Что такое пво в крс

Что такое пво в крс

Противовыбросовое оборудование (ПВО) используется для гурметизации устья скважины в процессе сооружения скважины, и при испытании продуктивных пластов. Комплект противовыбросового оборудования включает:
– плашечный, универсальный, вращающийся превенторы;
– систему ручного и дистанционного управления превенторами,
– систему обвязки с задвижками высокого давления, которые имеют дистанционное управление.

Плашечный превентор состоит из корпуса, двух подвижных плашек и двух гидроцилиндров. Каждая плашка соединена со штоком гидроцилиндра двойного действия. Гидроцилиндры закреплены на боковых крышках, подвешенных на корпусе с помощью шарниров. Управление гидроцилиндрами осуществляется с пульта. Рабочая жидкость к гидроцилиндрам подводится по трубкам от гидропривода, который установлен вдали от превентора. Боковые крышки закреплены на корпусе при помощи винтов. Для обогрева превентора в его корпусе имеются каналы для подачи тепла. Герметичность соединения боковых крышек с корпусом обеспечивается за счет уплотнительных колец, которые при монтаже смазываются уплотнительной смазкой.

Управление превентором осуществляется от специального пульта дистанционно, с помощью гидропривода. В случае выхода дистанционного пульта из строя, превентор закрывается ручным вращением штурвалов, которые вынесены за пределы буровой. Для осуществления ручного закрытия плашек, и удержания их в закрытом положении, внутри штока каждого гидроцилиндра имеются цилиндрическая втулка с резьбой и валик. Валик выведен наружу, и заканчивается вилкой под карданное соединение с тягой, через которые он соединяется со штурвалами ручного управления.

Плашки перемещаются в корпусе превентора при помощи штока и гидроцилиндров. Они могут открывать, либо закрывать проходное отверстие в нем. Плашки могут быть вырезными – с вырезом в виде полукруга, облицованным специальной резиной, либо глухими – без выреза, с резиновой облицовкой. В любом случае, поверхности касания плашек друг с другом должны быть облицованы резиной.

Превентор с вырезными плашками герметизирует устье при спущенной колонне бурильных труб; радиус выреза полукруга на них равен радиусу бурильных труб. Превентор с глухими плашками полностью герметизирует устье в случае отсутствия в скважине инструмента. Поэтому, следует устанавливать не менее двух плашечных превенторов: с вырезными плашками, и с глухими.

Маркировка плашечного превентора ППГ 230х320: первое число в маркировке «230» означает диаметр проходного отверстия в миллиметрах, второе «320» рабочее давление кгс/см2.

Универсальный превентор герметизирует устье скважины при нахождении в нем бурильной трубы, замка или ведущей трубы. Он состоит из корпуса, который сверху закрыт крышкой, плунжера с уплотнительными манжетами, резинового уплотнения, верхней запорной камеры и нижней запорной камеры. К запорным камерам от гидропривода по трубкам подводится рабочая жидкость. Управление универсальным превентором осуществляется дистанционно, от того же пульта, что и плашечными.

Закрытие превентора. Под давлением жидкости, которая подается в нижнюю запорную камеру, плунжер перемещается вверх. При перемещении вверх, плунжер наклонной поверхностью нажимает на уплотнитель. Уплотнитель деформируется к центру превентора, и плотно прижимается к поверхности бурильного инструмента. В случае отсутствия инструмента в превенторе, уплотнитель полностью перекрывает проходное отверстие.

Открытие превентора. При подаче жидкости в верхнюю запорную камеру, плунжер опускается вниз. При этом уплотнитель возвращается в исходное положение, и освобождает бурильный инструмент.

Источник

Документы

Противовыбросовое оборудование (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 бурового раствора и проведение операций по его замещению (глушение скважины) другим с требуемыми параметрами.

