Вращающиеся превенторы

В процессе герметизации устья бурящейся скважины часто требуется про­водить вращение и расхаживание бурильной колонны, а также спуско-подъемные 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 превен­тора или отжимать массивное резиновое кольцо в универсальном превенторе, нагнетая масло, в верхнюю распорную камеру.

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 буриль­ные трубы и УБТ. Основной узел превентора — резиновый- элемент, который имеет специальную форму, позволяющую протаскивать инструмент вверх или вниз через уплотнение. При протаскивании инструмента уплотнение подвергает­ся значительному износу, его износостойкость зависит от скорости подъема и наружной поверхности труб, бурильного замка и других факторов. Вращающийся превентор предназначен главным образом для вращения бу­рильной колонны труб в процессе газонефтепроявления. Уплотнитель состоит из металлического основания и резиновой части и прикреплен к стволу при помо­щи байонетного соединения и специального болта.

Уплотнитель выпускается с одной цилиндрической уплотняющей поверхностью или с двумя (квадрат­ный) — для уплотнения ведущей трубы по ее граням. Вращающийся превёнтор 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. Вращающийся превентор состоит из корпуса, пневмоцилиндра, упора, съем­ного патрона с уплотнителем, вкладыша (зажима) под рабочую трубу, пульта пневматического и ручного управления.

Вращающийся превентор (рис. 3.1) состоит из корпуса 7, неподвижного патрона 4 и вращающегося ствола 6. В отличие от плашечного и универсального превенторов, имеющих гидравличе­ский привод, во вращающемся превенторе используется самоуп­лотняющаяся манжета 9, которая обжимает обхватываемую часть бурильной колонны под действием собственной упругости и дав­ления на устье скважины. Литой корпус 7 из легированной стали снабжен, опорным фланцем для соединения с плашечным или универсальным превентором и боковым отводом для присоедине­ния к циркуляционной системе буровой установки.

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

байонетного затвора и фиксатора 10, снабженного дистанционным пневматическим и ручным управлением.

Перед установкой патрона в корпус фиксатор 10 с помощью пневмоцилиндра, управляемого с пульта 13, либо с помощью винта 12 и троса 11 отводится в крайнее левое положение и осво­бождает проход для установки патрона. После этого патрон вво­дят выступами в пазы корпуса и поворачивают по часовой стрелке до упоров, установленных в корпусе.

Далее освобождают фиксатор, который под действием пружины пневмоцилиндра за­мыкает патрон в корпусе превентора. Чтобы вытащить патрон из корпуса, необходимо предварительно отключить фиксатор и по­вернуть патрон против часовой стрелки. Патрон поворачивают ве­дущей трубой, вращаемой ротором посредством вкладышей 1. Шинно-пневматическая муфта 2, включаемая с пульта 13, соеди­няет патрон со стволом, и в результате этого оба они совместно с ведущей трубой поворачиваются относительно корпуса превен­тора. Шинно-пневматические муфты (ШПМ) соединяют вращающий­ся ствол с неподвижным корпусом патрона для установки и извле­чения патрона из корпуса превентора, а также для правильной ориентации квадрата рабочей трубы в уплотнителе с квадратной уплотняющейся поверхностью при наращивании колонны и замене уплотнителя.

Подшипники ствола смазываются жидким маслом, предо­храняемым от утечек и загрязнения асбографитовыми манже­тами 8. При отсутствии воздуха в воздушной системе патрон освобож­дают вручную. При вращении маховика по часовой стрелке шток пневмоцилиндра выходит из зацепления с патроном, который за­тем извлекают.

Вращающийся превентор монтируется с плашечными превенторами. Корпус превентора необходимо устанавливать так, чтобы пазы его байонетного соединения были параллельны или перпен­дикулярны мосткам буровой.

Пульт управления и ручное управление монтируют недалеко от пульта бурильщика. Для обеспечения нормальной работы уплот­нителя вращающегося превентора необходимо ставить центрирую­щее кольцо при установке плашечных превенторов.

