Действия буровой бригады при проявлениях

В первую очередь необходимо исследовать проявления, т. е. произвести расчет пластового давления, Р_пл , путем закрытия превентора и определения давления на стояке, Р_ст , по формуле

где H - глубина скважины по вертикали.

При необходимости утяжеления бурового раствора сначала определяется дополнительная величина его плотности, Δρ , для уравновешивания пластового давления из выражения

Чтобы было возможно дальнейшее бурение, необходимая плотность раствора, ρ₁ , определяется по формуле

где P - величина запаса противодавления.

Гидростатическое давление в скважине принимает больше пластового на 4–15 % в зависимости от глубины скважины.

В случае если проявления начинается при поднятом инструменте или его спуске, то выполняются те же мероприятия, что и при подъеме инструмента при наличии перелива раствора.

Глушение скважин при ГНВП производится вымывом на поверхность поступивших в скважину пластовых флюидов во время циркуляции и заполнением скважины БР, плотность которого обеспечивает необходимое превышение забойного давления над пластовым.

При этом необходимо, чтобы забойное давление в скважине в течение всего процесса циркуляции было постоянным и несколько превышало пластовое давление проявляющих пластов.

Проблема состоит в поиске методов постоянного контроля над забойным давлением в период ликвидации проявления.

Методкосвенного контроля над забойным давлением. Если при постоянной подаче насосов будет поддерживаться постоянное давление в бурильных трубах путем регулирования избыточного давления в колонне дросселированием, то в процессе всего глушения скважины будет поддерживаться постоянное забойное давление.

Этот метод делает возможным не только контролирование забойного давления, но и управление им при вымыве вторгшихся пластовых флюидов, замене раствора в скважине более тяжелым и другие операции.

Особым преимуществом метода является то, что не нужно сложными математическими расчетами определять значение противодавления. Этот факт, а также краткость и простота обучения этому методу привели к быстрому его распространению.

Метод уравновешенного пластового давления.В настоящее время в мировой практике существует два основных метода ликвидации проявлений при бурении скважин. Первый предусматривает обеспечение постоянства забойного давления по значению, несколько превышающему пластовое, на протяжении всего процесса глушения проявлений. При использовании этого метода поступление флюида из пласта немедленно приостанавливают и предотвращают возможность его возобновления, пока скважина не будет полностью заглушена. Данный метод называется методом уравновешенного пластового давления и имеет четыре способа осуществления, связанные с подготовкой БР к глушению скважины и времени его закачивания.

Способ непрерывного глушения скважины.При этом способе скважину начинают глушить немедленно после ее закрытия при постоянном утяжелении БР, используемого для циркуляции, т. е. совмещают процесс вымыва пластового флюида с повышением плотности БР до значения, необходимого для равновесия в скважине.Применяется в случаях:

– когда имеется запасной утяжеленный буровой раствор с объемом, равным объему скважины (ГНВП началось из-за снижения плотности рабочего растворов в скважине);

– когда в скважине, имеющей слабый участок, и при ГНВП поступил флюид. Вымыв поступившего флюида совмещается с закачкой утяжеленного раствора. Ступенчатое снижение давления в трубах от Р_н до Р_кон производится по расчетной таблице по мере заполнения их раствором с γ_к. После заполнения труб раствором γ_к и снижения давления в трубах до Р_кон оно поддерживается работой дросселя постоянным, до полного заполнения скважины, раствором γ_кон.

Варианты непрерывного способа. Ожидание утяжеления применяется в том случае, когда при непрерывном способе ликвидации ГНВП необходимо чтобы была строго выдержана γ_к утяжеленного раствора (Р_пл и Р_гр близки по своей величине). Заготавливается необходимый объем раствора с γ_к,промывка скважины не ведется, контролируется рост давления на устье и при необходимости применяется объемный метод контроля забойного давления. После заготовки раствора с γ_к применяется непрерывный способ. Необходимые расчеты те же, что и при непрерывном способе.

Непрерывный упрощенный способ применяется в том случае, когда количество поступившего флюида не превышает 1 м³ и его вымыв производится сразу после герметизации устья скважины. Один насос настраивается на промывку, другой – на утяжеление раствора до величины γ_к. При заполнении труб постоянное давление в затрубном пространстве поддерживается дросселем. После их заполнения в трубах фиксируется Р_кон и поддерживается постоянным до заполнения скважины раствором с γ_кон.

