
в трубопровод) при различных режимах, давление газа в точке замера, количе-
ство газа, диаметр трубопровода в точке замера.
202
Дебит газа (суточный) рассчитывают по формуле (по методу сужения)
Q = 62,67® М/2 VpH/tfTz, (П.49)
где а — исходный коэффициент расхода, зависящий от отношения диаметра диа-
фрагмы к диаметру трубопровода; е — поправочный коэффициент на расшире-
ние струи газа в зависимости от отношения H/pi и dt/D* (D — диаметр трубо-
провода), определяется по диаграмме; ki -- поправочный коэффициент на теп-
ловое расширение диафрагмы (может быть принят равным единице); — сум-
марная поправка на недостаточную остроту входной кромки и шероховатость
трубопровода (определяется по соответствующим таблицам); d — диаметр диа-
фрагмы, см; р—абсолютное статическое давление, Па; Н — перепад давления
(до диафрагмы и после нее), Па, Н=Р\—Р2 (₽ь Р2 — абсолютные давления
в трубопроводе до диафрагмы и после нее); р — относительная плотность газа
(по воздуху); г — коэффициент сжимаемости газа при давлении рь Т — абсо-
лютная температура газа в трубопроводе, К.
В практике испытаний газовых скважин на Ставрополье, в Чечено-Ингуше-
тии, Краснодарском крае и в других районах наибольшее распространение полу-
чил замер газа при помощи прувера — диафрагменного измерителя критического
течения.
Дебит газа, приведенный к стандартным условиям, определяют по формуле
Q=c.p/V\Tz, (11.50)
где с — коэффициент, зависящий от диаметра отверстия диафрагмы, а также от
диаметра самого прибора; р — абсолютное давление газа перед диафрагмой,
МПа: р — относительная плотность газа; Т — температура газа перед диафраг-
мой, К; z — коэффициент сжимаемости газа при давлении р и температуре Т.
Кроме того, на устье действующих нефтяных и газовых скважин для изме-
рения, записи и исследования устьевого давления используются регистрирующие
манометры двух типов.
Регистрирующие манометры различаются по механизму привода диафрагмы.
В манометрах типа МГ-410 и МГ-430 диафрагма приводится во вращение часо-
вым механизмом, а в манометрах типа МГ-610 и МГ-630 — синхронным элек-
тродвигателем СД-60.
Регистрирующие устьевые манометры имеют следующие пределы измерения:
0 0,6; 0—1,6; 0—4; 0—10; 0—16 МПа. В приборе основным элементом является
манометрическая трубчатая пружина — гелике. Нижний конец трубчатой пру-
жины является неподвижным и соединяется капилляром со штуцером, через ко-
торый передается давление рабочей среды в манометр. Подвижная ось геликса
подсоединяется к концу трубчатой пружины, и давление записывается на кар-
тограмме с равномерной шкалой делений.
На устье газовых скважин устанавливают образцовые регистрирующие ма-
нометры с более крупным масштабом времени.
Манометры. Согласно схемам 1—4 по ГОСТ 13862—75, выкидные линии
противовыбросового оборудования комплектуются тремя-пятью показывающими
манометрами. Их устанавливают между двумя фланцами или между задвижка-
ми на фланцевых катушках. Показывающее устройство состоит из трубки, раз-
делителя жидкости, вентиля высокого давления и манометра. Манометры уста-
навливаются перед штуцерными камерами; манометры разделяют две задвижки
па линии дросселирования и одна задвижка на линии глушения.
203
Т а б л и ц а 11.52
Параметры показывающих манометров
Тип Диаметр корпуса, мм Класс точности Верхний предел измерения избыточного давления, МПа
МТП ОБМГ, ГМОШ 250 160 1,5 1,6 1,5 1,0 0,1; 0,16; 0,25; 0,4; 0,6; 1,0; 1,6 2,5; 4; 6; 10; 16; 25; 40; 60 0,06; 0,1 0,16; 0,25; 0,4; 0,6; 1,0; 1,6; 2,5; 4; 6; 10; 16; 25; 40; 60; 100; 160
На манифольде используют показывающие однострелочные манометры
с одновитковой трубчатой пружиной, с круговым движением стрелки относитель-
но шкалы. Основные параметры применяемых манометров приведены
в табл. П.52.
На противовыбросовом оборудовании используют манометры с классами
точности 1,5; 1,6.
Обозначение показывающего манометра в корпусе диаметром 160 мм с верх-
ним пределом измерения 40 МПа класса точности 1,5: МТП-160-400X 1,5;
ОБМГн-Г60-400х1,5; манометры с верхним пределом измерения 60 МПа и клас-
са точности 1,6: ГМОШ-160-600x1,6.
На выкидных линиях при опрессовке часто используют лабораторные ма-
нометры классов точности 0,4; 0,6 и 1 с целью контроля технических маномет-
ров, предназначенных для замера давления жидкостей.
Верхние пределы измерения избыточного давления лабораторных мано-
метров типов МТП, ОБМГн, ГМОШ аналогичны. Пределы допускаемой по-
грешности манометров указаны в табл. П.53.
Пределы допускаемой погрешности должны быть выражены в соответствии
с ГОСТ 2405—80.
На выкидных линиях и обвязке колонных головок устанавливаются по-
веренные манометры со штампом Госповеригеля. В объединении Краснодарнеф-
тегаз усовершенствован узел разделителя, который устанавливается между кра-
ном высокого давления и манометром. Для этого на боковой стороне двухфлан-
цевого патрубка (катушке) манифольда нарезается сквозная резьба для навин-
чивания трубки с краном. Разделитель устанавливается в трубке после крана
Т а б ли ц а 11.53
Пределы допускаемой погрешности
манометров
Таблица 11.54
Допустимая погрешность
максимальных термометров
Тип манометра Класс точ- ности Пределы до- пускаемой погрешности, %
мл 0,4 +0,4
0,6 +0,6
1,0 +1,0
МТП 1,5 +1,5
ОБМГн 1.6 +1,6
FMOLLI 1,6 +1,6
Интервал из- мерения тем- пературы, °C Допустимая погрешность (%) при цене деления
1 0,5 0,25
—35-0 +1 + 1 +0,3
0—(-100 +1 + 1 +0,2
100—200 +1 + 1 +0,4
200—300 +3 +2 + 1,0
300—400 ±4 +3 + 1,0
204
высокого давления, поэтому трубку, кран и разделитель можно опрессовать
па герметичность на стенде в механической мастерской. Для удобства сборки
it разборки на трубке фрезеруются пазы для захвата ключом.
Во ЦНИИЧМ и ВНИИГазе разработаны мембранные коробки из сплава
40НКХТ10МД, предназначенные для обустройства скважины на месторожде-
ниях природного газа с повышенным содержанием сероводорода.
Коробки изготовляют из ленты (сплав 40НКХТ10МД) толщиной 0,15 мм;
штуцера и центры — из прутков того же сплава. Дисперсионно-твердеющий
сплав на никель-кобальтохромовой основе 40НКХТ10МД по своим механиче-
ским свойствам и коррозионной стойкости превосходит сплавы на железони-
келькобальтовой основе. Упругочувствительные элементы мембранного типа при
действии циклических нагрузок в сереводородсодержащнх средах сохраняют
метрологические характеристики в заданных пределах.
Механические свойства сплава 40НКХТ10МД
Временное сопротивление разрыву, МПа . . . 14,5—15,0
Предел текучести, МПа.......................11,0—12,5
Твердость НВ................................ 450—500
Модуль нормальной упругости, МПа..........210—220
Предел упругости, МПа....................... 9—10
Термометры. На скважинах температуру газонефтяной или нефтеводяной
смеси измеряют при помощи максимальных термометров. Они выпускаются
в соответствии с требованиями ГОСТ 400—80 с допусками на точность пока-
заний (табл. 11.54).
БУРЕНИЕ СКВАЖИН НА РАВНОВЕСИИ ДАВЛЕНИИ
Во ВНИИБТ разработана схема обвязки устья скважины для бурения со
стабилизацией противодавления на пласт. Схема состоит из стандартной обвязки
противовыбросового оборудования по ГОСТ 13862—75, дополненной рядом
новых узлов: блоком регулируемых штуцеров с ручным и дистанционным ги-
дроупрпнленисм, сепаратором бурового раствора, вращающимся или универсаль-
ным вращающимся превентором, трубопроводом, соединяющим вращающийся
превентор с блоком регулируемых штуцеров и контрольно-измерительными при-
борами.
Предложенная схема обвязки устья и манифольда приведена на рис. 11.53.
11о данной схеме обвязки можно бурить скважины на нефть и газ с низкими
и высокими значениями давлений — на равновесии и «под давлением», ликви-
дировать пластовые проявления без нарушения баланса давлений. Схема позво-
ляет выполнять прямую и обратную циркуляции с помощью буровых насосов
и цементировочных агрегатов.
В связи с установкой вращающегося и универсального вращающегося пре-
венторов высота лебедочно-роторного блока увеличивается до 6 м.
В блок регулируемых штуцеров включены:
а) штуцер ШРДУ-80Х350, регулируемый на рабочее давление 35 МПа,
с дистанционным гидроуправлением;
б) штуцер UIP, регулируемый на рабочее давление 25 МПа, с резиновым
регулирующим элементом и дистанционным гидроуправлением;
в) дроссель ДР-80Х350, регулируемый на рабочее давление 35 МПа,
с ручным управлением;
205
16 17 18 13 20
Рис. П.53. Схема обвязки устьевого оборудования, разработанная ВНИИБТ:
1 — установка гидравлического управления превенторами; 2 — стояк бурового шланга; 3 —
разъемный желоб; 4 — фланцевая катушка, 5 — вращающийся превентор; 6 — прямоточная
задвижка; 7 — универсальный превентор; 8 — плашечный превентор; 9 — напорная труба
вращающегося превентора: 10— тройник; II — фланец под манометр; 12— пульт гидроуп-
равления регулируемыми штуцерами; 13 — регулируемый штуцер ШРДУ-80ХЗЫ); 14 — регу-
лируемый штуцер ШР; 15 — коллектор-гаситель; 16 — сепаратор бурового раствора закры-
того типа; 17 — предохранительный клапан давления сепаратора; 18 — замерная диафраг-
ма; 19 — регулируемый клапан по газу; 20— линия сброса газа на факел; 21 — приборный
щит сепаратора
г) задвижки, патрубки и фитинги серийного изготовления. Аналогичная
обвязка рекомендуется на давление 70 МПа.
Сепаратор бурового раствора на рабочее давление ру—1,6 МПа предназна-
чен для отделения газа от бурового раствора. Он устанавливается между бло-
ками штуцеров и очистки раствора. Обвязка его осуществляется по схеме, раз-
работанной ВНИИБТ, и позволяет направлять поток бурового раствора в се-
паратор или в линию, минуя его. Газ от сепаратора отводится на расстояние
100 м от буровой и сжигается.
В объединении Грознефть бурение скважин при сбалансированном давле-
нии характеризуется применением легких, нормальных и минимально утяжелен-
ных растворов, в которых гидростатическое давление почти равно пластовому.
В результате бурения на сбалансированном давлении заметно проявляются
нефтяные залежи, пористость и проницаемость пород не ухудшаются, улучшают-
ся условия испытания скважин и проведения геофизических исследований.
Нередко скважины бурят без избытка гидростатического давления на
пласт. Для этих целей в СевкавНИПИнефти разработаны технические средства
и методы для бурения скважин при сбалансированном давлении. Кроме того,
составлены технические программы и поэтапный переход па данный метод
в отдельных интервалах скважин. Разработана методика расчетов давлений
разрыва пластов, прогнозирования градиентов АВПД и выбор конструкций
скважин в зависимости от давления в кровле пласта.
В. процессе бурения на равновесии давлений не должно происходить значи-
тельное разгазирование промывочной жидкости, способствующее снижению ее
плотности и, следовательно, возможному газонефтепроявлению. Методика сба-
лансированного бурения, основанная на принципе контроля равновесного забой-
2С6
Рис. 11.54. Схема обвязки устья скважины для бурения на равновесии давле-
ний:
1 — корпус вставной головки; 2 — вращающийся превентор; 3 — плашечный превентор; 4 —
гидроуправляемая задвижка; 5 — штуцерная батарея; 6 — сепаратор высокого давления;
7 —сепаратор низкого давления; 8 —тройник; У —задвижка; 10 — крестовина; 11 — отбой-
вые камеры; 12 — регулирующие штуцера; 13 — быстросменный штуцер; 14 — желоб; 15—
рабочий выкид
Рис. 11.55. Схема обвязки штуцеров:
/ — суперштуцер; 2 —основание суперштуцера; Я — регулируемый дроссель ШРДУ; 4 —
задвижка прямоточная ЗПФ-80Х350; 5 — манометр; б —блок, 7—гладкий фланец; 8 —
фланцевый тройник; 9 — регулируемый штуцер; 10 — быстросменное соединение; II — фла-
.нец, 12 — фланец манометра; 13 — желоб; 14 — отбойная камера-дегазатор
ного давления через бурильную колонну труб, требует выработки соответствую-
щих технологических приемов и операций, предотвращающих выбросы при оста-
новках во время бурения и спуско-подъема бурильной колонны. Схема оборудо-
вания устья для бурения скважин на равновесии приведена на рис. 11.54.
Во время спуска и подъема бурильной колонны труб в специальную голов-
ку 1 вставляются катушки с резиновыми вкладышами внутри (в виде втулок),
так называемые «вставные превенторы». По окончании спуска труб вкладыши
извлекают и бурят с равновесным давлением на пласт. В обвязке устья установ-
лен вращающийся превентор 2.
Для-регулирования гидродинамических проявлений пластового флюида ис-
пользуют набор штуцеров (рис. 11.55). Установка на устье оборудования воз-
можна при увеличении высоты основания роторного блока до 5,8 м.
В штуцерных камерах предусмотрены регулирующие штуцера с ручным
или дистанционным гидравлическим управлением.
Техническая характеристика оборудования при бурении
на равновесии давлений
8
Условный диаметр проходного отверстия, мм:
плашечного и универсального превенторов................ 350
вращающегося превентора............................... 307
манифольда превенторной установки........................ 80
штуцерной батареи........................................ 80
обвязки циркуляционного отвода вращающегося превентора 80
Рабочее давление, МПа:
плашечного и универсального превенторов................. 35
вращающегося превентора.................................. 20
манифольда превенторной установки...................... 70
штуцерной батареи ....................................... 25
обвязки циркуляционного отвода вращающегося превен-
тора .................................................. 25
Пропускная способность штуцерной батареи на газированном
буровом растворе1 *, л/с................................. 2=40
Диапазон регулирования давления штуцерной батареи, МПа 1—25
Масса комплекта, кг.......................................39 000
1 Степень газирования — до 5 м3 * * * * В газа на 1 м3 жидкости.
В зависимости от диаметра сменных насадок в быстросменных штуцерах дав-
ление изменяется бесступенчатым регулированием. Оборудование укомплектова-
но сепараторами высокого и низкого давления (10 и 1,6 МПа) для стабилизации
пульсирующего давления на устье.
ЗАРУБЕЖНЫЕ ПРЕВЕНТОРЫ
Превенторы СРР
В Румынии изготовляются плашечные превенторы типов DF и Т, причем
превенторы типа DF— двойные с разными проходными сечениями, а типа Т—
тройные. Плашечные превенторы этих типов предусмотрены с глухими (нижний)
и трубными (верхний) плашками.
Конструкция поршневых превенторов незначительно отличается от конструк-
ции универсальных. Вращающиеся превенторы не отличаются от выпускаемых
за рубежом и предназначены для бурения скважин с использованием различных
буровых растворов. Кроме того, выпускаются вращающиеся головки для бурения
скважин на равновесии давлений (рС1 и рпл).
208
типа Т МПа
3 ф ё ф
»Х я св
& Ф
С 1
ь ч
о
1 1 * =1 3 ЕХ D Ё 8 Ф РХ и Ф 3 X 1 1=1 о X X CJ Ф в- X г; СО rt сх ц. X
Й ф
3
X
«J *=:
Ef со н
X к
ч к
хо к
<4 р- о
Ь" -и
14- -3037
о
Ш со я О. О
Ф Я 1
сх
а
СЧ
*
о о к ч к к S
Е «г O-S
ф я к 2 Ч
и
DF = 71/16X1050 DF = 9ХЮ50 1 1 1 1 1
DF = 71/16X700 Т = 71/16X700 DF = 9X700 о о X II ь Q с о > ОС ОС 7 ь. а ч 1 1
С LT О' > с о с < р i S С LC СС £ 1 U- С DF = 11X350 DF= 135/8X350 Т= 135/8X700 DF = 14X350 DF= 163/4X350 1
DF = 71/16X210 DF = 9Х2Ю С <> > 1 U- с DF= 135/8X210 DF = 163/4X210 < D N X ef o Z> j N II L, □
1 1 DF — 163/4X140 DF= 203/4X140
180 С с с 5 0 ч g О 346 1 355 425 527
71/16 Ст) 135/8 2 163/4 203/4
Рис. П.56. Двойные превенторы типа DF:
/ — пробка с шестиугольным гнездом, коническая; 2—кольцевая прокладка; 3— конектор левый; 4— трубопровод; 5 — манжета; 6 —
плашка; 7 — уплотнительное кольцо; 8 — шток поршня; 9 —втулка; /0 —поршень; 11 — вал; 12 — конектор правый; /3 — корпус превенто-
ра; 14 — плашка глухая; 15 — зажимающее кольцо; 16 — предохранительное кольцо; /7 — крышка цилиндра левая
Горизонтальные гидравлические двойные превенторы типа DF и тройные
типа Т монтируются на скважине и предназначены для предупреждения свобод-
ных выбросов в процессе бурения газовых и нефтяных скважин или подготовки
к эксплуатации (табл. 11.55).
Превенторы типов DF и Т в зависимости от формы плашек, которыми они
оснащены, позволяют проводить следующие операции:
закрытие кольцевого пространства между обсадной колонной, на которой
смонтированы, и внешней цилиндрической поверхностью бурильных труб;
направление буровой жидкости из скважины к емкостям через регулятор
давления с целью снижения давления в скважине.
Превентор типа Т обеспечивает полное закрытие скважины.
Корпус превентора DF (рис. 11.56) отлит из легированной стали; в верхней
и нижней частях корпуса имеются соединительные фланцы; внутри него смон-
тированы два приспособления для закрытия. Обычное верхнее приспособление
для закрытия оснащено плашками для труб, а нижнее—общими плашками.
Открытие или закрытие превентора осуществляется от гидравлических
серводвигателей с поршнем. Жидкость вводится в серводвигатели конекторами,
смонтированными на боковой стороне превентора.
Превенторы типов DF и Т закрываются и блокируются вручную с помощью
маневренных ручек, плашки открываются только гидравлически. Замену плашек
проводят через люки, находящиеся на боковых поверхностях превентора.
Превенторы типа DF предусмотрены также с боковым фланцем, находящим-
ся под нижними плашками, на которых монтируется патрубок для слива буро-
вого раствора через регулируемые штуцера манифольда.
Превенторы типа Т имеют в основном одинаковую
конструкцию с превенторами типа DF и отличаются
лишь наличием трех приспособлений для закрытия.
Верхнее и нижнее приспособления оснащены плашка-
ми для труб, а среднее—общими плашками. Превен-
торы типа Т имеют боковые фланцы, из которых один
размещен между нижними и средними плашками,
а второй — под нижними плашками.
Плашки, представленные на рис. 11.57, имеют
уплотнительную прокладку 2, находящуюся в металли-
ческом каркасе 3. Плашки для более тяжелых условна
работы дополнительно оснащены металлической пла-
стиной для защиты прокладки.
Предусмотрено обеспечение эффекта самоуплотне-
ния превентора, т. е. скважинная среда создает допол-
нительное давление на плашки.
Гидравлический привод допускает быстрое закры-
тие и открытие плашек превентора (3—8 с). С этой
целью для превенторов типов DF и Т используются
установки гидравлического управления типа СН6И-76.
Закрытие и блокирование превенторов DF и Т прово-
дится вручную.
Плашки легко заменяются при открытии перед-
них крышек; их можно менять, когда бурильные трубы
спущены в скважину.
14*
Рис. П.57. Плашка:
/ — крышка; 2 — про-
кладка; 3 — резиновый «
элемент
211
Превенторы США
В США противовыбросовое оборудование выпускают фирмы «Камерон»,
«Ракер-Шеффер», «Хандрил», «Стевард и Стивенсон» и др.
Фирмы «Камерон» и «Ракер-Шеффер» выпускают превенторы плашечные,
универсальные А и Д и сферические (универсальные), фирма «Хандрил» —
плашечные превенторы типов V и X, а фирма «Стевард и Стивенсон» («Кумей»)
специализируется на производстве установок дистанционного управления к про-
тивовыбросовому оборудованию. Американским институтом АНИ устьевая об-
вязка подразделена на три группы: на давление 14 МПа; 21- и 35 МПа; 70,
105 МПа и выше.
Для обозначения устьевого оборудования принят код: А — универсальный
превентор; G — вращающийся; R — одинарный плашечный; Rd — сдвоенный
плашечный; Rt — строенный плашечный; S — крестовина; М — величина рабоче-
го давления, равная 7 МПа; Сн — муфта высокого давления для подводного
противовыбросового оборудования; Си — муфта низкого давления для соедине-
ния морского стояка с блоком превенторов.
Нефтяным институтом рекомендовано несколько схем обвязки устья
•скважин:
SA, SRR, SRA — на рабочее давление 14 МПа;
SRRA, RSRA — на рабочие давления 21—35 МПа;
RSRRA+, SRRA+, RSRRA+Q+ — на рабочие давления 70 и 105 МПа и выше.
Примечание. Знак «+» означает, что допускается использование уни-
версального и вращающегося превенторов на рабочее давление ниже рабочего
.давления плашечных превенторов.
Плашечные превенторы фирмы «Камерон» изготавливаются типов F, GRS
и U. В превенторах резина может герметизировать бурильную трубу, замок,
ведущую трубу и шестигранные штанги. Корпус превентора типа F не имеет
ребер жесткости. Плашки открываются и закрываются при помощи гидрсцилин-
дров двойного действия и могут перемещаться от гидравлического, ручного
и пневматического приводов. В тыловой части плашек профрезерован паз для
вставки рычага со ступицей. Рычаг насажен на вал, который закреплен саль-
никовыми уплотнениями. При повороте вала рычаг перемещает плашки на об-
хват трубы. В корпусе предусмотрено наличие запорного узла, установленного
в цилиндрах для фиксации плашек.
В плашечном превенторе типа GRS корпус имеет цилиндрическую форму и
один ряд плашек, а превентор типа SS имеет однокорпусную конструкцию со
сдвоенными параллельно расположенными плашками. Плашки размещаются
в отдельных секциях: одни — глухие, другие — под бурильные трубы, что умень-
шает габариты превенторов. Все типы превенторов снабжены устройствами для
стопорения плашек в закрытом положении.
Устье глубоких скважин с объектами АВПД обвязывается при помощи
трех однокорпусных превенторов типа F с крестовиной на давление от 35 МПа
и выше.
Основные параметры плашечных превенторов типов F, GRS и SS фирмы
«Камерон» приведены в табл. П.56.
В настоящее время фирма «Камерон» выпускает превенторы типа U с оваль-
ной формой поперечного сечения, обеспечивающего уменьшение усилий от дав-
.212
Таблица 11.56
Параметры превенторов фирмы „Камерон"
Условный размер» дюймы Рабочее давление (МПа) превен- тора типа Условный размер, доПмы Рабочее давление (МПа) превен- тора типа
F GRS SS F GRS SS
6 21,35 21.35 21,35 12 21 21 21
7 70,105 — — 14 35 -— 35
8 21,35 21,35 21,35 16 14,21 14 14
10 21,35 21,35 21,35 20 14,21 — .—
11 70 — —
ления в скважине на крышки превентора. В превенторе предусмотрены четыре
цилиндра с полым штоком, чтобы открывать и закрывать крышки превентора
для замены плашек. Конструкция гидроцилиндров привода плашек фирмы
«Камерон» отличается от конструкций гидроцилиндров других фирм наличием
сменной гильзы, обеспечивающей его ремонт при износе рабочей поверхности.
Фирма выпускает превенторы типа U следующих типоразмеров (ммХМПа):
280X105, 346X105, 462 X 70, 540X14, 540 x 52, 540X70, 680X 21.
Основные части превенторов фирмы «Камерон» типа U изготовляют из стали
с однородной прочностью, ударной вязкостью и без раковин. Установка уплот-
нительной манжеты на плашки предусмотрена с упорами, и она не может быть
смещена потоком. Рабочие детали, так же как плашки и уплотнения, выполнены
для замены на месте без демонтажа превентора. Конструкцией предусмотрено,
что скважинное давление может удерживать плашки закрытыми. Плашки
могут быть приведены в закрытое положение с помощью дополнительного
гидравлического запора; этот запор освобождают, когда требуется открыть
плашки.
В модели превентора U предусмотрено определенное соотношение давления,
прилагаемого к поршню рабочего цилиндра, и давления скважинной среды. Гер-
метичность превентора, осуществляемая с помощью нескольких уплотнений и
дополнительного отверстия, препятствует проникновению скважинного агента
в рабочий цилиндр.
Важным отличительным свойством гидросистемы превентора модели U
является то, что плашки подаются назад к крышкам перед началом движения
крышек к корпусу превентора и в результате плашки не повреждают трубу или
другие части. Плашки могут быть заменены в аварийных ситуациях. Когда
болты для крепления крышки откручены, запорное давление подает плашку
внутрь и в то же время отодвигает крышку от корпуса превентора. В превен-
торе предусмотрены рым-болты на обоих его концах, их используют для извлече-
ния плашек.
Фирма «Хайдрил» изготовляет превенторы типов V и X па следующие ра-
бочие давления: тип V —на 14, 21 и 35 МПа; тип X — на рабочее давление
70 МПа и выше.
У превентора типа V форма поперечного сечения полости перемещения
плашек прямоугольная, а у превентора типа X — овальная.
213
Превенторы типов V и X могут быть по требованию заказчика изготовлены
с фиксирующим устройством для фиксации плашек в положении «закрыто».
При открывании превентора та же жидкость снимает фиксацию плашек в поло-
жении «закрыто» при помощи храпового колеса, которое соединено шлицами
с гидроцилиндром.
Превенторы фирмы «Хайдрил» выпускаются одинарной и сдвоенной конст-
рукции с отводами непосредственно из корпусов. Фирма выпускает превенторы
следующих типоразмеров: 180X21, 180X35, 280X35, 280X70, 346X21, 346X35,
346X70, 425X70, 476X70, 540x14.
Американская фирма «Ракер-Шеффер» выпускает плашечные превенторы
типов В, Е, LWS и LWP в одинарном, сдвоенном исполнениях и в едином кор-
пусе. Привод превенторов гидравлический. В превенторе типа LWS предусмот-
рев запорный узел для фиксации плашек в закрытом положении и ручное
управление в случае отказа гидросистемы. Соединение плашек с поршневым
устройством выполнено при помощи несложного замкового узла, позволяющего
быстро заменять плашки.
В указанных превенторах имеется камера для прохода промывочной жид-
кости во внутреннюю полость и ускорения закрытия плашек во время газонефте-
проявления. Корпус превентора отливается из нержавеющей стали и может
быть использован при появлении агрессивного флюида. Как и корпус, цилиндры
превентора изготовляются из нержавеющей стали и тщательно обрабатываются.
При закрытии плашки самоцентрируются за счет выступов и впадин на плаш-
ках. Во время газонефтепроявлений, когда пластовая энергия направлена снизу
вверх, плашки прижимаются к верхней плоскости корпуса превентора, что сни-
жает работу резиновых манжет на износ. Для работы гидроуправления может
использоваться масло или вода, последняя — с противокоррозионными добав-
ками.
Таблица 11.57
Техническая характеристика плашечных превенторов типа LWS
фирмы „Ракер-Шеффер"
Условный размер превенто- ров, дюймы Рабочее давле- ние, МПа Диаметр проходного отверстия, мм Одинарный превентор Сдвоенный превентор
длина, мм ширина, мм высота, мм Масса, кг длина, мм ширина, мм высота, мм масса, кг
5 70 103 1079 558 393 459 — — —
6 21 180 1473 516 669 725 1473 546 930 1088
6 35 180 1473 546 701 740 1473 546 981 1315
6 105 180 1898 787 955 995 1898 787 1520 1533
8 21 227 — — — —- 1984 654 1057 1769
8 35 227 — — ' ч — 2009 654 1146 2404
9 70 227 2190 888 946 2630 -— — —. —
10 21 280 1848 657 G88 1088 1848 657 1066 1970
10 35 280 2266 730 873 2540 2266 730 1282 3480
11 70 280 2285 768 1003 3229 2285 768 1666 5320
12 21 346 .— — — — 2356 781 1219 5400
13Б/8 35 346 2356 828 854 2494 2356 828 1260 4309
16 21 425 — .— — — 2705 930 1279 5855
203/4 14 527 2840 1025 958 3039 2840 1025 1593 7300
203/4 21 527 2840 1025 1085 3039 2840 1025 1720 7310
214
Таблица 11.58
Техническая характеристика плашечных сдвоенных превенторов типа В
фирмы „Ракер-Шеффер"
Условный размер превен- тора, дюймы Рабочее давление, МПа Диаметр про- ходного от- верстия, мм Габаритные размеры, мм Масса, кг
длина ширина высота
6 21 180 1774 708 634 2399
6 35 180 1793 793 698 2816
8 21 227 1803 765 647 2494
8 35 227 1841 863 698 3301
10 21 280 1882 869 698 3150
10 35 280 2085 977 774 4305
10 21 346 2187 1028 761 4547
14 35 346 2187 1089 863 6350
16 14 406 2193 962 704 4148
Основные размеры превенторов типа LWS следующие: 180X105, 280X105,
425X70, 476X70.
В табл. 11.57 приведена техническая характеристика превенторов типа
LWS фирмы «Ракер-Шеффер».
Плашечный превентор типа В незначительно отличается от превентора типа
LWS. Рабочие цилиндры превентора типа В крепятся непосредственно к корпу-
су превентора, а не к крышкам, что облегчает замену плашек даже при наличии
инструмента в скважине. Внутренние стенки гидроцилиндра отполированы
для ускорения закрытия и открытия плашек. Нижняя часть корпуса вы-
полнена с малым наклоном для стока шлама и промывочной жидкости из
корпуса.
Техническая характеристика превенторов типа В приведена в табл. П.58.
Конструкция плашечного превентора типа Е аналогична конструкции превен-
тора тина В. Корпус его изготовляется из легированной стали. Стопорный
валик превентора вращается при помощи штурвала вправо; наличие левой резь-
бы способствует выдвижению этого валика из нарезки штока, валик буртом
стопорит крышку цилиндра, отмечая закрытие плашек.
Для морского бурения изготовляется превентор типа LWS-Сабсеа. Он вы-
пускается с автоматическим замком для фиксации плашек в положении «закры-
то». Корпус его выполнен в антикоррозионном исполнении. Стоек к воздействию
соленой морской воды.
Превенторы типа LWP изготовляются для капитального ремонта скважин
и имеют условный диаметр проходного отверстия 152 и 205 мм. Сдвоенные
превенторы имеют высоту соответственно 777 и 857 мм, а одинарные — 485 и
525 мм. Масса 203-мм одинарного превентора не превышает 498 кг, а сдвоен-
ного— 929 кг.
Для морских скважин на нефть и газ американскими фирмами разработа-
ны плашечные превенторы с прорезывающими плашками, при помощи которых
прорезывается бурильная труба и плавучая буровая установка перемещается
на другой объект. В случае аварийного ухода плавучей установки бурильная
труба обжимается плашками нижнего превентора, а плашками верхнего превенто-
ра она перерезается.
215
В перерезающие плашки фирмы «Хандрил» встроены ножи, которые дей-
ствуют как ножницы. В этих превенторах для перемещения плашек установле-
ны гидроцилиндры диаметром 360 мм на давления 21 МПа.
Перерезающие плашки выпускаются нескольких типов.
По конструкции перерезающие плашки фирмы «Камерон» отличаются от
плашек фирмы «Хандрил». В конструкции фирмы «Камерон» отрезанная часть
трубы не зажимается плашками, а несколько перемещается в сторону.
Важнейшим узлом управления противовыбросового оборудования является
насосно-аккумуляторный блок. Фирмы выпускают несколько серий насосно-акку-
муляторных блоков. Каждая серия выпускается в двух-трех модификациях, отли-
чающихся приводом гидравлических насосов (электрический, пневматический).
По требованию заказчиков насосно-аккумуляторный блок может быть комбини-
рованным — насосы с электро- и пневмоприводом. В основном фирмы рекомен-
дуют комбинированные приводы насосов, позволяющие в случае обесточивания
буровой во время открытых выбросов заряжать аккумуляторы с помощью
насосов с пневмоприводом.
Пневмогидравлические аккумуляторы выпускаются различных типов: шаро-
вые, баллонные с гибкой диафрагмой и баллонные поплавкового типа. Макси-
мальное (пробное) давление жидкости в аккумуляторах принято равным
21 МПа, рабочее давление установки — 10,5 МПа.
Аккумуляторные блоки содержат от 3 до 8 баллонов и отличаются объемом
жидкости. Объем жидкости в аккумуляторах равен объему, требуемому для
закрытия всех превенторов и задвижек с гидроприводом в обвязке, плюс 30—
50% запаса. Фирма «Камерон» изготовляет насосно-аккумуляторный блок
С-160-3-20 с восемью баллонами; на блоке установлен электрический трехци-
линдровый насос высокого давления.
Кроме того, гидравлический (электрический) пульт управления превентора-
ми комплектуется пневматическим проводом с семью клапанами. Фирма «Ка-
мерон» выпускает насосно-аккумуляторный блок с взрывобезопасными гидро-
насосами с электроприводом и распределительными клапанами, а также регу-
ляторами с дистанционным управлением. Насос аккумулятора располагается на
безопасном расстоянии от скважины, и при необходимости может быть исполь-
зована одна или несколько электрических панелей дистанционного управления—
одна на полу буровой и другая, расположенная вне пола буровой на удален-
ном расстоянии.
Электрические панели оснащены кнопками для удобства включения. В управ-
лении предусмотрены электроманометры для дистанционного давления аккуму-
лятора и регулятор. Электрогидравлические взрывобезопасные соленоидные кла-
паны, установленные рядом с манифольдом, получают сигналы от электро-
панели и управляют гидроцилиндрами, которые смонтированы на клапанах
в управляющем манифольде. Панели позволяют быстро управлять клапанами
в манифольде.
Насосно-аккумуляторный блок фирмы «Стевард и Стивенсон» отличается от
блока фирмы «Камерон» наличием шарового баллона объемом 302,8 л. В уста-
новке управления превенторами этой фирмы предусмотрены байпасная линия
с распределителем и регулирующий клапан на линии.
Кроме того, установка включает два отвода — один для гидравлических
испытаний на буровой. Дистанционное управление распределителями выполнено
216
пневматическим и электрическим приводами в отличие от гидравлического на
ГУП.
Установка отличается более высоким давлением в аккумуляторах (21 МПа).
Универсальные превенторы США
В США универсальные превенторы выпускают в основном фирмы «Ракер-
Шеффер», «Хандрил» и «Камерон».
Широко экспортируется универсальный превентор фирмы «Хайдрил», уплот-
нитель которого имеет вид массивного резинового кольца, армированного ме-
таллическими вставками двутаврового сечения. Металлические вставки предо-
храняют резину от чрезмерного вдавливания ее в пространство между трубой
и внутренней частью корпуса превентора. Последний имеет плунжерную систе-
му, предназначенную для перемещения вверх и вниз, с целью вытеснения рези-
нового уплотнителя к центру скважины для герметизации любой части буриль-
ной колонны.
Важным элементом является регулируемый клапан гндроуправления, уста-
навливаемый в запорной камере, служащей для создания минимального давле-
ния при протаскивании и проворачивании труб в превенторе.
Фирма «Хайдрил» выпускает универсальные превенторы типов GK и MSP
(табл. 11.59).
Т а б л и Ц а 11.59
Характеристика универсальных превенторов типов GK и MSP
фирмы „Хайдрил"
Диаметр проходного отверстия, мм Рабочее давление, МПа Высота, мм Диаметр, мм Масса, кг Объем запорной камеры, л Ход плунжера, мм
с флан- цами СО ниШ ib- ками по ушкам корпу- са с флан- цами СО шпиль- ками
180 14 654 760 645 840 10,8 105
180 21 813 705 813 660 1185 изо 10,8 105
180 35 937 780 908 743 1785 1610 14,6 114
180 70 1210 1048 1257 1110 5440 5350 35,6 140
227 14 768 «— 813 688 1110 —• 17,3 146
227 21 962 832 876 710 1610 1550 16.4 146
227 35 1060 883 1040 864 2720 2600 25,8 146
227 70 1416 1232 1440 1283 8250 8070 60 171
280 14 806 — 832 832 1995 .— . 28 156
280 21 1010 870 1016 857 2400 2330 28 156
280 35 1213 1007 1124 952 3740 3530 37,2 181
280 70 1613 1398 1580 1435 11 300 11 000 95 203
346 21 1150 1000 1207 1030 3980 3860 43 181
346 35 1375 — 1327 1156 6250 5940 68 216
346 70 1840 1600 1727 1550 15 200 14 900 131 248
425 14 1257 1110 1353 1175 5200 5040 66 216
425 21 1368 1200 1410 1226 6730 6550 79.7 229
425 35 1556 1346 1510 1360 9450 9060 108,6 267
454 14 1360 — 1410 1232 6350 .— 80 235
540 14 1333 1285 1492 1340 6750 — 117,7 286
750 35 1784 —- 2108 1905 11 100 — 227 344
217
Таблица 11.60
Характеристика универсальных превенторов типа GL фирмы „ Хайд рил “
Диаметр проходного отверстия, мм Рабочее давление, МПа Ход поршня, мм Высота, мм Диа- метр, мм Масса, кг Объем камеры, л
запорной распорной дополни- тельной
346 35 203 1265 1327 7850 75 75 31,2
425 35 248 1468 1676 12 700 128 - 128 65,5
476 35 254 1556 1753 15 500 167 167 75,7
540 35 343 1848 1822 20 600 220 220 112
Усовершенствованной моделью превентора типа GK является превентор ти-
па GL, предназначенный для оборудования устья при бурении скважин с под-
водным расположением устья. Фирма «Хайдрил» выпускает четыре типоразмера
универсальных превенторов.
В табл. 11.60 приведены превенторы типа GL фирмы «Хайдрил».
В превенторе типа GL в отличие от типа GK площади запорной и распор-
ной камер равны, вследствие этого при подводном расположении превенторов
давление столба промывочной жидкости не влияет на закрытие превентора.
В превенторе верхняя крышка его крепится к корпусу специальными зажимны-
ми секторами вместо прямоугольной резьбы, что обеспечивает быструю смену
уплотнителя при выходе его из строя.
В превенторе предусмотрена дополнительная уравновешивающая камера для
компенсации силы от давления столба промывочной жидкости па разность пло-
щадей внутри корпуса.
В настоящее время фирма «Хайдрил» выпускает сдвоенные превенторы
типа GL диаметрами 476 и 540 мм, имеющие высоту соответственно 2743 и
3416 мм. Освоены два типоразмера облегченных превенторов диаметрами 346
и 540 мм.
В табл. 11.61 приведена сравнительная характеристика универсальных пре-
венторов типа А фирмы «Камерон» и типа GK фирмы «Хайдрил».
Т а б л и ц а II .61
Соотношение параметров превенторов фирм „Камерон" и „Хайдрил11
1 Диаметр про- ходного от- верстия, мм Рабочее дав- ление, МПа Высота Диаметр кор- пуса Масса Объем ци- линдра на за- крывание Диаметр про- ходного от- верстия, мм Рабочее дав- ление, МПа Высота Диаметр кор- пуса Масса Объем ци- линдра на за- крывание
180 35 0,60 1,11 0,66 0,57 346 35 0,64 1,31 1,08 0,85
180 70 0,57 0,84 — —- 346 70 0,66 1,04 —— 0,61
280 35 0,66 1,29 1,09 0,78 415 35 0,68 1,34 ——. 1,14
280 70 0,61 0,97 — 0,48
218
Т а б л и ц а 11.62
Характеристика универсальных превенторов типа MSP фирмы „Хайдрил"
на рабочее давление 14 МПа
Условный раз- мер, мм Диаметр про- ходного отвер- стия, мм Высота, мм Наружный диа- метр корпуса, мм Масса, кг Условный раз- мер, мм Диаметр про- ходного отвер- стия, мм Высота, мм Наружный диа- метр корпуса, мм Масса, кг
6 180 654 645 850 10 280 806 832 1600
8 227 768 698 1100 20 527 1333 1340 6800
Универсальный превентор типа А фирмы «Камерон» имеет меньшие размеры,
чем универсальный превентор типа GK. Характеристика универсальных превен-
торов типа MSP фирмы «Хайдрил» приведена в табл. 11.62.
Фирма «Ракер-Шеффер» выпускает универсальные превенторы со сфериче-
ской поверхностью резинового уплотнителя. Превенторы этого вида получили
название сферических; в них верхняя крышка, как и резиновое уплотнение, во
внутренней части имеет сферическую поверхность.
Таблица 11.63
Характеристика сферического превентора фирмы „Ракер-Шеффер"
Диаметр про- ходного от- верстия, мм г* Высот#, мм Масса, кг Объем камер, дм3
Рабочее да, ние, МПа с фланца- ми со шпиль- ками с хомутами Диаметр к' пуса, мм с фланца- ми со шпиль- ками с хомутами запорной ! распорной
Одинарная конструкции
180 21 740 6.32 737 1.340 1290 — 17.3 12,2
180 35 784 635 705 737 1500 1430 1440 17,3 12,2
180 70 1073 908 990 1092 4800 1630 4720 65 52,8
227 21 852 686 .— 902 2180 2040 — 27,4 19,1
227 35 927 750 857 1016 3080 2950 3000 41,8 33
280 21 835 687 764 1013 2820 2680 2710 41,6 25,7
280 35 1050 860 954 1137 4260 4080 4120 70,6 55,2
280 70 1346 ИЗО 1250 1448 10 400 10 170 10 260 115,7 93,5
346 21 1033 883 960 1178 4280 4140 4180 89 55,5
346 35 1140 956 1086 1270 6200 5940 6030 88,2 66
346 70 1683 -— 1575 1524 16 350 —- 1590 194 163
425 35 1320 1108 125.3 1524 10 400 10 000 10 180 126 97
476 35 1524 -— 1448 1683 16 400 — 16 050 182 142,6
540 14 1172 997 1124 2245 4950 4670 4800 133 64,2
540 35 1676 1422 1613 1550 20 200 19 300 19 680 232 181
Сдвоенная конструкция
425 35 .— — 2148 1710 — — 21 600 126** 97*
476 35 — 2286 2438 1910 —- 30 900 31 200 182** 142,6*
• На
•• На
один уплотнитель.
два уплотнителя.
219
В табл. 11.63 приведена характеристика сферических превенторов.
Крышка соединяется с корпусом с помощью шпилек или сухарей. Конструк-
тивно уплотнитель мало отличается от уплотнителя фирмы «Хандрил». Он пред-
ставляет собой массивное резиновое кольцо, армированное металлическими
вставками сложной конфигурации. Основной герметизирующей частью уплот-
нения является сплошная масса резины, находящаяся между верхней плитой
вставки и ее основанием. Если превентор находится под водой, то на поршень
цилиндра действует усилие, равное давлению столба бурового раствора, прихо-
дящемуся на внутреннюю площадь уплотнителя.
Для предотвращения напора промывочной жидкости на уплотнитель пре-
дусмотрен уплотняющий поясок, который перемещается по сферической по-
верхности крышки вверх и уменьшает разность площадей нижней и верхней
частей уплотнителя. В процессе движения поршня вверх площадка постепенно
уменьшается, а затем исчезает, потом она вновь появляется при движении
поршня вниз, вследствие этого столб промывочной жидкости действует на
поршень снизу и помогает закрыванию уплотнителя.
При отсутствии давления столба бурового раствора на сферический уплот-
нитель управление превентором значительно упрощается.
В табл. 11.64 приведена сравнительная характеристика превенторов фирм
«Ракер-Шеффер» и «Хайдрил». Она показывает, что первые по высоте на 10 —
15% ниже, однако по массе и наружному диаметру больше вторых.
Конструктивно сферический превентор сложнее универсального превентора
фирмы «Хайдрил» ввиду наличия сферических крышки и уплотнителя. Кроме
того, сферический уплотнитель в нижней части ничем не защищен и задиры
появляются в процессе расхаживания и протаскивания инструмента.
В сферическом превенторе с проходным отверстием 346 мм на рабочее дав-
ление 70 МПа имеется двойной ряд вставок для защиты нижней части уплот-
нителя.
При двухъярусном ряде вставок сферический превентор обеспечивает вы-
давливание потребной массы резины для обхвата инструмента в любой его
части и более надежно герметизирует кольцевое пространство. Фирма «Ракер-
Таблица 11.64
Соотношение параметров превенторов фирм „Хайдрил" и „Ракер-Шеффер"
Диаметр про- ходного от- верстия, мм Рабочее дав- ление, МПа Высота Диаметр кор- пуса Масса Объем запор ной камеры Диаметр про- ходного отвер- стия, мм Рабочее дав- ление, МПа Высота Диаметр кор- пуса Масса Объем запор- ной камеры
180 21 0,91 1,12 1,13 1,60 280 70 0,83 1,01 0,92 1,22
180 35 0,84 0,99 0,84 1,19 346 21 0,91 1,14 1,08 2,07
180 70 0,89 0,89 0,89 1,83 346 35 0,83 1,Ю 0,99 1,30
227 21 0,86 1,27 1,35 1,67 346 70 0,91 0,98 1,07 1,48
227 35 0,87 1,18 1,13 1,62 425 35 0,85 1,12 1,10 1,16
280 21 0,83 1,18 1,18 1,48 540 14 0,88 0,93 0,73 1,05
280 35 0,86 1,19 1,14 1,90
220
Т а б л и ца 11.65
Дг иные испытаний универсальных превенторов
Параметр Первое испытание Второе испытание
«Хайдрил* .Ракер- Шеффер* .Хайдрил* .Ракер- Шеффер"
Давление, МПа в скважине 10,5 10,5 24,5 10,5
в гидроцилиндре 3,5 3,5 4,2 3,5
Число циклов до разгерме- тизации 100 300—350 60 865
Шеффер» приступила к выпуску сферических превенторов сдвоенной конструк-
ции в двух типоразмерах.
В работе [24] по данным фирмы «Ракер-Шеффер» приведены сравни-
тельные» результаты испытания универсальных превенторов фирм «Хайдрил»
и «Ракер-Шеффер» диаметром 346 мм (13s/s") на рабочее давление 35 МПа
(табл. 11.65).
Ресурс сферического превентора «Ракер-Шеффер» на трубе составил до 400'
циклов закрытия и открытия под рабочим давлением. Если число циклов до
нарушения герметизации перевести па условную длину подъема или спуска
труб в скважину, то она находится в пределах 2400—5400 м при длине одной
трубы 8 м.
В табл. 11.66 и 11.67 приведены характеристики универсальных превенторов;
типов А и D фирмы «Камерон».
Фирма усовершенствовала универсальный (кольцевой) превентор. Превентор
новой модели имеет высоту, на 30% меньшую высоты универсальных превен-
торов других фирм. Давление закрывания позволяет Т-образному рабочему
поршню продвинуть плиту выталкивания; после этого плита выталкивается, сжи-
мая большой твердый резиновый элемент вокруг трубы. Для открывания про-
цесс проводят в обратном порядке. Гплродавлепнс сверху на торцевую часть
рабочего поршня заставляет его двигаться вниз, позволяя резиновому
Таблица 11.66
Превенторы типа А фирмы „Камерон"
Диаметр проходного отверстия, мм Рабочее давление, МПа Высота, мм Диаметр корпуса, мм Масса, кг Объем цилиндра, л
на закрытие на открытие
180 35 560 825 1170 8,3 7,2
180 70 690 933 .— — —
280 35 797 1226 4080 29,0 24,5
280 70 978 1394 .— 45,7 39,5
346 35 883 1518 6730 58,0 52,0‘
346 70 1213 1613 — 80,0 70,0
425 35 1057 1816 — 124,0 108,0
221
Таблица 11.67
Превенторы типа D фирмы „Камерон"
Типоразмер Диаметр проходно- го отвер- стия, мм Рабочее давление, МПа Высота, мм Диаметр корпуса, мм Масса, кг Объем камер гидропровода, л
запор- ной распор- ной
6"-500 180 35 648 730 _ 6,42 5,3
7716''-100С0 180 70 870 950 .— 10,45 9,0
10"-5000 280 35 881 1100 3900 22,30 17,8
11"-10000 280 70 1101 1350 8100 38,60 34,3
13е/8"-5000 346 35 997 1340 (i960 46,00 39,1
1378-1000 346 70 1320 1580 14 500 69,00 61,1
элементу (пакер) открыться. Когда резиновая манжета распакерована вокруг
бурильной трубы, стальные армированные детали поворачиваются внутрь для
создания непрерывного опорного кольца той же трубы с целью защиты ман-
жеты от выталкивания.
Быстросменная защелка в верхней части крышки позволяет заменить коль-
цеобразную резиновую манжету. Положение защелки на крышке показывает,
закрыта или открыта верхняя часть превентора. После снятия крышки превенто-
ра извлекают массивный резиновый элемент. В корпусе превентора вставлена
гильза и в ней предусмотрены неподвижные сальники уплотнения для работы
цилиндра-поршня, последний установлен в центрирующие подшипники для
Таблица 11.68
Классификация превенторов по АНИ
Класс превен- тора по АНИ Рабочее дав- ление, МПа Размер про- ходного сече- ния присоеди- нительного фланца, дюймы Минимальный диаметр про- ходного от- верстия, дюй- мы (мм) Наружный диаметр обсадной колонны, для которой пред- назначен превентор, дюймы (мм)
2М 14 20 16 20’/4* (520) 16 (406) 20, 18»/8 (506, 473) 16 (406)
ЗМ 21 12 Ю 8 6 13»/8 (346) 11 (280) 9 (227) 7»/16 (180) 1378, 1174 (339 , 299) Ю74, 978 (269, 243) 878 , 778 (219, 194) 778, 4,/2 (194, 114)
5М 35 135/8 10 6 13s/8 (346) 11 (280) 7’/16 (180) 1378, 1Р/4 (339, 299) 1074, 878 (269, 219) 778, 472 (194, 114)
ЮМ 15 70 105 136/8 11 7*/16 7*/16 13®/8 (346) 11 (280) 7’/16 (180) 7716 (180) 1378, 1174 (339 , 299) Ю74, 878 (269, 243) 778, 472 (194, 114) 778, 472 (194, 114)
* Допускаются и другие диаметры отверстия.
222
предотвращения контакта металла поршня с металлом гильзы. Шиберные коль-
ца обеспечивают дополнительное уплотнение. Подшипники выполнены из проч-
ного полимерного материала, а сальниковые уплотнения между цилиндром и-
внутренней частью корпуса предусмотрены сппренными для изоляции рабочей си-
стемы от скважинного давления. Основные детали превентора изготавливаются
из специальных поковок фирмы «Камерон». Превенторы, изготовленные стан-
дартно, применяются для работы в сероводородной среде.
По стандарту Американского нефтяного института (6А) все превенторы раз-
делены на пять классов, классификация последних приведена в табл. П.68.
В процессе использования двух плашечных превенторов в противовыбросо-
вом оборудовании в зависимости от ожидаемых условий возможны их следую-
щие перестановки: 1-я—ПГ-К-ПТ; 2-я—ПК-ПТ-К; 3—ПТ-ПГ-К; 4-я—ПТ-К-ПГ.
Обозначения следующие: ПГ — превентор с глухими плашками; К — кресто-
вина; ПТ — превентор с трубными плашками.
При первом и втором вариантах, если спущены бурильные трубы, то можно
ПГ заменить на кольцевой (КП) или на вращающийся (ВП) превенторы. Эта
компоновка позволит расхаживать бурильный инструмент. Кроме того, в первом
варианте при обнаружении утечки в трубе под ротором можно доспустить ко-
лонну до нижнего превентора и перекрыть затрубное пространство трубными
плашками нижнего превентора.
В процессе установки трех плашечных превенторов — два с трубными и
один с глухими плашками — возможны девять вариантов компоновки блока
противовыбросового оборудования. На промыслах США наибольшее распростра-
нение получили компоновки ПТ-ПГ-К-ПТ; ПТ-К-ПГ-ПТ.
В первом случае сдвоенный превентор устанавливают вверху над кресто-
виной, во втором — под крестовиной. Во втором случае отводы от колонных
головок используют как выкидные линии. Если в компоновках предусмотрены-
ПВ или ПК, то эти превенторы устанавливаются над трубными или глухими
превенторами.
В превенторах фирм «Кумей» и «Пан» каждый узел имеет индивидуальный-
источник гидравлического управления, что позволяет манипулировать работой
превенторов, включать несколько узлов установки одновременно.
На рис. 11.58 показаны схемы обвязки устья скважин четырьмя превентора-
ми с одной (а) и двумя (б) крестовинами. Превенторы системы АДВ (ADV),
предусмотрены для бурения скважин с АВПД на заболоченных местах, с остров-
ков, а подводные превенторы — для монтажа ниже уровня моря. Схема со-
стоит из спаренного превентора с двумя плашками под трубы, одного превенто-
ра с глухими плашками и одного превентора для газовых скважин. В анало-
гичной системе АДВ предусматривается установка в одном корпусе трех пла-
шек под разные диаметры сверху вниз. Управление осуществляется при помощи-;
трех электрогидравлических систем, каждая из которых независима по отноше-
нию к остальным. Имеется также четвертая независимая управляющая система,,
служащая только для управления главными клапанами и приводимая в дей-
ствие акустически.
Кольцевые уплотнения (сальники) Американского нефтяного института из-
готовляются круглыми, восьмигранными и десятигранными. Каждое уплотнение-
рассчитано на определенное давление — низкое, среднее и высокое. После монта-
жа и демонтажа колонных головок кольцевые сальники подлежат осмотру и
замене. В условиях средних и высоких давлений круглые уплотнения недолговеч-
223-
Рис. П.58. Схемы обвязки устья скважины при вскрытии пластов с АВПД:
•а — с одной крестовиной: 1 — кольцевой превентор, 2 — плашечный превентор, 3, 4 — спа-
денные превенторы, 5 — крестовина, 6 — катушка, 7 — выкидная линия, 8 — задвижки, 9—
’колено, 10 — трубопровод; б — с двумя крестовинами: 1— вращающийся превентор (голов-
ка), 2 - задвижка, 3 — выкидная линия диаметром 178 мм, 4 — универсальный превентор,
5 — превентор с трубными плашками, 6 — 102-мм задвижка, 7 — крестовина, 8 — 152-мм за-
движка, 9 — система штуцеров, 10 — превентор с глухими плашками, II — верх шахты под
•полом буровой. 12 — переходная крестовина, 13 — аварийный штуцер, « — аварийная линия
для глушения скважины. 15 — колонная головка
51Ы, особенно при неравномерных затяжках шпилек. Круглые уплотнения уста-
навливают на давления 14, 21 и 35 МПа.
На давление 70 МПа устанавливают восьмигранное уплотнение, а на
105 МПа и выше — десятигранное.
Манифольды противовыбросового оборудования изготавливают фирмы «Ка-
мерон», «Ракер-Шеффер», «Мак Эвой» и др. Они состоят в основном из двух
блоков глушения и дросселирования.
Трубопровод блока глушения принят диаметром 50 мм и по требованию за-
казчика комплектуется дополнительными задвижками и обратными клапанами.
Блок глушения состоит из следующего оборудования:
1) на рабочие давления 14 и 21 МПа; одна или две линии глушения с за-
движками и обратным клапаном, к которым подсоединяется трубопровод от
буровых насосов;
2) на рабочие давления 35, 70 и 105 МПа:
а) две линии глушения — основная, подсоединенная к боковым отводам
крестовины, установленной над нижним плашечным превентором, и аварийная,
подсоединенная к боковому отводу коленной головки;
б) аварийная линия глушения, предназначенная для работы при выходе
из строя основной линии глушения или после перекрытия устья скважины
превентором с глухими плашками [17];
в) блок глушения на рабочее давление 35 МПа с двумя линиями и двумя
задвижками, обратными клапанами на обеих линиях, при этом аварийная ли-
ния может подсоединяться к блоку дросселирования через тройник и отдельным
отводом к буровым насосам;
г) линии блока глушения на рабочие давления 70 и 105 МПа представлены
двумя задвижками и двумя обратными клапанами на каждой;
д) линии блока глушения при 100-мм боковых отводах подсоединяются
через тройник к 100-мм линии манифольда.
224
Блок дросселирования представлен пятью схемами на рабочие давления
14—105 МПа (табл. 11.69).
Манифольды подразделяются па верхний и главный комплекты вместе
с основным клапанным узлом.
Дли бурения скважин па нысоконапорпые газовые горизонты применяют
противовыбросовые превенторы из двух комплектов с трубными плашками,
одного комплекта с глухими плашками, одного пли двух превенторов для вскры-
тия газовых залежей и двух крестовин с четырьмя отводами. Нередко исполь-
зуются два спаренных превентора, имеющих плашки под трубы разного диамет-
ра н глухне, как в системе АДВ. При бурении скважин на газовые залежи число
превенторов с глухими плашками увеличивается (АДВ). Разработаны проекты
для двух комплектов глухих и четырех комплектов трубных плашек; кроме
пн о, в резерве должны быть дополнительный набор плашек и два превентора
для газовых скважин. Превенторы системы АДВ не требуется демонтировать
для трубных плашек при переходе с одного диаметра бурильных труб на
лруюй.
При помощи блока дросселирования пятой схемы поток из скважины на-
правляется в любой дроссель и на сепаратор, отбойную камеру, амбар, емкости
или при помощи байпасной линии второго блока — в сепаратор.
Фирма «Камерон» выпускает также блок дросселирования на 35 МПа, в ко-
тором аварийный выкид соединен крестовиной с выкидом регулирующих шту-
церов. За регулируемыми штуцерами установлено по одной задвижке. На этих
задвижках указаны давления 70/35 или 35/21 МПа, т. е. если минофольд
15—3037
225
Таблица 11.69
Характеристика манифольдов ОП (США)
Номер схемы Рабо- чее давле- ние, МПа Оборудование Условный диаметр проходного сечения линии дросселирова- ния и задвижек дюймы (мм)
1 14, 21 и 35 Две главные задвижки с РП и ГП Два дросселя—регулируемый и быст- росменный По одной задвижке за каждым дрос- селем и на линии аварийной разрядки Линия дросселирования— 2(51), 3(75) и 4(100) Дроссели —2 (51) После штуцерных ка- мер— 3’/2 (89)
2 35 Две главные задвижки с РП и ГП Три дросселя—регулируемый и два быстросменных, устанавливаемых на общем коллекторе с 51-мм боковыми отводами Линия дросселирования— <4>/г (114) - Дроссели—2 (51), зад- вижки —2(51) Линия после дросселей— З’Л (84)
3 70 Две линии дросселирования (основная и аварийная) Комплектация основной линии анало- гична комплектации блока дросселиро- вания на 35 МПа, но над дросселями две задвижки Аварийная линия дросселирования со- стоит из двух главных задвижек с РП, из которых одна—для подсоединения с основной линией дросселирования, а другая—на боковом отводе Линия дросселирования— 37» (’02) Аварийная линия дроссе- лирования—2 (51)
4 105 Схема блока дросселирования анало- гична схеме на рабочее давление 70 МПа Основная линия дроссе- лирования 2’/» (65)
5 70 Шесть регулируемых дросселей—по три с каждой стороны крестовины (ос- новной линии). Между крестовиной и коллектором дросселей принято уста- навливать две задвижки и блок дрос- селирования на 35 МПа, включающий два прямоточных регулируемых дрос- селя фирмы „Свако” с задвижками. Блоки соединены двумя задвижками на 70 МПа с РП и ГП
Примечание. РПи ГП—ручной и гидравлический приводы.
226
рассчитан на 70 МПа, то задвижка за штуцерами устанавливается на
35 МПа.
При бурении скважин в заболоченных местах приняты различные системы
обвязки устья и манифольда, последняя и блочном исполнении, где часто сов-
мещены блоки глушения и дросселирования. Блок манифольда включает четыре
регулируемых дросселя с ручными и один с дистанционным управлением. В бло-
ке манифольда предусмотрены три задвижки — дне до дросселя и одна за ним.
Такая схема разрешает переключи и. дроссели в одном из узлов, не прекращая
управления скважиной. -1
В схеме предусмотрено подключение на скважину буровых насосов и на-
сосов высокого давления (ЦА) по двум выходным линиям; если требуется, то
закачку ведут по третьей линии — через линию глушения. Задвижки подразде-
ляются на главные (стволовые) и боковые. Первые имеют гидравлическое или
пневматическое дистанционное управление, а вторые — ручное управление.
К главным задвижкам предъявляются повышенные требования: гидравлическое
автоматическое закрывание задвижки и компенсация статического давления.
Отдельные задвижки автоматически закрываются пружиной и под дейст-
вием давления скважинной среды. Давление действует непосредственно в поло-
сти под шибером, в котором выполнено вертикальное отверстие, соединяю-
щееся с полостью вод шибером.