Бурильный инструмент при герметизированном устье наращи­вают следующим образом:

1. Ведущую трубу ставят в шурф, а бурильные трубы устанав­ливают на элеватор, вкладыши превентора остаются на ведущей трубе. Одна из бурильных труб, находящихся в скважине, должна иметь обратный клапан во избежание разгерметизации устья.

2. Устанавливают новую свечу и опускают ее в скважину через уплотнитель.

3. Устанавливают ведущую трубу.

4. Подают воздух в ШПМ.

5. Спускают штангу и при необходимости проворачивают до тех пор, пока вкладыши на штанге не попадут в квадратное гнездо патрона.

6. После того как вкладыши встанут на свое место, прекращается подача воздуха в ШПМ, затем продолжается бурение.

Рис. 3.1 Вращающийся превентор ПВ 230´320 Бр

Техническая характеристика превентора ПВ-230 ´320Бр-1

Диаметр проходного отверстия, мм:

корпуса ............................ 230

ствола ............................ . 158

бокового отвода ................. 150

Давление, кгс/см²:

рабочее ............................. 320

испытательное ....................640

допускаемое при максимальной частоте вращения (об/мин) .... 80

Диаметр сменных уплотнителей под трубы

и квадратные штанги, мм 114,89,73

Максимальная частота вращения вала, об/мин ............ 100

Максимальный диаметр патрона, мм ................. 510

Габаритные размеры мм:

высота ........ ...................1525

ширина ............................. 680

длина ............................. 875

Масса, кг ..............................1312

Примечание. Приведены справочные данные одной из модификаций

Превентор вращающийся типа ПВ-230´320Бр-1 не входит в комплект превенторных установок по схемам ГОСТ 13862—90 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 скважи­на — пласт и т. д. Превентор разработан СКВ завода «Баррикады».

Превенторы ПВ-156´ 320 и ПВ-307 ´200 в отличие от ПВ-230´ 320 Бр не имеют шинно-пневматической муфты. Патроны этих превенторов освобождаются вручную, что создает неудобства при спуске и смене долот

На рис. 3.2 показана конструкция превентора ПВ-156 320. Корпус превентора литой с фланцем для установки на устье скважины с двумя внутренни­ми выступами под остов резинового уплотнения. В корпусе предусмотрен боко­вой отвод с фланцем, предназначенный для подсоединения к системе циркуля­ции 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 встав­лены зажимы для принятия вращения от ведущей трубы, а в нижней ее части закреплен уплотнитель. Верхняя часть ствола зажима имеет зубцы специаль­ного 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 патроне превенторов ПВ-230´320 и ПВ-307´200 применены асбестографитные уплотнители. Патрон состоит из корпуса, ствола и двух шинно-пневматических муфт. Заводом им. лейтенанта Шмидта разработан вращающийся превентор ПВ-307´10. При использовании этого превентора допускаются рабочее давление на устье скважины 1 МПа и частота вращения 10 об/мин.

Превентор ПВ-307´10 предназначен для герметизации устья скважин при бурении с использованием аэрированного бурового раствора при аномально низ­ких пластовых давлениях. Ствол установлен в двух радиальных шарикоподшипниках.

Управление запорными плашками — дистанционное пневматическое при по­мощи двух пневмоцилиндров и трехходового крана. Подача сжатого воздуха к пневмоцилиндрам предусмотрена от воздушной магистрали буровой уста­новки.

Для фиксации патрона от проворачивания в корпусе находятся упор и тшевмоцилиндр с запорным устройством, свободный конец упора входит в коль­цевой паз.

Вращающиеся превенторы не нашли такого широкого применения в. буро­вых организациях, как универсальные, несмотря на то, что роль вращающегося превентора намного важнее при нахождении инструмента в скважине, чем универсального превентора.

Ресурс работы вращающихся превенторов зави­сит от ресурса подшипников качения и сальников уплотнения. Подшипники трения качения подбирают по данным заводов, выпускающих подшипники.