Этот способ обеспечивает минимальное время нахождения устьевого оборудования под давлением, а при достаточно интенсивном утяжелении бурового раствора – и наиболее низкие давления в колонне при глушении.

Вследствие этого данный способ наиболее безопасный, но в то же время и наиболее сложный для обучения из-за необходимости построения графиков давления в бурильных трубах.

При способе ожидания и утяжеления после закрытия скважины предварительно утяжеляют необходимый объем БР до требуемой плотности в запасных емкостях, а затем проводят глушение.

Этот способ весьма опасен, поскольку всплывающий по затрубному пространству газ создает на устье скважины избыточное давление, что может привести к разрыву колонны или гидроразрыву пластов. Кроме этого, скважина на какой-то период остается без циркуляции, что повышает вероятность прихвата бурильной колонны.

При использовании двухстадийного глушения скважины вначале промывают скважину с противодавлением в целях очистки от пластовых флюидов – стадия вымыва пластового флюида, затем останавливают циркуляцию, увеличивают плотность БР в запасных емкостях и глушат скважину – стадия глушения.

Этот способ относительно безопасен, не требует построения графиков давления и обходится минимумом расчетов. Однако при его осуществлении создаются наибольшие давления в колонне. Нежелательным также является оставление промытой скважины без циркуляции в период утяжеления БР в запасных емкостях.

При двухстадийном способе глушения скважины начальное давление в бурильных трубах, Р_н , поддерживается постоянным при постоянной подаче насоса в течение всей первой стадии – вымыва флюида. Противодавление в колонне Р_из.к свободно меняется с помощью дросселя так, чтобы обеспечить это условие. Р_из.к может быть любым, но не должно превышать максимально допустимого давления [Р_из.к.].

При двухстадийном, растянутом способе скважину промывают с противодавлением для очистки БР от пластовых флюидов, а затем постепенно увеличивают плотность циркулирующего БР без прекращения циркуляции.

Метод ступенчатого глушения скважины используется при глушении скважин в тех случаях, когда при закрытии скважины после выявления факта наличия проявлений или уже непосредственно в процессе глушения скважины давление в колонне (перед дросселем) станет превышать заранее определенное, максимально допустимое для самой колонны или гидроразрыва пород самого опасного участка ниже башмака колонны. Ступенчатая задавка применятся тогда, когда при загерметизированном устье давление в скважине может превысить допустимое (гидроразрыв, разрушение ПВО или обсадной колонны). В этом случае скважина запускается в работу по выкидным линиям превентора. Одновременно производится задавка утяжеленного БР с допустимым противодавлением на устье до тех пор, пока давление на забое скважины не станет равным пластовому.

Технологические особенности ликвидации ГНВП.При ликвидации ГНВП ибыточное давление в колонне может стать выше допустимого предела уже в процессе глушения скважины: когда дроссель приоткрывают, давление в колонне снижается, одновременно происходит нарушение равновесия в скважине – забойное давление становится ниже пластового, флюид вновь поступает в скважину. Но так как пик давления в колонне обычно кратковременный, то через некоторое время создаются условия вновь прикрыть дроссель (вторая стадия) и промыть скважину до следующего пика давления, который обычно бывает слабее, и так до тех пор, пока не станет возможным управление скважиной – когда сумма гидростатического давления столба утяжеленного БР, смешанного с пластовым флюидом, и избыточного давления в колонне не станут равными пластовому давлению.

Метод ступенчатого глушения скважины по сути является методом подготовки скважины к глушению, т. е. одним из способов метода уравновешенного пластового давления.

Вымыв пластового флюида буровым раствором начальной плотности осуществляют сразу же после герметизации скважины. Следует убедиться, что соблюдается условие Р_из.т + DР £ Р_гп – rgh, т. е. при вымыве пластового флюида не произойдет гидроразрыва пласта. Однако даже если это условие не соблюдается, следует приступить к вымыву пластового флюида с минимальной производительностью.