Фирма «Ракер-Шеффер» выпускает задвижки с компенсирующими камера-
ми большого и малого объемов. Закрывание задвижек автоматическое, с по-
мощью пружины
Гидравлические пульты управления превенторами и задвижками выпуска-
ют фирмы -(иоард и Стивенсон», «Кумей», «Камерон-Пейн», «Хайдрил» и
«P.’IKep-Шсффср».
11а установках предусмотрены два вида привода распределителей насосно-
аккумуляторного блока: пневматический и электрический. Пневматический при-
вод выполнен от ппевмоепетсмы буровой. Главным элементом пульта управле-
ния ЯНЛЯГ1СН иасоспо аккумуляторный блок; он выпускается в трех модифика-
циях (сериях), in вторых каждая разделена на определенное число базовых
установок. 2-1 упаковки серин S, 18 серии G и 18 серии Е.
Пневмогидравлические аккумуляторы выпускаются четырех типов: баллон-
ный с гибкой диафрагмой объемом 37,85 л; баллонный поплавковый объемом
75,7 л; баллонный поплавковый объемом 113,55 л; паровой объемом 302,8 л.
Максимальное давление жидкости в аккумуляторах 21 МПа, рабочее дав-
ление yciaiioiihii 10,5 МПа.
В пулые предусмотрен регулирующий клапан с дистанционным приводом
для регулирования давления в запорной камере кольцевого превентора и на
насосно-аккумуляторном блоке с помощью регулятора. На пульте имеются
предохранительные устройства против случайного включения приводов.
Фирма «Камерон» комплектует манифольды стальными тройниками упро-
щенной конструкции. Число шпилек для соединения узлов и труб увеличено до 8.
Кольцевая канавка под металлическую прокладку выполнена рядом с про-
ходным сечением тройника. Кроме того, со стороны подвода труб на тройнике
нарезаны резьбы для аварийных ситуаций. Фирма «Камерон» комплектует ма-
нифольды противовыбросового оборудования фонтанными штуцерами различ-
ных IIUIOI1.
15*
227
Супер-штуцеры и газоотделители США
За рубежом выпускаются штуцеры различных типов: корпусные, нерегули-
руемые, регулируемые и супер-штуцеры. Супер-штуцер позволяет изменять сече-
ние штуцерного отверстия, закрывать и открывать плашки штуцера при опреде-
ленных подачах насоса и давлении в выкидной линии. При изменении положе-
ния плашек (степень закрытия и открытия) давление на супер-штуцере стаби-
лизируется медленно — от 0,015 до 0,030 МПа за 1 с.
Для замера давления в гидравлической системе манифольда перед штуце-
ром к крану высокого давления, находящемуся на отводе катушки колонной
головки, присоединяется через тройник датчик давления, который передает сиг-
налы изменения давления в кольцевом пространстве на манометр пульта управ-
ления штуцера. Наличие манометров, показывающих давления на насосах и
в кольцевом пространстве, перед штуцером, непосредственно на пульте супер-
штуцера значительно облегчает управление скважиной. Супер-штуцер позволяет
стабилизировать давление.
Супер-штуцеры выпускают фирмы «Дрессер-Свако» и «Камерон» (США).
Супер-штуцер фирмы «Дрессер-Свако» является гидравлическим и обеспечи-
вает непрерывность изменения сечения штуцерного канала от максимального
(примерно 51 мм) до полного перекрытия канала. Штуцер рассчитан на рабо-
чее давление 70 МПа.
Два отполированных карбидовольфрамовых диска с полукруглыми отвер-
стиями создают перекрытие за счет поворота подвижного диска на 180° относи-
тельно фиксированного диска. Регулируя перекрытие отверстия в дисках, обес-
печивают требуемое сечение для потока раствора. Перемещение дисков осу-
ществляется вращающимся приводным механизмом типа зубчатая рейка —
штифт. Штуцером управляют с отдельной панели управления, находящейся на
буровой. Супер-штуцер фирмы «Дрессер-Свако» рекомендуется устанавливать
как дополнительный штуцер к нерегулируемому штуцерному манифольду, и при
этом все элементы нормального манифольда могли использоваться независимо
от супер-штуцера. На выкиде между штуцером и крестовиной устанавливают
две задвижки высокого давления и придают два манометра на 70 МПа. Име-
ются два протектора диафрагменных манометров и два гидравлических шланга
длиной 15 м для подвода и снятия показания давления на стояке и в затруб-
ном пространстве и подвода их к панели управления.
Супер-штуцер предназначен для контроля за выбросами на скважинах, спус-
ко-подъема труб под давлением (регулируемое перемещение), закачки легких
жидкостей при освобождении прихваченных труб, закачки утяжеленных раство-
ров, откачки жидкостей перед ремонтом и закачки после ремонта.
Фирмой «Свако» разработан супер-штуцер для работы в сероводородной
среде. Конструкция этой модели аналогична конструкции первой модели супер-
штуцера.
Конструкция регулируемого штуцера фирмы «Камерон» незначительно отли-
чается от конструкции супер-штуцера. Штуцер этой фирмы выпускается с ди-
станционным и ручным управлением. Штуцер с дистанционным управлением
выдерживает давление при дросселировании 25—28 МПа.
На выкидах крестовины часто устанавливают два штуцера и более с двух
станций управления, укомплектованных обратными клапанами. Одним штуце-
ром всегда управляют с основной панели, а вторым — со вспомогательной. При
228
наличии шлангов от стояка, затрубного пространства и пульта штуцеров все
линии затрубного пространства, бурильных груб, линии открытия и закрытия
соответствующих штуцеров находятся вместе.
На буровых, где возможны газопроявления и фонтаны, дистанционные
средства связи выполняются изолированными. С помощью пневматических бло-
кирующих клапанов создастся изоляция от остальных линий, и они включают-
ся одновременно с одной стинцин.
За рубежом рпзработпп штуцерный клапан со сжимающим устройством.
Штуцерный клапан включает толстостенную резиновую трубку; под действием
гидравлическою сжатия отверстие в центре трубки может уменьшаться от
50 мм до О, регулируя противодавление на пласт.
На буровой объединения Грознефть на выкиде противовыбросового обору-
дования установлен супер-штуцер с пультом управления. На штуцерном блоке
смонтированы штуцеры трех типов — ДР-80Х350; ДБ-80Х350 и супер-штуцер.
Супер-штуцер имеет дистанционное управление (фирма «Дрессер-Свако»),
оно выведено к основному пульту управления, рядом с пультом гидравличе-
ского управления превенторами.
11опадапие газонефтяной смеси в буровой раствор во время бурения — наи-
более опасное явление, приводящее к серьезным осложнениям и проявлениям.
Ряд фирм в США выпускает газоотделители различных конструкций [66], уста-
навливаемые на одной из выкидных линий противовыбросового оборудования.
Фирма «Дрилко» изготовляет газоотделители с погружным центробежным на-
сосом, кроме того, распылительная емкость приподнята на расчетную высоту.
Газоотделшсль работает при атмосферном давлении. Спиральная форма вса-
сывающего патрубка от центробежного насоса заставляет поток бурового раство-
ра образовывать вращающуюся воронку выше центра крыльчатки насоса. При
этом газ выводится в атомосферу через корпус насоса.
Фирма «Велко» изготовляет газоотделительную установку модели 5200,
где используется двойной эжектор. В состав газоотделители входят: специаль-
ная камера, трубки Вентури, двойной эжектор, наклонные перегородки, циклон-
ный сепара гор и емкость для дегазированного раствора.
Фирма «Кумой» выпускает газоотделитель, в котором газированный раствор
проходит через два сепаратора циклонного типа. После сепараторов газирован-
ный раствор сбрасывается по отражающим перегородкам в вакуумную камеру.
Вакуум в камере создается посредством трубки Вентури. Выделившийся из
рпетиорв газ вытесняется из вакуумной камеры и направляется к факелу.
Фирма «Джплограф» выпускает газоотделитель, который имеет независимый
индивидуальный привод и состоит из вакуумного насоса, отражающих перего-
родок, поплавкового клапана и перекачивающего насоса. Газоотделители фирмы
«Свако» используются при значительном разгазировании раствора.
В США распространен вакуумный дегазатор с двумя камерами. Он выпол-
нен п виде цилиндрического горизонтального корпуса, на котором установлены
203 мм труба для принятия газированного раствора и вакуумный насос. Вели-
чина разрежения 0,02—0,04 МПа в зависимости от плотности раствора. Раствор
поступает в цилиндрический корпус и, полностью заполняя его, растекается по
щей длине трубы на отбойные пластины.
Hi нижнего корпуса раствор перекачивается струйным насосом во вторую
емкость. Струйный насос работает от поршневого при давлении 1,05 МПа; про-
пускная способность дегазатора около 38 л/с.
229
Вакуумный дегазатор непрерывного действия, разработанный в Австралии,
состоит из цилиндрической емкости, внутри которой находится приемная труба
с клапаном, и дегазационных конусов для увеличенного расхода дегазируемого
раствора, В нем предусмотрен поплавковый клапан для регулирования вакуума.
Дегазированный раствор удаляется в гидроциклон водяным насосом, имеющим
сдвоенный эжектор, который направляет выделившийся газ на камеры. В сепа-
раторе осуществляется окончательная дегазация промывочной жидкости.
Фирмой «Стевард и Стивенсон» разработана установка для дегазирования
раствора JC-1OOO, в котором предусмотрены улучшенная система вакуума и
ряд больших перегородок с целью дегазации бурового раствора. Установка
дегазирует растворы высокой вязкости и плотности. Система перегородок имеет
V-образную форму и состоит из четырех групп; в системе использовано до
20 м2 перегородочных пластинок. Буровой раствор течет тонкими слоями (струй-
ками) по перегородкам. Газ с поверхности раствора отсасывается при помощи
вакуумных разрядов до того, как раствор достигнет дна установки, где спи-
ральный бур, вращаемый электромотором мощностью 8—16 кВт, возвращает
дегазированный раствор в приемную емкость бурового насоса.
Для эффективного дегазирования раствора устройство приводится в дейст-
вие автоматическими поплавковыми выключателями и отдельными стартерами.
Для визуального наблюдения за работой установки и очистки от шлама в ее
конструкции предусмотрены боковые съемные окна. Установка JC-1000 контро-
лирует плотность бурового раствора.
Характеристика установки JC-ЮОЭ
Давление газа, МПа..................6,02; 0,027; 0,034; 0,041;
0,047; 0,054; 0,061
Объем удаленного газа, м3/мин.......1,30; 1,25; 1,19; 1,13; 1,08;
1,02; 0,96; 0,85
Частота вращения электромотора, об/мин 1800
Дегазационная установка монтируется над двумя приемными отстойниками
бурового раствора.
Привод вакуумного насоса выполнен во взрывобезопасном исполнении, мощ-
ность его 3,7 кВт, частота вращения 1800 об/мин, в нижней части корпуса
смонтирован шнек, приводимый во вращение электродвигателем мощностью
7,5— 15 кВт. После дегазации жидкость шнеком возвращается в циркуляционную
систему. Дегазатор работает автоматически с помощью поплавковых регуля-
торов.
Оператором установки задается величина разрежения вакуума, от которой
зависит производительность дегазатора.
На буровой всасывающая труба дегазатора опускается в емкость с разга-
зированной жидкостью, а сливная труба — в резервуар с дегазированной жид-
костью.
Габаритные размеры дегазатора JC-1000: длина 4000 мм, ширина 1500 мм,
высота 3000 мм; масса 2040 кг.
Оборудование устья морских скважин в США
Развитие морского бурения скважин связано с поисками и освоением ме-
сторождений нефти и газа под дном морей и океанов. Большое внимание уде-
ляется выбору и направлению конструктивных разработок в области установки
противовыбросового оборудования. Если в нашей стране основным направле-
230
нием является установка противовыбросового оборудования под рабочей буро-
вой площадкой, т. е. выше уровня воды в море, то за рубежом (США) полу-
чили распространение три варианта монтажа противовыбросового оборудования:
под буровой площадкой, ниже уровня моря, а на отдельных месторождениях —
на дне моря. Противовыбросовое оборудование доставляется в блочном испол-
нении к месту работы и устанавливается па фланце колонной головки.
Типы превенторов и схемы их монтажа принимаются с учетом обеспечения
контроля давления в межколонном пространстве и ликвидации газонефтепро-
явлений. Секции превенторов имеют один диаметр проходного сечения для труб
всех диаметров. При морском бурении скважин число превенторов на устье
больше, чем па обычных скважинах. В большинстве случаев устье оборудуют
тремя и более превенторами, из которых три плашечных и один универсаль-
ный. Если на суше схема обвязки состоит из превентора с глухими плашками,
крестовины, превентора с трубными плашками, универсального и вращающегося
превенторов, то на устье морских скважин обвязка усложнена и последователь-
ность сборки следующая: превентор с глухими плашками, крестовина, два пре-
вентора с трубными плашками и два универсальных превентора. Нередко устье
оборудуется четырьмя плашечными превенторами, из которых один с глухими
плашками, а выше плашечных превенторов устанавливают два универсальных
типа D.
Увеличение числа превенторов при морском бурении вызвано большими
затратами па ликвидацию проявлений, чем на ликвидацию выбросов из скважин
па суше. В основном используются плашечные превенторы на 75 и 105 МПа и
универсальные на 21 и 35 МПа. Последние служат для герметизации устья
скважины вокруг бурильной трубы, ведущей штанги, каната и каротажного
кабеля.
Превенторные установки монтируются внутри блочной рамы, и число кре-
стовин принимается равным двум.
В США разработана схема обвязки противовыбросового оборудования для
морского бурения на арктических островах. Для этой цели было разработано
искусственное утолщение океанского льда с тем, чтобы он мог выдержать се-
рийные наземные установки разведочного бурения. Скважины были пробурены
до глубины 272 м, превенторное оборудование располагалось над водой. Перед
началом бурения на дне океана устанавливалась направляющая плита и устье
закреплялось водоотделяющей колонной. После бурения и спуска кондуктора
затрубное пространство цементировали, а на колонну труб монтировали про-
тивовыбросовое оборудование. Устьевое оборудование (колонная головка, водо-
отделяющая труба, превенторные установки) натягивали канатами при помощи
двух гидравлических цилиндров. Для долива скважины от емкости к катушке
подводили отдельную линию, смонтированную выше универсального превентора.
Целесообразность монтажа превенторов под уровнем воды или на дне моря
диктуется различными требованиями, основными из которых являются сле-
дующие:
а) сохранение устья скважины при аварийных ситуациях и различных кли-
матических условиях (движение айсберга, колебание волн и др.);
б) снятие плавучих установок без демонтажа противовыбросового обору-
дования и т. д.
На выкидных линиях устанавливают штуцеры регулируемого типа. Жид-
кость, поступающая из скважины, направляется в желобную систему или в спе-
231
цнальные амбары. При морском бурении вращающиеся превенторы устанавли-
вают в редких случаях, причем используют универсальный превентор, давление
в котором регулируют таким способом, чтобы при малых утечках жидкости
можно было расхаживать и вращать инструмент.
Фирмами, производящими установки дистанционного управления противо-
выбросовым оборудованием на море, являются «Стевард и Стивенсон» («Ку-
мей»), «Камерон-Рейне», «Хайдрил» и «Ракер-Шеффер». Установки предусмат-
риваются для использования на искусственных островках (суша), эстакадах и
плавучих буровых судах. Управление установки состоит из насосно-аккумулятор-
ного блока, основного и вспомогательного пультов управления, шлангов, кабе-
лей и трубопроводов для рабочей жидкости. Часто основной и вспомогательный
пульты управления соединены с насосно-аккумуляторной установкой многока-
нальным шлангом и электрокабелем.
Фирма «Стевард и Стивенсон» выпускает насосно-аккумуляторные блоки
трех серий S, G и Е, отличающиеся по степени сложности и приводом — элек-
трическим или пневматическим. Серий могут быть комбинированными, всего
фирма предлагает более 60 базовых установок. Давление в аккумуляторах под-
держивается равным 10,5 и 21 МПа; рабочее давление в гидросистемах, равное
10,5 МПа, поддерживается регулирующим клапаном. Пневмогидравлические
аккумуляторы выпускаются трех типов: S — баллонный с гибкой диафрагмой
объемом 37 и 85 л; G — баллонный поплавковый объемом 75,7 и 113,55 л; В —
шаровой объемом 302,8 л.
Принцип работы такой же, как на пультах управления при бурении скважин
на суше:
а) перемещается рукоятка (нажатие электрокнопки) на основном пульте
и подается сигнал на привод распределителя насосно-аккумуляторного блока;
б) привод перемещает золотник распределителя в соответствующее положе-
ние и жидкость поступает из баллонов в полость гидропривода превентора или
задвижек.
Объем жидкости в аккумуляторах равен объему, необходимому для закры-
вания установленных превенторов, плюс 50% запаса.
В схеме управления предусмотрен регулирующий клапан с дистанционным
.приводом для регулирования давления в запорной камере универсального пре-
вентора и на насосно-аккумуляторном блоке. Фирма «Стевард и Стивенсон»
предусматривает пневматическое и электрическое дистанционные управления
распределителями. На пультах управления предусмотрены: графическое изобра-
жение управляемого оборудования с расположением рукояток распределите-
лей; горизонтальнее перемещение для исключения их повреждения; устройство
против случайного включения. Пульты пневмогидравлический и электрический
.на установках дублируют друг друга.
При бурении морских скважин с подводным расположением устья ранее
использовали пульты управления с гидравлическим приводом распределителей.
В настоящее время действуют две или три линии связи, третий канал связи —
ультразвуковой. Часто гидроаккумуляторы располагают тоже под водой, монти-
руются они на блоках превенторов. Для контроля параметров и состояния пре-
венторов применяют датчики.
Установки дистанционного управления подводным расположением противо-
выбросового оборудования по типу привода делятся на:
232
а) гидравлические, где подводные распределители имеют гидравлический
привод, рекомендуется использовать до глубины моря 610 м (фирма «Стевард и
Стивенсон»);
б) электрогидравлические, где распределители имеют электропривод, реко-
мендуется использовать до глубины моря 915 м;
в) телеметрическое (мультиплекс), где подводные распределители имеют
электропривод, но сигнал поступает в подводный коллектор в кодированном
виде, рекомендуется применять па глубине свыше 915 м.
В установке с гидравлическим пультом управления предусмотрен многока-
нальный гидравлический шланг диаметром 25,4 мм для подвода жидкости дав-
лением 21 МПа от насосного блока в аккумуляторы и диаметром 3,17 мм для
подачи жидкости давлением 2,5 МПа.
Гидравлическая силовая установка включает насосы, резервуары, регуляторы
и клапаны для эксплуатации системы. Аккумуляторная батарея хранит гидрав-
лическую жидкость под высоким давлением для мгновенного использования и
не содержит резиновых перегородок или полостей, которые могут быть помехой.
Панель управления бурильщика расположена в буровом здании, она обеспечи-
вает дистанционное (кнопочное) управление главной панелью управления, нахо-
дящейся за пределами буровой. Электрическая минипанель дистанционного
управления обеспечивает дистанционное управление силовой гидроустановкой и
главной папелыо управления из безопасного места; обычно она расположена
в жилом помещении. Зарядное устройство батарей держит блок батарей пол-
ностью заряженным па случай аварийного использования.
Установка комплектуется двумя лебедками (2 шт.) для многоканальных
шлангов, двумя лебедками для тросов, служащих для спуска шлангов, двумя
коллекторами-соединителями и подводными аккумуляторами.
Принцип работы заключается во включении соленоидного привода пневма-
тического распределителя, при этом сжатый воздух подается в цилиндр привода
гидравлического распределителя. Шланг малого диаметра служит для поступле-
ния жидкости в полость управления подводного распределителя с целью ее от-
крытия, а шланг большого диаметра — для поступления жидкости в гидроприво-
ды превенторов и задвижек. Такая система управления позволяет замену шлан-
гов без подъема превенторов и быстрый демонтаж. Число команд и соответ-
ственно число шлангов низкого давления —до 40, время на срабатывание под-
водного распределителя — не более 6 с от нажатия кнопки на пульте до откры-
вания подводного распределителя при глубине моря 457 м, наружный диаметр
многоканального шланга 94,4 мм.
В настоящее время широко используются установки электрогидравлического
типа для дистанционного управления бурением скважин с подводным располо-
жением устья. На этих установках подводные распределители имеют электро-
привод и вместо многоканального шланга используется шлангокабель. Шланго-
кабсль включает в себя шланг для подвода жидкости, а по периметру — элек-
трокабели с металлической оплеткой. Применение шлангокабеля позволило ис-
ключить из комплекта • установки лебедки с тросами и ' использовать энергети-
ческий силовой блок. Коллекторы опускаются на шлангокабеле.
Установка состоит из силового блока, центрального контрольного блока,
принимающего сигналы от пультов управления (основного и вспомогательного),
niicociio аккумуляторного блока, шлангокабеля.
233
Установка электрогидравлического типа управления позволяет управлять
противовыбросовым оборудованием с двух пультов и с центрального контроль-
ного блока. Она имеет большее число команд (100), чем гидравлический тип
управления, при диаметре шлангокабеля 63,5 мм.
Фирма «Камерон» разработала мультиплексную электрогидравлическую си-
стему управления превенторами при подводном бурении скважин. Вся система
может быть разбита на три подсистемы: а) поверхностная — панель управления
бурильщика, гидросиловые и аккумуляторные узлы, центральная панель управ-
ления, установки бесперебойного снабжения и разделения; 2)‘ связки между по-
верхностным и подводным оборудованием; 3) две подводные станции управле-
ния, содержащие насыщенные электронные системы, распределительные задвиж-
ки, регуляторы давления, золотниковые клапаны и, если необходимо, гидравли-
ческие аккумуляторы.
Два насыщенных подводных управляющих манифольда (различаемые как
желтый и голубой) расположены на опорной плите на нижней части узла мор-
ского стояка, принимают электрокабель и направляют высоконапорную гидрав-
лическую жидкость с помощью распределительных задвижек с электро- или гид-
роприводом к рабочему цилиндру для выполнения определенных функций.
Соленоидные пилотные задвижки с электроприводом в подводной станции
управления выполняют команды с помощью многоступенчатой коммуникационной
системы. Пилотный соленоид возбуждается при выключении кнопочного выклю-
чателя на любой из панелей управления. Световое табло показывает, когда ка-
тушка каждой из задвижек возбуждена, т. е. указывает положение задви?кки.
Когда распределительная задвижка переведена в открытое положение, лампа
индикации положения (открыто или закрыто) загорается вместе с надписью
«открыто», т. е. показывается правильное положение блока и распределительной
задвижки.
В мультиплексной электрогидравлической системе предусмотрены резервуар
гликоля и разделяющая установка.
Резервуар гликоля является хранилищем для антифриза, который смеши-
вается с рабочей жидкостью системы. Узел имеет резервуары и насосы для по-
дачи к силовой установке.
Разделяющая установка обеспечивает взаимосвязь между панелью буриль-
щика и центральной панелью управления с двумя электрическими кабелями
управления. Она обычно располежена в чистом, безопасном месте. Бурильщик,
таким образом, имеет возможность управлять всеми функциями блока, шкаль-
ными и кнопочными приборами регулирования давления, измерительными при-
борами и световыми индикаторами.
Центральная панель (пульт) управления одинакова с панелью бурильщика
и укомплектована такой же аппаратурой для функциональной работы.
Многожильный силовой и коммуникационный кабель обеспечивает много-
ступенчатую силовую и коммуникационную связь с подводными манифольдами.
Превенторная установка часто смонтирована ниже уровня воды. Подводное
противовыбросовое оборудование состоит из превенторов типа U с клиновыми
фиксаторами, клапана безопасности между плашечными превенторами и уни-
версального превентора. Выше него обвязка устья монтируется в следующем
порядке: цанговая соединительная муфта, универсальный превентор, универ-
сальный шаровой узел, телескопический узел, а по бокам обвязки проложены
отводы от крестовины — линии глушения и дросселирования.
234
Мультиплексная электрогидравлическая система включает: установку непре-
рывной подачи электроэнергии, центральную панель управления, установку гид-
роэнергии с панелью управления дивертером, блок аккумуляторных батарей,
центральную гидравлическую линию, катушки силового кабеля и аварийные
гидравлические шланги.
В нижней части прсвспторпого блока установлены отражатель и импульс-
ный приемопередатчик для акустического контроля и действия на узлы уста-
новки гидроэнергии. Система управления превенторами двойная — электрическая
и гидравлическая. В электрической системе установлены соленоидные клапаны и
регуляторы, а в гидравлической — блок насыщения и действующее управление.
Передача обеспечивается через проверочную и двойную передающую аппарату-
ру. Акустическая система способна передавать ультразвуковые волпы (УЗК),
телесигналы и управляющие команды. Она получает информацию от контрольно-
измерительных приборов стояка и угла поворота шарового узла. Электрическая
система проводит контроль всей системы и непрерывный контроль блока насы-
щения манифольда.
Электрогидравлическая система укомплектована двумя электрическими ка-
белями и гидравлическим шлангом. Закрытие и открытие превенторов осуще-
ствляется гидравлической системой, а получение информации — электроакусти-
ческой системой. Мультиплексный комплекс позволяет все операции с превенто-
рами проводить через силовой кабель. Кроме того, предусмотрена мультиплекс-
ная подводная управляющая система манифольда.
Электрогидраплпчсские ветви управления противовыбросовым оборудовани-
ем и отводы крестовины смонтированы по бокам обвязки с целью предотвра-
щения колебаний волнами моря и их повреждения. Фирма «Камерон» допускает
использование любого числа дискретного аналога управления и каналов считы-
вания. На нижнем основании буровой площадки устанавливают две катушки
спускаемого и аварийного гидравлического шлангов и катушки силового блока.
Центральная капель управления и установка гидроэнергии связаны с па-
нелью управления бурильщика. Блок аккумуляторных батарей значительно уве-
личен для непрерывной работы в течение длительного времени.
Фирма «Камерон» разработала акустическую систему управления превентор-
пыми установками для подводного бурения. Акустическая коммуникационная
система выполнена с целью установления двусторонней коммуникационной свя-
зи между подводной и поверхностной частями и выявления функционального
состояния. Акустическая система состоит из зарядного устройства поверхностных
и подводных батарей, поверхностного узла управления, портативных передат-
чиков. Последние смонтированы на двух трубах и опущены в море до верхнего
превентора. Подводная система ОП состоит из универсального превентора и
блока плашечных превенторов.
Па отводах спаренных превенторов предусмотрены узлы подводных задви-
жек, подводные аккумуляторы и блок подводных батарей. В нижней части бло-
ка превенторов, на его горизонтальном узле установлены подводные передат-
чики и удлинители подводного передатчика. Управление превенторами кодиро-
вано и должно обеспечить независимую работу нескольких установок (превен-
торы, задвижки, штуцеры) на заданном прослушиваемом участке. Сигнальная
сметем,а должна дать сигнал оператору на поверхности о подводном нарушении
работы превепторной установки и задвижек.
235
Акустическая система использует передающее устройство с тремя тонами:
один представляет I двоичной системы, другой — преобразователь 0, а третий
используется между двумя тонами для отбивки и приемки. Кроме того, эта си-
стема должна выполнить разбивку от данных предыдущего тона к текущему.
Сигналы, посылаемые с поверхностного узла управления, принимаются подвод-
ными передатчиками и передаются на подводный узел управления превентора-
ми. Подводный блок зарядного устройства состоит из батарей и аккумулято-
ров, число последних от 4 до 6. Весь комплекс превенторов, задвижек, аккуму-
ляторов, батарей и узел управления смонтированы на вертикальном блоке. Вер-
тикальный блок соединен с фланцем колонной головки при помощи четырех
массивных уголков.
Фирма «Камерон» установила, что предлагаемые передающие устройства
являются рациональными и имеют регулируемую длину передачи. Выходное
напряжение в поверхностном оборудовании — 500 В в преобразователь, смон-
тированный на корпусе поверхностной установки, 400 В — в портативный пре-
образователь. Управление панелью осуществляется двумя руками. Кнопка пере-
дачи нажимается вместе с кнопкой требуемой функции для включения передат-
чика. Испытательная установка моделирует электронагрузку подводного соле-
ноидного клапана, проверяет электрические характеристики подводной системы
и контролирует подводные батареи. Поверхностные зарядные устройства бата-
рей, кроме заряжания батарей обеих систем, позволяют создавать автоматиче-
скую циркуляцию свежего воздуха через камеру подводной батареи перед за-
рядкой и в процессе зарядки.
Телеметрическая система дистанционного управления противовыбросовым
оборудованием с подводным расположением устья создана фирмой «Стевард и
Стивенсон». Установки рекомендуются для применения на глубине моря до
3658 м [9].
Установки телеметрического типа для дистанционного управления с под-
водным расположением устья более совершенны, чем с гидравлическим и элек-
трогидравлическим пультами управления. Телеметрическая система подает высо-
кочастотные импульсы на электронный блок, установленный ниже противовыбро-
сового оборудования, а жидкость подается под давлением по отдельному шлангу.
В телеметрической установке имеются электронные блоки — на поверхности и
на устье под водой. Электрический сигнал с пульта управления передается на
центральный контрольный блок, затем в электронный блок, а после кодирова-
ния — в подводный электронный блок. Сигнал декодируется, подается на буро-
вую (сигнал о принятии команды), и надводный электронный блок повторяет
команду.
В комплект установки телеметрического типа включена аварийная акусти-
ческая система для управления двумя превенторами, двумя задвижками и верх-
ней соединительной муфтой при выходе из строя основного управления. Акусти-
ческие сигналы направляются и принимаются гидрофонами, установленными на
буровой и блоке превенторов. Подводная акустическая часть состоит из гидро-
фона, декодирующего и исполнительного устройств и пневмогидравлических
аккумуляторов. Противовыбросовое оборудование монтируется задвижками фир-
мы «Камерон», «Мак Эвой» и др.
Манифольд противовыбросового оборудования изготавливается по трем схе-
мам на рабочие давления 21, 35, 70 МПа и выше. Число задвижек увеличено
по сравнению с блоками задвижек, устанавливаемыми на буровой при соору-
236
жении скважин на суше. На линии дросселирования имеются две задвижки
с гидроприводом.
Фирма «Ракер-Шеффер» выпускает задвижки типа СВ с компенсирующими
камерами малого и большого объемов. Задвижки автоматически закрываются.
Фирма «Мак Эвой» выпускает задвижки модели С для работы под водой
с системой автоматического впрыскивания замазывающей массы. Задвижки мо-
дели ЕИ применяются на выкидных линиях для предотвращения гидравличе-
ского давления на закрытие, когда две задвижки установлены на нескольких
предохранителях от взрыва (блокаут-превентор).
Подводное оборудование фирмы «Мак Эвой» для подводного бурения со-
стоит из стволовой подводной задвижки, блокирующего клапана, отводных и
V-образных секущих или составных блокирующих задвижек. Конструкция под-
водных установок усовершенствована таким образом, что установки могут ис-
пользоваться на удлиненных обсадных головках скважин.
В состав манифольда включают регулируемый дроссель с дистанционным
управлением.
Выкидные линии от подводного противовыбросового оборудования (глуше-
ния и дросселирования) имеют сложную конструкцию и разветвления. Выше
уровня моря линия дросселирования соединяется с линией глушения. Фирмой
разработана типовая схема манифольда для подводного расположения противо-
выбросового оборудования. Линия глушения подключена к насосам высокого
давления и к буровым насосам. Линия дросселирования заканчивается отводами
на сепаратор и на факел. Линия глушения соединена с линией дросселирования.
В обвязке предусмотрен регулируемый дроссель.
ГЛАВА III
ПОДГОТОВКА К ВСКРЫТИЮ ПЛАСТОВ С АВПД,
СОДЕРЖАЩИХ СЕРОВОДОРОД
Изучение основных закономерностей возникновения выбросов показало, что
газонефтепроявления отмечаются при бурении газовых и газоконденсатных сква-
жин в процессе вскрытия пластов с аномально высокими пластовыми давлениями,
вследствие недооценки геологических и нарушения технологических факторов.
Газовые выбросы особенно ярко проявляются в газовых залежах с несколькими
этажами газоносности и в залежах с активным движением подошвенных вод.
Появляются неуправляемые перетоки пластовых газов из одного горизонта
в другой, при этом газ заполняет пористые пласты в литологическом разрезе или
движется по стволу скважины с огромной пластовой энергией, нарушая нор-
мальный процесс ее проводки.
Необходимо проводить следующие профилактические и подготовительные
работы по вскрытию продуктивных объектов с АВПД ,[21, 30]:
а) определить готовность противовыбросового оборудования и скважины
к вскрытию пласта;
б) установить на устье дополнительное герметизирующее устройство и вы-
кидные линии;
в) усилить промывку и увеличить противодавление на пласты;
г) дегазировать буровой раствор;
д) обучить буровые бригады правилам работы с противовыбросовым обору-
дованием и управлению скважиной на случай газонефтепроявления;
е) установить комплект контрольно-измерительных приборов для определе-
ния содержания газа в буровом растворе;
ж) контролировать механическую скорость бурения;
з) приготовить объем промывочной жидкости;
и) строго следить за режимом бурения, предусмотренным геолого-техниче-
ским нарядом;
к) прогнозировать пластовое давление.
В УБР (экспедиции) перед вскрытием газовых горизонтов и горизонтов
с АВПД составляется план работы на вскрытие продуктивного горизонта, раз-
рабатываются мероприятия по предупреждению выбросов, составляются времен-
ные инструкции, подготовительные и технологические документы.
Газовый пласт разбуривается при максимально допустимой подаче насосов.
Перед вскрытием газового (газоконденсатного) пласта в колонну бурильных
труб включают обратный клапан или специальное запорное устройство, которое
должно быть установлено ниже ведущей трубы.
При простоях бурящейся скважины длительностью более одного месяца
вскрытые газовые пласты изолируются цементным мостом. Особое внимание уде-
ляется газовым горизонтам, содержащим в большом количестве сероводород,
и методам его нейтрализации.
На устье скважины, содержащей в нефтяном газе сероводород (Ширяевская
площадь), установлена колонная головка в антикоррозионном исполнении фирмы
238
Рис. III.1. Обвязка
устья скважины, содер-
жащей в нефтяном газе
сероводород (Ширяев-
ская площадь):
1 — труба первой 324-мм об-
садной колонны; 2 — секция
нижней обсадной ю.пноьий
головки 324X245 фирмы
«Мак Эвой»; 3 — секция
промежуточной обсадной
головки 245Х178 фирмы
«Мак Эвой»; 4 — крестови-
на превентора; 5 — превен-
тор с глухими платками;
6 —* превентор с трубными
плашками; 7 — переходная
катушка с плашечного пре-
вентора на ПУГ; 8 — уни-
версальный превентор; 9 —-
разъемная катушка; 10^
разъем ны Й ко роб
11 и
8 000
«Мак Эвой»; крестовина и плашечные превенторы предусмотрены для среды, со-
держащей сероводород (рис. III. 1).
При содержании в нефтяном газе сероводорода более 6% обвязка устья
ек11.'1Ж11ны и выкидные линии монтируются из коррозионностойких труб.
1 In рис. III.2 приведена схема обвязки скважин на Астраханском газоконден-
сатном месторождении. Колонная головка и задвижки фирмы «Мак звон», а от-
воды— фирмы «Сумитомо» (Япония).
239
Затрубное пространство об-
садной колонны цементируется
органо-минеральным тампонаж-
ным цементом до устья скважины.
На устье устанавливают про-
тивовыбросовое оборудование
ОП2Г-230Х500 и один превентор
ПУГ-230Х350 или два превенто-
ра ППГ-230Х700 румынского про-
изводства, крестовина с превен-
торной установки НДУ-230Х700
также румынского производства.
Расстояние между стойками вы-
кидных линий 6 м.
На ряде буровых по оконча-
нии сборки выкидных линий на-
кладки со стремянками стопорят-
ся фиксаторами пли стопором на
сварке от возможного их смеще-
ния в стойке.
Задвижки на линии дроссели-
рования с дистанционным управ-
лением открыты, а в процессе
бурения закрыты.
Нейтрализация H2S. Важным
мероприятием является нейтрали-
зация сероводорода в буровом
растворе. На буровых предприя-
тиях страны и за рубежом име-
ется несколько способов предот-
вращения поступления сероводо-
рода в буровой раствор ,и ней-
трализации его в самом растворе.
Для предотвращения поступ-
ления H2S в буровой раствор
последний, как правило, утяже-
ляют с целью ограничения при-
тока газа из пласта. Однако, не-
смотря на это, H2S все же по-
ступает в ствол скважины с вы-
буренной породой, а также вслед-
ствие диффузии, гравитационного
замещения, поршневая и сниже-
ния противодавления на пласт
во время подъема инструмента и
недолива скважины.
На Астраханском газокон-
денсатном месторождении раз-
работан метод нейтрализации
240
сероводорода при бурении скважины с помощью альметьевского глинопо-
рошка. Добавка этого глинопорошка частично нейтрализует H2S при плот-
ности раствора 1,18—1,30 г/см3. Требуемое количество глины рассчитывается на
максимальное количество газа, которое может поступить в буровой раствор.
Добавка ведется в пределах 0,6—1,0 г глины на 6 мг H2S.
Например, если за полный цикл бурения поступление сероводорода в раст-
вор составляет 300 м3, то для его нейтрализации требуется 60—70 т глинопо-
рошка, а при поступлении 450 м3 газа — 90—105 т глинопорошка. В альметьев-
ском глинопорошке содержится 2,1% FeO и 6,06% Fe2O3. Реакция нейтрализа-
ции сероводорода протекает успешно при размешивании в приемных отстойни-
ках, очистных устройствах, циркуляционной линии и в самой скважине. Интен-
сивность нейтрализации H2S зависит от водородного показателя бурового раст-
вора pH. Диапазон значений pH буровых растворов — от 8 до 12, скорость
реакции при температуре 20 °C, атмосферном давлении и рН=6 составляет
6 мг H2S на 1 г глины в 1 ч.
Реакция нейтрализации после ввода альметьевского глинопорошка протекает
с образованием следующих веществ:
FeO-]-H2S=FeS-|-H2O;
Fe2O3-j-3H2S=Fe2S3-|-H2O.
Для нейтрализации H2S в буровом растворе применяют различные реаген-
ты, выбор и ввод которых зависят от плотности раствора, количества H2S в нем
и температуры скважинной среды. Наиболее широко при нейтрализации ис-
пользуются следующие реагенты: каустическая сода, Т-66, губчатый магнетит
Н-5, карбонаты меди и цинка и импортный реагент «Айроннт Спонж».
При вводе 0,2—0,4 кг каустической соды (NaOH) на 1 кг H2S образуются
нестабильные сульфиды, снижающие pH раствора.
Для нейтрализации H2S и поддержания рН=9,5-ъ10 раствор обрабатывают
NaOH в количестве 0,2% от циркулирующего объема. Добавка NaOH для ней-
трализации H2S эффективна лишь при плотности бурового раствора у=1,2-ъ-
-т—1,3 г/см3; кроме того, каустическая сода неэффективна при выбросах.
На Астраханском своде применяют комбинированную добавку нейтрализа-
торов, чтобы полностью исключить возможность выделения опасного газа, осо-
бенно в ветренную погоду.
Комбинированная добавка состоит из альметьевского глинопорошка, реаген-
та Т-66 и нейтрализатора Н-5. Реагент Т-66 нейтрализует сероводород менее
эффективно, чем губчатый магнетит Н-5.
Для Т-66 температура раствора должна быть более 45 °C. Этот реагент
применяют при плотности раствора у=1,5-г-1,8 г/см3 и нередко вводят как пено-
гаситель.
Нейтрализатор Н-5 — порошок; он вступает в реакцию аналогично аль-
метьевскому глинопорошку, образуя сульфидное железо. Практика его примене-
ния на Астраханском своде показала, что активность Н-5 выше активности
глинопорошка и реагента Т-66; например, 1 г Н-5 может нейтрализовать
115 мг H2S. Для нейтрализации 300 м3 H2S потребуется 4 т Н-5, а 450 м3
H2S 6 т Н-5.
На Аксайской площади объединения Нижневолжскнефть используют же-
лезистый порошок марки ЖС-7, выпускаемый в Волгограде в металлических
16—3037 241
бочках массой 200 кг каждая. Порошок мягкий, его добавляют в циркуляцион-
ную систему в количестве до 2% от объема бурового раствора с учетом перио-
дичности его обработки. Часто в качестве катализатора при нейтрализации H2S
и понизителя вязкости при повышенных забойных температурах используется
хромпик. ЖС-7 добавляют при содержании в растворе до 6% H2S.
На Тенгизской площади в раствор вместе с ЖС-7 вводят хлоркальциевый
пеногаситель Т-66. Параметры раствора замеряют до ввода нейтрализатора и
после него.
Во ВНИИБТ разработан нейтрализатор сероводорода — р’еагент ВНИИБТ-1,
вводимый в буровой раствор. Реагент самовоспламеняется, не образует в ре-
зультате реакции токсичных соединений. Он является сильным окислителем и
вследствие этого вступает в реакцию с сероводородом и образует нейтральные
устойчивые соль и серу, которые выводят из раствора механическими очистите-
лями. Реагент улучшает параметры раствора, так как снижает его вязкость,
водоотдачу и глинистую корку.
На нефтяных и газовых предприятиях Министерства геологии СССР нейтра-
лизация H2S проводится в отстойнике вместимостью 80—100 м3, заполненном
известковым молоком. Его приготовляют 75%-ной концентрации в воде, расход
извести па 100 м3 суспензии составляет 60—75 т. Буровой раствор по дополни-
тельной закрытой желобовой системе направляется в амбар.
Для дегазации раствора на Астраханском своде циркуляционная система
оборудуется трапом и двумя дегазаторами ДВС-2. Газ от дегазаторов отводит-
ся принудительно по трубопроводу в земляной амбар, заполненный известковой
суспензией.
Глинистый раствор в запасных емкостях и амбарах регулярно перемеши-
вается, контролируется; его параметры должны соответствовать параметрам,
указанным в ГТН.
Американская фирма «Ироннто» поставляет присадку к буровому раствору
«Айронит Спонж» — активный железный порошок.
При наличии H2S в растворе присадка вступает в химическую реакцию с об-
разованием пирита.
«Айронит Спонж» добавляют в буровой раствор как барит, средняя кон-
центрация его составляет 2,83 кг/м3. Фирмой разработана методика контроля
концентрации нейтрализатора с помощью магнита и трубки АНИ; трубка слу-
жит для определения содержания песка в буровом растворе.
Раствор заливают в сосуд объемом 1 л и разбавляют водой, затем сосуд
медленно вращают. К сосуду подносят сильный магнит, чтобы притянуть маг-
нитный материал. Повторно раствор промывают струей воды и контролируют
содержание нейтрализатора по трубке и по шкале на ней. Каждое деление по
шкале равно 5,5 кг/м3.
Плотность сухого материала находится в пределах 4,5—4,6 г/см3, крупность
частиц — от 1,5 до 50 мкм, из них 90% имеют крупность 2—20 мкм. Материал
обладает весьма малым магнетизмом и вследствие этого не прилипает к стенкам
бурильных и обсадных труб. Поставляется в мешках массой 22,7 кг и в бара-
банах по 200 кг.
При малом содержании сероводорода в растворе для его нейтрализации ис-
пользуют карбонаты меди (Милгард) и цинка (Сулфикс). Малая скорость ре-
акции препятствует использованию карбонатов цинка и меди при большом со-
держании H2S. По данным фирмы «Айронит Спонж», в процессе нейтрализации
242
медь осаждается на бурильных трубах, а хлорное железо (0,1%) и каустическая
сода (0,1—0,4%) нейтрализуют H2S только в воде.
В процессе комбинированной обработки применяют и карбонат меди. При
добавлении акустической соды образуется сернокислый натрий, вступающий
в реакцию с карбонатом меди с образованием сернокислой меди, инертной в бу-
ровом растворе. Излишки сернокислого натрия удаляются из раствора. Для
нейтрализации H2S используют и хлорное железо.
Хлорное железо вводится 10—18%-ной концентрации. При использовании
ZnCl2 и NaOH добавляют по 50% каждого реагента.
Сероводород сорбируется гематитом и минералами, состоящими из окиси
железа Fe2O3.
Гематит содержит 50—65% железа; при взаимодействии с окисью железа
H2S поглощается.
Для вскрытия продуктивных горизонтов, содержащих сероводород, фирмой
«Шелл Ойл» рекомендуется буровая установка, оборудованная двумя высоко-
оборотными центрифугами. Циркуляционная система состоит из трех резервуа-
ров вместимостью по 95 м3; для бурового раствора и пресной воды имеется
6 резервуаров общей вместимостью 382 м3.
Реагент Т-66 является побочным продуктом нефтехимического синтеза изо-
прена из изобутилена и формальдегида и представляет собой соединения класса
1,3-диоксацикланов. Согласно техническим условиям Уфимского нефтяного ин-
ститута, Т-66 должен отвечать следующим требованиям:
содержать не более 2% диметилдиоксана и не более 10% легких фракций,
выкипающих при температуре до 170 °C;
иметь температуру начала кипения 125 °C и температуру вспышки в откры-
том тигле 85 °C.
Реагент Т-66 — легкоподвижная маслянистая жидкость желто-коричневого
цвета, обладает поверхностно-активными свойствами. При добавлении к глини-
стым и нефтеэмульсионным растворам на углеводородной основе является пено-
гасителем вследствие высокой полярности реагента. Плотность реагента
1,03 г/см3, температура замерзания ниже —25 °C, растворимость в воде до 90%,
обладает смазывающим свойством. Безопасное содержание реагента в воздухе
—10 мг/л. Верхний предел концентрации паров в воздухе 51%, а нижний 30,6%.
В процессе контактирования и смешивания с водой и кислородом воздуха не
взрывается и не горит.
Обладая хорошей растворимостью, он эмульгирует в растворах с повышен-
ной минерализацией фильтрата. Реагент Т-66 термостоек до температуры 250 °C.
С возрастанием температуры способность Т-66 нейтрализовать H2S повы-
шается, при 200 °C реагент мгновенно взаимодействует с сероводородом.
В процессе бурения скважин на Астраханском своде при добавке Т-66 се-
роводород нейтрализовался неполностью. На полноту химической реакции с се-
роводородом влияют катализаторы (НС1, Na2CO3, ZnCl2, глины, карбонатные
породы). Реакция продолжается от 15 мин до 2—3 ч.
Реагент Т-66 выпускает Куйбышевский завод синтетического каучука.
Добавка в раствор проводится самотеком из емкости в количестве 1—3%
от обкома циркулирующего раствора. Вначале вводят 3%, а затем 1% через
каждые 150—200 м бурения. Ниже приводится примерный план работы по
вскрытию пласта, содержащего H2S.
16* 243
ПЛАН РАБОТЫ ПО ВСКРЫТИЮ ПРОДУКТИВНОГО ГОРИЗОНТА
Перед вскрытием пластов составляют и утверждают план работы.
Сведения о скважине
1. Проектные данные; глубина — 4000 м; продуктивный горизонт — башкир-
ский ярус.
2. Конструкция: кондуктор диаметром 426 мм на 54,8 м, цемент до устья;
промежуточная колонна диаметром 299 мм на 950 м, цемент до устья; про-
межуточная колонна диаметром 219 мм от 850 до 2524 м, цемент поднят до
башмака предыдущей обсадной колонны.
23. Ожидаемое пластовое давление 46 МПа; глубина кровли продуктивного го-
ризонта 3800 м; конечная глубина скважины 4000 м; пластовое давление 44 МПа.
4. Параметры бурового раствора для вскрытия продуктивного горизонта —
•согласно ГТН; тип бурового раствора — стабилизированный, минерализованный;
запас раствора — 200 м3 в рабочих приемах и 100 м3 в запасных емкостях.
5. Вскрытие и бурение продуктивного горизонта предусматривается следую-
щей компоновкой: долото (тип, размер) — СВК-190/80СТЗ, снаряд «Недра», УБТ
диаметром 146 мм, трубы из стали группы прочности Д длиной 200 м; буриль-
ные трубы ТБПВ 127X9 из стали группы прочности Д длиной 740 м; ЛБТ
129X11 из сплава Д16Т — до устья.
6. Продуктивный горизонт вскрывают после обследования буровой комис-
сией во главе с главным инженером УБР (экспедиции), представителем ВПФЧ,
геологом и механиком экспедиции при наличии письменного разрешения.
Перед вскрытием продуктивного пласта и при дальнейшем его бурении не-
обходимо выполнить следующие мероприятия:
1) провести комплекс электрометрических и других исследований, чтобы
уточнить интервалы проницаемых пластов и параметры глинистого раствора
в зависимости от пластового давления и глубины вскрытия кровли продуктивно-
го отложения;
2) иметь в приемных отстойниках и в запасных емкостях глинистый раствор
указанных параметров; раствор, находящийся в запасных емкостях, перемеши-
вать через каждые 4 сут с регистрацией параметров в журнале;
3) иметь на буровой два обратных клапана под бурильный инструмент,
опрессованных на 20 МПа, и акты на опрессовку;
4) при вскрытом продуктивном горизонте проверять работоспособность пре-
вентора каждую вахту и перед каждым спуском и подъемом инструмента;
5) при подъеме инструмента доливать раствор в скважину постоянно из до-
ливкой емкости;
6) при простоях, ремонтах и любых других остановках более 1 ч следует
поднять инструмент или спустить его в безопасную от прихватов зону, навинтить
обратный клапан и закрыть превентор. Необходимо проводить промывку сква-
жины каждые 8 ч не менее одного-двух циклов;
7) при изменении параметров раствора следует принять меры по доведению
их до нормы (пропускать раствор через дегазатор, утяжелять местной комовой
глиной, утяжелителем, обрабатывать реагентами по согласованию с технологи-
ческой службой и т. д.).
8) спуск инструмента с глубины 500 м проводить с включенным гидротор-
мозом. Поднимать инструмент до башмака колонны на II скорости и далее на
III во избежание поршневания;
9) дополнительно проинструктировать всех членов бригады об условиях бу-
244
рения скважин при вскрытии пластов, содержащих сероводород. Иметь на бу-
ровой средства для контроля окружающей среды (прибор ГХ-4) и полный комп-
лект противогазов. Члены бригады должны быть обучены правильному пользо-
ванию противогазами и правилам оказания первой помощи при отравлениях;
10) при вскрытии продуктивного пласта и пластов, содержащих сероводо-
род, периодически обрабатывать глинистый раствор реагентом Т-66 для нейтра-
лизации сероводорода;
11) в процессе бурения строго руководствоваться инструкцией по предуп-
реждению открытого фонтанирования;
12) перед вскрытием продуктивного горизонта проинструктировать бригаду
о технологии проводки скважин с продуктивными пластами, и составить про-
токол и хранить в деле скважины.
Согласно инструкции, вскрытие и бурение продуктивных горизонтов на
разведочных площадях Оренбургского геологического управления проводится
с соблюдением следующих мероприятий:
1) перед вскрытием продуктивных отложений проводится комплекс элек-
трометрических работ с целью уточнения параметров глинистого раствора в за-
висимости от глубины вскрытия кровли продуктивных отложений;
2) плотность глинистого раствора рассчитывается и поддерживается в со-
ответствии с пластовым давлением в кровле продуктивной толщи плюс 5—7%
запаса, вязкость поддерживается в пределах 70 с;
3) содержится запас раствора в объеме, равном двукратному объему сква-
жины, с параметрами согласно ГТН;
4) параметры раствора при бурении и промывке замеряются через каждые
30 мин с отметкой в журнале (2-й помощник бурильщика наблюдает за выхо-
дом циркуляции);
5) раствор, находящийся в запасных емкостях, перемешивается через каж-
дые 4 дня с регистрацией параметров раствора в журнале;
6) на буровой содержатся два обратных клапана под инструмент, опрес-
сованные на 20 МПа, с актами на опрессовку;
7) перед подъемом, спуском инструмента и вскрытием продуктивного го-
ризонта (каждую вахту) контролируется работоспособность превенторной уста-
новки, система обогрева при личном участии мастера и ИТР;
8) вскрытие продуктивных отложений (бурение «высоких» скважин на
Оренбургском валу) проводится под дополнительным контролем ИТР по гра-
фику;
9) доливная емкость вместимостью 20 м3 должна быть постоянно запол-
ненной;
10) при подъеме инструмента следует непрерывно доливать скважину раст-
вором;
11) при спуске инструмента с глубины 300 м включается гидротормоз, что-
бы избежать создания избыточного гидродинамического давления на пласт.
Инструкцией предусмотрен ряд технологических мероприятий [27]:
1. При остановках (простои, ремонты, аварии) инструмент должен быть
спущен в башмак колонны или подошву солей (в безопасную от прихватов
зону), навинчен обратный клапан, закрыт превентор. Следует каждую вахту
промывать скважину в течение одного-двух циклов. Спуск инструмента после
простоев проводить с промежуточными промывками через каждые 200 м. При
изменении параметров следует принять меры по доведнию их до нормы (про-
245
пустить раствор через дегазатор, обработать сивушным маслом, утяжелить ба-
ритом, обработать реагентами).
2. При кратковременных остановках и простоях располагать муфту буриль-
ной трубы на расстоянии 1 м над ротором для удобства при навинчивании
обратного клапана.
3. При частичном поглощении следует приподнять инструмент с муфтой
первой бурильной трубы на 2 м над ротором и продолжить закачку раствора
в объеме до 40 м3, постоянно замеряя параметры глинистого раствора.
4. При значительных поглощениях для восстановления циркуляции поднять
инструмент до башмака предыдущей колонны или в безопасную от прихватов
зону, постоянно доливая скважину, навинтить обратный клапан, закрыть пре-
вентор, периодически (1 раз в 8 ч) заполнять скважину через затрубное про-
странство. Подготовить раствор для пополнения емкостей до 2-х объемов сква-
жины.
5. Если частичное поглощение продолжается и выделяется сероводород, то
необходимо поднять инструмент полностью, постоянно доливая скважину. После
подъема инструмента немедленно спустить бурильную колонну (без долота и
УБТ) в башмак колонны или в безопасную зону и восстановить промывку.
6. При полном поглощении и выделении сероводорода следует прекратить
бурение, поднять инструмент на II скорости в башмак колонны или в безопас-
ную зону, постоянно доливая скважину, навинтить обратный клапан и ведущую
трубу, долить скважину через затрубное пространство и закрыть превентор, сле-
дить за возможными проявлениями на отводе в желоб (пузырьки газа, дви-
жение воздуха, раствора). При переливе раствора в желоб закрыть задвижку
и следить за ростом давления в затрубном пространстве. Периодически под-
качивать буровой раствор в затрубное пространство не реже одного раза в 2 ч.
7. В случае увеличения давления на устье следует периодически его сни-
жать и закачивать в скважину через затрубное пространство глинистый раствор
(по 0,5—1 м3) до снижения давления.
8. В случае проявления (перелив, выплескивание, выделение газа через
устье) в процессе спуско-подъемных операций необходимо немедленно навинтить
обратный клапан и ведущую трубу, закрыть превентор, промыть скважину до
выравнивания параметров глинистого раствора.
9. В случае проявлений при полностью поднятом инструменте следует за-
крыть превентор с глухими плашками.
При наличии загазованности на буровой необходимо остановить работу всех
дизелей, потушить источник огня, от которого может произойти загорание. Ра-
боту проводить в противогазах, всем работающим находиться с наветренной
стороны.
11. При возникновении газонефтепроявлений и выбросов в отсутствие мас-
тера бурильщик является ответственным за подачу сигналов в культбудки и
котельную, а также за эвакуацию всех людей в безопасную зону.
12. Бурение можно продолжать при восстановлении полной циркуляции и
наличии в запасе двукратного объема глинистого раствора.
ТРЕБОВАНИЯ К БУРЕНИЮ СКВАЖИН С АВПД НА ПРИМЕРЕ
ОРЕНБУРГСКОГО ГАЗОКОНДЕНСАТНОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ
В процессе бурения скважин наибольшую опасность представляют скважи-
ны с аномально высокими пластовыми давлениями (АВПД), приводящими к га-
246
зонефтепроявлениям в процессе бурения и подъема бурильной колонны. Эти
проявления отмечаются на газовых и газоконденсатных месторождениях Край-
него Севера.
При бурении скважин с АВПД в производственных организациях состав-
ляются требования, содержащие определенные технологические и организацион-
ные мероприятия. В эти требования включаются вопросы качества крепления
скважин до продуктивного пласта, обвязки устья ОП и промывки скважин.
В качестве примеров приводятся требования, предъявляемые к бурению
скважин на Оренбургском газоконденсатном месторождении и Астраханском
своде.
1. Устье скважин должно быть оборудовано тремя превенторами — двумя
ППГ-230Х320 и одним ПУГ. На буровой устанавливается дублирующий пульт
управления превенторами.
2. Обсадная колонна, предшествующая вскрытию основной продуктивной
толщи (диаметром 299, 325 мм), компонуется из труб группы прочности Д или
С-75 согласно расчету. Перед спуском каждую трубу опрессовывают на давле-
ние 20 МПа.
3. Превенторная обвязка должна позволяеть закачивать глинистый раствор
буровыми насосами в затрубное пространство при закрытом превенторе через
манифольд путем установки отсекающей задвижки на стояке.
4. Рабочие емкости должны быть оборудованы мерной рейкой с ценой де-
ления 5 м3.
5. Спускать инструмент с глубины 300 м нужно с включенным гидротор-
мозом.
6. Поднимать инструмент от забоя до башмака колонны безопасной зоны
следует на II скорости, далее от башмака до устья — на III скорости во избе-
жание поршневания.
7. После спуска инструмента необходимо промывать скважину в течение
одного цикла, перед подъемом инструмента и по окончании бурения — в течение
двух циклов.
8. При появлении запаха газа следует работать в противогазах с коробкой
КД, определить содержание сероводорода прибором ГХ, вывести людей в без-
опасную зону (наветренную сторону).
В объединении Оренбурггеология при опробовании газовых горизонтов
с АВПД в обвязке противовыбросового оборудования предусматривается на-
личие ПУГ.
МЕРОПРИЯТИЯ ПО ПРЕДУПРЕЖДЕНИЮ ВЫБРОСОВ
НА АСТРАХАНСКОМ СВОДЕ
1. Обеспечить закрытую систему циркуляции промывочной жидкости с при-
нудительным отсосом. С этой целью на верхнем фланце ПУ Га следует устано-
вить направляющий патрубок и сливное разъемное колено, от которого идет
сливной патрубок в жело.бную систему, с обязательным уклоном 10° по всей
длине от устья до мерников. Газ отсасывается центробежным электровентиля-
тором ЦЧ-70, имеющим взрывобезопасное защитное исполнение. Конец трубки
от вентилятора длиной 150 м направляют в земляной амбар, заполненный из-
вестковой суспензией.
2. Для дегазации раствора в циркуляционной системе необходимо устано-
вить трап и два дегазатора типа ДВС-2. Газ от дегазаторов отводят принуди-
247
тельно по трубопроводу в земляной амбар, заполненный суспензией для ней-
трализации H2S. Превенторная установка и колонная головка должны быть за-
ключены в короб, состоящий из тканевых щитов.
3. Насосная группа должна быть на расстоянии 50 м от устья буровой.
Буровую вышку и насосные сараи необходимо утеплять мягкими тканевым»
укрытиями, позволяющими быстро открывать стенки сараев и проветривать
в случае появления газа.
4. Необходимо обеспечить принудительное проветривание указанных поме-
щений, устьевого оборудования, желобной системы и сараев приемных емкостей
подачей сжатого воздуха компрессором ЗИФ-5 или вентилятором.
5. Проводить профилактические мероприятия:
в процессе спуска бурильных труб — промежуточные промывки длительно-
стью 1,5 цикла на глубинах 2000, 3000 и 4000 м;
в конце каждого рейса долота перед началом подъема инструмента необ-
ходимо наблюдать за уровнем раствора (нет ли перелива через устье). Про-
мывать в течение 1,5 цикла.
6. Инженерно-технические работники должны присутствовать при вскрытии
продуктивного горизонта, содержащего сероводород.
Загазованность зоны определяется переносным газоанализатором, безопас-
ность работы обеспечивается вентилятором, индивидуальными средствами защи-
ты, предохранительными приспособлениями, безыскровым инструментом, проти-
вопожарными средствами.
Каждый работающий на буровой обеспечивается индивидуальным фильт-
рующим противогазом с коробкой марки КД.
1. В фильтрующих противогазах разрешается работать на открытых, хо-
рошо проветриваемых площадях после контроля воздушной среды.
2. Запрещается работать в фильтрующих противогазах в местах, где воз-
можно внезапное выделение газа в больших объемах с последующим накопле-
нием.
3. В загазованной среде при содержании H2S до 0,5% и О2 в атмосфере
до 16% необходимо применять фильтрующие промышленные противогазы,
а при больших концентрациях H2S — изолирующие дыхательные аппараты
(АСВ-2, «Кавасаки»),
4. Для контроля и обнаружения газопроявления па буровой следует уста-
навливать газокаротажную станцию АТС с круглосуточным включением при-
боров. С момента обнаружения газопроявления осуществлять постоянный конт-
роль за наличьем и количеством H2S в газе с помощью газоанализатора ГХ-4
и дефектора фирмы «Рикен».
5. На видном открытом месте буровой установить флюгер для наблюдения
за направлением ветров и анемометр для определения их скорости. Необходимо
устанавливать систему контроля за концентрацией H2S в воздухе с помощью
переносного газоанализатора ГХ-4 при температуре воздуха от 5 до 35 °C или
прибора «Рикен».
