Противовыбросовое оборудование при бурении нефтегазовых скважин

ВВЕДЕНИЕ. Цель работы: изучение функций, устройства, параметров и конструкций составных частей противовыбросового оборудования (ОП), особенностей его эксплуатации.
Задачи работы: Изучение состава, устройства, функций и особенностей конструкций ОП. Изучение утвержденных нормативными документами типовых схем монтажа ОП, а также конструкций превенторов, их назначение, основные параметры и условия применения.
Задание на выполнение работы:
1. Ознакомиться с составом, функциями и основными техническими требованиями к ОП, его основными параметрами.
2. Изучить конструкции превенторов, их назначение, основные параметры и условия применения.
3. Изучить типовые схемы компоновки ОП и систему управления противовыбросовым оборудованием.
В технической части в качестве примера используется скважина на Карсовайском нефтегазовом месторождении.
Технологический процесс строительства скважин делится на две основные цели - бурение и крепление. В свою очередь бурение подразумевает выполнение таких основных задач, как углубление скважины и вынос выбуренной породы. Решение проблемы выноса шлама осуществляется применением промывочных жидкостей. Также промывочные жидкости должны осуществлять безаварийность работы оборудования, связанного с ними, и минимизировать риски осложнений. Для осуществления безаварийной работы в промывочные жидкости добавляются специальные реагенты. Чтобы уменьшить риски осложнений промывочная жидкость должна создавать репрессию на флюидосодержащие пласты и не допустить осложнений, связанных с литологическими характеристиками пластов. Промывочную жидкость со специальной рецептурой называют буровым раствором.
1. ПРОТИВОВЫБРОСОВОЕ ОБОРУДОВАНИЕ1.1 Назначение и состав противовыбросового оборудованияПо правилам безопасности, действующим в нефтегазовой промышленности установка ОП обязательна при бурении на разведочных площадях, газоконденсатных и газовых месторождениях и на месторождениях с аномально высоким пластовым давлением. ОП монтируется на устье скважины после спуска и цементирования кондуктора и промежуточной колонны. Пульт управления ОП должен быть установлен на расстоянии не менее 10 м от устья скважины, а дублер пульта – у бурильщика. Назначение противовыбросового оборудования (далее ОП): герметизация устья скважины с целью предотвращения открытых выбросов жидкости или газожидкостных смесей и фонтанов при бурении, испытании и освоении скважины.
Состав ОП:
- стволовая часть: превенторы, устьевая крестовина, надпревенторная катушка и разъемный желоб;
-манифольды для обвязки стволовой части ОП, обеспечивающие управление скважиной при газонефтепроявлениях;
-станции управления превенторами и манифольдом.
Основные параметры ОП: диаметры проходных отверстий и рабочее давление превенторов и манифольда.
1.2 Требования, предъявляемые к ОПК ОП предъявляются следующие требования:
1) ОП должно обеспечить своевременное и надежное перекрытие устья скважины при наличии или отсутствии в ней бурильной колонны;
2) при перекрытии устья ОП должно обеспечивать выполнение следующих технологических операций:
а) расхаживание, проворачивание и протаскивание бурильных труб с замковыми соединениями и обсадных труб с муфтами;
б) осуществление закрытой циркуляции промывочной жидкости с противодавлением на пласт;
в) закачка раствора в пласт буровыми или цементировочными насосами.
3) элементы ОП должны быть компактными и обеспечивать установку между устьем скважины и полом буровой;
4) ОП должно быть укомплектовано резервными элементами, способными выполнять функции основных элементов в случаях их отказа;
5) ОП должно быть испытано на прочность и герметичность в соответствии с требованиями ГОСТ. Прочность корпусных деталей ОП, воспринимающей давление скважинной среды, должна обеспечивать возможность их опрессовки пробным давлением, кратным рабочему давлению Pр, указанному в таблице 1.
6) стволовые проходы составных частей ОП должны быть соосными и обеспечивать беспрепятственное прохождение контрольного шаблона в соответствии с нормативно – технической документацией. Превенторы и задвижки ОП должны иметь устройства для контроля их положения;
7) превенторы и другие составные части ОП должны быть компактными, чтобы обеспечить его монтаж в ограниченном пространстве между устьем скважины и полом буровой, а также уменьшить высоту и облегчить основание вышечно-лебедочного блока.
1.3 Условное обозначение ОПУсловное обозначение ОП состоит из слова «Оборудование», шифра, в котором отражаются обозначение типовой схемы, условный проход ОП в мм, условный проход манифольда в мм, рабочее давление в МПа, обозначение исполнения в зависимости от коррозионной стойкости и обозначения нормативно – технического документа на поставку. Коррозионная стойкость обозначается в зависимости от объемного содержания газов буквами: К1- СО2 –до 6%; К2 - СО2 и H2S до 6%; К3- обоих газов до 25% . При наличии в схеме ПП с перерезывающими плашками к обозначению типовой схемы добавляется буква «с». Оборудование ОП9с-350/80х70 ГОСТ 13862-90 – для ОП по схеме 9 на рабочее давление 70 МПа с условным проходом превенторного блока 350 мм с перерезывающими плашками и условным проходом манифольда80 мм для скважинной среды с содержанием СО2 и H2S до 6%.

