что такое рабочее давление превентора
Рабочее давление превентора
Изначально рабочее давление превентора является одной из важнейших характеристик, гарантирующих отсутствие выброса при эксплуатации сборки ОП. В стандарте ГОСТ 13862 принята следующая градация давления элементов и составных частей противовыбросового оборудования – 7 МПа, 14 МПа, 21 МПа, 35 МПа, 70 МПа и 105 МПа.
Поэтому важно правильно выбрать плашечные и универсальные превенторы по характеристике рабочего давления.
Принцип действия противовыбросового оборудования
Нормальные условия для циркуляции бурового раствора в момент бурения ствола скважины контролируются величиной гидростатического давления. Другими словами, регулируя плотность промывочной жидкости, которой из скважины выносится порода, можно гарантированно создать внутри нее давление, величина которого будет немного больше, чем давление внутри пласта.
При вскрытии нефтяных/газовых пластов в буровой раствор могут проникать газы, снижая его плотность. При этом гидростатическое давление снижается, из пласта в скважину может беспрепятственно поступать вода, газ или нефть. Такие аварийные ситуации получили название проявлений ГНВП (газонефтеводо).
Если буровая бригада вовремя не заметит подобных проявлений, произойдет выброс указанных продуктов из скважины. Это, в свою очередь, чревато возгоранием углеводородных продуктов. Как результат, увеличение времени строительства скважины, снижение объема добычи, порча бурового и/или нефтепромыслового оборудования.
Противовыбросовое оборудование предназначено для герметичного перекрытия устья скважины в момент возникновения проявлений ГНВП. Если в скважине в это время нет труб, используются глухие плашки. При наличии неподвижной колонны в стволе применяются трубные плашки. При аномально высоком давлении перерезающими плашками одного превентора бурильная колонна обламывается, глухими плашками второго превентора устье перекрывается наглухо.
Для более сложных случаев – герметизация вращающейся колонны, в момент расхаживания, бурения УБТ трубами, используются универсальные и вращающиеся превенторы. Одновременно с эти в линиях манифольда выполняются мероприятия по увеличению плотности бурового раствора:
Это позволяет вернуть бурильщик контроль над условиями внутри скважины, предотвратить преобразование проявления в выброс.
Рабочее давление и другие характеристики превенторов
При наличии в пласте негазированной обводненной нефти рабочее давление превентора выбирается по разнице между давлением на забое и гидростатическим давлением столба бурового раствора в скважине с учетом градиента давления 4,5 – 6,8 кПа/м.
Запас прочности позволяет избежать задержек в перекрытии скважины. Например, противовыбросовое оборудование на 35 МПа будет не эффективно при задержке обеспечения герметичности устья. Давление поднимется выше этого уровня, возможно несколько неконтролируемых выкидов. В этом случае будет эффективно ОП с рабочим давлением 70 МПа.
С увеличением квалификации сотрудников бригады и их сработанности рабочее давление превентора выбирается более точно, снижаются риски выброса, влияние человеческого фактора. Во время спуска обсадной эксплуатационной колоны рабочее давление превентора берется чуть выше, чем устьевое давление в насосно-компрессорных трубах.
В бурении существует термин «коэффициент закрытия» – частное от деления давления в скважине на давление, необходимое для закрытия плашек превентора. Рабочие характеристики плашечных превенторов регламентируются стандартом ГОСТ 27743:
Рабочее давление превентора
Изначально рабочее давление превентора является одной из важнейших характеристик, гарантирующих отсутствие выброса при эксплуатации сборки ОП. В стандарте ГОСТ 13862 принята следующая градация давления элементов и составных частей противовыбросового оборудования – 7 МПа, 14 МПа, 21 МПа, 35 МПа, 70 МПа и 105 МПа.
Поэтому важно правильно выбрать плашечные и универсальные превенторы по характеристике рабочего давления.
Принцип действия противовыбросового оборудования
Нормальные условия для циркуляции бурового раствора в момент бурения ствола скважины контролируются величиной гидростатического давления. Другими словами, регулируя плотность промывочной жидкости, которой из скважины выносится порода, можно гарантированно создать внутри нее давление, величина которого будет немного больше, чем давление внутри пласта.
При вскрытии нефтяных/газовых пластов в буровой раствор могут проникать газы, снижая его плотность. При этом гидростатическое давление снижается, из пласта в скважину может беспрепятственно поступать вода, газ или нефть. Такие аварийные ситуации получили название проявлений ГНВП (газонефтеводо).