Промывку производят при выбранных подаче насосов и давлении в колонне бурильных труб. Следят за тем, чтобы выходящий из скважины БР был полностью дегазирован перед тем, как закачать его в бурильные трубы.

Комплекс подземных работ для ликвидации открытых фонтанов рекомендуется проводить, если:

· пластовое давление ниже давления гидроразрыва обнаженных пород и прочностных характеристик обсадной колонны;

· дебит газа менее 1 млн м³/сут, или менее 300 м³/сут нефти;

· глубина скважины менее 2000 м;

· ствол фонтанирующий скважины в призабойной зоне не обсажен и доступен для создания гидродинамической связи со стволами специально буримых скважин;

· имеются надежные сведения о пространственном положении ствола аварийной скважины.

Подземный ядерный взрыв рекомендуется осуществлять в следующих случаях:

1. Пластовое давление превышает давление гидроразрыва вышележащих не перекрытых обсадной колонной пород, или прочностные пределы обсадной колонны и устьевого оборудования.

2. Производительность фонтана выше 1 млн м³/сут газа или 300 м³/сут нефти.

3. Глубина скважины более 2000 м.

4. Выше продуктивного пласта имеются не перекрытые поглощающие или проницаемые горизонты.

5. Устье скважины разрушено и недоступно для людей (пожар, кратер, грифоны).

6. Сведения о пространственном положении ствола фонтанирующей скважины отсутствуют.

Метод применим при глушении особо мощных фонтанов, когда другие способы оказываются невозможными или неэффективными. Сущность метода заключается в следующем. Если над продуктивным пластом имеются достаточно мощные отложения непроницаемых пластичных пород (глин, солей, ангидритов), то в эти отложения, по возможности ближе к стволу фонтанирующей скважины (20–30 м), бурится специальная наклонная скважина. В нее спускается мощный заряд взрывчатых веществ. Ствол наклонной скважины надежно перекрывается цементным мостом. При взрыве ВВ происходит деформация массива горных пород и перекрытие ствола аварийной скважины.

При подземном взрыве происходит смещение и уплотнение пород, смятие обсадных и бурильных колонн и разрушение ствола на значительном интервале. Ядерный заряд помещается в специально пробуренную направленную скважину соответствующего диаметра. После взрыва сохранившийся ствол аварийной скважины полностью цементируется.

Герметизация устья скважины проводится во всех остальных случаях. Этот метод заключается в восстановлении нарушенной герметизации устья скважины и создании противодавления на пласт или заполнении скважины тампонажным материалом. При этом обязательна целостность обсадной колонны.

В случае воспламенения прежде всего растаскивается буровое оборудование, а затем тушится пожар путем отрыва пламени за счет:

· создания водяной или пенной завесы;

· воздушной ударной волны, создаваемой взрывом;

· струи отработанных газов реактивных двигателей.

После тушения пожара герметизация устья возможна путем:

- ремонта ПВО (если он возможен);

- замены ПВО;

- натаскивания на устье специальных приспособлений для перекрытия скважины;

- установки специальных герметизирующих приспособлений (пакеров) в обсадной колонне.

При ликвидации фонтана с помощью подземных работ используется:

1. Непосредственное соединение со стволом аварийной скважины с помощью наклонно направленной скважины с последующей закачкой воды, глинистого раствора, тампонажных смесей.

2. Бурение нескольких скважин для интенсивного отбора флюида с целью уменьшения притока его к аварийной скважине.

Вероятность прямого соединения аварийной и вспомогательной скважин невелика, поэтому для создания гидродинамической связи между стволами используются гидроразрыв, размыв пласта каменной соли (если он есть в разрезе), разрушение перемычки между скважинами взрывом. Этот способ требует больших затрат средств и времени.

Особенно сложно ликвидировать межколонные, заколоные фонтаны и грифоны. Основная причина этого – наличие трещиноватых пород, негерметичность обсадной колонны, низкое качество цементирования.

Ликвидация таких фонтанов производится путем усиления отбора флюида из соседних скважин (если они есть), перфорации обсадной колонны, а затем задавливания цементного раствора. Ликвидация грифонов возможна только путем бурения наклонно направленных скважин по методике, приведенной ранее.