Комплекс противовыбросового оборудования обеспечивает проведе — ние следующих работ:

герметизацию скважины, включающую закрывание-открывание плашек (уплотнителя) без давления и под давлением;

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;

циркуляцию бурового раствора с созданием регулируемого противо — давления на забой и его дегазацию;

оперативное управление гидроприводными составными частями обо — рудования.

Основные параметры ОП и его составных частей соответствуют требованиям ГОСТ 13862-90 и данным, приведенным в табл. 8.1.

В соответствии с указанным ГОСТом предусмотрено 10 типовых схем обвязки ОП:

На рис. 8.1 приведены схемы 1, 3, 7 и 10. Схема включает блок превенторов (плашечные с ручным или гидравлическим управлением, кольцевой, соединительные катушки и крестовина), станцию гидроуправления превенторами и гидроуправляемыми задвижками и манифольд противовыбросового оборудования, состоящий из блока глушения, блока дросселирования с запорной и регулирующей арматурой, напорных трубопроводов и блока сепаратора бурового раствора.

Типовые схемы обвязки ОП по ГОСТ 13862-90 устанавливают минимальное количество необходимых составных частей блока превенторов и манифольда, которые могут дополняться в зависимости от конкретных условий строящейся или ремонтируемой скважины.

Основные параметры противовыбросового оборудования

Диаметр условный прохода манифольда, мм

Максимальный диаметр трубы,

условный прохода ОП, мм

станции гидропривода (для схем 3-10), МПа

проходящей с трубодержателем (подвеской) через ОП, мм

В ОП для бурения допускается уменьшение условного диаметра прохода линий, соединяемых с дросселем, и линий глушения до 50 мм, увеличение условного диаметра прохода линий дросселирования до 100 мм. При этом условный диаметр прохода боковых отводов устьевой крестовины должен быть не более условного диаметра прохода подсоединяемой линии манифольда.

Допускается также применять станции гидропривода с номинальным давлением из следующего ряда: 16; 25; 32; 40 МПа.

Условное обозначение ОП по ГОСТ 13862-90 состоит из слова «оборудование», шифра, построенного по приведенной ниже схеме, и наименования нормативно-технического документа на поставку или стандарта:

Рис. 8.1. Типовые схемы обвязки противовыбросового оборудования по ГОСТ 13862-90:

диаметр условный прохода манифольда, мм; рабочее давление, МПа;

обозначение модификации, модернизации (при необходимости). Пример условного обозначения ОП по схеме 6 на рабочее давление 35 МПа с условным диаметром прохода превенторного блока 280 мм и манифольдом с условным диаметром прохода 80 мм: оборудование 0П6-280/80×35, ГОСТ 13862-90.

То же для ОП по схеме 9 на рабочее давление 70 МПа с условным диаметром прохода превенторного блока 280 мм, превентором с перерезывающими плашками и манифольдом с условным диаметром прохода 80 мм: оборудование 0П9с-280/80х70 ГОСТ 13862-90.

Коррозионное исполнение ОП

Обозначение коррозионно — стойкого исполнения

С объемным содержанием СО2 до 6%

С объемным содержанием СО2 и H2S до 6 % каждого С объемным содержанием СО2 и H2S до 25 % каждого

Номер схемы обвязки оборудования по ГОСТ 13862-90 Условный диаметр прохода, мм:

манифольда Рабочее давление, МПа:

плашечных превенторов и

манифольда кольцевого превентора

Условный диаметр труб, уплотняемый плашками превентора, мм

Номинальное рабочее давление гидроуправления превенторами, МПа

Температура скважинной сре-ды, °С

Состав комплекта ОП (шифр):

гидроуправление превенто рами

Габаритные размеры блока

превенторов (длина, ширина, высота), мм

Масса полного комплекта, кг

Пермский машзавод им. Ленина

В табл. 8.3 приведена краткая техническая характеристика ОП, поставляемого заводами России.

