Типи і основні параметри противикидового обладнання

Будова, призначення і конструкційні особливості універсального превентора

Превентори виготовляються декількох типів. При використанні плашкових превенторів свердловини перекриваються плашками які зміщаються до центру, виконані із спеціальної гуми з металевою арматурою. Як правило, на гирло свердловини встановлюються два превентора, оснащені плашками, відповідним зовнішньому діаметру труб, які знаходяться в свердловині. Глухі плашки встановлюються по мірі необхідності всього з січення свердловини. Закривати плашки можна як ручним способом за допомогою штурвала, так із допомогою гідравлічного або електричного приводів. Конструкція плашок виконана таким образом, що за рахунок тиску, який виникає в середині свердловини, створюється додаткове зусилля, яке допомагає ще більшому ущільненню.

Обертові автоматичні превентори призначені для автоматичної герметизації гирла свердловини в процесі буріння. Вони дозволяють обертати і раозходжувати бурильну колону при закритому превенторі; випускаються при робочому тиску 7,5 і 20 МПа.

Типи і основні параметри противикидового обладнання визначені ГОСТ 13862-80. встановлено наступні типові схеми противикидового обладнання з гідравлічним управлінням:

1 – двохпревенторна з двома лініями маніфольда, з одною хрестовиною;

2 – трьохпревенторна, з двома лініями маніфольда, з двома хрестовинами;

3 – трьохпревенторна, з двома лініями маніфольда, з двома хрестовинами;

4 – трьохпрвенторна, з трьома лініями маніфольда, з двома хрестовинами.

Маніфольдом противикидове обладнання називається система трубопроводів, з’єднаних за певною схемою і забезпечені необхідною арматурою (включає лінії дроселювання і глушіння).

Після встановлення на гирло противикидове обладнання має бути опрессовано водою на тиск, наведеним в таблиці. Противикидове обладнання повинно забезпечити при її відсутності, розходжуванні, прокручуванні і протисканні бурильних труб з муфтовим з’єднанням.

Практикою встановлено, що більшість газонафтоводопроявлень присвячено до моменту проведення підйому колони бурильних труб або до першого періоду промивки свердловини після спуску бурильної колони.

Для попередження газонафтоводопроявлень в процесі буріння, крім обважнення глинистого розчину і герметизації гирла свердловини, необхідно виконати наступні основні заходи.

1. Не відкривати пласти, які можуть викликати прояви, без попереднього спуску колони обсадних труб, передбачених ГТН.

2. Долив свердловини при підйомі бурильної колони повинен мати не періодичний, а постійний характер, для чого на нагнітальній лінії слід мати відвід для приєднання гнучкого шлангу або спеціальну ємність для довільного стікання бурового розчину або використати дозатори.

3. Цемент за кондуктором піднімають до гирла свердловини, щоб забезпечити надійну герметизацію гирла при боротьбі з газонафтоводопроявами.

4. При понижені щільності глинистого розчину більш ніж 20 кг/ см ³ (0,02 г/ см ³) необхідно застосувати негайні заходи по його відновленню.

5. Необхідно мати запас розчину. На свердловинах, в яких передбачається розкривати зони з можливими нафтогазопроявами, а також продуктивні горизонти на площах і об’єктах які знову розвідуються; на газових і газоконденсатних родовищах; на родовищах з аномально високим тиском бурова установка до початку буріння повинна бути забезпечена ємностями з запасним буровим розчином.

6. Так як коливання тиску при спуско-підіймальних операціях залежать від зазору між бурильною колоною і стінками свердловини, слід уникати компоновок нижньої частини бурильної колони з малим зазором.

7. Колону бурильних труб необхідно піднімати тільки після ретельної промивки свердловини при відповідних параметрах глинистого розчину, відповідним встановлених ГТН. Промивати свердловину слід при умові створення максимально можливої подачі насосів і при обертанні бурильної колони.

8. Якщо при підйомі бурильних труб рівень глинистого розчину в затрубному просторі не знижується, тоді це показує на виникнення ефекту поршнювання. В подібному випадку бурильну колону необхідно опустити нижче інтервалу прояву, промити свердловину і тільки після цього приступити до підйому інструменту.

9. Перед розкриттям об’єктів з високим пластовим тиском, де є можливий прояв, під ведучою бурильною трубою встановлюють зворотній клапан.

При загрозі викидів бурова бригада повинна негайно вжити належних заходів:

1. В процесі буріння або промивки свердловини:

а) не зупиняючи промивки, бурильник піднімає колону до виходу ведучої труби і муфти верхньої бурильної труби із ротора і становить її на вазі, надійно закріпити гальмо лебідки, після чого керувати роботою інших членів бурової вахти по закриттю верхнього плашкового превентора і спостерігає (після його закриття) за тиском на його викиді: при зростанні тиску до максимальних меж бурильник переключає потік рідини що виходить із свердловини на відведення зі штуцером великого розміру;

б) після підйому колони труб помічники бурильника за допомогою превентора перекривають гирло свердловини; після герметизації гирла рідина із свердловини через викидні лінії противикидового обладнання спрямовується в циркуляційну систему (амбар);