Местами отбора проб являются площадки у ротора, пульта верхних дизе-
лей и буровых насосов, блок очистки бурового раствора, желобная система,
приемные мерники, сушилка и раздевалка для персонала буровой.
Анализ воздуха следует проводить 1 раз в смену, при появлении в воздухе
H2S — через каждые 15—20 мин. При появлении H2S дальнейшее углубление
248
скважины прекращают; нельзя проводить работы при отсутствии ветра и увлаж-
ненного H2S. Во влажном состоянии H2S не горит.
При закрытом превенторе давление в затрубном пространстве необходимо
подбирать так, чтобы гидростатическое давление жидкости, заполняющей за-
трубное пространство, превышало давление пласта не менее чем на 15—20%.
ПРЕДОТВРАЩЕНИЕ ГАЗОНЕФТЕПРОЯВЛЕНИЙ
Эффективность герметизации устья зависит от типа и качества монтажа
колонной головки, типа противовыбросового оборудования, установленного на
устье скважины, детального разграничения пластовых давлений по продуктив-
ным горизонтам и мероприятий по недопущению выбросов.
На Астраханском газоконденсатном месторождении используются обсадные
колонны диаметрами 426, 324, 245 и 178 мм, где трубы размером 245X178 мм—
в антикоррозионном исполнении.
Рабочее давление на головки классифицируется по ярусам: верхнему —
70 МПа, среднему — 32 МПа и нижнему — 20 МПа.
Обвязка соответствует схеме 3 по ГОСТ 13862—75. Максимальная рабочая
температура пластовой среды находится в пределах ПО—150 °C.
Ниже приведены диаметры обсадных труб и соответствующие им глубины:
Диаметр, мм...................... 426 325 245 178X168
Глубина, м....................... 300 20С0 3500 4200
Затрубное пространство обсадных колонн качественно цементируется, устье
скважины оборудуется двумя превенторами ППГ-307Х320.
Практикой установлено, что в (процессе разбуривания газонефтяных плас-
тов количество газа, поступающее в раствор, прямо пропорционально скорости
бурения пласта и объему выбуренной породы. Чем выше (коэффициент кавер-
«озности, тем больше газа попадает в раствор. При этом (количество газа, по-
падающего в единицу объема глинистого раствора, обратно пропорционально
скорости циркуляции. Вследствие этого в процессее прохождения продуктивных
пластов с АВПД ограничивается скорость проходки и увеличивается скорость
циркуляции.
Наблюдаются случаи, когда выходящая из скважины жидкость содержит
15—20% газа к объему циркулирующего раствора, а каких-либо проявлений не
происходит. Тем не (менее, если не принимать мер по дегазации раствора, то
может значительно повыситься объемное содержание газа в жидкости и насту-
пит условие, когда рпл>Рст, и скважина (Начнет фонтаиировать.
В процессе бурения возможны случаи вскрытия пористых, легкопроницае-
мых пород, способствующих поглощению глинистого раствора. Если выше газо-
носного горизонта находятся неперекрытые высокопроницаемые пласты, то вслед-
ствие колебания противодавления на тазовый пласт может произойти поглоще-
ние и быстрое разгазирование столба промывочной жидкости над газовым плас-
том с последующим выбросом. Газопроявление развивается настолько быстро,
что буровая вахта не успевает принять какие-либо меры по его ликвидации.
Аналогичная картина происходит при подъеме бурильного инструмента без
долива скважины.
Согласно |['28], затрубные газовые проявления после цементирования много-
пластовых скважин в начальный период затвердения цемента вызываются по-
249
ступлением газа в цементный раствор и образованием .каналов между цемент-
ным камнем и коркой глинистого раствора.
Для предотвращения затрубных газовых проявлений рекомендуется исполь-
зовать цементные растворы с низкой водоотдачей, вести закачку с требуемой
скоростью для полного замещения глинистого раствора цементным, во время
закачки цементного раствора расхаживать обсадную колонну, проводить аку-
стический метод контроля в скважине для определения качества цементного
камня в затрубном пространстве.
Необходимо воспрепятствовать даже частичному опорожнению скважины и
изливу из нее бурового раствора, что достигается герметизацией устья. При
недоливе скважины поршневой эффект будет незаметным, поэтому в процессе
подъема инструмента совершенно необходимо постоянно доливать раствор в
скважину. Для удобства расчета требуемого количества раствора для долива
скважины необходимо вычислить, какой объем раствора вытесняют бурильные
трубы, поднятые из скважины, и сопоставить его с объемом раствора в долив-
ной емкости.
Ниже приводится объем 10 свечей бурильных труб:
ТБПВ 127X9 мм...............0,75 м’
ТБПВ 89X8 мм................0,5 м’
Доливная емкость должна быть смонтирована по утвержденной схеме мон-
тажа бурового оборудования.
Скважину следует заполнять с помощью автоматического устройства из
специально градуированной емкости самотеком или с помощью центробежного
насоса.
На практике скважина заполняется после подъема 10 свечей. Выше отме-
чалось, что количество закачиваемой в скважину жидкости должно быть равно
объему (сечению) поднятых труб.
Объем раствора, вытесняемого свечами различного диаметра, можно опре-
делить по табл. Ш.1.
Таблица III.1
Размер труб, мы Толщина стен- ки, мм Объем раст- вора, вытес- няемый одной свечой, м» Размер труб, мм Толщина стенки, мм Объем раство- ра, вытесняе- мый одной свечой, м8
168 8 0,1156 127 9 0,6960
9 0,1257 129 11 0,1200
10 0,1356 147 11 0,1440
И 0,1485
141 8 9 10 И 0,0953 0,1049 0,1144 0,1237 89 8 9 11 0,0551 0,6608 0,0702
114 8 9 10 0,0736 0,0809 0,0884 73 7 9 0,0411 0,0486
250
На буровых объединения Грознефть перед вскрытием нефтегазоводопрояв-
ляющих пластов предусматриваются общие мероприятия, обеспечивающие запас
раствора, материалов и инстумента [29].
1. Запас раствора:
а) для .карагано-чокракоких и майкопских отложений—1 объем скважины,
плотность раствора в которой на 0,1—0,2 г/см3 больше плотности рабочего
раствора;
б) для форамииифсровых, верхнемеловых, нижнемеловых и нижележащих
отложений—1,0—1,5 объема скважины, плотность раствора в которой на
0,3—0,5 г/см3 больше, чем предусмотрено ГТН, и такой же объем рабочего
раствора;
в) запас утяжелителя не менее 500 т, при работе сухим баритом — 200 т,
в процессе углубления скважины необходим© иметь резерв утяжелителя не ме-
нее 250 с, при работе сухим баритом — не менее 100 т.
2. Два обратных клапана; опрессованных на давление 30 МПа.
3. Устройство для открытия обратного клапана.
4. Два шаровых крана, один из которых должен быть постоянно установ-
лен под рабочей трубой.
5. Два крана высокого давления и комплект труб с быстросъемными соеди-
нениями не менее 20 м, опрессованными на давление 40 МПа.
6. Набор штуцеров диаметрами 8, 12, 15, 20, 25 и 30 мм, если бурение ве-
дется с расходом промывочной жидкости не менее 15 л/с—по 2 шт. каждого
диаметра.
7. Специальную бурильную трубу из стали максимальной группы прочности
и минимальной длины с кольцом и меткой, при совмещении последней со сто-
лом ротора замок должен находиться ниже плашек превентора с навинченным
вручную шаровым краном или обратным клапаном (при использовании превен-
торов с гидравлическим управлением разрешается иметь бурильную трубу без
кольца).
8. Еженедельно проверять количество и качество промывочной жидкости
в запасных емкостях путем прокачки полного его объема с замером плотности
и вязкости по всему циклу. Данные замеров записываются в соответствующих
документах.
В соответствии с требованиями Госгортехнадзора буровые установки на за-
водах-изготовителях должны комплектоваться циркуляционными системами,
имеющими полезный объем, указанный в табл. II 1.2.
При бурении скважин, которыми предполагается вскрытие зон с возможны-
ми газонефтепроявлениями или продуктивных горизонтов на вновь разведуемых
Таблица Ш.2
Глубина буре- ния. м Тип буровой установки Полезный объем цирку- ляционной системы, м3 Глубина буре- ния, м Тип буровой установки Полезный объем цирку- ляционной системы, м3
2000 БУ-50 90 5000 БУ-160 180
2500 БУ-90 90 6500 БУ-200 240
3000 БУ-100 120 8000 БУ-250 300
4000 БУ-125 150 10 000 БУ-10000 360
251
площадях и объектах, а также при бурении на газовых и газоконденсатных ме-
сторождениях, на месторождениях с аномально высокими пластовыми давле-
ниями с использованием буровых установок необходимо оснащать их циркуля-
ционной системой указанного в табл. Ш.2 объема, вакуумным дегазатором
(обязательно для газовых, газоконденсатных и нефтяных с высоким газовым
фактором скважин), механизмами для быстрого приготовления и непрерывного'
утяжеления бурового раствора (типа БПР).При обеспечении этих скважин колон-
ными и превенторными установками, удовлетворяющими по прочности условиям
герметизации устья при открытом фонтанировании и смонтированными в соответ-
ствии с требованиями ГОСТ 13862—75, следует поддерживать двукратный объем
запаса бурового раствора (скважины), который должен участвовать в циркуля-
ции. Кроме того, на скважине должен быть запас глинопорошка, химических
реактивов и утяжелителя; время создания этого запаса и его объем по согла-
сованию с вышестоящей организацией и военизированной службой по преду-
преждению и ликвидации фонтанов должны быть предусмотрены в проекте на
строительство скважины, указаны в геолого-техническом наряде и режимно-тех-
нологической карте. Водоотдача глинистого раствора должна быть ограничена
для предотвращения поршневания в скважине.
Основные факторы, вызывающие поршневой эффект: повышенная скорость
подъема инструмента, глинистая корка большой толщины вследствие повышен-
ной водоотдачи глинистого раствора, высокая вязкость раствора, образование
сальника на долоте.
При бурении всех других скважин количество и время создания запасного
раствора или материалов для быстрого и качественного его приготовления
определяются геолого-технической службой по согласованию со службой по пре-
дупреждению и ликвидации открытых фонтанов и указываются в проекте и ре-
жимно-технологической карте.
Для скважин с АВПД предусматривается следующий запас инструмента на
буровой:
а) обратные клапаны на каждый размер бурильных труб, опрессованные на
соответствующее давление (применение переводников под обратные клапаны за-
прещено) ;
б) корпус штуцера и три вкладыша с диаметрами отверстий 12, 18 и 25 мм
для установки на блоке дросселирования;
в) два фланца с патрубками и шпильками для подключения заливочного
агрегата к выкидным линиям превенторов;
г) технические средства для замены превенторов и задвижек в процессе
фонтанирования;
д) две прямоточные задвижки;
е) 1 баллон азота;
ж) омедненный слесарный инструмент.
Кроме того, предусматриваются в резерве переводники на трубы и очистные
средства.
При наличии большого числа утяжеленных бурильных труб на буровой не-
обходимо предусмотреть: а) резервный переводник с бурильного инструмента
на УБТ; б) наличие под ведущей трубой протектора против истирания верхней
трубы промежуточной колонны; в) наличие исправных деталей и узлов меха-
низмов для приготовления и очистки утяжеленного раствора — гидроциклонов,
вибросит, РСМ, вакуумных дегазаторов, глиномешалок.
252
Вскрытие газовых горизонтов с аномально высоким пластовым давление»
должно проводиться после проверки буровой к готовности вскрытия и наличия;
соответствующего акта и плана работ. На буровой должны быть два обратных
клапана и два шаровых крана.
В период разбуривания пластов с АВПД вахта должна ежедневно прове-
рять: работоспособность доливного устройства, ФСМ, вакуумного дегазатора и;
глиномешалки; наличие масла в баке пульта управления превенторами и давле-
ние в гидроаккумуляторе; типы и положение штуцерных дросселей; наличие
аварийной трубы с обратным клапаном; правильность настройки задвижек на-
манифольде.
Для условий возможного выброса и газопроявлений разрабатываются сле-
дующие технологические правила.
1. Вскрытие пласта с повышенным давлением должно осуществляться-
в присутствии ответственного лица при наличии плана работ на случай газового
выброса. В этом плане должна быть отражена двусторонняя телефонная связь
с управлением буровых работ, тампонажной конторой и базой производствен-
ного обеспечения.
2. В случае большого этажа газоносности проводка скважин должна про-
водиться опытными бригадами.
3. При начавшемся переливе промывочной жидкости и снижении ее плотно-
сти на 0,03—0,05 г/см3 необходимо утяжелять раствор при циркуляции его через
выкидной трубопровод крестовика, создавая дополнительное давление на устье
в соответствии с планом аварийных работ и действующих инструкций.
4. В период разбуривания продуктивных пластов ограничить скорость пуска,
и подъема бурильной колонны труб с целью недопущения гидроразрыва выше-
лежащих пластов и поддержания величины градиента давления в скважине не
ниже градиента пластового давления.
В АзНИПИнефти критическую скорость подъема бурильной колонны реко-
мендуется определять из условия равенства суммарного значения градиента
давления, возникающего в затрубном пространстве скважины при подъеме, и мо-
дуля градиента давления по толщине газоводонефтепроявляющего пласта, най-
денного для данной площади.
Критическая скорость подъема бурильной колонны определяется по
формуле
(Р/^)г—.
“в - bp'/l,
ыо=О,75 ив,
(III.1>
(1П.2)
где (р/Н)г — модуль градиента давления в затрубном пространстве, МПа/м;
(р/Н)3 — модуль градиента давления нефтегазопроявления пласта, МПа/м; р —
давление пласта, МПа; /о — длина бурильной колонны; Н — глубина вскрытого
продуктивного пласта, м; «о — скорость подъема бурильной колонны, не приво-
дящая к нефтегазопроявлению пласта, м/с; Др0— уменьшение гидродинамиче-
ского давления в скважине при длине инструмента /0 и скорости подъема и0.
Значение величины Др0 определяется разностью давлений pi—р2=Лро, где
Pi — величина давления в циркуляционной системе при промывке; р2 — то же,
при подъеме бурильной колонны длиной 1а со скоростью и0.
5. Важное значение имеет регулирование СНС промывочной жидкости, не-
обходимого для предотвращения «сифона» при подъеме бурильной колонны.
253
Величина СНС не должна превышать 3,0—3,5 Па за 1 мин при коэффициенте
тиксотропности, равном 2—3.
6. В процессе разбуривания пластов с АВПД используются геофизические
‘Данные и по шламу, и керновому материалу:
а) удельное электрическое сопротивление пород, скорость распространения
продольных акустических волн, рассеянное гамма-излучение, профиль и кри-
визна скважины; замеры проводятся в зонах резкого изменения порового дав-
ления через 50—100 м;
б) по рекомендациям Кавказского филиала ВНИИнефтепромгеофизики отби-
рают шлам с целью определения порового давления в толще проходимых пород
в промежутках между геофизическими исследованиями;
в) определяются плотность пород, литологический состав, пористость и га-
зовая проницаемость.
Данные анализов и замеров позволяют получить поровое давление, давле-
ние на забое, давление гидроразрыва и коэффициент Пуассона. На основании
данных порового давления и геофизических исследований строится график кри-
вых градиентов порового давления и давления гидроразрыва.
7. При вскрытом газовом горизонте необходимо:
а) осуществлять промежуточные промывки во время спуска и подъема бу-
рильной колонны труб;
б) проверять превенторы на закрытие и открытие плашек перед каждым
подъемом колонны; проверку проводят со вспомогательного пульта управления;
в) периодически контролировать объем жидкости в приемных отстой-
никах;
г) в случае появления разгазированиого раствора в потоке при промывке,
а также пузырьков газа немедленно закрыть устье скважины превентором и
приступить к усиленной закачке раствора;
д) в случае внезапного выброса открыть рабочие задвижки на одной вы-
кидной линии и закрыть устье скважины превенторами;
е) при работе с комбинированной колонной труб следует устанавливать три
превентора: верхний — с глухими плашками, средний — под большой диаметр
бурильных труб п нижний — под меньший. При наличии ПУГ превентор с глу-
хими плашками не устанавливается;
ж) перед спуском эксплуатационной колонны, перекрывающей продуктивные
горизонты, в одном из превенторов устанавливать плашки под диаметр спускае-
мой эксплуатационной колонны.
После вскрытия продуктивного горизонта необходимо принимать следующие
меры предосторожности:
а) постоянно доливать скважину при подъеме инструмента, а также при
ведении электрометрических работ и простоях;
б) в случае простоя спускать инструмент до башмака промежуточной ко-
лонны или кондуктора и герметизировать устье;
в) в интервале продуктивного горизонта спуско-подъемные работы прово-
дить с пониженной скоростью во избежание гидроразрыва пласта;
г) не допускать «поршневання» скважины при подъеме, предотвращать
образование сальников;
д) не оставлять устье скважины без наблюдения во время ремонтных работ
и других простоев;
254
е) в случае возникновения газонефтепроявления герметизировать устье пре-
вентором и восстановить циркуляцию выходом бурового раствора через отвод
крестовины;
ж) подъем инструмента, особенно после проработки под колонну, начинать
только после тщательной промывки скважины, выравнивания раствора; '•
з) проработку и промывку скважины проводить с максимальной подачей на-
сосов с целью наименьшего насыщения раствора газом из продуктивного гори-
зонта;
и) перед спуском эксплуатационной колонны диаметрами 168, 146 и 114 мм
заменить плашки превентора соответствующими наружному размеру труб об-
садной колонны;
к) при спуске обсадной колонны обязательно проводить все предусмотренные
планом работ промывки, особенно тщательно промывать скважину до полного
выравнивания параметров входящего и выходящего растворов после спуска
колонны до продуктивного горизонта;
л) при цементировании скважин плотность тампонирующей смеси и высоту
подъема последней принимать такими, чтобы избежать гидроразрыва пласта, не
допустить остановок в процессе цементирования.
При ведении аварийных работ в скважине со вскрытым продуктивным го-
ризонтом с целью недопущения открытых фонтанов необходимо соблюдать сле-
дующие требования:
а) вести непрерывное наблюдение за скважиной;
б) содержать превеиторную установку и ее обвязку в рабочем со-
стоянии;
в) при установке водяных и нефтяных ванн и во время ликвидации прихвата
инструмента количество воды и нефти брать из такого расчета, чтобы создать
противодавление на пласт, прерывающее пластовое давление.
При ликвидации возникающих газонефтепроявлений необходимо, чтобы бу-
рильный инструмент был спущен в скважину на максимально возможную глу-
бину; это значительно облегчит процесс задавки проявляющего пласта. Однако
сделать это не всегда возможно. Возникают такие ситуации, когда необходимо
немедленно герметизировать устье и только после этого решать вопрос о способе
и методе задавки.
Как показала практика, продолжительность проявления до ее перехода
в открытый фонтан различна. Поэтому старший руководитель работ на буровой
(бурильщик, мастер), принимая решение, должен следить за глубиной залегания
проявляющего пласта и степенью интенсивности проявления.
1. Если проявление возникает из верхних пластов (до 1500 м) и степень
интенсивности невелика (раствор «кипит», выделяются пузырьки газа, но отсут-
ствуют заметные переливы), нужно спускать инструмент в скважину до тех пор,
пока не начнется перелив. Как только начинается перелив, следует прекратить
спуск, навинтить обратный клапан, открыть аварийную задвижку на рабочем
отводе, закрыть превентор и дальше действовать в зависимости от того, сколько
спущено в скважину труб.
2. Если инструмент спущен до продуктивного газового пласта, то приступа-
ют к дегазации примывочной жидкости через дегазационно-доливную емкость.
Если инструмента спущено недостаточно, то снижают давление (газовую шап-
ку) по мере накопления газа у устья скважины, не допуская возрастания давле-
ния выше того, на которое опрессовано устье.
255
3. Если идет спуск или подъем инструмента и обнаружено «кипение» рас-
твора, выделение пузырьков газа, то бурильщик останавливает подъем (спуск),
дает сигнал «выброс» и проверяет, нет ли перелива раствора (для этого пре-
кращают долив скважины).
Бурильщик надежно закрепляет тормоз. При закрытии превентора необхо-
димо быть внимательным, не проявлять спешки, убедиться в правильности вы-
бранной ручки на пульте. Кроме того, бурильщик закрывает первую задвижку
на выкидной линии и следит по манометру на штуцерной батарее за нарастанием
давления, снижением давления в газовой шапке при достижении давления
опрессовки, не допуская потерь раствора.
4. Если к моменту закрытия превентора инструмент спущен только на поло-
вину глубины или меньше, то бурильщик закрывает все задвижки и следит за
показаниями манометра на штуцерной батарее.
। При возрастании давления до давления опрессовки он снижает давление
в скважине, открывая штуцерную задвижку, но не допуская выброса раствора
из скважины.
5. Если проявление началось в процессе бурения, то инструмент приподни-
мают над забоем, закрывают превентор и раствор дегазируют, как указа-
но выше.
6. Если проявление начинается из пластов, залегающих на глубинах более
1500 м, то у вахты в запасе остается больше времени для принятия мер по не-
допущению его перехода в открытый фонтан. В этом случае перелив раствора
может продолжаться до двух-трех часов, поэтому спуск инструмента можно про-
должать и при наличии перелива до тех пор, пока не начнутся пульсирующие
выбросы раствора из скважины. При их появлении необходимо герметизировать
устье и снижать давление газа через дроссельную линию; если инструмента спу-
щено мало, раствор дегазируют через дегазатор, регулируя циркулирующий по-
ток с помощью штуцера.
При проявлениях скважин действия буровой бригады должны быть одина-
ковыми как при бурении скважин на суше, так и на море — приподнять буриль-
ную колонну, открыть задвижки, закрыть превентор и остановить дизельный
привод.
Основным средством ликвидации возникшего газонефтепроявления является
повышение интенсивности промывки скважины и увеличение давления на вскры-
тый горизонт. Для скважин с АВПД особо контролируется готовность ОП к гер-
метизации устья: исходное положение пульта управления, наличие штуцеров.
Исходное положение противовыбросового оборудования следующее: электро-
энергия на пульт управления подана, давление в гидроаккумуляторе поддержи-
вается в заданных пределах электроконтактным манометром, вспомогательный
пульт включен. Вентили основного пульта и гидроаккумулятора находятся в по-
ложении «открыто», задвижки на выкиде в желоб и устьевые — открыты. В шту-
церных камерах на линии сброса штуцера не установлены; регулируемые шту-
цера установлены на средний диаметр проходного отверстия по схеме 1
(ГОСТ 13862—75). При схеме 1 в отводе в желоб установлен штуцер диаме-
тром 25 мм, а в отводе на дегазатор ДВС —штуцер диаметром 15 мм.
Количество бурового раствора (в л/с), подаваемого насосом в единицу вре-
мени при заданном давлении, определяется по формуле
„ i(2F—f)sriK
Ч- 60
(Ш.З)
256
Т а б л и ц a III.3
Работы, выполняемые в среде с 6«/e HtS
Выполняемая работа Тип прибора Суюки выполнения
Контроль за наличием серо- водорода и углеводорода в воздушной среде: в производственных поме- щениях на площадках с аппарату- рой и оборудованием Стационарные газоа- нализаторы с сигнали- зирующим усцюйст- вом Постоянно
на объектах Переносные приборы По графику в местах выде- ления H2S на открытом воз- духе—каждые 24 ч, в за- крытых помещениях—каж- дые 8 ч; в емкостях, колод- цах, траншеях и других пло- хо проветриваемых местах— перед началом и после окон- чания работ
при содержании H2S вы- ше ПДК Для рабочих зон Определение токсичности и взрывоопасных концентраций Составление перечня газо- опасных мест Составление перечня мест установки пробозаборных устройств, стационарных га- зоанализаторов с сигнализа- торами Обозначение газоопасных мест предупреждающими знаками в соответствии с действующими стандартами Переносные приборы, стационарные газоана- лизаторы Через каждый час По графику После замеров на содержа- ние газа Перед началом работ в сре- де То же
Определение места хранения В культбудке в шка- В зимнее время места хра-
переносных приборов Составление мероприятий по защите людей и окружаю- щей среды фах с индивидуальны- ми гнездами При наличии H2S вы- ше ПДК приборы дол- жны находиться у ра- ботающих или на ра- бочих площадках нения должны утепляться Перед началом работы в сре- де
17—3037
257
где Q — подача бурового насоса; i— число цилиндров; F — поверхность порш-
ня, дм2; f—поверхность штока, дм2; s — ход поршня, дм; п — частота враще-
ния приводного вала, об/мин; Л. — коэффициент подачи (Л=0,75-г-0,90).
В период газонефтепроявления организуются: служба по выявлению серо-
водорода и взрывоопасной концентрации газа; служба по отработке выполняе-
мых приемов; строительство помещений и укрытий для работников при проведе-
нии взрывных работ и артиллерийском обстреле устья; охрана устья скважины
и зоны загазованности; медицинский осмотр работающих; обеспечение индиви-
дуальными средствами защиты; служба по установлению знаков «опасная зона»,
по охране объектов, помещений.
Газ стелется по земле и вызывает острые отравления. Данные химического
анализа газа необходимо заносить в специальный журнал; с ними должны быть
ознакомлены руководители отрядов и служб.
В процессе бурения газоносных пластов, содержащих сероводород, на очи-
стительной системе (вибросито, гидроциклон), где возможно скопление H2S,
устанавливаются продувочные вентиляторы во взрывобезопасном исполнении.
Электрические провода и кабели защищены от повреждений.
На буровой монтируется сирена тревоги, которую можно включать с пульта
бурильщика, из дизельного помещения и растворного узла. По сигналу тревоги
персонал надевает маски или противогазы и направляется в безопасное место.
Буровой мастер, ответственный руководитель и лаборант ежедневно прове-
ряют места, где возможно скопление газа.
На отдельных объектах за рубежом устанавливают две зоны безопасности
на расстоянии не менее 80 м от буровой, причем одна из зон с наветренной
стороны.
Периодически на буровых определяется направление ветра флюгером, а си-
ла ветра — анемометром. Направление и поток ветра замеряют на нескольких
уровнях: под основанием буровой и над ним, на высоте 2—3 м от основания бу-
ровой, на уровне полатей верхового и, если возможно, на кронблоке вышки.
В процессе тренировок в зоне безопасности устанавливается компрессор низ-
кого давления с раствором для пополнения баллонов. При аварийных ситуациях
компрессор высокого давления устанавливается в зоне безопасности для попол-
нения отработанных баллонов.
В табл. Ш.З приведены типы приборов, используемых при работе в среде,
содержащей сероводород.
При содержании H2S в воздухе выше ПДК для рабочих, занятых на буро-
вой, проводятся работы, указанные в табл. Ш.4.
Перед вскрытием пласта и при выделении газа из промывочной жидкости
в процессе бурения необходимо:
а) вокруг буровой в направлении господствующих ветров установить знаки
безопасности;
б) подсчитать наличие и проверить исправность приборов контроля концен-
трации сероводорода;
в) смонтировать систему отсоса и отвода газа;
г) обработать промывочную жидкость нейтрализующим сероводород реа-
гентом;
д) провести дополнительный инструктаж с каждой вахтой;
е) обеспечить запас глинистого раствора или реагентов, нейтрализую-
щих H2S;
258
Таблица III.4
Очередность выполнения работ Выполнение
Надеть соответствующие противогазы Организовать контроль воздушной среды до лик- видации опасной загазованности Обозначить загазованную зону принятыми знака- ми безопасности Установить посты и принять меры (путем опове- щения) по предупреждению заезда автомашин в опасную зону При повышении на рабочих местах концентрации H2S в воздухе до 0,5 об. % (759,4 мг/м’), до- пустимой для фильтрующих противогазов, необхо- димо: выйти из опасной зоны сообщить об аварийной обстановке руководителю дальнейшие работы проводить по плацу При концентрации H2S, превышающей допустимые для фильтрующих противогазов, необходимо проводить работы только силами военизирован- ной час । и по предупреждению и ликвидации фон- танов делан* контрольные замеры и местах возмож- ного ('копления гита Немедленно В местах появления газа— через каждый час В открытой местности—че- рез 50—100 м, на проезжих дорогах—у обочины На проезжих дорогах, иду- щих к объезду,—перед на- чалом работ Выйти всем пз опасной зоны Составляется план работы для каждой группы, указы- ваются места входа и вы- | хода
ж) покрытие пласта осуществляется под непосредственным руководст-
вом ИТР;
з) при вскрытии пласта п появлении в промышленной жидкости H2S буриль-
щик подпет сигнал треноги;
и) проводи гея контроль концентрации газов в воздушной среде, вначале —
у пости бурильщика;
к) если после ввода реагента в промывочную жидкость продолжает выде-
ляться 112S, то следует утяжелить раствор;
л) ведется взаимное наблюдение между членами вахты для своевременного
обнаружения возможного отравления.
Следует отмстить необходимость нейтрализации отработанного раствора и
шлама, а также засыпки шлама в отведенных местах.
Для проведения геофизических работ на газовых скважинах и скважинах
с АВПД составляется план, где указывается периодичность спуска инструмента
для промывок, график контроля H2S в воздухе и в промывочной жидкости и
мероприятия на случай появления значительных концентраций H2S.
На буровых необходимо вывешивать плакаты: «Внимание! Вскрыт газовый
горизонт», «Внимание! Вскрыт горизонт с АВПД!», «Внимание! Вскрыт гори-
зонт, содержащий сероводород!», «Проверь долив скважины», «Перед подъемом
инструмента проводить промывку 1,5 цикла», «Опасная зона», «Проезд запре-
щен», «Остановка запрещена», «Место отдыха», «Место курения», «Курить за-
прещено!» и др.
Во время опробования пласта испытателем должна быть обеспечена безопас-
ность и предотвращено отравление рабочих при разливе из бурильных труб
17* 259
пластовой жидкости, содержащей H2S. При опасных концентрациях газа члены
буровой вахты надевают противогазы и продолжают подъем бурильных труб.
Освоение скважин продувкой сжатым воздухом запрещается [14]. Кроме то-
го, разработаны специальные технические операции по освоению скважины сни-
жением уровня.
ПРОФИЛАКТИКА ПО ПРЕДУПРЕЖДЕНИЮ
ОТКРЫТОГО ГАЗОНЕФТЕПРОЯВЛЕНИЯ
Профилактика по предупреждению открытого газонефтепроявления состоит
в периодическом обследовании противовыбросового оборудования и манифольда
газовых и нефтяных скважин. Проведение такой профилактики входит в обязан-
ность военизированных отрядов и частей по предупреждению и ликвидации га-
зонефтепроявлений и открытых фонтанов. Основная профилактика заключается
в следующем:
а) проверка состояния устьев скважин, находящихся в бурении, испытании,
освоении, эксплуатации, капитальном и текущем ремонтах;
б) изучение технологии бурения и эксплуатации скважин, выявление при-
чин и условий возникновения газопефтепроявленнй;
в) совместное участие с УБР в разработке рекомендаций, правил и иструк-
ций по предупреждению газонефтепроявлений и ликвидации открытых фон-
танов;
г) контроль за соблюдением на скважинах действующих правил и инструк-
ций по предупреждению проявлений;
д) проведение инструктажей по внедрению нового оборудования, участие
в совещаниях и профилактическом обучении рабочих буровых бригад во время
имитирования случая «открытый фонтан»;
е) проведение ведомственного надзора за монтажом противовыбросового обо-
рудования и соблюдением типовых схем;
ж) предупреждение и запрещение проведения буровых работ при выявлении
нарушений действующих правил и инструкций;
з) проверка прочности крепления выкидных линий и возможности быстрой
смены штуцеров.
При прохождении пластов с возможными газонефтеводопроявлениями
исправность превенторов проверяют перед каждым подъемом бурильных труб из
скважины, но не реже одного раза в 1,5 сут.
В управлении буровых работ (экспедиции) составляются профилактические
мероприятия по предупреждению открытого газонефтепроявления, организуется
добровольная спасательная дружина, создается склад по хранению инструмента
первой необходимости. Кроме того, члены буровых бригад и ИТР обучаются ме-
тодам предупреждения и ликвидации выбросов.
За рубежом на некоторых манифольдных линиях глушения в сборке про-
тивовыбросового оборудования предусмотрена установка обратного клапана.
Кроме того, во время подъема инструмента к выкиду манифольдной линии под-
ключают цементировочный агрегат.
ОБВЯЗКА УСТЬЯ ПРИ ИСПЫТАНИИ СКВАЖИН ИСПЫТАТЕЛЕМ ПЛАСТОВ
В ПРОЦЕССЕ БУРЕНИЯ
Широкое распространение получило испытание продуктивных горизонтов при
помощи гидравлического испытателя пластов в необсаженных частях ствола
260
скважины. Применение его в процессе бурения позволяет своевременно получить
информацию о параметрах продуктивного пласта, оценить пластовое давление и
отобрать пробу флюида.
Сущность испытания сводится к временной изоляции продуктивного гори-
зонта от ствола скважины путем распакеровки резинового элемента и создания
значительной депрессии на пласт с целью вызова притока. Время стояния на при-
токе устанавливается для нефти и газа по-разному в зависимости от дебита и
пластового давления. Как правило, при вызове притока газа время распакеров-
ки не превышает 10—15 мин и оно бывает достаточным для отбора пробы и за-
мера се параметров. При необходимости увеличения времени стояния на распа-
ксровке и комплекс испытателя пластов включается специальное шлицевое
устройство, позволяющее вращать бурильную колонну через 10—15 мин, в то
время как испытатель остается без движения. С этой целью серьезное внимание
уделяется порядку сборки испытателя, особенно узлу вращения, циркуляционно-
му клапану и ясу, предназначенным для предотвращения и ликвидации прихвата
колонны труб, испытателя пластов в, как следствие, газонефтеироявленин.
Для герметизации затрубного пространства скважины путем распакеровки
используют резиновые уплотнения цилиндрической формы (пакер), привулкани-
зироваппые к специальной головке — основе. Ниже пакера устанавливается же-
сткая опора из бурильных труб или УБТ длиной не более 20—40 м, что обеспе-
чивает жесткость при разгрузке инструмента на 20—40 кН.
Часто бурильная колонна труб с пнытателем пластов спускается в скважи-
ну без долива раствора в грубы па длину 400—G00 м для создания значитель-
ной депрессии на плас г. Открытие приемного клапана сопровождается колебани-
ем стрелки гидравлического индикатора веса (ГИВ-6) и заметным увеличением
веса па крюке, поэтому после распакеровки требуется несколько разгрузить
инструмент на пакер. В начальный период открытия выпускного клапана и во
время стояния на притоке постоянно контролируется уровень бурового раствора
за бурильной колонной па устье, и если он резко снижается, то распакеровка
является неудачной и ее следует повторить. Нередко приемный клапан после его
открытия п снижения уровня раствора в скважине не закрывается и раствор из
затрубного пространства начинает поступать в бурильную колонну. Испытатель
пластов поднимают из скважины п вновь спускают в нее.
Значительное понижение уровня жидкости, а следовательно, и гидростати-
ческого давления на пласт приводит к вызову притока из продуктивного гори-
зонта, а в отдельных случаях к выбросу через бурильные трубы. Если отмечает-
ся понижение уровня, то возможен выброс из затрубного пространства. В про-
цессе ст ояния на притоке часто отмечается прихват бурильной колонны труб пли
хвостовика, и для ликвидации прихвата гидравлическим давлением открывают
циркуляционный клапан. Циркуляционный клапан предназначен для осуществле-
ния прямой или обратной циркуляции, что позволяет при необходимости вытес-
нить нз бурильных труб отобранную из продуктивного пласта жидкость. Для
открытия циркуляционного клапана в трубах создается гидравлическое давле-
ние, превышающее затрубное на 4,5—5,0 МПа. Под воздействием этого давле-
ния предохранительная шпилька срезается, поршень-шток смещается вниз н по-
лость бурильных труб сообщается с затрубным пространством.
Испытатель пластов комплектуется запорным клапаном для прекращения
доступа жидкости или газа из продуктивного пласта в бурильные трубы.
Если произошел прихват бурильной колонны и испытателя пластов, то
261
Рис. Ш.З. Схема обвязки устья скважи-
ны при испытании с помощью испыта-
теля пластов:
1 — головка; 2 — кран высокого давления; 3 —
бурильная труба; 4 — ротор; 5 — буровой
раствор; 6 — двухфланцевый патрубок; 7 —
колено; 8 — быстросменное соединение
в скважину закачивают нефть для
установления нефтяной ванны и
освобождения инструмента. Замена
раствора нефтью снижает давление
на пласт, что может вызвать само-
излив и выброс флюида из скважи-
ны и привести к открытому фонта-
нированию из затрубного простран-
ства. Если в работе находится веду-
щая труба, то- закрыть превентор
с трубными плашками невозможно.
Для предотвращения выброса против
плашек превентора устанавливают
круглую трубу. Обязательным усло-
вием является обвязка устья проти-
вовыбросовым и специальным обору-
дованием при испытании скважин
пластоиспытателем.
Составляются план проведения
испытания и схема обвязки устьевого
оборудования, которые утверждают-
ся объединением и согласовывается
с соответствующими инспекциями.
В схеме обвязки и плане работ при-
водятся соответствующие узлы и
оборудование, включенные в компо-
новку ОП. На большинстве буровых испытание проводят с вертлюгом на устье
или обычной промывочной головкой.
На рис. Ш.З приведена схема обвязки устья при испытании скважины испы-
тателем пластов. Плашки превентора соответствуют трубе, установленной
в устьевой части бурильной колонны. До начала распакеровки плашки превенто-
ра и задвижки проверяют на закрытие и открытие. В период испытания все за-
движки на выкидных линиях открыты, кроме первых от фланцев крестовины.
На сложных геолого-технических объектах после пуска испытателя пластов
на верхнюю часть инструмента устанавливают вращающуюся промывочную го-
ловку и инструмент подвешивают на элеваторе. Вращающаяся промывочная го-
ловка металлическим рукавом соединяется с манифольдной линией противовы-
бросового оборудования и цементировочным агрегатом. Головка предназначена
для соединения бурильной колонны с рабочим отводом во время испытания.
В период стояния пластоиспытателя на притоке головка позволяет вращать бу-
рильную колонну для предотвращения ее прихвата и закрытия запорно-поворот-
ного клапана.
Частота вращения бурильной колонны замедленная.
До спуска пластоиспытателя в скважину осматривают устьевое оборудова-
ние: противовыбросовую установку, узел самотечного долива, головку-вертлюг,
патрубок из бурильной трубы, кран высокого давления на головке, лестницу и
наличие лома на буровой. Кроме того, проверяют обратный клапан, навинченный
на запасную бурильную трубу, диаметр которой соответствует диаметру плашек
превентора. Головку с отводами опрессовывают агрегатом на 1,5-кратное давле-
262
пне (от избыточного давления), указанное в ГТН. Если испытание проводится
без головки, то опрессовывают ведущую трубу, вертлюг, нагнетательный шланг,
стояк и отводы. Отвод на факел должен располагаться с учетом местности и
направления господствующих ветров.
На рис. III.4 показана схема обвязки устья скважины вращающейся голов-
кой при испытании испытателем пластов.
В процессе работы с испытателем пластов устьевое оборудование должно
обеспечить: отвод пластого флюида на безопасное расстояние от буровой уста-
новки, закачку раствора внутрь бурильных труб, исследование параметров пла-
ста на проектных режимах.
Подъем колонны труб с испытателем пластов начинается с демонтажа от-
ПОД1ЮЙ трубы и головки. При подъеме первой бурильной трубы, заполненной
флюидом из пласта, на нее устанавливают заливочную головку и подсоединяют
цементировочный агрегат. При помощи агрегата создают избыточное давление
в трубах для открытия циркуляционного клапана, а затем, создав обратное дав-
ление через затрубное пространство, прокачивают пластовую жидкость
в мерник.
В процессе испытания газовых объектов устье скважины дополнительно
комплектуют газовым счетчиком, диафрагменным измерителем газа. От враща-
тельной головки прокладывают трубопровод на расстояние 100 м и прикрепляют
его к анкерным опорам через каждые 10—15 м. Трубопровод заканчивается фа-
кельной стойкой.
В буровых организациях страны схемы обвязки устья различны при испыта-
нии пластоиспытателем на трубах. В связи с этим целесообрано рассмотреть от-
дельные схемы обвязки устья и расположение оборудования.
11а предприятиях объединения Нижневолжскнефть в комплект дополнитель-
ного оборудования включены газовый счетчик и замерная емкость. Счетчик под-
ключается через систему трубок к боковому крану высокого давления на верт-
Рис. 111.4. Схема обвязки устья скважины вращающейся головкой:
I — ротор: 2 — бурильная колонна; 3 — элеватор: 4 — вращающаяся промывочная головка;
3 — кран высокого давления; 6 — цементировочный агрегат; 7 — штуцерная камера; 8 — же-
лоб
263
люжной головке и служит для замера дебита и интенсивности притока в на-
чальный период распакеровки испытателя пластов.
Для обеспечения безопасности работ в процессе выделения газа стояк или
отвод на факел должен быть направлен в подветренную сторону на безопасное
расстояние.
Фонтанирование скважин в процессе испытания испытателем пластов может
произойти в двух случаях: при катастрофическом падении уровня промывочной
жидкости в затрубном пространстве ввиду негерметичности пакеровки резино-
вого элемента и через бурильные трубы, если не закрывается впускной клапан.
Фонтанирование через бурильные трубы — явление редкое и происходит при
отсутствии запорного устройства для перекрытия давления на головке. Как пра-
вило, если уровень промывочной жидкости в затрубном пространстве снижается,
то необходимо сорвать пакер, поднять инструмент на 1—2 м и закачать глини-
стый раствор. Часто при начавшемся поглощении уровень жидкости не восста-
навливается. Для закрытия впускного.клапана следует приподнять инструмент
на две-три свечи и восстановить уровень закачкой глинистого раствора в трубы.
В случае нефтегазопроявления и невозможности поднять инструмент в башмак
промежуточной обсадной колонны следует допустить трубы до забоя и враще-
нием инструмента ротором закрыть запорно-поворотный клапан. Затем гидрав-
лическим давлением от цементировочного агрегата необходимо срезать шпильку
циркуляционного клапана, закрыть превентор и попытаться обратной промывкой
восстановить циркуляцию.
Необходимо проверить наличие обратного клапана над первой трубой, так
как патрубок с обратным клапаном должен быть отвинчен и снят с инструмента.
После замены раствора в бурильных трубах приступают к расхаживанию и
подъему испытателя пластов.
Если восстановление циркуляции проводят через бурильные трубы, то
обратный клапан не снимают с колонны бурильных труб. Во время подъема пла-
стоиспытателя постоянно контролируют уровень жидкости в затрубном прост-
ранстве. Ввиду нарушения целостности резинового элемента нередко наблюдает-
ся эффект поршневания и, как следствие, газонефтепроявление через затрубное
пространство или внутреннюю полость труб. Чтобы предотвратить это, необхо-
димо закрыть превентор и первые задвижки на линии дросселирования, срезать
шпильку циркуляционного клапана и восстановить циркуляцию промывочной
жидкости. Во время подъема инструмента следует постоянно заполнять затруб-
ное пространство раствором из емкости долива или закачкой его буровым на-
сосом.
В процессе спуска долота для дальнейшего бурения важным условием пред-
отвращения разрыва пласта является восстановление циркуляции, проработка
ствола в интервале испытания скважины и снижение скорости спуска бурильной
колонны до 0,4—0,6 м/с.
Увеличение глубин бурения скважин до 6000—8000 м на площадях со слож-
ными геолого-техническими условиями требует разработки новых технических
средств, обусловленных повышением пластовых давлений, температуры и гидро-
статического давления.
Необходимо разрабатывать многоцикловые испытатели пластов, специальные
устьевые головки и температуростойкие резиновые элементы.
Пластоиспытательное устройство должно обеспечить автоматический кон-
троль с устья скважины за работой клапанной системы испытателя, спущенного
264
в скважину. Должны быть предусмотрены автоматическое заполнение колонны
бурильных труб буровым раствором до проектной высоты во время спуска труб
в скважину и вращение колонны без демонтажа устьевой головки.
Для предотвращения газонефтепроявлений должны быть проведены профи-
лактические меры.
До спуска пластоиспытателя пластов в скважину буровая вахта проверяет
закрытие и открытие плашек превенторов с дистанционного и ручного пультов
управления. Члены вахты должны быть обучены соответствующим правилам ве-
дения работ, проинструктированы и ознакомлены с особенностями фонтаниро-
вания скважин при спущенном в скважину пластоиспытателе и иметь практиче-
скую подготовку по ликвидации газонефтепроявления.
I (анбольшую опасность в процессе испытания представляют пласты с ано-
мально высокими пластовыми давлениями в глубоких скважинах после откры-
тия в пластоиспытателе впускного клапана. При заданных низких значениях
рот происходит открытый выброс.
Для предотвращения выброса проводится дополнительный трубопровод от
цементировочного агрегата к бурильной колонне для подачи раствора. Обвязка
дополнительной линии проводится в соответствии с действующими правилами и
требованиями.
При наличии АВПД добиты замеряют после пропуска газонефтяной смеси
через трап. В случае проявления скважины в процессе спуска пластоиспытателя
последний должен быть извлечен из скважины или через него ликвидируется
проявление, согласно плану работ па производство испытания скважин.
В процессе проведения работ по опробованию объектов в необсаженных
скважинах возможны осложнения, из которых наиболее опасным является вы-
деление сероводорода.
Испытанию скважины, содержащей сероводород, при помощи испытателя
пластов предшествуют следующие работы:
а) составляется план работы, указываются меры безопасности при появле-
нии сероводорода, мероприятия по предупреждению разлива пластовой жидкости
по территории буровой, организация замера содержания сероводорода в возду-
хе рабочей площадки;
б) определяется способ вытеснения пластового флюида из колонны буриль-
ных труб, обработка выходящей жидкости нейтрализаторами;
в) проводятся контрольные замеры концентрации сероводорода в воздухе
газоопасных мест;
г) указываются типы используемых противогазов.
Составляются соответствующие акты о готовности скважины и о проведен-
ном опробовании пласта испытателем пластов.
ГЛАВА IV
ОБОРУДОВАНИЕ СКВАЖИН ПРИ ОСВОЕНИИ
ОБВЯЗКА УСТЬЯ СКВАЖИН И РАСПОЛОЖЕНИЕ ОБОРУДОВАНИЯ
ПРИ ОСВОЕНИИ И КАПИТАЛЬНОМ РЕМОНТЕ СКВАЖИН
Пластовые проявления, переходящие в открытое фонтанирование, отмеча-
ются при освоении и капитальном ремонте скважин вследствие неправильной
обвязки их устья, недооценки величины пластового давления и нарушения тех-
нологии пуска и испытания. Открытые фонтаны при освоении и капитальном
ремонте отмечались на нефтяных и газовых скважинах после длительных оста-
новок или перфорации обсадных колонн продуктивных пластов с АВПД.
Основными причинами открытых нефтегазопроявлений скважин являются:
снижение уровня жидкости в процессе подъема насосно-компрессорных труб и
недолива скважины, отсутствие необходимого запаса бурового раствора и
использование раствора с заниженной плотностью, появление утечки в устьевой
части скважины вследствие износа и коррозии труб, отсутствие на устье сква-
жины запорного устройства или противовыбросового оборудования.
В ходе освоения, консервации и капитального ремонта скважин открытые
выбросы (как прерывистые, так и продолжительного действия) являются след-
ствием различных по своей природе явлений. Нередко отмечаются перелив жид-
кости через устье скважины после поглощения в дренированном пласте и подъе-
мы насосно-компрессорных труб без долива скважины. Пластовые проявления
происходят вследствие заколонного перетока и повышения давления в верхнем
продуктивном пласте.
На месторождении Бахар (Азербайджанская ССР) в процессе капитально-
го ремонта фонтанной арматуры произошел выброс, который вызвал пожар на
нескольких скважинах.
Успешное освоение скважины предопределяется всей предшествующей подго-
товкой и требует тщательно разработанного плана, исключающего нерегулируе-
мое пластовое проявление через устьевое оборудование.
Предупреждение газонефтяных фонтанов следует проводить в двух направ-
лениях: совершенствование монтажа противовыбросового оборудования и стро-
гое соблюдение геолого-технического наряда на капитальный ремонт скважины,
а также своевременное закрытие запорного органа при вынужденных остановках
и поглощениях задавочной жидкости. Противовыбросовое оборудование должно
быть таким, чтобы в случае возникновения газонефтепроявлений и открытых
фонтанов была возможность ликвидировать их без затрубных продавливаний.
Согласно правилам безопасности в нефтедобывающей промышленности,
освоение и опробование скважин проводят по плану, утвержденному главным
инженером и главным геологом нефтегазодобывающего (геологического) пред-
приятия с указанием фамилии инженерно-технического работника, персонально
ответственного за освоение и ремонт скважины. Разведочные скважины на неф-
тяных и газовых месторождениях осваивают после оборудования устья скважи-
ны фонтанной арматурой.
266
По окончании бурения и спуска эксплуатационной колонны труб последняя
обвязывается с колонной головкой. На колонную головку устанавливают фон-
танную арматуру.
Правилами предусматриваются наличие свежего утяжеленного раствора
в количестве не менее двух объемов скважины и установка на устье противо-
выбросовой задвижки.
В устьевом оборудовании шпильки, пришедшие в негодность, заменяют.
На рис. IV. 1 приведена схема оборудования устья скважины после спуска
146-мм эксплуатационной колонны. Устье скважины оборудовано пьедесталом
под крестовину фонтанной арматуры.
Па скважине устанавливают не менее двух емкостей объемом по 50 м3 каж-
дая для хранения аварийного запаса воды (раствора), необходимого для задав-
ливания скважины и противопожарных целей. Емкости обвязываются трубами
диаметром не менее 100 мм и обеспечивают долив скважины самотеком.
Рис. IV.1. Схема оборудования устья скважины по окончании спуска эксплуа-
тационной колонны:
I — нппрппление 630X12 мм; 2— кондуктор 530X12 мм; 3— 50,8-мм кран; 4— колонный фла-
нги; в — первая промежуточная колонна; 6 — колонная головка ГК-1000; 7 — клин; 8 — вто-
рая промежуточная колонна; 5—‘.пьедестал под фонтанную арматуру 2АФТ; 10— эксплуа-
ТШ111О111Н1М колонна 1
267
Для вызова притока уменьшают гидростатическое давление на пласт путем
снижения плотности бурового раствора в скважине, и уровня жидкости.
Перед прострелом колонны на устье устанавливают перфорационную за-
движку для безопасности проведения прострелов в скважине и на случай выбро-
са перфоратора с кабелем. После прострела устанавливают арматуру, на кото-
рой подвешиваются трубы первого и второго рядов. Арматура герметизирует и
разобщает межтрубное пространство; с ее помощью снижают уровень жидкости
подачей сжатого воздуха в затрубное пространство, обеспечивается противодав-
ление на пласт.
Арматура позволяет постоянно измерять затрубное и буферное давления.
При необходимости с помощью арматуры можно заглушить скважину.
Фонтанная арматура предназначена для герметизации, регулирования режи-
ма эксплуатации и направления потока скважинной жидкости в специальную
установку — газоотделитель. Арматура позволяет контролировать затрубное
пространство между эксплуатационной колонной и насосно-компрессорными тру-
бами. Она состоит из двух основных узлов: елки и головки.
Струны от фонтанной арматуры направляются в газоотделитель и на факел.
Нижняя струна оборудуется двумя задвижками, катушкой для установления
термометра и манометра, штуцерной камерой, тройником и отводом, последний
крепится к стойкам через каждые 15 м. Общая длина одной струны составляет
не менее 100 м, она заканчивается факелом высотой более 6 м. Верхняя стру-
на фонтанной арматуры также комплектуется задвижками, штуцерной камерой
и направляется на газоотделитель (трап).
ФОНТАННАЯ АРМАТУРА
ГОСТом 13846—74 на основные параметры и типовые схемы фонтанной
арматуры (ФА) предусматриваются схемы на рабочие давления 7, 14, 21, 35, 70
и 100 МПа и проходные сечения диаметрами 50—150 мм.
ГОСТ предусматривает изготовление ФА тройникового и крестового типов,
в которых трубную головку выполняют для подвески одного или двух рядов
НКТ. Если имеется два ряда труб, то между крестовиком и переводным флан-
цем дополнительно устанавливают тройник.
Шифр 1АФТ-50Х350 означает следующее: схема I, арматура фонтанная
тройниковая, условный диаметр проходного сечения и давление; шифр 2АФТ —
схема 2; шифры ЗАФК и 4АФК — схема 3, арматура фонтанная крестовая.
Если фонтанная арматура предназначена для работы с погружными элек-
тронасосами, то в трубной головке предусмотрен ввод кабеля и в обозначение
арматуры вводят букву Э. Например, 1ЭАФТ-65КрХ 140.
В тройниковой двухструнной арматуре рабочей является верхняя струна,
а в крестовой может быть любая.
В обвязке устья скважин широкое распространение получили фонтанные
арматуры с условным диаметром прохода 65 мм — АФКЗ и АФКЗа на 21 и
35 МПа.
Арматуру для скважины выбирают в зависимости от давления на устье газа
или нефти, режима фонтанирования, содержания агрессивных газов и газонефтя-
ной смеси.
Арматуру тройникового типа применяют на скважинах со средним избыточ-
ным давлением (14—35 МПа), и струны ее направляют в одну сторону для
268
упрощения обвязки. Число тройников в стволовой части увеличивается для сква-
жин, содержащих абразивные примеси и агрессивные газы, что позволяет при не-
обходимости ремонта верхнего тройника перейти на эксплуатацию среды через
нижний тройник.
Арматура крестового типа имеет две крестовины — большую и меньшую по
диаметру. Меньшая крестовина имеет две рабочие струны, расходящиеся в раз-
ные стороны. Кроме того, ГОСТом предусмотрены фонтанные арматуры кресто-
вого типа без стволовой задвижки с двумя дополнительными задвижками на
затрубном пространстве (по одной задвижке на каждой струне), контролирую-
щие затрубное (НКТ) пространство для газовых и газоконденсатных скважин.
Фонтанные арматуры для эксплуатации двух (и более) продуктивных горизонтов
оборудуют двумя (и более) крестовинами или концентрической подвеской трех
рядов труб НК. Разработана трубная головка на четыре параллельные колонны
подъемных труб, каждая из которых снабжена циркуляционным клапаном и за-
трубным пакером. Арматуру для раздельной эксплуатации изготавливают на ра-
бочее давление 14—35 МПа.
На рис. IV.2 приведены схемы фонтанной арматуры тройникового и кресто-
ного типов.
ptxJSI-
J-nxisn—
X
а
iHtKEll-
3
±
Рис. IV.2. Схемы трой-
пикового типа:
а, б—*с одним тройником;
в, г — с двумя тройниками;
схемы крестового типа: д,
е —• с одной малой кресто-
виной, ж, з— с двумя крес-
товинами, и, к — в схемах
совмещены трубное и за-
трубное пространства
269
Таблица IV.l
Основные параметры фонтанной арматуры
Параметры Тип арматуры с дублирующими задвижками
АФКЗ-65Х2Ю |АФКЗа-65Х210 | АФКЗ-65Х320 АФКЗа-65X320
Диаметр условного про- ходного отверстия ство- ла и боковых отводов, мм 65
Рабочее давление, МПа 21 35
Габаритные размеры, мм: длина 2415 2535
ширина 695 840
высота 2610 3055 2730 3175
Масса, кг 1462 1842 1534 1930
Рис. IV.3. Фонтанная арматура АФКЗ-65Х210 мм (двухрядная):
/—колонный фланец; 2— крестовина; 3 — тройник; 4— катушка; 5 — центральная задвиж-
ка; 6 — буфер
270
На схеме а в фонтанной арматуре предусмотрены две стволовые задвижки,
на схемах б, в — три стволовые задвижки, на схеме г — четыре стволовые за-
движки, на схемах и, к — стволовые задвижки установлены выше крестовика.
Число задвижек увеличено на рабочих и резервных струнах. Все схемы выпол-
нены в соответствии с ГОСТ 13846—74.
Основные параметры фонтанных арматур АФКЗ-65Х210, АФКЗа-65Х210,
АФКЗ-65Х350 и АФКЗа-65Х350 приведены в табл. IV.1.
На фланцах боковых отводов и катушке трубной головки предусмотрены
отверстия для закачки ингибиторов против коррозии и других жидкостей в за-
трубное пространство и в ствол елки.
На рис. IV.3 приведена конструкция арматуры АФКЗ-65Х210.
На тройник подвешивается первый ряд НКТ с отводом. Выше устанавлива-
ют центральную задвижку, при необходимости монтируют вторую подвеску для
спуска второго ряда НКТ.
Трубная головка предназначена для выполнения ряда технологических опе-
раций, ремонтных работ и глушения скважины.
В комплект трубной головки входят боковой буфер с вентилем, манометром
и ответным фланцем. Важным условием монтажа головки является правильность
монтажа всех фланцевых соединений, предусматривающая равномерность затяж-
ки шпилек, параллельность припадочных поверхностей фланцев. Данное условие
иногда не выполняется при наличии на площадке цеха нескольких демонтирован-
ных фонтанных арматур.
Перед установкой арматуру подвергают гидравлическому испытанию на
пробное давление. При этом все задвижки, кроме концевых, открыты во избе-
жание выхода из строя деталей и их затвора. На колонный фланец устанавли-
вают сплошной (глухой) фланец с канавкой под уплотнительное кольцо.
В настоящее время дана новая классификация фонтанных арматур
(табл. IV.2), предусмотренных для районов с умеренным и холодным климатом.
Арматуры типа 1АФТ, 2ЛФТ, ЗАФТ, 1ЭАФТ рассчитаны на давление 14 МПа.
Кроме того, арматуры подразделяются по числу спускаемых насосно-компрессор-
ных колонн труб (однорядный, двухрядный лифты). Для всех деталей арматур
предусмотрено фланцевое соединение.
Арматура для фонтанных скважин изготовляется по трем типовым схемам
в соответствии с ГОСТ 13846—74. Из них одна схема крестовая и две — трой-
никовые. Кроме того, тройниковая схема 1 предусмотрена для спуска погруж-
ного электронасоса.
Тройниковыми схемами фонтанной арматуры оборудуют скважины, если
в скважинной среде содержатся механические примеси, а крестовой — когда
в скважинной среде почти не содержатся механические примеси. На выкидных
линиях (струны) фонтанной арматуры устанавливаются штуцеры в виде диска
со сменными конусными втулками; штуцеры предназначены для регулирования
дебита и давления действующей скважины.
В фонтанной арматуре применяют запорные устройства двух типов — за-
движки (клиновые и прямоточные с уплотнительной смазкой) и пробковые
крапы.
Фонтанная арматура с клиновыми задвижками выпускается на рра6=21 и
ЗБ МПа по схемам 1АФТ и 2АФТ с проходными сечениями 50, 65/50 и 65 мм.
Задвижки с невыдвижным шпинделем типа ЗФК-65Х210 (350) и
271
Т а б л и ц a 1V.2
Характеристика фонтанных арматур
Для районов с умеренным климатом 1 2АФТ-65Кр-140 1 для двухрядного лифта о КЗ 2 S 5 S S SC Ч. о о X о со о д о cd ex w t; 2АФТ-65КР-140ХЛ1 для двухрядного лифта Фланцевая СЧ ю о о о о со со со со со Nxfo СЧ —' со
1ЭАФТ-65Кр-140 (для ЭЦН) 1ЭАФТ-65КР-140ХЛ1 (для ЭЦН) —‘ ОСО с О ш со сч со СО СО
ЗАФТ-65Кр-140 ЗАФК-65КР-140ХЛ со 1700 430 1700 750 40
2АФТ-65Кр-140 для однорядного лифта 2АФТ-65Кр-140ХЛ1 для однорядного лифта сч ООО о о О ООО ~ 'Ф Ь- TF со ~ СЧ
1АФТ-65Кр-140 1АФТ-65Кр-140ХЛ1 •—< * ООО о СО Ю СО О Ь- СО СО Xf LQ х—«
Шифр _ Тип арматуры Схема арматуры Габаритные размеры, мм: длина ширина высота Масса, кг: полного комплек- та (с запасными частями) без запасных ча- стей
Примечания. 1. Условный диаметр проходного отверстия (ствола и боковых струн)—65 мм. 2. Давление—14 МПа (рабочее), 28 МПа (пробное). 3. Тип
з апорного устройства—краны пробковые литые для арматуры фонтанирующих скважин по ТУ 23-02-58—70. 4. Рабочая среда—некоррозионная с содержанием
Механических примесей до 0.5 об. %. 5. Температура рабочей среды—не выше 120’С. 6. Материал основных деталей— сталь конструкционная 40ЛП (ДЛЯ рай-
онов с умеренным климатом), сталь легированная конструкционная 20ХГСМЛС (для районов с холодным климатом).
I
ЗФК-50Х210 (350) расшифровываются: задвижка фланцевая клиновая с про-
ходным сечением 65 (50) мм на давление 210 (350) кгс/см2.
Для увеличения износоустойчивости в корпусе задвижек с Dy=50 мм пре-
дусмотрены вставные кольца. Задвижки снабжены указателем степени открытия и
закрытия.
Конструкция клиновых задвижек позволяет менять самоуплотняющиеся ман-
жеты под давлением. Для этого следует открыть задвижку до отказа, при этом
ходовая гайка прижимается к крышке и между крышкой задвижки, упорной
шайбой и буртом шпинделя создается уплотнение. Затем открывают разгрузоч-
ный клапан в крышке (на 0,5—1,5 оборота) для снижения давления под ман-
жетой и снимают маховик, крышку, указатель и негодную манжету.