Рис. 3.2. Вращающийся превентор ПВ-156´320:

1 — корпус; 2 — остов манжеты; 3 — манжета; 4 — фланец; 5 — нажимная пластина; 6 — по­верхность опоры; 7 — уплотнитель; 8 — присоединительная крышка опоры; 9 — направляю­щая; 10 — корпус вращающегося узла; 11 — роликовый подшипник; 12 — опорные кольца; 13 — шариковый подшипник; 14 — втулка; 15 — вращающаяся втулка

4. УНИВЕРСАЛЬНЫЙ ВРАЩАЮЩИЙСЯ ПРЕВЕНТОР УПВ-230 ´210

В отличие от вращающегося универсальный вращающийся превентор позво­ляет расхаживать бурильную колонну при ее вращении.

Плунжер со ступенчатой внутренней поверхностью корпуса образует в превенторе две гидравлические камеры: запорную для закрывания и распор­ную 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 скважины, 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 колонны. Герметичность должна обеспечиваться также и при отсутствии в скважине бурильной колонны. Универсальный вращающийся превентор предназначен для герметизации бурящейся скважины, протаскивания и вращения инструмента при Герметизи­рованном 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 выхо­дит из строя при пропуске небольшого числа замковых соединений. По дан­ным АзИНМАШа, износостойкость резиновых элементов составляет 40—60 зам­ковых 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 по­вышением температуры сверх 120—150 °С упругость резины заметно снижается и отмечается отрыв от нее мелких и крупных частиц. Таким образом, превенторы ПУГ, ПУ и УПВ являются аварийными герме­тизирующими органами для закрытия устьев скважин при начавшемся газонефтепроявлении.

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.

Термостойкость уплотнительной резины в превенторах не превышает 120—150 °С. В отдельных случаях допускается использование превенторов при температуря .скважинной среды 150—175 ⁰С.

5. ВСТАВНОЙ ПРЕВЕНТОР

Вставной превентор, разработанный в СевакавНИПИнефти, предназначен для бурения нефтяных и газовых скважин, содержащих в растворе газ, и для борь­бы 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.

Катушка вставного превентора устанавливается в плашечный превентор. На неё 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 расхаживанием бурильной колонны под давлением на длину, определяемую высо­той вышки, с одновременным утяжелением глинистого раствора или его дегаза­цией; 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 рото­ра, спустить инструмент до его посадки. Усилие посадки не должно превышать 100—150 кН. При посадке выступающие сбоку из головки пакета затворы заходят за. кромку кольцевой проточки катушки и замыкают пакет в ней. Для посадки с нагрузкой на патрубок между торцом замка и пакетом устанавли­вают 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, попереч­ные риски, вырывы глубиной более 2 мм или если наименьший внутренний диаметр кольца равен диаметру трубы.

Каждый уплотнитель на металлическом торце имеет маркировку, выполнен­ную по ТУ 39-28-15—75, которая указывает, для какого размера бурильных: труб предназначен данный уплотнитель.

6. МОНТАЖ, РАБОТА И ЭКСПЛУАТАЦИЯ ПРЕВЕНТОРНОЙ

УСТАНОВКИ

Превенторную установку монтируют под основанием вышечного блока.

В зависимости от условий проводки скважины устье можно оборудовать превенторной установкой уже при бурении ствола под обсадную колонну диаметром 377 мм.

Так оборудуют разведочные и морские скважины на новых площадях.

Мон­таж и эксплуатация превенторных установок должны вестись в соответствии с правилами безопасности в нефтегазодобывающей промышленности.

6.1. Монтаж превенторной установки

В зависимости от разбуриваемого горизонта на устье скважи­ны может быть установлен один или два плашечных превентора соответствующего размера, два плашечных и универсальный превенторы, а в особо сложных и неизученных условиях к трем превенторам может быть еще добавлен один или два плашечных пре­вентора.

Сборку плашечных превенторов устанавливают на крестовик колонной головки талевой системой между подроторными балками и закрепляют к фланцу крестовика шпильками.

Карданные валы превенторов при этом ориентируют в направ­лении места установки ручного привода. Угол между осями карданного вала и гидравлического цилиндра превентора должен быть не более 8°. Стойки со штурвалами ручного управления устанавливают на общем основании.

К фланцу верхнего превентора крепят разъемный желоб.

Универсальный превентор устанавливают на верхний плашечный превентор. При необходимости, его закрепляют оттяжками за ушки.

