Обертовий превентор (дивертер)

В деяких країнах (Нігерія, Індонезія, Нідерланди) зустрічаються газові поклади на невеликих глибинах, дуже близько від поверхні. Поступлення таких флюїдів неможливо контролювати звичайними методами, але при необхідності повинна бути можливість закриття гирла свердловини при одночасному відкритті одного або декількох бокових відводів великого діаметра, направляючих флюїд в ємність бурового розчину або на факел.

Для цього необхідно:

• превентор кільцевого типу з великим внутрішнім діаметром та низьким робочим тиском, очікуваним на гирлі свердловини;

• один або декілька бокових відводів великого діаметру (порядком 12”або більше) під превентором, оснащених клапанами з дистанційним управлінням, які відкривають, як тільки закривається превентор (свердловина ніколи не повинна бути закритою).

Примітка: в таку систему може входити декілька незалежних елементів або вона може представляти собою єдине ціле (наприклад, інтегральна система Hydril або Reagan). Але основним елементом таких систем обов’язково є обертовий превентор (рисунок 7.27).

Рисунок 7.27 − Схема обертового превентора американської компанії «Hydril»

На рисунку 7.28 показано обертовий превентор ком­панії «N.L. Shaffer». До його складу входять: корпус 1, замок швидкознімної кришки 2, швидкознімна криш­ка 3, манжетне ущільнення 4, обертовий вузол 5, обер­това втулка 6, патрон під робочу трубу 7, подвійний роликовий підшипник 8, відвідний патрубок для бу­рового розчину 9, з'єднання для лінії доливу 10, ущіль­нювач 11.

Рисунок 7.28 − Схема обертового превентора американської компанії «N.L. Shaffer»

Компанія випускає герметизуючі головки, розра­ховані на тиск 14—21 МПа, з гідравлічним або пневма­тичним керуванням. В основному їх використовують на установках примусового спуску труб у свердловину.

Робота превентора. В процесібуріння ущіль­нювач постійно герметизує затрубний простір, а буровий розчин, минаючи його попадає у відвідний патрубок. У випадку НГВП флюїд, попадаючи в свердловину, приводить до збільшення витрати рідини в затрубному просторі. При цьому створюється надлишковий тиск в свердловині, що допомагає кращому ущільненню елемента при герметизації її гирла та одночасному відкритті одного або декількох бокових відводів великого діаметра (клапани з дистанційним управлінням), по яких флюїд направляється в ємність бурового розчину або на факел.

7.6.3.4 Внутрішньо-свердловинні перекриваючі пристрої

Перекриваючі пристрої для бурильних колон

До них відносять:

• поворотні крани ведучої труби;

• перекриваючі клапани бурильних труб;

• противикидні вибійні пристрої;

• скидні зворотні клапани.

Поворотні крани ведучої труби. Ведуча труба повинна бути оснащена в верхній частині рівнопрохідним краном з можливістю його швидкого закриття. Рекомендується встановлювати і другий такий кран в нижній частині ведучої труби. Їх називають кульовими поворотними кранами (рисунок 7.29).

1−корпус;2−фіксуючі сектори;3−сідло;4−куля;

5−ущільнення;7−шайба; 8− ущільнення; 9−тарільчаста пружина;10−сідло;11−упор;12−ущільнення;13−кільце;

14−пружинне стопорне кільце

Рисунок 7.29− Кульовий кран типу КШ

Нижній кран дозволяє перекривати бурильну колону, яка залишається в свердловині, а також забезпечує безпеку у випадку проблем з верхнім краном.

Такий кульовий кран закривається назовні за допомогою ключа (повернувши кулю на 90^о), який постійно знаходиться під рукою біля ротора бурової установки.

На буровій повинно бути три кульових крани. Один з них встановити на ведучій трубі, другий - на аварійній трубі, третій - в резерві. Усі кульові крани повинні знаходитися у відкритому стані.

Використовуючи такий кран, ми можемо:

• накрутити обертаючу циркуляційну головку високого тиску;

• встановити на бурильну колону зворотній клапан.

Подібні кульові крани випускають фірми „Omsco” та „Hydril”.