8.1. ПЛАШЕЧНЫЕ ПРЕВЕНТОРЫ

Плашечные превенторы предназначены для герметизации устья при наличии или отсутствии в скважине труб. Применяются для эксплуатации в умеренном и холодном макроклиматических районах.

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.

диаметр условный прохода, мм; рабочее давление, МПа;

Рис. 8.2. Плашечный превентор с гидроуправлением ОАО ВЗБТ:

Рис. 8.3. Превентор плашечный сдвоенный (Д_у = 180 мм, р_у = 70 МПа) Воронежского механического завода:

Рис. 8.4. Плашки превенторов ОАО ВЗБТ:

Рис. 8.5. Плашки превенторов Воронежского МЗ:

Диаметр условный проходного

Рабочее давление МПа:

в системе гидроуправления

Диаметр условных труб, уплотняемый

Нагрузка на плашки, кН (тс):

от массы колонны труб

Габаритные размеры (длина, ширина,

Технические характеристики плашечных превенторов, изготовляемых НПП «Сиббурмаш»

Диаметр прохода, мм

Рабочее давление, МПа

Диаметр уплотняемых труб, мм

0, 33, 42, 48, 60, 73, 89

0, 33, 42, 48, 60, 73, 89, 102, 114

Диаметр уплотняемого геофизического кабе —

Диаметр присоединительного фланца, мм

Габаритные размеры, мм:

Рис. 8.6. Плашечные превенторы с ручным управлением ОАО «Станкотехника»:

Пример условного обозначения плашечного превентора с гидроприводом, условным диаметром прохода 350 мм на рабочее давление 35 МПа для сред типа К2: ППГ-350х35К2.

Плашечные превенторы (рис. 8.2, 8.3) поставляются в комплекте противовыбросового оборудования или «россыпью».

Технические характеристики плашечных превенторов даны в табл. 8.48.6.

Основные показатели надежности плашечного превентора обеспечивают периодическую проверку его на функционирование путем закрытия на трубе, опрессовкой буровым раствором или водой и открытия, а также возможностью расхаживания бурильной колонны на длине трубы под избыточным давлением. Показатели надежности плашечных превенторов установлены ГОСТ 27743-88.

Технические характеристики плашечных превенторов выпускаемых Воронежским механическим заводом и ОАО «Станкотехника»

Диаметр прохода, мм

Рабочее давление, МПа

Давление пара в каме

ре обогрева, МПа, не

8.2. КОЛЬЦЕВЫЕ ПРЕВЕНТОРЫ

Кольцевые превенторы предназначены для герметизации устья скважины при наличии или отсутствии колонны труб.

1- с конической наружной поверхностью уплотнителя;

2- со сферической наружной поверхностью уплотнителя; условный диаметр прохода, мм;

исполнение (при необходимости) в зависимости от характеристики скважинной среды.

В комплект поставки входят: превентор в сборе, запасные уплотнители и манжеты, инструмент.

Для работы в условиях отрицательной температуры превенторы оснащены камерами обогрева.

Показатели надежности кольцевых превенторов установлены в ГОСТ 2774388.

Технические характеристики кольцевых превенторов

Типоразмер кольцевого превентора

Пермский завод им. Ленина

Воронеж ский меха нический завод

Рис. 8.7. Кольцевые превенторы ОАО «ВЗБТ»:

Рис. 8.8. Уплотнители кольцевых превенторов:

8.3. ВРАЩАЮЩИЕСЯ ПРЕВЕНТОРЫ

Вращающиеся превенторы (ПВ) предназначены для автоматической герметизации устья скважины вокруг любой части бурильной колонны, в том числе ведущих, утяжеленных, насосно-компрессорных, а также замковых соединений бурильных труб, при ее вращении, расхаживании, наращивании и выполнении спуско-подъемных операций. Устанавливают ПВ над блоком превенторов вместо разъемного желоба для отвода бурового раствора к блоку очистки циркуляционной системы буровой установки.