Рисунок 1 – Схема оборудования скважины превенторамиНа рисунке цифрами обозначены: 1,2 – превенторы; 3 и 4 – арматура высокого давления;5 – обвязка превенторов для управления скважиной при флюидопроявлениях; 9 – гидравлическая станция управления; 10 –элементы ручного управления
2. ТЕХНИЧЕСКИЙ РАЗДЕЛ2.1 Выбор и расчет конструкции скважиныКонструкция скважины - наиболее эффективное расположение обсадных колонн, для крепления скважины, соответствующая заданным целям бурения и добычи нефти. Из этого определения следует, что конструкция скважины должна обеспечить выполнение цели бурения и герметичность и разобщенность пластов на весь период эксплуатации скважины.
При разработке конструкции скважины Карсовайского месторождения учтены следующие особенности геологического строения разреза:
пластовые давления по разрезу скважины близки к гидростатическим;
проектный горизонт - башкирский ярус среднего отдела каменноугольной системы 1520 м.
Разрез осложнен наличием поглощающих горизонтов, прихватоопасных интервалов, осыпей и обвалов. Градиент гидроразрыва пород изменяется в пределах 1,76-2,36 МПа/100 м.
В соответствии с проектом по разработке Карсовайского месторождения выбирается конечная обсадная колонна 146-го условного диаметра. Диаметр остальных обсадных колонн подбирается из расчета проходимости оборудования для бурения под эксплуатационную колонну 146-го условного диаметра. Для выбора диаметра кондуктора необходимо определить диаметр долота для бурения под эксплуатационную колонну.
Для определения диаметр долота для бурения под эксплуатационную колонну, по ГОСТ 632-80 определяется наибольший наружный диаметр колонны (по муфте). Размеры труб эксплуатационной колонны представлены в таблице 1.
Таблица 1 – Размеры труб по ГОСТ 632 - 80
Условный диаметр обсадной колонны, мм. Наружный диаметр труб dн, мм. Диаметр муфты dм, мм.
146 146,1 166,0
Выбираются трубы с трапецеидальной резьбой ОТТМ исполнения А, группы прочности Д и толщиной стенки 7 мм. Далее требуемая толщина стенки и группа прочности будет рассчитана, исходя из условий прочности.
Минимально допустимая разность диаметров муфт обсадных труб и скважин для колонны диаметром 146 мм должен быть не менее 20-30 мм, тогда диаметр долота должен быть не менее:
Dдол. мин. =dм + dн мм., (1)
Где Dдол. мин - минимальный диаметр долота, dм - диаметр муфты обсадной колонны,dн - разность диаметров между муфтой обсадной колонны и стенкойствола скважины.
Dдол. мин. = 166,0+30,0=196,0 мм.
По ГОСТ 20692-2003, а также исходя из опыта бурения в данном районе, принимается: Dдол=215,9мм, тогда радиальный зазор между стенкой скважины и эксплуатационной колонной (по муфте) составит 24,95мм.
Эксплуатационная колонна диаметром 146 мм спускается на глубину 1520 м целью перекрытия башкирского яруса на всю толщу и цементируется в одну ступень с подъемом тампонажных растворов до устья.
Эксплуатационная колонна обеспечивает разобщение продуктивных горизонтов и изоляцию их от других флюидосодержащих пластов, а также проведение испытаний перспективных объектов и извлечение нефти на поверхность.
Диаметр колон после конечной ОК, а также диаметры долот находится по следующей формуле:
dн= dдn + 2 (sв +s), (2)
где: dн - наружный диаметр обсадной колонны, мм, dдn - диаметр долота под бурение под предыдущую ОК, мм, sв - радиальный зазор между долотом и внутренней поверхностью той колонны, через которую оно должно проходить при бурении скважины, от 5 до 10 мм; s - наибольшая возможная толщина стенки труб данной колонны, мм.
Вычисление наружного диаметра технической колонны по формуле (2):
dн. конд= 215,9+2∙ (5+ 8,9) = 243,7 мм.
По ГОСТ 632 - 80 принимается условный диаметр труб кондуктора 245 мм. Выбираются трубы с трапецеидальной резьбой ОТТМ исполнения А, группы прочности Д и толщиной стенки 8,9 мм.
Вычисление необходимого диаметра долота под кондуктор по формуле 3:
dд. конд= 244,5+2∙20=284,5
Принимаем диаметр долота 295,3 исходя из типоразмеров по ГОСТ 20692-2003.
Минимально необходимая глубина спуска кондуктора определяется из условия предотвращения гидроразрыва пород у башмака в процессе ликвидации возможных нефтепроявлений.