Если буровая бригада вовремя не заметит подобных проявлений, произойдет выброс указанных продуктов из скважины. Это, в свою очередь, чревато возгоранием углеводородных продуктов. Как результат, увеличение времени строительства скважины, снижение объема добычи, порча бурового и/или нефтепромыслового оборудования.
Противовыбросовое оборудование предназначено для герметичного перекрытия устья скважины в момент возникновения проявлений ГНВП. Если в скважине в это время нет труб, используются глухие плашки. При наличии неподвижной колонны в стволе применяются трубные плашки. При аномально высоком давлении перерезающими плашками одного превентора бурильная колонна обламывается, глухими плашками второго превентора устье перекрывается наглухо.
Для более сложных случаев – герметизация вращающейся колонны, в момент расхаживания, бурения УБТ трубами, используются универсальные и вращающиеся превенторы. Одновременно с эти в линиях манифольда выполняются мероприятия по увеличению плотности бурового раствора:
Это позволяет вернуть бурильщик контроль над условиями внутри скважины, предотвратить преобразование проявления в выброс.
Рабочее давление и другие характеристики превенторов
При наличии в пласте негазированной обводненной нефти рабочее давление превентора выбирается по разнице между давлением на забое и гидростатическим давлением столба бурового раствора в скважине с учетом градиента давления 4,5 – 6,8 кПа/м.
Запас прочности позволяет избежать задержек в перекрытии скважины. Например, противовыбросовое оборудование на 35 МПа будет не эффективно при задержке обеспечения герметичности устья. Давление поднимется выше этого уровня, возможно несколько неконтролируемых выкидов. В этом случае будет эффективно ОП с рабочим давлением 70 МПа.
С увеличением квалификации сотрудников бригады и их сработанности рабочее давление превентора выбирается более точно, снижаются риски выброса, влияние человеческого фактора. Во время спуска обсадной эксплуатационной колоны рабочее давление превентора берется чуть выше, чем устьевое давление в насосно-компрессорных трубах.
В бурении существует термин «коэффициент закрытия» – частное от деления давления в скважине на давление, необходимое для закрытия плашек превентора. Рабочие характеристики плашечных превенторов регламентируются стандартом ГОСТ 27743:
Противовыбросовое оборудование, рассчитанное на рабочее давление 35 МПа
Основные параметры противовыбросового оборудования. Анализ и обоснование выбора конструкций превенторных установок. Конструктивные особенности универсальных превенторов. Расчет уплотнителя и усилия на поршень, необходимый для герметизаций устья скважины.
1. Анализ конструкций превенторных установок
1.1 Плашечные превенторы
1.2 Универсальные превенторы
1.3 Вращающиеся превенторы
2. Обоснование выбора конструкций превенторов
3. Конструктивные особенности универсальных превенторов
4. Расчет универсального превентора
4.1 Расчет уплотнителя
4.2 Расчет усилия на поршень, необходимый для герметизаций
5. Охрана окружающей среды
Список использованной литературы
В настоящее время нефтяная промышленность переживает большой подъем. За последние годы созданы новые образцы буровых машин и комплексов, оказавших заметное влияние на производительность буровых работ и ускорение темпов роста добычи нефти и газа. Успехи бурения неразрывно связаны с новейшими научными разработками в области расчетов и проектирования буровых машин, повышения их технического уровня и надежности. Для закрепления достигнутых успехов необходимо постоянно расширять объемы разведочного и эксплуатационного бурения путем дальнейшего повышения производительности буровых машин, механизации тяжелого ручного труда, оптимизации и автоматизации буровых работ. В связи с этим необходимо проведение работ по перевооружению буровых предприятий высокопроизводительными автоматизированными установками. Именно это позволит обеспечить необходимый прирост объема буровых работ.
Выбросы нефти и газа, по вызывающим их причинам, можно подразделить на два основных вида:
1) выбросы, вызванные причинами технологического характера;
2) выбросы, вызванные причинами технического характера.
К первым следует отнести неправильную оценку пластового давления, в связи с чем производится неправильный выбор параметров бурового раствора (удельный вес, вязкость, статическое напряжение сдвига); подъем бурового инструмента из скважины с сальником на долоте или замках с затяжкой и расхаживанием, что сопровождается поршневым эффектом, прямым следствием которого является снижение противодавления на пласт, отсюда вызов притока из пласта; подъем бурильного инструмента из скважины на высоких скоростях в продуктивной зоне или близко лежащих к этой зоне пластах, в особенности при бурении скважин малыми размерами долот (в этих случаях также имеет место поршневой эффект); бурение в сильно поглощающих пластах.
