что такое запорная компоновка

15RosNeft.ru Добыча и транспортировка нефти

Nav view search

Навигация

Инструкция по применению запорной компоновки к малогабаритному превентору

1. Запорная компоновка предназначена для перекрытия канала насосно-компрессорных и бурильных труб при использовании в качестве ПВО малогабаритного превентора в процессе освоения, текущего и капитального ремонта скважин. Применение данной запорной компоновки допускается на скважинах с ожидаемым давлением на буфере не более 14 Мпа.

2. Запорная компоновка является универсальной и состоит из подъемного патрубка изготовленного из НКТ О89, О73 мм, пробкового проходного крана КППС-65x140xл, рабочей трубы (О73мм, О89мм) с длиной гладкой части не менее 1500мм, переводника под диаметр применяемых насосоно-компрессорных или бурильных труб. Длина переводника не регламентируется, фланцы и шпильки для крепления необходимо изготавливать из стали марки 45xí или 45xа. Наличие сварных соединений между патрубками НКТ и фланцами не допускается.

3. Применение рабочей трубы (Æ73мм, Æ89мм) обусловлено необходимостью избежать смены плашек превентора в процессе работы с комбинированным лифтом НКТ.

4. При работе, на скважине, запорная компоновка должна находиться на приемных мостках или рабочей площадке, кран должен находиться в открытом положении. В процессе работы должен быть установлен переводник под диаметр применяемых труб, а в случае комбинированного лифта рядом находится дополнительный переводник, под диаметр следующей ступени лифта. При смене диаметра поднимаемых из скважины труб необходимо произвести смену переводника.

5. Верхняя часть запорной компоновки (подъемный патрубок, КППС) должны быть окрашены в красный цвет. Окраска рабочей трубы не допускается. На запорной компоновке должен быть выбит номер, который указывается в паспорте.

8. При перерывах в работе, связанных с оставлением устья скважины, запорная компоновка должна быть навернута на трубы находящиеся в скважине, разгружена на элеватор устанавливаемый под верхнюю муфту рабочего патрубка запорной компоновки. После этого должны быть закрыты превентор и кран КППС с запорной компоновки. Для регулирования давления применяется специальные задвижки – дроссельные задвижки (см. схему). Дроссельные задвижки могут быть ручного управления и дистанционного через гидравлическую систему.

Источник

Ремонт нефтяных и газовых скважин (стр. 16 )

Из за большого объема этот материал размещен на нескольких страницах: 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16

Предназначен для герметизации устья при капитальном ремонте скважин с целью предупреждения выбросов и открытых фонтанов.

Технические характеристики превентора ППГ

Условный проход, мм

Рабочее давление, МПа

превентор плашечный сдвоенный

превентор плашечный сдвоенный

превентор плашечный сдвоенный

Превентор малогабаритный штанговый ПМШ-62/21.

Превентор (рис.4.4.7.) предназначен:

• для герметизации трубного канала лифтовых труб при спуске и подъеме штанг;

• для герметизации трубного канала лифтовых труб (при отсутствии штанг) при смене плашек на глухие;

• для герметизации трубного канала лифтовых труб при спуске и подъеме геофизического кабеля.

ПАРАМЕТРЫ И ХАРАКТЕРИСТИКИ ПМШ

Диаметр проходного отверстия корпуса, мм.

Рабочее давление, МПа (кгс/см 2.)

Диаметр герметизируемых штанг

Диаметр герметизируемого кабеля, мм

Количество оборотов каждого штурвала для закрытия плашек

Крутящий момент на штурвале при закрытии плашек Мкр, Нм.

Максимальная допустимая температура рабочей среды при проверке герметичности, гр. С

Допустимая осевая нагрузка на корпус плашек при закрытии на имитаторе Q, кН.

Присоединительные размеры, мм:
— ПМШ1 65х21.00.000

Верхнего патрубка корпуса
— муфтовая резьба гладких НКТ, диаметром 89.
Нижнего патрубка корпуса
— нипельная резьба гладких труб, диаметром 89.

Габаритные размеры, мм.:
— длина
— высота
— ширина

для рабочей среды с содержанием Н2S-0% и содержанием CO2-6%

Комплекс герметизирующего оборудования 1КГОМ.

Комплекс (рис. 4.4.8.) предназначен для герметизации устья нефтяных и других скважин в процессе их ремонта для обеспечения безопасного ведения работ, сокращения срока ремонта скважин, предупреждения выбросов и открытых фонтанов, охраны недр и окружающей среды в соответствии с требованиями ПБ 08-624-03 «Правила безопасности в нефтяной и газовой промышленности».