Глушение фонтанов производится специализированными военизированными противофонтанными службами, а буровая бригада при этом выполняет вспомогательные работы.

Оборудование устья скважины

Под устьевым оборудованием понимается комплекс оборудования, предназначенного для обвязки обсадных колонн, герметизации устья скважины при возникновении проявления в процессе бурения, капитального ремонта, герметизации устья и регулирования режима работы скважины в процессе эксплуатации.

В устьевое оборудование входят:

· при бурении: колонная головка, противовыбросовое оборудование;

· в процессе эксплуатации: трубная головка, фонтанная елка, манифольд фонтанной арматуры.

Оборудование противовыбросовое (ОП) предназначено для герметизации устья скважины с целью предотвращения открытых выбросов. В состав ОП входят:

1. Превенторы.

2. Устьевая крестовина.

3. Надпревенторная катушка, разъемный желоб.

4. Манифольды для обвязки стволовой части ОП, с помощью которых управляют скважиной при ГНВП.

Устье скважины с установленным ОП должно быть обвязано с доливной емкостью. При температуре воздуха ниже минус 10 ^оС превенторы должны быть обеспечены обогревом. ОП должно обеспечивать герметизацию устья как при наличии в скважине труб, так и при их отсутствии, позволять производить циркуляцию промывочной жидкости с противодавлением на пласт, а также расхаживать, проворачивать инструменты, разгружать их на плашки при необходимости.

ОП представляет собой комплекс, состоящий из сборки превенторов, манифольда и гидравлического управления превенторами, предназначенный для управления проявляющей скважиной с целью обеспечения безопасных условий труда персонала, предотвращения открытых фонтанов и охраны окружающей среды от загрязнения в умеренном и холодном макроклиматических районах.

Основная задача комплекса – сохранение находящегося в скважине БР и проведение операций по его замещению (глушение скважины) другим, с требуемыми параметрами.

Комплекс ОП состоит из:

· стволовой части, включающей колонную головку, крестовину с задвижками, блок превенторов, надпревенторную катушку, разъемный желоб;

· манифольда с линиями дросселирования и глушения;

· гидравлической системы управления превенторами и гидрозадвижками.

В случае отказа дистанционного гидравлического управления превентора и гидрозадвижки должны иметь ручное управление.

Устьевое оборудование является неотъемлемой частью конструкции скважины при ее строительстве и эксплуатации. Оно предназначено для обвязки всех спущенных в скважину обсадных колонн с целью контроля за состоянием межтрубного пространства и при необходимости – воздействия на возникающие в нем проявления; управления скважиной при возникновении осложнений, эксплуатации скважины фонтанным или механизированным способом.

В связи с тем, что оборудование устья скважины монтируется и обслуживается в процессе строительства скважины под полом вышечного блока буровой установки, оно, помимо своего прямого назначения, должно отвечать следующим требованиям:

– колонные головки, превенторы и другие элементы должны иметь минимальную высоту;

– присоединительные размеры фланцев колонных головок и превенторов должны быть согласованы с учетом последовательной установки на устье секций колонных головок и противовыбросового оборудования на более высокое рабочее давление, чем при бурении предыдущего интервала;

– проходные отверстия фланцев должны обеспечивать подвешивание спущенной обсадной колонны на клиновой захват без демонтажа ОП;

– должны быть согласованы также прочностные характеристики устьевого оборудования и обсадных труб, на которые оно устанавливается.

Комплекс ОП обеспечивает проведение следующих работ:

1. Герметизация скважины, включающая закрывание / открывание плашек (уплотнителя) без давления и под давлением.

2. Спуск-подъем колонны бурильных труб при герметизированном устье, включая протаскивание замковых соединений, расхаживание труб, подвеску колонны труб на плашки и удержание ее в скважине плашками при выбросе.

3. Циркуляция БР с созданием регулируемого противодавления на забой и его дегазацию.

4. Оперативное управление гидроприводными составными частями оборудования.

Согласно требованиям ГОСТ 13862-90 предусмотрено десять типовых схем обвязки устья скважины ОП:

· схемы 1 и 2 – с механическим (ручным) приводом превенторов;

· схемы 3–10 – с гидравлическим приводом превенторов.