ПВ применяют при бурении с промывкой аэрированным буровым раствором, с продувкой газообразными агентами, с обратной промывкой, с регулированием дифференциального давления в системе «скважина-пласт», а также при вскрытии продуктивных пластов на «равновесии» и «с депрессией» в климатических условиях широкого диапазона зон по ГОСТ 15150-69.

Превенторы ПВ под названием «роторный герметизатор» выпускаются на опытном производстве ЦКБ «Титан» в г. Волгограде.

Технические характеристики роторных герметизаторов

Типоразмер роторного герметизатора

Условный диауетр прохода корпуса, мм

Условный диаметр прохода бокового отвода, мм Диаметр прохода в

съемном патроне, мм Наружный диаметр

съемного патрона, мм Рабочее давление, МПа:

Типоразмер роторного герметизатора

при вращении патро

вращения съемного па

Наружный диаметр уп

лотнителей для труб, мм

(высота, длина, ширина),

Основные технические характеристики ПВ конструкции СевКавНИ-ПИгаза и Воронежского механического завода приведены в табл. 8.9, а общий вид — на рис. 8.10.

Рис. 8.10. Вращающиеся превенторы СевКавНИПИгаза и Воронежского М3:

Типоразмер вращающегося превентора

Диаметр проходного от верстия по фланцу, мм Рабочее давление. МПа:

без вращения Условный диаметр уп лотняемых бурильных и насосно-компрессорных труб, мм

Габаритные размеры (высота, длина, ширина),

Опытное производство СевКавНИПИгаза

8.4. ФЛАНЦЕВЫЕ КАТУШКИ И КРЕСТОВИНЫ

Для соединения с колонной головкой, а также между собой плашеч-ных, кольцевого и вращающегося превенторов используются соединительные и переходные фланцевые катушки и крестовины. Основные характеристики соединительных и переходных фланцевых катушек и крестовин приведены в табл. 8.10.

Технические характеристики автоматических соединительных и переходных фланцевых катушек и крестовин

Условный диаметр прохода, мм

Типоразмер фланцевого соединения, мм х МПа

Высота фланцевой катушки, мм

Высота крестовины, мм

230х35 230х70 280х70 350х35 425х21 :ота крестовины опреде

лена с отводами диамет]

630 690 634 560 525 эом 80 мм.

8.5. УСТАНОВКИ ГИДРОУПРАВЛЕНИЯ ПРОТИВОВЫБРОСОВЫМ ОБОРУДОВАНИЕМ

Установки предназначены для оперативного дистанционного управления превенторами и гидроуправляемыми задвижками.

Противовыбросовое оборудование комплектуется станциями гидропри-

Типоразмер станции гидроуправления

Рабочее давление жидкос ти в пневмогидроаккумуляторах, МПа

Количество точек управле

Вместимость масляного ба ка, л

Давление зарядки азотом пневмогидроаккумуляторов, МПа

Объем жидкости в пневмогидроаккумуляторах при номинальном рабочем дав

Тип основного насоса

Тип привода вспомогатель

Мощность электропривода основного насоса, кВт

Производительность ос новного насоса, л/мин Габаритные размеры (дли на, ширина, высота), мм:

основного пульта и на

сосной аккумуляторной станции

вспомогательного пульта Масса, кг:

основного пульта и на сосной аккумуляторной

комплекта трубопрово дов длиной 30 м

вода типов ГУП-14, СУ14-916, СУ21-625, СУ21-875 и СУ21-1375. Кроме того, ЦКБ «Титан» разработана СУ-25/10-1250-ОП10с.

Технические характеристики станций гидроуправления превенторами приведены в табл. 8.11, а общий вид станции ГУЛ 14 показан на рис. 8.11. Принципиальная гидравлическая схема гидроуправления превенторами дана на рис. 8.12. Гидроуправление состоит из насосно-аккумуляторного блока с основным пультом управления, вспомогательного пульта и соединительных металлических трубопроводов с шарнирными соединениями.