Комплекс содержит основание, выполненное в виде катушки, фланцы которой соответствуют ГОСТ 28919-91, с коническим отверстием для установки вставок и боковые винтовые упоры для фиксации вставок в основании, выполненные в герметичном исполнении. Для крепления основания 1КГОМ укомплектован шпильками и гайками в кассете.

Вставка №1 предназначена для герметизации трубных компоновок без кабеля. Имеет внутреннюю присоединительную резьбу НКТ 73 и снабжена шаровым затвором со съемной рукояткой.

Вставка №2 предназначена для герметизации трубных компоновок с кабелем и без кабеля. Вставка имеет внутреннюю присоединительную резьбу НКТ 73 и снабжена манжетой с овальным пазом под кабель типа КППБ. Овальный паз в манжете под кабель закрыт пробкой, которая извлекается перед вводом в паз кабеля. Вставка №2 также как и вставка №1 снабжена шаровым затвором.

Вставка №3 предназначена для герметизации ведущей трубы квадратного сечения при фрезеровании с применением механического ротора.

Вставка №4 предназначена для герметизации НКТ при спуско-подъеме с одновременной промывкой под давлением.

Вставка №5 предназначена для очистки НКТ от грязи, нефти, парафино-смолистых и других отложений при извлечении их из скважины.

Вставка №6 предназначена для герметизации геофизического кабеля при проведении исследовательских, каротажных работ.

Вставка №7 предназначена для проведения некоторых видов геофизических работ, работ по повышению нефтеотдачи пластов, связанных с созданием депрессии на пласт через боковой отвод и других видов работ. Вставка №7 спроектирована совместно со специалистами ведущих нефтедобывающих предприятий и в настоящее время находит все большее применение. Снабжена двумя шаровыми кранами — верхний с условным проходом 60 мм и боковой с условным проходом 50 мм, компактна и удобна в применении.

Вставка №8 снабжена шаровым краном и фланцевым соединением. Используется при некоторых видах геофизических работ и для создания депрессии на пласт.

Условный проход, мм

Рабочее давление, МПа

Диаметр НКТ для обтиратора, мм

Диаметр НКТ для промывочной манжеты, мм

Тип уплотняемого кабеля КПБП с сечением

3 х 10, 3 х 16, 3 х 25

Герметизируемый геофизический кабель с сечением, мм

Кран шаровой предназначен для оперативного перекрытия и герметизации трубного канала бурильных и насосно-компрессорных труб при проведении ремонтных и аварийных работ.

Запорная компоновка предназначена для перекрытия канала насосно-компрессорных и бурильных труб при использовании в качестве ПВО малогабаритного превентора в процессе освоения, текущего и капитального ремонта скважин. Применение данной запорной компоновки допускается на скважинах с ожидаемым давлением на буфере не более 14 МПа.

Запорная компоновка является универсальной и состоит из подъемного патрубка изготовленного из НКТ 89, 73 мм, пробкового проходного крана КППС-65x14xл, рабочей трубы (73 мм, 89 мм) с длиной гладкой части не менее 1500 мм, переводника под диаметр применяемых насосоно-компрессорных или бурильных труб. Длина переводника не регламентируется, фланцы и шпильки для крепления необходимо изготавливать из стали марки 45xí или 45xа. Наличие сварных соединений между патрубками НКТ и фланцами не допускается.

Применение рабочей трубы (73 мм, 89 мм) обусловлено необходимостью избежать смены плашек превентора в процессе работы с комбинированным лифтом НКТ.

При работе, на скважине, запорная компоновка должна находиться на приемных мостках или рабочей площадке, кран должен находиться в открытом положении. В процессе работы должен быть установлен переводник под диаметр применяемых труб, а в случае комбинированного лифта рядом находится дополнительный переводник, под диаметр следующей ступени лифта. При смене диаметра поднимаемых из скважины труб необходимо произвести смену переводника.

Верхняя часть запорной компоновки (подъемный патрубок, КППС) должны быть окрашены в красный цвет. Окраска рабочей трубы не допускается. На запорной компоновке должен быть выбит номер, который указывается в паспорте.

При перерывах в работе, связанных с оставлением устья скважины, запорная компоновка должна быть навернута на трубы находящиеся в скважине, разгружена на элеватор устанавливаемый под верхнюю муфту рабочего патрубка запорной компоновки. После этого должны быть закрыты превентор и кран КППС с запорной компоновки.