Схемы 1 и 2 используются при ремонте скважин, так как имеют механический (ручной) привод плашечных превенторов и задвижек.

Схемы 3 и 4 используются как при капитальном ремонте, так и при строительстве скважин, поскольку имеют дистанционное гидравлическое управление превенторами и устьевыми задвижками.

Схемы с 5 по 10 имеют дистанционное гидравлическое управление превенторами и устьевыми задвижками. Используются, как правило, только при строительстве скважин.

Выбор типа ОП при строительстве скважин производится в зависимости от конкретных горно-геологических условий и осуществляется еще на стадии проектирования (проектной организацией) с учетом возможности выполнения технологических операций при ликвидации ГНВП. Типовые схемы установки и обвязки устья ОП (стволовая часть, блоки глушения и дросселирования) на разных этапах строительства скважин (бурение из-под кондуктора, технических колонн) разрабатываются и утверждаются техническим руководителем буровой организации. При вскрытии скважиной изученного разреза, представленного нефтяными или водяными (с растворенным газом) пластами с нормальным пластовым давлением, после спуска кондуктора на устье устанавливается превенторная установка, обеспечивающая герметизацию скважины при спущенной колонне труб или без них (два плашечных превентора: верхний с трубными плашками, нижний с глухими плашками или универсальный). В этом случае за основу берутся типовые схемы обвязки устья по ГОСТ 13862-90 с порядковыми номерами 3 или 4.

Если при строительстве скважины предусматривается вскрытие газовых, нефтяных или водяных горизонтов с аномально высоким пластовым давлением, то устанавливаются три или четыре превентора, в том числе один универсальный. Необходимость установки превентора со срезающими плашками при ожидаемом избыточном давлении на устье скважины ниже 350 кгс/см² (35 МПа) и объемном содержании сероводорода до 6 % определяется организацией по согласованию с территориальными органами Госгортехнадзора России, исходя из характеристики пласта (состав флюида, пористость, проницаемость, дебит и др.). В этом случае за основу берутся типовые схемы обвязки устья по ГОСТ 13862-90 с порядковыми номерами 5, 6, 7, 8.

Если при бурении предполагается вскрытие пластов с аномально высокими пластовыми давлениями и объемным содержанием сероводорода более 6 %, а также с наличием сероводорода до 6 % и избыточным давлением на устье более 35 МПа, использование технологии спуска и подъема труб при избыточном давлении герметизированного устья при ликвидации ГНВП, а также на всех морских скважинах на устье устанавливаются четыре превентора, в том числе один превентор со срезающими плашками и один универсальный. В этом случае за основу берутся типовые схемы обвязки устья по ГОСТ 13862-90 с порядковыми номерами 9 или 10.

Фактические схемы составляются в нескольких экземплярах, один из которых передается в военизированный отряд. На фактической схеме указываются габаритные и монтажные размеры узлов противовыбросового оборудования, в спецификации приводятся соединительные размеры узлов. Кроме фактической схемы составляется также ведомость на смонтированное оборудование, в которой содержится вся необходимая информация об устье скважины и смонтированном на нем противовыбросовом оборудовании:

· акты опрессовки ПВО на рабочее давление в условиях мастерской;

· акты опрессовки шаровых кранов, обратных клапанов и спец- трубы;

· акты опрессовки обсадной колонны с установленным ОП на устье скважины, выкидных линий манифольда и цементного кольца;

· акт заправки пневмогидроаккумулятора азотом;

· сертификаты на крепежные изделия и гидравлическую жидкость.

Оборудование ОП 3 – 230/80×35 К₂ по ГОСТ 13862-90 расшифровывается следующим образом:

ОП 3 - оборудование противовыбросовое по схеме № 3;

230 - условный проход превенторного блока, мм;

80 - условный проход манифольда, мм;

35 - рабочее давление, МПа (350 кгс/см²);

К₂ - для скважинной среды с содержанием СО₂ и Н₂ до 6 %.

В зависимости от содержания углекислого газа (СО₂) и сероводорода (Н₂S) в эксплуатируемой среде (в промывочной жидкости) оборудование противовыбросовое выпускается в следующем коррозионно стойком исполнении:

К₁ - для сред с объемным содержанием СО₂ до 6 %;

К₂ - для сред с объемным содержанием СО₂ и Н₂S до 6 % каждого;

К₃ - для сред с объемным содержанием СО₂ и Н₂S до 25 %.