Расчет производим из соотношения
(3)
где: Ру - ожидаемое максимальное давление на устье во время нефтепроявления и закрытия устья, МПа; Рпл - пластовое давление проявляющего горизонта, МПа; lкр - глубина кровли (по вертикали) проявляющего горизонта, м; С - градиент гидроразрывапород в зоне башмака кондуктора; Py - ожидаемое максимальное давление на устье во время нефтепроявлений и закрытия устья, кгс/см2; Pпл - пластовое давление проявляющего горизонта, кгс/см2; Lkp - глубина кровли по вертикали проявляющего горизонта, м; С - градиент гидроразрыва пород в зоне башмака кондуктора.Ру=Рпл-0,1·ρо·Lкр (4)
Входящие в формулу значения: Py=125,43-0,1·0,856·1230=20,14кгс/см2; Pпл=125,43 кгс/см2; ρо=0,856 г/см3; Lkp=1230 м; С=0,2111 кгс/см2 на м.
Lk= (1,05·20,14·1230) / (0,95·0,211·1230-1,05· (125,43-20.14)) =191,25 м.
,25 м. ≤ 700 м., следовательно условие выполняется.
С целью перелью перекрытия верхнепермских неустойчивых пород глубина спуска кондуктора принята 700 м. Вывод - принятая глубина спуска кондуктора 700 м удовлетворяет условию предотвращения гидроразрыва пород у башмака в процессе ликвидации возможных нефтепроявлений, так как давления, возникающие у башмака кондуктора много меньше давления гидроразрыва. Верхней ОК является колонна направление, служащая для замыкания циркуляции и перекрытия неустойчивых отложений на поверхности. Вычисление наружного диаметра технической колонны по формуле (2):dн. конд= 295,3+2∙ (5+9,5) =324,3 мм
По ГОСТ 632 - 80 принимается условный диаметр труб кондуктора 324мм. Выбираем трубы с трапецеидальной резьбой ОТТМ исполнения А, группы прочности Д и толщиной стенки 9,5 мм.
dд. напр= 323,9+230=383,9
Принимаем диаметр долота 393,7 исходя из типоразмеров по ГОСТ 20692-2003.
Сводная информация по ОК представлена в таблице 2 На рисунке 1 представлена модель расположения ОК с совмещенным графиком давления.
Таблица 2 – Обсадные колонны и размеры долот
№ колон. Тип колонны Глубина (верт.), м Диам. колонны, ммДиам. долота, ммТип соединения Наружн. диам., мм Толщина стенки, ммГруппа прочности Вес 1 м, кг/м
1 Направление 30 323,9 393,7 ОТТМА 323,9 9,50 Д 76,1
2 Кондуктор 700 244,5 295,3 ОТТМА 244,5 8,90 Д 53,9
3 Эксплуата-ционная1520 146,1 215,9 ОТТМА 146,1 7,00 Д 36,1

Рисунок 1 – Совмещенный график давлений
2.2 Способы бурения, типомодели долот, режимы бурения скважины, бурильный инструментПринятие решения об использовании того или иного способа бурения - один из ответственных этапов при проектировании технологии бурения, так как в дальнейшем выбранный способ определяет многие технические решения - режим бурения, гидравлическую программу, бурильный инструмент, тип буровой установки и технологию крепления скважины.
Окончательное решение по выбору способа бурения представляет собой сложную задачу. В качестве исхoдной информации для принятия решения о способе бурения следует использовать следyющие данные: глубину бурения и забойную температуру, профиль ствoлa скважины и диаметры долот, тип породоразрушающего инструмента и бурового раствора.
На ocнoвании этой инфopмации и pекoмендаций, представленных в таблице 2.6 может быть выбран способ бурения скважины по интервалам бурения и скважины в целом.
Обоснование диаметров долот.
Определим диаметр долот по интервалам бурения под указанные обсадные колонны в соответствие с требованием п.183. ПБвНГП. Величину минимальных радиальных зазоров между стенкой скважины и муфтой обсадной колонны определим по формуле (5):
Dд= (1,0447 + 0,00022D) Dм, (5)
Где Dд - диаметр долота, мм;
D - диаметр обсадных труб, мм;
Dм - диаметр муфты обсадных труб, мм.На основании проведенных расчетов принимаются долота следующих диаметров:
D393,7 мм - бурение под кондуктор D324 мм;
D295,3 мм - бурение под промежуточную колонну D245 мм;
D215,9 мм - бурение под эксплуатационную колонну D146 мм.
Таблица 3 – Рекомендуемые области применения способов бурения
Геолого-технические условия бурения. Способ бурения
ротор Г. З.Д. эл. бур.
Глубина бурения, м: до 3500 + + +
3500 - 4200 + - +
> 4200 + - -
Забойная температура, Со: < 140 + + +
>140 + - -
Диаметр долота, мм: < 190 + - -
> 190 + + +
Профиль ствола скважины: вертикальный + + +
наклонно - направленный - + +
Породоразрушающий инструмент: двух и трехлопастной+ - -
Шарошечные долота типа М, МЗ, МС, МСЗ, С, СЗ, СТ, Т, ТК, ТКЗ, К, ОК + + +
Многолопастные, истирающего действия- + +
алмазный - + +
Тип циркулирующего агента: газы, пены + - +
буровые растворы со степенью аэрации: высокой + + +
низкой + + +
Буровые растворы плотностью, г/см3 < 1.7 - 1.8 + + +
> 1.7 - 1.8 + - -
Исходя из данной таблицы, а также учитывая опыт буровых работ в данном регионе для бурения выбираем гидравлические забойные двигатели и бурение ротором в определенных случаях (при бурении под направление, разбуривание цементных стаканов). В последнее время применяются в основном различные винтовые забойные двигатели.