Пневмогидроаккумуляторы служат для накапливания гидравлической энергии за счет сжатия инертного газа с целью сокращения времени на операции дистанционного закрывания-открывания уплотнительных элементов плашечных и кольцевого превенторов и задвижек манифольда и обеспе-

Рис. 8.11. Станция гидроуправления ГУП 14 ОАО “ВЗБТ»:

Рис. 8.12. Схема пневмогидравлическая гидроуправления превенторами и задвижками манифольда:

чения ее работы при отключенной электроэнергии на буровой. Общий вид сферического пневмогидроаккумулятора приведен на рис. 8.13. Гидроуправление типа СУ21-625 и другие оснащены пневмогидроаккумуляторами цилиндрической формы.

В случае отключения электроэнергии или неполадок в насосе жидкость в аккумулятор закачивают ручным или пневмоприводным насосом.

Из аккумулятора жидкость под давлением при помощи распределителей поступает в гидрокамеры плашечного или кольцевого превенторов и задвижек, закрывая или открывая при этом превенторы и задвижки.

Манифольды предназначены для обвязки блока превенторов противовыбросового оборудования с целью управления нефтяной или газовой скважиной в процессе ликвидации газонефтепроявления.

В соответствии с ГОСТ 13862-90 предусмотрено пять схем обвязки ма-нифольдов (рис. 8.14) с условным диаметром прохода 50, 65 и 80 мм. Вариант крепления напорной линии манифольда приведен на рис. 8.15.

Рис. 8.14. Схемы обвязки маиифольдов противовыбросового оборудования по ГОСТ 13862-90:

Установлена следующая система обозначения манифольдов:

Рис. 8.14. Продолжение

Таблица 8.12 Технические характеристики манифольдов противовыбросового оборудования

Источник

Газонефтеводопроявление (ГНВП)

К работам на скважинах с возможным ГНВП, допускаются рабочие и специалисты, прошедшие подготовку.

Мероприятия по предупреждению газонефтеводопроявлений и открытых фонтанов при освоении и ремонте скважин должны быть скоординированы с рабочими проектами, с системами оперативного производственного контроля, с программами подготовки рабочего персонала. Должен быть составлен план ликвидации аварий.

По степени опасности возникновения газонефтеводопроявлений скважины подразделяются на категории.

Эффективный контроль ГНВП обеспечивают внешние датчики давления, плотности и объема рабочей жидкости.

Действия при появлении признаков ГНВП:
— прекратить добычу нефти из проблемной скважины и на соседних скважинах при наличии интенсивной разработки нефтеносного пласта.
— выполнить герметизацию устья, ствола и канала скважины,
— информировать о ситуации АУП
— устранение ГНВП силами бригады специалистов, которые прошли специальное обучение и подготовку по спецкурсу.

Методы устранения ГНВП:
— ступенчатое глушение скважины.
Используется в случае превышения давления в колонне перед дросселем значения, максимально допустимого для колонны или гидроразрыва на уровне башмака.
При ликвидации ГВНП выполняют приоткрытие дросселя для снижения давления в колонне, что становится причиной нового поступления воды или газа в колонну на глубине.
За счёт кратковременности пика давления производят следующее приоткрытие дросселя с одновременным промыванием скважины.
Такие действия повторяют до тех пор, пока не понизится пиковое значение давления и не исчезнут признаки газонефтеводопроявления.

— ожидание утяжеления скважины.
После обнаружения ГНВП производят остановку нефтедобычи, перекрывают скважину и приготавливают раствор с необходимой плотностью.
При этом обязательно поддерживают достаточное давление, равное пластовому, в стволе скважины, чтобы приостановить ГНВП и всплытие флюида на поверхность.

Обнаружение ГНВП на ранних стадиях позволяет предотвратить развитие осложнений, простоев в работе и финансовых потерь.