Комплекс противовыбросового оборудования обеспечивает проведение следующих работ: герметизацию скважин, включающую закрывание-открывание плашек без давления и под давлением; спускоподъем колонны бурильных труб при герметизированном устье, включая протаскивание замков, расхаживание труб, подвеску колонн на плашки и удерживание колонн в скважине плашками при выбросе; циркуляцию бурового раствора с созданием регулируемого противодавления на забой; оперативное управление гидроприводными составными частями оборудования.
С ростом глубины бурения значительно увеличивается и рабочее давление превенторов. Постоянно разрабатываются и готовятся к производству новые конструкции противовыбросового оборудования, отвечающие возросшим требованиям бурения. На основе накопленного опыта, научно-исследовательских и опытно-конструкторских работ, а также новейших достижений в нефтяном машиностроении и смежных областях науки и техники противовыбросовое оборудование непрерывно совершенствуется: повышается его долговечность и надежность, снижается масса, сокращается металлоемкость и трудовые затраты на его изготовление, эксплуатацию и ремонт. Это обусловило широкую номенклатуру моделей и модификаций превенторов и компоновки превенторных установок, используемых в отечественной и зарубежной практике бурения разведочных и эксплуатационных скважин [1].
1. Анализ конструкций превенторных установок
Противовыбросовое оборудование представляет собой комплекс, состоящий из сборки превенторов, манифольда и гидравлического управления превенторами, предназначенный для управления проявляющей скважиной в целях обеспечения безопасных условий труда персонала, предотвращения открытых фонтанов и охраны окружающей среды от загрязнения в умеренном и холодном макроклиматических районах.
Комплекс противовыбросового оборудования обеспечивает проведение следующих работ:
· герметизацию скважины, включающую закрывание и открывание плашек (уплотнителя) без давления и под давлением;
· спуск и подъем колонны бурильных труб при герметизированном устье, включая протаскивание замковых соединений, расхаживание труб, подвешивание колонны труб на плашки и удержание ее в скважине плашками при выбросе;
· циркуляцию бурового раствора с созданием регулируемого противодавления на забой и его дегазацию;
· оперативное управление гидроприводными составными частями оборудования.
В соответствии с ГОСТом предусмотрено 10 типовых схем обвязки противовыбросового оборудования:
На рисунке 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.
Условный диаметр прохода противовыбросового оборудования, мм
Рабочее давление, МПа
Условный диаметр прохода манифольда, мм
Номинальное давление станции гидропривода (для схем 3-10), МПа
Максимальный диаметр трубы, проходящий с трубодержателем (подвеской) через противовыбросовое оборудование, мм
14; 21* 2) ; 35* 2) ; 70;105
В противовыбросовом оборудовании 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.
ь диаметр условный прохода ОП, мм;
ь диаметр условный прохода манифольда, мм;
ь рабочее давление, МПа;
ь обозначение модификации, модернизации (при необходимости).
Скважинная среда с объемным содержанием
Обозначение коррозионно-стойкого исполнения
Пример условного обозначения противовыбросового оборудования (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 ОП6-280/80×35, ГОСТ 13862-90.
То же для противовыбросового оборудования 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 ОП9с-280/80х70, ГОСТ 13862-90.
Принципиальная схема противовыбросового оборудования приведена на рисунке 2.
В комплект превенторных установок входят плашечные, универсальные и вращающиеся превенторы, а также система трубопроводов обвязки с задвижками или кранами высокого давления, имеющими дистанционное управление.
Противовыбросовая установка подразделяется на две системы: герметизирующую и управляющую. К системе герметизации устья скважины относятся превенторы с устройствами для гидравлического, пневматического или механического воздействия на уплотняющий элемент. К системе управления относятся задвижки или краны с гидравлическим или механическим управлением штуцеры, отбойные камеры, а также отводы с приспособлениями для присоединения к различным агрегатам.
Манифольд противовыбросового оборудования состоит из линий дросселирования и глушения, которые соединяются со стволовой частью противовыбросового оборудования и представляют собой систему трубопроводов и арматуры (задвижки с ручным и гидравлическим управлением, регулируемые дроссели с ручным и гидравлическим управлением, манометры и др.).
1- установка превенторов; 2- манифольд; 3- основной пульт управления; 4- вспомогательный пульт; 5- ручной привод
Рисунок 2- Принципиальная схема противовыбросового оборудования
Линия глушения соединяется с буровыми насосами и служит для закачки в скважину утяжеленного раствора по межтрубному пространству. При необходимости линию глушения можно использовать 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, а также для закачки жидкости в скважину с помощью цементировочных агрегатов.