Данные по способам бурения отобразим в таблице 4.
Таблица 4 – Способы бурения.
Интервал, м. Вид технологической операции Способ бурения
0-30 Бурение под направление. Роторный
- Разбуривание цементного стакана Винтовым забойным двигателем / ротором
30-90 Бурение вертикального участка под кондуктор. Винтовым забойным двигателем / ротором
90-350 Бурение под кондуктор в интервале набора угла Винтовым забойным двигателем / ротором
350-700 Бурение под кондуктор в интервале стабилизации угла Винтовым забойным двигателем / ротором
- Разбуривание цементного стакана Винтовым забойным двигателем / ротором
700-1100 Бурение вертикального участка под эксплуатационную колонну. Винтовым забойным двигателем / ротором
1100-1200 Бурение под эксплуатационную колонну в интервале падения угла. Винтовым забойным двигателем
1200-1554 Бурение под эксплуатационную колонну в интервале стабилизации угла Винтовым забойным двигателем / ротором
- Разбуривание оснастки Роторный
3. РАЗНОВИДНОСТИ ПРОТИВОВЫБРОСОВОГО ОБОРУДОВАНИЯ3.1 Плашечный превенторПП (рисунок 2) используется как при наличии в скважине труб, так и при их отсутствии. Принцип действия: механизм перекрывает устье скважины плашками, перемещаемыми гидроприводом или с помощью ручного устройства.

Рисунок 2 – ПлашечныйпревенторНа рисунке цифрами обозначены:1, 6 – крышки боковые; 2 – корпус; 3 коллектор; 4 – прокладки резиновые; 5 – болт; 7 – гидроцилиндр двухстороннего действия; 8 – поршень со штоком; 9, 13 и 14 – уплотнительные резиновые кольца; 10 – валик шлицевый; 11 – вилка кардана; 12 – резьбовая втулка; 15 – трубка подачи пара; 16 – уплотнитель резиновый; 17 – вкладыш плашки; 18 - плашка; 19 – трубка подвода рабочей жидкости
Составные части ПП, их устройство и функции:
1) корпус 2 с вертикальным проходным отверстием и сквозной горизонтальной полостью, он отлит с фланцами, имеющими резьбовые отверстия под шпильки. Вертикальное отверстие предназначено для пропуска бурильных и обсадных труб при их спуске в скважину, горизонтальная полость служит для размещения и перемещения в ней плашек 18;
2) боковые крышки 1 и 6, прикрепляемые к корпусу болтами 5 и имеющие сквозные отверстия под штоки поршней 8 гидроцилиндров;
3) два гидроцилиндра 7 двустороннего действия с поршнями, штоки которых служат для закрытия и открытия превентора путем перемещения плашек. Гидроцилиндры крепятся к боковым торцам крышек болтами;
4) плашки, состоящие из вкладыша 17 и резинового уплотнителя 16, армированного металлическими пластинами, помещены внутри оправок 18, имеющих форму полуцилиндра, и крепятся к ним болтами. Оправки выполнены с Г- образным выступом для соединения с таким же выступом на штоках поршней гидроцилиндров. Плашки (рисунок 3) могут быть трубными – для герметизации устья скважины с подвешенной колонной бурильных или обсадных труб, глухими– при отсутствии в скважине труб. К превентору должен быть придан также и комплект перерезывающих плашек для аварийных случаев;
5) элементы системы подвода рабочей жидкости к гидроцилиндрам, представлены коллектором 3 и трубками 19;
6) элементы уплотнения: фланцы корпуса уплотняются стальной кольцевой прокладкой восьмигранного сечения, укладываемого в канавки на опорной поверхности фланцев. Стыки крышек с корпусом и штоки поршней в крышке уплотняются резиновыми кольцами 9, 13 и 14;
7) ручной механизм одностороннего действия для управления превентором предназначен для дублирования гидравлической системы управления в случаях ее отключения или отказа, а также при закрытии превентора на длительное время. Механизм приводится в действие штурвалом через тягу и кардан, вилка 11 которого соединена с шлицевым валиком 10, который при вращении штурвала приводит в прямолинейное движение резьбовую втулку 12. Втулка в свою очередь перемещает поршень до замыкания плашек превентора.

Рисунок 3 – Конструкции плашек
На рисунке цифрами обозначены: I - превенторов ОАО ВЗБТ: а- глухая; б – трубная; 1,3 –уплотнения; 2 – корпус плашки II –превенторов Воронежского МЗ: а – глухая; б –трубная для бурильных труб, в – для обсадных труб, г- эксцентричная трубная; д– для двух рядов труб; е– перерезывающая
3.2 Превентор кольцевойПК (универсальный), представлен на рисунке 4, должен обеспечивать расхаживание, проворачивание и протаскивание бурильных труб с замковыми соединениями, а также герметизацию устья скважины при давлении РР при закрытии уплотнителя на любой части бурильной колонны, обсадных или насосно компрессорных труб.