В процессе эксплуатации необходимо при открывании задвижки клин под-
нимать до отказа.
Недостатками клиповых задвижек являются: попадание под клин абразив-
ных частиц, вызывающих повышенное трение металла по металлу (как прави-
ло, в результате появляются промывы в седлах), а также сокращение срока
службы клиновых задвижек (в 5—6 раз меньше, чем прямоточных).
Фонтанная крановая арматура выпускается на давления 12,5 и 14 МПа по
четырем схемам: 1АФТ, 2АФТ, ЗАФК и 1ЭАФТ и имеет одинаковые диаметры
проходных сечений по стволу и струнам. Шифр 2АФТ-65КрХ 140 означает: Кр —
крановая арматура, 2 — номер схемы, 65 — проходное сечение (мм), 140 — рабо-
чее давление (кгс/см2).
В качестве запорного устройства в арматуре применяют кран проходной
типа КФПЛ, уплотняемый смазкой ЛЗ-162. Температура рабочей среды не бо-
лее 120 °C. КФПЛ означает: кран фланцевый проходной литой. Иногда указы-
вается тип моделей (2, 3).
Кран состоит из корпуса, в гнездо которого вставлена коническая пробка.
Корпус внизу закрывается крышкой, через которую проходит регулирующий
винт, позволяющий регулировать зазор между уплотнительными поверхностями
корпуса и пробки. Регулировочный винт уплотняется манжетами.
Поворот крана осуществляется кулачковой муфтой, входящей своим высту-
пом в паз па торце пробки. В горловину корпуса ввинчен резьбовый шпиндель,
в который вмонтирован нажимной болт.
При помощи болта в кран подается смазка и при заклинивании отжимается
пробка.
В шпинделе установлен шарик, который при отжатии упирается в цилиндри-
ческую вставку.
Уменьшение усилий при повороте пробки, предохранение уплотняющих по-
верхностей от коррозии и износа и обеспечение герметичности затвора крана
достигается за счет уплотнения смазки ЛЗ-162, которую помещают в кран через
канал шпинделя при вывинченном нажимном болте. Под действием нажимного
болта смазка продавливается по четырем вертикальным канавкам пробки и по-
ступает в нижний кольцевой канал.
В результате каналы со смазкой находятся под давлением и окружают замк-
нутым кольцом проходное отверстие крана. Для надежной герметизации крана
необходимо регулярно подавать смазку в смазочное устройство путем поворота
нажимного болта на 5—6 оборотов после каждого открытия или закрытия.
Фонтанная арматура с прямоточными задвижками отечественного производ-
ства выпускается тройникового типа на р₽аб=35 МПа и крестового на 70 МПа.
18—3037 273
В тройниковой схеме 2 рабочей является верхняя струна, а в крестовой
схеме 3 рабочей может быть любая из струн верхней крестовины.
По запасным струнам продукция из скважины направляется в том случае,
если проводится замена штуцерной втулки или ремонт рабочей струны. Арматура
по схеме 2 предусматривается с катушкой или вторым тройником для подвески
второго ряда насосно-компрессорных труб.
Фонтанная арматура крестового типа по схеме 3 устанавливается с двумя
крестовинами, на боковых фланцах арматуры предусмотрены четыре струны.
Верхняя часть каждой фонтанной арматуры комплектуется подбуферным
краном и буфером. В буфер ввинчиваются штуцер диаметром 12,7 мм, два вен-
тиля (ру=16 МПа), тройник диаметром 12,7 мм и манометр на давление
25 МПа. Вентили предназначены для отключения манометра.
Боковые струны арматуры оканчиваются свободными фланцами (£>?=
=65 мм), приваренными к трубкам манифольда. Часть фонтанной арматуры
между последним фланцем штуцерного патрубка и первым фланцем общей вы-
кидной линии называется рабочей обвязкой. В связи с тем, что в каждой арма-
туре имеются две — четыре струны, а также для того, чтобы не прокладывать
отдельных трубопроводов до газосепаратора, основные струны объединяют
в одну линию при помощи рабочей обвязки.
J74P________________________________ ,
Рис. IV.4. Арматура фонтанная АФК6В-100Х210К2:
/ — крестовина; 2 — подвеска НКТ; 3 — переводник НКТ; 4 — центральная задвижка; 5 —
катушка; 6 — задвижка ЗМС1Б-100ПХ210К2; 7 — задвижка-отсекатель; 8 — задвижка
1МС1Б-100Х210К2; 9 — буферный фланец; 10 — задвижка ЗМС1Б-100Х210К2; // — крестови-
на; 12 — катушка; 13 — регулируемый штуцер; 14 — трубка гидропривода задвижки
274
Завод им. лейтенанта Шмидта выпускает фонтанную арматуру типа
АФК6-100Х210 в двух модификациях: АФК6-100Х210ХЛ и АФК6В-100Х210К2
(рис. IV.4).
Корпуса и основные детали выполнены из стали Уранус (20Н8МЗД2), а по-
ковка— из стали марки 10X17H13M3T.
Арматура фонтанная АФК6В-100Х210К2 предназначена для оборудования
нефтяных и газовых скважин с целью их герметизации, контроля, регулирования
режима эксплуатации и направления потока среды в трапную установку при ра-
боте в умеренной климатической зоне.
Принятая схема фонтанной арматуры является наиболее надежной с точки
зрения эксплуатации высокопроизводительных нефтяных и газовых скважин.
Техническая характеристика фонтанной арматуры
АФК6В-100X210К2
Тип арматуры.............................Фланцевая
Тип запорного устройства.................Задвижка прямоточная с принуди-
тельной подачей смазки и ручным
управлением, с дистанционным
управлением и задвижка-отсекатель
Рабочая среда............................Нефть и влажный природный газ,
содержание H2S и СО2 до 6 об. %,
метанол, ингибированный раствор
НС1 10—27%-ной концентрации
(кратковременно до 0,5 ч), пласто-
вая вода и газоконденсат
Температура рабочей среды, °C............................ <(20
Условный диаметр проходного сечения, мм . . . 100
Рабочее давление, МПа..................................... 21
Габаритные размеры, мм:
длина................................................ 3140
ширина............................................... 1320
высота............................................... 2800
Масса, кг:
арматуры............................................. 4410
полного комплекта .................................. 4796
Елка включает две центральные задвижки с ручным управлением 4, за-
движку с дистанционным управлением 6, крестовину 11, подбуферную задвиж-
ку 10 с ручным управлением, верхний буфер 9. На боковых отводах установ-
лены задвижки-отсекатели 7 с ручным управлением, катушки 12, штуцера угло-
вые регулируемые 13.
В крестовине елки и в присоединительном фланце бокового отвода трубной
головки имеются отверстия для подачи ингибиторов коррозии соответственно
в ствол елки и в затрубное пространство. На катушках боковых отводов елки
предусмотрены отверстия под карман для замера температуры среды.
В необходимых случаях с помощью дистанционно управляемой задвижки
можно перекрыть поток из скважины, а задвижкой с ручным управлением на
боковой струне можно временно перекрыть одну из струн, чтобы заменить от-
дельные детали (втулка, клапан, катушка и др.).
Для регулирования режима работы скважины предусмотрены угловые регу-
лируемые штуцера.
Трубная головка включает крестовик, три задвижки с ручным управлением,
боковой буфер и присоединительный фланец. Подвеска лифтовых труб диаме-
’8* 275
тром 114 мм (ГОСТ 633—80) осуществляется с помощью переводника, ввинчен-
ного в переводную катушку, с резьбой под бурильные трубы диаметром 114 мм
(ГОСТ 631—75). Трубная головка служит для проведения технологических опе-
раций и ремонтных работ.
Фонтанная арматура АФК6В-100Х210К2 отличается от АФ Кб-100X210ХЛ
наличием задвижек ЗМС1Б-100ПХ210К2 с пневмоуправлением и штуцером типа
ШРА2К-100X210. Пневмопривод управляемой задвижки состоит из пневмоци-
линдра с поршнем, соленоидного пилотного клапана, трубопроводов, соединяю-
щих верхнюю и нижнюю полости пневмоцилиндра с соленоидными клапанами.
Правильность монтажа арматуры АФК6В-100Х210К2 ' контролируется со-
стоянием основных деталей:
1) правильностью подсоединения обвязки пневмосистем и монтажа электро-
привода задвижки с пультом дистанционного управления;
2) плавностью движения шибера при подаче давления 1,5 МПа поочередно
в верхнюю и нижнюю полости цилиндра задвижки с дистанционным управле-
нием и задвижки-отсекателя;
3) в задвижке-отсекателе ручка золотника должна быть установлена в по-
ложение «автомат», пружины должны быть отрегулированы на аварийное дав-
ление;
4) для надежной работы каждой задвижки с ручным управлением после
полного ее закрытия необходимо на */< оборота повернуть маховик в направле-
нии открытия;
5) во избежание возникновения в деталях и сборочных единицах повышен-
ных напряжений от изгиба и вибрации должны быть предусмотрены опоры и при
необходимости крепления и растяжки;
6) регулировочный винт в задвижке предназначен для обеспечения соосности
проходных отверстий в корпусе и затворе задвижки. Поставка с завода отре-
гулированных задвижек и изменение положения регулировочного винта с целью
исправления в процессе работы не допускаются. При необходимости такой регу-
лировки задвижка должна быть снята и отрегулирована в мастерской.
К регулирующему штуцеру прилагаются сменные детали, втулка штуцера
и детали насадки, позволяющие после выбора определенного режима работы пе-
реводить скважину на работы с заданным режимом путем регулирования коль-
цевого сечения регулируемой пары конический наконечник — седло. При этом
сборка, состоящая из втулки штока, наконечника и других деталей, заменяется
заглушкой. Для извлечения седла и его втулки в комплекте инструментов и при-
надлежностей предусмотрен съемник.
Температуру проходящей среды определяют с помощью термометра через тер-
мокран; для этого закрывают задвижки с ручным управлением до штуцера и
после него. Для разрежения этого участка вынимают пробку и на ее место мон-
тируют термокран с термометром, открывают задвижки, измеряют температуру
среды. Затем вновь закрывают задвижки, разрезают участок, заменяют термо-
кран пробкой и открывают задвижки. В процессе эксплуатации арматуры
задвижка-отсекатель закрывается автоматически при повышении или понижении
давления в манифольде выше или ниже допустимых пределов. В процессе рабо-
ты арматуру необходимо смазывать.
Для высокодебитных скважин разработана фонтанная арматура
АФ6АВ-80/65Х70 на рабочее давление 70 МПа с диаметром проходного сечения
по стволу 80 мм, а по струнам — 65 мм. Арматура укомплектована соответст-
276
вующими задвижками. На запорных устройствах смонтированы задвижки: пря-
моточные с уплотнительной смазкой, с ручным управлением, пневмоприводные,
поршневые с дистанционным управлением. Одна из стволовых задвижек выпол-
нена с дистанционным пневмоприводом. Для ее управления с пульта подается
электрический сигнал на один из двух соленоидных клапанов пневмопривода,
клапан срабатывает и воздух (газ) под давлением 1,2—1,5 МПа направляется
в полость пневмоцилиндра задвижки — верхнюю или нижнюю. В стволовой за-
движке шибер перемещается в горизонтальном направлении на открытие и за-
крытие, а на струнах фонтанной арматуры шибер перемещается вниз на закры-
тие и вверх па открытие.
Арматура состоит из трубной головки для подвески НКТ, стволовой за-
движки (Ру=80 мм) с ручным управлением, крестовины (£>у=80 мм) с двумя
боковыми рабочими отводами (£>у=65 мм), стволовой задвижкой (Dy=80 мм)
с ручным управлением и разделителя с манометром на буфере. На рабочих
струнах имеются по дне задвижки с каждой стороны с ручным управлением
(£)у=65 мм). За задвижками с ручным управлением установлены задвижки
с пневмоприводом, управляемые пилотом, который смонтирован за быстросмен-
ным штуцером. В корпусе пилота предусмотрены один входной штуцер и два
выходных, между которыми в ступенчатой расточке перемещается поршень,
сблокированный с плунжером. Назначение пилота заключается в поджимах
пружин низкого и высокого давлений, которые заранее отрегулированы на
определенные давления при градуировке и опрессовке пилота. При давлении
ниже заданного под действием пружины низкого давления плунжер переме-
щается вниз, открывая кольцевые полости в поршне пилота, воздух поступает
в верхнюю полость цилиндра н задвижка закрывается.
На копнах боковых струн крестовины установлены быстросменные штуцера.
Задвижки с пневмоприводом на струнах закрываются автоматически при изме-
нении давлений на рабочих струнах по сравнению с установленными при гра-
дуировке значениями. Для открытия задвижек с пневмоприводом вручную за-
крывают вентиль перед пилотом и ручку золотника перемещают в положение
«открыто».
В задвижках верхняя полость цилиндра сообщается с атмосферой, а ниж-
няя — с линией от воздушного баллона. Вели давление внутри струн поднима-
ется выше заданного нижнего значения, то поршень пилота перемещается и пе-
рекрывает отверстие в его корпусе, открывая задвижку с пневмоприводом.
С помощью быстросменного штуцера возможно ступенчатое регулирование ре-
жима работы скважины.
Манометры на фонтанной арматуре предназначены для замера давлений
в рабочих струнах и затрубном пространстве.
КЛИНОВЫЕ И ПРЯМОТОЧНЫЕ ЗАДВИЖКИ
Конструкция клиновых задвижек известна; шибер клинового типа входит
между коническими седлами и плотно перекрывает проходное сечение задвижки.
Н открытом положении на детали затвора (шибер, стержень) и уплотнения
действует газонефтяная смесь в процессе эксплуатации скважины.
11од действием абразивной жидкости выходит из строя шибер, изнашпва-
iiiiiii поверхности уплотнений и задвижка теряет герметичность. Скважинная
средн проникает в резьбовую часть затвора, вызывая коррозию сопряженных
поверхностей деталей задвижки.
277
Таблица IV.3
Показатели Тип задвижки
ЗМАД-50Х700 ЗМАД-65Х700 ЗМАД-80Х700 ЗМАД-65Х700К1
Диаметр проходного от- верстия, мм Уплотнительная смазка Количество смазки на одну заправку, г: корпуса резервуаров Рабочая среда Габаритные размеры, мм: длина ширина высота Масса, кг 50 ЛЗ-162 3800 50 Некоррозион жанием ме примесей д по о( 500 355 980 196 65 13-162 4000 70 ная с содер- ханических □ 0,5 об. % >ъему 570 500 1070 258 80 13 162 6500 100 КоррОЗИОН! нием СОа 650 500 изо 328 65 13-162 4000 70 ,ая с содержа- ло 6 об. о/я 570 500 1110 258
Примечания. 1. Рабочее давление 70 МПа, пробное 105 МПа. 2. Температура рабочей среды
120 °C.
278
Рис. IV.5. Задвижки:
а — ЗМАД-50Х700; 1 — контршток, 2 — кор-
пус, 3 — корпус сальника, 4 — штуцер, 5 —
манжеты, 6, 8 — крышки, 7 — маховик,
9 — уплотнение, 10 — масленка, 11 — ша-
рик, 12 — разрезная пробка, 13 — порше-
нек, 14 — шпиндель, 13 — смазка, 16 —
фторопластовая втулка; б — ЗП2-50Х 700;
в —ЗМСI-65X210
В настоящее время в фонтанной
арматуре устанавливают в основном
прямоточные задвижки на давления
21, 35 и 70 МПа с ручным и дистан-
ционным управлением. Применяют
и пробковые краны на 14 МПа со
смазкой типа КФПЛ-65.
Прямоточные задвижки типа
КФПЛ на рабочее давление 70 МПа
с диаметрами проходных отверстий
50, 65 и 80 мм аналогичны по кон-
струкции и отличаются от них незна-
чительно. Изготавливают прямоточ-
ные задвижки следующих типов:
ЗМАД-50Х700, ЗМС1-65X210,
ЗП2-5Х700, ЗМС1-65X350, ЗМС1-65Х700, ЗМАД-65Х700, ЗМАД-80Х700,
ЗМАД-65Х700К1 и др. Характеристика прямоточных задвижек с ручным управ-
лением приведена ниже (табл. IV.3).
На рис. IV.5,a показана конструкция задвижки ЗМАД-50Х700 (Dy=50 мм),
состоящая из литого корпуса из стали марки 35ХМЛ, в котором установлены
фторопластовые втулки, направляющие щеки и плашки затвора. Щеки снабже-
ны баллончиками для уплотнительной смазки и системой каналов, предназна-
ченных для протока смазки к уплотняющим поверхностям. Сборка плашек вы-
полнена с шестью цилиндрическими пружинами и предохранительной втулкой
из фторопласта. На каждой плашке нрофрезерованы выточки-пазы для соеди-
нения со шпинделем и управляющим штоком. В корпусе сальника в подшипни-
ках качения установлен шпиндель, который заканчивается маховиком для руч-
ного управления задвижкой.
В направляющих щеках предусмотрены полости с поршеньками, система
отверстий и канавок. Кроме того, в корпусе сальника имеется штуцер с обрат-
ным клапаном для принудительной смазки пастой ЛЗ-162, а с другой стороны
корпуса находится разрядник для пропуска воздуха (газа) и закачки пасты
через обратный клапан шарикового типа. При снятии гидравлического давле-
ния шарик возвращается в исходное положение под давлением пружины, за-
крывая отверстие в корпусе сальника. Когда задвижка закрыта, давление сре-
ды в корпусе направлено через поршенек на смазку, заполняющую кольцевые
цилиндрические канавки в щеке, а при открытом положении задвижки поршенек
со смазкой находится в уравновешенном состоянии.
Контактирующие поверхности плашек и щек чисто обработаны. Плашки
с пружинами (6 шт.) и фторопластовой втулкой подвешиваются на шпинделе,
а в нижней части к плашкам прикреплен уравновешивающий шток. В задвижке
ширина двух плашек после сборки на 1—2 мм меньше расстояния между ще-
279
ками. При сборке цилиндрические пружины прижимают плашки к седлам, а по
окончании установки пружины разжимаются и между плашками образуется
зазор 1—2 мм. Зазор между плашками предусмотрен конструкцией задвижки;
для предотвращения износа от эрозии установлена упругая втулка из фторо-
пласта.
Уплотнительная смазка создает требуемую герметичность. При появлении
утечки она подается автоматически к поверхности затвора за счет давления
среды в корпусе задвижки. При отсутствии смазки затвор начинает пропускать
газонефтяную смесь, в результате чего изнашиваются и повреждаются уплотни-
тельные поверхности. Твердые частицы, содержащиеся в нефти или потоке газа,
образуют твердый слой на днище внутренней полости задвижки, тем самым
препятствуя ее закрытию. Днище задвижки очищают открытием кожуха и из-
влекая контршток. Если среда проходит в манжеты, уплотняющие шпиндель,
то нагнетается уплотнительная смазка. При открытии задвижки смазка частично
вымывается потоком из кольцевой канавки и кармана и, наоборот, при закрытии
задвижки и кармана заполняется смазкой. Для устранения этого недостатка кар-
ман на плашке при подъеме разобщается с кольцевой канавкой и отверстием
(сверлением) в щеке. Смазка в канавках предотвращает попадание газонефтя-
ной смеси с абразивными частицами во внутреннюю полость задвижки.
Таким образом, в закрытом положении задвижки смазка поступает через
штуцер в щеку по кольцевой канавке, расположенной на цилиндрической бо-
бышке щеки, и через перемычку на плашке. В открытом положении перемычка
в плашке перемещается вверх от канала в щеке, разобщая его с кольцевой
канавкой на уплотнительной поверхности щеки, тем самым предотвращая по-
ступление смазки в канавку. Поверхности плашек и щек обработаны азотирова-
нием и имеют твердость порядка 900—1100 НВ. Азотированный слой составляет
30—40 мкм.
При закрытии и открытии задвижек плашки перемещаются на малую вели-
чину относительно друг друга.
Задвижка предусмотрена для работы при температуре от —50 до -[150 °C
в нефти, газе, воде, растворах кислот и щелочей. Эксплуатационный ресурс
задвижки зависит от работы системы смазки, и если смазка своевременно не
поступает к кольцевым канавкам на щеке, то затвор не удерживает рабочую
среду и начинаются пропуски через шпиндель и контршток. Смазка ЛЗ-162
имеет плотность 1,105 г/см3, обладает герметизирующим свойством в воде,
керосине, 2%-ных растворах NaCl и КС1 при температурах до 80°C.
Техническая характеристика задвижек
ЗМАДП-65Х700
Шифр..........................
Давление, МПа:
рабочее .......................
пробное ...................
рабочее в пневмоцилиндре . .
Диаметр проходного отверстия, мм
Внутренний диаметр пневмоцилин-
дра, мм........................
Габаритные размеры, мм:
длина .........................
ширина.....................
высота ....................
Масса, кг.....................
ЗМАДП-80Х700
70
105
1,5
65 80
320
570 650
413 413
1235 1280
360 437
280
Уплотнительные поверхности в среде сероводорода и углекислоты выходят
из строя при работе в течение 3—5 мес. Если затвор неполностью закрывается,
то щеки плашек теряют герметичность через несколько часов работы при дав-
лении 50—70 МПа.
Задвижка ЗП2-50Х700 рассчитана на давление 70 МПа (рис. IV.5,6).
Корпус 3 литой с приваренными фланцами и днищем 2. В расточках корпуса
установлены два седла 14 па свободной посадке, а на шпинделе 4 подвешен
шибер 13. В верхней части корпуса предусмотрена втулка 5 с сальниковым
уплотнением 6. Шпиндель перемещается вверх и вниз и имеет в нижней части
контршток 1 для облегчения управления задвижкой. Он герметизирован саль-
никовым уплотнением V-образного сечения из материала АНГ. Корпус 5 саль-
никового уплотнения 6 закрепляется накидной гайкой 7.
Корпус 5 узла уплотнения является одновременно опорой для обоймы 8
подшипников качения, под углом 45° к нему расположены разрядная пробка 11
для выпуска воздуха (газа) и обратный клапан для закачки уплотнительной
пасты. Корпус 5 узла сальникового уплотнения в нижней части уплотнен с кор-
пусом 3 задвижки при помощи металлической прокладки 12. В нижней части
задвижки шпиндель уплотняется манжетами 15. Закрытие задвижки производит-
ся при помощи маховика 9 и узла подшипников качения 10. Пробка И служит
для выпуска воздуха при подаче пасты через штуцер и обратный клапан. При
вращении маховика 9 получает вращательное движение втулка в верхней части
узла 8 подшипников качения. Вращаясь от маховика, узел остается на месте,
а соединенный с ней на резьбе шпиндель 4 перемещается поступательно вверх
и вниз, поднимая или опуская шибер.
Герметичность затвора осуществляется подогнанными уплотнительными по-
верхностями шибера и седел. Цилиндрическая поверхность шибера чисто обра-
ботана, а па седла надеты упругие втулки из фторопласта. В нижнюю и верх-
нюю камеры корпуса задвижки закачивается паста ЛЗ-162, которая уплотняет
затвор при закрытии задвижки. Уплотнение задвижки ЗП2-50Х700 смазкой
незначительное и достигается только за счет хорошо обработанных и подогнан-
ных уплотнительных поверхностен шибера и седел.
Задвижки 3('.Ml-(>5'-'210 и 3MCI-G5X350— прямоточные, рассчитанные со-
ответственно на рабочие давления 21 и 35 МПа. Корпус 3 литой с приварными
фланцами 16 и днищем 1 и состоит из седел 2, шибера 17, системы каналов
для подачи смазки в уплотнительные манжеты 11 и крышки 10 (рис. IV.5,e).
Крышка 10 закрепляется с корпусом при помощи шпилечного соединения. За-
движки предусмотрены с затвором (2, 17), где происходит контакт металла
с металлом.
Задвижка ЗСМ1-65Х210 выполнена из однопластинного шибера 17 и двух
седел — на выходе 15 и входе 2. Герметичность создается манжетами 11 и та-
рельчатыми пружинами 12. Манжеты имеют V-образное сечение и выполнены
из материала АНГ. Закрытие задвижки производится при помощи маховика 5,
втулки 6, шпинделя 7, передающих поступательное движение на шток 4. На
крышке 10 предусмотрены узел 8 подшипников качения и опорное кольцо 9.
Для герметизации седел использованы самоуплотняющиеся манжеты 14. Уплот-
нение крышки 10 с корпусом 3 задвижки 4 проводится прокладкой (втулка) 13.
Плотное контактирование шибера 17 с седлами 2 позволяет снизить давление
н верхней и нижней камерах задвижки для смазки и заменить сальниковые
уплотнения шпинделя, подшипники, гайку. В задвижках ЗСМ1-65X210 смазка
от Таблица IV.4
ND
Характерные неисправности и методы их устранения
Неисправности, их внешние проявле- ния и внешние признаки Вероятная причина Метод устранения Примечание
Пропуск в сальниковом уплот- нении шпинделя или штока Резкое возрастание крутящего момента при открывании или закрывании задвижки при отсутствии пропуска в зат- воре Пропуск через нагнетательный клапан: через коническую резьбу через центральный клапан Пропуск через разрядную проб- ку При вращении маховика поло- жение шибера не изменилось Нарушение герметичности зат- вора Задвижка с ручк Выработки манжет Поломка подшипников опоры шпинделя Поломка Т-образной головки уравновешивающего штока Ослабла затяжка резьбы кла- пана Нарушена герметичность пары конус—шарик Нарушение герметичности пары конус—шарик Поломка шпинделя или шибера в Г-образном пазу Износ уплотнительных поверх- ностей затвора ым управлением Заменить манжеты Проверить и заменить под- шипники Заменить задвижку Подтянуть резьбу. При про- должении пропуска заменить нагнетательный клапан Заменить нагнетательный кла- пан целиком или только ша- рик Завинтить кол'пак до уплотне- ния штырем центрального ка- нала Затянуть пробку в резьбе и при продолжении пропуска сменить шарик Заменить задвижку Подать уплотнительную смаз- ку в затвор В аварийном случае (при не- возможности закрыть задвиж- ку) . Сопровождается резким умень- шением крутящего момента на маховике Если пропуск не прекращается, заменить задвижку
Задвижка с дистанционным управлением
Задвижка не управляется пнев- матически Вышел из строя электропнев- матический клапан Разрыв трубки пневмопривода Вышли из строя уплотнитель- ные кольца поршня пневмоци- Снять и заменить Снять и заменить Заменить в ремонтной мастер- ской
Шибер не перемещается при подаче сигнала с пульта управ- ления Задвижки не управляются авто- матически и при ручной подаче давления в пневмоцилиндр Шпильки пневмоцилиндра недо- статочно затянуты Неполадки на линии электро- связи Неисправность пневматической части Пропуск через соединения тру- бопроводов Вышли из строя резиновые прокладки Вышли из строя уплотнитель- ные кольца поршня, крышки пневмоцилиндра или же штоков Разрыв трубки пневмопривода Вышли из строя кольца поршня пилота Затянуть шпильки Проверить линию электросвя- зи Снять и заменить дроссель в пневмосистеме Натянуть накидные гайки Заменить резиновые проклад- ки Заменить уплотнительные кольца Заменить трубопровод Заменить уплотнительные кольца
Регулируемый штуцер
Пропуск продукции в месте со- единения корпуса втулки штока Пропуск продукции через саль- никовое уплотнение Ненадежное стопорение штока с помощью стопорного болта Нарушен режим скважины Несоответствие положения ука- зывающей втулки положению конического наконечника в сед- от ле W Вышли из строя уплотнитель- ные кольца Выработка манжет Изношена латунная подушка Эрозионный износ конического наконечника или седла Ослабло крепление указываю- щей втулки на штоке Заменить кольца Заменить весь комплект ман- жет Заменить латунную подушку Заменить изношенную пару Укрепить втулку с помощью стопорного винта, предвари- тельно приведя шток и втул- ку в нулевое положение
также принудительно нагнетается в канавку, создавая герметичность затвора
с уплотнительными поверхностями седел. Смазка предотвращает скопление ме-
ханических примесей в кольцевой канавке и облегчает свободное перемещение
шибера. В корпусе штока предусмотрен регулировочный винт для регулировки
соосности проходных отверстий шибера и корпуса. Седла уплотняются кольцами
из специальной резины, стойкой в рабочих средах к температурам от —60 до
-1-120 °C.
В отличие от ЗМС1-65Х210 задвижка 3CM1-65X350 выполнена с выдвиж-
ным уравновешенным шпинделем для облегчения ее управлением. В обеих за-
движках на седлах установлены нагнетательные клапаны и под сальниковым
уплотнением штока — пружины. Масса первой составляет 88 кг, а второй —
98 кг, высота соответственно 660 и 820 мм, длина 350 и 390 мм
Задвижками ЗМС1-65Х250 комплектуют фонтанные арматуры крестового
типа АФКЗа. Их число строго регламентировано заводом-поставщиком.
Экспериментальными исследованиями АзИНМАШа установлено, что нор-
мальная работа прямоточных задвижек во многом зависит от состояния кольце-
вых канавок, системы подачи смазки и удельного давления на контактных
поверхностях плоского шибера и седел.
На практике наблюдаются утечки газонефтяной среды из задвижек при вы-
соких давлениях даже при наличии смазки. Кроме того, при открытой прямо-
точной задвижке смазка вымывается потоком флюида из кольцевой канавки.
Конструкция задвижки типа ЗМСТБ-100ПХ10К2 аналогична конструкциям
описанных прямоточных задвижек и состоит из бесфланцевого корпуса, шпин-
деля, ходовой гайки, шибера, входного и выходного седел, маховика, нагнета-
тельного клапана, шарикоподшипников, сальникового узла, разрядной пробки
и штока.
Герметичность затвора осуществляется за счет создания необходимого удель-
ного давления на уплотняющих поверхностях шибера и седел Это давление
создается тарельчатыми пружинами.
Герметичности затвора способствует также уплотнительная смазка ЛЗ-162,
которая подается через нагнетательный клапан в средней части корпуса задвиж-
ки со стороны выходного седла.
Регулировка соосности проходных отверстий шибера и корпуса достигается
при помощи регулировочного винта. Для облегчения управления задвижкой
опоры шпинделя выполнены на упорных шарикоподшипниках. Резьба шпинделя
и ходовой гайки не соприкасается с рабочей средой, что улучшает условия
работы. Уплотнение шпинделя и штока осуществляется при помощи манжет
из материала АНГ. Предусмотрена подача защитной смазки в корпус задвижки
через нагнетательный клапан. Для предотвращения проворачивания крышки под-
шипников относительно крышки задвижки, а также верхнего кожуха относи-
тельно ходовой гайки предусмотрены стопорные винты.
Для периодической смазки подшипников в крышке подшипников установле-
на масленка, а для предотвращения вытекания смазки из этого узла имеется
уплотнительное кольцо. Регулировочный винт служит для определения положе-
ния открытия (верхняя риска на кожухе) или закрытия (нижняя риска на ко-
жухе) задвижки.
Ниже приведены основные параметры задвижек.
284
Тип задвижки..............................Отсекатель ЗМСТБ-100ПХ210К2
Управление запорным устройством...........Автоматическое с помощью пнев-
матического привода или ручное
Давление в пневмоприводе, МПа.......................... 1,5
Среда пневмопривода.......................Воздух или сухой газ, очищенный
от коррозионных и механических
примесей
Диапазон срабатывания пилота, МПа:
при повышении давления в линии после
штуцера................................ 10—20
при понижении давления в линии после
штуцера.............................................. 5—10
Время закрытия, с.......................... 15—20
Номинальное напряжение, подаваемое на обмот-
ку соленоидного пилотного клапана, В . . . 36
На 30 скважинах месторождения Бахар были установлены фонтанные арма-
туры типа 4АФК-50Х700 и ЗАФК-65/50Х700 на рабочее давление 70 МПа с пря-
моточными задвижками, изготовленные заводом «Красный молот». За период
эксплуатации 39 задвижек оказались в нерабочем состоянии из-за разрушения
уплотняющих поверхностей плашек шибера и направляющих щек, неполного
закрывания и открывания задвижек, поломки пружины шибера и сальника.
Наработка на отказ изменялась в пределах 205—1056 сут.
В табл. IV.4 приведены методы устранения неисправностей основных дета-
лей фонтанной арматуры.
ТРЕБОВАНИЯ К УСТЬЕВОМУ ОБОРУДОВАНИЮ И ТЕХНОЛОГИЧЕСКИМ
ПРОЦЕССАМ В УСЛОВИЯХ СЕРОВОДОРОДНОЙ КОРРОЗИИ
На газовых и нефтяных месторождениях, содержащих в газе сероводород,
к устьевому оборудованию предъявляются следующие повышенные требования:
защита металла и предотвращение выпадения серы;
извлечение насосно-компрессорной колонны и последующий ее спуск без
глушения скважины утяжеленным раствором методом перекрытия проходного
сечения пакером или шаровым шлипсом различной конструкции;
регулирование и автоматизация процессов открытия и закрытия скважины
на общую линию (коллектор) при помощи коренных задвижек или автомати-
ческое закрытие скважины с помощью клапанов-отсекателей при повышении
давления;
дистанционно-гидравлические управляемые задвижки и клапаны должны
быть изготовлены из антикоррозионного материала и иметь разные регулируе-
мые пределы срабатывания;
автоматизация должна быть основана на чувствительных элементах с ду-
блерами;
все регулируемые устройства должны надежно работать в условиях выпа-
дения серы;
средняя стволовая и боковые задвижки от арматуры фонтанной должны
быть гидроприводными;
серийные и регулируемые штуцера на отводах должны быть выполнены
из антикоррозионного материала;
автоматическое регулирование выпуска H2S в атмосферу на расстояние
100—140 м от объекта;
285
изготовление факельного устройства из антикоррозионного материала и авто-
матическая подача огня для зажигания.
В процессе эксплуатации скважины газ или жидкость поднимаются на
дневную поверхность по насосно-компрессорным трубам, спускаемым на опреде-
ленную глубину перед пуском скважины в эксплуатацию.
На газоконденсатных и газовых месторождениях, содержащих в нефтяном га-
зе сероводород, используются трубы из стали марки 20, импортные трубы
марок С-75 и С-95. Насосно-компрессорные трубы отечественного производства,
согласно ГОСТ 633—80, выпускаются следующих диаметров: 33, 42, 48, 60, 73,
89, 102 и 114 мм. Флюид из скважины поступает через фонтанную арматуру
в манифольдную линию и трубопровод, идущий на газоразделитель.
На месторождениях, содержащих в нефтяном газе до 4,5% H2S и до 2,5%
СО2, к стали трубопроводов и струн арматуры предъявляется следующее тре-
бование: запорная фланцевая арматура должна иметь качественную сваривае-
мость с трубами из стали марки 20 по МРТУ 14-4-21—67.
Ниже приведены механические свойства стали марки 20 и ее химический
состав:
Механические свойства стали марки 20
Предел прочности ар, МПа.........................410
Предел текучести ат, МПа.........................220
Относительное удлинение 8, % .................... 24
Ударная вязкость, МДж/м2.........................0,04
Химический состав стали марки 20, %';
С............0,17—0,24 S.............<0,025
Si...........0,17—0,37 Сг.............<0,25
Мп.......... 0,38—0,65 N1.............<0,25
J............. <0,03 Си.............<0,30
Фонтанную арматуру АФ6-65Х700К1 для нефтяных и газовых скважин,
содержащих до 6 об. % H2S, изготовляют из стали марки Х8МЛ, имеющей
следующую характеристику:
Механические свойства стали марки Х8МЛ
Предел прочности ср, МПа........ 750
Предел текучести ат, МПа........ 550
Относительное удлинение 8, % . . . 14
Относительное сужение, °/а....... 30
Ударная вязкость ак, МДж/м2 .... 0,05
Термообработка.......................Отжиг, закалка с
высоким отпуском
Твердость НВ....................... 217—241
Химический состав стали марки Х8МЛ, %
С . . . 0,16—0,24 Мо..........0,45—0,6
Me............4,0—0.6 J............. 0,04
ci............0,3—0,6 S............. 0,04
Ст...........6,5—8,0
В арматуре АФК6-65Х700К1 запорным устройством служит прямоточная
задвижка со смазкой, а регулирующим устройством — быстросменный штуцер.
Температура рабочей среды 120 °C и окружающего воздуха — до минус 40 °C.
Габаритные размеры 2650Х1070ХЗС50 мм, масса — 3780 кг.
286
Плашки и щеки затвора задвижек изготавливают из стали марки 40Х,
рабочие поверхности проходят объемное никелирование.
Фонтанную арматуру, предназначенную для эксплуатации на газоконденсат-
ных месторождениях, содержащих HjS, изготовляют из стали марки
Х20Н8МЗД2Л. Сталь закаливают при температуре 110 °C, выдерживают не ме-
нее 2 ч, охлаждают на воздухе с максимальной скоростью; отпуск при темпе-
ратуре 450—500 °C в течение 8 ч, затем охлаждение на воздухе.
Химический состав стали марки Х20Н8МЗД2Л
С............... 0,06 Си............1,5—2,0
Мп...........0,3—0,7 F.............. 0,03
Si...........0,7—1,0 S.............. 0,03
Сг............19,0—21,0 Т1............0,1—0,2
N1...........7,5—8,0 С1............... 0,1
Мо...........2,5—3,0
Механические свойства стали марки Х21Н8МЗД2Л
Предел прочности ар, МПа................... 630
Предел текучести от, МПа................... 420
Относительное удлинение <5, °/о............. 16
Относительное сужение, %.................... 35
Ударная вязкость, МДж/м2.................. 0,05
Твердость НВ.............................. 187—230
Техническое условие—необходимость проведения испытаний на межкристал-
литную коррозию н коррозионное растрескивание.
Из стали марки Х20Н8МЗД2Л изготавливают корпусные детали фонтанной
арматуры АФ6-80/65Х700К2, соприкасающейся с рабочей средой.
Елка фонтанной арматуры при испытании газовых скважин оборудуется
двумя отводами диаметром не менее диаметра фонтанной арматуры. Верхний
отвод предусматривается для продувки и применяется при смене задвижек,
штуцеров, аппаратуры и приборов па рабочем выкиде. Нижний отвод, как
правило, является рабочим (прувср) и обвязывается через шламоуловитель и
трап с замерной емкостью.
При испытании газоконденсатных и нефтяных скважин пруверный отвод
обвязывается через ЛПГ-1 с трапной установкой и замерной емкостью. Для
разрядки затрубного пространства скважин монтируют выкидную линию от
крестовины фонтанной арматуры из НКТ диаметром не менее диаметра кресто-
вины и длиной более 100 м. Для ввода ингибитора рабочий отвод (прувер)
оборудуют тройником между двумя задвижками и прокладывают нагнетатель-
ную линию из НКТ длиной 30 м.
Прувер на рабочем отводе и штуцера на отводах устанавливают после
второй задвижки арматуры. Установка второго прувера непосредственно после
трапа обязательна для замера газового фактора при испытании нефтяных сква-
жин и расхода газа при испытании газоконденсатных скважин.
Продувочная, рабочая и выкидная линии затрубного пространства и газо-
вый отвод от трапа выводят на земляной вал или в земляной амбар. Ком-
прессор, используемый для аэрации и снижения давления на пласт, устанавли-
вают на расстоянии более 25 м от скважины.
Фонтанную арматуру рассчитывают на прочность из условия обеспечения
требуемой толщины стенки в корпусных деталях и фланцевых соединениях:
287
Р&ВЛ
s== 230 [c] — pQ
(IV. 1)
he.
где s — толщина стенки в рассматриваемом сечении, мм; рв— внутреннее дав-
ление, МПа; DSB — внутренний диаметр корпуса в этом сечении, мм; р — проб-
ное давление, МПа; [о] —допускаемое напряжение, определяемое из отношения
От/п (п — коэффициент запаса прочности), МПа; с — поправочный коэффициент
«а коррозию, равный 2—3 мм в зависимости от агрессивности среды.
Основное назначение арматуры — регулирование режима эксплуатации при
изменении давления на забой. Режим регулируют путем установления соответст-
вующих штуцеров на струнах (линии) манифольда фонтанной арматуры. Сква-
жинный флюид при движении по НКТ диаметром 62 мм поступает на усгье
в штуцерную камеру диаметром 6,8—30 мм, т. е. в суженную часть, где проис-
ходит потеря напора от сжатия потока.
Потеря напора от сужения и расширения его определяется по формуле [17]
h=hcw-\-fiSn.p\ (IV.2)
потеря напора от сжатия потока рассчитывается по формуле
>кО2сж/2^г; (IV.3)
потеря напора от внезапного расширения потока
^вн.р = ?вн.рП2р/2й< (IV.4)
где <рсж, ifnn.r—коэффициенты местного сопротивления соответственно при сжа-
тии и внезапном расширении, отнесенные к скоростям в суженном и расширен-
ном сечениях потока; г>СН! — скорость движения флюида на участке сужения,
м/с; Ор — скорость движения флюида на участке расширения, м/с.
Потерю давления Лр по длине трубопровода I вычисляют по формуле
I и2
А^ = Х^__2^Р- <1V’5)
где Л—коэффициент гидравлического трения; I — длина трубопровода, м; d —
диаметр трубопровода, см; и — скорость движения флюида, м/с; g — ускорение
свободного падения, м2/с; р — плотность скважинного продукта, г/см3.
При расчетах потерями напора в трубопроводах пренебрегают и учитывают
основные потери в штуцерах.
ОБВЯЗКА СКВАЖИН ПРИ ПЕРФОРАЦИОННЫХ РАБОТАХ
Нередко испытываемый пласт имеет высокие пластовое давление и дебит,
поэтому монтаж устьевого оборудования проводят в определенной последова-
тельности, чтобы не нарушить надежности герметизации и прочности всего
комплекса при перфорационных работах.
По окончании спуска эксплуатационной колонны труб с устья скважины
демонтируют противовыбросовое оборудование вместе с крестовиной и на ее
место устанавливают крестовину фонтанной арматуры с отводами, затем мон-
тируют прострелочную задвижку со штурвалом. Выкидные линии (струны)
крестовины комплектуют соответствующими задвижками и приборами.
Прострелочную задвижку до установления на скважине опрессовывают на
пробное давление, указанное в паспорте завода-поставщика. Штурвал управ-
288
ления задвижкой устанавливают на расстоянии 10 м от устья скважины. Кре-
стовину и прострелочную задвижку после установления на устье опрессовыва-
ют на герметичность давлением, соответствующим давлению опрессовки эксплу-
атационной колонны труб Задвижки па выкидных трубопроводах и штурвал
перфорационной задвижки обеспечивают указателями «открыто» и «закрыто».
Выхлопные трубы от ДВС буровых агрегатов имеют глушители, искрогаси-
тели и выведены на высоту не менее 2 м от основания агрегата. Прострелочные
работы разрешается проводить при наличии на стеллажах насосно-компрессор-
ных труб соответствующего диаметра, специальной фланцевой катушки с за-
движкой, подъемным патрубком и элеватором под него.
Применяю! следующие виды перфорации: пулевую, кумулятивную, гидро-
пескострунную и торпедную. В скважинах, где после перфорации ожидаются
। азонефтепроявления, прострел отверстия осуществляют после спуска насосно-
компрессорных труб. Это перфорация со спуском НКТ.
Устье скважины оборудуется превепторной установкой ППГ-156Х320 или
ППР-156Х320. В скважину спускают малогабаритные раскрывающиеся перфо-
раторы НКР-55, ИКР-45 или ПК-65. Пробивная способность кумулятивных пер-
фораторов выше, чем пулевых и торпедных.
Подвесной и съемный патрубки изготовляют из насосно-компрессорных труб,
диаметр которых равен диаметру труб, спущенных в скважину. Съемный па-
трубок должен иметь заводскую резьбу для навинчивания муфты насосно-ком-
прессорной трубы.
Конструкция резервного оборудования при простреленных работах следую-
щая: подвесной патрубок, уплотнительное кольцо, катушка от фонтанной арма-
туры, задвижка и фланец от фонтанной арматуры, съемный патрубок, элеватор,
муфта и уплотнительное кольцо.
В процессе перфорации и вскрытия горизонтов с аномально высоким пла-
стовым давлением или при наличии H2S буровая обеспечивается следующими
материалами и приспособлениями на случай нефтегазопроявления:
Обратные клапаны на насосно-компрессорные трубы..............2
Фланец к ныкндам крестницы с диаметром проходного сечения
50,8 мм с ганкой, уплотнительным кольцом, присоединительны-
ми шпильками, комплект.....................................2
Взрывобезопасный аккумуляторный фонарь.......................2
Приспособление для открытия обратного клапана .............. 1
Газоанализатор УГ-2 с набором реактивов......................2
Манометры....................................................2
Противогазы типа КД . . С
Переводники с НКТ с высаженными концами на НКТ с гладкими
концами......................................................2
Ветошь, рубленые клиновые ремни, кг . 15
Солидол, кг.................................................50
При наличии малогабаритных превенторов на устье обязательно устанав-
ливают превенторную установку с глухими плашками вместо прострелочной
задвижки. Если применяются задвижка и превентор, то в последние устанав-
ливают плашку под диаметр насосно-компрессорных труб. На всех эксплуата-
ционных скважинах монтируют два превентора по схеме, разрабатываемой объ-
единением и согласованной с Госгортехнадзором и отрядом по предупреждению
и ликвидации открытых фонтатов. На превентор устанавливают надпревентор-
ную катушку, предназначенную для монтажа фонтанной арматуры. Выкидные
[9—3037 289
линии соединяют на фланцах с металлическими уплотнениями и на каждом
выкиде устанавливают по две задвижки высокого давления, из которых корен-
ные выносятся из основания бурового агрегата не менее чем па 15 м. Они .проч-
но закрепляются и направляются в сторону от проезжих дорог, ЛЭП и других
производственных и бытовых сооружений.
Кроме соответствующих актов на опрессовку и сварочные работы, в период
прострелочных работ на буровой должны быть: протокол замеров сопротивле-
ния заземляющих контуров; план ликвидации возможных нефтегазопроявлений
и открытых фонтанов; табель боевого расчета вахты на случай выброса или от-
крытого фонтанирования скважины; инструкция по эксплуатации противовы-
бросового оборудования; инструкция по предупреждению возникновения откры-
того фонтанирования при освоении и капитальном ремонте нефтяных и газовых
скважин; журнал периодической проверки технического состояния противовыбро-
сового оборудования; журнал периодических инструктажей рабочих бригад;
журнал регистрации проведения учебных тревог; разрешение на ведение работ
от военизированного отряда (ВО).
При появлении признаков нефтегазопроявления или периодического пере-
лива во время прострелочных работ необходимо:
прекратить прострелы отверстий в эксплуатационной колонне и приступить
к подъему перфоратора из скважины;
принять меры по безопасному закрытию устья скважины;
закрыть центральную задвижку и провести замеры избыточного давления
на манометрах;
избыточное давление снижать на буфере фонтанной арматуры, на отводах
колонной головки и на выкидных линиях крестовины;
снижать давление, если оно становится выше опрессовочного давления
эксплуатационной колонны.
В том случае, когда скважина переходит на периодические выбросы во
время подъема перфоратора, следует повторно проконтролировать состояние
задвижки на одном отводе крестовины (она должна быть открыта) и затем
продолжить подъем перфоратора.
По окончании прострела эксплуатационной колонны труб из скважины
извлекают перфоратор, и если отсутствует пластовое проявление, то демонти-
руют прострелочную головку и противовыбросовое оборудование.
После этого буровая бригада приступает к спуску насосно-компрессорных
труб.
На случай открытого фонтана во время спуска насосно-компрессорных труб
на полу буровой должны находиться патрубок НКТ с обратным клапаном в со-
бранном виде и задвижка высокого давления. При незначительном выделении
газа из скважины и с целью предотвращения искрообразования от сильных
ударов муфт о край фланца или верхнего торца элеватора на крестовине, уста-
новленной на устье, дополнительно ставят пластину из цветного металла.
Фонтанные трубы после допуска до проектной глубины подвешивают и
укрепляют на устье скважины таким образом, чтобы направить струю флюида
по фонтанной колонне труб при закрытом межтрубном пространстве НКТ.
Оборудование устья должно обеспечить создание на выкиде необходимого про-
тиводавления вплоть до закрытия скважины.
Перфоратор-клапан-отсекатель предназначен для проведения абразивной
перфорации скважин при наличии депрессии на вскрываемый горизонт и пере-
290
крытии внутренней полости насосно-компрессорных труб (НКТ) с целью пре-
дотвращения выброса. Он может быть использован как при гидро-, так и при
газопескоструйной перфорации скважин.
Уплотнительные поверхности перфоратора-клапана-отсекателя вынесены из
зоны эрозионного потока. Перфоратор-клапан-отсекатель диаметром 70 мм
для нефтяных и газоконденсатных скважин спускают на кабеле и устанавли-
вают внутри 89-мм НКТ, а 90-мм перфоратор-отсекатель спускают на НКТ.
Корпус перфоратора состоит из внутренней подвижной и наружной непод-
вижной частей, соосно расположенных и взаимодействующих друг с другом.
Подвижная часть имеет гладкую наружную поверхность А, а неподвижная —
гладкую внутреннюю поверхность Б. Муфтовое соединение служит для установ-
ки приспособления спуск-подъем перфоратора-клапана-отсекателя или для со-
единения с НКТ.
В верху подвижной части установлена гайка, поджимающая пружину, на
гайке имеется резиновый уплотнитель для герметизации полости пружины.
В подвижной части устанавливают насадки. Абразивный поток движется по
внутреннему каналу полого цилиндра. Скорость этого потока повышается до
130 м/с при помощи сверхзвуковой насадки, выполненной в виде сопла Ла-
валя. 1Гтсадка работает в условиях высокого газоабразивного износа и поэтому
должна быть изготовлена из твердого сплава.
Паспдкп закапчикается расширяющимся коническим участком с углом конус-
ности (1 12". Длина насадки принимается по конструктивным расчетам, но не
менее 18 мм.
Перфоратор-клапан-отсекатель работает по следующему принципу: под дав-
лением потока подвижный корпус перемещается в крайнее нижнее положение,
открывая насадки, и пескоструйный поток, выходя из насадок, перфорирует
скважину.
11о окончании перфорации давление внутри труб снижается и начинается
проявление продуктивного пласта.
Под действием пластового давления подвижный корпус возвращается в ис-
ходное положение, а насадки перекрываются корпусом; поверхности А и Б
совмещаются. Устройство выполняет функции забойного клапана.
Техническая характеристика перфоратора-клапана-отсекателя
Условный диаметр, мм........................... 70, 90
Рабочее давление, МПа........................... 9
Рабочая среда..........................Естественный газ, нефть
ОБОРУДОВАНИЕ УСТЬЯ СКВАЖИН ПРИ ОСВОЕНИИ
Скважины на нефтяных и газовых месторождениях осваивают после уста-
новки па устье фонтанной арматуры или крестовины и противовыбросового
оборудования. Обвязка устья фонтанной скважины, ее коммуникации (емкости,
пмбнры н др.) должны быть подготовлены к приему продукции скважины по
перфорации эксплуатационной колонны.
11а большинстве месторождений и разведочных площадей опробование и
освоение нефтяных и газовых скважин проводят с помощью компрессора или
способом аэрации жидкости. Устье обвязывают по схеме, учитывающей пара-
метры пластовой продукции, утвержденной предприятием и согласованной со
службой Госгортехнадзора и военизированным отрядом.
|Ч1'
291
Рис. IV.6. Схема обвязки устья при освоении и исследовании скважины:
/ — кондуктор; 2 — муфта; 3 — короткий патрубок; 4 — быстросменное соединение; 5 — ко-
лонная головка; 6 — поджимной фланец; 7 — 60-мм отвод; 8 — средняя головка; 9— кран
высокого давления; 10— фланцевая установка крестовины; 11— крестовина; 12— двух-
фланцевая катушка; 13— переводная катушка; 14— стволовая задвижка; 15 — крестовина
«елки»; 16— штуцерная камера; 17 — задвижка на выкидной линии; 18 — фланец пьедеста-
ла; 19— пакер; 20 — клин; 21 — переводник; 22— колонна насосно-ком прессорных труб; / —
трубная головка с крестовиной, II — елка фонтанной арматуры
На рис. 1V.6 показано оборудование устья при освоении и исследовании
скважин, состоящее из колонной и трубной головок и елки.
До начала освоения разрабатывают технический план или план-график,
включающий подготовительные, основные и заключительные работы. Серьезное
внимание при освоении скважин обращается на содержание в продукции пласта
сероводорода.
При освоении скважины с использованием промывочной жидкости, газа и
сжатого воздуха на нагнетательной линии насоса устанавливают манометр,
обратный клапан и задвижку.
В процессе аэрации с помощью компрессора и цементировочного агрегата
на нагнетательных линиях необходимо устанавливать обратные клапаны.
Снижать затрубное давление газа разрешается только при помощи штуцера
через вторую от крестовины задвижку и при постоянно открытой первой за-
движке.
Штуцера и штуцерные камеры меняют после перевода струи на резервный
выкид и закрытия соответствующих задвижек на рабочем выкиде. Давление
на струне за штуцером снижают до атмосферного при помощи вентиля, установ-
ленного на линии. Манифольд фонтанной арматуры комплектуется аппаратурой
и емкостями для замера дебита и содержания метанола. Емкость для метанола
оборудуют предохранительным клапаном, манометром и трубкой с запорным
устройством для соединения емкости с атмосферой.
При длительных остановках в процессе освоения фонтанной скважины про-
тивовыбросовое оборудование или задвижку переводят на положение «закрыто».
Перед вскрытием пласта, содержащего сероводород, контролируют исправ-
ное п. приборов, наличие средств индивидуальной защиты. Особое внимание
уделяется приборам, предназначенным для контроля концентрации сероводорода.
Датчики газоанализатора проверяют согласно техническим условиям, они долж-
ны быть установлены в буровом помещении, на открытых и закрытых пло-
щадках.
Эксплуатацию приборов проводят в соответствии с техническими требова-
ниями, указанными в паспорте, а при отклонении от этих требований должны
быть приняты меры, повышающие температуру окружающей среды (обогрев
участка, индивидуальный обогрев прибора и т. д.).
Чтобы предотвратить внутрискважинные взрывы, эксплуатационные сква-
жины, содержащие сероводород, и разведочные скважины осваивают передвиж-
ными компрессорами с увлажнением воздуха водой. Кроме того, используют
инертный, попутный или природный газ вместо воздуха. В процессе нагнетания
природного или инертного газа количество кислорода в его составе не должно
превышать 10 об. %, а при нагнетании дымовых газов — 5 об. %, для вызова
притока жидкости в скважине с сернистой нефтью следует нагнетать инертный
газ.
Отвод на факел монтируют с применением герметизирующей смазки, его
испытывают на герметичность в установленном порядке.
Нефтяной газ, содержащий значительное количество сероводорода, во вре-
мя освоения и исследования отводят по трубопроводу (длина 200 м) к стоякам
высотой не менее 10 м.
В начале работ и при аварийных перерывах во время освоения следует
проверить затрубное пространство насосно-компрессорной колонны и увлажнить
293
закачиваемый воздух. Увлажнение воздуха проводят при помощи аэратора
прокачкой не менее 30—40 вес. % воды.
Манифольдную линию на участке сброса собирают из 60 мм насосно-ком-
прессорных труб длиной не менее 25 м и оборудуют обратным клапаном, мано-
метром и краном высокого давления для снижения давления воздуха в линии
через штуцер. Манифольдную линию опрессовывают на давление, в 1,5 раза
превышающее ожидаемое рабочее. Линию, направленную в земляной амбар,
прокладывают без углов поворота.
Каждая испытуемая скважина обеспечивается набором штуцеров диамет-
рами 6, 8, 10, 15, 20, 25 и 30 мм (по 2 комплекта).
Для выявления режима нормальной эксплуатации нефтяных и газовых
скважин и на основании исходных замеров выпускают пластовый флюид и ис-
следуют его. По замеру средних значений определяют:
а) зависимость дебита от депрессии ча пласт, т. е. от перепада между
забойным и пластовым давлениями;
б) зависимость дебита от давления на устье скважины;
в) свободный дебит скважины — максимальный дебит при открытой сква-
жине;
г) зависимость изменения дебита и давления во времени после открытия
скважины для определения периода стабилизации и параметров пласта;
д) критическую скорость истечения жидкости и газа, при которой выносятся
твердые частицы породы при различных депрессиях на пласт. По результатам
замера дебита при различных диаметрах штуцеров и определения их зависимо-
стей выявляют естественный режим пласта и коэффициент продуктивности.
Устье скважины оборудуют таким образом, чтобы была возможность опре-
делять давление в затрубном пространстве и па выкиде и, кроме того, выпу-
скать газ, изменять направление потока по струнам.
В буровых организациях применяют различные типы фонтанного оборудова-
ния в зависимости от естественного режима пласта. Схемы, при помощи кото-
рой можно было бы составить рациональные обвязку и расположение обору-
дования, не существует. Поэтому производственными объединениями составля-
ется несколько схем обвязки, отличающихся типами фонтанной арматуры и
коммуникации. После рассмотрения и утверждения принимается одна схема.
Наземное оборудование включает газоотделители, замерные приборы, ем-
кости, шламоуловители и т. д. Проектирование наземного оборудования зависит
от содержания в скважинной среде различных агрессивных газов, солей и пла-
стовой воды.
В данной работе приводятся основные рабочие схемы обвязки устья и
расположения наземного оборудования, которые широко используются буровы-
ми предприятиями страны. В схемах указаны типы фонтанных арматур, диамет-
ры задвижек, вентилей, их рабочее давление, быстросменные соединения, сепа-
раторы, диаметры выкидных линий и типы штуцеров.
На рис. IV.7 приведено оборудование устья скв. 1 Моздокская после спуска
эксплуатационной колонны труб диаметром 140 мм в объединении Ставрополь-
нефтегаз.
Оборудование устья состоит из колонной головки ООК1 -700X140, крестови-
ны, трубной головки и фонтанной арматуры.
Арматура крестовая, однорядная. Рабочее давление фонтанной арматуры
соответствует максимальному давлению, ожидаемому на устье. Фонтанную арма-
294
Рис. IV.7. Оборудование устья скв. 1 Моздокская объединения Ставропольнеф-
тегаз:
/ — быстросменное соединение; 2 —пробка; 3 — эксплуатационная колонна; 4, 6 — фланцы;
S — верхняя головка; 7 — задвижка; 8 — кран высокого давления; 9 — фланец крестовины;
—штуцер; //— колено; 12 — струна арматуры; /3 —манометр; // — отвод крестовины;
15 — насосно-компрессорные трубы
Рис. IV.8. Схема обвязки и расположения оборудования в объединении Гроз-
нефть при освоении скважин:
1— подвеска эксплуатационной колонны; 2 — насосно-компрессорная колонна; 3 — крестови-
на; 4— стволовая задвижка; 5 — крестовина; 6 — агрегаты; 7 — штуцерная камера; 8 —
фонтанная арматура УАФК-50Х700; 9— отвод; 10— земляные амбары; 11 — факел; 12 —
предохранительный клапан; 13—замерная емкость на 50 м3; 14— трап ТВИ 64X1200
туру после установки на устье скважины опрессовывают на давление, допусти-
мое для опрессовки эксплуатационной колонны. Арматура укрепляется оттяж-
ками.
Нагнетательная линия и воздухопровод опрессованы на полуторакратное
давление от ожидаемого максимального рабочего давления.
Обвязка устья, кроме основных функций, позволяет замерять забойное',
буферное, кольцевое и затрубное давления, а также проводить исследователь-
ские работы с регулированием отбора жидкости.
В отдельных УБР (экспедициях) разработаны типовые схемы оборудования
устья скважин после спуска эксплуатационной колонны труб. Крестовая арма-
296
тури имеет недостаток — при выходе из строя центральной задвижки и стволо-
1К1Й Hpei ioiiiiiibi скважину глушат.
При ‘шшуатации скважин, в газонефтяной смеси которой содержится боль-
шое количество песка, крестовая арматура не рекомендуется; вместо нее при-
297
меняют фонтанную арматуру тройникового типа. В процессе эксплуатации
скважин используют верхнюю струну, нижняя является запасной. Переключение
скважины на работу по запасной струне проводят при ремонте рабочей струны
или замене в ней штуцера.
Согласно типовым схемам для газовых и нефтяных скважин (ГОСТ
13846—74), в арматуру можно включать дополнительные задвижки в боковые
линии.
В Пятигорском УБР объединения Ставропольнефтегаз используют фонтан-
ную арматуру типа АФК-3 (тройниковая). В процессе освоения скважин ком-
прессор устанавливают на расстоянии 20—25 м от скважины. Часто от нижней
струны арматуры тройникового типа прокладывают линию, предназначенную для
установки диафрагменного измерителя критического течения, а от верхней стру-
ны — продувочную линию. Пруверный отвод закрепляют не менее чем на двух
опорах, одна из которых устанавливается на конце линии прувера. Обвязка
устья нефтяных скважин значительно отличается от обвязки устья газовых
скважин.
Центральная задвижка фонтанной арматуры постоянно открыта, а при
перерывах и остановках — закрыта. Трапы, сепараторы, трубопроводы проду-
вают через отводные линии.