Малые отводы крестовиков на устье скважины, расположен­ные между плашечными превенторами и ниже сборки превенторов, оборудуют отсекателями. За отсекателями устанавливают аварийные задвижки, а затем рабочие дистанционно управляемые с гидроприводом, к которым присоединяют отводы высокого дав­ления. Штуцерно-задвижечный блок монтируют на специальных санях и устанавливают за пределами основания вышки на рас­стоянии 8—10 м от устья скважины.

Телескопические сани, на подъемной площадке которых мон­тируют штуцерно-задвижечный блок манифольда, позволяют при необходимости быстро изменять высоту осей задвижек.

После быстросменных штуцеров устанавливают трубы низкого; давления. Их собирают секциями на быстросборных соединениях, отводят сбрасываемую из скважины жидкость в амбары, распо­ложенные от устья скважины на расстоянии 100—150 м. Сани штуцерно-задвижечного блока устанавливают на двух фундамент­ных лентах. К блоку подсоединяют трубы высокого и низкого давления, монтируют отбойную камеру.

После монтажа манифольда превенторную установку обвязы­вают трубами и узлами системы гидравлического управления, а также монтируют основные и вспомогательные пульты гидро­управления.

Основной пульт устанавливают на расстоянии не менее 10 м от устья скважины, вспомогательный пульт монтируют на месте работы бурильщика. Основной пульт должен быть заземлен.

Превенторные установки, рассчитанные на рабочее давление 320, 500 и 700 кгс/см², оборудуют паропроводом для обогрева установки в условиях низких температур. 24

Паропровод каждого плашечного превентора подключают к паровой линии отдельно.

Плашечные превенторы при необходимости могут быть уста­новлены на фонтанирующую скважину. Эту операцию осущест­вляют тросом, которым натягивают подвешенный над устьем превентор на верхний фланец фонтанной арматуры.

6.2. Эксплуатация плашечных превенторов

6.2.1.Указание мер безопасности

1. Превенторы предназначены для предотвращения выбросов и фонтанирования в процессе бурения, т. е. служат целям техники безопасности при проходке скважин.

2. Все вращающиеся механизмы и элементы превентора находятся в закры­том корпусе.

3. При монтаже необходимо соблюдать соответствующие правила техники безопасности и принимать меры для предупреждения повреждения деталей пре­вентора, обвязки и привода.

4. Закрывать превентор необходимо при подвешенном на талях инструменте, а также при открытых задвижках выкида.

5. Не допускается закрывать превентор, когда инструмент посажен на ротор.

6. Проверка открывания и закрывания превентора должна производиться ежедневно.

7. Во избежание несчастных случаев площадка под полом буровой, где нахо­дится превенторная установка, должна быть освещена.

8. При открывании и закрывании превентора необходимо предупредить работников, находящихся под полом буровой.

9. Монтаж, демонтаж и эксплуатация плашечного превентора и меры по тех­нике безопасности его должны производиться в соответствии с Правилами без­опасности в нефтегазодобывающей промышленности.

6.2.2. Порядок работы

1. Для перекрытия устья рабочая жидкость от распределительного органа гидросистемы под давлением поступает в нижний вертлюжок, соединенный с вертлюжками, как шаровой штуцер-ниппель. Затем поток через трубки, штуцер, бобышку и отверстие в крышке цилиндра идет в за­крывающую полость гидроцилиндра. Под давлением жидкости поршни переме­щаются навстречу друг другу, заставляя плашки обжимать трубу и уплотнять торцовую поверхность.

2. Открываются плашки аналогичным образом только через верхние верт­люжки гидросистемы.

3. Если необходимо оставить превентор в закрытом положении на длительный промежуток времени, следует с помощью штурвала через стакан привода вращать винт, который фиксирует шток с поршнем в зажатом положении.

После этого давление в цилиндре можно снизить. Помимо этого в некоторых случаях возможно перекрытие устья с помощью ручных штурвалов с двух сторон.

4. Для открывания превентора необходимо прекратить фиксацию ручным при­водом и создать давление от распределительного органа гидросистемы превентора в открывающую полость цилиндра через отверстие в крышке превентора. При этом плашки отходят в крайнее положение.