Его основной рабочий элемент - мощное кольцевое упругое уплотнение, которое при открытом положении превентора позволяет проходить колонне бурильных труб, а при закрытом положении--сжимается, вследствие чего резиновое уплотнение обжимает трубу (ведущую трубу, замок) и герметизирует кольцевое пространство между бурильной и обсадной колоннами. Эластичность резинового уплотнения позволяет закрывать превентор на трубах различного диаметра, на замках и УБТ. Применение универсальныхпревенторов дает возможность вращать и расхаживать колонну при герметизированном кольцевом зазоре.

Рисунок 4 – Превенторкольцевой: а- тип ПУ-1; 2 – тип ПУ-2
На рисунке цифрами обозначены: 1 –крышка; 2 –уплотнение крышки; 3- уплотнитель шайба; 4, 7, 9 – манжеты; 5 – корпус; 6 – поршень; 8 - втулка, 10 – планшайба; 11 – указатель уплотнения
Принцип действия ПК: устье скважины перекрывается резинометаллическим уплотнителем при его сжатии внутренним конусом ступенчатого поршня под воздействием рабочей жидкости, нагнетаемой станцией гидропривода.
Составные части ПК, их устройство и функции: корпус 5 – стальная отливка, имеет опорный фланец, прикрепляемый с помощью шпилек 15 к катушке 18, и служит рабочим цилиндром для ступенчатого поршня 9. Ступенчатая форма корпуса и поршня обеспечивает образование полостей между ними и крышкой 1 для поступления рабочей жидкости от станции гидравлического управления, что позволяет закрывать герметично уплотнителем устье скважины или открывать его. Крышка 1 уплотняется манжетой 4 и фиксируется в затянутом положении стопорным болтом 2. Втулка 13 обеспечивает удержание уплотнителя в закрытом состоянии за счет усилия от устьевого давления. Штуцеры 8 и 12 служат для подвода или отвода рабочей жидкости через трубки высокого давления от станции гидравлического управления. Манжеты 4, 7, 10 и 14 предотвращают утечки масла.
3.3 Вращающийся превенторВращающиеся превенторы (ПВ) предназначены для герметизации кольцевого зазора между устьем скважины и бурильной колонной и обеспечения ее вращения, подъема и спуска при герметизированном устье.

Рисунок 5 – ВращающиесяпревенторыНа рисунке цифрами обозначены: а – типа ПВ 1 – С – (280,350. 425) х7; б – типа ПВ6 – С – 280х14; 1 – корпус; 2 – гайка байонетная; 3 – корпус патрона; 4 – узел подшипников; 5 – ствол вращающийся; 6 – элемент уплотнительный; 7 – вкладыш ведущей трубы; 8 – узел шевронного уплотнения; 9 – насос; 10 – привод насоса
Область применения ПВ – роторное бурение с очисткой забоя воздухом, газом или аэрированным раствором, а также при обратной промывке скважины и вскрытии горизонтов с высоким пластовым давлением.
Принцип действия ПВ: бурильная колонна в процессе бурения и спускоподъемных операций уплотняется самоуплотняющейся манжетой под действием ее упругости и давления на устье скважины. Эта манжета крепится к стволу, монтируемому в корпусе ПВ на подшипниках и, соответственно, имеющему возможность вращения вместе с бурильной колонной.
Составные части ПВ (рисунок 6), их устройство и функции:
1) Корпус 1, отлитый из легированной стали, имеет опорный фланец для соединения с превентором ПП или ПК и боковой отвод для присоединения к циркуляционной системе бурового комплекса.
2) Неподвижный патрон 3 служит для размещения вращающегося ствола 5 и его опор с радиальными подшипниками 4. Подшипники смазываются жидким маслом, от ее утечки предохраняется шевронными манжетами 8.
3) Вращающийся ствол 5, выполненный в виде полого цилиндра, вращается на подшипниках 4. К стволу крепится на байонетномсоединении специальная манжета 6 с внутренними поясками квадратного и круглого сечений соответственно для уплотнения ведущей и бурильной труб. При спусках и подъемах долота ствол 5 отсоединяется от корпуса ПВ и извлекается из корпуса вместе с неподвижным корпусом 3.
Основной элемент вращающегося превентора- уплотнитель, позволяющий протаскивать инструмент через его отверстие. Уплотнитель состоит из металлического основания и резиновой части, прикреплен к стволу при помощи байонетного соединения и болтов. От проворачивания его предохраняют шпоночные выступы, входящие в вырезы ствола.
Основные параметры и размеры превенторов ПП и ПК приведены в таблице 2.