Источник

Противовыбросовое оборудование

Противовыбросовое оборудование. (ПВО)

НАЗНАЧЕНИЕ: Для герметизации устья н/г скважин, при их строительстве, освоении и ремонте с целью предупреждения выбросов и фонтанов.

ПВО состоит из следующих основных узлов:

ПРЕВЕНТОР плашечныймалогабаритный с ручным управлением ППМ-125*250 атм.

Предназначен для предотвращения и ликвидации ГНВП путем герметизации устья скважины при освоении, испытании, проведении аварийных и ремонтных работ.

кабеля и каната 6,3-16 мм

Рекомендуемые файлы

7. Управление превентором ручное

ПРЕВЕНТОР малогабаритный трубный

Предназначен для герметизации устья скважин с целью предупреждения выброса или открытого фонтанирования, как при наличии трубы в скважине, так и без неё.

1. Диаметр прохода 156 мм

5. Привод плашек превентора ручной

6. Количество оборотов каждого штурвала

для закрытия 14-15 об.

7. Рабочая среда нефть; газ; газоконденсат;

Состоит из корпуса, корпуса плашек плунжерного типа, плашек, штока, гайки штока, центраторов под типо-размеры труб (3 шт.) и штурвала управления.

На скважине превентор устанавливается центраторами вверх.

Нельзя расхаживать трубы при закрытом превенторе во избежание повреждения резиновых уплотнителей.

Нельзя производить посадку на корпусе плашек труб массой более 500 кг.

Проверка работоспособности ПРЕВЕНТОРОВ.

Периодически производят проверку ПВО путём окрытия-закрытия и записью в «Журнале технического состояния ПВО»:

1. При нормальной работе 1 раз в неделю

2. В режиме оперативной готовности перед каждым СПО

Предназначены для обвязки стволовой части ПВО с целью управления скважиной при ГНВП. Поставляются составными частями:

Серийно выпускаются следующие типы манифольдов:

МПБ2-80*70, МПБК3-80*70, МПБ2-80*35К2, МПБ3-80*35, МПБ3-80*35К2, где :

2,3 – номера схем обвязки по ГОСТу. 13862-90

Обеспечивает выполнение следующих операций:

1. Разрядку скважины через любую линию манифольда.

2. Замену газированного раствора утяжеленным.

3. Выпуск раствора с регулируемым противодавлением на пласт через за трубное пространство при помощи дросселя.

4. Закачку раствора буровыми насосами или агрегатом СА-320.

Манифольд состоит из следующих основных узлов :

· сипаратора – для естественного выделения газа из раствора при ГНВП

Требования к монтажу и эксплуатации МПБ

1. Длина выкид. линий должна быть:

— для нефтяных скважин 3 категории- не менее 30м.

— для нефтяных скважин 1,2 категории, а также для разведочных и газовых- не менее 100м.

2. Линии должны иметь уклон 1,5 градуса от устья в сторону приемных ёмкостей.

3. Расстояние от концов выкид. линий манифольда до всех коммуникации и сооружении, не относящихся к обьектам буровой установки, должно быть не менее 100 м. для всех категорий скважин.

4. Консоль от последней опоры не более 1м.

5. Расстояние от устья до блоков глушения и дросселирования 15-20 м., а между стойками опор 6-8м. Последняя опора бетонируется в грунте объемом 0,6*0,6*1м. и глубиной не менее 0,6м.

7. Манометры должны иметь верхний предел диапазона измерении на 30% превышающие давление опрессовки тех. колонны

8. На задвижки перед дросселем устанавливается табличка с указанием давления опрессовки тех. колонны и давление гидроразрыва пласта.