5. В процессе эксплуатации плашечного превентора ежедневно должна про­водиться проверка закрывания и открывания его.

6. При первых признаках проявления скважины необходимо применять меры к предотвращению выброса и фонтанирования, как было указано выше при опи­сании превентора типа ОП.

6.2.3.Техническое обслуживание

1. При смене плашек, откидывая крышки, необходимо предохранять торцовые поверхности корпуса превентора и крышек от механических повреждений.

2. Регулярно 1 раз в 2—3 мес следует проверять состояние резиновых прокладок между крышками и корпусом, заменяя их немедленно при обнаружении даже небольших повреждений.

3. Если выброс продолжается повышением температуры рабочей жидкости более чем на 80°, необходимо осмотреть резиновые уплотнения.

4. При открывании крышек следует каждый раз вынимать торцовое уплотне­ние, прочищать канавку и торцовые поверхности крышек и корпуса от следов раствора и смазывать все легким маслом.

5. Резиновые уплотнения превентора надо беречь от непосредственного воздействия солнечных лучей.

6. Резиновые уплотнения превенторов должны менять не реже 1 раза в год.

6.2.4. Замена плашек превентора

Для замены плашек превентора необходимо: вывинтить втулку ручного привода, подключить систему гидравлического управления и открыть плашки, отвинтить винты, крепящие крышку превен­тора, закрыть вентиль, снизить давление, повернуть крышку вокруг оси, вынуть плашку из замкового соединения. На корпусе плашки отвинтить два болта и заменить на плашку требуемого размера. Собрать новую плашку, вставить в замок, закрыть крышку, затянуть винты, крепящие ее, открыть вентиль.

Гидроиспытания плашек проводят смазкой «Нефтегаз-203» марки В.

Допускается проводить гидроиспытапия маслом инструментальным 12 или 20 с добавлением 25—30% по объему смазки «Нефтегаз-203» марки Б.

Таблица 6.1. Материалы смазки к превентору ППГ-З07´320

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

6.3.Подготовка к работе

Превенторную установку спрессовывают водой с давлением, допускаемым обсадной колонной (но не более испытательного давления установки), в течение 30 мин.

Гидравлическая система управления опрессовывается давле­нием масла 100 кгс/см² в течение 5 мин. Перед опрессовкой из отсекателя необходимо вытащить обойму с резиновой диафрагмой, рассчитанной на давление 5 кгс/см². После опрессовки обой­ма устанавливается на место, крышку отсекателя затягивают.

У манифольда последовательно проверяют герметичность за­твора всех задвижек, работу системы гидравлического управления рабочих задвижек, чистоту отверстий разрядных пробок, надеж­ность крепления их кожухов.

Герметичность резиновых уплотнительных колец между што­ком и крышкой плашечных превенторов проверяют вывинчиванием специальной пробки на крышке.

Опрессовкой универсального превентора проверяют откры­тие — закрытие уплотнителя, герметичность уплотнителя и манжет.

Масляный бак заправляют маслом АМГ-10 или ДП-8 в зави­симости от сезона эксплуатации, а аккумуляторы — азотом до давления 60—65 кгс/см². Проверяют правильность регулировки электроконтактного манометра и показаний остальных маномет­ров. Воздушные пробки устраняют в гидравлической системе путем многократного закрытия и открытия превентора и задви­жек всеми распределителями до тех пор, пока время их закрытия не станет постоянным. После этого аккумуляторы заряжают до давления 100 кгс/см².

6.4.Работа превенторной установки

При бурении скважины превенторная установка работает в четырех режимах:

а) нормальный процесс бурения скважины;

б) готовность установки к герметизации скважины при прохождении пластов с возможными проявлениями;

в) работа превенторной установки в период начала проявле­ний и их ликвидации;

г) работа превенторной установки как фонтанной арматуры в аварийном случае (при невозможности снятия превенторов и установки фонтанной арматуры).

При нормальном процессе бурения скважины открыты пре­венторы и задвижки, кроме задвижек на отводах к насосам, агрегатам и регулирующим штуцерам, которые находятся в за­крытом состоянии.

Отсекатели глинистого раствора должны иметь диафрагмы, быстросменные штуцеры должны быть без насадок.