Таблица 5 – Основные параметры и размеры превенторов ПП и ПК
Условный проход, ØммРабочее давление, pp, мм Нагрузка на плашки, не менее, кН Ø труб, уплотняемых плашками, ммВысота превенторов не более, ммМасса не более, кгОт pcОт GkПК ПП ПК ПП
180 21
35
70
105 160
280
560
850 560
900
1600
1800 26,4..139,7 850
1100
1300
- 500
500
650
- 1500
2200
6000
- 1000
1300
1700
-
230 21
35
70
105 280
450
800
1330 710
1100
2700
2700 60,6…177,8 1105
1180
1500
2000 380
550
700
1000 3000
3025
9500
17500 1100
1500
2900
4000
280 21
35
70
105 320
560
1100
1600 900
1600
2500
2800 63,5…219,1 1100
1500
1730
2000 550
600
800
1000 3000
4500
14000
17500 2100
2500
3000
4000
350 21
35
70
105 320
560
1100
1600 900
1600
2500
2800 60,3…273,0 1250
1600
1950
- 600
700
900
1100 4900
7900
18000
- 2500
4400
5000
10000
425 14
21
35
70 220
320
560
1100 560
900
-
2500 60,3…339,7 -
1500
1700
- 500
600
800
900 -
7600
12000
- 3000
4000
6000
9500
540 14
21
35
70 220
320
560
1100 560
900
1600
2500 60,3…406,4 1700
1750
2085
- 800
900
1000
1300 10000
15000
22020
- 4000
5000
6500
13000
680 14
21 220
320 560
900 60,3….508,0 1850 950
1200 17000 6000
8800
4. СОСТАВ ПРОТИВОВЫБРОСОВОГО ОБОРУДОВАНИЯ3.1 Типовые схемы обвязкиТиповые схемы обвязки противовыбросового оборудования представлены на рисунке 6.

Рисунок 6 – Типовые схемы обвязки ОП по ГОСТ 13862 – 90
На рисунке цифрами обозначены: а –схема1; б –схема 3; в – схема 7; г – схема 10; 1 – превенторплашечный; 2 - задвижка с ручным управлением; 3 – крестовина; 4 – манометр с запорным и разрядным устройствами; 5 – регулируемый дроссель с ручным управлением; 6 – гаситель потока; 7 – блок дросселирования; 8 – линии дросселирования; 9 – устье скважины; 10 – линия глушения;11 – прямой сброс; 12 – вспомогательный пульт; 13 – гидравлическая станция с основным пультом управления; 14 – кольцевойпревентор; 15 – отвод к сепаратору; 16 – задвижки с гидроуправлением; 17 – обратный клапан; 18 – отвод к буровым насосам; 19 – блок глушения; 20 – регулируемый дроссель с гидравлическим управлением; 21 – пульт управления дросселем; 22 – к системе опробования скважины
Основные параметры ОП и его составных частей, регламентируемые ГОСТ 13862- 90, приведены в таблице 3. В таблице 4 указаны Различия в составе схем обвязки ОП.
Таблица 6 – Основные параметры ОП
Условный проход ОП, ммРабочее давление, МПа Условный проход манифольда,ммНоминальное давление станции гидропривода, МПа Наибольший диаметр трубы, проходящей с трубодержателем через ОП, ммДля бурения Для ремонта 100 14
21
35
70 80 50; 65; 80 16; 25; 32; 40 -
180 14
21
35
70
100 127
230 35
70
146
280 21
35
70
100 194
350 21
35
70 273
425 21
35 346
476 35
70 377
540 14
21 426
680 7
14 560

Таблица 7 – Различия в составе схем
№ схем превенторовЧисло линийманифольдаЧисло устьевых крестовин Наличие гидроприводного дросселя с пультом
Всего плашеч-ныхКольцевых 1 1 1 - 2 1 -
2 2 2 - 2 1 -
3 2 1 1 2 1 -
4 2 2 1 2 1 -
5 3 2 1 2 1 -
6 3 2 1 2 1 +
7 3 2 1 3 2 +
8 3 2 1 2 1 +
9 3 2 1 3 2 +
10 4 3 1 3 2 +
4.2 ПриводТиповые схемы, основные параметры и составные части ОП и взаимосвязь между ними определяются ГОСТ 13862- 90. Этим стандартом устанавливаются 10 типовых схем ОП, регламентирующих минимальное количество необходимых составных частей превенторного блока и манифольда и дополняемых в зависимости от конкретных условий строящейся или ремонтируемой скважины: 1 и 2 – с механическим (ручным) приводом; 3- 10 – с гидравлическим приводом.
Привод ОП для ремонта скважин – механический или гидравлический, для бурения – гидравлический. В схему 1 включен один плашечный превентор, в схему 2 – два. ОП с гидравлическим приводом оснащены станцией гидропривода, управляемой с основного и вспомогательного пультов. Схемы 3- 10 отличаются одна от другого числа и видом устанавливаемых превенторов, наличием гидроприводного дросселя с отдельным пультом, а также числом устьевых крестовин, соответственно числом линий глушения и дросселирования.
4.3 МанифольдМанифольд ОП (рисунок 7) включает линии дросселирования и глушения, соединенные со стволовой частью ОП и представляет собой систему трубопроводов и арматуры: задвижек с ручным и гидравлическим управлением, регулируемых дросселей, манометров и т.д. Линия глушения соединяется с буровыми насосами и служит для закачивания утяжеленного раствора по межтрубному пространству. При необходимости ее используют для слива газированного промывочного раствора в камеру – дегазатор циркуляционной системы буровой установки.