В состав ОП входят: превенторы (устанавливаются на колонном фланце кондуктора); устьевая крестовина; надпревенторная катушка и разъемный желоб; манифольды для обвязки стволовой части противовыбросового оборудования, с помощью которых управляют скважиной при ГНВП.

Превенторы изготавливаются нескольких типов: плашечные, универсальные и вращающиеся.

Превенторы плашечные предназначены для герметизации устья скважины при ГНВП и открытых фонтанах, возникающих при строительстве или ремонте скважин. При этом если в скважине находятся трубы, то герметизация обеспечивается с использованием трубных плашек, а при отсутствии труб в скважине герметизация осуществляется глухими плашками.

В универсальных превенторах ствол скважины перекрывается специальным резиновым уплотнением, смонтированным в корпусе. В открытом состоянии уплотнение обеспечивает прохождение долота. Универсальные превенторы можно закрывать на трубах различного размера и вида (бурильных, УБТ и т. д.).

Вращающиеся автоматические превенторы предназначены для автоматической герметизации устья скважины в процессе бурения. Они позволяют вращать и расхаживать бурильную колонну при закрытом превенторе. Выпускаются на рабочее давление 7,5 и 20 МПа.

Долив скважины при подъеме бурильной колонны должен носить не периодический, а непрерывный характер, для чего на нагнетательной линии следует иметь отвод для присоединения гибкого шланга или специальную емкость для произвольного стока БР или использовать дозаторы.

Обвязка превенторов – манифольд – предназначена для управления давлением в скважине при ГНВП путем воздействия на пласт закачкой раствора и создания противодавления на него. Манифольд состоит из линий дросселирования и глушения, которые соединяются со стволовой частью оборудования для герметизации и представляют собой систему трубопроводов и арматуры (задвижки и регулируемые дроссели с ручным или гидравлическим управлением, манометры и др.).

Линия глушения соединяется с буровыми насосами и служит для закачки в скважину утяжеленного раствора по межтрубному пространству. При необходимости линия глушения используется для слива газированного БР в камеру-дегазатор циркуляционной системы буровой установки.

Линия дросселирования служит для слива БР и отбора флюидов из скважины с противодавлением на пласт, а также для закачки в скважину жидкости с помощью цементировочных агрегатов. Манифольды рассчитывают на рабочее давление 21, 35, 70 МПа. В зависимости от конструкций задвижек они бывают двух типов: МП - с клиновыми задвижками, и МПП - с прямоточными задвижками. Манифольды типа МП в блочном исполнении шифруются МПВ. В шифре манифольдов цифрами указывается диаметр их проходного отверстия (в мм) и рабочее давление (в МПа). Например, манифольд диаметром 80 мм (принимаемый в настоящее время для всех манифольдов) на давление 35 МПа шифруется МПВ-80×35.

Манифольды устанавливают на рамах-салазках с телескопическими стойками, позволяющими регулировать высоту их расположения в пределах 0,65-1,25 м в зависимости от положения колонной головки над устьем скважины. Высота расположения головки изменяется после спуска и цементирования каждой обсадной колонны. Высота разъемного желоба устанавливается по расстоянию между фланцевой катушкой и ротором буровой установки.

На установках могут монтироваться один или два плашечных превентора. В морских скважинах с устьем на дне моря устанавливают три, а иногда и четыре плашечных превентора, а над ними - универсальный превентор. В морских установках монтируют иногда два универсальных превентора. При бурении под давлением над этим превентором располагают вращающийся превентор.

После монтажа линии манифольдов превенторы подвергают гидроиспытаниям под давлением, в 1,5 раза превышающим рабочее.

Манифольд противовыбросового оборудования (рис. 2.3а) состоит из линий дросселирования и глушения, которые соединяются со стволовой частью ОП и представляют собой систему трубопроводов и арматуры. Линия глушения соединяется с буровыми насосами и служит для закачки в скважину утяжеленного раствора по межтрубному пространству.