В случае выхода из строя отсекателей глинистого раствора закрывают рабочие задвижки на струнах. В таком положении разрешается работать не более 16 ч, затем отсекатели должны быть приведены в рабочее состояние.

В период готовности установки к перекрытию устья скважины в гидравлической системе поддерживается давление 100 кгс/см².

Для закрытия любого превентора или задвижки рукоятку достаточно поставить в положение «закрыто». В этот период особенно важно перед каждым спуском и подъемом бурильного инструмента проверять исправность превенторов и задвижек, а универсальный превентор промывать водой.

В период проявления скважины порядок работы с превенторной установкой следующий.

Перед закрытием превенторов проверяют открытие задвижек, находящихся в открытом состоянии при нормальном процессе бурения. Закрывают превентор и наблюдают за показаниями манометров. После закрытия превентора закрывают рабочие задвижки на струнах, установленные перед тройником и крестовиком. Как только давление в струнах достигнет величины, указанной в геолого-техническом наряде, стравливают газ в амбар открытием рабочих задвижек на струнах. При появлении глинистого раствора рабочие задвижки закрывают и наблюдают за давлением по манометрам. Эту операцию повторяют до тех пор, пока давление на выкиде превентора в момент раскрытия задвижки не возрастет до предельной величины, указанной в геолого-техническом наряде. В этом случае с целью предосторожности отключают электроэнергию, глушат дизели, открывают рабочие задвижки и продукцию скважины направляют в емкость. При необходимости, подсоединив к отводам рабочих струн буровые или цементировочные насосы, можно заглушить скважину.

Следует особо ответственно относиться к регулированию дав­ления в скважине быстросменными или регулирующими штуцерами.

В зависимости от конкретных условий бурения порядок работы превенторной установки в период проявления скважины может быть изменен. Открытый фонтан ликвидируют по специально разработанному плану.

При проявлении скважины могут возникнуть различные осложнения с обсадными трубами, буровым инструментом, либо с устьевым оборудованием, при которых нельзя демонтировать превенторную установку. В этом случае продукт, получаемый из скважины, направляют по рабочим струнам превенторной уста­новки в амбары. Одновременно в аварийной обстановке обвязы­вают устьевое оборудование задвижками и

штуцерами фонтанной арматуры и соединяют эту обвязку с подготовленным на период эксплуатации скважины продуктопроводом. Скважину эксплуатируют с установленным на устье превенторным оборудованием. На некоторых месторождениях Северного Кавказа, Азербайджана и Средней Азии продукция скважины (нефть, нефть с газом или газ) имеет следующие параметры.

Давление на устье при закрытых задвижках — 500—600 кгс/см², давление на устье при диаметре штуцера 10 мм — 350—450 кгс/см², при этом температура на устье скважины достигает 120—135° С.

Дебит скважин при 10-мм штуцере достигает 1000 т/сут при газовом факторе 500—600 м³ газа/т нефти.

Часто в продукте скважины имеются коррозирующие составляющие, где, например, содержание углекислого газа в продукции достигает 5—8%, а сероводорода — 6—10%.

К превенторной установке, смонтированной на устье скважи­ны, пробуренной в таких сложных условиях, предъявляются повы­шенные требования. Во-первых, все резиновые уплотнительные элементы должны быть нефтегазостойкими, достаточно термостой­кими и долговечными в данных условиях работы. Нужно иметь в виду, что смена почти всех уплотнений при работающей сква­жине невозможна. Во-вторых, все соединения как с металличе­скими, так и неметаллическими уплотнениями должны обеспечи­вать полную герметичность на протяжении всего срока эксплуатации скважины. В-третьих, отливки корпусных деталей превенторной установки должны быть плотными на протяжении всего периода эксплуатации скважины.

6.5.Эксплуатация превенторной установки

При нормальном режиме бурения работоспособность превентор­ной установки проверяют не реже одного раза в неделю, а при про­хождении пластов с возможными нефтегазопроявлениями — перед каждым спуском и подъемом инструмента. Эти проверки включают контроль за автоматическим включением и выключением двигате­ля системы гидравлического управления, открытия и закрытия плашечных и универсального превенторов, гидравлических и руч­ных задвижек, регулирующих штуцеров. При необходимости очи­щают полости плашек и уплотнителя превенторов, проверяют ра­боту регулирующего клапана, уровень масла в баке, давление азо­та в аккумуляторе, исправность манометров, степень затяжки всех фланцевых соединений.