Линия дросселирования служит для слива промывочного раствора и отбора флюидов из скважины с противодавлением на пласт.

Рисунок 7 – Манифольд МПО 80х70 Воронежского завода
На рисунке цифрами обозначены: 1- линия глушения; 2- задвижка с гидроприводом; 3 – фланец ответный; 4 – клапан обратный; 5 –тройник с манометром; 6 – дроссель с ручным приводом; 7 – манометр показывающий; 8 – разделитель сред; 9 – вентиль игольчатый; 9 – фланец инструментальный; 11 – датчик давления; 12 – крестовина; 13 – задвижка с ручным приводом; 14 –сепаратор бурового раствора; 15- фланец адаптерный; 16 – пробка; 17- гаситель потока; 18 – блок превенторовМанифольды рассчитывают на рабочее давление 21, 35 и 70 МПа. Они различаются по конструкции задвижек двух типов: МП – с клиновыми задвижками и МПП – с прямоточными задвижками. Манифольды типа МП может быть поставлен в блочном исполнении МПВ. Все типы манифольдов имеют диаметр проходного отверстия 80мм.
4.4 Задвижки и штуцера (дроссели)Задвижки и штуцеры (дроссели) имеют ручное и гидравлическое дистанционное управление.
Эти устройства выпускаются ОАО «ВЗБТ», ЦКБ «Титан», Воронежским механическим заводом и другими предприятиями, поэтому имеют различное конструктивное исполнение. На рисунке 8 приведена задвижка с гидравлическим управлением ОАО «ВЗБТ», на рисунке 9 показаны регулируемые дроссели конструкции «ВЗБТ» и ЦКБ «Титан».

Рисунок 8 – Задвижка с гидравлическим управлением МГ-80х70
На рисунке цифрами обозначены: 1 – седло; 2 – корпус; 3 – пакет манжет; 4 – крыщка корпуса; 5 – нажимная втулка; 6 – маховик; 7 – гидроцилиндр; 8 – поршень; 9 – шток; 10 – масленка; 11 – прокладка кольцевая; 12 – шибер; 13 – щиток; 14 – уплотнение седла; 15 – пружина
Рисунок 9 – Дроссели (штуцер) с гидравлическим управлением: а - ДР -Г80х70 (ВЗБТ);б– ДР-80х70 (ЦКБ «Титан»)
На рисунке цифрами обозначены: 1 –крышка цилиндра; 2 – втулка – указатель положения; 3- цилиндр; 4 – поршень; 5 – гайка накидная; 6 – шток; 7 – корпус насадки; 8 – наконечник; 9 – твердосплавная насадка; 10 – корпус дросселя; 12 – входной фланец; 13 – кожух; 14 трубопровод; 15 – переходник; 16 – гайка; 17 – корпус насадкиДроссели создают и плавно регулируют противодавление на пласт за счет изменения проходного сечения осевым перемещением конического наконечника. Трубы манифольда – бесшовные, из высококачественного проката. Фланцевые соединения его уплотняются металлическими прокладками. Базой для монтажа стволовой части ОП и манифольда служит устьевая (верхняя) крестовина колонной головки. В случае несоответствия превентора и устьевой катушки между ними устанавливается переводная катушка или фланец. Линии манифольда должны быть прямыми и в стороне от дорог, ЛЭП и других объектов. Их поворот допускается в исключительных случаях (с применением стальных кованых угольников). Манифольды целесообразно монтировать на санях с телескопическими стойками с возможностью регулирования высоты в пределах 0,65…1,25 м в зависимости от изменения высоты колонной головки. Разъемный желоб монтируется на высоте, зависящей от расстояния между ротором и фланцевой катушкой.
4.5 УправлениеУправление ОП: оперативность, надежность и безопасность функционирования ОП обеспечиваются использованием гидравлического привода с дистанционным управлением и дублирующего механического привода.
Состав станции гидропривода ОП: насосно-аккумуляторная станция; пульты, расположенные на подвышечном основании на насосно- аккумуляторной станции; комплект трубопроводов для обеспечения соединений станции с пультами управления и гидроприводными частями ОП. Основной и вспомогательный пульты представляют собой отдельные компактные блоки, смонтированные на рамах.