На рис. IV.8 приведена схема обвязки газовых скважин и расположения
оборудования, используемая при опробовании в объединении Грозпефть, а на
ния при освоении скважин:
1 — колонная головка; 2 — отвод от ко-
лонной головки; 3—отвод от крестовины;
4 —отвод от нижней струны; 5 — быстро-
сменное соединение; 6 — штуцер и патру-
бок с манометром; 7 — опора фонтанной
арматуры и отвода крестовины; 8 — верх-
няя струна; 9 — нижняя струна; 10 — ли-
ния дросселирования; 11 — земляной ам-
*бар; 12— отвод в трапную установку;
13 — трапная установка; 14 — отвод; 15 — /О
линия на сброс в амбар; /6 —земляной
амбар; 17 — отвод в амбар от замерной
емкости; 18 —• замерная емкость
298
рис. IV.9 — схема струн фонтанной арматуры и ее обвязка в ПГО Оренбург-
геология.
Устьевое оборудование позволяет определять дебиты через верхние и ниж-
ние струны фонтанной арматуры. Давление измеряют по показаниям манометра
на струнах, на буфере и выкидах затрубного пространства. Для переключения
газонефтяной смеси на нижнюю струну изменяют линию подвода воздуха (газа)
в кольцевое пространство.
При освоении скважин глубиной 1000—1500 м используют фонтанную арма-
туру с проходным отверстием 50 мм—1АФТ50, 2АФТ50 и др.
На рис. IV.10 приведены схема обвязки устья фонтанной арматурой 2АФТ50
и расположение наземного оборудования при освоении и исследовании скважин
в Пятигорской геологопоисковой экспедиции объединения Ставропольнефтегаз.
На устье установлена фонтанная арматура тройникового типа на 12,5 МПа.
Верхняя струна направлена к газоотделителю и на факел, а нижняя струна-—
только на факел. От газоотделителя жидкость поступает в замерную емкость,
а газ после замера при помощи прувера — па факел. В верхней струне преду-
смотрены штуцерная камера, породосборник, манометр и карман под термо-
метр. Газоотделитель устанавливают на расстоянии 50 м от фонтанной арма-
туры. Струны арматуры прикреплены к фундаментным якорям на расстоянии
Рис. IV.10. Обвязка устья и расположение наземного оборудования при освое-
нии скважин в объединении Ставропольнефтегаз:
1 — Муфта кондуктора; 2— муфта с колонным фланцем; 3—насосно-компрессорная колон-
на; 4— удлинительный патрубок; 5 — крестовина фонтанной арматуры; 6 — катушка с план-
шайбой; 7 — задвижка высокого давления; 8 — тройник; 9 — буфер; 10 — кран высокого дав-
ления; 11— манометр; 12— карман для термометра; 13— катушка для приборов; 14 — шту-
церная камера; 15 —- породосборник; 16— iазоотделитель; 17— предохранительный клапан;
18 — прувер; 19 — стояк факела; 20 — гаситель в замерной емкости; 21 — быстросменное со-
единение
299
15 м друг от друга. На отдельных скважинах трап и задвижки располагаются
на общем блоке. Отводная линия комплектуется предохранительным клапаном.
Заслуживает влияния схема оборудования устья скважины фонтанной арма-
турой 4АФК-50Х700 крестового типа для освоения и исследования в Грознен-
ском УБР. Арматура рассчитана на давление 70 МПа.
В схеме учтены технологические особенности разделения нефти и газа, пе-
реключения трубопроводов на замерную емкость или на трапы. Схема позволяет
поочередно включать в работу трапы, выполнять ремонтные работы на трубо-
проводах, очищать или дополнительно обваловать земляные амбары. Такая об-
вязка наиболее рациональна при больших дебитах скважин; она изготовлена
из блоков. Трапы, задвижки, замерные емкости и другие агрегаты расположены
на блоках.
Устьевая арматура рассчитана на поступление газонефтяной смеси как по
межтрубному пространству, так и через НКТ.
Разработка мероприятий, направленных на улучшение опробования скважин,
имеет важное практическое значение. К ним относятся применение автономных
струн фонтанной арматуры с газоотделителями и замерной емкостью, многока-
нальное управление скважинным флюидом, совершенствование ремонта трубо-
проводов и замены штуцеров.
К выбору типа фонтанной арматуры в каждом случае подходят индивиду-
ально с учетом особенностей опробования и замеров. Во время исследования
и освоения определяют дебиты нефти, воды и эмульсии; дебиты газа и газового
фактора; давления буферное и затрубное; избыточное давление в трубопрово-
дах до штуцеров и после них.
Штуцера на трубопроводах отличаются размерами, и подбор дебитов вы-
полняется путем переключения выкидных линий на разные диаметры штуцеров.
В объединении Грознефть струны фонтанной арматуры, как правило, мон-
тируют диаметром 73 мм из стали группы прочности Д, а фланцы — из стали
марки Ст. 3. Резьба на трубах укороченная по ГОСТ 633- 80 и рассчитана на
страгивающую нагрузку, где для трубы от т1)=380 МПа, а для материала флан-
ца 5т.фл—230 МПа.
Рис. IV.11. Типовая схема обвязки
при вызове притока и отработке
скважины:
/ — переводная катушка; 2. 6 — крестови-
на; 3 — катушка для подвески НКТ; 4—
задвижка; 5 -- катушка: 6 — крестовина;
7 — опора с трупы; 8 — струны фонтанной
арматуры; 9— шламоуловитель; 10— газо-
разд ел итель; 11 — расходомер; 12 — фа-
кельная система; 13 — мерная емкость
объемом 8—12 м3
300
Расчет на страгивание ведут по формуле Яковлева
Л т.Г)Ьат
Q = 1 + D/21 ctg (а + <р) » <IV-6)
где D — средний диаметр резьбы в плоскости первого полного витка, находяще-
гося в сопряжении с фланцем; b — толщина тела трубы под.резьбой; / — длина
резьбы; а — угол между опорной поверхностью резьбы и осью трубы; ф — угол
трения для резьбы, принимаемый равным 18“.
Полезная длина резьбы составляет Z=40—12,7=27,3 мм (без сбега резьбы).
Для 73-м м труб с толщиной стенок 7 мм Q=380 кН.
После сборки манифольда выкидные линии его опрессовывают на давление
10 МПа.
В объединении Краснодарнефтегаз типовой схемой предусматривается вы-
полнение работ в период опробования скважины в два этапа. На первом этапе
проводят подготовительную работу к опробованию, на время проведения про-
стрелочных работ устье скважины обвязывают двумя превенторами ППГ-230Х500.
В превенторной установке один превентор имеет глухие плашки, другой —
плашки под бурильные или насосно-компрессорные трубы. Подготовительная
схема необходима потому, что в буровых организациях отсутствуют прострелен-
ные задвижки проходным сечением 125 и 150 мм на рабочее давление более
32 МПа Вместо прострелочной задвижки на устье устанавливают превентор
на давление 50 МПа. Кроме того, обвязка позволяет проводить безопасный
спуск насосно-компрессорных труб для вызова притока и освоения скважины.
При аномально высоких пластовых давлениях возможна установка двух
превенторов — ППГ-230Х700 и универсального ПУГ-230Х320.
На втором этапе (после спуска НКТ) проводят обвязку устья для вызова
притока и отработки скважины. С устья скважины демонтируют превенторы и
надпревенторную головку и вместо них на крестовине устанавливают фонтанную
арматуру, соответствующую ожидаемому максимальному пластовому давлению.
На рис. IV. 11 приведена типовая схема обвязки на вр( мя вызова притока и
01 работки скважины.
Обвязка арматуры, ограниченная на отводах задвижками, выполняется из
труб диаметром 73 мм и опрессовывается водой на давление 50 МПа. Осталь-
301
ная обвязка выполняется из насосно-компрессорных труб диаметром 73 мм из
стали группы прочности Д и опрессовывается на давление 15 МПа.
Согласно инструкции, после монтажа фонтанную арматуру следует опрес-
совать на давление 65 МПа, каждую коренную задвижку опрессовать отдельно
на 65 МПа (вместо 50 МПа); для этого закрывают центральную стволовую за-
движку.
При опробовании газовых скважин число задвижек на фонтанной арматуре
повышается. В обвязке увеличивается число штуцерных камер (до 5—6), из
которых четыре быстросъемные и две регулируемые.
Фонтанная струя направляется в трап, где газ отделяется от нефти, и в ней
поддерживается заданное давление.
Применяемая схема позволяет заменять газированную промывочную жид-
кость в начале опробования, быстро заменять штуцера и при помощи быстро-
съемных соединений заменять трубопроводы.
В объединении Краснодарнефтегаз длина трубопроводов принимается равной
не менее 120—150 м. Приборы, установленные на трубопроводах, монтируют
в таком порядке: трехходовой кран, разделитель, манометр.
Фонтанную арматуру до опрессовки на герметичность закрепляют растяжка-
ми к основанию мачты. Растяжками охватывается елка арматуры. Диаметр от-
Рис. IV. 12. Универсальная устьевая арматура 2АУ-700:
1, 4 — переводники; 2 — крестовина; 3 — уплотнение; 5 — колено; 6 — крестовина; 7 — патру-
бок; 8 — буфер; 9 — манометр; 10 — струна
302
тяжных тросов не менее 12 мм, а при вскрытии пластов с АВПД — не менее
18 мм, особенно на газовых и газоконденсатных объектах.
Выкидные линии фонтанной арматуры необходимо крепить металлическими
хомутами также к основанию вышки и через каждые Юм — к забетонирован-
ным стойкам.
Перед опробованием продуктивного горизонта проверяют соосность фонтан-
ной арматуры и колонной головки, обеспечение отвода сточных вод и эмуль-
сии; взрывобсзопасность освещения; состояние задвижек на трубопроводах до
и после газоотделителей.
В период проведения ремонтных работ устье эксплуатационных скважин
обвязывают арматурой 2АУ-700 (рис. IV.12), состоящей из трубной и устьевой
головок. Устьевая головка рассчитана на рабочее давление 32 МПа и предназна-
чена для герметизации межтрубного пространства.
В нашей стране при освоении газовых и нефтяных скважин используют
передвижные агрегаты АзИНМАШ-37А, АКРО-80/400, АзИНМАШ-47А, А-50
(СССР), Т-50 (СРР), агрегаты фирм «Бейкер Ойл Тулз», «Скайтоп Бруствер»
(США) и др.
Передвижные агрегаты монтируют на автомобилях и блоках. Агрегат типа
АКРО-80/400 грузоподъемностью 80 т предназначен для освоения и текущего
ремонта скважин глубиной до 5000—6000 м. Агрегаты АзИНМАШ-37А и
АзПНМАШ-43А также предназначены для освоения и проведения капитального
ремонта скважин глубиной до 2900 м с укладкой труб и штанг на приемные
мостки. Буровые установки Уралмаш серийного ряда, применяемые для буре-
ния нефтяных и газовых скважин, используются для освоения (чаще на первых
двух горизонтах), т. е. для тех же целей, что и передвижные агрегаты.
На газовых и газоконденсатных месторождениях страны используются ги-
дравлические ремонтные установки фирмы «Бейкер Ойл Тулз».
ГИДРАВЛИЧЕСКАЯ РЕМОНТНАЯ УСТАНОВКА
ФИРМЫ «БЕЙКЕР ОЙЛ ТУЛЗ»
Фирма «Бейкер Ойл Тулз» изготовляет короткоходовую гидравлическую
ремонтную установку, предназначенную для ремонтных работ и монтажа уста-
новки на морских платформах и устьях скважин на высоте 4—5 м от поверх-
ности земли. При помощи гидравлической короткоходовой установки можно вос-
становить циркуляцию жидкости, удалить песчаные пробки, провести цементи-
рование, гидравлический разрыв пласта, фрезерование цементных пробок, пеейа-
ных мостов и пакеров, расширение или углубление скважин, извлечение
инструментов и пакеров.
Установка этой фирмы состоит из следующих основных узлов: гидравличе-
ская силовая установка, домкрат, блок превенторов, каретка для шлангов, ра-
бочая каретка. Силовая гидравлическая установка монтируется выше превен-
торов и состоит из четырех гидравлических цилиндров, расположенных на плите
устьевого оборудования (рис. IV. 13). Шланги поршней прикреплены к движу-
щейся плите (основанию), содержащей комплект движущихся плашек и встро-
енный в нее гидравлический ротор. Неподвижные плашки прикреплены к основ-
ному узлу основания. Рабочая каретка установлена в верхней части комплекта
цилиндров.
303
При помощи гидравлических цилиндров проводят подъем и спуск насосно-
компрессорных труб в скважину, находящуюся под давлением. Лебедкой уста-
новки насосно-компрессорная труба поднимается из приемного мостка буровой
выше верхнего захвата гидроцилиндров и гидравлическим вращателем соединя-
ется с первой спущенной трубой. Затем траверсы гидроцилиндров с плашечным
захватом поднимаются в верхнее положение по наружной поверхности подня-
той трубы. По окончании перевода манипулятора дросселя в «обратное» положе-
Рис. IV.13. Гидравлическая ремонтная установка фирмы «Бейкер Ойл Тулз»
(с) и блок противовыбросовых превенторов (б):
е: 1 — маслопровод, 2—превентор фирмы «Ракер-Шеффер», 3— отвод крестовины, 4 — гид-
роцилиндр, 5 — захват труб, 6 — мачта, 7 — гидровращатель, 8 — верхний захват, 9— тра-
верса, 10 — лебедка, 11 — монтажная труба, 12 — силовая установка, 13 — установка гидро-
привода; б: 1 — запасные плашки, 2 — плашки под трубы, 3 — плашки для захвата труб,
4 — стояк, 5 — уравнительный клапан, 6 — гидроцилиндр, 7 — перепускной клапан, 8, 9 —
трубки гидропривода, 10 — превентор фирмы «Ракер-Шеффер»
304
ние траверса гидроцилиндров перемещается вниз, при этом клиновой захват
захватывает трубу и принудительно заталкивает ее в скважину.
Насосно-компрессорная труба проходит через резиновые элементы двух
превенторов, из которых один является кольцевым (универсальным). Превен-
тор с трубными плашками приоткрыт для пропуска муфты компрессорной тру-
бы. Два других превентора остаются резервными.
Лебедки (две) агрегата устанавливаются выше блока гидроцилиндров и
имеют гидравлическое управление, как и вся установка. Переключение шлангов
дает возможность на буровой разместить оборудование в нескольких вариантах.
При всех вариантах короткоходовой гидравлический агрегат в сборе устанавли-
вают на верхний фланец блока ПВП, насосно-компрессорные трубы опускают
па землю; две лебедки для манипулирования трубами используются одновре-
менно. Наличие нескольких захватов и взаимные блокировки не дают НКТ
«уйти» в скважину. Агрегат пропускает 80—100 соединений за 1 ч.
Для проведения ремонтных работ на действующих скважинах колонну труб
смазывают через обжимную резину, которая пропускает муфтовые соединения.
Рабочая каретка включает пульт управления оператора для контроля ско-
рости и направления движущейся траверсы и для работы плашек. В каретке
содержится панель контроля давления, которая управляет противовыбросовыми
превенторами, уравнительными клапанами, двойной противовесной системой ле-
бедки, монтажной мачтой и элеваторами для подъема и спуска одиночных со-
единений НКТ. Во время ликвидации прихватов используют опору, созданную
всеми четырьмя цилиндрами. При меньшей нагрузке переключением одного
клапана можно перевести установку на работу с двумя цилиндрами; это удваи-
вает скорость движущегося комплекта при том же количестве жидкости, зака-
чиваемой в гидроцилиндры.
Техническая характеристика короткоходовых гидравлических ремонтных
установок приведена в табл. 1V.5.
Таблица IV.5
Техническая характеристика короткоходовых гидравлических
ремонтных установок
Параметры Тип установки
HRS-150 HRC-300
Максимальная грузоподъемность, т:
при подъеме 62,5 130
при спуске 38 41
Скорость блока при максимальной нагрузке, м/мин:
при спуске 2,0 1,8
при подъеме 1,2 0,97
Масса, кг:
системы траверсы 0,9 1,8
домкрата 0,45 0,9
силовой установки 1,4 1,8
Мощность, кВт 172 235
Гидравлическое рабочее давление, МПа 150
Размер применяемых ПКТ, мм 25,4—73,0 63—114
Крутящий момент ротора, Н-м 3500
20 —3037
Короткоходовая установка рациональна для использования на небольших
морских платформах. Фирма «Бейкер Ойл Тулз» рекомендует использовать уста-
новку без глушения фонтанирующей скважины. Следует отметить, что при спус-
ке НКТ под избыточным давлением создается значительная опасность для рабо-
тающего персонала, и поэтому для приобретения навыка на установке требует-
ся проработать в течение не менее двух лет.
В ремонтных установках фирмы «Бейкер Ойл Тулз», эксплуатируемых на
Оренбургском газоконденсатном месторождении, выявлены некоторые недостат-
ки при спуске труб лебедками. Несмотря на наличие двух превенторов фирмы
«Ракер-Шеффер» и уравнивающего клапана, спуск и подъем НКТ осуществляет-
ся при заглушенных раствором скважинах. Установка пропускала до 40—60 со-
единений в 1 ч.
Гидравлическая ремонтная установка HRS-200. Ремонтная установка фирмы
«Бейкер Ойл Тулз» — домкратного типа с четырьмя цилиндрами для спуска труб
под давлением. Штоки поршней присоединены к движущейся пластине (травер-
се). Пульт управления укомплектован клапаном, при помощи которого домкрат-
ная установка может работать с двумя цилиндрами. Первый превентор в блоке
имеет плашки под бурильные трубы, а второй — плашки под насосно-компрес-
сорные трубы. Второй превентор используется для герметизации кольцевого
пространства скважины и может быть использован для подвески всей колонны
труб на небольшой период времени. Третий и четвертый превенторы оборудова-
ны специальными обжимными плашками под трубы того же размера, что и
верхний превентор. Плашки сконструированы заменяемыми; они покрыты рези-
ной, что дает возможность протаскивать трубу через уплотнение, когда превен-
тор находится в положении «закрыто». При этом изнашиваются только заме-
няемые вставки и резиновые манжеты.
Специальный и уравнительный стояки устанавливают между третьим и чет-
вертым превенторами для спуска отдельных аппаратов и деталей в скважину
(их спускают при закрытых обжимных плашках на третьем превенторе, при этом
закрываются и открываются плашки на четвертом). Для того чтобы открыть
плашки, необходимо при помощи клапана уравнять давление над плашками и
под ними. Уравнительный клапан присоединен к стояку и к скважине под основ-
ным клапаном при помощи 25,4-мм трубки. Управление клапаном гидравли-
ческое.
Гидравлическая силовая установка заключена в изолированный корпус из
листового железа с дверьми для выхода. Обжимная резина находится в паро-
вой рубашке, в которой непрерывно циркулирует пар для поддержания плюсо-
вой температуры резинового материала в холодную погоду.
Силовая установка оснащена двигателем 226,7 кВт с частотой вращения
2100 об/мин и двумя насосами типа T5SDC-045-022.
Все рамы и салазки стальные, загрунтованы слоем неорганического цинка и
покрашены голубой краской. Все детали гидравлической ремонтной установки
в антикоррозионном исполнении, поэтому она может работать в среде, содержа-
щей H2S, СО2 и СаС12.
ЗАРУБЕЖНАЯ ФОНТАННАЯ АРМАТУРА
Зарубежные фирмы «Люсеат» (ФМС/ОСТ), ФМС/ОСТ, «Ньюмэн Мак Эвой»,
ВКМ, «Камерон», «Серег Шлюмберже» изготовляют фонтанную арматуру на
давления от 14 до 105 МПа. В настоящее время выпускаются фонтанные арма-
306
туры, где отдельные их узлы объединены в один моноблок — задвижки, штуце-
ра, тройники и др. Например, фирма «Камерон» объединяет в один блок
4—5 задвижек вместе с двумя угловыми регулирующими штуцерами. Этой же
фирмой предложено хомутовое соединение основных узлов вместо фланцевых.
Аналогичное соединение использует фирма «['рей Тулз».
Схемы фонтанной арматуры различные — от тройникового типа до V-образ-
ного и крестового: при этом типы п число узлов зависят от назначения обору-
дования— сколько горизонтов будет эксплуатироваться. В арматуре может быть
от одного до нескольких тройников или крестовиков. Струпы направлены в основ-
ном в одну сторону для упрощения обвязки, особенно на морских скважинах,
где фонтанные арматуры крестового типа заменены V-образными. Преимуще-
ством V образной арматуры с хомутовым соединением является быстрота мон-
тажа, ремонта и демонтажа.
Фирмы ОСТ/ФМС, «Камерон», «Шлюмберже» изготавливают фонтанную
арматуру с V-образной елкой для эксплуатации скважин под водой.
Арматуры классифицированы по схемам, число задвижек и штуцеров преду-
сматривается заказчиком в зависимости от вида продукции скважины и пласто-
вого давления. При эксплуатации газовых скважин, содержащих примеси, число
штуцеров увеличивается почти вдвое. На устьевой арматуре устанавливают
четыре угловых регулируемых штуцера, а на струнах — по два Рабочими стру-
нами являются верхние (V-образные), а резервными — нижние на крестовине.
307
При V-образной форме елки от абразивного воздействия скважинного про-
дукта выходят из строя в основном узлы и детали на струнах фонтанной
арматуры.
Фирмы ФМС/ОСТ и «Шлюмберже» изготовляют .фонтанную арматуру для
использования в агрессивной сероводородной среде на давления 35 МПа
(ФМС/ОСТ) и 70 МПа («Шлюмберже»). Арматуры изготовлены из сталей Ура-
нус-50 и АНПЗ Сервис. Фонтанная арматура фирмы «Люсеат» изготовлена из
стали Уранус-50, Маустпнакс-С Помпей, Монел К-
На газоконденсатных месторождениях Франции, в продукции которых со-
держится сероводород, используются трубы следующего химического состава
(табл. IV.6).
На рис. IV.14, IV.15 приведены фонтанные арматуры фирм «Люсеат» и
«Хюбнер-Вамаг» на 35 и 70 МПа. Крестовина изготовлена нз кованой заготовки.
Исследования растрескивания стали Уранус-50 от действия H2S, проведен-
ные фирмой «Камерон», показали, что разрушающее напряжение составляет
100% от предела текучести.
В табл. IV.7 приведены типы используемых задвижек и материалы, из кото-
рых они изготовлены.
Фирма «Люсеат» поставляет фонтанную арматуру в антикоррозионном
исполнении, укомплектованную тремя задвижками с пневмоприводом (одна
основная и две рабочие); рабочие задвижки — с автоприводом (одна основная
и две рабочие) Рабочие задвижки автоматически закрываются при повышении
давления в скважине выше рабочего или резком уменьшении ниже И МПа.
Основная задвижка с дистанционным управлением; специальные приспособления
позволяют заменять задвижки арматуры под давлением газа скважины без ее
задавки.
В комплект фонтанной арматуры 299X219X140X73 фирмы «Люсеат» вхо-
дит колонная головка типа С-22 с резьбой под 299-мм трубы, верхний фланец,
плашки для захвата труб, колонная головка с фланцами типа С-22-00 с резьбой
под 219 мм трубы, плашки для захвата труб диаметром 293X140 мм, головки
насосно-компрессорных труб и задвижки типа ОСТ. Кольца выполнены из не-
ржавеющей стали С-27.
Для скважин, в продукции которых содержатся H2S и СО2„ используют
фонтанные арматуры фирмы «Люсеат» для обвязки трех обсадных и одной на-
сосно-компрессорной колонн труб (325X219X140X73 мм), изготовленных из
стали Уранус-50С.
Техническая характеристика фонтанной арматуры
фирмы „Люсеат" на 35 МПа
Тип фонтанной арматуры............................ Крестовая
Пробное давление, МПа.......................... 70
Рабочая температура, °C........................от —45 до +45
Материал труб..................................Сталь Уранус-бОС!.
Диаметр проходного сечения елки, мм:
ствола......................................... 63
боковых отводов ........................... 50
Подвеска насосно-компрессорных труб............Конус с резьбой для
73-мм труб
Рабочее давление колонных головок, МПа .... 21
Уплотнение межколонных пространств............. Пакерное
Подвеска труб диаметрами 140 и 219 мм.......... Клиновая
Резьба на колонной головке диаметром 325 мм . . По ГОСТ 632—80
309
Привод задвижек.................................. Ручной
Габаритные размеры фонтанной арматуры, мм:
длина......................................... 36('О
высота......................................... 2355
ширина........................................... 755
Масса, кг.......................................... 2700
Фонтанная арматура состоит из колонной головки с фланцами типа С-22-00,
крестовины типа С-600, верхнего переводника, специального фланца типа А-45
и катушки для подвески насосно-компрессорных труб типа ИЗО-Е.
Конструкция фонтанной арматуры фирмы «Камерон» более компактна, слу-
жит для заканчивания скважин в двух горизонтах. Для скважин с высокими пла-
стовыми давлениями она изготовляется единым массивным блоком с отводами
типа ВУЕ. В отличие от фонтанной арматуры фирмы «Камерон» на 21 МПа
в арматуре фирмы «Люсеат» на давление 35 МПа имеется дополнительный фла-
нец с односторонним и двусторонним кольцевыми пазами под уплотнительные
кольца. Дополнительный фланец устанавливается между двумя фланцами.
Фонтанное оборудование устья скважины фирмы «Мак Эвой» (США) при-
меняют для обвязки обсадных труб 325X245X199 и 114-мм НКТ. Оно состоит
из четырех секций: нижней и промежуточной обсадных головок, насосно-компрес-
сорной трубной головки и фонтанного оборудования. Оборудование полностью
выполнено из высоколегированной и нержавеющей сталей специального сплава
и отдельные детали — из кадмироваиной стали. На рис. 1V.16 приведена схема
оборудования устья скважины фонтанной арматурой фирмы «Мак Эвой» в сбо-
ре. На боковых отводах установлены три клинкетные задвижки фирмы «Мак
Эвой» с проточным каналом диаметром 52 мм и с фланцами на обоих концах.
Задвижки арматуры «Люсеат» прямоточные. Во внутренней расточке кор-
пуса установлены два седла, нижнее (по потоку) поджимается тарельчатой пру-
жиной и на шейке имеет одно уплотнительное резиновое кольцо. В расточку по
проходному отверстию устанавливают тефлоновое уплотнительное кольцо.
Верхнее седло (по потоку) на шейке имеет три кольцевые проточки. В край-
них устанавливается два резиновых кольца, средняя проточка соединена с на-
ружной проточкой 6—8 каналами для прохода уплотнительной массы из пла-
стика.
Гайка на штоке служит для регулирования выхода шибера, чтобы не под-
нять его выше первых уплотнительных колец.
Катушка для подвески НКТ — герметизирующая с двумя металлическими
кольцами. Чтобы не допустить движение катушки (для подвески НКТ) вверх
при неустановленной фонтанной арматуре, ставят четыре болта во фланце ко-
лонной головки.
За центральной задвижкой предусмотрена вторая задвижка, V-образная
крестовина с центральным выводом и разделителем под манометр. Все головки,
задвижки, подвески, фланцы, пробки выполнены из нержавеющей стали Кольце-
вые уплотнения овальной формы изготовлены из кадмироваиной стали, а корпус
угловых штуцеров — из легированной. Детали фонтанной арматуры классифици-
рованы по номерам. Например, обсадная головка — А-103899 типа S-V диамет-
ром 305 мм (12"); подвеска для обсадной трубы — А-53515 типа S-V диамет-
ром 76 мм (3"); клинкетная задвижка фирмы «Мак Эвой» типа A-104I42; го-
ловка насосно-компрессорная А-103304 типа S-VV.
Два боковых отвода укомплектованы угловыми замерными клапанами (шту-
церами) с индексами Р-100499 и Р-104160, 1/2"), тройниками и коленами из
310
Рис. IV. 16. Фонтанная арматура фирмы «Мак Эвой»:
/ — нижняя секция колонной головки типа S из легированной стали; 2 —задвижка; 3 —
•овальное кольцевое уплотнение из стали с покрытием из кадмия; 4 — клннкетная задвижка
из легированной стали; 5 — обсадная головка типа S-V из легированной стали; 6 — кресто-
вина типа S-VV из легированной стали; 7 — задвижка из нержавеющей стали; 8 — цент-
ральная стволовая задвижка из нержавеющей стали; 9 — вторая стволовая задвижка из
легированной стали: 10 — крестовина с двумя трубопроводами для химического впрыска (с
двумя встроенными клапанами) из нержавеющей стали; 11 — задвижка проходным сечени-
ем 80 мм из нержавеющей стали; 12 — кольцевое уплотнение из нержавеющей стали; 13 —
задвижка; 14 — фланец манометра; 15 — регулируемый штуцер
нержавеющей сими. Трубки Бурдона на показывающих манометрах выполнены
из нержавеющей стали, а циферблаты на манометрах защищены особо прочным
стеклом.
Фонтанное оборудование фирмы «Мак Эвой» имеет ряд недостатков: не все
клинкетные задвижки взаимозаменяемы, на правом отводе от крестовины уста-
новлена одна задвижка; кроме того, задвижки предусмотрены с фланцевыми и
резьбовыми соединениями с обеих сторон.
Фонтанное оборудование фирмы «Мак Эвой» рассчитано на 21, 35 и 70 МПа.
Оно широко используется на газоконденсатных месторождениях при содержании
в скважинной среде агрессивного сероводорода. Количество сероводорода при
эксплуатации арматуры не регламентировано.
Применение коррозионно-устойчивых деталей и оборудования улучшает экс-
плуатационные характеристики скважин и обеспечивает их длительную работу
без ремонта.
В настоящее время зарубежные фирмы «Грей Тулз», «Борда-Фуч», «Хюбнер
Вамаг» поставляют на экспорт фонтанные арматуры. Указанные арматуры на
предприятиях нашей страны за исключением «Борда-Фуч», не были использова-
ны при эксплуатации нефтяного газа, содержащего сероводород, поэтому не мо-
гут быть однозначно рекомендованы к внедрению.
Большое количество фонтанной арматуры выпускает фирма ФМС на 70 МПа.
Фонтанная арматура фирмы ФМС представляет собой массивную головку
с двумя стволовыми задвижками и одной боковой задвижкой с электроприводом
(пневмоприводом). Резервная стволовая задвижка монтируется без маховика на
время эксплуатации скважины. Задвижки на 70 и 105 МПа с электроприводом
(пневмоприводом) укомплектованы предохранительным клапаном и протариро-
ваны заранее на определенное давление.
Задвижка на рабочей струне выполнена с электроприводом (гидропривод),
для замера дебита скважинной среды используется счетчик. Для более высоких
давлений изготавливают фонтанные арматуры с тремя задвижками, которые
монтируют выше крестовины трубной головки. Верхняя задвижка имеет электро-
привод. Как правило, фонтанная арматура изготавливается из кованого тройни-
ка с тремя отводами, а струны имеют V-образный выход и каждая струна ком-
плектуется двумя задвижками, из которых одна электроприводом.
Манифольды фирм «Грей Тулз», «Хюбнер Вамаг», ФМС па рабочее давле-
ние до 21 МПа упрощены и состоят из трех задвижек, одного тройника, мано-
метра и прибора для замера расхода. Струпы не имеют строгого направления и
монтируются на резьбе и сварке без колен и фланцев. Для того чтобы исклю-
чить дополнительные резьбовые и фланцевые соединения в устьевом оборудова-
нии, трубы манифольда изгибают и после этого приваривают к линии трубопро-
вода. Подвод электропривода (пневмопривода) осуществляют по наружной по-
верхности трубопровода. Наиболее часто используемые на рабочих струнах ра-
бочие задвижки имеют дистанционное управление. На месторождениях с ано-
мально высоким пластовым давлением не устанавливают фонтанные арматуры
с хомутовым соединением трубной головки ввиду опасности утечки газа, про-
мыва соединения и перехода скважины на открытый выброс.
Если пропуск газа в арматуре происходит выше стволовой задвижки, то его
ликвидация не представляет особого затруднения, так как стволовая задвижка
закрывается дистанционно.
Фирма «Камерон» изготовляет прямоточные задвижки типа F с ручным
312
управлением (где запорные поверхности контактируют как «металл по упругому
элементу») и задвижки с однопластинчатым шибером и плашками типа F (мо-
дели С, LC и др.). Упругие элементы выполнены из тефлона и устанавливаются
на седлах. Корпуса задвижек литые, со сварными фланцами и днищем. По кон-
струкции задвижки фирмы «Камерон» мало отличаются друг от друга: крышки
корпусов закрепляются болтами, в них размещены одпороликовый подшипник,
сальниковое уплотнение и пружина. В самом корпусе размещается шибер. Для
подачи смазки предусмотрен штуцер с обратным клапаном. Плашки уплотни-
тельными поверхностями прижимаются к упругому элементу.
В последнее время фирма выпускает задвижки типа Г' с пневматическим и
гидравлическим приводом. Пневмопривод (гидропривод) прикреплен непосред-
ственно к задвижке: для пневмопривода используют воздух (газ), поступающий
через специальные редукторы для воздушной среды. Электрический сигнал
с пульта управления попадает на соленоидный клапан пневмопривода, и газ под
давлением направляется в полость цилиндра после срабатывания клапана. В за-
висимости от того, на какой из двух соленоидных клапанов пневмопривода по-
ступил электрический сигнал, газ направляется в нижнюю или верхнюю полость
пневмоцилиндра и задвижки открываются или закрываются. Для питания пнев-
мопривода используют инертный газ, в основном азот. На таком же принципе
работают задвижки с гидравлическим приводом.
Фирма ВКМ изготовляет задвижки с расклинивающим шибером, основан-
ные на незначительном изменении крутящего момента на маховике, обеспечи-
вающего предварительное прижатие уплотняемых поверхностей. Уплотнительные
поверхности входят в контакт непосредственно при расклинивании: в крайнем
нижнем положении шибер (в закрытом его состоянии) обеспечивает герметич-
ность, а в верхнем положении (в открытом состоянии) предотвращает попада-
ние скважинной среды в корпус и вымывание смазки. В промежуточных поло-
жениях плашки прижаты под действием дугообразных пружин. В нижнем по-
ложении шибер входит между седлами, т. е. создается расклинивающий эффект.
Задвижки применяют па рабочее давление до 35 МПа.
Французская фирма ФМС выпускает задвижки с затворами «металл — упру-
гий элемент» (тефлон) с односторонним действием (только па закрытие). Пря-
моточная задвижка состоит из литого корпуса со сварными фланцами, шибера
и двух седел с упругим элементом. Одно из седел — подвижное со стороны вхо-
да рабочей среды, второе — неподвижное со стороны ее выхода. Первое прижи-
мается к шиберу тарельчатой пружиной, создавая определенный натяг в затворе.
Во второе седло нагнетается паста по системе отверстий и кольцевых каналов.
Под гидравлическим давлением смазки восстанавливается первоначальная пло-
скость упругого элемента по мере ее износа. Другой тип задвижки (ОСТ) со-
держит невращающийся стержень, исключая, таким образом, возможность воз-
никновения аварий от крутильного момента. Нарезка стержня предохранена от
влияния скважинной среды и атмосферных осадков.
В крышке корпуса установлены игольчатые подшипники, самоуплотняющий-
ся сальник, затвор и одно плавающее седло. В корпусе задвижки предусмотре-
ны отверстия для подачи пластика и удаления жидкости. Отверстие для впрыс-
кивания пластика дает возможность вновь восстановить плотность (упругость
материала) седла, не разбирая запорный узел задвижки (задвижки на 14, 21
и 35 МПа). Таким же образом восстанавливается плотность у двух седел на
задвижках на 70 и 105 МПа. Герметизирующие поверхности верхнего и нижнего
313
седел выполнены из пластика высокой ударной вязкости. Кольцо из нержавею-
щей стали надевается на затвор для вдавливании пластики в канавку. Если
седла или затвор задвижки необходимо заменить, то пластик может служить
временным затвором.
Фирма «Ракер-Шеффер» выпускает задвижки типа СВ в двух модификациях
с компенсирующими камерами большого и .малого объемов. Задвижка автома-
тически закрывается пружиной при отсутствии давления в распорной камере.
Запорная (штоковая) камера гидропривода заполнена маслом и соединена
с контрштоковой камерой, и для открытия задвижки требуется подвод трубо-
провода.
Задвижки открываются и закрываются с помощью гидравлического привода.
В однопластинчатом шибере в его нижней части установлен специальный
кулачок, который поворачивает седло вокруг осн прохода при закрытии и откры-
тии затвора задвижки. Как и в отечественных задвижках, седло смонтировано
в направляющих щеках, однако оно обеспечено специальным храповым механиз-
мом для поворачивания седла в требуемую сторону, чтобы износ уплотняемых
поверхностей седла был равномерным.
Плашки на шиберах полированными поверхностями плотно прилегают
к упругим элементам, обеспечивая герметичность при давлениях 35 и 70 МПа
в процессе эксплуатации газовых скважин.
Фирма ФМС/ОСТ выпускает задвижки, конструкция которых аналогична
конструкциям задвижек фирмы ВКМ. Седла затвора с упругими элементами
имеют разное назначение: одно является неподвижным и устанавливается со сто-
роны входа скважинной среды, а второе — подвижное, устанавливается со сто-
роны выхода среды. Седло прижимается к шиберу тарельчатой пружиной, соз-
давая предварительный натяг в затворе.
При такой конструкции задвижки (односторонность действия) необходимо
иметь несколько задвижек на струнах фонтанной арматуры и с целью увеличе-
ния эксплуатационного ресурса седла на газовых скважинах часто нагнетать
пасту на его поверхность. Паста приготовляется из вязкого тефлона.
В фонтанной! арматуре «Люсеат» крестового типа, выпускаемой в антикор-
розионном исполнении, смонтированы три задвижки с пневмоуправлением, кото-
рые автоматически закрываются в случае понижения давления в скважине до
11 МПа и менее или увеличения выше рабочего; открываются рабочие задвижки
вручную после выяснения причин автоматического закрытия.
Имеется возможность замены задвижек под давлением без задавливания
скважины, так как в подвеску НКТ в нужный момент можно спустить обратный
клапан и установить в расточку подвески).
Фирма «Мак Эвой» изготавливает задвижки из специальных сплавов для их
эксплуатации в условиях добычи окисленных газов и нефти. Они предусмотрены
с автоматической смазкой.
В открытом и закрытом положениях стержень шибера не подвержен давле-
нию и уменьшена его восприимчивость к водородной хрупкости. Все части за-
движки постоянно наполнены смазкой, что позволяет предотвращать действие
водных окислов или инородных частиц. В зависимости от условий корпус за-
движки изготавливают из легированной или специальной стали «Мак Эвой»,
а шибер и седла — из легированной пли нержавеющей стали. Изготовляют шибер
незаклипиваемого типа, что позволяет легко управлять его работой.
В конструкции задвижки модели С на 70 и 105 МПа предусмотрена авто-
314
матическая смазка между замком и стволом в верхнем корпусе задвижки и
между шибером и седлом для остановки течи. Кожух штока и сальниковые
уплотнения стержня предусмотрены к замене при полном давлении как в откры-
том, так и в закрытом положениях.
В задвижке типа «Супер Мандвандер» фирмы «Мак Эвой» корпус отлит из
углеродистой стали с обработанной полостью для вставки новых колец и седел
ввиду износа предыдущих. Кольца из нержавеющей стали выполнены с поверх-
ностной закалкой и препятствуют эрозионному действию абразивных жидко-
стей. В седла вставлены уплотнения из упругой синтетической резины Вайтон
или Бупа-N, соединенные с коррозионно-устойчивыми кольцами.
Шибер выполнен из термообработанной хромомолибденовой стали с чистой
шлифовкой и никелированием.
Уплотнительные кольца круглого сечения применяются в 50,8-мм задвижках,
квадратного сечения — в задвижках больших размеров.
Забойное оборудование для газовых скважин фирмы «Отис»
На газовых скважинах, выходящих из бурения, устанавливают снаряды, ко-
торые перекрывают затрубные перетоки.
Снаряд разобщает трубное и затрубное пространства: предохраняет эксплуа-
тационную колонну от воздействия агрессивного продукта; обеспечивает постоян-
ный ввод ингибитора коррозии и предотвращает гидратообразование, т. е. слу-
жит для защиты оборудования, спущенного в скважину; предохраняет продукт
пласта от загрязнения промывочной жидкостью при ремонтных работах, прово-
димых выше пакера; герметизирует скважину в интервале установки забойного
оборудования в случае разрушения оборудования на устье скважины.
Фирма «Отис» изготовляет глубинное оборудование для заканчивания сква-
жин (эксплуатационный пакер). Глубинное оборудование служит для перекры-
тия затрубного пространства глубоких скважин при работе в условиях серни-
стой и несерпистой сред.
Рабочее давление равно 105 МПа, диапазон температуры от —60 до
4-200 °C. Оборудование состоит из эксплуатационного резинового пакера для
перекрытия затрубного пространства, спущенной насосно-компрессорной колонны
труб, овершота, циркуляционп |го клапана для восстановления циркуляции, кла-
пана для ввода ингибитора коррозии, глубинного шарикового клапана-отсекате-
ля, ниппеля для клапана-отсекателя и трубки для управления глубинным обору-
дованием. Иногда ниже пакера устанавливают шариковую пробку и при необхо-
димости можно перекрыть ствол скважины гидравлическим давлением. Кроме
того, предусматривается спуск глубинного оборудования в не обсаженный тру-
бами ствол скважины. Оборудование спускают в виде хвостовика, но распаке-
ровку проводят в башмаке обсадной колонны труб. Эксплуатационное глубин-
ное оборудование типа RH спускают с колонной НКТ, опрессовывают на
105 МПа с помощью давления от насоса, испытывают и отцепляют (подъемом
колонны НКТ) без вращения труб. Это давление можно регулировать от 5,6
до 24,5 МПа изменением числа срезных штифтов.
Карбидовольфрамовые шлипсы не затупляются о стенки обсадных труб при
спуске пакера в скважину. Пластовое давление приводит шлипсы в действие.
Чем выше пластовое давление под пакером, тем сильнее цепляются шлипсы за
стенки обсадных труб.
315
При подъеме колонны НКТ пакер отцепляется от обсадных труб без вра-
щения. Это преимущество очень важно при работе в глубоких и искривленных
скважинах. Усилие натяжения колонны для отцепления пакера определяется
числом срезных штифтов в каждом отдельном случае.
Впереди пакера устанавливают направляющую, которая способствует про-
хождению пакера через узкие участки обсадной колонны и удерживает его
в правильном положении во избежание преждевременной опрессовки.
Опрессовка пакера происходит следующим образом: закупоривают насосно-
компрессорные трубы шариком или пробкой ниже пакера и затем повышают
давление в трубах, при этом резиновые уплотнения пакера расширяются и ниж-
ние шлипсы фиксируются на месте. После опрессовки внутренние шлипсы бло-
кируют пакер. Кнопкообразные шлипсы действуют под давлением, поступающим
снизу также после опрессовки, и поэтому пакер удерживается на месте.
Пакер извлекают следующим образом При подъеме колонны насосно-ком-
прессорных труб (при разном давлении на пакер сверху и снизу) штифты сре-
заются и отцепляют пакер. Наличие большого байпасного канала облегчает
извлечение пакера из скважины, а сжимающиеся уплотнения уменьшают за-
стревание и эффект поршневания при подъеме. В табл IV.8 приведены размеры
пакеров типа RH.
Для перекрытия затрубного пространства при большом перепаде давления
используют стационарный пакер типа НС (табл. IV.9). Его применяют в каче-
стве забойного, а также для скважин с высоким дебитом нефти и газа и сква-
жин, где требуются пакеры с большим внутренним диаметром. Регулируемое
давление опрессовки обеспечивает его установку в легковесных обсадных тру-
бах. Внутренний профиль пакера позволяет установить пробку и другое глубин-
ное оборудование. Внутреннее кольцо для фиксации шлипсов облегчает процесс
разбуривания пакера, если возникает такая необходимость.
Тронные резиновые элементы обеспечивают герметизацию при высоких тем-
пературах и низких н высоких давлениях.
Металлические опорные башмаки уплотнительных элементов создают герме-
тизацию при высоких давлениях, а профилированные шлипсы позволяют осу-
Т а б л и ц a IV.8
Размеры пакеров типа RH (мм)
Таблица IV.9
Размеры пакеров типа НС (мм)
Наружный диаметр труб Масса труб, кг Диаметр пакера Обсадные трубы Диаметр пакера
наруж- ный внут- ренний наруж- ный диаметр масса, кг наруж- ный внутрен- ний*
139,7 139,7 146,1 168,3 168,3 177,8 177,8 177,8 244,5 244,5 19,4—25,3 29,8—34,2 37,2 35,7—47,6 29,8—35,7 43,2—52,1 43,2—47,6 34,2—38,7 59,5—70,0 69,9—79,6 117,4 114,3 139,7 146,1 146,15 149,1 152,4 212,6 211,1 49,0 49,0 60,2 60,2 60,2 73,7 73,7 120,7 120,7 139,70 139,70 146,05 168,28 168,28 177,80 177,80 244,48 244,48 19,35—25,30 29,76—34,23 37,20 32,74 39,43 25,30—38,69 38,69—47,62 59,53—69,94 69,94—79,62 117,86 113,03 116,84 146,05 142,24 153,92 146,05 209.55 209,55 69,85 69,85 57,15 93,47 69,85 96,77 96,77 115,82 115,82
* Внутренний диаметр ниппеля. профиля посадочного
316
шествить равномерное зацепление, исключающее деформирование труб. Шлипсы
служат для надежной установки пакера в обсадных трубах из различных ста-
лей, включая трубы марки Р-110.
Пакер спускают в скважину на заданную глубину, а насосно-компрессор-
ные трубы закупоривают установкой шарика или пробки в ниппеле ниже паке-
ра и путем повышения давления в НКТ опрессовывают пакер, а затем выпрес-
совывают шарик или извлекают пробку. Насосно-компрессорные трубы можно
поднять, не нарушая герметичности пакера. Для подъема НКТ в посадочный
ниппель в верхней части пакера устанавливаю г пробку.
Забойное оборудование фирмы «Камко»
Оборудование предназначено в основном для обеспечения безопасной экс-
плуатации нефтяных и газовых скважин и имеет большой внутренний диаметр
со встроенным посадочным ниппелем для установки пробки. Шариковую пробку
устанавливают для опрессовки гидравлического пакера.
Перед подъемом верхней (надшакерной) части снаряда необходимо извлечь
клапан отсекатель, ингибиторный клапан и установить заглушку, установить две
глухие пробки ниже пакера и в пакере (в ниппеле); проверить герметичность
пробок созданием давления в НКТ (открыть циркуляционный клапан и методом
прямой промывки заполнить ствол скважины раствором СаСЬ); установить
в подвесной катушке предохранительный устьевой клапан; демонтировать елку
фонтанной арматуры и установить превенторы; колонну НКТ приподнять на
0,5 м для набора первоначального веса (45 кН) и, одновременно проворачивая
колонну вправо, освободить приспособление для подъема инструмента выше
пакера.
Предохранительный клапан-отсекатель предназначен для автоматического пе-
рекрытия потока газа в колонне НКТ при повреждении оборудования на устье
скважины. Перед спуском этот клапан регулируют на определенный (возмож-
ный) расход газа. Для этого при помощи расчетов и диаграмм подбирают раз-
мер штуцера и определяют необходимое усилие пружины клапана. Во время
расчетов обязательным является обеспечение закрывания клапана при расходе
газа, находящегося в пределах дебита скважины. Когда расход газа достигает
установленного значения (па 25—30% выше дебита отбора), расходный патрубок
клапана, сжимая пружину, перемещается вверх, и как только штуцер поднимется
до уровня шарнира, клапан (хлопушка) закроется и полностью перекроет поток
газа. Предохранительный клапан-отсекатель А-6 состоит из следующих деталей:
клапана-отсекателя, уравнительного клапана для выравнивания давления с обеих
сторон предохранительного клапана, замка типа ДВ-5.
На Астраханском газоконденсатном месторождении проводились спуск глу-
бинного оборудования и распакеровка пакера для защиты внутренней поверхно-
сти обсадной колонны.
В настоящее время на скважинах этого месторождения используют пакер-
ное устройство отечественного производства. Испытания этого устройства дали
положительные результаты.
ГЛАВА V
ГАЗОНЕФТЕПРОЯВЛЕНИЯ В СКВАЖИНАХ
НА НЕФТЬ И ГАЗ
Согласно правилам, ликвидация открытого газового и нефтяного фонтана
.проводится в соответствии с инструкцией по организации и безопасному ведению
работ при ликвидации открытых газовых и нефтяных фонтанов.
При условии Др=Рпл—Рзас>0 на пласт создается депрессия, и чем больше
Др, тем значительнее поступление скважинного флюида и больше фонтаниро-
вание.
Открытое фонтанирование имеет несколько стадий до перехода на макси-
мальный выброс. Первая стадия выброса продолжается в течение 1—4 ч и вме-
сте с потоком промывочной жидкости выбрасывает газонефтяную смесь. Количе-
ство промывочной жидкости в смеси постепенно уменьшается и скважина пере-
водит на газопроявление. Со временем появляется выброс газа и наступает
открытое фонтанирование.
Существует несколько методов обнаружения проявления скважин. Сущность
одного из них заключается в замере объемов раствора, вытесняемого из скважи-
ны во время спуска одной свечи и полной колонны бурильных труб. Для этого
на буровой устанавливают емкость объемом 12 16 м3 и соединяют ее со слив-
ным патрубком выше превентора. К отводу емкости подключают вспомогатель-
ный насос для перекачки раствора из замерной емкости в надпревенторную во-
ронку через нагнетательную линию.
После каждого подъема и спуска инструмента сопоставляют объемы буро-
вого раствора с предыдущими замерами и контролируют приток пластовой
жидкости в скважину.
Второй вариант — контроль за уровнем бурового раствора в затрубном про-
странстве.
Третий вариант — замер уровня при помощи датчика, устанавливаемого
.в доливкой или приемной емкости. Датчик блокируется с системой сигнализации
от блока питания постоянного тока напряжением 12 В.
Четвертый вариант — измерение плотности циркулирующего бурового рас-
твора на стояке и на выходе из скважины, выполняемое денситометрами.
Пятый вариант, наиболее простой — отделение объема бурового раствора
® приемных отстойниках.
Основные признаки газонефтепроявления таковы.
1. Умеренное проявление:
появление газированного глинистого раствора с пониженной плотностью без
увеличения объема выходящей из скважины жидкости;
увеличение содержания газа в растворе по данным газового каротажа;
увеличение механической скорости бурения.
Количество поступающего флюида нефти рассчитывают по формуле Дюпюи
2^й (^-.-Рзаб)
н р. In R/r ’ ' '
318
где k — коэффициент проницаемости пласта, мкм2; Л — мощность пласта, м; р —
динамическая вязкость жидкости, Па-с; R— радиус контура питания, м; г —
радиус скважины, м.
Для нефти С?н=К(Рпл—Рзас), где К — коэффициент продуктивности.
Массовый расход газа определяют по формуле Дарси
М (р2„л — Лаб) ,v
Qr =------ПГЛ ’ (V2>
Qr=VP1.; ₽ = . <V-3>
где рг — плотность газа; V — объем газа, м1; р — поправочный коэффициент,,
определяемый практическим путем.
, nRh
Для газа <2г=6(р2ил—Р2заб), где к= - jn.
Из приведенных формул видно, что количество флюида, поступающего на
забой скважины, зависит от величины депрессии.
2. Интенсивное проявление:
значительное снижение плотности бурового раствора;
увеличение объема выходящей из скважины бурового раствора и повыше-
ние уровня глинистого раствора в приемных мерниках;
падение давления в нагнетательной линии буровых насосов;
интенсивный перелив из скважины.
3. Выброс:
периодические выбросы и перелив из скважины;
увеличение высоты выбросов до 20—35 м;
повышение интенсивности выброса газа, нефти;
выброс инструмента из скважины.
МЕТОДЫ ЛИКВИДАЦИИ ФОНТАНОВ
Существует ряд методов глушения газовых фонтанов:
1) нагнетание воды п раствора непосредственно в аварийную скважину
прямо в струю газа [18];
2) бурение наклонных скважин, соединение с аварийным стволом, закачка
воды и раствора, проведение мощных взрывов, отвод газа и др.;
3) закупорка зон поглощения выше газового горизонта и закачка раствора-
через бурильные или насосно-компрессорные трубы, спущенные ниже зоны по-
глощения;
4) оборудование устья, закачка жидкости одновременно в бурильные трубы
и кольцевое пространство;
5) спуск пакерного устройства в скважину и закачка раствора через трубы-
и пакерное устройство.
Практика глушения открытых выбросов свидетельствует о том, что в боль-
шинстве случаев фонтанирование происходит через бурильные трубы, поэтому
самым необходимым является герметизация внутренней полости бурильных труб
и кольцевого пространства [23, 30].
Если фонтанирующий поток искривил верхнюю бурильную трубу, то сначала
герметизируют внутреннюю полость бурильной колонны ниже устья, а затем пе-
ререзают верхнюю часть бурильной трубы механической труборезкой. В отдель-
ных случаях при нарушении трубы ниже замка просверливают отверстие в бу-
319’
рнльной трубе, на нее с наружной стороны устанавливают металлический обжим-
ной хомут с отводом и задвижкой высокого давления, затем в скважину через
отверстие закачивают тампоны и глинистый раствор.
Выбор метода ликвидации фонтанирующей скважины зависит от многих при-
чин, в том числе от силы выбрасываемого потока, состояния устьевого оборудо-
вания, соотношения газа и нефти в смеси, диаметра и местонахождения буриль-
ной колонны.
Сила струи, направленная снизу вверх на долото и трубу, определяется по
формуле p=&pF дол, где Ар — давление струи во время выброса, определяемое
разностью давлений (рпл—Рзаб), часто в газовых скважинах Др зависит от
столба разгазированного раствора в обсадной колонне; /"дол — площадь режу-
щего торца долота, см2.
Нередко Faon принимается по сечению утяжеленной бурильной трубы или
по замку бурильной трубы: р=ДрплГз.тр, где Гз.тр — площадь замка буриль-
ной трубы, см2.
Исследователи отмечают, что в момент закрытия приходится преодолевать
силу трения струи о плашки превентора или стенки задвижки под углом (3. Эта
сила вычисляется по следующей формуле:
P=pQo(l—cos Р), (V.4)
где Р — сила трения струи, Н; р — плотность флюида, г/см3; Q — расход
флюида, м3/с; v — скорость струи флюида, м/с; (3 — угол отклонения струи от
•оси истечения, градус.
Из формулы видно, что сила струп тем сильнее, чем больше расход, скорость
и плотность. В скважинах большего диаметра самоизлив или выброс сложнее
ликвидировать, чем в скважинах меньшего диаметра. С повышением Q ликви-
дация выбросов вызывает значительные трудности.
В практике получила распространение ликвидация открытых фонтанов при
помощи насыщения газа жидкостью и нагнетание ее в расчетном режиме в сква-
жину, а затем закачка глинистого раствора.
Открытые фонтаны ликвидируют путем отвода газа из продуктивного пласта
в наклонные скважины. Этот метод применяют, если наклонная скважина под-
ведена близко к аварийной и на устье последней образован значительный по
размеру кратер, заполненный пульпой из песчано-глинистого материала и воды,
выносимой из ствола скважины. При отводе газа в наклонную скважину грязь
стекает с кратера в аварийную скважину вследствие снижения в ней давления
газа. Часто в скважине снижается высота выбрасываемого потока нефти и по-
является возможность подойти к ней, чтобы оборудовать устье. Нередко в дли-
тельно фонтанирующей скважине обваливаются стенки п в результате прекра-
щается фонтанирование.
Для ликвидации фонтанирующей скв. 18Р Багаевская были пробурены три
наклонные скважины, из которых отбирали газ. Фонтанирующая скважина за-
глохла вследствие обводнения сверху продуктивного горизонта. Такой же способ
применен при ликвидации фонтанирующей скв. 105Р Угерская, где были пробу-
рены две наклонные скважины.
По окончании бурения наклонной скважины и отбора газа произошел обвал
стенок аварийной скв. 205Р Рудки, и в последующем фонтан в ней самопроиз-
вольно заглох.
Ликвидацию открытых фонтанов путем бурения наклонных скважин и ин-
320
тенсивного отбора газа из пласта осуществляли па Украине и в Туркмении. Для
ликвидации мощных фонтанов бурили наклонные скважины с целью пересечь все
газоносные горизонты и провести интенсивный отбор газа.
Данный метод применен для ликвидации фонтанирующей скв. 2 Верхняя
в УБР Волгограднефтегазразведка. Для глушения открытого газового фонтана
на скв. 265 Кудако-Киевского месторождения пробурены две наклонные скв. 300
и 305. После обсадки труб диаметром 127 мм провели прострел обсадной колон-
ны и затем в течение нескольких суток отбирали газ. По окончании дренирова-
ния пласта закачали 25 860 м3 воды при давлении на устье 10 МПа. В струе
газа аварийной скважины на вторые сутки появилась вода. На устье аварийной
скважины установлена запорная арматура и проведена закачка раствора.
Ликвидация фонтана методом заводнения газового пласта применяется ред-
ко и требует строительства целого комплекса насосного хозяйства. Этот метод
используют в нефтяных скважинах, когда вода подается в законтурные скважи-
ны по кольцу, а нефтяные скважины находятся в центре.
При глушении фонтанов данным методом скважины-дублеры располагаются
по кольцу, а аварийная остается в центре. Путем интенсивной закачки воды
в продуктивный горизонт заводняют отдельные участки и оттесняют газ от за-
боя фонтанирующей скважины или в последней появляется газоводяная смесь,
увеличивающая противодавление на забой.
В настоящее время распространение получил метод ликвидации фонтанов
с помощью подземных ядерпых взрывов в стране и за рубежом. Метод основан
на использовании камуфляжных ядерпых взрывов для ликвидации мощных фон-
танов путем деформации горного массива. От мощного взрыва происходит обвал
и уплотнение горных пород, разрушение аварийного ствола на значительном
интервале, измеряемом десятками и сотнями метров. Вследствие обвалов стенок
скважины и смещения горного массива в пей образуется пробка, препятствую-
щая выходу потока газа на поверхность земли.
Для доставки контейнера с ядерным зарядом па заданную глубину прово-
дят наклонную скважину конечным диаметром 278—295 мм. Бурению наклон-
ной скважины предшествует большая подготовительная работа:
а) тщательно изучают геологическое строение месторождения;
б) составляют фактическую конструкцию аварийной скважины и на осно-
вании данных инклинометрии строят пространственное положение скважины;
в) выбирают интервал приближения к аварийной скважине и точке заложе-
ния наклонной скважины, отвечающей требованиям безопасности и надежности
проводки скважины до места назначения;
г) определяют интервал перекрытия и взрыва ядерного заряда;
д) изучают возможное влияние ядерного взрыва на близлежащие сооруже-
ния с учетом сейсмического и радиационных эффектов;
е) рассчитывают и выбирают компоновку бурильного инструмента с макси-
мально жестким низом;
ж) определяют жесткость системы спуска заряда.
Для наклонной скважины строят плавную траекторию трассы с расчетами
вместимости заряда на участках значительного искривления (наклона) при его
спуске на жесткой системе с допускаемыми нагрузками на контейнер. По окон-
чании бурения наклонной скважины и доставки контейнера на заданную глуби-
ну перекрывают ствол наклонной скважины м проводят взрыв заряда заданной
мощности.
21-3037 321
Метод ликвидации аварийных скважин подземными взрывами имеет ряд
преимуществ перед другими широко известными методами ликвидации фонтанов:
высокая эффективность выполняемой операции; независимость от дебита, пласто-
вого давления и скорости истечения нефтяного газа через устье скважины; пе-
рекрытие ствола аварийной скважины на большой глубине и недопущения по-
вторного фонтанирования в будущем; отсутствие опасности на устье для рабо-
тающего персонала; нередко требуется пробурить лишь одну наклонную
скважину.
Как правило, ядерный взрыв сопровождается термодинамическими, сейсми-
ческими и радиохимическими процессами, поэтому требуется выполнение высоко-
прочного сооружения, выдерживающего энергию огромной силы.
Как правило, после взрыва температура повышается до (1—1,5)-10е К »
давление ориентировочно до 7-Ю5 МПа.
На второй стадии развития ядерного взрыва полость взрыва начинает быст-
го увеличиваться до тех пор, пока внутреннее давление в ней не уменьшится до
горного давления па глубине проведения взрыва. Давление энергии более
(0,5—0,6)10® МПа и температура более 1-10® К при расширении создают мощ-
ную ударную волну, оплавляя горные породы. Скорость ударной волны доходит
до нескольких десятков километров в секунду, а затем снижается до 1500—
6100 м/с на расстоянии примерно 300 м от центра взрыва.
В дальнейшем отмечается обрушение горных пород, лежащих выше полости
скважины. В табл. V.1 приведены фактические сведения о подземных ядерных
взрывах в США и результаты обследования зон воздействия взрывов на горные
породы [34].
В процессе взрыва происходит обрушение кровли полости подземного ядер-
ного взрыва и заполнение сс горными породами на большом интервале.