в) після закриття превентора безперервно вимірюється щільність бурового розчину і ведеться спостереження за вимірюванням рівня рідини в приймальних ємкостях бурових насосів, при необхідності роблять обважнення розчину;

г) при промивці з протитиском у випадку збільшення рівня рідини в приймальній ємкості бурових насосів слід зменшити діаметр штуцера для збільшення протитиску на розкриті пласти, з тим щоб зупинити збільшення рівня рідини в приймальній ємності. При цьому тиск в кільцевому просторі не повинно перевищувати припустимих норм;

д) при зростанню тиску на гирло до над допустимих величин закачка рідини зупиняється, викидні засувки закриваються і ведеться спостереження за тиском в свердловині, при подальшому збільшенні тиску необхідно понижувати його, при відкриваючи засувку і одночасно підкачування розчину в бурильні труби;

е) якщо вимушене пониження тиску викликає потребу повністю відкрити засувку для фонтанування свердловини через відводи превентора, потік газу слід направити по викидним лініям в сторону від бурової і прийняти міри до попередження загоряння газу або нафти;

ж) подальші роботи по ліквідації фонтанування проводять по спеціальному плану.

2. При повністю вийнятій із свердловини колоні бурова вахта закриває превентор з глухими плашками і встановлює герметизуючий пристрій для спуску труб під тиском. Одночасно ведеться контроль за тиском на гирлі свердловини. Газонафтопрояви ліквідуються за спеціальним планом.

3. При підйомі або спуску бурильної колони.

А. Якщо прояви незначні:

а) бурильник встановлює бурильну колону на ротор і разом з помічником приєднує ведучу трубу із зворотнім або кульовим клапаном, після чого колону припіднімають і закріплюють гальмо лебідки.;

б) верховий робітник негайно спускається з вежі;

в) закінчивши приєднання ведучої труби, бурова бригада герметизує гирло свердловини так, як це було вказано в пункті 1.

Б. Якщо газопроявлення виникає раптово, супроводжуючись викидами, які не дозволяють приєднати ведучу трубу:

а) верховий робітник негайно спускається з вежі;

б) бурильник опускає бурильну колону так, щоб елеватор доходив до ротора, і зупиняє її на вазі;

в) бурова бригада герметизує гирло свердловини превентором у відповідності з п. 1, після чого у верхню замкову муфту вгвинчують кульовий або зворотній клапан (у відкритому положенні), застосовуючи приспосіблення для його відкриття, а потім закривають клапан і засувки на виході превентора:

г) бурова бригада приєднує ведучу трубу до бурильної колони;

ґ) запускають бурові насоси і спрямовують потік рідини в колону, одночасно бурильник з помічниками привідкриває засувку на лінії превентора в циркуляційну систему (через штуцер); ця операція проводиться з поступовим збільшенням подачі насосів до максимуму з таким розрахунком, щоби кількість рідини, яка випускається із свердловини, відповідало подачі її насосами, контроль відбувається за зміною рівня рідини в приймальних ємкостях насосів, при цьому тиск під превентором неповинен перевищувати припустимих величин (тиск опресування колони);

д) подальші роботи проводяться у відповідності з п. 1.

Між членами кожної вахти повинні бути розподілені обов’язки на випадок виникнення газонафтоводопроявлення, які мають бути вказані у аварійному розкладі, який вивішений в культбутці. Буровий майстер повинен влаштовувати навчальні тривоги з кожною вахтою по плану ліквідації можливих аварій з реєстрацією їх проведення в спеціальному журналі. Контрольні навчальні тривоги з буровими вахтами повинні проводити ІТР бурової організації і представники воєнізованої служби по попередженню виникнення і ліквідації відкритих нафтових і газових фонтанів і аналізувати результати їх тренування.

Іноді доводиться вдаватися до буріння під тиском. При цьому крім герметизації гирла свердловини потрібно додаткове обладнання – механізм для проштовхування бурильних або обсадних труб, замкнута схема циркуляції (яка складається із герметизованих жолобів, приймальної і запасної ємності), а також обов’язково наявність штуцерної батареї. Протитиск на пласт при бурінні під тиском створюється стовпом глинистого розчину і опором в штуцері, який встановлюється на кінці викидної лінії, яка іде від противикидового обладнання.

Іноді, в силу цілого ряду обставин, не дивлячись на прийняті заходи, при відкритому фонтануванні нафти або газу виникають пожежі. Коли розпочалася пожежа гирло свердловини необхідно звільнити від обладнання та вжити заходів до ліквідації пожежі за допомогою водяних струменів, які створюються брандспойтами або струмені відпрацьованих газів реактивних двигунів, вибухами і т. п. Якщо заглушити фонтан перерахованими способами неможна, тоді бурять похило направлені свердловини в зону припливу газу, нафти, води в стовбур фонтануючої свердловини і під тиском через похилі стовбури закачують обважнений глинистий розчин. В особливо важких випадках при ліквідуванні відкритих фонтанів нафти або газу вдаються до ядерних вибухів.

Дата добавления: 2015-07-13