Рисунок 10 – Гидравлическая схема системы управления ОП
На рисунке цифрами обозначены: 1- клапаны предохранительные; 2 – пневмогидроаккумулятор; 4, 31 – вентили; 5 - штуцер; 6, 8, 18, 19, 20 – манометры; 7 – электроконтактный манометр; 9, 10, 12, 17, 25 –блок кранов; 11, 13 – цилиндры; 14, 16 – превенторы; 15 – задвижка; 21, 22 – клапаны редукционные; 23, 30 – фильтры; 24 – клапан обратный; 26, 29 – насосы;27, 28 - краны запорные

Рисунок 11 – Сборка противовыбросового оборудования на скважине с системой управления
На рисунке цифрами обозначены: 1 – дистанционное ручное управление; 2 – пост бурильщика с пультом гидравлического управления ОП; 3 – установка превенторов; 4 – манифольд; 5 – станция дистанционного гидравлического управления
5. РАСЧЕТ ВЫБОРА ОП ПО ВЫБРАННОЙ СКВАЖИНЕ КАРСАВАЙСКОГО М/Р5.1 Расчет универсального превентораТехническая характеристика
Шифр:ПУГ-230350
1) Диаметр проходного отверстия, мм- 230
2) Давление
- рабочее, МПа- 35
- пробное, МПа- 44
3) Управление: дистанционное гидравлическое
- рабочий агент - масло
- рабочее давление, МПа- 10
- максимальное давление в системе, МПа- 13,5
- объем закрывающей полости, л- 19,3
- объем открывающей полости, л- 12,3
4) Размеры уплотняемого инструмента
- рабочие трубы любой формы от 2 ½" до 6"
- бурильные и обсадные трубы от 60 до 194 мм
5) Габаритные размеры
- высота, мм- 1300
- наибольший диаметр корпуса, мм- 920
6) Масса, кг- 2387
5.2 Расчет уплотнителяРасчет уплотнителя заключается в определении его основных размеров. Исходными данными являются рабочее давление Р = 35 МПа и диаметр проходного отверстия d0 = 230 мм. Расчет ведется из условия перекрытия скважины при отсутствии в ней инструмента.
Половина угла конусности во всех существующих универсальных превенторах принимается = 24, а высота уплотнителя
Н=0.8d0, (1)
Н = 0.80.230 = 0.184 м.
Принимаем Н = 0.180 м.
Диаметр нижнего основания уплотнителя при полном ходе поршня вверх
d1=1.3d0, (2)
d1 =1.30.23=0.299 м.
Принимаем d1 = 0.300 м.
Диаметр верхнего основания снятого уплотнителя
d2=d1+2Htg240, (3)
d2=0.3+20.18tg240=0.46 м.
Объем резины, вытесняемый штуцером за полный ход вверх
Vп=nVo, (4)
где Vo - объем, который должен перекрыть уплотнитель при отсутствии инструмента в скважине, м3;
n - коэффициент запаса (n = 1,6).
V0=π∙d024∙H, (5)
V0=π∙0.23024∙0.180=0.0075 м3,Vn=1,6∙0,0075=0,012 м3,Этот же объем определяется по формуле:
Vn=π12∙d22+d2d1+d12-d2'2+d2'd1'+d1'2∙H, (6)
где Н - высота уплотнителя, м;
d1 и d2 - диаметры верхнего и нижнего основания несжатого уплотнителя, м.
, (7)
, (8)
где h - полный ход поршня, м.
Подставив выражения d1 и d2, получим
Vn=π12∙d1'+2h∙tgα2+d1'+2h∙tgαd2'+2h∙tgα++d2'+2h∙tgα2-d2'2+d2'd1'+d1'2∙H, (9)После упрощений получим
Vn=π12∙0,120∙h2∙tgα2+0.60∙h∙tgα∙d1'+d2'∙H, (10)
0,012=0,180∙π12∙0,120∙h2∙tg2402+0.60∙h∙tg240∙0,300+0,460,h2+0,0852∙h=0,2232h=0.138 м.
Принимаем h = 0.140 мм.
Зная ход поршня, определяем основные размеры несжатого уплотнителя по формулам (7) и (8).
d1=0.300+2∙0.140∙tg240=0.430 (11)
d2=0.460+2∙0.140∙tg240=0.590 (12)

Рисунок 7 - Резинометаллический уплотнитель
5.3 Расчет усилия на поршень необходимый для герметизаций устья скважиныРасчет сводится к определению усилия, необходимого для зажатия уплотнителя до соприкосновения с трубой или полного перекрытия прохода при отсутствии инструмента. После соприкосновения или перекрытия кроме силы гидропривода будет действовать сила давления среды скважин, создавая самоуплотняющий эффект. Для расчета необходимо определить величину радиального перемещения к центру образующей боковой поверхности уплотнителя в следующих случаях:
а) перекрытие уплотнителем прохода без коэффициента запаса объема (n = 1);
б) герметизация устья скважины при наличии в ней квадратной ведущей трубы со стороной квадрата a = 115 мм.
Радиальное перемещение определяется исходя из расчетов размера уплотнителя:
а) полное перекрытие уплотнителем прохода
∆R2-0.510∙∆R+0.0075π∙0.180=0, (13)
∆R=0,0275 м.
При герметизации ведущей трубы R определяется по формуле[2]
∆R=Rср-Rср2-1π∙π∙d24-r02, (14)
Rср=dср2, (15)
Rср=0,5102=0,255 м,
r0=d02, (16)
r0=0,2302=0,115 м.
∆R2=0.255-0.2552-1ππ∙0.23024-0.1152=0.019 м.
Зная величину радиального перемещения R без учета сил трения между уплотнителем и крышкой, можно определить величину, соответствующую внешнему давлению на уплотнитель, рассматривая его как толстостенную цилиндрическую трубу, находящуюся под внешним давлением.
После преобразования полу?