Крани можна відкривати та закривати під високим тиском (до 70 МПа), причому, їх герметичність підвищується при збільшенні тиску, вони не вимагають мастил.

Такі крани обов’язково необхідно встановлювати при бурінні як на плавучій платформі, так і на суші, якщо робочий тиск превентора вище 35 МПа, а також при бурінні свердловин на газових родовищах.

► Перекриваючі клапани бурильних труб використовуються в випадку переливу через бурильні труби або ОБТ під час СПО та нарощування труб. Вони містять пристрій, який забезпечує проходження рідини при згвинчуванні, і стають зворотними клапанами.

Найбільш відомі клапани з фірменними назвами «Клапан Грея» та «З’єднювальний вузел для швидкого перекриття бурильної труби».

► Противикидні вибійні пристрої − це класичні запобіжні пристрої з зворотними клапанами, які встановлюються над долотом и запобігають приплив бурового розчину всередину бурильних труб. Вони мають деякі незручності, а саме:

− ризик закупорювання кольматуючим матеріалом,

− важко визначити тиск на гирлі бурильних труб,

− необхідність заповнення бурильної колони під час спуску.

Найбільш поширені моделі представлені клапанами Бейкер F, G та GC (рисунок 7.30).

1− пружина; 2−диск ущільнення клапана; 3− клапан; 4− корпус;

5− кільцеве ущільнення;6− ущільнення клапана; 7− направляюча клапана

Рисунок 7.30 − Вибійний клапан

► Скидний зворотний клапан вимагає встановлення посадочного перевідника в вибраному місці (зазвичай на рівні обважнених бурильних труб).

Найбільш відомий зворотний клапан представлений с кидним запірним клапаном Hydril (рисунок 7.31).

Під час циркуляції розчину через бурильні труби клапан розміщується в бурильному замку, та забезпечує циркуляцію бурового розчину, не допускаючи його повернення назад в бурильні труби.

При необхідності він може бути витягнутий за допомогою троса, оснащеного овершотом, або при підйомі бурильної колони.

1- зворотний клапан с посадочним перевідником, 2-зворотний клапан,

3- посадочний перевідник, 4- стопорне кільце

Рисунок 7.31− Скидний зворотний клапан

7.6.4 Циркуляційна хрестовина

► Роль циркуляційної хрестовини полягає в наступному:

• здійснювати циркуляцію в свердловині (при наявності бурильних труб) при закритому превенторі з використанням дросельного маніфольду;

• нагнітання через лінію глушіння,

• забезпечення зворотної циркуляції.

► Циркуляційна хрестовина представляє собою елемент, в склад якої входять:

• два фланця однієї серії та одного номінального розміру (у випадку наявності фланців різного розміру необхідне погодження);

• циліндрична розточка;

• два бокових фланцеві відводи.

Один із бокових відводів (зазвичай меншого діаметру) з’єднаний з системою нагнітання високого тиску – лінією глушіння. В цю систему може бути включений зворотний клапан. Другий відвід з’єднаний з дросельним маніфольдом через лінію дроселювання.

Кожна лінія контролюється двома засувками, одна із яких, по крайній мірі, на лінії дроселювання повинна мати дистанційне управління.

У залежності від конструктивного виконання корпусів плашкових превенторів можливі два варіанти приєднання відводів маніфольда:

• при безвідводних корпусах превенторів відводи приєднуються до циркуляційних хрестовин і трійників, наявних у складі стовбурної збірки;

• якщо корпуси превенторів мають бокові відводи, то хрестовина і трійники стають непо­трібними, а лінії глушіння і дроселювання приєднуються до цих відводів.

В даний час все частіше використовуються бокові відводи превенторів для приєднання лінії глушіння та лінії дроселювання, що дозволяє не використовувати циркуляційну хрестовину і зменшити кількість з’єднань, та зменшити вертикальні габарити самої стовбурної збірки (рисунок 7.32).

7.7 Маніфольд

Маніфольд складається з блока дроселювання і блока глушіння.

Розшифрування. Модель МПБ2-80х35 розшифровується так: М - маніфольд; П - противикидний;

Б - блочний; 2 - номер схеми відповідно до ГОСТ 13862-80; 80 - умовний діаметр прохід­ного отвору в мм; 35 - робочий тиск в МПа.