Дроссели (штуцеры) имеют ручное или гидравлическое дистанционное управление и служат для создания противодавления на пласт с целью плавного регулирования скорости потока жидкости, поступающей из скважины. Работа дросселя регулируется осевым перемещением наконечника, в результате чего изменяется проходное сечение дросселя.

Блок дросселиро­вания

Блок дросселиро­вания

В линиях глушения и дросселирования применяются высококачественные бесшовные трубы. Фланцевые соединения манифольда уплотняются металлическими кольцевыми прокладками. Противовыбросовое оборудование монтируется на устьевой крестовине колонной головки. При несоответствии диаметров крестовины и превентора между ними устанавливается переводной фланец. Линии манифольда должны быть прямыми и поворот допускается в исключительных случаях.

Манифольды противовыбросовые блочные (рис. 2.3б) выпускаются промышленностью согласно ГОСТ 13862-90 и могут иметь обозначение МПБ 5-80×70К₃, которое расшифровывается следующим образом:

МПБ – манифольд противовыбросовый блочный;

5 - порядковый номер типовой схемы (по схеме № 5);

80 - условный внутренний диаметр узлов манифольда, Ду, мм;

70 - рабочее давление, МПа;

К₃ - для эксплуатации на скважинах с содержанием сероводорода (H₂S) до 25 %.

Рис. 2.3б. Манифольд МПО 6-80х70:

1 - отводной фланец; 2 - обратный клапан; 3 - тройник с манометром; 4 - линия глушения; 5 - задвижка с гидроприводом; 6 - блок превенторов; 7 - датчик давления; 8 - игольчатый вентиль; 9 - разделитель сред; 10 - показывающий манометр; 11 - дроссель с ручным приводом; 12, 13 - пробка; 14 - гаситель потока; 15 - задвижка с ручным приводом; 16 - крестовина; 17 - адаптерный и инструментальный фланцы; 18 - сепаратор бурового раствора

Рабочее давление манифольда должно быть не менее давления опрессовки обсадной колонны. Промышленностью выпускаются манифольды на рабочее давление 7, 14, 21, 35, 70 и 105 МПа с условным внутренним диаметром 80 мм (бурение) 50, 65 мм (ремонт скважин).

Манифольды поставляются заводами-изготовителями блочно, т. е. на специальных рамах.

Под блок дросселирования или глушения монтируются составные части манифольда, такие как прямоточные задвижки с ручным управлением, тройники и крестовики, регулируемые дроссели с ручным или дистанционным управлением, гасители потока, манометры с разделителями сред.

Отдельно поставляются: гидроприводные задвижки (на отводах крестовины); напорные трубы (от устья скважины до блоков); сепараторы или трапнофакельные установки; трубные секции (выкидные линии после концевых задвижек блока дросселирования и блока глушения).

В манифольде противовыбросовом используются прямоточные задвижки с ручным или гидравлическим управлением.

Монтаж манифольда противовыбросового. Блоки дросселирования и глушения устанавливаются на твердом покрытии не ближе 10 м от устья скважины в легкодоступном месте. Внутренний диаметр коренных труб (от устьевой крестовины до блока задвижек), самих задвижек, дросселя и других элементов манифольда должен соответствовать внутреннему диаметру крестовины. После концевой задвижки допускается увеличение внутреннего диаметра выкидных линий на 30 мм. При капитальном ремонте коренные трубы для скважин первой группы выполняются из бурильных труб, для скважин второй и третьей групп – из насосно-компрессорных труб. Диаметры труб 73 мм, группа прочности марки «Д».

Длина сбросовых линий должна быть: для нефтяных скважин с газовым фактором менее 200 м³/т - не менее 30 м; для нефтяных скважин с газовым фактором более 200м³/т, газовых и разведочных скважин - не менее 100 м.

Расстояние от концов выкидного манифольда до всех коммуникаций и сооружений, не относящихся к объектам буровой установки, должно быть не менее 100 м для всех категорий скважин.