Ликвидация мощного газового фонтана в Советском Союзе при помощи
ядерного взрыва была произведена в скв. 2 Молодежная. В этой скважине на
Таблица V.1
Основные данные ядерных взрывов фонтанирующих скважин
Условные названия Горные породы, слагающие ствол скважины Масса ядра, кг Глубина заложения снаряда, м Средняя плотность залегаю- щих пород, г/см3 Фактиче- ский радиус полости взрыва, м Фактическая высо- та конуса обру- шения пород, м
„Райнер” Известняк 1,7 274 1,0 19,8 117,7
„Логан* Туф 5,0 283,5 1,8 28,0 134,1
„Бланка” 19,2 301,1 1,8 44,2 301,1*
„Антлер” 2,5 401,0 1,9 19,8 90,5
„Мэд” Аллювий 0,43 181,1 1,8 11,3 81,9
„Платт” 1,7 191,4 2,2 21,6 —
„Стилуотер” 2,7 181,1 1,8 24,7 181,1*
„Брезос” 7,8 256,3 1.8 27,7 256,3*
„Киммарон* Туф, аллювий П.2 304,8 1,8 32,6 304,8*
„Худик” 3,1 187,1 1,8 25,9 187,1*
„Хардхет” Г ранит 5,0 286,2 2,7 19,2 85,6
„Шоул” 12,5 367,4 2,7 25,6 108,5
„Гном” Каменная соль 3,4 360,9 2,3 17,4 Незначительное обрушение
♦ Развитие полости обрушения верхности земли. горных пород приостановилось в результате достижения ею по-
322
глубине 2748,8 м при наращивании очередной трубы произошел выброс, а затем
самозагорапие струи нефтяного газа. Бурение наклонных скважин оказалось без-
результатным в результате отсутствия координат положения ствола аварийной
скважины в пространстве.
В наклонной скважине был проведен взрыв атомного заряда па глубине
2400 м и ликвидирован фонтан. При необходимости забуривания наклонной
скважины под аварийный ствол точка соединения планируемой скважины с ава-
рийной не должна быть в опасной зоне.
УСТАНОВКА ЗАПОРНОГО УСТРОЙСТВА
НА УСТЬЕ ФОНТАНИРУЮЩЕЙ СКВАЖИНЫ
При сравнительно слабой струе газа запорное устройство подается краном
КН-25 и направляется на струю при помощи растяжек от ручных лебедок. Если
под действием собственной массы запорное устройство не устанавливается иа
фланце превентора или крестовины, то его подают принудительным способом —
посредством установки направляющих одноблочных роликов под крестовиной и
подачи запорного устройства при помощи натяжения канатами, направленными
сверху вниз.
Запорное устройство состоит из задвижки и двухфланцевой катушки с отво-
дами или задвижки и крестовины с отводами. Наиболее трудоемкой операцией
на устье является вставка болта в отверстие колонного фланца, к которому
с одной стороны прикрепляется запорное устройство. Поворотом вокруг болта
при помощи ручной лебедки запорное устройство устанавливают по центру ко-
лонного фланца. На отдельных буровых запорное устройство предварительно
устанавливают па блоке с полозьями высотой более оставшегося на устье про-
тивовыбросового оборудования, затем двумя-тремя тракторами с помощью спе-
циальной канатно-роликовой оснастки надвигают запорное устройство на устье
скважины, пересекая блоком струю газа. Для правильного центрирования про-
движения блока и запорного устройства по земле прокладывают направляю-
щие пути.
При затаскпиании по направляющим трубам блок с заторным устройством
с двух сторон поддерживают тросами при помощи четырех тракторов, а с третьей
стороны двумя тракторами надвигают па устье. После установки по центру
фланца запорное устройство закрепляют шпильками. Часто наличие направляю-
щих роликов затрудняет установку шпилек в отверстия фланцев. Для этого
разработано специальное приспособление с направляющими роликами для подтя-
гивания запорного устройства к фланцу. Запорная арматура, установленная на
металлическом блоке, более плавно подтаскивается к устью скважины. Конструк-
ция блока с запорным устройством при оборудовании устья скв. 21 Арчединская
состояла из катушки высотой 300 мм, задвижки, переходной катушки и кресто-
вины с отводами. В качестве направляющих полозьев использованы боковые
формы в основания буровой установки. В центре металлических форм вставлено
запорное устройство на двух патрубках из 114-мм бурильных труб.
При отсутствии на устье колонного фланца или если разъедена муфта обсад-
ной трубы, ликвидация фонтана осложняется ввиду необходимости закрепления
шпорного устройства по наружной поверхности обсадной трубы. Для этой цели
используют клинья с насечками, резиновые пакеры и натяжные устройства. По
окончании оборудования кольцевого пространства на устье скважины присту-
21* 323
пают к закачке воды и глинистого раствора непосредственно в обсадную ко-
лонну.
Например, на скв. 7Р Фурмановская устье оборудовали задвижкой с трой-
никовым отводом и залавливали фонтан раствором. Устье скв. 118Э Шебелин-
ская оборудовали под струей фонтана и после ее герметизации закачивали це-
ментный раствор в ствол скважины. Таким же методом проведена ликвидация
открытых фонтанов в скв. 37Р Первомайская, 1Р Ики-Буруль, 390Р Новодмит-
риевская и др.
Метод закачки раствора через устье непосредственно в обсадную колонну
применяется в том случае, если ствол фонтанирующей скважины надежно за-
креплен промежуточной колонной труб и устье оборудовано прочным гермети-
зирующим устройством.
Для закачки в скважину заданного количества воды и раствора открывают
задвижки (две) на аварийной линии ОП, чтобы снизить первоначальное давление
струи газа, а затем вновь их закрывают. Приступают к закачке на заданной
скорости воды и утяжеленного раствора с соответствующими плотностью и
вязкостью. Нередко общий объем закачиваемого раствора составляет 10—15-
кратный объем скважины. Производительность и давление, создаваемое агрега-
тами, зависят от избыточного давления на устье и приемистости скважины.
Фонтанирование скважин через устье отмечалось после цементирования за-
трубного пространства промежуточных колонн труб в Закарпатье. Основными
причинами затрубного проявления являлись негерметичность обсадных колонн
труб, возникновение каналов при гидратации цементного камня и низкое ка-
чество сцепления его с коркой на стенках скважин, скорость подъема цементно-
го раствора и нарушение технологии проводки скважин.
В большинстве случаев газопроявление происходило по затрубному про-
странству; при его ликвидации обвязывали кольцевое пространство на устье, за-
тем различными способами определяли место перетока газа выше продуктивного
пласта. По окончании прострела труб закачивали воду и после определения при-
емистости переходили к закачке глинистого и цементного растворов на задав-
ливание газопроявления.
На устье скв. 643 объединения Удмуртнефть были установлены фланцевый
хомут, герметизирующая головка, запорная арматура.
Выбор метода глушения фонтана. Прежде чем приступить к глушению фон-
тана, требуется изучить:
а) геологический разрез ствола скважины: местоположение газовых и по-
глощающих пластов, их характеристику, наличие твердых непроницаемых про-
пластков и их местонахождение. В случае если данные по скважине отсутству-
ют, то сведения отождествляются с соседними скважинами или районом;
б) данные о конструкции скважины: глубина спуска обсадных колонн труб,
высота подъема цемента в затрубном пространстве, опрессовка колонн труб,
степень износа обсадных колонн труб, размеры и глубина спущенных бурильных
труб в скважину;
в) характеристику фонтана, вид выбрасываемой продукции, его примерный
дебит, устьевое и пластовое давления, характер истечения;
г) состояние устья и запорного оборудования, наличие на устье кратера
и его параметры, характер материала, которым он заполнен;
д) возможные пути подхода к устью скважины:
е) способы установления запорного оборудования на устье.
324
Фонтанирование, а следовательно, поступление пластового флюида в сква-
жину прекратится, если рзаб>Рпл. Достигнуть этого можно путем закрывания
запорным устройством устья скважины, при этом для газовых скважин pJCT4s
ягРпл, а для водонефтяных Рил^Руст-фР»^/Ю-
Следовательно, глушению аварийного фонтана путем герметизации устья
скважины с последующей заданной фонтана жидкостью должна предшествовать
расчетная работа и в первую очередь определение рзаб- Кроме того, необходимо
рассчитать на прочность устьевое запорное оборудование, определить изношен-
ность устышой части обсадной колонны и ее влияние на внутреннее давление,
рассчитать давление гидравлического разрыва пород, который очень опасен и
может вызвать появление грифонов.
ГЛУШЕНИЕ ФОНТАНИРУЮЩЕЙ СКВАЖИНЫ ЧЕРЕЗ БУРИЛЬНУЮ КОЛОННУ
По окончании восстановления или замены противовыбросового оборудования
на устье, если в скважине находится бурильная колонна, закрывают превентор-
иую установку и задвижку на выкидных линиях, визуальным осмотром и рас-
четом определяют герметичность и прочность устьевого оборудования. Выбор
способа глушения скважины и соответствующего объема заканчиваемого раство-
ра нередко зависит от соотношения избыточного давления в бурильной колонне
и за трубами. Как правило, избыточное давление в бурильной колонне труб
(Риил.тр) больше избыточного давления в затрубном пространстве (Ризп.эатр)
при прокачке жидкости: ризп.тр>Ри3п.3птр. При возникновении проявлений
РиаП.т р /hi.iftjui тр«
Бурильная колонна в большинстве случаев прочнее обсадной колонны, по-
этому канал закачки выбирают не по избыточному давлению на устье, а в за-
висимости от состояния колонн труб.
Глушение скважины проводят закачкой через бурильную колонну, соблюдая
условие Рц:|П.тр^0,8Ропр. В исключительных случаях глушение скважины прово-
дят закачиванием раствора одновременно через бурильную колонну труб и в за-
трубное пространство. Выбор способа задавливания чаще зависит от ряда фак-
торов, в том числе от состоянии бурильной колонны, устойчивости горных по-
род, мощности фонтана и скважинной среды. До расчета потребного объема за-
лавливаемой жидкости определяют плотность раствора {8, 22, 33]. Ее принимают
из условия нормального процесса бурения в момент выброса из скважины плюс
небольшое приращение.
Часто для этого задаются выражением рИЗб.тр+рЕ^(1,05-J-1,20)рпл, где
р — плотность раствора.
Объединение Укргазпром рекомендует рассчитывать плотность бурового ра-
створа, необходимого для глушения фонтана, по формуле
рт=р64Др-]-0,04; (V.5)
Ap=10pTp/L, (V.6)
где рТр — давление в бурильных трубах, МПа; ре — плотность раствора в бу-
рильных трубах до задавливания, г/см3; рт — требуемая плотность бурового
раствора, г/см3.
По окончании герметизации устья измеряют избыточное давление на устье
бурильной колонны (Ризб.т?) и в затрубном пространстве (Риаб.ватр), а также
объем поступившего в приемную емкость раствора (Мемк). Приступают к закач-
325
ке залавливаемой жидкости при заданной частоте вращения вала дизеля ипод-
держаний постоянного давления в бурильной колонне. Открывают выкидную
линию и выпускают через дроссель пластовый флюид при противодавлении, пре-
вышающем избыточное давление в затрубном пространстве па 0,5—1,0 МПа.
В практике глушения скважин подача насосов снижена по сравнению с по-
дачей при нормальном процессе бурения скважин. Подача насосов при нормаль-
ных условиях бурения строго не регламентирована, поэтому выбор скорости
первоначальной закачки зависит от избыточного давления на устье и гидравли-
ческого сопротивления в бурильной колонне.
Необходимую подачу определяют по формуле Q=vFt (у — средняя ско-
рость подачи в бурильной колонне; /ч — площадь внутреннего сечения трубы,
равная 0,785d2Dn).
В процессе нормального бурения скважины под промежуточную колонну
труб принимают скорость промывки ц=0,4ч-0,6 м/с, а под эксплуатационную
колонну — ц=0,8ч-1,0 м/с.
Подача двух буровых насосов составляет 40—80 л/с, а на практике газо-
нефтепроявления задавливают вначале одним насосом. Подача одного насоса
составляет 20—40 л/с. Здесь решающее значение приобретает гидравлическое
сопротивление в бурильной колонне во время закачки раствора:
Робщ.соп — Лтр + рз + Рзатр + Рувт "Ь Рпрл + Aiato (V.7)
где рТр- Рз> Рзатр> Губт> Рдел- Рман — потери давления соответственно в трубах
в трубных замках, в затрубном пространстве, УБТ, долоте и в манифольдной
линии.
В практических расчетах потери давления в бурильных трубах определяют
по формуле
pTP=a7ppQ»ft, (V.8)
где атр — коэффициент сопротивления, определяемый по формуле
8 Угр
йтр = 7^Г7р7’ (V'9)
Хтр — коэффициент сопротивления в зависимости от режима истечения; Q —
подача насоса; h — длина трубопровода; do — внутренний диаметр трубопро-
вода.
Таблица V.2
Диаметр бу- рильной трубы, мм Толщина стенки трубы, мм Коэффициенты отрЮе/Оз Ю8
Вода Глинистый раствор
Q<26—28 л/с Q>26 —28 л/с
168 8 205/253 235/283 215/263
9 215/263 250/298 230/278
11 245/360 275/390 260/375
Q<‘i2—24 л/с Q>22—24 л/с
141 8 535/705 580/750 560/730
9 580/755 640/815 610/785
11 680/905 750/975 720/945
<2<15—16 л/с Q>15—16 л/с
114 8 1750/2850 1990—306'0 1820/2920
10 2222/3820 2500/4100 2300/3900
320
При ориентировочных расчетах трубопроводов равнопроходного сечения ис-
пользуют приближенные значения коэффициента атр-
Потери давления в бурильных трубах с замками ЗШ рассчитывают по фор-
муле (V.8) р3=а3р<22А, где а:, — коэффициент сопротивления в бурильных
замках. Значения коэффициентов аТ|> и и-, приведены в табл. V.2.
Средняя скорость восходящего потока бурового раствора в кольцевом про-
странстве определяется по формуле
4 7 Q \ 40 О
=._ ..... _ J = _______ = j, 973 , (V. 10)
где Опии—диаметр скважины (внутренний диаметр обсадной колонны), мм;
dn — наружный диаметр бурильной колонны, мм.
Время цикла (мин) бурового раствора в системе бурильная колонна —
затрубное пространство длиной L определяется выражением
Т = —F-K- L, (V.11)
где Го — площадь проходного сечения бурильных труб, см2; F,, — площадь коль-
цевого пространства, см2; Q — подача насоса, л/с; L — глубина спуска труб, м.
F„ +ГК
Дня определенного интервала Г = 1.667ХЮ-3--п---L-
Таблица V.3
Объем бурильных труб и бурильных замков
Диаметр бурильной тру Гы, мм Тип трубы и замка Толщина стенки трубы, мм Объем 100 м гладкой части труб, м8 Длина замка, м Объем замка, м3 Примечание
114 Трубы с вы- саженными внутрь конца- мн к навин- ченными зам- ками 7 8 9 10 11 0,7850 0,7535 0,7222 0,6908 0,6503 0,69 0,0043 0,0042 0,0010 0, (.'038 0,0037 При подсчете объема учтены высаженные внутрь концы труб
127 Трубы с вы- саженными наружу конца- ми и навин- ченными зам- ками 7 8 9 10 «,9734 0,9420 0г9106 .0,8792 0,82 0,0060 0,0059 0,0056 0,0055 При подсчете объема учтены высаженные внутрь концы труб
140 То же 8 9 10 И 1,1932 1,1304 1,0999 1,0676 0,85 0,0075 0,0073 0,0070 0,0067 То же
114 « 8 9 10 И 0,7536 0,7222 0,6968 0,6594 0,455 0,0030 Учтено проход- ное сечение замка
140 » 8 9 11 1,1932 1,1304 1,0676 0,476 0,0052 То же
327
Таблица V.4
Объем обсадных труб
Диаметр обсадной трубы, мм Толщина стенки трубы, мм Объем 100 м обсадных труб, м3 Объем 1000 м обсадных труб, м8 Диаметр обсадной трубы, мм Толщина стенки трубы, мм3 Объем Ю J м обсадных труб, мм Объем 1000 м обсадных труб, м»
168 6 1,911 19,11 219 7 3,301 33,01
7 1,863 18,63 8 9,5 3,236 3,141 32,36 31,41
8 1,814 18,14 И 3,048 30,48
9 1,767 17,67 12,5 2,956 29,56
10 1,720 17,20 245 7 8 4,190 4,119 41,90 41,19
И 1,674 16,74 9,5 4,011 40,11
12 1,629 16,29 11 12,5 3,905 3,801 39,05 38,01
Суммарные гидравлические потери при проводке скважин до глубины 3000—
4500 м не превышают 10 МПа в процессе нормального бурения, следовательно,
с учетом избыточного давления на устье начальная подача 20—40 л/с при гид-
равлическом сопротивлении 3—5 МПа возможно будет высокая. Следует при-
нять скорость начальной подачи 0,35—0,40 от скорости подачи при нормальном
процессе бурения. Ранее отмечалось, что в отдельных скважинах в зависимости
от состояния и качества крепления ее обсадными трубами закачку проводят че-
рез бурильную колонну и одновременно в кольцевое пространство, регулируя
объемы закачиваемой жидкости.
По глубине спущенной бурильной колонны труб определяют требуемый
объем растворов для закачки через бурильную колонну (табл. V.3) и кольцевое
пространство (табл. V.4).
Если при принятых плотности и объеме раствора фонтанирование не пре-
кращается, в скважину закачивают больший объем раствора повышенной плот-
ности; при этом учитывают закачиваемый объем и объем фонтанирующего
флюида через штуцер. Чрезмерное повышение плотности раствора может вызвать
поглощение в проницаемых породах, поэтому плотность раствора повышают сту-
пенчато — на 0,15—0,20 г/см3. При выборе плотности раствора и его объема
наиболее рационально исходить из пластового давления рал и расхода флюида
Qo при открытом г-ьщиде крестовины.
При наличии поглощения в проницаемых пластах определение рпл и Qo
затруднено. Такое же положение создается при деформированном устье, когда
невозможно определить ру и Qo. Способы определения параметров пласта во
время мощного выброса различны и зависят от множества факторов: диаметра
скважины, характера истечения газа, пластового давления. В случае фонтаниро-
вания небольшого количества газа при малом пластовом давлении требуемые
параметры определяют визуально по размерам фонтана, буруна и другим косвен-
ным показателям. Тем не менее они значительно отличаются от фактических па-
раметров пласта. Если колонна труб загерметизирована качественно, то дебит
ее замеряют прувером, расходомером и другими приборами. При открытом устье
сложно замерить пластовое давление с целью выбора штуцера для установления
на линии дросселирования.
328
Кроме того, для расчетов требуются исходные данные о дебитах и давле-
ниях при установившихся режиме пласта и показаниях манометров на стояке
буровых насосов рИЗб.т и выкиде прсвепторной установки Риов.к- Давление за-
висит от того, насколько разгазирован раствор в скважине.
Плавно открывая регулируемый штуцер, запускают один насос, а затем
второй, задавливая скважину через бурильные трубы. Начиная с этого момен-
та в бурильных трубах поддерживается постоянное давление, без изменения
режима закачки.
В момент достижении раствором нижнего сечения бурильной колонны от-
мечают величину давления на нагнетательной линии насосов, и в дальнейшем
расход жидкости поддерживается постоянным. После выхода раствора из ниж-
него сечения колонны труб постепенно повышается рэаб и уменьшаются прояв-
ление и давление на устье. Закачка раствора с этими параметрами продолжается
до выхода его на устье. По окончании закачки одного цикла циркуляции на
устье закрывают запорное устройство и раствор под давлением закачивают
в пласт. Если скважина переливает, раствор утяжеляют и цикл закачки повто-
ряется. Если в колонне установлен обратный клапан, то давление в ней будет
соответствовать давлению при открытии клапана.
В практике буровых работ при внезапно начавшемся газонефтепроявлении
задавливание ведут при той же подаче насосов, которая была в процессе бу-
рения.
Во время глушения скважины при нахождении долота на забое последова-
тельность выполненных операций такова.
1. Приподнять ведущую трубу выше ротора, остановить насосы и закрыть
превентор (превенторы) для определения избыточного давления на стояке ма-
нифольда. Беспрерывно контролировать давление в затрубном пространстве, ко-
торое не должно превышать 80% от давления опрессовки промежуточной ко-
лонны Ризб.ЗОТр^^0,8/?Опр.
Если Рмзп.зптр превышает максимально допустимое для колонны труб, то
следует открыть задвижку черед дросселем для пропуска разгазированного раст-
вора в желоб через дегазаторпую камеру. При наличии рИаб.т в допустимых
пределах необходимо записать данные избыточного давления на стояке и в за-
трубном пространстве, объем вытесненной жидкости и ее плотность.
2. Включить насос (или два насоса) на циркуляцию и открыть задвижку
перед дросселем. Разгазированный раствор направить в желобную систему через
дегазатор. Отрегулировать противодавление на пласт изменением открытия дрос-
селя. Записать давление, плотности закачиваемого и выходящего растворов.
3. Поддерживать постоянную подачу насосов (ту же, что в процессе буре-
ния); после одного-двух циклов закачивания остановить насос, закрыть превен-
тор и повторно записать параметры на устье (Ризб.т, Ризб.затр) и плотность
раствора.
4. Сопоставить избыточные давления в бурильной колонне и плотность вы-
ходящего раствора с данными первой закачки.
5. Оценить обстановку и непрерывно утяжелять циркулирующий раствор и
находящийся в приемных отстойниках, с небольшим увеличением плотности ра-
створа (0,12—0,14 г/см3).
6. В процессе закачки утяжеленного раствора вести наблюдение за избыточ-
ным давлением в затрубном пространстве. Если давление начнет превышать
329
0,8рОвр, следует полностью открыть штуцер и увеличить объем закачиваемого
раствора.
За рубежом предусматривается несколько вариантов глушения скважин, ко-
гда бурильный инструмент находится вне забоя:
а) инструмент находится в открытом стволе напротив проницаемых пород,
в разрезе которого несколько поглощающих пропластков;
б) выше нефтеносного горизонта находится газовый пласт с малой прони-
цаемостью и большим пластовым давлением.
При обоих условиях принимаются все меры по закрытию ОП или монтажу
на устье кольцевого превентора со сферической формой резинового элемента.
Инструмент допускается до забоя и пластовый флюид задавливается обратно
в пласт; затем закачивают раствор в кольцевое пространство. Ведут наблюдение
за давлением на стояке манифольда и одновременно регулируют штуцер, созда-
вая различные противодавления на пласт.
Раствор утяжеляют до требуемой величины и закачивают в кольцевое про-
странство. Иногда вначале утяжеляют раствор, затем приступают к его закачке
в кольцевое пространство, замешивают и утяжеляют резервный раствор в от-
стойниках.
Количество залавливаемого раствора при втором варианте определяется
в зависимости от диаметра обсадной и бурильной колонн труб, количества фон-
танирующего газа.
В процессе глушения скважины через бурильную колонну:
а) не допускается утяжеление раствора путем закачки отдельных порций
тяжелого раствора с длительными перерывами на заготовку новых порций
раствора;
б) при невозможности дегазации бурового раствора, циркулирующей
в скважине, объем ее заменяют свежим.
Для ликвидации открытого фонтана часто пытаются сбрасывать трубы на
забой скважины. Этот способ прост, но имеет следующие недостатки: ограни-
ченность применения ввиду опасности нарушения бурильной и обсадной колонн
и устьевого оборудования, возможен разрыв пласта, опасен для работающего
персонала, исход ликвидации аварии не всегда положителен.
ЛИКВИДАЦИЯ ФОНТАНОВ МЕТОДОМ СОЗДАНИЯ ПРОБКИ
В ОБСАДНОЙ КОЛОННЕ И БУРЕНИЯ НАКЛОННЫХ СКВАЖИН
Грифонообразования вокруг буровой возникают при нарушении целостности
обсадной колонны, разрыве стенки труб или износе ее верхней части. Грифоны
образуются на расстоянии от 0,1 до 2,5 км вокруг буровой, нанося крупный
ущерб окружающей среде. Нередко они возникают вместе с образованием кра-
тера вокруг устья.
Место утечки флюида, газа часто не удается определить, так как невозмож-
но подойти к устью и спустить приборы в скважину. Наиболее опасны перетоки
газа по затрубному пространству, если в колонне труб произошло продольное
нарушение от износа. Место нарушения колонны определяется резистивиметром,
нейтронным гамма-каротажем (НКТ) и гамма-гамма-каротажем (ГГК). Прибо-
ры спускают в скважину через лубрикатор или другое устройство, герметизи-
рующее устье скважины.
Лубрикатор с сальниковым устройством служит Для пропуска кабеля, при-
меняемого в процессе электрометрических работ. Вначале пропускают прибор до
330
установленной на устье задвижки, затем ставится сальниковое устройство, ко-
торое уплотняет кабель во время его пуска. Место утечки определяют спуском
аппарата ниже дефектного интервала в колонне обгадных труб, если позволяет
фонтанирующая среда. Неоднократные закачки бурового и цементного раство-
ров с различными наполнителями не герметизируют место утечки и переток газа
продолжается по затрубному пространству, особенно если газовый горизонт
представлен несколькими пропластками.
Закачиваемая в скважину жидкость уносится потоком газа в грифоны и
через несколько часов после закачки воды и раствора давление па устье вновь
поднимается до первоначального.
Для герметизации и ликвидации поврежденного места в колонне труб при-
меняют пакеры различной конструкции с последующей закачкой раствора
с инертными и металлическими материалами (опилки, кошма, целлофан, шелуха,
тряпье, алюминиевые шары и др.) через бурильные трубы с выходом их между
резиновыми пакерами; иногда пакер устанавливают ниже дефектного места в ко-
лонне, и в затрубное пространство закачивают цементный и вяжущие растворы
пол высоким давлением, а затем продавливают глинистым раствором.
В скв. 51 Северо-Ставропольской площади была спущена коническая пробка
и через бурильные трубы диаметром 63,5 мм закачали 18—20-мм алюминиевые
шары. Шары свободно проходили через замковые соединения и на выходе из
трубы заклинивались под пакером под напором струи газа.
В скв. 100 Жетыбай загерметизировали устье пакерующим устройством и
в течение суток закачивали раствор при давлении 20 МПа.
В объединении Краснодарнефтегаз в фонтанирующую скважину спустили
специальный фонарь и через лубрикатор ввели алюминиевые и резиновые шары,
которые прижимались к фонарю струей газа. Метод глушения фонтана созда-
нием пробки основан на герметизации кольцевого пространства между буриль-
ными и обсадными трубами ниже интервала возможного нарушения. По окон-
чании задавки скважины приподнимали пакер из ствола и приступали к восста-
новлению обсадной трубы.
Метод ликвидации аварийных фонтанов путем создания пробки в стволе
скважины с последующей задавкой фонтана жидкостью применяется в том слу-
чае, если после герметизации устья и закачки раствора руСТ=/=0 и, следовательно,
происходит переток флюида в пористые поглощающие пласты.
Прежде всего определяется место перетока флюида путем спуска электро-
термометра или сбрасыванием на забой снарядов с радиоактивными изотопами.
Если закачка жидкости неэффективна, следует спустить обсадную колонну
и зацементировать ее для ликвидации перетока. Часто используют две-три тру-
бы с отсекающим устройством, конусы с отверстиями или диски. Может потре-
боваться спуск разобщающего устройства в твердые пропластки на такой глу-
бине. чтобы повышающее давление при закрытии перетока не вызывало нового
разрыва пород.
Метод ликвидации аварийных фонтанов путем создания пробки имеет сле-
дующие недостатки: требуется герметизировать устье скважины, что опасно для
оборудования; необходимо спускать трубы в скважину под давлением, что опас-
но и трудоемко.
Лууение наклонных скважин для глушения фонтанов. Наклонные скважины
сооружают для закачки жидкости в аварийный ствол после проведения гидро-
разрыва или взрыва ВВ на забое для сообщения с аварийным стволом. Часто
331
затруднения возникают при выборе азимута направленной скважины из-за от-
сутствия данных о кривизне и отклонении от вертикали ствола фонтанирующей
скважины.
Для определения направления ствола аварийной скважины необходим ана-
лиз закономерностей искривления скважин на данной и соседних площадях в со-
поставлении с аналогичными геологическими разрезами, а также анализ режи-
мов бурения и компоновок бурильных колонн.
Наклонные скважины закладываются в непосредственной близости от ава-
рийной, чтобы пересечь ее,ствол в кровле газоносного горизонта.
Бурят две-три направленные скважины для поиска аварийного ствола и
одну-две для опробования продуктивного горизонта. Осуществляют опытную
закачку воды для барьерного заводнения. Проектируют конструкцию направлен-
ных скважин, определяют пропускную способность обсадной колонны, рассчи-
тывают трубы на внутреннее давление, которое должно быть выше пластового
и гидроразрывного давлений. В соответствии с расчетным давлением выбирают
устьевое оборудование для герметизации устья при внезапном выбросе и за-
качки жидкости в ствол аварийной скважины непосредственно в колонну.
Рассчитывают дополнительные усилия, действующие на обсадные колонны
при спуске в наклонные скважины: силы трения, возникающие при движении
колонны по наклонному стволу; изгибающие усилия, появляющиеся при про-
хождении интервалов набора кривизны.
С помощью бурения наклонных скважин ликвидированы многие фонтани-
рующие скважины.
1. В скв. 205Р Рудки — в начале выбора места ввода наклонной скважи-
ны в фонтанирующую было известно значение рвл, не были известны Q и при-
емистость газоносных пластов;
2. Скв. 18Р Багаевка — не были известны исходные параметры (фонтани-
рующая смесь и приемистость);
3. Скв. 11 Уртабулак — не были известны дебит, пластовое давление и при-
емистость ангидритовых толщ.
Для ликвидации скв. 12ОР Рудки была пробурена одна наклонная сква-
жина, скв. 18Р Багаевка — три наклонные скважины, скв. 11 Уртабулак —
6 наклонных скважин.
Наклонная скважина, пробуренная для задавливания скв. 12ОР Рудки, не
была использована при ликвидации фонтана, а была заглушена с устья прокач-
кой жидкости непосредственно в колонну.
На Нагутском месторождении (Ставропольский край) для ликвидации
проявления минеральной воды из скв. Р-2 пробурены две многоствольные на-
клонные скважины. Часть пробуренных наклонных скважин не дали положи-
тельных результатов, ввиду невозможности соединиться с аварийным стволом.
С целью результативного глушения фонтанов при помощи бурения наклон-
ных скважин необходимы: прямое и достаточное сообщение между стволами
аварийной и наклонной скважины, проводка нескольких наклонных стволов,
максимальное приближение к забою аварийной скважины, отбор газа через
одну наклонную скважину и закачка жидкости и аварийный ствол через вторую
наклонную скважину.
Для ликвидации фонтанирующей скв. 2 Верхняя (Волгоградская область)
были пробурены пять скважин, и ликвидацию фонтана проводили путем ин-
тенсивного отбора газа из одной скважины, а закачку жидкости через другую
скважину. Но достаточного сообщения между скважинами не получилось.
Для ликвидации мощного фонтана на скв. 11 Уртабулак предусматривалось
пробурить две наклонные скважины в среднюю часть ангидритов и две скважи-
332
ры в неоком-аптские отложения нижнего мела. Цель бурения — поиск аварий-
ной скважины, опробование продуктивного горизонта и его барьерное завод-
нение.
Наклонные скважины должны были быть направлены в предполагаемую
забойную зону, в круг радиусом 46 м. Были приняты следующие исходные дан-
ные: скв. 10—азимут 359°18', отклонение забоя от вертикали 98,1 м; скв. 15-
азимут 32°21', отклонение забоя от вертикали 494 м; скв. 16—азимут 91°40',
отклонение забоя от вертикали 537 м.
Кроме того, были проведены специальные наклонные скв. 1 и 2 большого
диаметра для поиска аварийного ствола в меловых отложениях и его ликвида-
ции с помощью взрыва мощного заряда ВВ.
Скважины 1 и 2 закладывали соответственно в 354 и 303 м от фонтанирую-
щей скв. 11.
Ликвидация фонтанов путем бурения наклонной (наклонных) скважины
зависит от пространственного положения ствола фонтанирующей скважины и
геологической изученности разреза.
Ранее отмечалась возможность определения пространственного положения
аварийной скважины разными методами, в том числе геофизическими. Начальны-
ми исходными данными для его поиска являются инклинометрические замеры —
зенитный и азимутальный углы на забое' скважины и по трассе.
В связи с большими допустимыми отклонениями в выпускаемых инклино-
метрах (±1—2° по зенитному углу и ±4° по азимутальному) затрудняется
точное установление забоя аварийных и наклонных скважин при глубинах
2000—3000 м.
На объекте фонтанирующей скв. 11 Уртабулак была организована геофи-
зическая служба, в задачи которой входил контроль за правильностью построе-
ния графиков сближения стволов по данным инклинометрических наблюдений.
Для выявления месторождения ствола скв. 11 применяли следующие гео-
физические методы исследования.
1. Метод заряда обсадной колонны фонтанирующей скважины с одновремен-
ной регистрацией аномали ПС. С этой целью обсадную колонну искомой сква-
жины снабжали потенциалом большой величины, проводя при этом наблюдения
за величиной ПС в поисковой скважине. На основании данных сравнения ПС
строили графики приращения.
2. Методы прослушивания шумов при помощи приемной части акустического
цементомера.
3. Метод измерения электромагнитного поля колонны искомой скважины пе-
ременным током, условно названный САФИ, с помощью специальной двухэлек-
тродной системы питания, включенной от промышленной сети.
4. Метод магнитной градиентометрии. Обсадную колонну труб, находящуюся
в аварийной скважине, рассматривали как магнитный диполь со значительными
аномалиями у башмаков.
5. Геоакустический метод наблюдений. Он основан на наличии в фонтани-
рующей скважине двух источников колебаний — от неровностей в обсадной ко-
лонне и изменения мощности потока.
6. Метод трехкомпонентной магнитометрии, основанный на работе аппара-
туры марки ТСМ, регистрирующей составляющие вектора магнитного поля Зем-
ли (X, У и Z).
333
На основании геофизических исследований определяют траекторию ствола
фонтанирующей скважины, место заложения наклонной скважины и траекторию
проектного ствола.
Для ликвидации открытого газового фонтана из скв. 6 Кегичевская (Харь-
ковская обл.) пробурена наклонная скв. 9 на глубину 1950 м и гидроразрывом
соединена с аварийным стволом. Радиус трещин был в пределах 13—15 м. Жид-
кость закачивали при подаче насосов 160 л/с при максимальном давлении на-
гнетания 10—12 МПа.
Фонтан из скв. 108 Газли ликвидирован с помощью специально пробуренной
скв. 302 и закачкой воды при подаче до 300 л/с и давлении на выходе насосов
5—6 МПа. Всего закачано 5 тыс. м3 воды и 1200 м3 глинистого раствора плот-
ностью 1,8 г/см3.
Для ликвидации фонтанирующей скважины в наклонную скв. 43 Урицкая
закачивали воду (4600 м3) и глинистый раствор (1140 м3) при максимальной
подаче 270—280 л/с и давлении на выкиде насосов 6—8 МПа. В США ликви-
дирована фонтанирующая скв. 1 Денвере. Авария возникла на глубине 3834 м
при установлении нефтяной ванны, произошли выброс и воспламенение газовой
смеси. Была пробурена вспомогательная скважина по наклонной траектории,
чтобы попасть в круг радиусом 2,6 м. Фактически радиус оказался более 43 м.
Продолжили бурение до глубины 3120 м, где приблизились к стволу аварийной
скважины и после гидроразрыва соединились с ней.
К спущенной бурильной колонне подвели два трубопровода диаметром
89 мм, а третий — к межколонному пространству. Наземные трубопроводы
опрессовали на давление 63 МПа. Утяжеленный раствор плотностью 1,9 г/см3
закачивали при скорости 60—65 л/с и давлении 34—39 МПа. Скорость закачки
цементного раствора была не ниже скорости закачки глинистого раствора.
Авария ликвидирована за 21 сут. Вызывает определенное затруднение проводка
наклонных скважин по заданным проектным трассам до встречи с фонтанирую-
щим стволом скважины. Причины отклонения часто разные. В основном отмеча-
ются значительные отклонения от заданных расстояний по горизонтали и сооб-
щение скважин достигается гидроразрывом пластов.
На одном из газовых месторождений Средней Азии расстояние от устьев
скв. 1 и 2 до устья аварийной составило 70—ПО м. Ствол скв. 1 был направлен
в кровлю газовых пропластков, а ствол скв. 2—в их подошву. Вертикальное со-
вмещение составило 80 м.
По окончании глушения скважины построен график давления нагнетания
жидкости в зависимости от расхода и плотности раствора.
Глушение открытых газовых фонтанов методом направленного гидравли-
ческого разрыва пласта из наклонных скважин проводилось на скв. 301 и 643
Покровская в объединении Оренбургнефть. Гидроразрыв пластов осуществляли
при давлении II—15 МПа закачкой соленой воды плотностью 1,18 г/см3. В на-
клонные скважины закачали соответственно 6 и 5 тыс. м3 воды и продолжали
закачку до появления солоноватой воды на устье аварийной скважины.
Ликвидация фонтанов методом насыщения струи газа жидкостью. Ликви-
дация фонтанов методом насыщения выбрасываемой струи газа жидкостью тре-
бует наличия канала, подводящего жидкость в ствол аварийной скважины.
Таким каналом могут быть находящиеся в скважине бурильные, насосно-ком-
прессорные трубы или ствол наклонной скважины, специально пробуренной для
ее глушения.
334
Для глушения скважины эффективно подавать раствор в кровлю пласта,
питающего фонтан. Оптимальное количество раствора рассчитывают по формуле
где Л=Рпл/Руст; II — глубина спуска труб или глубина наклонной скважины
(по вертикали); Нг — расстояние до кровли действующего пласта.
Успех работы зависит от глубины спуска труб и глубины наклонной сква-
жины, плотности закачиваемой жидкости. Конструкция наклонной скважины
должна предусматривать качественное перекрытие загазованных пластов, на-
дежное цементирование кондуктора и промежуточной обсадной колонны, обес-
печивающие требуемую герметичность. Ликвидация фонтанов методом насыще-
ния выбрасываемой струи жидкостью имеет следующие недостатки:
при отсутствии в скважине бурильных труб их спускают принудительно под
давлением, что опасно для работающего персонала и часто невозможно;
бурение наклонной скважины вызывает дополнительные затраты, кроме того,
отсутствует уверенность в установлении сообщений со стволом аварийной сква-
жины;
сложность выбора метода гидроразрыва пород и предшествующих ему
работ;
сложность выбора интервала разрыва пород;
отсутствие достаточной пропускной способности наклонного ствола;
опасность возникновения открытого фонтана через ствол наклонной сква-
жины.
Однако этот метод имеет определенные преимущества: он наиболее рацио-
нален при малых дебитах; при значительном горизонтальном смещении от ава-
рийной скважины опасность для людей невелика; при достаточной сообщаемо-
сти между скважинами фонтан можно ликвидировать и методом выпуска вы-
брасываемой струи через ствол наклонной скважины.
Описанный метод применяется в том случае, если на устье аварийной скьа-
жины образовался кратер, заполненный жидкостью.
Методы ликвидации оборудования на устье горящей скважины. Открытые
фонтаны, грифоны, перетоки и прорывы газа по затрубному пространству и
через резьбовые соединения являются весьма трудоемкими и опасными видами
аварий. Они нередко сопровождаются пожарами, образованием кратера вокруг
устья и, как следствие, падением привышечного сооружения и лебедочного бло-
ка в кратер.
Снятие устьевого оборудования — это наиболее сложная работа, часто вы-
полняемая при горящем фонтане. При этом устьевое оборудование находится
в следующем состоянии: в обвязке превентора находится труба или замок бу-
рильной трубы; плашки превенторов разъединены и оборудование свободно от
бурильной колонны.
Иногда состояние устья горящей скважины более сложное: ведущая труба
вместе с вертлюгом погнута и повреждена, бурильная труба погнута и сломана,
повреждены крестовина и отводы, повреждена внутренняя часть корпуса пре-
вентора, плашки срезаны и разъединены струей газа, отводы забиты кусками
породы.
После начала фонтанирования и пожара, как правило, растаскивают буро-
вое оборудование и привышечное сооружение, расчищают устье, тушат пожар.
При растаскивании оборудования принимают следующие меры безопасности:
335
удаляют емкости ГСМ и аппараты, расположенные в зоне аварийного фойтанй-
рования и высокой температуры; обеспечивают бесперебойное водоснабжение
для защиты от воспламенения дополнительного оборудования и для тушения
пожара. '
Затем растаскивают все буровое оборудование по блокам. На фонтанирую-
щей скважине часто отсутствует база для монтажа запорного устройства. Де-
монтаж оборудования на скв. И Уртабулак проводили с помощью 18 тракто-
ров-тягачей и шести стальных 28-мм тросов. Тракторы-тягачи обливали водой и
обшивали со всех сторон кошмой, чтобы предотвратить их воспламенение; кроме
того, орошали водой тросы.
Если демонтажу оборудования мешает ведущая труба (бурильная труба),
то ее обрезают гидропескоструйной установкой, гидравлической труборезкой или
специальной ножовкой (пила).
Сущность обрезания труб гидропескоструйной установкой заключается в ис-
пользовании кинетической энергии и абразивности струи жидкости с песком,
истекающей с высокой скоростью из насадок специального перфоратора, закреп-
ленного к блоку и подтянутого к устью аварийной скважины. Диаметр рабочего
канала насадок принимается 4—4,5 мм, а перепад давления—18—20 МПа. Ре-
гулирование гидропескоструйной установкой ведется на расстоянии 20 м.
Особую трудность представляют срезка и удаление погнутой бурильной
трубы, если последняя в деформируемом состоянии находится в желобовом ко-
робе под ротором. Погнутая труба затрудняет растаскивание роторного блока
с устья горящей скважины и полностью деформирует желобовой короб.
Труба удаляется с устья при помощи резки различными приспособлениями.
Выходящая из скважины струя газа разбивается о ротор и бурильную трубу,
если последняя находится над устьем скважины. Труба, зажатая в превенторах
и выступающая над устьем, увеличивает высоту пламени, и горящий факел
фонтана достигает в диаметре 5—10 м при высоте 30—40 м. Если труба изогну-
та, пламя направляется в сторону. Когда устье завалено и газ ударяется в ро-
тор, пламя рассеянное.
При мощных фонтанах и пожарах в зависимости от расстояния горящего
факела до населенного пункта, промышленных и других объектов пламя сби-
вают водой и зарядами ВВ.
Оптимальное количество песка фракции 0,5—0,8 мм принимается 50—100 г
на 1 л жидкости. Продолжительность прокачки жидкости с песком для срезки
трубы над ротором составляет 4—6 ч двумя агрегатами 2АН-500. По мере уве-
личения каналов в насадках скорость абразивной струи уменьшается.
Пескоструйная срезка устьевой трубы имеет недостатки: необходимо водить
перфоратор вокруг устьевой трубы и оборудовать его от противотока жидко-
сти; насадки должны быть расположены под углом, по мере износа их следует
менять.
Пламя отрывают от струи газа водой различными средствами, зависящими
от дебита газа, диаметра и высоты пламени, состояния устья, наличия кратера
и грифонов.
При малых дебитах пламя сбивают водой лафетными стволами пожарных
машин и насадками от цементировочных агрегатов. Число стволов не превышает
четырех-пяти, а число агрегатов двух-трех. При средних дебитах и пожарах,
когда высота горящего факела не превышает 20—30 м, пламя сбивают турбо-
реактивной установкой и лафетными стволами пожарных машин. Вода направ-
336
ляется из стволов непосредственно на нижнюю часть фонтана. Число лафетных
у.тволов увеличивается до 10—12.
\ Для создания мощного потока водяной струн сооружают земляной вал
(экран) на расстоянии 30—35 м от устья, высота вала равна высоте от основа-
ния до фланца крестовины нижнего превентора. За валом устанавливают агре-
гаты с насосами. Если срезать устьевое оборудование механическими и гидрав-
лическими приспособлениями трудно, то используют снаряды и заряды ВВ.
Артиллерийские орудия диаметром 57—75 мм устанавливают на расстоянии
100—130 м от устья скважины и после ориентирования ствола делают пробные
выстрелы. При помощи артиллерийских болванок сбивают превенторы, кресто-
вины, роторы, колонные фланцы.
При тушении пожара с помощью общепринятых материалов, растворов и
ВВ необходимо выполнить следующие работы:
построить земляные амбары вместимостью не менее 15—18 тыс. м3 для тех-
нической воды;
проложить сеть водопроводных труб из 219-, 140- и 114-мм обсадных. труб
на расстоянии 60—70 м от устья;
построить глинозавод с тремя-четырьмя буровыми насосами общей подачей
120—160 л/с, установить глиномешалки, гидромешалки, металлические и земля-
ные емкости на 1—1,5 тыс. м3 глинистого раствора;
подготовить пожарные машины и буровые насосы;
до начала взрыва (за 5—6 ч) охладить зону вокруг пламени из лафетных
стволов при подаче 200—300 л/с;
затем усилить подачу насосов и пожарных машин до 400 л/с;
подать расчетное количество аммонита в ящике к устью скважины (300—
500 кг). Часто ВВ состоит из тротила и аммонита в количествах соответственно
40—50 и 400—500 кг. Подводящие электропровода изолируют асбестовым
шнуром.
Во время подачи ВВ ящик и тележку охлаждают водой.
После проведения взрыва продолжают подачу воды на устье, чтобы пре-
дупредить самовоспламенение газа.
Оставшиеся от крестовины и фланца куски и детали распиливают ножовкой
(если возможно). На устье устанавливают запорное устройство или специаль-
ную арматуру. Сооружают трубопровод, открывают все задвижки на нем и за-
крывают центральную задвижку на запорном устройстве.
После сборки запорной арматуры -вокруг устья строят настил и площадку-
под буровой агрегат для принудительного спуска в скважину бурильных или
насосно-компрессорных труб. Вначале пробуют одним агрегатом на малой ско-
рости задавить водой газонефтяную смесь. Затем число агрегатов увеличивают
в зависимости от избыточного давления на устье и переходят на закачку утя-
желенного раствора.
Если задавка скважины через устье не удается, на запорное устройство
устанавливают герметизатор с резиновыми уплотнениями для спуска труб под
давлением. Число резиновых уплотнений зависит от глубины спуска труб, вида
соединительного элемента на трубах и избыточного давления газонефтяной
смеси.
Существуют два способа доставки ВВ в зону струи фонтана — по рельсо-
вым путям на тележке с укосиной (стрела) и по стальному тросу.
22—3037 33?
Техника тушения газонефтяных пожаров путем доставки заряда ВВ пог
стальному тросу находит применение при высоте фонтанов 20—30 м и отсут-
ствии бурового оборудования на устье. Для подачи заряда по стальному тросу
сооружают специальные опоры — передвижные на салазках или стационарные.
Опоры ставят таким образом, чтобы трос проходил по их центру ориентировоч-
но на расстоянии 0,5—1,0 м от края негорящей струи фонтана, на высоте 4—5 м
от поверхности земли. Первые опоры сооружают ближе к фонтану (30—50 м);
расстояние их до фонтана зависит от его диаметра, мощности и температуры
окружающей среды. По окончании сооружения опор трос перекидывают через
•одноблочные ролики и натяжением его уравновешивают имитированный макет
с ВВ на передвижном блочке при помощи тракторов-подъемников. Во время
подвешивания троса и перемещения ящика с ВВ трос усиленно охлаждают.
В непосредственной близости к устью скважины макет перемещают двумя трак-
торами и ручными лебедками.
Электрические провода обертывают асбестовым полотном или лентой и об-
матывают мягкой проволокой и по мере подачи ВВ охлаждают провода водяной
•струей на расстоянии 20—30 м. Обслуживающий персонал удаляют на безопас-
ное место и включают ток для проведения взрыва.
Положение макета ВВ, приспособлений и тракторов точно фиксируется на
плане во избежание ошибок. Приспособление, на котором подвешено ВВ, оття-
гивают в исходное положение, снимают макет и подвешивают требуемое ко-
личество заряда ВВ. Ящик с зарядом ВВ плавно и очень осторожно подают
по тросу к горящему устью скважины.
При ликвидации более мощных пожаров ВВ доставляют по рельсовым пу-
тям на тележке со стрелой, к которой подвешен ящик с ВВ. Длина рельсовых
путей 60—100 м (почти до устья скважины). В крайнем положении расчетная
длина стрелы позволяет доставить заряд ВВ ближе к центру горящей струи.
Взрывчатое вещество доставляют на высоте выше превенторной установки.
Тележку на четырехроликовом блоке подтаскивают при помощи трактора или
ручной лебедки строго по прямой линии, для этого трос от тележки пропускают
через устье скважины при помощи однороликового блочка. Стрелу на тележке
изготовляют с металлическими опорами расчетной грузоподъемности. На самой
тележке устанавливают ручную лебедку для регулирования высоты подъема
ящика с ВВ и оснащают лебедку надежным тормозом.
При подаче ВВ к центру фонтана необходимо упаковать заряд в ящики,
чтобы предохранить от действия высокой температуры и проникновения воды.
Ящик с зарядом изолируют слоем стекловаты толщиной 8—10 см, затем толем
и клеенкой. Упаковка предохранила заряд от действия температуры пламени и
воды, при помощи которой орошали заряд из пожарных стволов. С наружной
стороны ящик укутали слоем войлока толщиной 15—20 см и обвязали метал-
лическим канатом. Электрические проводки на длину 30—40 м защищали ас-
бестом.
Если видимость достаточная, то подачу заряда ВВ можно осуществлять
в ящике на тросе. Газовый фонтан при горении светится светло-желтым или
оранжево-желтым цветом. При газонефтяном фонтане более предпочтительна
доставка заряда по рельсовому пути. Газонефтяной фонтан горит оранжевым
пламенем с клубами черного дыма, видимости почти нет. Нефтяной фонтан го-
рит также оранжевым пламенем, но выделяется огромное количество черного
дыма.
338
МЕТОДЫ ГЛУШЕНИЯ СКВАЖИН
Скважину залавливают с использованием раствора определенной (расчет-
ной) плотности для создания противодавления на пласт. Выбор плотности
раствора зависит от забойного давления. Забойное давление определяют:
при закрытом устье по давлению в затрубном пространстве;
при постоянном объеме прокачки раствора через бурильные трубы и регули-
ровании избыточного давления дросселированием (рИзб): Ризб.дР-|-Ргс.затр=рзаб.
Противодавление, создаваемое дросселем, компенсирует разность гидроста-
тического и пластового давлений на пласт.
Метод дросселирования позволяет управлять скважиной при ее глушении
и задаваться плотностью, если известна плотность раствора (флюида) в за-
трубном пространстве.
Методика глушения скважин при газоводонефтепроявлениях (ВНИИКРнефть)
предусматривает два варианта ликвидации проявления: уравновешенного пласто-
вого давления и ступенчатого глушения скважины.
Первый вариант подразделяется на 4 способа глушения скважины:
а) при первом способе — «непрерывного глушения скважины» — скважину
начинают залавливать после ее закрытия при постоянном утяжелении раствора;
б) при втором способе — «ожидания и утяжеления раствора» — вначале
приступают к приготовлению утяжеленного раствора, затем — к задавливанию
скважины;
в) при третьем способе — «трехстадийного глушения скважины» — вначале
промывают скважину для очистки от поступившего флюида, затем останавли-
вают циркуляцию, утяжеляют раствор и приступают к задавливанию скважины;
г) при четвертом способе — «двухстадийный растянутый» — промывают сква-
жину с противодавлением, постепенно увеличивают плотность раствора без пре-
кращения циркуляции.
Вариант ступенчатого глушения используют при повышении давления более
допустимого для устьевого оборудования и обсадной колонны или при проведе-
нии гидроразрыва пласта ниже башмака обсадной колонны. Давление глушения
определяется из условий
[Ризб.к] ^0,8роир.К»
(V.13)
[Ризб.к]<Рг.р—рЛ0,1,
где рг.р — давление гпдроразрыва неплотных пород, МПа; р — плотность буро-
вого раствора при глушении, кг/м3; h — глубина залегания неплотных пород, м;
Ризб.к — избыточное давление в кольцевом пространстве, МПа.
Если давление гидроразрыва пород не известно по соседним скважинам или
площадям, то допустимое давление устанавливают из зависимостей [рНзб.к]=
=0,23/i, если в затрубном пространстве газ; [рИзб.к]г.р=0,115/г, если в затруб-
ном пространстве вода или раствор плотностью 1,15 г/см3.
При наличии раствора плотностью более 1,15 г/см3 рекомендуется пользо-
ваться формулой (V.13).
Приведенная методика предусматривает определенные правила, вытекающие
из аварийных ситуаций:
1) при поступлении и нерегулируемом подъеме газа по стволу скважины
необходимо при любых обстоятельствах закрыть скважину, чтобы свести к ми-
нимуму объем поступившего в скважину флюида;
22* 339
2) при закрытой скважине нельзя в течение длительного времени допускать
всплытия скопившегося газа к устью без регулирования его объема и скорости
подъема;
3) по мере приближения газа к поверхности для сохранения постоянного
забойного давления следует увеличивать противодавление на устье.
Прирост объема раствора в мерниках от поступления газа определяется по
следующим зависимостям:
при двухстадийном глушении скважин
Vmax = 0,5V3.n(Ka2 + 4(l+a)
Р-изб.к
а- О,1рся >
AV——Vo,
(V.14)
(V.15)
(V.16)
где V3.n — объем раствора в запасных отстойниках; м3; Vo — начальный объем
раствора в отстойниках, м3; рИзб.к— избыточное давление в кольцевом про-
странстве, МПа; рс — плотность газа (смеси, жидкости) в затрубном простран-
стве, т/м3; И — глубина скважины, м.
При непрерывном глушении скважин
l/raax=’<'/o-V3.n:
AV=Vmai-V0,
(V.17)
(V.18)
Соответственно максимальные давления на устье скважины при двухстадий-
ном и непрерывном способах глушения
Ртах= Ризб.т + (Рпл Рпзб.т) ~7/ ’ (V. 19)
1 з.п
. Ааах = Лл]АЙ7- (V.20)
Величины AV и ршах можно определить по номограммам.
Строится график изменения давления на устье в стояке манифольда и
в затрубном пространстве при глушении скважины.
Таким образом, основным критерием контроля забойного давления является
величина давления в бурильных трубах при постоянной подаче бурового насоса
(ЦА) и противодавление перед дросселем.
Методика двухстадийного глушения скважин заключается в вымыве флюи-
да из затрубного пространства нормальным или утяжеленным раствором при
постоянной подаче насосов и выравнивании избыточного давления рИзб.тР и
Рпзс.к, по показаниям которых рассчитывают потребную плотность бурового
раствора. На второй стадии ведется закачка утяжеленного раствора с нормиро-
ванными параметрами при постоянном давлении в бурильных трубах. В прак-
тике работ принято создание «половинной скорости» подачи насосов при вымы-
вании флюида из кольцевого пространства, но при этом учитываются подача
и гидравлическое сопротивление в трубах в зависимости от глубины скважины,
которая берется из суточного рапорта на буровой.
Если при глушении скважины выбрана другая подача насосов, то'гидрав-
лическое сопротивление рассчитывают по формуле рг.с=1, lpir.cn2, где pn-.c—
давление при промывке скважины во время бурения с подачей насосов Qi, МПа;
340
п — отношение выбранной подачи насосов Qa к подаче при нормальном процессе
бурения Qi(n=Qz/Qi).
До включения насоса в циркуляцию избыточное давление в затрубном про-
странстве выше, чем в колонне труб: рИао.к<Риэб.т- Например, на устье буриль-
ной колонны избыточное давление при закрытом превенторе равно 3 МПа,
а в межтрубном пространстве — 5 МПа. Согласно методике, начальное дав-
ление в бурильных трубах должно поддерживаться постоянным при постоянной
подаче насоса. Определение начального давления на первой стадии глушения
фонтана имеет решающее значение; это давление рассчитывают следующим
образом.
Включают буровой насос на подачу раствора в скважину, давление в бу-
рильной колонне и затрубном пространстве возрастает. Допускается, что
Ризб.т (1,2-е-1,3) рИЗб.К-
Когда избыточное давление за трубами начинает возрастать на 0,5—1 МПа.
открывают в выкидной линии ОП дроссель на работу с противодавлением на
пласт 4—5 МПа и это давление поддерживается постоянным. Избыточное дав-
ление в бурильной колонне является начальным давлением глушения скважины.
Постоянный объем прокачки поддерживается установленной частотой вращения
вала бурового насоса.
После двух-трех циклов циркуляции избыточные давления в трубах и за-
трубном пространстве почти уравновешиваются.
На второй стадии глушения плотность бурового раствора повышается до
расчетной. Исходным параметром является давление, предшествующее началу
газопроявления в период бурения, плюс избыточное давление на стояке мани-
фольда:
Рзаб = Ри-Д0,1 +Ризб.т. (V.21)
Отсюда
, Ризб.т , ,
Р—Рн + о,1// + ДР« (V.22)
где ри —плотность раствора в процессе нормального бурения (до проявле-
ния) ; р — плотность раствора, необходимая для глушения скважины; Др —
заданное приращение плотности бурового раствора. При этом ставится условие,
чтобы Рзао<[р]г.р, где [р]г.р — максимально допустимое давление гидроразры-
ва наименее прочных пород.
Запускают буровой насос с той жег частотой вращения вала дизеля, что
и при первой стадии закачки. Открытием дросселя устанавливают начальное
давление циркуляции. При закачке утяжеленного раствора изменяется рИзб.к и,
следовательно, снижается давление рИЗб.к впереди дросселя.
Начальное давление ря постепенно снижается, и со временем отпадает
необходимость поддерживать рн и QH постоянными.
В практике глушения скважин изменяют объем закачиваемого утяжеленного
раствора после того, как он достигает нижнего сечения спущенной колонны.
Часто в начальный момент значительно увеличивают объем закачиваемого
раствора с учетом недопущения превышения давления выше допустимого дав-
ления для обсадной колонны и гидроразрыва пород.
Способ непрерывного глушения скважин. Данный способ предусматривает
глушение скважин за один цикл с постоянным утяжелением раствора и умень-
шением избыточного давления в колонне труб.
341
Т а блица V.5
Рабочая карта методов глушения скважин
Последова- тельность операций Непрерывное глушенпс Двухстадийнос глушение Ступенчатое глушение
действие | запись действие | запись действие | запись
1 Остановить насосы и закрыть скважину для стабилизации давления — Остановить насосы и закрыть скважину для стабилизации давления Ризб.к» Ризб.т» объем проявления V Остановить насосы, за- крыть скважину для стабилизации, затем включить насосы и от- регулировать давление в обсадной колонне Рн> Р11> Q1
2 Рассчитать плотность раствора, начальное давление глушения, ко- ночное давление глуше- ния Рт. Аз. Ркон Открыть отводы че- рез штуцера в жело- ба. Одновременно включить насос до подачи выбранного объема Число ходов штока насоса и, частота вращения дизеля 7, Ризб.к при постоян- ной подаче насоса Q. Выбор Qj и определе- ние рТ'С рг.с прини- мается по данным нор- мального процесса бурения
3 Включить насос на по- дачу раствора постоян- ного объема и регули- ровать процесс глуше- ния дросселированием Ризб.к Вымыв пластового флюида при постоян- ных Q2 и ризб>к, р, Рк Ризб.т» Р’ Рк Утяжеление циркули- рующего раствора до расчетной плотности ркон и продолжение за- качки при постоянной подаче насоса Ризб.т» Qz Рк» Ркон
4 Утяжелить циркулирую- щий раствор Рк После вымыва флю- ида остановить на- сосы и закрыть скважину Ризб.к» Ризб.т» Рк Построить график изме- нения давления от ра до рк по мере увеличе- ния плотности раствора в бурильных трубах PK=f (Рн). Рк=1 (Рк)
5 Построить график дав- ления нагнетания по ме- ре утяжеления раствора Рк=/ (Рк) Определить требуе- мую плотность раст- вора Ркон Утяжелить раствор Ризб.к> Рк
6 Снизить давление в бу- рильных трубах от рк ДО Рн Ркон> Рт Утяжелить раствор в емкостях в объеме, равном 1,2—1,5 объ- ема скважины Ркон Продолжать закачива- ние раствора при посто- янных давлениях и Q, Ризб.к» Ризб.т
7 Продолжить циркуляцию с постоянными рк и Q2 до полного глушения Рг> Рк Вновь открыть отвод крестовины в желоб, включить насос и до- вести давление до постоянного значе- ния Ркон» Ризб.т» Рпзб.к Продолжать закачива- ние раствора и при на- личии давления в бу- рильных трубах пере- считать плотность ра- створа. Провести до- полнительные мероприя- тия по глушению сква- жины. Повысить ско- рость закачивания раст- вора и подачу насоса Ризб.т» Ркон» Qz
8 Промыть скважину пос- ле появления раствора на устье Вести закачку при постоянном давлении Ризб.к+5 (давление в бурильной колонне будет постепенно снижаться) Ризб.к> Рк Если давление нагнета- ния больше рк, то мож- но приступить к ликви- дации проявления одним из способов метода уравновешенного плас- тового давления РнЗб.К’ Ркзб-Т’ Ркон
9 — — Вести глушение при постоянном Унас Ризб.т> Ризб.к Дополнительные меро- приятия по интенсифи- кации глушения сква- жины
10 — — Промыть скважину после ликвидации проявления Ризб.к, Qi
Для этого составляют рабочую карту непрерывного глушения скважины
(табл. V.5), в которой планируется полный комплекс ликвидации газопроявле-
ния по видам выполняемой операции.