Манифольды противовыбросового оборудования рассчитывают на рабочее давление: 21, 35, 70 МПа. По конструкции задвижек манифольды делятся на два типа: МП- с клиновыми задвижками и МПП- с прямоточными задвижками. Манифольды типа МП в блочном исполнении имеют шифр МПВ. Шифр манифольдов дополняется цифрами, указывающими диаметр их проходного отверстия и рабочее давление (например МПВ-8035). В современных манифольдах диаметр проходного отверстия принимается равным 80 мм для всех схем противовыбросового оборудования.
Задвижки манифольда имеют ручное и гидравлическое дистанционное управление. Главными являются задвижки с гидравлическим управлением, осуществляемым посредством гидроцилиндра двойного действия, поршень которого соединяется с шибером задвижки.
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 конического наконечника, в результате которого изменяется проходное сечение дросселя.
В линиях глушения и дросселирования применяются высококачественные бесшовные трубы. Фланцевые соединения манифольда уплотняются металлическими кольцевыми прокладками. Базовой деталью для монтажа стволовой части и манифольда противовыбросового оборудования является устьевая (верхняя) крестовина колонной головки. При несоответствии диаметров крестовины и превентора между ними устанавливается переводная катушка или переводной фланец. Линии манифольда должны быть прямыми и отведены от дорог, линий электропередач и других сооружений. Поворот линии манифольда допускается в исключительных случаях и только с применением стальных кованых угольников.
Манифольд устанавливается на санях с телескопическими стойками, позволяющими регулировать высоту его расположения в пределах 0,65-1,25 м в зависимости от положения колонной головки над устьем скважины, изменяющегося после спуска и цементирования очередной обсадной колонны. Высота разъемного желоба устанавливается по расстоянию между фланцевой катушкой и ротором буровой установки [5].
Основным элементом противовыбросового оборудования является превентор. В связи с множеством требований, предъявляемых данному типу оборудования, существуют различные конструкции превенторов.
Универсальные превенторы обладают более широкими возможностями. Они герметизируют устье скважины при наличии и отсутствии в ней подвешенной колонны труб и вместе с тем позволяют, сохраняя герметичность устья скважины, проворачивать бурильную колонну и протаскивать трубы вместе с муфтами и бурильными замками. Универсальный превентор способен герметизировать устье скважины независимо от диаметра и геометрической формы уплотняющего элемента.
Вращающиеся превенторы предназначены для герметизации кольцевого зазора между устьем скважины и бурильной колонной и обеспечения возможности вращения, подъема и спуска бурильной колонны при герметизированном устье. В составе противовыбросового оборудования вращающийся превентор используется при роторном бурении с очисткой забоя от выбуренной породы газом, воздухом или аэрированным промывочным раствором, а также при обратной промывке скважины и вскрытии пластов с высоким пластовым давлением [1].
1.1 Плашечные превенторы
Плашечные превенторы предназначены для герметизации устья при наличии в скважине труб или в отсутствие их; применяют 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, подшивание колонны труб на плашки и ее удержание от выталкивания под действием скважинного давления.
Установлена следующая система обозначения плашечного превентора:
ь диаметр условный прохода, мм;
ь рабочее давление, МПа;
Плашечные превенторы с гидравлическим управлением предназначены для герметизации устья скважины в целях предупреждения выброса. Технические характеристики плашечных превенторов даны в таблице 3.
Устройство плашечного превентора с гидравлическим управлением типа ППГ показано на рисунке 3. Корпус 2 превентора представляет собой стальную отливку с вертикальным проходным отверстием и цилиндрическими фланцами с резьбой для шпилек. Соединение шпильками позволяет уменьшить высоту превентора, однако требует точной его подвески при монтаже противовыбросового оборудования, обеспечивающей совпадение осей шпилек и отверстий фланца. На опорных поверхностях фланцев имеются канавки для уплотнительной стальной кольцевой прокладки восьмигранного сечения.
Корпус превентора снабжен горизонтальной сквозной полостью для размещения плашек 18. Снаружи полость закрывается боковыми крышками 1 и 6, которые крепятся к корпусу болтами 5. Стыки крышек с корпусом уплотняются резиновыми прокладками 4, установленными в канавках крышек. Используются и откидные крышки, шарнирно соединяемые с корпусом, позволяющие осуществлять быструю смену плашек. Для предотвращения примерзания плашек в корпус превентора встраиваются трубки 15 для подачи пара в зимнее время. На боковых торцах крышек посредством шпилек крепятся гидроцилиндры 7 двустороннего действия для закрытия и открытия превенторов. Усилие, создаваемое гидроцилиндром, должно быть достаточным для закрытия превентора при давлении на устье скважины, равном рабочему давлению превентора.