Качество монтажа подтверждается опрессовкой. При этом блок дросселирования и блок глушения до концевых задвижек манифольда высокого давления должны быть опрессованы водой, а затем воздухом совместно с превенторной установкой и устьевым оборудованием на давление опрессовки обсадной колонны. Выкидные линии после концевых задвижек опрессовываются водой на давление:

– 50 кгс/см² (5 МПа) - для противовыбросового оборудования, рассчитанного на ожидаемое давление до 210 кг/см² (21 МПа);

– 100 кг/см² (10 МПа) - для противовыбросового оборудования, рассчитанного на ожидаемое давление выше 210 кг/см² (21 МПа);

Результаты опрессовки оформляются актом.

Превенторы. При использовании плашечных превенторов скважины перекрываются сдвигающимися к центру плашками, изготовленными из специальной резины с металлической арматурой. Как правило, на устье скважины устанавливают два превентора, оснащенных плашками, размеры которых соответствуют наружному диаметру труб, находящихся в скважине. Глухие плашки устанавливаются в превенторе по мере необходимости перекрытия всего сечения скважины. Закрывать плашки можно как ручным способом при помощи штурвала, так и с помощью гидравлического или электрического приводов. Конструкция плашек выполнена таким образом, что за счет давления, возникающего внутри скважины, образуется дополнительное усилие, способствующее еще большему их уплотнению.

Плашечные превенторы обеспечивают возможность расхаживания колонны труб при герметизированном устье в пределах длины между замковыми или муфтовыми соединениями, подвеску колонны труб на плашки и ее удержание от выталкивания под действием скважинного давления. Установлена следующая система обозначения плашечного превентора:

– тип превентора и вид привода: плашечный с гидроприводом (ППГ); плашечный с ручным приводом (ППР); плашечный с перерезывающими плашками (ППС);

– конструктивное исполнение, с трубными или глухими плашками, не обозначается;

– диаметр прохода условный, мм;

– рабочее давление, МПа;

– тип исполнения – в зависимости от скважинной среды (К₁, К₂, К₃).

Пример обозначения превенторов: превентор ППР (Г) 1(2,3)

– 150×21(35) – К(С)В(Н)1(2, 3), где ППР или ППГ - ручной или гидравлический; 1, 2 или 3 - одинарный, сдвоенный (одинарный допускается не указывать); 150 - проход в мм; 21 или 35 - рабочее давление, в МПа; К или

С - кованый или сварной корпус; В или Н - выдвижной или не выдвижной штурвал; 1(2, 3) - исполнение по коррозионной стойкости: нормальная, улучшенная и повышенная стойкость. Рабочий интервал температур: от

- 40 до +100 °С. По способу герметизации плашечные превенторы выпускаются в двух вариантах: гидроуправляемые и с ручным приводом фиксации плашек. Гидроуправляемые плашечные превенторы, в отличие от превенторов с ручным приводом, позволяют дистанционно и быстро (за 5- 10 с) загерметизировать устье скважины.

После герметизации устья превентор плашечный гидроуправляемый при наличии труб в скважине позволяет:

· проворачивать и расхаживать колонну труб на гладкой части трубы по длине от муфты до муфты (при контролируемом давлении в камере закрытия);

· разгрузить колонну труб на плашки и удерживать колонну плашками от выброса (при возрастании давления в скважине);

· спустить или поднять часть всей колонны при загерметизированном устье скважины в случае установки двух плашечных превенторов (метод шлюзования);

· срезание колонны труб (при установке превентора со срезающими плашками).

Размер трубных плашек должен соответствовать размерам труб, спущенных в скважину.

Превентор (рис. 2.4) состоит из стального литого корпуса 7, к которому на шпильках крепятся крышки четырех гидравлических цилиндров 2. В полости А цилиндра размещен главный поршень 3, укрепленный на штоке 6. Внутри поршня размещен вспомогательный поршень 4, служащий для фиксации плашек 10 в закрытом состоянии отверстия Г ствола скважины. Для закрытия отверстия плашками жидкость, управляющая их работой, поступает в полость А, под действием давления которой поршень перемещается слева направо. Вспомогательный поршень также перемещается вправо и в конечном положении нажимает на кольцо-защелку 5 и тем самым фиксирует в закрытом состоянии, что исключает самопроизвольное их открытие. Чтобы открыть отверстие Г ствола, надо передвинуть плашки влево. Для этого управляющая жидкость должна быть подана под