Типовые схемы оборудования устья скважин ПВО

Источник

Универсальный герметизатор устья

V. Эксплуатация

· Должен быть обеспечен свободный доступ к устью скважины для обслуживания ПВО.

· Перед началом смены необходимо проводить проверку затяжки фланцевых соединений и контроль технического состояния подвижных элементов (проверка на легкость открытия-закрытия). Результаты проверки необходимо занести в журнал проверки оборудования. Не реже одного раза в декаду производится контрольная проверка противовыбросового оборудования мастером бригады. Результаты проверки заносятся в журнал проверки оборудования.

· При необходимости замены плашек следует руководствоваться рекомендациями завода – изготовителя, отраженными в паспорте на превентор. Работы производятся под руководством специалиста – механика по противовыбросовому оборудованию.

· Периодичность проверки плашечных превенторов :

Запрещается:

Ø Производить удары по корпусу ПВО с целью очистки поверхности от грязи и льда.

Ø Проводить сварочно-ремонтные работы соединительных швов на корпусе;

Ø Обогревать элементы превентора открытым огнем.

Ø Расхаживать или вращать колонну насосно-компрессорных труб или бурильных труб, не допускается нагрузка на плашки более 20т.

1. ОБЩИЕ СВЕДЕНИЯ ОБ ИЗДЕЛИИ

2. ТЕХНИЧЕСКИЕ ХАРАКТЕРИСТИКИ

2.1. Основные параметры и размеры приведены в таблице 1.

n проходное сечение, указанное в скобках должно обеспечиваться сменным центратором, поставляемым в комплекте с герметизатором.

3. СОСТАВ И КОМПЛЕКТ ПОСТАВКИ

3.2. Комплект поставки приведен в таблице 2.

4. УСТРОЙСТВО И ПРИНЦИП РАБОТЫ

4.1. Герметизатор УГУ-2 (см. Приложение 1) состоит из уплотнительной головки 1 и герметизирующей муфты 2. В уплотнительную головку входит : корпус 10, сменное кольцо фланцевое 11, центратор сменный 13, кольцо опорное 9, уплотнитель резиновый 8, обойма 7, фланец верхний 4, соединенный на резьбе с корпусом и зафиксированный к нему стопорным винтом 3. В пазах фланца верхнего 4, размещены плашечные затворы 5, снабженные телескопическими винтами6. Бухты винтов 6, заключены в разъемные опоры 14, прикрепленные к фланцу верхнему болтами. К плашечным затворам укреплены указатели, показываюшие исходное положение затворов.

4.2. Герметизирующая муфта (см. приложение 3), на резьбе, включена в состав запорной компоновки для перекрытия начала труб. Компоновка, в подготовленном состоянии, должна находиться рядом со скважиной, в месте, указанном планом работ по подземному или капитальному ремонту.

4.3. При необходимости герметизации устья скважины в случае появления признаков нефтегазопроявления, а также при длительных перерывах в работе, запорную компоновку необходимо присоединить к колонне труб НКТ. Натяжением колонны труб клиновой захват гидроротора освобождается и снимается, с помощью извлекателя из гидроротора вынимается центрирующая втулка. Спуском герметизирующей муфты до посадки на центратор ( d 120 мм ) она будет сопряжена с резиновым уплотнителем 8, с обеспечением автоматической герметизации затрубного пространства. Поворотом рукоятки крана перекрывается канал колонны труб.

4.5. При сменном центраторе 13 с проходом 140 мм, посадка запорной компоновки производиться на гиророторе с помощью опорного кольца, при этом дистационный патрубок должен иметь высоту, при которой круговой паз герметизирующей муфты 2 будет находиться на уровне плащечных затворов 5.

Превентор плашечный малогабаритный

Диаметр проходного отверстия, мм. 25

Рабочее давление, Мпа (кгс/см2). 25(250)

Пробное давление корпуса, Мпа (кгс/см2). 50(500)

Пробное давление герметизации элементов, Мпа кгс/см2). 32(320)

Диаметр уплотняемых труб, мм (при установке соответствующих типоразмеров сменных уплотнителей в корпус плашек)..33,42,48,60,73,89

установка в корпусе превентора сменных элементов центратора (соответствующих типоразмеру унистняемых труб) позврляет обеспечивать устьевую труб относительно ствола скважины

буровой раствор и их смеси

Присоединительные размеры, мм

диаметр расположения шпилечных отверстий. 325

диаметр и количество шпилечных отверстий. 39×12

Габаритные размеры при закрытых плашках, мм :

СОСТАВ И КОМПЛЕКТНОСТЬ

1. ППМ состоит из следующих основных узлов и деталей (рис. 3.1.): цилиндра корпуса 1, плашки 6, сменного уплотнителя 7, обоймы центратора 17, сменных вкладышей 18, штока 8, уплотнительной гайки 11, штурвала 16.