Останавливают насосы, закрывают скважину и подсчитывают необходи-
мую плотность по формуле (V.22), а величину гидравлических потерь — по
формуле
P//r.c=l,lp'r.c(Q2/Qi)2. (V.23)
Определяют начальное давление глушения скважины
ри=р//г.с-|-ривб.т_|-5; (V.24)
конечное давление глушения скважины
Рков:=р//г.сРкон/рн- (V.25)
В приведенных формулах ркоя — конечное давление глушения скважины,
МПа;' Qt — подача насосов при нормальном процессе бурения, л/с; Qz — подача
насосов при глушении скважины, л/с; рКон — плотность раствора при задавли-
вании скважины, г/см3; 5 — неучтенное давление, МПа.
В зарубежной практике (США) применяют четыре способа глушения сква-
жин путем регулирования давления в нагнетательной линии:
1) немедленное утяжеление раствора после закрытия устья скважины —
способ «уравновешенного пластового давления»;
2) повышение плотности бурового раствора в приемных емкостях до закачки
раствора в скважину — способ «бурильщика»;
3) промывка скважины от поступивших в ствол пластовых флюидов и одно-
временно утяжеление раствора в приемных емкостях — способ, «низкого давле-
ния перед штуцером»;
4) промывка скважины от проникших в ствол пластовых флюидов и утяже-
ление раствора во время его циркуляции.
Варианты глушения скважины рассматриваются в зависимости от сложно-
сти ликвидации фонтана (табл. V.6).
По исходным данным и степени сложности ликвидации фонтанов состав-
ляются рабочие карты. В карты заносятся варианты глушения, мероприятия и
технологические процессы по следующим формам.
Таблица V.6
Вари- ант Давление на штуцере Время нахож- дения устья под давлением Степень опас- ности для об- служивающего персонала Мероприятие Сложность ликвидации
1 Минималь- ное Минималь- ное Безопасный Построить график Ризб.к = /Рк Несложная
2 Максималь- ное Максималь- ное Опасный — Сложная
3 Среднее Максималь- ное Опасный Выполнить минимум расчетов без графи- ческих работ Сложная
4 Среднее Среднее Относитель- но опасный Построить график Рк = f (рк) Несложная
344
Рабочая карта 1. Глушение скважины по способу уравновешенной пласто-
вого давления (при сильных и неожиданных проявлениях).
1. Записать исходные данные:
а) размер обсадной колонны ... мм, глубину спуска ... м, давление разрыва
труб ... МПа; 18,5% (для кондукторов 11,5%) от глубины спуска промежу-
точной колонны ... МПа; 80% от давления разрыва обсадной колонны ... МПа;
б) давление на выкиде насосов, число двойных ходов штока насоса в
1 мин ... при нормальном расходе бурового раствора во время бурения.
2. Остановить насосы и закрыть скважину для стабилизации давления, но не
выше указанного в пункте «а». В случае повышения давления сверх этой
величины промывать скважину при максимально допустимом давлении в об-
садной колонне и использовать способ низкого давления перед штуцером. За-
писать давления в бурильной колонне Ризе.т; в обсадной колонне ризо.к; плот-
ность бурового раствора в бурильных трубах рт, длину бурильной колонны
в скважине /.
3. Определить подачу и давление на выкиде насосов.
Открыть скважину и закачать в нее буровой раствор при постоянной подаче
насосов.
Отрегулировать штуцер на давление в обсадной колонне рИзб.к-|-2 МПа
и в нагнетательной линии рц=рт-|-1 МПа. Величину нормального давления цир-
куляции рц определить по графику нормальных давлений, построенному по
замерам числа двойных ходов штока и подачи бурового (ЦА) насоса.
Записать подачу насоса и давление в нагнетательной линии (рт=...МПа).
Поддерживать расход и давление постоянными путем закрытия и открытия
штуцеров.
4. Повышать плотность бурового раствора.
5. Определить требуемую для глушения скважины плотность бурового
раствора;
необходимое увеличение плотности раствора в бурильных трубах (г/см’)
рассчитывают по формуле
pT=10pT/Z; (V.26)
требуемая плотность бурового раствора в кольцевом пространстве
рк=р'к+Ар+0.04, (V.27)
где р'„ — фактическая плотность раствора в кольцевом пространстве при дрос-
селировании на второй стадии его закачки, г/см3.
Путем сопоставления рт и рк принимают требуемую плотность раствора
ри Для ликвидации фонтана.
6. Определить конечное давление рКОн в нагнетательной линии при промыв-
ке скважины по формуле
Ркон— (Ризб.т —Ризб.к) 0 • (V.28)
Рт
7. Рассчитать поправки нормального давления циркуляции при изменении
плотности бурового раствора:
г) в графике заполнить графу плотности р бурового раствора, изменяющейся
через равные промежутки (например, через 0,02 г/см3), начиная от рт и кон-
чая рп;
345.
6j отметить на графике над рт значение рков и над рп—ркон и соединить
полученные точки прямой линией.
Заполнить графу исправленных давлений ркон в соответствии со значениями
плотности; р'кои показывает, какое давление нужно поддерживать в нагнета-
тельной линии, когда бурильная колонна заполнена раствором.
8. Заглушить скважину:
а) поддерживать давление в нагнетательной линии рКов постоянным при
соответствующих значениях рп путем постоянной подачи насосов и изменения
размеров сечения проходного штуцера;
б) после появления раствора плотностью рп на устье скважины снизить
давление на штуцере, остановить насосы и проверить наличие притока бурового
раствора из скважины
9 Определить время промывки.
Рабочая карта 2. Глушение скважины по способу «бурильщика». Этот спо-
соб аналогичен способу «уравновешенного пластового давления» за исключением
того, что раствор утяжеляют только при удалении из него флюида.
1. После очистки скважины от газа и флюида остановить насосы, закрыть
скважину и записать новое значение давления в обсадной колонне рИзб.к-
2. Определить требуемую для глушения скважины плотность раствора рп
и требуемое увеличение Др по формулам предыдущего способа.
3. Увеличить плотность бурового раствора, находящегося в наземной части
циркуляционной системы скважины, до требуемой величины.
4. Определить требуемые подачу и давление на выходе насосов:
а) открыть скважину и закачивать в нее буровой раствор до тех пор,
пока она не будет заглушена;
б) отрегулировать штуцер на давление р»зб.к-|-1-
Рабочая карта 3. Способ «низкого давления перед штуцером» Этот способ
используют при слабых проявлениях после проведения спуско-подъемных опера-
ций и при длительном бурении в малопроницаемых породах, а также при силь-
ных проявлениях, когда при попытке закрыть скважину давление в обсадной
колонне растет слишком быстро.
Записать исходные данные, как и при способе «бурильщика» (п. 1—3).
4. Начать утяжеление раствора.
5. Определить нормальное давление циркуляции, для этого построить график
по данным ризб.в, ризб.т, рт, рп выбранной постоянной подаче насосов. Отре-
гулировать штуцер в дросселе на заданное низкое давление.
6. Приступить к закачке утяжеленного раствора. Записать рт, рн, Ризб.т,
Риаб.к-
7. Отрегулировать штуцер на нормальное давление с целью предотвращения
поступления флюида в раствор. Продолжить закачку утяжеленного раствора.
В таком же порядке строится рабочая карта 4, где утяжеление раствора пре-
дусматривается в процессе циркуляции.
Каждый из рассмотренных способов имеет положительные и отрицательные
стороны. Однако во всех перечисленных вариантах предусматривается закачка
утяжеленного раствора с противодавлением на пласт. Разница заключается в
подготовке к приготовлению утяжеленного раствора и закачке в скважину.
Приведенные варианты зависят от условий на фонтанирующей скважине.
Они учитывают технические затруднения при выполнении расчетов и построении
графиков, которые могут повлиять на исходные данные (рп, Рков)-
346
По мнению специалистов, при работающих буровых насосах затруднен кон-
троль за противодавлением при помощи штуцера в манифольде противовыбро-
сового оборудования. Противодавление изменяется по-разному и часто зависит
от числа двойных ходов штока насоса в 1 мин. Если установленная скорость
закачки изменяется (например, повышается или снижается на 1 ход в мин),
то давление может измениться на ±1 МПа. Нередко при выбросах происходит
закупорка штуцеров, являющаяся фактором заметного повышения давления.
Используемые нерегулируемые и регулируемые штуцера с различными от-
верстиями или батареи штуцеров не обеспечивают многостадийного снижения
давления с сепарацией бурового раствора от газа. Американская фирма «Дрил-
линг Уэлл Контроль» разработала установку для глушения скважин. В уста-
новке, подключаемой к манифольду противовыбросового оборудования, преду-
смотрен регулируемый штуцер, снижающий давление от 70,3 до 8,4 МПа на
первом сепараторе, а на втором сепараторе — до 0,8 МПа. После сепаратора
газ отводится на факел, а раствор —- в отстойники. Трехступенчатая установка
поддерживает необходимое противодавление независимо от скорости прокачки
раствора насосами. Размер сепаратора высокого давления 2438X914 мм по
трубопроводу диаметром 76,2 мм.
В процессе проведения расчетов принимаются меры по определению место-
положения газовой пробки и скорости ег перемещения по стволу скважины. Тем
не менее, существующие методы не позволяют достаточно точно определить
ее местоположение. Координаты газовой пробки определяют по косвенным
факторам: по интенсивности повышения давления в кольцевом пространстве и
по повышению давления в бурильной колонне труб.
Составляют план мероприятий по поддержанию постоянного давления
в кольцевом пространстве при неизменном размере штуцера и расходе промы-
вочной жидкости. Определяют общее время, которое требуется для повышения
плотности исходной промывочной жидкости и закачки в ствол за один цикл.
Проектируют скорость закачки в ствол скважины и затрубное пространство и
одновременно доводят плотность разгазированного раствора до требуемой вели-
чины в приемных мерниках. Указывается способ замещения раствора в мерни-
ках, типы дегазаторов и агрегатов для закачки.
Наиболее рациональным вариантом является закачка утяжеленного раствора
в затрубное пространство до тех пор, пока раствор нс достигнет местонахож-
дения долота.
Если давление на устье с 5—6 МПа постепенно начинает снижаться до 1—
2 МПа и кольцевое пространство заполнено раствором до устья, то, следова-
тельно, газовая пробка не поднимается по стволу, а залавливается в пласт.
После закачки раствора часто давление не снижается, а наоборот, повыша-
ется. Это говорит о том, что газовая пробка поднимается по стволу или держит-
ся на одном уровне. В этом случае принимают меры к полному замещению
разгазированного раствора в скважине вновь приготовленным утяжеленным
раствором.
Следующим этапом работы на буровой является повышение плотности бу-
рового раствора.
ПЛАН ЛИКВИДАЦИИ ВОЗМОЖНОГО ВЫБРОСА НЕФТИ
В ПЕРИОД ОСВОЕНИЯ И КАПИТАЛЬНОГО РЕМОНТА СКВАЖИН
Открытый выброс нефти и газа из скважины в период опробования, освое-
ния и капитального ремонта происходит при спуске бурильной колонны труб
347
(насосно-компрессорной), если устье эксплуатационной колонны труб не обвяза-
но соответствующим противовыбросовым оборудованием. Причины выброса раз-
личные и в основном вызваны разжижением бурового раствора газом и нефтью.
Если противовыбросовое оборудование демонтировано и при подъеме НКТ
в скважину не доливают буровой раствор (водой), то по окончании испытания
продуктивного горизонта также происходит открытый выброс.
Открытый выброс возможен и при прострелочных работах. В период прове-
дения взрывных или прострелочных работ в скважине должны быть сохранены
те параметры бурового раствора, которые были при спуске эксплуатационной
колонны труб и указаны в ГТН скважины.
Если освоение скважины ведется буровой бригадой, то план ликвидации
возможного выброса составляется для персонала буровой бригады. Для бри-
гады по добыче нефти план мероприятий составляется согласно числу людей
в бригаде. Ответственными лицами являются мастер бригады по добыче, бу-
рильщик, оператор и начальник геофизической партии.
Согласно инструкции по организации и безопасному ведению работ при
ликвидации открытых газовых и нефтяных фонтанов, первоочередными дейст-
виями буровой бригады (бригады по добыче, освоению, испытанию и капиталь-
ному ремонту скважин) в случае возникновения открытого фонтана являются:
а) прекращение всех работ в загазованной зоне и немедленное выведение из
нее людей;
б) остановка двигателей внутреннего сгорания;
в) отключение силовых и осветительных линий, которые могут оказаться
в загазованных участках. При быстрой загазованности территории вокруг сква-
жины отключит!? электроэнергию следует за взрывоопасной загазованной зоной;
г) затушение технических и бытовых топок, находящихся вблизи фонтани-
рующей скважины;
д) прекращение пользования стальными инструментами, курения, проведения
сварочных работ и других действий, ведущих к возникновению искры на терри-
тории, которая может оказаться загазованной;
е) принятие необходимых мер к отключению всех соседних производствен-
ных объектов (трансформаторные будки, станки-качалки, газораспределитель-
ные пункты и др.), которые могут оказаться в опасной зоне;
ж) запрещение всякого движения на территории, прилегающей к фонтани-
рующей скважине, для чего необходимо выставить запрещающие знаки, а при
необходимости и посты охраны;
з) в целях предупреждения загорания фонтана введение для увлажнения
фонтанирующей струи и металлоконструкции, контактирующей с ней, макси-
мально возможного количества воды, используя для этого все наличные про-
изводственные агрегаты и средства пожаротушения;
и) сообщение о случившемся руководству предприятия (организации) и
вызов на скважину военизированного подразделения по предупреждению воз-
никновения и ликвидации открытых газовых и нефтяных фонтанов, пожарной
охраны и скорой медицинской помощи;
к) при необходимости принять меры к недопущению растекания нефти.
В производственных организациях разработаны мероприятия по ликвидации
газонефтепроявлений и спасению людей при освоении скважины для буровых
бригад по добыче.
348
Согласно инструкции, в процессе спуска и подъема насосно-компрессорных
труб переводник НКТ должен быть оборудован снизу патрубком для соединения
с НКТ (планшайбой) и уплотнительное кольцо приварено точечной сваркой,
а пьедестал устьевого оборудования обеспечен задвижкой высокого давления
и подъемным патрубком.
В случае нефтегазопроявления при наличии в скважине НКТ вахта органи-
зует работы по герметизации устья:
а) прекращают спуск или подъем НКТ, как можно глубже спуская трубки,
если это возможно:
б) бурильщик с помощью вспомогательной лебедки приподнимает перевод-
ник НКТ, в это же время оба помощника бурильщика надевают штропы в про-
ушины элеватора на подъемном патрубке, застраховав шпильки в элеваторе;
в) в момент установки переводника НКТ задвижка высокого давления на
ней открыта:
г) бурильщик с двумя помощниками навинчивают патрубок на переводник
НКТ, приподнимают колонну НКТ на 15—20 см, убирают элеватор, сажают
переводник на фланец крестовины и крепят ее шпильками;
д) закрывают задвижку над переводником НКТ, наблюдая за давлением
на выкидах устьевого оборудования до полного закрытия задвижки.
РАСХОД залавливаемой жидкости
Важное значение имеет выбор диаметра труб для спуска в скважину
с целью закачки запланированного количества задавливаемой жидкости во вре-
мени (л/с, м’/ч, м3/сут). Кроме того, в жидкость добавляют инертные мате-
риалы при малых скоростях закачки и, следовательно, малых гидравлических
сопротивлениях в бурильных трубах.
В фонтанирующей скв. 18 Урицкая находилась бурильная колонна труб
диаметром 141 мм, давление на устье превышало 7 МПа. Через бурильные тру-
бы 'закачали 822 м3 глинистого раствора, 583 м3 песка, 180 т цемента, 76 т
инертных материалов (опилки, овсяная и просяная лузга, мучная пыль, дробле-
ная резина) и другие материалы.
В скв. 6 Ждановская закачали 1000 м3 раствора через бурильные трубы
диаметром 141 мм.
В скв. 120 Рудки при дебите газа 3,7 млн. м3 в сут и давлении 14,7 МПа
через 62-мм НКТ закачали раствор с расходом 38 л/с, и воду 66 л/с.
В скв. 26 Рудки при давлении пласта 14,7 МПа через 141-мм бурильные
трубы закачали 6000 м3 раствора с расходом 74—85 л/с. В раствор вводили
шары из плотной резины диаметрами 20, 40 и 80 мм. Закачка оказалась без-
успешной.
Скв. 51 Северо-Ставропольская фонтанировала с образованием грифонов
с дебитом газа 3,9 млн. м®/сут. Раствор и резиновые шары закачивали через
НКТ диаметром 62 мм после создания пробки в верхней части обсадной ко-
лонны.
В скв. 6 Кегичевская закачивали воду и глинистый раствор с расходом
160 л/с через бурильные трубы диаметром 141 мм. Заготовлено 4100 м3 утяже-
ленного раствора. Операция оказалась безуспешной.
В скв. 71 Кокуйская закачивали раствор в бурильные трубы шестью цемен-
тировочными агрегатами ЦА-320.
Скв. 6 Машевка (Полтавская обл.) фонтанировала с дебитом газа
150 тыс. м3/сут. Задавочную жидкость закачивали с подачей 130—140 л/с.
Расход залавливаемого раствора в большинстве случаев превышал 50 л/с,
и раствор закачивали через бурильные трубы диаметром 114 мм и более.
349
Через насосно-компрессорные трубы внутренним Диаметром 62 или 52 мм
раствор закачивали в том случае, если предварительно В стволе скважины бы-
ла создана пробка при помощи распакеровки резинового ВЛемеита или закачки
инертных материалов.
Объем закачиваемого раствора в специально пробуренную наклонную сква-
жину принимается значительно больше, чем объем раствора, прокачинаемый че-
рез бурильные трубы в аварийной скважине. Часто утяжеленный раствор за-
качивают через обсадную колонну без спуска бурильных труб.
Для ликвидации скв. 6 Кегичевская закачивали раствор в бурильные тру-
бы, а затем в обсадную колонну наклонной скважины, но фонтан был заглушен
через бурильные трубы.
Для ликвидации фонтана на скв. 105 Опошня в объединении Укрнефть
раствор залавливали 20 агрегатами с расходом 140 л/с. В две наклонные сква-
жины, пробуренные для ликвидации фонтанирующей скв. 29 Урицкая, где де-
бит газа составлял 4 млн. м3/сут, расход закачиваемого раствора составил
50—55 л/с и кратерной грязи 20 л/с. Затем расход воды и раствора был уве-
личен до 85 л/с. Всего в наклонные скважины закачали 1,6 млн. м3 жидкости
и 60 м3 кратерной грязи.
В наклонную скважину, пробуренную для ликвидации фонтанирующей
скв. 108 Газли, закачку жидкости и раствора проводили девятью насосами
У8-3 и пятью цементировочными агрегатами. Расход составлял более 220 л/с
.при давлении 8 МПа.
В наклонных скважинах диаметр последней обсадной колонны труб, пред-
назначенной для закачки воды и утяжеленного раствора, проектируется равным
168, 219 или 273 мм. Трубы такого диаметра позволяют закачивать раствор с
с расходом до 250—400 л/с.
Для ликвидации фонтана на скв. 6 Кегичевская был проложен водопровод
из труб внутренним диаметром 150 мм на расстоянии более 5 км. Приготовлено
более 6 тыс. м3 раствора.
Обычно на скважинах приготовляют 1—6 тыс. м3 раствора требуемых пара-
метров и до 10 тыс. м3 воды. На глинозаводе устанавливают две-три глиноме-
шалки объемом по 4 м3 каждая, гидросмесители, фрезерно-струйные мельницы, де-
зинтеграторы и специальные мешалки. Для вспомогательных операций устанавли-
вают один буровой насос, а для закачки раствора в скважину — три-четыре
буровых насоса У8-3, У8-6М. С целью равномерной установки цементировочных
агрегатов предусматривается выкапывание приемных отстойников длиной 30—
40 м.
При глушении фонтана на скв. 11 Уртабулак в наклонную скв. 10 закачали
более 5000 м3 воды со скоростью 80—82 л/с через 114-мм бурильные трубы.
Наклонная скв. 16 была пробурена на глубину 2502 м и в нее спущены
140-мм импортные трубы марки Р-110 с толщиной стенки 7,72 мм, опрессован-
ные на давление 68,2 МПа. При давлении 10—12 МПа насосами У8-3 закачали
54 400 м3 воды,
После окончания бурения наклонных скв. 1, 2 было заготовлено 1400 м3
•раствора и более 2000 т глины, 2500 т барита и 800 т цемента. Для закачки
воды и раствора от емкостей, установленных около скв. 16, был проложен тру-
бопровод диаметром 219 мм. Резервные трубопроводы до водокачек проложены
из бурильных труб диаметрами 114 и 146 мм.
Проводится барьерное заводнение фонтанирующих скважин путем закачки
значительного количества воды. В наклонные скв. 10 и И было закачано бо-
лее 50 тыс. м3 воды при ликвидации фонтана па бур. 11 Уртабулак. Законтур-
ное заводнение применялось и на других аварийных объектах.
Этот способ используется при определенных геологических условиях: малая
мощность продуктивного горизонта, однородная проницаемость по всей толще
и значительное приближений к аварийной буровой.
При наличии нескольких глино- и водопроводов на объекте вывешивается
схема расположения коммуникации, насосов и задвижек.
Должное внимание уделяется расположению оборудования па глинозаводе,
механизации работ по транспортированию глинопорошка, комовой глины и утя-
желителя в глиномешалку. Обеспечиваются замещение и перекачка запасных
350
объемов для поддержания постоянных свойств и параметров утяжеленного
раствора.
В пустынных местностях предусматривается монтаж металлических емко-
стей и бетонных отстойников для заполнении водой и раствором в количествах,
обеспечивающих бесперебойную закачку в скважину с подачей 200—300 л/с не
менее 1000—3000 м3.
ПОДГОТОВИТЕЛЬНЫЕ РАБОТЫ К ЗАКАЧКЕ ПРОДАВОЧНОЙ ЖИДКОСТИ
В СКВАЖИНУ
Подготовительные работы занимают достаточно длительное время. Здесь
требуется четкость, оперативность руководства УБР (экспедиции), взаимосвязь
привлеченных организаций, транспорта, погрузочных механизмов. Для выпол-
нения подготовительных работ составляется график.
Подготовительные работы включают:
установку ограждений вокруг буровой и грифонов;
прокладку водопроводов от речных притоков, озер и прудов к глинистой
станции;
строительство земляных амбаров для раствора и воды;
строительство глинистой станции по приготовлению нормального и утяже-
ленного раствора;
строительство навеса для хранения глины, утяжелителя, химических реа-
гентов и цемента;
установку металлических емкостей для храпения жидких и пенообразующих
реагентов;
строительство навесов и складов для хранения технических средств, исполь-
зуемых для ликвидации устьевого оборудования и установления запорной арма-
туры;
установку нескольких домиков для хранения защитных средств, прожива-
ния персонала буровой бригады и бойцов отряда ВЧ;
сооружение земляного укрытия для всего работающего и обслуживающего
персонала;
отвод участка для специальных служб транспорта и пожарных машин;
сооружение телефонной связи и установку рации;
установку домика для штаба по глушению фонтана.
Ниже приведена форма графика выполнения подготовительных работ.
Перечень под- готовительных работ Требуемое количество механизмов и транспорта Организация, выделяющая механизмы, оборудование и транспорт Дата выделе- ния механизмов и транспорта Ответственное лицо органи- зации Ответственный руководитель
К графику прилагается перечень требуемого оборудования, материалов и
средств по технике безопасности (противогазы, плакаты и др.).
Основанием для мобилизации людских сил. доставки требуемого оборудова-
ния и выполнения сооружения для ликвидации фонтана является план под-
готовки ликвидации фонтана, составленный штабом по ликвидации фонтана;
в плане должны быть установлены сроки начала и окончания строительства,
подготовительных сооружений.
351
ЖИДКОСТИ И РАСТВОРЫ ДЛЯ ГЛУШЕНИЯ СКВАЖИН
Для глушения скважин используются в основном вода, глинистый раствор
нормальной плотности и утяжеленный раствор плотностью 1,4—2,3 г/см®. Кро-
ме того, рекомендуется использовать силикатные и хлоркальциевые растворы.
Для регулирования фильтрационных и структурно-механических свойств ис-
пользуются реагенты — УЩР, КМЦ, крахмал, пеногаситель.
Если на объектах необходимо приготовить большое количество глинистого
раствора плотностью не более 1,4 г/см3, то используют бентонитовый глино-
порошок и утяжелитель или комовую глину из местных карьеров и утяжелитель.
Щелочные бентониты образуют высоковязкие суспензии и обладают наилучшей
тиксотропностью.
Институтом БашНИПИнефть разработана углеводородная жидкость на ба-
зе местной нефти с большим содержанием парафинов, температура застывания
которых равна 30—32 °C, для глушения скважин на месторождениях Мангышла-
ка. Эта жидкость представляет собой устойчивую обращенную эмульсию, кото-
рая не расслаивается от механического перемешивания в течение 70 ч и более
при температуре 90 °C. Кроме того, она не содержит взвешенных твердых
частиц, имеет широкий диапазон плотности (0,9—1,4 г/см3) и в отличие от
других суспензий нулевую фильтрацию. При низких температурах (до —10 °C)
она сохраняет подвижность, ее можно перекачивать насосами.
Реологические показатели жидкости стабильны при термомеханических воз-
действиях, что позволяет использовать продавочную жидкость многократно.
В БашНИПИнефти исследован новый вид жидкости для глушения сква-
жин — водные растворы одно- и двух- и трехзамещенных фосфорнокислых
солей, обладающие способностью растворять углеводородные газы; такие
растворы имеют плотность до 2,0 г/см3 и более.
Установлено, что совместное растворение хлористого цинка и хлористого
кальция позволяет получать растворы с плотностью 2,0 г/см3, используемые
при задавливании скважин в условиях Крайнего Севера.
По действующим правилам, тушение пожаров на промысловых объектах
должно осуществляться пеной, приготовленной на пресной воде с добавлением
пенообразователя.
ЦНИЛ объединения Башнефть, НГДУ Южарланнефть и Управления пожар-
ной охраны МВД БАССР предложили для тушения пожаров использовать двух-
фазную пену, приготовленную на сточной (соленой) воде после деэмульсации
нефти в нефтепарках.
Пены, приготовленные на сточной (соленой) воде с добавлением некоторых
видов поверхностно-активных веществ, обладают высокой стойкостью
(табл. V.7). Исследованиями ЦНИЛ объединения Башнефть выявлено, что стой-
кость пены, образованной на такой воде с добавлением анионоактивного ПАВ
ДС-РАС, значительно выше стойкости пены, образованной на пресной воде;
кратность пены в обоих случаях примерно одинакова. Пена, приготовленная
«а высокоминерализованных водах хлоркальциевого типа, обладает высокой
стойкостью на поверхности жидких углеводородов, приготовленнная на пресной
воде с добавкой 66% ДС-РАС, на поверхности нефти сохраняется 4—5 мин.
Пена, приготовленная на соленой воде с добавкой 0,5% каллогено-танидного
реагента, сохраняется до 6 ч.
352
Таблица V.7
Параметры пен при различных концентрациях ДС-РАС, %
Нефтесборный парк
прсм>| разру-
шения, мни
премя разру-
шения, МИИ
время разру-
шения, мин
время раз-
рушения,
мнн
Кереметьево, плот-
ность солоноватой
воды 1,105 г/см3
Русский Ангасяк, плот-
ность солоноватой
воды 1,056 г/см3
Русский Ангасяк, плот-
ность пресной во-
ды 1,004 г, см3
2
4
6
2
4
6
2
4
6
35
50
34
39
22,5
25
69
55,5
56
41
61
68
38
38
43
22
22
13,5
13,5
14
36
38,5
41
41
36
35
40
62
72
25
36
47
34
55
66
18
20
20
12,5
15
14,5
4,5
4,5
4
46
48
44
30
33
28
16
9,5
9,5
45
66
70
9
14
18,5
16
26
35
Опытные испытания, проведенные НГДУ Южарланнефть, показали, что пена,
приготовленная на сточной (соленой) воде, обладает хорошими огнегаептельны-
ми свойствами при тушении горящей нефти.
Время тушения горящей нефти на поверхности площадью 350 м2 тремя
стволами ГВП-600 составило 9 мин 80 с; при этом израсходовано 9 м3 соленой
воды и 54 кг пенообразователя ДС-РАС.
По рекомендации ЦНИЛ, пена, приготовленная на соленой воде, может
быть использована при проведении аварийных ремонтных работ в нефтепрово-
дах. Покрытие разлитой нефти слоем высокоустойчивой пены дает возмож-
ность проводить сварочные работы, не дожидаясь очистки территории.
Резервуары в нефтесборных парках оборудуются специальными эжектор-
ными пеногенераторами, к которым под давлением 0,6—0,8 МПа подается со-
леная вода с пенообразователем 4—6% ДС-РАС или 0,5—1,0% КТР. Необхо-
димая концентрация пенообразователя поддерживается при помощи дозировоч-
ного насоса.
Тушение пожара сжиженного СО2 применено за рубежом (США). Установ-
лено, что к очагу пожара можно подавать в 100 раз больше газа сжиженного,
чем в газообразном состоянии: в результате эффективность тушения резко воз-
растает. -Для этой цели к горящей скважине подводили баржу, на которой
находились емкость с жидким СО2 и сеть трубопроводов для подачи газа на
большое расстояние. Трубопроводы подведены к основным узлам устьевого
оборудования, где имеется выход струи газа.
Оборудование устья после глушения фонтанов. Ликвидация фонтанирования
скважины заканчивается оборудованием устья запорным устройством, специаль-
ной арматурой, содержащей колонную головку (если необходимо), крестовиной,
превентором (задвижка), переводником НКТ, герметизатором, переходной ка-
тушкой, центральной задвижкой и отводами. Запорное, устройство часто содер-
жит двухфланцевую крестовину (катушку) с отводами, задвижку и герметизи-
рующее приспособление.
23—3037 . 353
От состояния и надежности оборудования устья скважины во многом зави-
сит успех работы по предотвращению повторного возникновения фонтана.
Для предупреждения повторного выброса необходимо иметь плашечные и
универсальные превенторы, установить обратные клапаны в спущенной колонне,
смонтировать механический и вакуумный дегазаторы и устройство для сигнали-
зации о росте объема жидкости в мерниках.
Внутренний диаметр отводов (выкидные линии) от крестовины (катушка) па
устье принимается равным 100, 125 и 150 мм для выпуска пластового флюида
при повторном фонтанировании. Отводы опрессовывают на максимальное дав-
ление, ожидаемое при задавливании фонтана.
От выкидных линий проводят отводы на штуцерные камеры и дегазаторы,
диаметр отвода под регулируемый штуцер равен 50 и 65 мм. На каждой выкид-
ной линии устанавливают нс менее трех задвижек, а на отводах от выкидных
линий — не менее двух. Состояние обвязки противовыбросового оборудования и
выкидных линий контролируется ежедневно при вскрытии пластов с АВПД
или при содержании сероводорода в продуктивном горизонте. Основное внима-
ние обращают на прочность и герметизацию межтрубного пространства, так как
скважины редко фонтанируют через бурильные грубы. Каждое звено ОП может
оказаться под давлением, и любая деталь может выйти из строя.
Большинство выбросов происходит при спуско-подъемных операциях, и пер-
вой задачей является установление в колонне труб обратного клапана, который
должен предотвратить поступление потока флюида. Установка клапана часто
оказывается невозможной ввиду интенсивного газонефтепроявления и выброса
выше ротора.
Для этого плашечные превенторы должны обладать несущей грузоподъем-
ностью, т. е. позволять доспустить инструмент на стальной остов плашек пре-
вентора массой до 50—100 т, чтобы закрыть верхний превентор с глухими плаш-
ками, если в обвязке отсутствует ПУГ.
Серчйно выпускаемые отечественные плашечные превенторы комплектуют
гидравлическими цилиндрами диаметром 200 мм. В процессе бурения с приме-
нением утяжеленных растворов частицы разбуренного шлама и утяжелителя
попадают на плашки закрытого превентора и препятствуют открытию превенто-
ра на скважине. Такое положение может создаться в плашечных превенторах
с диаметром проходного отверстия 307 и 426 мм.
Следовательно, необходимо дифференцировать давление в гидроцилиндрах
превенторов путем увеличения их диаметров до 300—350 мм, что повлечет за
собой увеличение высоты превенторов.
Таким образом, полная разгрузка инструмента на плашки и дифференци-
рование давления в гидроцилиндрах превенторов для открытия плашек, нахо-
дящихся под давлением, вызовут ужесточение прочностных показателей плашек.
За рубежом практикуется монтаж предохранительного клапана между ве-
дущей трубой и вертлюгом на давления 35 и 70 МПа. Создан новый трубный
превентор для монтажа на верхнем конце ведущей трубы, который находится
на буровой, и при необходимости превентор соединяют с верхним перводником
ведущей трубы.
Передвижные технические средства для ликвидации фонтанов. Открытые
фонтаны часто приходится ликвидировать в условиях пожара, концентрации
токсических и взрывоопасных веществ, выброса нефтегазовой смеси, интенсив-
ного орошения водой с лафетных стволов, темноты и т. д.
354
В военизированной части Укрпромрайона разработаны технические сред-
ства, предназначенные для обеспечения безопасности проведения операций
в сложных условиях, — вентиляционная установка, передвижная компрес-
сорная установка ПКУ-150/260, передвижные осветительные установки
ПОУ-2-ДКсТ-20/0,38-2 и ПОУКс4-50000 и др.
При помощи вентиляционной установки создается постоянно направленный
поток воздуха для обеспечения безопасной зоны в условиях значительной кон-
центрации токсичных и взрывоопасных веществ и длительного действия открыто-
го выброса.
Вентиляционная установка состоит из трех вентиляторов с отдельными про-
резиненными рукавами длиной 10—50 м для подвода воздуха к месту работы.
Рукава имеют насадки различного диаметра, заменяемые при необходимости
меньшими или большими в зависимости от того, какой поток следует создать:
рассеянный или концентрированный. Вентиляторы установлены на общей раме
и могут работать либо одновременно, либо каждый отдельно.
Техническая характеристика вентилятора
Тип.................................... CBM-GM
Подача, м3 мин........................ 190/420
Электродвигатель:
мощность, кВт......................... 14
частота вращения, об/мин....... 2950
масса, кг...................... 800
Размеры установки в транспортном по-
ложении, мм........................ 2500X12ООХ'65О
Передвижная компрессорная установка ПКУ-150/260 предназначена для
заправки баллонов воздушных изолирующих аппаратов АСВ, «Влада», «Украи-
на» сжатым воздухом до давления 25 МПа в полевых условиях. Установка
укомплектована двумя компрессорами типов АК-2-150 и КД-4-250, воздушным
ресивером объемом 10 л на давление 15 МПа, фильтром механической очист-
ки (фетровая набивка). Установка подключается в сегь переменного тока на-
пряжением 380 В.
Для работы в ночное время изготовлены передвижные осветительные уста-
новки ПОУ-2-ДКсТ-20/0,38-2 па телескопической вышке и ПСУКс-50000 на тро-
совом подъемнике. Установки размещают за пределами газоопасной зоны; пи-
тание от сети переменного тока 380 В или от передвижной электростанции.
Установка ПОУ-2-ДКсТ-20/0,38-2 состоит из осветительного устройства,
смонтированных на ней двух дуговых трубчатых ламп с ксеноновым наполнением
ДКсТ-20/0,38-2, которые дают световой поток с силой света не менее 50 000 кд.
Осветительное устройство поднимают на высоту 15 м при помощи подъемного
механизма. Лампы включаются с пульта управления.
В передвижной осветительной установке ПОУКс4-50000 установлена лампа
с ксеноновым наполнением ДКсТ-50000. Механизм подъема состоит из электро-
двигателя, муфты с электротормозом, лебедки и тросово-роликовой оснастки.
Техническая характеристика осветительного
устройства
Максимальная сила света, кд.............. 1,3-106
Напряжение питания, В.................... 380/220+5%
Сила тока в рабочей цепи, А ................ 150
Лампа:
время разгорания, мин..................... 5
долговечность, ч ....................... 500
23*
355
Механизм подъема предназначен для подъема н< высоту 2,2 м со скоростью
2,5 м/мин.
В АзИНМАШе разработано универсальное приспособление для смены запор-
ных устройств под давлением. Шифр устройства ПСЗ-350. Оно предназначено
для смены задвижек с диаметром проходного отверстия 52, 65 и 100 мм на
боковых отводах трубной головки фонтанной арматуры под давлением. ПСЗ-350
состоит из корпуса, съемной пробки, шпинделя, штока, съемного фланца, тройни-
ка, вентиля, замков для посадки и снятия съемной пробки.
Проводимая среда •— нефть, газ, конденсат.
Пробка фиксируется в катушке шариками, посадка и удаление пробки из
катушки осуществляются замками. Привод приспособления механический, управ-
ление вручную с помощью воротка.
Техническая характеристика
универсального приспособления
Давление, МПа:
рабочее.............................. 35
пробное............................ 70/700
Крутящий момент воротка, Н.м........ 100
Длина хода штока, мм..................... 700
Габаритные размеры, мм.............. 1085X310X765
Масса, кг................................ 49,5
Для снятия оборудования с устья скважины используют следующие инстру-
менты и приспособления:
ножовки с ручками длиной 0,4—2 м для распиловки шпилек и фланца;
омедненный инструмент — кувалды, секачи, ключи, ломы;
медные стержни для выбивания шпилек;
ручные лебедки грузоподъемностью 6 т для снятия фланцев, число лебедок
не менее четырех;
направляющие ролики и стальные тросы диаметром 18—25 мм;
четыре ручные лебедки грузоподъемностью 5 т для затаскивания арматуры
на устье с целью закрытия скважины;
свинец для заливки канавки нижнего фланца арматуры, объем свинца вы-
бирают из следующих данных: глубина 15 мм, ширина 25 мм, над фланцем
15 мм;
индикатор веса для установления нагрузки при заталкивании труб под при-
нудительным давлением в скважину;
запас медицинского кислорода в баллончиках для работы в газовой среде,
содержащей сероводород.
Пожарный лафетный комбинированный переносной ствол СПЛК-20П
(ТУ 22-2554—72). Ствол СПЛК-20П предназначен для создания и направления
струи воды или воздушно-механической пены при тушении пожаров и входит
в комплект пожарного автомобиля.
Техническая характеристика переносного лафетного
ствола СШ1К-20П
Условный диаметр проходного сечения присоединительной ар
матуры, мм.............................................
Рабочее давление жидкости перед стволом, МПа...........
Диаметр сменной насадки, мм ...........................
Расход воды при давлении перед стволом 0,6 МПа, л/с . . .
Расход пены при кратности.10, м3/мин...................
80
0,6
28
19
12
356
Угол вращения вокруг вертикальной оси, градус.............360
Изменение угла наклона в вертикальной плоскости, градус . . 15—75
Усилие на рукоятках переключения режима работы ствола, Н,
не более..................................................120
Потери напора, МПа, не более..............................0,0!
Масса, кг................................................... 32
Техническая характеристика стационарного лафетного ствола
СПЛК-20С (ТУ 22-2254—72)
Рабочее давление, МПа........................................ 8
Условный диаметр проходного сечения присоединительной армату-
ры, мм ......................................................80
Диаметр выходного отверстия насадки, мм ................... 28
Расход воды, л/с, не менее..................................23
Расход пены при кратности 10, м’/мин....................... 14
Максимальная дальность струи при давлении 0,7 МПа, м:
водяной....................................................62
пенной...................................................45
Стационарный пожарный лафетный ствол ЛС-1 (ТУ 22-2624—71) предна-
значен для создания и направления струи воды при тушении пожаров.
Техническая характеристика лафетного ствола ЛС-1
Условный диаметр проходного отверстия, мм.................100
Расход воды при давлении перед лафетным стволом 1 МПа, л/с:
при насадке диаметром 32 мм.........................31
то же 36 мм............................................39
„ 40 мм............................................48
Длина струи при насадках диаметрами 36 и 40 мм и давлении
1,8 МПа, м...............................................ПО
Высота струи при насадке диаметром 36 мм и давлении 1,8 МПа, м 60
Условное максимальное давление, МПа.......................1,8
Для тушения крупных пожаров, особенно пожаров с сильно развитыми
огневыми и конвективными потоками, применяют ствол ПЛС-60К.С (ствол по-
жарной лафетный комбинированный стационарный). В табл. V.8 приведены
значения радиуса действия компактной части струи для лафетных стволов, рас-
положенных под углом 30° к горизонту.
Установка АГВТ-10С-141. Установка используется для отрыва пламени
потоком отработанных газов и воды, направляемым на струю фонтана из сопел
реактивных двигателей. Этот способ в практике тушения фонтанов назван
Т а б л и ц a V.8
Радиус действия компактной части (м) и расход (л/с) при диаметрах насадок, мм
Напор воды перед ство- лом, Па 25 35 50
радиус дей- ствия струи расход радиус дей- ствия струи расход радиус дей- ствия струи расход
400 30,5 22,5 32,0 31,7 33,0 55
450 32,5 23,8 34,0 33,6 35,5 58,3
500 34,0 25,1 35,5 35,4 37,5 61,4
550 36,0 26,0 37,0 37,3 39,0 64,4
600 37,0 27,6 38,0 38,2 40,5 67,3
650 37,5 28,6 39,0 40,4 41,5 70,0
700 37,9 29,6 39,5 41,9 42,5 72,6
357
методом «сдувания». Турбореактивная установка предназначена для получения
и подачи в центр пожара огнегасительной струи отработанных газов турбо-
реактивных двигателей и воды, распыленной до мельчайших частиц.
Установка укомплектована турбореактивным двигателем, подъемно-поворот-
ным механизмом, системой водоснабжения и охлаждения, топливным баком и
автоматическим управлением.
Техническая характеристика установки АГВТ-10С-141
Шасси автомобиля..................................... ЗИЛ-131
Мощность автомобильного двигателя, кВт.................. ПО
Вместимость топливного бака автомобиля, л . . , . 170
Максимальная скорость движения, км/ч.................... 80
Тип двигателя....................................Турбореактивный
Вместимость топливного бака, л........................ 2000
Расход топлива на номинальном режиме работы дви-
гателя, кг/с......................'................. 0,71
Подача огнегасительной струи, кг с.................... 100
В том числе воды, л/с........................................ 60
Время непрерывной работы без смены топлива, мин.............. 45
Скорость истечения отработанных газов (реактивная струя), м/с 550
Угловая скорость перемещения огнегасительных струй, рад/с:
по вертикали............................................0,015
по горизонтали..........................................0,1
Полный угол подъема двигателя, градус:
по вертикали.............................................. 80
вверх..................................................... 60
вниз..................................................... 20
Полный угол поворота двигателя по горизонтали, градус . . 80
Расход воды на орошение в системе агрегатов, л/с............ 18
Габариты, мм:
длина................................................... 7900
ширина.................................................. 2600
высота.................................................. 3100
Общая масса, кг . .......... .... 10475
При помощи турбореактивной установки было сбито пламя на ряде фон-
танирующих скважин. Установка АГВТ-10С-141 использована при ликвидации
мощных фонтанов на скв. 51 Оренбургская, 58 Эльдарская, 24 Уртабулакская
и др Аварийный газовый факел из скв. 24 Уртабулакская был сбит двумя тур-
бореактивными установками. После этого турбореактивные установки работали
поочередно, чтобы снять с устья превенторы и крестовину, а затем установить
запорную арматуру из превенторов и крестовины.
В Тюмени проводился эксперимент по испытанию новой техники при туше-
нии огня на нескольких скважинах (куст) одновременно.
На одной из скважин морского промысла объединения Каспморнефть (Ба-
ку), после прострела обсадной колонны на глубине более 5 гыс. м, произошел
выброс бурового раствора и вырвавшаяся газовая смесь перешла в огненный
смерч. Пожарный корабль «Петр Сомов» обрушил мощные потоки воды на
рядом действовавшую скважину. Самым важным было защитить поток газа
от воспламенения, преградить путь огню к стальным искусственным островкам
морских сооружений.
Для этого на небольшую металлическую площадку, смонтированную на-
против горящей скважины, выгрузили танк и выстрелом из орудия срезали
358
верхнюю часть арматуры. После этого газ выбрасывался только вверх, работать
вблизи скважины стало безопаснее. На устье скважины установили запорное
устройство, и скважина стала управляемой.
ОБОРУДОВАНИЕ ДЛЯ СПУСКА ТРУБ В СКВАЖИНУ ПОД ДАВЛЕНИЕМ
При принудительном спуске инструмента в скважину наблюдаются утечки
и пропуски газонефтяной смеси между уплотнительной резиной и трубой. Для
предотвращения пропуска газа в герметизаторе устанавливают две-три резино-
вые манжеты.
Для задавливания скважины водой и утяжеленным раствором вначале вы-
бирают диаметр труб, который зависит от параметров фонтанирующей сква-
жины и пропускной способности самих труб. В основном учитываются
скважинная среда, давление пласта и выталкивающая сила. Часто трубы выбира-
ют без расчетов из-за отсутствия скважинных параметров и применяют в соот-
ветствии с их пропускной способностью. На практике принимают трубы диа-
метром 73, 89 и 114 мм из стали группы прочности Д.
Низ колонны оборудуют направляющим башмаком с отверстиями и обрат-
ным клапаном. Трубы спускают с помощью хомутов и специальной роликово-
талевой оснастки. Схема оснастки для создания нагрузки на трубы различная
и зависит в основном от типа агрегата и оборудования устья.
Первую трубу с направляющим башмаком вводят в герметизирующее
устройство при закрытом превенторе и открытом выкиде, если превентор уста-
новлен. Для принудительного спуска насосно-компрессорной колонны первую
трубу наращивают второй и подвешивают на талях агрегата с помощью спе-
циального элеватора, ниже закрепляют трубный хомут. На элеваторе подве-
шивают однороликовые блочки, а на верхнем фланце превентора устанавливают
вторые неподвижные направляющие ролики, через которые пропускают рабочий
канат. Второй конец каната подсоединяют к трактору.
Широкое внедрение получила оснастка при ликвидации газовых фонтанов
на буровых предприятиях Средней Азии с использованием двух трубных хому-
тов и шести блочных роликов.
Так, при ликвидации газового фонтана па скв. 11 Уртабулак перевернутый
89-мм элеватор установили на хомут, а в проушины элеватора подвесили одно-
роликовые блочки. В оснастке использовали два каната, два конца которых
пропускали через блочки, а два других конца привязывали к нижней части
колонной головки скважины. Подвижной блочок от двух канатов подсоединяли
к трактору, при движении которого создавалось равномерное распределение
нагрузки на блочки, подвешенные на трубном элеваторе, и давления на насосно-
компрессорную трубу, направленное сверху вниз. Труба заталкивалась под дав-
лением через резиновые элементы герметизирующего приспособления.
Под давлением спускали трубы в скв. 11 Уртабулак. Элеватор с трубой
спускали до верхнего фланца арматуры, где его поддерживали канатом с по-
мощью трактора, чтобы предотвратить выброс трубы из скважины выталки-
вающей силой газа, направленной снизу на направляющую пробку первой трубы
колонны. После заталкивания двух труб элеватор и хомут перемещали по
третьей трубе вверх при помощи оснастки. В начальный период принудительного
спуска на скв. 11 появились пропуски газа через резьбовые соединения, трубы
гнулись по мерс заталкивания, возникали вибрация и другие осложнения.
359
В скважину спустили всего 92 м труб вследствие изгиба их под действием
выталкивающего потока газа при перехвате труб через 1—1,5 м, для предотвра-
щения вибрации и изгиба насосно-компрессорные трубы были заменены буриль-
ными. Бурильные трубы опрессовали на 30 МПа и для их захвата изготовили
специальный спайдер, внутри корпуса которого размещены клинья, пружина и
ограничитель. При усилии 42 кН удалось протолкнуть трубы лишь на 3 м ввиду
нарушения насосно-компрессорной трубы металлическим предметом.
Для извлечения насосно-компрессорных труб и снятия противовыбросовой
арматуры установили специальные оттяжные ролики и четыре ручные лебедки
грузоподъемностью 50 кН на расстоянии 100 м от устья. Ручные лебедки
оснастили канатом диаметром 18 мм и один канат пропустили через отверстие
фланца 250-мм задвижки. Демонтировали станок А-40 и на насыпи у устья
смонтировали кран КП-25, а трактор-подъемник установили на расстоянии
100 м от крана, соорудив защитные навесы под рабочими местами, чтобы
предотвратить несчастные случаи при падении металлических предметов и поро-
ды, выбрасываемых из скважины. Затем открыли задвижки на выкидных отво-
дах, трубный превентор, приоткрыли центральную задвижку. Краном КП-25 и
тракторами сняли с устья арматуру, освободили деформированную трубу,
а остальные 92 м насосно-компрессорных труб вылетали под действием фонта-
нирующего потока.
На устье установили специальную арматуру и предприняли несколько попы-
ток спустить в скважину бурильные трубы диаметром 114 мм, однако появились
пропуски газа через резьбовые соединения 325-мм обсадных труб и вокруг
буровой появились грифоны. Число грифонов интенсивно увеличивалось. Для
предотвращения загазованности на большой территории на устье при помощи
взрыва была ликвидирована арматура. Дебит газа составлял более 8—
10 млн. м3/сут. Через несколько дней свободного фонтанирования грифонообра-
зование прекратилось.
Важное значение имеет составление компоновки инструмента; соединения
колонны должны быть жесткими, диаметры замков или соединительных муфт—
малыми. При использовании труб без снятых на торцах муфт фасок резиновые
уплотнения быстро выходят из строя.
На Уртабулаке предусматривалась следующая компоновка колонны труб
при затаскивании принудительным способом:
а) пакерующее устройство для распакеровки кольцевого пространства между
бурильной и 219-мм обсадной колоннами;
б) утяжеленные бурильные трубы длиной 50 м для повышения устойчивости,
увеличения веса долонны и предотвращения вибрации;
в) бурильные трубы диаметром 89 мм с толщиной стенки 11 мм.
Причинами неудачного принудительного спуска труб являлись высокий де-
бит газа (12—14 млн. м3/сут), негерметичность промежуточной колонны труб,
высокая коррозийность газовой среды, отсутствие опыта ликвидации высокоде-
битных фонтанов.
Скважина 105 Опошня в объединении Укрнсфть фонтанировала приблизи-
тельно с дебитом — 3—5 млн. м3/сут газа. В скважину принудительным спосо-
бом была спущена насосно-компрессорная колонна для закачки глинистого и
цементного растворов.
Закачка цементного раствора была затруднена, поэтому извлекли насосно-
компрессорную колонну труб и вместо нее спустили 114-мм колонну труб.
360
Устье скважины оборудовали двумя крестовинами, двумя превенторами, герме-
тизирующей головкой и переходной катушкой. Муфту спущенной колонны
оборудовали крестовиной с отводами для закачки глинистого и цементного
растворов в трубное пространство.
Перед задавливанием скважины были проведены следующие работы: уста-
новлен и подключен в отвод крестовины газоотдслитсль (трапная установка),
установлен диафрагменный клапан и подожжен газ.
Выполняемые при спуске труб принудительным способом операции про-
водили в следующем порядке:
1) над превентором устанавливали тройник с отводом, который выводили
на расстояние 100—150 м на факел;
2) на тройник устанавливали штуцер для дросселирования потока;
3) над превентором монтировали крестовину с герметизирующей головкой;
4) выше герметизирующей головки устанавливают неподвижную шлипсовую
катушку.
В настоящее время при спуске труб под давлением устанавливают шлипсо-
вые катушки — одну на переходной катушке, другую на траверсе подъемника
(верхняя) или на спускаемой трубе, и при помощи удвоенной оснастки шлипсо-
вую катушку связывали с талевой системой буровой установки. Для свободного
подъема вверх по инструменту вторую шлипсовую катушку двумя канатами
соединяли с контргрузами.
При натяжении талевой системы вверх шлипсовая катушка перемещается
вниз и, захватывая клиньями трубу, заталкивает ее в скважину. Выталкиваемый
из скважины инструмент захватывается клиньями нижней шлипсовой катушки.
В процессе спуска и подъема бурильных труб из скважины, находящейся
под давлением рлл, все операции выполняют при открытых задвижках на вы-
кидных линиях крестовины, что опасно и может вызвать самовоспламенение газа
при пропусках. Если трубы поднимают при герметизированном устье, через
специальную резиновую манжету, то возможен выброс последних свечей буриль-
ного инструмента, особенно при наличии пластов с АВПД. Выталкивающая сила
определяется как разность между давлениями рпл—рзаб, действующая на спу-
скаемую колонну труб.
Выталкивающая сила при длине бурильного инструмента 100—200 м и
рПл=30-=-40 МПа составляет значительную величину.
В практике аварийных работ принимается, при каких условиях и длине
колонны разрешается подъем труб. Однако все мероприятия, разработанные
для ликвидации выброса, направлены только на спуск инструмента на забой
при открытых выкидных линиях.
В практике ремонтных работ и добычи нефти спуск и подъем лифтовых
труб под давлением осуществляют при помощи специальных установок. Такие
установки разработаны фирмами «Отис», «Инжинеринг», «Браун Ойл Тулз» и др.
Гидравлическая установка фирмы «Отис» состоит из рабочего блока и трех
превенторов, над которыми установлены два комплекта гидравлических клиньев.
Один комплект клиньев предназначен для спуска труб, другой — для их подъема
из скважины.
Над клиньями устанавливают вертикальный цилиндр с поршнем двойного
действия, на траверсе штока смонтирован один комплект гидравлических
клиньев.
361
В процессе спуска в скважину насосно-компрессорная труба зажимается
клиньями подвижного шлипса, установленными на траверсе штоков гидроцилин-
дров, и начинает двигаться вниз за счет давления в гидроцилиндрах. Все три
превентора гидрофицнрованы и автоматически связаны с клиньями: если сред-
ний превентор закрыт, то неподвижные клинья открыты, если средний превентор
открыт, то верхний закрыт.
В установке «Отис» решающее значение имеет автоматизация и взаимосвязь
всех узлов, выполняемая при помощи дроссельно-золотниковой системы: 1) при
спуске труб под давлением на установке «Отис» расстояние между средним
превентором, подвижными клиньями подобрано так, чтобы муфта трубы до-
стигала плашек среднего превентора; 2) если верхний превентор закрывается,
плашки среднего открываются, при этом муфта свободно проходит через него
с задержкой 5—10 с; 3) по окончании спуска трубы в работу вступают верхние
неподвижные клинья, а подвижные освобождаются и вместе с траверсой движут-
ся вверх для захвата поднятой очередной трубы; 4) из скважины трубы под-
нимают в обратном порядке. Длина хода поршня 1,829 м, рабочее давление
установки 35 МПа.
Спуско-подъемные операции при помощи клиньев на установке фирмы
«Браун Ойл Тулз» осуществляются сложной гидравлической системой: 1) трубы
захватываются и удерживаются соответственно подвижными и неподвижными
шлипсами; 2) подвижные шлипсы предназначены для захвата трубы при нижнем
положении поршня и подъема ее до верхнего положения поршня; 3) превенторы
на устье гидрофицнрованы и взаимосвязаны, они регулируются при спуске и
подъеме инструмента; 4) если к плашкам подходит муфта трубы, то нижний
превентор закрывается, а верхний открывается для свободного пропуска муфты.
Бурильная колонна труб вращается при помощи специальной зубчатой передачи
от двигателя на верхний подвижный комплект клиньев.
Рабочий блок установки состоит нз трех гидравлических поршней для со-
здания усилий при принудительном спуске. Неподвижные клинья установлены
в верхней части цилиндров и при помощи тяг соединяются с верхними подвиж-
ными клиньями. Установка фирмы «Браун Ойл Тулз» укомплектована регулято-
ром, ограничивающим выталкивающую силу при подъеме и спуске. С помощью
этой установки проводят процесс бурения и проработки ствола скважины в слу-
чае, когда выталкивающая сила давления превышает вес бурильной колонны.
Установка предназначена для спуска и подъема труб диаметрами 25,4—73 мм
с наружной высадкой.
ГИДРАВЛИЧЕСКАЯ УСТАНОВКА ТИПА ГС-30 ДЛЯ ПРИНУДИТЕЛЬНОГО
СПУСКА ТРУБ В СКВАЖИНУ
Для ликвидации открытых газонефтеводопроявлений предложено специаль-
ное оборудование с целью принудительного спуска бурильных (насосно-компрес-
сорных) труб в скважину, находящуюся под давлением. В ВостНИИТБ раз-
работана гидравлическая установка для спуска труб под давлением, значительно
отличающаяся от установки с канатно-талевой системы спуска труб.
Гидравлическая установка проводит спуск труб гидроцилиндрами, развивае-
мое ею усилие задавливания составляет 3 102 кН. Установка состоит из двух
гидроцилиндров, двух неподвижных и одного подвижного клиновых захватов,
рабочей площадки и агрегата А-50. Неподвижные клиновые захваты размещены
362
на нижней неподвижной траверсе, устанавливаемой на герметизирующей голов-
ке противовыбросового оборудования, на этой же траверсе установлены гидро-
цилиндры. Подвижный клиновой захват смонтирован на верхней подвижной
траверсе, жестко связанной со штоком гидроцилиндров.
Нижний неподвижный клиновой захват, установленный на нижней траверсе,
препятствует выталкиванию (выбросу) колонны труб из скважины, находящейся
под давлением. Часто нижний клиновой захват устанавливается на фланце
верхнего превентора. Кроме того, нижний неподвижный клиновой захват пре-
дохраняет колонну труб от падения, когда вес спущенных труб превышает вы-
талкивающую силу пласта.
Установка позволяет перехватывать трубу подвижным клиновым захватом
и в процессе спуска удерживать колонну труб при свинчивании очередной тру-
бы. Ниже приведена техническая характеристика установки ГС-30.
Способ задавливания ....................... Гидравлический
Наибольшее усилие задавливания, кН . . 300
Диаметры спускаемых труб, мм.........СО, 75, 89, 102, 114, 127, 140
Число клиновых захватов.......................... 3
Управление клиновыми захватами .... Гидравлическое
Привод................................... Передвижная насосная
станция
Давление в гидросистеме, МПа........... 8
Ход подвижного захвата, мм...................... 3200
Масса оборудования, навешенного на ко-
лонную головку, т................................ 1,7
Подвижный клиновой захват обеспечивает надежное сцепление с трубой, за-
талкивание ее гидроцилиндрами и раскрытие клиньев при освобождении трубы;
одновременно неподвижная катушка захватывает трубу.
Спуск труб под давлением осуществляют в следующем порядке:
а) подвижный клиновой захват находится в верхнем положении;
б) для управления клиньями включают гидроцилиндры;
в) захватывают трубу верхним шлипсом;
г) включают силовые гидроцилиндры и колонна труб залавливается в сква-
жину на длину одной трубы, одновременно нижние клиновые захваты освобож-
дают трубу и пропускают муфту;
д) по окончании спуска трубы под давлением включают силовые гидроци-
линдры на подъем, при этом нижний клиновой захват удерживает колонну труб;
е) по достижении верхнего положения подвижный клиновой захват вновь
захватывает очередную трубу;
ж) при движении поршней вниз освобождается верхний неподвижный кли-
новой захват, и процесс задавливания трубы повторяется;
з) наращивают очередную трубу.
В период принудительного спуска насосную станцию и управление установ-
кой ГС-30 монтируют в безопасной зоне. Питание гидроцилиндров — от насос-
ной станции. Трубы подаются к гидравлической установке автокраном с удли-
ненной стрелой или агрегатом А-50. Управление установкой ГС-30 дистанци-
онное.
Совершенствование установки ГС-30 позволит отказаться от канатно-роли-
ковой системы для задавливания труб в скважину, использование которой не-
безопасно для обслуживающего персонала.
363
В объединении Краснодарнефтегаз разработано приспособление для спуска
насосно-компрессорных труб в скважину под давлением, состоящее из подвиж-
ного и неподвижного клиновых захватов. На практике для спуска труб под дав-
лением используют талевую оснастку для подъема передвижного захвата вверх
и лебедку трактора-подъемника для спуска передвижного захвата вниз.
Приспособление состоит из корпуса, уплотнительной манжеты и неподвиж-
ного захвата. Уплотнительная манжета и неподвижный захват устанавливаются
в корпусе приспособления. В корпусе неподвижного захвата размещены клино-
вые сегменты, пружины и направляющая тарелка. Подвижный захват состоит из
двухфланцевого корпуса с направляющим отверстием под канат, клиновых сег-
ментов, направляющей тарелки и пружины. При помощи каната, идущего от
лебедки трактора-подъемника, усилие передается на роликовый блок и разбор-
ный хомут, смонтированные на концах подвижного захвата. При подъеме его
вверх кулачковые сегменты захватывают" трубу и поднимают ее на длину свечи.
Данное приспособление испытано при спуске насосно-компрессорных труб
в скважину при давлении до 2,5 МПа. Это приспособление можно использовать
для принудительного спуска труб в газонефтепроявляющие скважины.
Фирмой «Браун Ойл Тулз» разработана новая технология спуска труб
в скважину для ликвидации нефтяных и газовых фонтанов в ходе капитального
ремонта. Если спуск труб удается на малую глубину, то в НКТ, выступающей
над ротором, просверливают отверстие, а затем верхнюю трубу деформируют
гидравлическими тисками до образования отверстия диаметром 15 мм. До на-
чала операции отрезок трубы выше ротора закрепляют растяжками, чтобы пре-
дотвратить ее изгиб при деформировании. На трубе с отверстием закрепляют
патрубок с задвижкой высокого давления. В это отверстие вводят стальные ша-
рики диаметром 19—22 мм, шарообразные уплотнители диаметром 22,2 мм и ре-
зиновые шарики диаметром 15,9 мм и затем кусочки резинового шнура. Отвер-
стие в деформируемой части трубы 15 мм, поэтому насосно-компрессорные тру-
бы, через которые происходил открытый выброс, закупориваются.