Штоки поршней 8 снабжены Г-образным выступом для соединения с оправкой плашек. Под давлением рабочей жидкости, нагнетаемой из коллектора 3 по трубкам 19 в наружные полости гидроцилиндра, поршни перемещаются во встречном направлении и плашки закрывают проходное отверстие превентора. При нагнетании рабочей жидкости во внутренние полости гидроцилиндров плашки раздвигаются и открывают проходное отверстие превентора. Поршни и штоки, а также неподвижные соединения гидроцилиндров уплотняются резиновыми кольцами 9, 13, 14.
Гидравлическое управление превентором дублируется ручным механизмом одностороннего действия, используемым при отключении и отказах гидравлической системы, а также при необходимости закрытия превентора на длительное время. Ручной механизм состоит из шлицевого валика 10 и промежуточной резьбовой втулки 12, имеющей шлицевое соединение с поршнем. Вилка 10 посредством вилки 11 кардана и тяги соединяется со штурвалом, вынесенным на безопасное расстояние от устья скважины.
При вращении валика по часовой стрелке резьбовая втулка 12 приводится в прямолинейное движение и перемещает поршень до замыкания плашек превентора. Расчетное время закрытия превентора составляет 10 секунд при использовании гидравлической системы и 70 секунд при ручном управлении. При обратном вращении винта поршни остаются неподвижными, а резьбовые втулки благодаря шлицевому соединению с поршнями возвращаются в исходное положение.
После перемещения резьбовых втулок в исходное положение превентор можно открыть при помощи гидравлической системы управления.
Рисунок 3- Плашечный превентор
В плашечных превенторах применяют трубные плашки для герметизации устья скважины с подвешенной колонной бурильных или обсадных труб и глухие плашки при отсутствии труб в скважине. При необходимости используют специальные плашки для перерезания труб.
Плашки состоят из резинового уплотнения 16 и вкладыша 17, соединенных с корпусом болтами и винтами. Армированные металлические пластины придают уплотнителю необходимую прочность и противодействуют выдавливанию резины при расхаживании колонны труб. Наработка уплотнителя измеряется числом циклов закрытия превентора и суммарной длиной труб, протаскиваемых через закрытый превентор со скоростью 0,5 м/ч при давлении в гидроцилиндре и скважине не более 10 МПа. Согласно нормам, средняя наработка до отказа уплотнителя должна составлять не менее 300 закрытий превентора без давления и обеспечивать возможность протаскивания более 300 м труб через закрытый превентор.
В структурно-поисковом бурении используются плашечные превенторы типа ППБ (ППБ-307?320) с электрическим приводом. Они состоят из следующих основных деталей и узлов: корпус, крышки, телескопические винтовые штоки, боковой приводной вал. Корпус превентора представляет литую стальную коробку, имеющую вертикальное проходное отверстие и горизонтальное отверстие прямоугольной формы, в которое с двух сторон вставляются плашки. Прямоугольное отверстие с двух сторон закрывается откидными крышками и уплотняется резиновыми прокладками. Крышка состоит из корпуса, стакана, присоединяемого на винтах к корпусу, биметаллических втулок и резиновых манжет. В крышке смонтированы винт и шток, образующие телескопическую винтовую пару. На выводном конце винта насажана звездочка. Во внешнюю ступицу корпуса крышки вставляется валик, на квадратный конец которого насажена звездочка с полукарданом для присоединения к электрическому управлению. Телескопическое устройство приводится в действие через звездочки, соединяемые втулочно-роликовой цепью, от бокового приводного вала. Кроме электрического дистанционного управления предусмотрен ручной привод для управления превентором в случае отключения электричества и для длительной его фиксации в закрытом положении.
Разработан и испытан плашечный превентор с односторонним приводом ПГО-230?320 Бр, плашки которого посредством рычагов перемещаются от одного силового цилиндра. Благодаря этому в превенторах ПГО плашки сходятся в центре проходного отверстия независимо от соосности превентора и подвешенной колонны труб.
В целях снижения высоты стволовой части противовыбросового оборудования пользуются сдвоенными превенторами, заменяющими два обычных плашечных превентора. При наличии агрессивных сред используется противовыбросовое оборудование в коррозионно-стойком исполнении со специальным покрытием внутренней полости превентора.
Техническая характеристика плашечного превентора приведена в таблице 3.