При обнаружении неисправностей в превенторной установке (выход из строя резиновых колец гидроцилиндра плашечных пре­венторов, уплотнений под крышкой гидроцилиндра, плашек, диаф­рагм гидроаккумуляторов и манжет универсального превентора) их ликвидируют только после остановки бурения скважины.

При эксплуатации превенторной установки необходимо следить за исправностью ее узлов и деталей, смазывать их в соответствии с инструкцией по эксплуатации оборудования.

6.6. Особенности монтажа и работы вращающегося превентора

С целью обеспечения нормальной работы уплотнителя вращающегося превентора при монтаже плашечных превенторов необходимо установить центрирующее кольцо.

При монтаже ручного управления должно быть обеспечено:

— совпадение оси штока пневмоцилиндра с напр,,авлением троса;

— полный выход штока пневмоцилиндра из кольцевого паза корпуса превентора при вращении маховика.

— При работе с вращающимся превентором трубы должны быть, специально подготовлены. На них необходимо удалить забоины, царапины, заусенцы; замки бурильных труб должны иметь фаски.

С применением вращающегося превентора можно при герметизированном устье скважины наращивать бурильный инструмент, а также заменять долото (только при роторном бурении). Смазка, устранение неисправностей и другие работы проводятся согласно инструкции по эксплуатации.

7. ИСПЫТАНИЕ ПРОТИВОВЫБРОСОВОГО ОБОРУДОВАНИЯ НА

ГЕРМЕТИЧНОСТЬ

Противовыбросовое оборудование спрессовывается на герметичность внут­ренним 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 испыта­ния 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.

Завод — поставщик противовыбросового оборудования указывает в паспорте пробное и рабочее давления гидроиспытания. Проб­ное гидроиспытание проводится заводом-изготовителем и в механических мастерских буровых предприятий на специальном стенде. Для этой цели изготовляют короткую обсадную трубу с толщиной стенки не менее 20 мм, которую устанав­ливают и бетонируют в безопасном месте. Создается замкнутая система превен­тор — насос высокого давления. При необходимости превентор проверяют на гер­метичность сжатым воздухом.

Продолжительность нахождения превентора под внутренним давлением (воз­духа) устанавливается заводом-поставщиком. Превентор выдерживается под давлением в течение 30 мин, затем давление сбрасывается открытием крана вы­сокого 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

проверена и опрессована, при этом пробное давление должно быть равно рабочему давлению превентора. В случаях, когда корпус превентора подвергался капи­тальному ремонту, связанному с применением сварочных и токарных работ, перед отправкой на буровую он должен быть испытан на прочность корпусных деталей.

Превенторы, у которых при испытании обнаружены течь или заметное потение, направляются на повторную разборку, ревизию и сборку с целью вы­явления причин течи.

Максимальное давление ограничивается пробным давлением, указанным в паспорте. Запрещается повышать пробное давление выше паспортного по тре­бованию потребителя или технического руководителя бурового предприятия.

Опрессовка оформляется записью в паспорте противовыбросового оборудо­вания и актом испытания на пробное давление в механической мастерской.

По окончании полного монтажа проти­вовыбросового оборудования и манифольда на опорах производится их опрессовка на герметичность соответствующим рабочим давлением. При наличии в обвязке устья скважины трех плашечных превенторов опрессовку должны проводить снизу вверх, т. е. вначале опрессовывают нижний пре­вентор с глухими плашками, а затем — средний и верхний превенторы с труб­ными плашками или ПУГ. Давление опрессовки при этом не изменяется.

Испытание на герметичность превенторов и его обвязки проводится в присутствии главного инженера, механика, инженера по противовыбросовому обо­рудованию и бурового мастера. Результаты испытания оформляются актом в пяти экземплярах, один из которых хранится у бурового мастера вместе с техниче­ским паспортом превентора.