Данная технология была применена в ходе капитального ремонта одной из
морских скважин в Мексиканском заливе. В скважине находились колонна НКТ
из десяти труб и устройство для промывки перфорационных отверстий. Несмот-
ря на то, что межтрубное пространство было перекрыто превентором с трубны-
ми плашками и универсальным превентором, обратный клапан не был установ-
лен в НКТ. Когда начался выброс, колонну НКТ подвязали цепями к основанию
роторного блока для предотвращения их выброса из скважины. В патрубок, под-
соединенный к трубе с отверстием диаметром 23,8 мм, постоянно закачивали
воду, чтобы предупредить самовоспламенение выбрасываемого нефтегазового
фонтана. Предварительно патрубок с задвижкой были опрессованы на давле-
ние 29 МПа.
В интервале 0,76—0,91 м над просверленным отверстием деформировали
верхнюю трубу до получения проходного сечения диаметром 15 мм. Вначале
была предпринята попытка задавить скважину раствором при расходе, достаточ-
ном для ликвидации пли уменьшения выброса. Отверстие в НКТ не позволяло
этого сделать, поэтому в нее ввели шесть стальных шаров, которые были при-
подняты восходящим потоком до места сужения в НКТ. Они уменьшили выход
флюида из скважины и при закачке резиновых шаров поток значительно ослаб,
а после закачки семью насосами бурового раствора в затрубное пространство
НКТ фонтанирование было приостановлено.
364
Фирмой «Браун Ойл Тулз» составлены рекомендации на обвязку устья сква-
жин и схем размещения оборудования при спуске труб под давлением и глуше-
нии фонтана методом деформации верхней трубы, затем закачки закупориваю-
щих материалов через просверленное отверстие. В обвязке устья применяют три
превентора, из которых один с глухими, другой с трубными плашками н третий
универсальный (кольцевой). Применение повой технологии спуска труб и глуше-
ния фонтанов морских скважин показало ее высокую эффективность и рацио-
нальность использования.
Фирма «Дрессер-Магкобар» разработала специальный пульт «Монитор-1»,
контролирующий расход закачиваемого раствора методом замера числа ходов
поршня насоса и объема его в приемных отстойниках. Датчики измерения связа-
ны между собой электронным устройством и сигнализируют об увеличении рас-
твора в отстойниках. Отклонения параметров от нормы записывают автома-
тически.
В США разработана трапная установка для глушения проявляющей сква-
жины за один цикл путем автоматического выдерживания постоянного заданно-
го противодавления на пласт независимо от количества закачиваемой жидкости.
Установка может создать незначительное противодавление на пласты и предот-
вратить гидравлический разрыв рыхлых пластов. Выходящий из скважины раз-
газированный раствор проходит через двух- или четырехступенчатую систему
снижения давления с одновременным его дегазированием. Регулируемая трапная
установка «Дриллинг Уэлл Контрол Юнит» состоит из штуцерной батареи, двух
газоотделителей и емкости для разгазированного раствора. Автономное обору-
дование включается в работу при необходимости:
а) штуцерная батарея — когда давление в обсадной колонне выше, чем
в первом газоотделителе высокого давления; первый газоотделитель принимает
на себя напор скважинной среды и является гасителем потока;
б) второй газоотделитель предназначен для вторичной сепарации раствора.
Давление в первом газоотделителе снижается до 8,5 МПа, а во втором
до 1 МПа.
Закачивая свежий раствор с необходимым противодавлением на пласт, соз-
дают условия для равных давлений рцЛ=рот путем дросселирования. Поток
разгазированного раствора направляется в первый газоотделитель регулирую-
щим клапаном. Установка действует как регулирующий буфер, отражающий и
поглощающий пластовую энергию в заданных параметрах. Эта установка была
использована на многих буровых с целью предотвращения открытых выбросов
и регулирования противодавления на забой газовых скважин с АВПД.
САМОВОСПЛАМЕНЕНИЕ ГОРЮЧЕЙ СМЕСИ
Углеводородные газы горючие и при определенных концентрациях с возду-
хом образуют взрыво- и пожароопасные смеси.
Горение представляет собой процесс окисления горючего вещества, сопро-
вождающийся выделением тепла и излучением света. Различают установившееся
горение, взрыв и детонацию. Взрыв — это мгновенное сгорание вещества, сопро-
вождающееся выделением большого количества тепла и газов. Взрыв отличается
от горения скоростью распространения пламени. Давление во время взрыва га-
зовых смесей достигает 1 МПа и более, а температура 1500—2000 °C. Мгновен-
ный взрыв и горение может перейти в особую форму ее детонации, когда ско-
365
рость распространения пламени опережает скорость распространения звука
в данной среде и может достигнуть ЮОО—1500 м/с.
При нагревании до определенной (высокой) температуры горючая смесь при
сопротивлении с воздухом может воспламениться и без источника открытого
пламени. Эта температура называется температурой самовоспламенения.
В практике глушения скважин требуется определить пожароопасность газа
данного месторождения и установить порядок выполнения газоопасных работ,
определить пределы загазованности, в обстановке которых можно вести работы
по ликвидации огня. Для определения пределов воспламенения, сложных газовых
смесей пользуются формулой Ле-Шателье
100
/7В или /7Н=—--------&------------—, (V.30)
777 + 777 т ’" + ~ТЦ
где /7„ и Пв — соответственно пределы воспламенения верхней и нижней смеси;
a, b, п — содержание горючих компонентов смеси, %; Пъ П2, Пп — нижний! или
верхний пределы воспламенения отдельных компонентов (веществ).
Если горючая смесь содержит большое количество балластных примесей, то
пределы их воспламенения можно установить по формуле
(1+ттУ юо
пв = П —----------'-г--, ( V. 31)
ЮО + Пт-т
I — о
где /7В и Пя — соответственно пределы воспламенения верхней и нижней смеси;
пламенения по формуле Ле-Шателье; b содержание балластных примесей, доли
единицы.
Самовоспламенение фонтанирующей смеси происходит под действием различ-
ных факторов: определенной концентрации газовой смеси в воздухе; проявления
зарядов статического электричества; от ударов твердых частиц о металлические
предметы, дающих искры; электризации.
Определить причины самовоспламенения или взрыва фонтанирующей смеси
трудно, однако существуют косвенные признаки и предположения, подтверждаю-
щие происхождение самовоспламенения.
Во время фонтанирования часто происходит самовоспламенение горючей сме-
си после взрыва. Наименьшая и наибольшая величины объемного содержания
горючего газа в газовоздушной смеси, в пределах которых может произойти
взрыв и воспламенение, называются соответственно пределами взрываемости го-
рючего газа.
Мгновенно нагретые продукты горения, стремясь расшириться в объеме, соз-
дают значительное давление и возникает резкий его скачок, обусловливающий
разрушительный эффект взрыва.
При повышении температуры пределы взрываемости газовоздушных смесей
расширяются: нижний снижается, а верхний растет.
На взрываемость смесей влияет давление, оказываемое на них. Так, при
давлении 2 МПа нижний предел взрываемости метановоздушной смеси состав-
ляет 7,5%, а верхний—12%. Температура воспламенения газовоздушных смесей
зависит от соотношения объемов газа и воздуха в смесях (табл. V.9).
366
Таблица V.9
Температура
воспламенения смесей
метана с воздухом
при различных
их соотношениях .
Таблица V.10
Уравнения горения
горючих составных частей
гавового топлива
анне в сме- % W I б !!* льная тура [енения.
Содерж метана си. об. Минина, темпера восплам °C Содерж метана си, об. Минпма темпера восплам °C
2,00 710 8,00 701
3,00 700 8,80 707
3,95 696 10,СО 714
5,85 695 11,75 724
7,00 697 14,35 742
Гм Реакция горения
Водород 11, + 0,5О2 = Н2О
Окись углерода СО + 0,5О2 = СО2
Метан СН4 + 2Ог = СО2 + 2Н2О
Этилен С2Н., + ЗО2 = 2СО2 + 2НгО
Этан С2Н0 + 3,5О2 = 2СОг + ЗН2О
Пропилен С;,Н6 + 4,5Ог = ЗСОг + ЗН2О
Пропан С3Н8 + 5О2 = ЗСО2 + 4Н2О
Бутилен С4Н8 -j- 6О2 = 4СО2 4Н2О
Бутан CtH10 + 6,5Ог = 4СО2 + 5Н2О
Наиболее взрывоопасными являются бутан и пропан, имеющие самые низ-
кие значения нижних пределов взрываемости и самые низкие температуры вос-
пламенения.
Классификация взрывных смесей горючих газов и паров с воздухом в зави-
симости от свойств этих смесей установлена правилами изготовления взрыво-
защищенного и рудничного электрооборудования. Воздушные смеси классифи-
цируются на пять групп в зависимости от температуры самовоспламенения.
Группа......................Т1 Т2 ТЗ Т4 Т5
Температура самовоспламене-
ния, °C, более........... 450 300—450 200—300 135—200 100—135
Горючие смеси с температурой воспламенения ниже 100 °C при равных
условиях более взрывоопасны, чем смеси с более высокой температурой воспла-
менения.
Горение смесей — это процесс мгновенного соединения его горючих состав-
ных частей с кислородом воздуха. Результаты полного сгорания представлены
уравнениями, приведенными в табл. V.10.
Таким образом, горючие газы могут воспламеняться или взрываться, если
они смешаны в определенных сочетаниях с воздухом и нагреты до температуры
не ниже температуры их воспламенения.
Добавка инертных газов в поток газообразного агента сужает пределы взры-
ваемости газовоздушных смесей.
В настоящее время вполне обоснованно утверждение о самозагорании газо-
вых и нефтяных фонтанов не только от ударов твердых частиц, содержащихся
в газонефтяном потоке, о металлические предметы и оборудование (вышка, осно-
вание, противовыбросовое оборудование и др.), дающих искры, но и при отсут-
ствии таких ударов.
Значительную опасность представляют заряды статического электричества
в период протекания по трубам жидких и газообразных углеводородов. Заряды
статического электричества вызываются разностью потенциалов на металличе-
ских конструкциях, аппаратах и трубопроводах, не подвергающихся прямому
воздействию молний.
367
Термин электризация охватывает комплекс процессов и явлений, ведущих
к образованию и разделению положительных и отрицательных зарядов.
Источником статической электризации является образование и разделение
двойного электрического слоя с положительными и отрицательными зарядами.
Положительно заряжается тело с большой диэлектрической проницаемостью.
К появлению зарядов статического электричества приводят контакт и разделе-
ние жидкости и твердого тела, электролитические явления, разбрызгивание жид-
костей и другие явления.
Электризация материалов зависит от скорости перемещения трущихся по-
верхностей, характера контакта, физического состояния материалов и их элек-
трических свойств, а также от влажности материалов и окружающего воздуха;
чем ниже влажность воздуха и электропроводность трущихся тел, чем выше ско-
рость перемещения их относительно друг друга, тем интенсивнее протекает про-
цесс электризации.
Ряд авторов считают, что скорость перемещения заряженного материала во
влажной атмосфере больше скорости образования проводящей пленки на поверх-
ности твердого тела. Для жидкостей с высоким удельным электрическим сопро-
тивлением величина образующегося электрического заряда не зависит ни от ма-
териала трубы, ни от наличия заземления.
Границей электризации принято считать удельное сопротивление материалов
106 Ом см. Экспериментальными исследованиями установлено, что иногда на-
копление зарядов статического электричества при удельном сопротивлении
10е—10'° Ом-см не приводит к опасным явлениям. Вместе с тем горючая жид-
кость с таким сопротивлением заряжается и сохраняет электрический заряд. При
переливании горючих жидкостей предотвращение возникновения опасного потен-
циала достигается снижением скорости истечения и уменьшением удельного со-
противления.
Электризация, обусловленная электростатическими явлениями в газах, сопри-
касающихся с твердыми телами, связана с образованием ионов и электронов.
При сопоставлении теоретических и экспериментальных материалов об образова-
нии ионов и электронов в процессе истечения газов через трубопроводы и о влия-
нии отдельных факторов на процесс электризации обнаруживаются противо-
речия.
При возникновении открытых газовых и нефтяных проявлений возможно
образование зарядов статического электричества с удельным сопротивлени-
ем 106 Ом-см, не исключающее опасных последствий. Однако при выпуске газа
через линию сброса манифольда самозагорания от электростатических явлений
не происходит. Возможно на самозагорание влияет трение газонефтяной смеси
о внутреннюю или наружную поверхность труб.
Экспериментально установлено, что при скоростях движения ремней привода
насосов более 15—20 м/с могут образоваться электрические потенциалы 75—
80 кВ, а при скорости 5 м/с электризация протекает недостаточно интенсивно.
БОРЬБА СО СТАТИЧЕСКИМ ЭЛЕКТРИЧЕСТВОМ
Заземление отдельных деталей и узлов бурового и противовыбросового обо-
рудования является одним из средств защиты от статического электричества.
При заземлении электростатические заряды отводятся с проводящих и полупро-
водящих элементов по мере их накопления. В качестве заземления на буровых
используют заделанные в породу трубы или стержни.
368
Следует допустить, что применяемые заземлители, не имеющие сопротивле-
ния более 4 Ом-см в нормальной обстановке, могут в ионизированных условиях,
когда происходит фонтанирование газонефтяной смеси, оказаться проводниками
энергии зарядов и их накопления. Поэтому должны быть выполнены мероприя-
тия, обеспечивающие стекание и рассеивание зарядов с электрических и диэлек-
трических материалов:
а) увеличение электрической проводимости окружающей среды;
б) снижение поверхностного или объемного сопротивления электризующихся;
поверхностей путем обработки поверхности буровых вышек и оборудования
антистатическими веществами и применения футерованных труб,
в) отвод искроносящих тел;
г) использование оборудования из однородного металла, что обеспечивает
снижение электростатического эффекта;
д) режим работы генераторов и двигателей внутреннего сгорания должен
быть равномерным, чтобы не допустить искрения на коллекторах трения.
Виды электрической защиты следующие: надежное заземление оборудова-
ния и трубопроводов; отвод электрических токов с выкидных линий крестовины
при снижении давления газа; увлажнение воздуха; предотвращение протекания
блуждающих токов по выкидным линиям.
Задача отвода и протекания электрических токов может быть решена путем
заземления выкидных линий для отвода тока в землю и сооружения катодной
и*протекторной защиты. Катодная защита внешним током осуществляется при-
соединением защищаемого изделия к внешнему источнику тока — к отрицатель-
ному полюсу в качестве катода. -Положительный полюс источника тока присо-
единяется к заземлению — аноду. Создается замкнутая цепь, в которой ток про-
ходит от анода через землю к защищаемому изделию и далее к отрицательному
полюсу внешнего источника тока.
При протекторной защите используются протекторы из металлов, обладаю-
щих в коррозионной среде более отрицательным потенциалом, чем металл изде-
лия. Электрический ток возникает в системе протекторной защиты так же, как
в гальваническом элементе. Здесь электролитом служит грунт, содержащий вла-
гу, а электродом — металлические стойки, полозья металлических блоков и
стойки выкидных линий.
Для обеспечения безопасности людей и сохранности зданий, сооружений,
оборудования и находящихся в них материалов от разрушения, загорания и
взрывов при прямых ударах молний устраивается молниезащита.
Молниезащиту (грозозащиту), как правило, устанавливают на буровой выш-
ке. Практика бурения показывает, что нередко самозагорание струи газа начи-
нается с выкидных линий во время истечения потока по ним. Поэтому в тех
условиях, когда возможно газонефтепроявление, молниезащите подлежат и вы-
кидные линии, фонтанные арматуры, газоотделители.
Молниезащита состоит из молниеприемника, токоотвода и заземлителя. При
выборе молниезащитного устройства принимается такое сечение, чтобы при про-
текании тока молнии они не нагревались. Как правило, подбирается сечение не
менее 50 мм2. Если устанавливают несколько параллельных токоотводов, то их
сечение может быть уменьшено до 25—35 мм2. Стальные токоотводящие тросы
должны быть оцинкованы. Заземление молниеотвода выполняется из стальных
трубчатых заземлителей, соединенных стальными полосами или прутками.
24—3037 36»
Во время грозы запрещается проводить работы на буровой вышке, а также
находиться на расстоянии 10 м от заземляющих устройств грозозащиты.
На объектах, где ожидается вскрытие газовых пластов с АВПД, целесо-
образно монтировать электрооборудование во взрывобезопасном исполнении:
двигатели, магнитные пускатели, выключатели, кабели, приборы и др.
ВЗРЫВОБЕЗОПАСНОЕ ОБОРУДОВАНИЕ И ЭЛЕКТРИЧЕСКОЕ ОСВЕЩЕНИЕ
В настоящее время на газовых и газоконденсатных площадях, где ожидает-
ся вскрытие пластов с аномально высокими пластовыми давлениями, машинное
отделение и привышечное сооружение буровых установок приравнивают к взры-
воопасным помещениям в связи с возможным скоплением горючего газа в них
в процессе фонтанирования скважин. Общие требования безопасности к распо-
ложению и устройству взрывоопасных зданий и помещений следующие:
а) создание условий, предотвращающих скопление взрывоопасной газовоз-
душной смеси;
б) предотвращение появления источников пламени: искр, высоконагре-
тых тел;
в) максимальное ограничение эффекта взрыва.
Для предотвращения взрывоопасности объекта требуется использование взры-
вобезопасного электрооборудования и инструмента. Во взрывоопасных условиях
можно использовать взрывозашищенное электрооборудование различных моди-
фикаций и конструкций: светильники, кабели, электродвигатели, пускатели и вы-
ключатели. Взрывозащищенное электрооборудование, как известно, применяется
в рудничных и шахтных сооружениях.
Электродвигатели во взрывонепроницаемом исполнении должны быть техни-
чески прочными для предотвращения смятия и без зазоров между перекрываю-
щими деталями, не способными вызвать распространение взрыва внутри дви-
гателя.
В машинном отделении и привышечном сооружении следует применять
взрывобезопасные светильники с колпаками из прочного небьющегося стекла,
способными выдержать давление, значительно превышающее давление при
взрыве.
В газовом хозяйстве используют светильники типа ВЗГ-200 с искробезопас-
ным патроном для лампы. Стеклянный колпак защищен металлической решеткой.
Для освещения можно рекомендовать электрические светильники: рудничные
повышенной надежности РП для пыле- и газоопасных шахт; во взрывобезопас-
ном исполнении ВЗ для газо-, нефте- и пылеопасных шахт; люминесцентные
взрывобезопасные РВЛ.
Электродвигатели, магнитные пускатели, автоматические фидерные выключа-
тели и силовые кабели, используемые при ликвидации газонефтепроявлений
в особо опасных условиях, должны иметь взрывобезопасное исполнение.
Взрывозащищенные электродвигатели серии ВАО (взрывозащищенный асин-
хронный обдуваемый) мощностью от 0,27 до 100 кВт выпускаются десяти типо-
размеров (табл. V.11).
Для передачи и распространения электроэнергии к потребителям в условиях
возможного газонефтепроявления рекомендуется применять кабели со свинцовой
оболочкой и проволочной или ленточной броней, а также со свинцовой оболоч-
кой с проволочной броней и осушенной изоляцией.
370
Таблица V.ll
Взрывозащищенные электродвиг ател и
Тип элек- го S4 X ' 1 вра- об/мян Ток статора (А) при напряжении, В К. II. Д„ S X "ном б X
тродвигателя is ц !! ЗВО С60 % cos у> " ае о id & го Е
X Й X 0 5
Частота вращения вала электродвигателя 3000 об/мин
ВАО51-2 10 2940 20 11,5 86,5 0,88 7,5 1,7 2,1
ВАО52-2 13 2940 26 15 86,5 0,88 7,5 1,3 2,1
ВАО71-2 22 2940 42 24 88 0,9 7 1,2 2,1
ВАО72-2 30 2940 57 33 89 0,9 7 1,2 2,1
ВАО82-2 55 2950 107,5 62 89,5 0,87 7 1,2 2,1
ВАО92-2 100 2960 190 ПО 90,5 0,88 6 1,2 2
Частота вращения вала электродвигателя 1500 об/мин
ВАО52-4 10 1460 26,0 15,0 88,5 0,86 7 1,6 2,2
ВАО61-4 13 1460 26,0 15,0 88,5 0,86 7 1,3 2,2
ВАО71-4 22 1460 43,0 25 90,0 0,86 7 1,6 2,2
ВАО72-4 30 1460 58,0 33,5 90,5 0,87 7 1,6 2,2
BAO8I-4 40 1470 77,0 44,5 91,0 0,87 3,5 1,7 2,2
ВАО82-4 55 1470 105 61,5 91,0 0,87 7,5 1,7 2.2
ВАО91-4 75 1470 146 84 91,0 0,86 6,0 1,7 2,0?
ВАО92-4 100 1470 155 113 91,5 0,85 6,0 1.7 2,0
Частота вращения вала электродвигателя 1000 об/мин
ВАО61-6 ВАО62-6 10 13 970 970 21,0 27,0 12 15,5 86,0 87,0 0,83 0,83 6,5 6,5 1,3 1,3 2,2 2,2
ВАО71-6 17 980 36,0 20 88,5 0,82 7,0 1,5 2,2
ВАО81-6 30 980 59,5 35 90,0 0,85 7,0 1,6 2,2
ВАО82-6 40 980 78,5 45,5 91,0 0,85 7,0 1,6 2,2
ВАО91-6 55 980 109 63 90,0 0,85 7,0 2,0 2,2
ВАО92-6 75 980 148 85,5 90,5 0,85 7,0 2,0 2,2
Силовые кабели используются для передачи и распределения электрической-
энергии по кабельным линиям при напряжении от 1000 В и выше.
Кабели выполняются одно-, двух-, трех- и четырехжильпыми с медными и,
алюминиевыми жилами сечением от 2,5 до 185 мм2. Они имеют оболочку из
Таблица V.12
Марки и параметры силовых кабелей в свинцовой озолочке
Марка кабеля Число жил Сечение, ммя Марка кабеля Число жил Сечение, мма
СБ, СБГ 1 4—800 егт 3 2,5—240
СП, спг 1 50—800 СП, СПГ, СК 3 25—240
СБВ, СБГВ 1 4—500 СБВ, СБГВ 3 4—150
СПВ, СПГВ, СК 1 50—500 СПВ, СПГВ, СКВ 3 25—150
СБ, СБГ 2 2,5—150 СБ, СБГ 4 4—185
СП, СПГ 2 2,5—150 СП, СПГ 4 16—185
СБВ, СБГВ 2 4—120 СБВ, СБГВ 4 4—120
СПВ, СПГВ 2 2,5—240 СПВ, СПГВ 4 16—120
СБ, СБГ 3 2,5—240 СК, СКВ 4 25—120
24*
371
s
Масса, кг ЮО1ЛЮО1ПОЮО ОООООЮОО’-ЮОШ —< _ — сч
1Й диаметр о кабеля1, мм контрольного О0 хГ со I 00 1 хг сч сч сч сч сч 1 сч 1 сч
НаиболыШ' подключаемся । силового LO — счо сч © сч © сч сч LO Ш © Ю Щ Ю Ю
Пределы макси- мального изменения < СЗ о © © © о о о о о О О m © © ।1°i777 i о о о о © LQ ОШО© —< СО © L©
гнитных пускателей Тип встроенной защиты Предохранители Максимальные реле Предохранители Максимальные реле Предохранители
гз Ж X 3 а о rt р о м Номинальный й э ©©©©©©©©© ©Ю00СМ(Мх^-^Г'’ФО0 «-Ч з— сч <м сч
Технические данные взрывобе Номинальное напряжение, В ©ооссо ©© ©©©о©© © © ©©©©©©о©© - - - - - -00 - - О©©О©©СП©© СО ОО ОС СО СЮ СО СОСО COCQCQCOCQCO СО СО
> rt ft S \с ей Тип, пускателя СОСОх^©©©©£2^ cOCQCOCOCOcOCO’Vn' ’ТТ'Т’Т’ТТ'ГХО. m cq m га cq co cn m co EEEECCCEC
Примечание. Шифр пускателя: П —пускатель, М —магнитный, В — взрывобезопасный, Р — реверсивный, И — ис кробезопасный.
свинца, алюминия, полихлорвинила или резины. Свинцовую оболочку покрывают
броней в виде стальных лент или проволок с целью предохранения от механи-
ческих повреждений. Кроме того, броню покрывают лаком или джутовой
оплеткой.
Во взрывоопасных условиях рекомендуются силовые кабели в свинцовой
оболочке напряжением до 1000 В (табл. V.12).
Фидерные выключатели. Автоматические фидерные взрывобезопасные выклю-
чатели типа АФВ предназначены для автоматического размыкания цепи пере-
менного тока с помощью токовых расцепителей при коротких замыканиях и зна-
чительных перегрузках, а также для защиты кабельных сетей от замыкания
с помощью независимого расцепителя. Указанные автоматы предназначены для
работы в угольных шахтах, в сетях с изолированной нейтралью при следующих
условиях:
а) окружающая среда — взрывоопасная смесь газов (метан) пли угольной
пыли с воздухом, относящаяся к категории I и группе воспламеняемости А;
б) температура окружающего воздуха от —35 до —J-35 °C, относительная
влажность до 98% при температуре -{-20 °C.
Те хническая характеристика фидерных выключателей приведена в табл. V.13.
Взрывонепроницаемый автомат представляет собой сварную конструкцию
в виде оболочки, в которой установлена коробка вводного устройства.
Автоматический выключатель собирают на изоляционной панели, на которой
устанавливаются контактная система, максимальные расцепители, механизм сво-
бодного расцепления, дугогасительные камеры, блок-контакты, независимый рас-
цепитель. Дугогасительные камеры служат для гашения дуги, а также для
предотвращения переброса ее между полюсами и на другие токоведущие и за-
земленные части автомата.
Электрическая дуга, возникшая на разрывных контактах, втягивается в зе-
понную решетку, состоящую из ряда металлических пластин, закрепленных
в пластмассовых перегородках. В решетке дуга дробится на большое число
отдельных дуг и быстро гаснет. В верхней части камеры установлено большое
число металлических пластин для ограничения выброса пламени дуги вверх.
Автоматические выключатели имеют механическую блокировку, не допускаю-
щую ручного включения автомата после отключения его максимальными расце-
пителями. Включение автомата возможно после ручного возврата блокировочно-
го устройства в исходное положение.
Магнитные взрывобезопасные пускатели. Пускатели служат для дистанцион-
ного управления трехфазными асинхронными электродвигателями с короткоза-
мкнутым ротором, для работы в угольных и сланцевых газо- и пылеопасных
шахтах.
Пускатели типа ПМВИ предназначены для стационарной или взрывобезопас-
ной среды с температурой от —10 °C до —|—35 °C и относительной влажности не
более 98% при температуре -|-35 С.
Кроме того, магнитные пускатели служат для защиты их от нагрузок. Они
состоят из одного или двух контакторов и электротепловых реле, размещенных
в общем кожухе.
В табл. V.14 приведены технические данные взрывобезопасных магнитных
пускателей.
Магнитные взрывобезопасные пускатели с искробезопасными цепями управ-
ления серии ПМВИ-03 выпускаются типов ПМВИ-13 и ПМВИ-23. Пускатели
373
Таблица V.15
Тип пускателя Номиналь- ный ток, А Наибольшая мощность (кВт) подключаемого к пускателю электродвигателя при cos а=0.75 и номинальном напряжении, В Номиналь- ный гок при отклю- чении, А Масса, кг
220 380 400 660
ПМВИ-13 63 18 30 32 55 1400 115
ПМВИ-23 120 34 59 62 100 2400 130
П р и м е ч а н и е. Частота 50 Гц. •
РВИ-2,5 (рудничные взрывобезопасные с искробезопасным)! цепями управления,
коэффициент искробезопасностп 2,5) предназначены для работы в угольных и
сланцевых шахтах, опасных из-за выделения газа (метан) и смеси угольной пыли
с воздухом при температуре от —15 °C до +35 °C Пускатели могут выполнять
функции защиты подключенного приемника от токов короткого замыкания,
ПМВИ не рекомендуется использовать в качестве фидерных автоматов, так как
они не обладают достаточной разрывной способностью контактов.
Наибольшие мощности подключаемых к пускателю асинхронных электродви-.
гателей с короткозамкнутым ротором приведены в табл. V.15.
Сигнализация. Своевременное оповещение о газонефтепроявлении является
особо важным условием обеспечения безопасности для бурового персонала. На
объектах устанавливают систему оповещения всего персонала, занятого на бу-
ровой, безотказно и быстро предупреждающую об аварийной ситуации. Опове-
щение персонала на буровой осуществляется звуковой сигнализацией. Сигналь-
ные звуковые устройства i(звонки, гудки) обеспечивают зону слышимости в ра-
диусе 80—100 м при окружающем шуме до 80 дБ, поэтому при работе четырех-
шести дизелей и электростанции в дизельном здании этот сигнал часто не слы-
шен и малоэффективен. Повышение громкости сигнала связано с увеличением
мощности и числа сигнальных аппаратов.
Оповещение лиц световой сигнализацией, а также сигнализацией с помощью
отключения электроэнергии условным кодом на буровой является неэффектив-
ным ввиду частого снижения напряжения в линии освещения. На отключение
электроэнергии нередко рабочие не реагируют, так как оно происходит по раз-
личным причинам и вызывает ненужную тревогу.
Для оповещения работающего персонала о газонефтепроявлении требуется
громкоговорящая связь между: бурильщиком и дизелистом, буровым мастером;
бурильщиком и верховым рабочим. Для этого рекомендуется использовать аппа-
ратуру шахтной аварийной сигнализации.
Аппаратура ИГАС-3 работает при подключении телефонной сети или спе-
циальной проводки и применяется для оперативной громкоговорящей связи.
Звуковая сигнализация должна быть установлена в нескольких местах на
буровой при интенсивности звука ^70-10~12 Вт/мг. Громкоговорящая связь
ГСИ-1, ИГАС-3 требует специального оборудования телефонных линий в необ-
ходимых местах.
Создана переносная подземная радиостанция «Шахтер», которая служит для
оснащения лиц горноспасательных частей и горного надзора. Радиостанция
имеет искробезопасное исполнение и состоит из приемника прямого усиления,
магнитной антенны специальной формы и микрофона. Масса радиостанции с пи-
танием весит 2,6 кг. Радиостанция «Шахтер» может быть применена на буровой.
374
В объединении Ставропольнефтегаз разработано переговорное устройство
УП-1М. Оно предназначено для организации громкоговорящей связи между вер-
ховым рабочим и бурильщиком в условиях повышенного шума, при температуре
от —20 до -j40°C и относительной влажности от 30 до 80 %. Переговорное
устройство можно с успехом монтировать на буровых, где ожидается вскрытие
пластов с АВПД или содержащих сероводород.
В комплект установки входят блоки усилителя и питания, динамический
громкоговоритель 4ГД-8Е, рупорный громкоговоритель электромагнитный микро-
фон МЭМ-60, четырехкаскадный усилитель, собранный на транзисторах, три кас-
када предварительного усиления на транзисторах h, Т2, Т3 и каскад усиления
мощности на транзисторах и Т3, собранный по схеме с общим коллектором и
выходным трансформатором Тр4.
Прибор находится в положении «Прием от верхового рабочего». При этом
ко входу усилителя подключены головка 4ГД-8Е, служащая микрофоном,
а к выходу — громкоговоритель 10ГРД -IV-5.
При нажатии бурильщиком тангеиты на микрофоне МЭМ-60 усилитель пе-
реходит в положенно «Передача», при этом ко входу усилителя подключается
микрофон, а к выходу — головка 4ГД-8Е, расположенная на рабочем месте
верхового рабочего. Коммутация усилителя осуществляется реле РЭС-6.
Усилитель питается от блока питания, собранного в отдельном корпусе. Вы-
прямитель блока собран по мостовой схеме на диодах Д2—Дц.
Техническая характеристика устройства УГ-1М
Напряжение питания, В................................. 220
Мощность, Вт:
потребляемая от сети............................... <45
выходная усилпеля.................................. 10
Рабочий диапазон частот, Гц ...................... 300—3000
Чувствительность по входу, мВ .......................... 5
Габаритные размеры, мм............................ 245X170X155
Масса, кг............................................. <12
В ВостНИИТБ разработано переговорное сигнализирующее устройство
(УПС) для громкоговорящей связи и световой сигнализации.
Команды и сообщение с помощью громкоговорящей связи передаются: от
люльки верхового рабочего к посту бурильщика; от поста бурильщика в насос-
ный блок, к люльке верхового рабочего и в культбудку; от насосного блока
к посту бурильщика, из культбудки на пост бурильщика, а также световой сиг-
нализацией: от люльки верхового рабочего к посту бурильщика; от поста бу-
рильщика в насосный блок.
Световые индикаторы аппаратуры люльки верхового рабочего и насосного
блока состоят пз светофоров и сирен.
Техническая характеристика устройства УПС
Номинальная мощность, В-А:
установки............................................ 20
громкоговорителя.................................... 10
Номинальное напряжение питания установки, В............12,6+ 10«/о
Мощность, потребляемая установкой, Вт.................. 57
Яркость светового индикатора, кд/м2 .................. 170
Интенсивность звука сирены, Вт/м2....................103-10~12
Номинальное напряжение питания цепей управления, В . . 12,6+10%
Устройство внедрено в Туймазинском УБР объединения Башнефть. Изгото-
витель — Рязанский опытный электромеханический завод.
ГЛАВА VI
ТЕХНИКА БЕЗОПАСНОСТИ
Важными факторами в создании и обеспечении безопасных условий труда
в процессе глушения открытых газонефтепроявлений являются:
1) строгое выполнение производственными подразделениями и должностны-
ми лицами безопасных приемов работ;
2) разработка должностными лицами инструкций и создание безопасных
условий для персонала, работающего на устье скважины;
3) обучение персонала безопасным приемам при растаскивании противовы-
бросового и бурового оборудования;
4) разработка плана глушения скважины и плана инструктирования персо-
нала буровой бригады и бойцов военизированного отряда при наличии в неф-
тяном газе сероводорода.
В плане проведения работ должны быть указаны: выполняемая работа, рас-
становка людей, применяемое оборудование, механизмы и приспособления, спо-
собы захвата оборудования, опасные зоны, подходы и выходы, наличие вентиля-
ции, а также другие меры, обеспечивающие безопасность.
Перед началом работ выполняются пункты 1,6.5—1.6.11 и 1.13.10 «Правил
безопасности и нефтегазодобывающей промышленности» [24], при содержании
в газовой смеси сероводорода выполняются пункты 6.1.3—6.1.6, 6.1.8, 6.1.10,
6.1.11, 6.1.14 [24].
Строго контролируются пределы охранной зоны, воздушных линий электро-
передачи при строительстве глиностанции, складов и места установки агрегатов,
машин и оборудования. Согласно Правилам эксплуатации электроустановок, за-
прещается устанавливать агрегаты, машины, оборудование и выполнять какие-
либо работы в пределах охранной зоны воздушных линий электропередачи. Эги
зоны определяются двумя параллельными вертикальными плоскостями, отстоя-
щими от крайних проводов линии на следующем расстоянии:
Расстояние от проводов, м 2 10 15 20 25 30 40
Напряжение линии, кВ, не
более................ 1 10—20 20—35 35—110 110—220 220—500 500—750
Запрещается проведение земляных работ в охранной зоне подземных ка-
бельных линий электропередачи, определяемой участками земли, ограниченным
параллельными прямыми, отстоящими от крайних кабелей на 1 м с каждой
стороны.
Запрещается находиться посторонним лицам в пределах охранной зоны и
в штабе по ликвидации фонтана без разрешения руководителя работ.
Работник, заметивший опасность, угрожающую работающему персоналу,
обязан немедленно принять зависящие от него меры к ее устранению и сооб-
щить руководителю группы или дежурному диспетчеру по штабу.
Необходимо периодически измерять температуру наружного воздуха и ре-
зультаты заносить в журнал перед началом работы.
О случившемся газонефтепроявлений в скважине вахта передает в диспет-
черскую службу УБР (экспедиции). Для этого должна быть составлена схема
сбора и оповещения, которая вывешивается на буровой, в диспетчерской службе
376
к у главного инженера УБР. На схеме оповещения указываются номера рабочих
и,домашних телефонов должностных лиц управления буровых работ. Для пере-
дачи с буровой в диспетчерскую службу должны быть приняты условные коды и
обозначения:
проявление скважины раствором — авария 4 группы;
открытое проявление нефтью — авария 3-й группы;
открытое проявление нефтью — авария 2-й группы;
пожар на буровой — авария 1-й группы.
Условные обозначения должны быть указаны в схеме оповещения.
После принятия сигнала об открытом газонефтепроявлений на буровой и
характере проявления главный инженер УБР (экспедиции) или его заместитель
по технике безопасности оповещает военизированный отряд по предупреждению
и ликвидации открытых фонтанов.
По прибытии на буровую отряд военизированной части (ВЧ) организует за-
ход в загазованную зону и определяет загазованность воздуха. На устье сква-
жины и в прилегающей к ней зоне проводят анализ воздушной среды на наличие
взрывоопасных и ядовитых газов, в первую очередь на сероводород и пары
углеводородов. На основании анализа применяют соответствующие защитные
средства. Определяют пути подхода к скважине и выхода людей из опасной
зоны, намечают места и периодичность отбора проб.
Первичные замеры загазованной зоны проводят два человека с целью
безопасности при помощи аппаратуры («Украина»),, под постоянным наблюде-
нием ответственного исполнителя. Один человек определяет концентрацию газов,
а второй — ограждает зону загазованности предупредительными плакатами. Гра-
ницы зоны определяются согласно ПДК для данных газов; при усилении ветра
или изменении его направления проводят дополнительные измерения и, если воз-
никнет необходимость, переносят знаки или выставляют дополнительные.
Оперативное отделение ВЧ и вахта бригады перед заходом в загазованную
зону должны быть одеты в соответствующую спецодежду и иметь защитные
средства. Командир подразделения проверяет готовность всех членов, излагает
обстановку, распределяет обязанности при выполнении работ. Затем подается
команда боевой проверки защитных средств и захода в загазованную зону. Ко-
мандир отделения заходит первым в загазованную зону и выходит из нее по-
следним.
Работающие в загазованной зоне обязаны выполнять команды только ответ-
ственного исполнителя работ. Запрещается принимать самостоятельные решения,
не согласовав их предварительно с ответственным исполнителем работ. Исклю-
чение может быть только при спасении или оказании помощи пострадавшему во
время работы в опасной зоне.
Ответственный исполнитель находится на видном и удобном месте и строго
следит за выполнением работ, своевременной сменой работающих, четко ставит
задачи каждой смене.
Все работы в газовзрывоопасной зоне проводятся с дублерами, которые
должны уметь оказывать первую помощь пострадавшим и знать пути эвакуации.
Если работник, находящийся в загазованной зоне, почувствует недомогание или
запах газа (сероводорода), он должен срочно выйти из загазованной зоны
против ветра и по кратчайшему расстоянию.
Категорически запрещается находиться в загазованной зоне лицам и транс-
порту, не связанным с выполнением аварийных работ.
377
При работе в загазованной среде (при загазованности не выше 2 %) следует
применять фильтрующие противогазы, если загазованность более 2 % — шлан-
говые противогазы. Если зона загазованности имеет большую площадь или вы-
сокую концентрацию, следует применять аппараты «Украина», Категорически
запрещается работать в загазованной зоне при грозовых разрядах и подходить
к устью фонтанирующей скважины. Сварочные работы необходимо выполнять
вне загазованной зоны и использовать для этого омедненный инструмент,
увлажненный водой. Направляющие канаты пропускают через медные или брон-
зовые втулки. Слой меди толщиной 2—3 мм наносят на инструмент газовой
горелкой. При использовании омедненного инструмента все контактирующие ме-
таллические части следует смазывать консистентной смазкой.
ГАЗООПАСНЫЕ РАБОТЫ НА БУРОВОЙ
Работы, которые выполняются при наличии в воздухе или при появлении
в нем газа опасной концентрации, особенно под напором, являются газоопасны-
ми. Газоопасными считаются работы, выполняемые в радиусе загазованности во-
круг буровой, около грифонов и на выкидных линиях:
растаскивание бурового оборудования и привышечного сооружения;
расчистка устья, обрезание ведущей или верхней бурильной трубы;
подготовка к разрушению ведущей трубы снарядом пли ВВ, если ее нельзя
срезать;
сооружение рельсового пути и опор для доставки заряда ВВ к устью;
установка на устье запорного устройства и противовыбросового оборудо-
вания;
подтаскивание передвижной установки или буровой мачты и монтаж обору-
дования на устье;
спуск принудительным способом бурильных (насосно-компрессорных) труб
в скважину, находящуюся под давлением;
закачка раствора под давлением и другие работы.
Руководителю или старшему исполнителю выдается специальный наряд-до-
пуск на выполнение газоопасной работы, в котором указываются содержание
работы и условия ее выполнения, приводятся инструкции, которыми надлежит
руководствоваться, мероприятия по технике безопасности, перечень защитных
средств и спасательного инвентаря.
В наряде-допуске приводится перечень работ и ответственных лиц по каж-
дому пункту, перечисляются инструкции, которых следует придерживаться, меры
предосторожности и вспомогательные операции и службы.
Весь персонал, участвующий в ликвидации газонефтепроявления, должен
быть достаточно хорошо обучен ведению этих работ, пользованию специальными
инструментами, слесарному делу и защитным средствам. Кроме того, персонал
по ликвидации фонтана должен проходить дополнительный инструктаж по тех-
нике безопасности.
Организация и подготовка газоопасных работ, наличие специального омед-
ненного инструмента и оснащения контролируются лицом, руководящим этими
работами.
Наряд-допуск на глушение фонтана и инструкции должны регистрироваться
в журнале и храниться до окончания ликвидации фонтана и списания всех
затрат.
378
В начале и в конце смены проверяют исправность защитного и спасательно-
го инвентаря, а также инструмент для использования в газоопасных условиях.
Газоопасные работы на устье скважины ведутся в светлое время суток, как
сложные аварийные работы. При этом весь персонал пользуется надлежащими
противогазами, наушниками и спасательными средствами.
Во время ведения ответственных работ (например, установление на устье
запорной арматуры, противовыбросового оборудования, спуска инструмента при-
нудительным способом в скважину и др.) распоряжения рабочим отдаст только
ответственный руководитель этих работ.
В случае образования кратеров и грифонов на расстоянии более 100 м от
буровой газоопасные работы проводятся в соответствии с «Инструкцией по орга-
низации и ведению работ в газоопасных местах на предприятиях химической,
металлургической и нефтеперерабатывающей промышленности». По данной
инструкции газоопасные места по организации ведения работ разделяются на
три группы: 1-я — работы ведут в газозащптной аппаратуре при наличии наря-
дов-допусков; 2-я — работы ведут по нарядам-допускам под наблюдением газо-
спасателей; 3-я — работы ведут без нарядов-допусков и без газоспасителей.
В период вхождения в зону распространения газа и пламени персонал ВЧ
пользуется шланговыми противогазами и работы ведет, находясь с наветренной
стороны по отношению к месту выделения газа.
Особо опасной работой является доставка заряда ВВ к устью скважины
при мощном пламени фонтана и высокой температуре окружающей среды.
Поэтому работающие в противогазах должны сменяться, согласно графику,
через определенный промежуток времени (как правило, не более 25—30 мин)
в зависимости от температуры окружающей среды.
При глушении открытых фонтанов необходимо соблюдать установленные
правила и выполнять* мероприятия техники безопасности. Ответственность за
безопасность труда и соблюдение правил техники безопасности на аварийном
объекте несут не только руководящие работники производства, но и бойцы ВЧ
и буровой персонал, если последний допущен к глушению фонтана.
Руководители отрядов, групп, ответственные за растаскивание оборудования,
ликвидацию газонефтепроявления. обязаны:
знать действующие правила безопасности и инструкции и следить за их вы-
полнением;
обеспечивать схемами и инструкциями при проведении особо важных опера-
ций на устье скважины;
постоянно вести замер и контроль загазованности территории на аварийном
объекте;
следить за своевременной проверкой аппаратуры и контрольно-измеритель-
ных приборов специальных служб;
обеспечивать персонал ВЧ и буровой бригады защитным и спасательным
инвентарем, взрывобезопасными лампами и инструментами, вести учет, следить
за их хранением и своевременной проверкой;
вести и хранить техническую документацию по ликвидации газонефтспро-
явления;
не допускать к аварийным работам буровой персонал, не прошедший
инструктаж и не имеющий квалификационных удостоверений.
При наличии в нефтяном газе сероводорода все работы являются газо-
опасными. Следует непрерывно определять содержание сероводорода при
379
организации глушения скважины и принимать меры по нейтрализации серово-
дорода.
Поступление в промывочную жидкость сероводорода и его выделение при
дегазации раствора оказывает на буровой персонал вредное воздействие. В Степ-
новском УБР объединения Саратовнефтегаз при бурении скважин па отдельных
площадях содержание H2S превышало 1200—1300 мг/л. При значительном по-
ступлении в буровой раствор сероводородной воды (рапы) плотностью 1,2В г/см®
первоначально скважины останавливали. После добавки 1 об. % реагента Т-66,
связывающего сероводород, бурение скважины продолжали на нефтеэмульсион-
ном растворе плотностью 1,67—1,70 г/см3.
Концентрацию сероводорода на скважине определяют "газоанализатором,
индикатором и в специализированной лаборатории:
в местах, где может скапливаться сероводород на открытом воздухе, — не
реже одного раза в сутки;
в закрытых помещениях — не реже одного раза в смену;
в емкостях, колодцах, траншеях и т. п. местах — каждый раз перед началом
работы.
Результаты замеров и анализов должны заносит „ся в «Журнал контроля
воздуха на содержание сероводорода».
При выявлении опасных концентраций сероводорода принимают предупреди-
тельные меры и сообщают об этом дежурному диспетчеру или руководителю
штаба по ликвидации фонтана. На месте образования опасной концентрации
сероводорода увлажняют воздух и вывешивают специальные знаки.
БЕЗОПАСНОСТЬ ВЕДЕНИЯ РАБОТ ПРИ ЛИКВИДАЦИИ ОТКРЫТЫХ
НЕФТЯНЫХ И ГАЗОВЫХ ФОНТАНОВ
При возникновении открытого фонтана необходимо немедленно приступить
к накоплению запаса воды с тем, чтобы обеспечить подачу ее в количестве не
менее 200 л/с. Отработанную воду необходимо собирать для повторного ее
использования. Одновременно следует заготовить глинистый раствор для задав-
ки скважины.
Большое значение имеют правильно выбранные пути эвакуации людей
в безопасную зону. Лучшим путем являются приемные мостки. Кроме того, вы-
бирают запасный путь эвакуации, которым пользуются при внезапном загорании
фонтана, интенсивном выбрасывании из скважины породы и твердых частей, раз-
рыве устьевой арматуры, бурильных труб, падении вышки, внезапном и резком
прекращении фонтанирования. Люди во время работ по ликвидации фонтана
должны пользоваться только намеченными путями эвакуации.
В процессе проведения работ по глушению фонтана необходимо непрерывно
промывать водой устьевое оборудование и площадку под буровой от грязи, по-
роды и нефти.
К работе на фонтанирующей скважине могут допускаться только специально
проинструктированные люди. Работающих у устья скважины должно быть не
более трех, категорически запрещается присутствие лишних людей. Работающие
у устья скважины должны быть одеты в защитные костюмы с капюшонами; они
обязаны подпоясаться и затянуть рукава куртки и брюки. Надетую спецодежду
необходимо смочить водой и лишь после этого приступать к работе. Не реко-
мендуется работать в прорезиненной спецодежде, так как она не пропускает
380
воздух, а также в резиновых сапогах. Сапоги должны быть кирзовыми со сво-
бодными голенищами, а брюки надеты навыпуск поверх сапог.
Необходимо строго инструктировать всех рабочих о порядке ликвидации*
фонтана, о мерах безопасности и путях отступления. В случае опасности отхо-
дить от опасного места следует только против ветра. Для защиты органов дыха-
ния и глаз работающих в условиях, когда содержание агрессивных газов не пре-
вышает 0,5 %, следует применять фильтрующие противогазы. Если загазован-
ность превышает 0,5 %, необходимо применить шланговые противогазы ПШ-1,.
ПШ-2.
Там, где невозможно работать в фильтрующих и шланговых противогазах,,
при большой концентрации газов либо большой площади загазованности следует
применять воздушные аппараты «Украина», АСВ-2, «Влада», но работать в них.
могут люди, специально прошедшие обучение в горноспасательных отрядах.
Основные пожарно-профилактические мероприятия на открытых фонтанах:
проведение сварочных работ в случае необходимости вне загазованной зоны;
и только в присутствии представителя пожарной части, после окончания сварки
(резки) деталь не должна заноситься на буровую до полного ее остывания;
запрещение въезда в загазованную зону автотранспорта. Для этого на до-
рогах к буровой, по которым могут подъехать автомашины, тракторы и подойти:
пешеходы, выставляются предупредительные знаки («Газ, опасно»). При крайней;
производственной необходимости, связанной с выполнением работ по ликвидации
фонтана, с разрешения ответственного работника пожарной части на буровую»
могут быть допущены отдельные агрегаты при наличии искрогасителя на вы-
хлопной трубе мотора и исправной системы зажигания;
спуско-подъемные операции на буровой, выполняемые при помощи стально-
го каната, проводят на первой скорости во избежание высечения искры при;
трении каната о ролик. Канат или ролик смазывается солидолом;
запрещаются работы на буровой во время грозовых разрядов, увлажнение-
фонтана на этот период прекращается;
место под трапы и факелы очищается от растительного и замазученного по-
крова в радиусе 70—75 м, факелы должны быть обвалованы в радиусе не менее-
50 м от крайнего факела, высота обваловки 1—1,5 м.
Расстояние между амбарами для сбора нефти, считая от зеркала нефти,
должно быть не менее 100—150 м. Нефть из амбара в амбар пропускается по-
трубам с устройством в них гидравлических затворов.
Площадка для курения отводится в безопасном месте с указателем «Место-
для курения». Здесь же устанавливается емкость с водой. Находиться на месте:
курения лицам в пропитанной нефтью спецодежде запрещается.
СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ
1. Александров Б. Л., Голланд Р. В. Выделение зон АВПД и количественная оценка дав-
ления по шламу. — Нефтяное хозяйство, 1973, № 8, с. 7—10.
2. Александров Б. Л., Крысанова Л. В., Дулерайн Г. Р. Выделение зон аномально высоких
давлений по электрометрическим данным (на примере Восточного Предкавказья).—
Нефтяное хозяйство, 1973, № 9, с. 15—19.
3. Волков Б. Г., Тесов И. И., Шувалов В. В. Справочник по защите ‘подземных металли-
ческих сооружений от коррозии. Л., Недра, 1975.
4. Временная инструкция по монтажу, испытанию и эксплуатации противовыбросового
оборудования. Баку, АзНИПИнефть, 1976.
5. Временная инструкция на вскрытие и бурение продуктивных горизонтов на разведочных
площадях Оренбургского управления. Оренбург, ОТГУ, 1977.
6. Временное руководство по определению давления гидроразрыва. Пермь, Пермнефть, 1977.
:7. Временная инструкция по монтажу, испытанию и эксплуатации промыслового оборудо-
вания. Баку, Гипроморнефть, 1978.
8. Графический метод расчета глушения открытых газовых фонтанов/ В. А. Петров,
Е. Г. Леонов» Б. С. Филатов, В. И. Исаев. — В кн.: Техника и технология геологоразве-
дочных работ; организация произвсдства/Экспресс-информация, 1974, № 13, с. 19—34.
9. Голубев В. К. Борьба с сероводородной коррозией на Оренбургском месторождении. М.,
ВНИИЭгазпром, 1975.
40. Графоаналитические методы определения пластовых давлений по данным бурения и
возможности их автоматизации/ В. Е. Аронсон, Ю. Ф. Клейносов, В. И. Славин,
Г. И. Фенин. — В кн.: Техника и технология геологоразведочных работ; организация
производства/Экспресс-информация, 1977, № 23, с. 1—16.
II. Добрынин В. М., Лимбергер Ю. А. —Определение аномально высоких пластовых давле-
ний по электрометрии скважин. — Нефтяное хозяйство, 1971, № 10, с. 12—16.
Л2. Игревский В. И., Мангушев К. И. — Предупреждение и ликвидация нефтяных и газовых
фонтанов. М., Недра, 1974.
13. Инструкция по расчету обсадных колонн для нефтяных и газовых скважин. Куйбышев,
КуйбышевНИПИнефть, 1976.
14. Инструкция по безопасности работ при разработке нефтяных, газовых и газоконденсат-
ных месторождений, содержащих сероводород. М., Мингазпром, 1977.
/15. Инструкция по испытанию скважин на герметичность. Куйбышев, КуйбышевНИПИ-
нефть, 1977.
16. Крылов В. И., Ситников М. Р. Методическое руководство по исследованию геодинами-
ческих процессов в осадочных толщах и зон аномальных пластовых давлений по кер-
нам. Краснодар, ВНИИКрнефть, 1978.
17. Курбанов И. Г., Болтунов Ф. Ф. Противовыбросовое оборудование с наземным и под-
водным расположением устья скважин. М., ЦИ НТ И хим нефтей а ш, 1979.
18. Леонов Е. Г. Расчет давления на устье при глушении газового фонтана путем прямой
закачки жидкости в скважину. — Бурение, 1972, № 5, с. 31—33.
19. Межлумов А. О., Макурин И. С. Осложнения и аварии при бурении скважин с исполь-
зованием газообразных агентов. М., Недра, 1970.
.20. Методические указания по выбору конструкции нефтяных скважин, проектирование. М.,
Миннефтепром, 1973.
-21. Новая технология глушения фонтанов. — Бурение, 1978, № 24, с. 6—8.
22. Опыт ликвидации мощного газового фонтана /В. С. Половин, Р. А. Абдулин, А. П. Его-
ров, Ю. Н. Агеев, М., Недра, 1972.
-23. Опыт глушения фонтанирующей скважины в рекордно короткий срок. — Бурение, 1975,
№ 3, с. 11—13.
.24. Правила безопасности в нефтегазодобывающей промышленности, М., Недра, 1974.
:25^17ревенторы, противовыбросового оборудования. Отраслевой стандарт. М., Министерство
химического и нефтяного машиностроения, 1976.
,26. Предупреждение выбросов при спуско-подъемных операциях. — Бурение, 1977, № 23.
с. 1—5.
'27. Предупреждение нефтяных и газовых фонтанов при бурении скважин на морских плат-
формах. Инструкция по монтажу, испытанию и эксплуатации противовыбросового обо-
рудования. Баку, Каспморнефть, 1978.
28. Предупреждение и ликвидация газонефтепроявлений при бурении скважин/ А. Ф. Озе-
ренко, А. К. Куксов, А. И. Булатов, И. А. Сибирко. М., Недра, 1978.
:29. Противовыбросовое оборудование и технические средства для ликвидации открытых
фонтанов. Каталог. М., ЦИНТИхимнефтемаш, 1977.
30. Прогнозирование зон АВПД в процессе бурения. — Бурение, 1978, № 20, с. 12—21.
31. Справочник инженера по бурению. М., Недра, 1973.
32. Френкель О. Б., Петросян Г. А. Клапан быстродействующий типа КБ для манифольдов
противовыбросового оборудования. — Машины и нефтяное оборудование, 1978, Кв 5,
с. 5—6.
33. Цапенко И. Ф. Расход задавочной жидкости при глушении открытых газовых фонта-
нов. — Бурение. 1974, вып. 14, с. 20—25. „
,34 . Шульга Б. Г., Бухаленко Е. И. Устьевое оборудование нефтяных и газовых скважин.
М., Недра, 1978.
-35. Яковлев А. И. Сероводородная коррозия и борьба с ней. М., ВНИИЭгазпром, 1975.
ОГЛАВЛЕНИЕ
ГЛАВА I. КЛАССИФИКАЦИЯ ГАЗОНЕФТЕПРОЯВЛЕНИИ .... 3-
Причины газонсфтспроявлений и открытых фонтанов................... 5
Аномально высокие пластовые давления.............................. 7
Выбор труб и оборудования......................................... 9'
Трубы с утолщенными стенками в устьевой части скважины .... 15'
Выбор конструкции скважин на нефть и газ ........ 20
ГЛАВА II. ОБОРУДОВАНИЕ УСТЬЯ СКВАЖИН..................................26
Колонные головки..................................................26*
Расчет колонной головки на прочность..................................44
Усовершенствование колонной головки...................................47
Требования к монтажу колонных головок.............................54
Колонные головки в антикоррозионном исполнении ...................... 55
Противовыбросовое оборудование (ОП)...................................63
Расчет корпуса плашечного превентора и резинового уплотнения . . 78
Универсальные превенторы..........................................82'
Вращающиеся превенторы ...............................................86
Универсальный вращающийся превентор УПВ-230Х210.......................90
Вставной превентор....................................................92
Оборудование устья ОУВ-80Х350 ................................ 93-
Уплотнительная головка (УГ) для продвижения геофизических приборов 93
Фланцевые соединения..................................................95
Типовые схемы противовыбросового оборудования ....................... 109
Устройства для открывания выкидных линий.............................115
Манифольд противовыбросового оборудования............................1]7
Дегазация бурового раствора.........................................132'
Определение количества газа в растворе . 139’
Управление превенторами и задвижками . 139
Блочная обвязка противовыбросового оборудования......................146
Обвязка устья нефтяных и газовых скважин.............................148
Обвязка устья скважины в объединении Краснодарнефтегаз . . . . 151
Обвязка устья скважины в объединении Грознефть.......................155
Обвязка устья скважины в объединении Дагнефть........................159'
Обвязка устья скважины в объединении Азнефть.........................161
Обвязка устья скважины в объединении Каспморнефть....................166
Обвязка устья скважины в объединении Нижневолжскнефть . . . 170
Монтаж противовыбросового оборудования...............................171
Требования к противовыбросовому оборудованию для Крайнего Севера 182'
Выкидные линии из коррозионно-устойчивого материала в условиях серо-
водородной агрессии..................................................183
Испытание противовыбросового оборудования на герметичность . . . 183
Технические условия на сварку переходных катушек из высокоуглероди-
стых и низколегированных сталей...................................187
Технические условия на изготовление переходных катушек ..... [88
Технические условия на устьевое оборудование, выкидные линии, фунда-
менты опор и другие узлы в...........................................188
Проверка противовыбросового оборудования в процессе бурения . . 189
Проверка закрытия и открытия превенторов.............................191
Монтаж бурового оборудования на нефтяных месторождениях, содержа-
щих сероводород......................................................191
Обратные клапаны бурильных труб......................................195
Замерные трапы.......................................................198
Бурение скважин на равновесии давлений...............................205
Зарубежные превенторы................................................208
383.
ГЛАВА III. ПОДГОТОВКА К ВСКРЫТИЮ ПЛАСТОВ С АВПД, СО-
ДЕРЖАЩИХ СЕРОВОДОРОД...............................................238
План работы по вскрытию продуктивного горизонта .... 244
Требования к бурению скважин с АВПД на примере Оренбургского
газоконденсатного месторождения....................................246
Мероприятия по предупреждению выбросов на Астраханском своде . . 247
Предотвращение газонефтепроявлений.................................249
Профилактика по предупреждению открытого газонефтепроявления . . 260
Обвязка устья при испытании скважин испытателем пластов в процессе
•бурения........................................•..................260
ГЛАВА IV. ОБОРУДОВАНИЕ СКВАЖИН ПРИ ОСВОЕНИИ ... 266
Обвязка устья скважин и расположение оборудования при освоении и
капитальном ремонте скважин........................................266
Фонтанная арматура.................................................268
Клиновые и прямоточные задвижки....................................277
Требования к устьевому оборудованию и технологическим процессам в
условиях сероводородной коррозии ............................. . 285
Обвязка скважин при перфорационных работах.........................288
Оборудование устья скважин при освоении....................... . 291
Гидравлическая ремонтная установка фирмы «Бейкер Ойл Тулз» . . . 303
Зарубежная фонтанная арматура ....'................................306
ГЛАВА V. ГАЗОНЕФТЕПРОЯВЛЕНИЯ В СКВАЖИНАХ НА НЕФТЬ
И ГАЗ..............................................................318
.Методы ликвидации фонтанов........................................319
Установка запорного устройства на устье фонтанирующей скважины . . 323
Глушение фонтанирующей скважины через бурильную колонну . . . 325
Ликвидация фонтанов методом создания пробки в обсадной колонне и
•бурения наклонных скважин . . .............................330
Методы глушения скважин............................................339
План ликвидации возможного выброса нефти в период освоения и ка-
питального ремонта скважин................................. .... 347
Расход залавливаемой жидкости......................................349
Подготовительные работы к закачке продавочной жидкости в скважину 351
Жидкости и растворы для глушения скважин...........................352
Оборудование для спуска труб в скважину под давлением..............359
Гидравлическая установка типа ГС-30 для принудительного спуска труб
в скважину.........................................................362
Самовоспламенение горючей смеси . -................................365
Борьба со статическим электричеством...............................368
Взрывобезопасное оборудование и электрическое освещение .... 370
ГЛАВА VI. ТЕХНИКА БЕЗОПАСНОСТИ.....................................376
Газоопасные работы на буровой......................................378
Безопасность ведения работ при ликвидации открытых нефтяных и газо-
вых фонтанов..................................................... 380
Список литературы..................................................382