УСТРОЙСТВО И ПРИНЦИП РАБОТЫ

1. Корпус ППМ (см.рис.3.1.) выполнен в виде крестовины сварного исполнения, который включает : цилиндр 1, верхний патрубок 2, нижний патрубок 3, присоединительные фланцы 4 и 5.

3. Обеспечение устьевой соооности опускаемых труб относительно ствола скважины достигается установкой центратора в проходном отверстии корпуса ППМ.

4. Центратор состоит из обоймы центратора 17, связанной с патрубком 2 резьбовым соединением и вкладышом 18 соответствующего типоразмера.

5. Закрывается и открывается превентор вращением штурвалов 16 соответственно по часовой и против часовой стрелки. При закрытии превентора герметизация устья скважины осуществляется принудительным выдавливанием резины головкой штока 8 через подвижно установленный в корпусе плашки диск 19.

6. В случае перехода на другой диаметр труб смену и установку соответствующего типоразмера уплотнителя 7 и вкладышей 18 производят в следующей последовательности (см.рис.3.1.и рис.7.1.):

n закрывают трубные плашки устьевого превентора (стандартное ПВО) ;

n вращением штурвала 16 против стрелки отводят плашки 6 до упора в крайнее положение ;

n отворачивают крышку 12 и вместе с гайкой 11 извлекают плашки 6 ;

n после установки соответствующего типоразмера уплотнителя 7, сборку производят в обратной последовательности ;

n производят демонтаж вышестоящего аварийного оборудования для обеспечения доступа по смене вкладышей центратора 18, необходимого типоразмера. Для этого ввернуть обойму 17 и извлечь наружу, придерживая рукой вкладыш центратора 18 от случайного его выпадания в скважину ;

n после установки в гнездо обоймы 17 вкладышей 18, соответствующего типоразмера, операцию установки повторяют в обратной последовательности ;

n производят монтаж верхней части аварийного оборудования и продолжают работы по намеченному плану.

И Н С Т Р У К Ц И Я

по применению запорной компоновки к малогабаритному превентору

1. Запорная компоновка предназначена для перекрытия канала насосно-компрессорных и бурильных труб при использовании в качестве ПВО малогабаритного превентора в процессе освоения, текущего и капитального ремонта скважин. Применение данной запорной компоновки допускается на скважинах с ожидаемым давлением на буфере не более 14 Мпа.

2. Запорная компоновка является универсальной и состоит из подъемного патрубка изготовленного из НКТ О89, О73 мм, пробкового проходного крана КППС-65x140xл, рабочей трубы (О73мм, О89мм) с длиной гладкой части не менее 1500мм, переводника под диаметр применяемых насосоно-компрессорных или бурильных труб. Длина переводника не регламентируется, фланцы и шпильки для крепления необходимо изготавливать из стали марки 45xí или 45xа. Наличие сварных соединений между патрубками НКТ и фланцами не допускается.

3. Применение рабочей трубы (Æ73мм, Æ89мм) обусловлено необходимостью избежать смены плашек превентора в процессе работы с комбинированным лифтом НКТ.

4. При работе, на скважине, запорная компоновка должна находиться на приемных мостках или рабочей площадке, кран должен находиться в открытом положении. В процессе работы должен быть установлен переводник под диаметр применяемых труб, а в случае комбинированного лифта рядом находится дополнительный переводник, под диаметр следующей ступени лифта. При смене диаметра поднимаемых из скважины труб необходимо произвести смену переводника.

5. Верхняя часть запорной компоновки (подъемный патрубок, КППС) должны быть окрашены в красный цвет. Окраска рабочей трубы не допускается. На запорной компоновке должен быть выбит номер, который указывается в паспорте.

8. При перерывах в работе, связанных с оставлением устья скважины, запорная компоновка должна быть навернута на трубы находящиеся в скважине, разгружена на элеватор устанавливаемый под верхнюю муфту рабочего патрубка запорной компоновки. После этого должны быть закрыты превентор и кран КППС с запорной компоновки.

Для регулирования давления применяется специальные задвижки – дроссельные задвижки (см. схему). Дроссельные задвижки могут быть ручного управления и дистанционного через гидравлическую систему.

Источник