10. Выкид. линии после концевых задвижек опрессует водой:

-50 атм при рабочем давлении ПВО до 210 атм

-100 атм при рабочем давлении ПВО более 210 атм

11. Манифольд продувает сжатым воздухом после каждого открытия коренной задвижки, но не реже 1 раза в неделю

ПРЯМОТОЧНЫЕ ЗАДВИЖКИ ЗМ-80х350 с ручным управлением

и ЗМГ-80х350 с дистанционным гидроприводом.

Задвижки предназначены для перекрытия линий манифольда ПВО при работе в образивных средах. Задвижка прямоточная – контакт между шибером и седлами – металл по металлу.

5. Рабочая среда нефть; газ; газоконденсат;

ДРОССЕЛЬ регулируемый ДР-80х350.

Предназначен для установки в манифольд ПВО с целью осуществления плавного бесступенчатого регулирования противодавление на пласт через кольцевое пространство при ГНВП.

5. Рабочая среда нефть;газ; газоконденсат;

КОЛОННЫЕ ГОЛОВКИ типа ОКК.

Оборудование колонное клиновое (с клиновой подвеской обсадных труб) предназначено для:

Оборудование обвязки обсадных колонн типа “ОКК” рассчитано на рабочее давление 210, 350 и 700 атм и предназначено для подвески двух и более обсадных колонн (4-5).

· 3 – количество подвешенных колонн

· 350 – рабочее давление, атм

· 146,245,324 – наружные диаметры подвешенных колонн, мм

· 426 – наружный диаметр кондуктора, мм

· К2 – коррозийная стойкость 2-ой степени.

КШВ, КШН, КШЦ, КШНВ назначение, устройство, принцип работы, эксплуатация.

Предназначены для перекрытия проходного канала бурильной колонны с целью предупреждения возникновения выброса жидкости или газа при бурении скважины (т.е. при ГНВП):

· КШВ – кран шаровой верхний, с левой резьбой на рабочее давление 350 атм и устанавливается под вертлюгом.

· КШН – кран шаровой нижний, с правой резьбой на рабочее давление 300 атм и устанавливается под квадратом.

Шифр крана КШН 178-76*350, где:

· 178 – наружный диаметр корпуса, мм

· 76 – внутренний диаметр проходного отверстия шаровой пробки, мм

· 350 – рабочее давление, атм

Обратный клапан предназначен для предупреждения выброса жидкости или газа из скважины в процессе спуска и подъема бурильных труб и НКТ, при прекращении промывки скважины в процессе бурения и ремонта скважин. Выпускаются следующие типы обратных клапанов :

— КОБТ – клапан обратный буровой тарелчатый на рабочее давление 350 атм

1. Одностороннего действия

2. Недолговечность тарелки и седла

3. Невозможно пропускать геофиз. приборы

4. При переливах невозможно навернуть

Типовые схемы ПВО по ГОСТ. 13862-90.

Согласно ГОСТ-13862-90 устанавливаются 10 типовых схем ОП: (См. приложения)

· 1-2 с ручным приводом

· 3-10 с гидравлическим приводом

В ОП для ремонта скважин – привод механический или гидравлический, для бурения – привод гидравлический.

Типовые схемы устанавливают минимальное количество необходимых составных частей превенторного блока и манифольда, которые могут дополняться в зависимости от конкретных геологических условий бурящейся или ремонтируемой скважины.

Выбор ПВО осуществляется с учетом возможностей выполнения следующих технологических операций:

· Герметизации устья скважины при спущенной бурильной колонне и без неё.

· Подвески колонны бур.труб на плашках превентора после его закрытия.

· Контроля за состоянием скважины во время глушения.

· Расхаживания бурильной колонны для предотвращения её прихвата

Все схемы ПВО в верхней части должны включать фланцевую катушку и разъёмный жёлоб для облегчения работ по ликвидации О.Ф.

Условное обозначение ОП1-100/65*35*К2*А, где:

Коррозионная стойкость – это сопротивление ПВО коррозии, различают 3 степени коррозионной стойкости:

Источник