Лінія дроселювання. Під час ГНВП витрата рідини, що поступає із свердловини не може регулюватися запірними засувками, а для управління флюїдом, який поступив з пласта необхідно здійснювати циркуляцію при одночасному підтримуванні протитиску на продуктивні пласти (щоб припинити поступлення його із пласта).

Це можна забезпечити за допомогою дроселів, система штуцерів яких дозволяє створити протитиск на пласти, не збільшуючи густини бурового розчину.

Крім цього, блок дроселювання дозволяє мати наявність зв’язку (по дросельній лінії) між затрубним простором під превенторами та дроселем, що дозволяє направляти флюїд в відповідності з його природою на:

• амбари,

• вертикальний сепаратор,

• факел,

• ємність бурового розчину.

1 − зворотний клапан; 2 − дросель з гідроприводом; 3 − датчик тиску; 4 − манометр;

5 − буферний резервуар; 6 − засувка з ручним приводом; 7 − дросель з ручним приводом;

8 − хрестовина; 9 − корінна засувка з гідроприводом

Рисунок 7.32 − Маніфольд дроселювання та глушіння

Дроселі виготовляють різних типів:

• стаціонарний калібрований дросель, який використовується при видобутку;

• дросель з ручним управлінням;

• дросель з дистанційним управлінням.

Дросель з ручним управлінням

Такі дроселі виготовляються з масивного корпуса (рисунок 7.33), в якому розміщені:

• бокові різьбові або фланцеві отвори;

• штуцер;

• конус (голка) з гвинтовим приводом;

Конус прикритий ковпаком з швидкознімною гайкою та сальником.

Рисунок 7.33 − Типи дроселів з ручним управлінням

При роботі конус та штуцер можуть утворювати кільцевий канал, що дозволяє створити протитиск на пласти, або при необхідності перекривати канал повністю (розчин, який виходить із затрубного простору може бути насичений піском або шламом, приготування обваженого бурового розчину і т. д.). Тому, в дросельному маніфольді необхідно мати дві незалежні дросельні системи.

Дроселювання здійснюється обертанням штурвала, що викликає поступальне переміщення конуса відносно штуцера, який вгвинчений в основу корпуса з герметичним ущільненням. Це приводить до зміни площини кільцевої щілини.

Дросель з дистанційним управлінням

На ринку є дроселі з дистанційним управлінням, наприклад − дросель Свако (Дрессер, рисунок 7.34), Дросель Камерон, які можуть працювати при тисках до 70 МПа.

Рисунок 7.34 − Дросель Свако (Дрессер)

Як і в інших дроселях, вхід в цьому дроселі розміщений збоку.

Всередині корпусу розміщені два диски із карбіду вольфраму з напівкруглим отвором на кожному з них. Нижній диск (1) нерухомий. Другий (2) може рухатися під дією штанги (3). Обертання рухомого диска на кут в границях 180^о забезпечується за допомогою гідравлічного поршня.

Прохідний отвір дроселя може змінюватися внаслідок обертання диска от 1,548 10^{-3 м2} до його повного закриття.

Управління роботою дроселя здійснюється з окремого пульта управління, в комплект якого входить: гідравлічний насос, допоміжний ручний насос, масля-ний резервуар.

Лінія глушіння призначена для глушіння свердловини (за допомогою ЦА).

Робочий тиск цієї лінії повинен бути по крайній мірі рівний тиску ОП. Вона з’єднана з циркуляційною хрестовиною або з корпусом превентора безпосередньо 2-х послідовно з’єднаних засувок (мінімум) і, при необхідності, одного зворотного клапана.

Сепаратор (рисунок 7.35) призначений для часткової при­родної дегазації бурового розчину, що повертається з сверд­ловини в систему очищення.

Буровий розчин поступає у сепаратор через центра­льну трубу 9 і, ударяючись у відбивач 2, втрачає енергію і та­рілками 4 стікає вниз, звільнившись від газу.

Через відведен­ня, що приєднується до фланця 10, розчин спрямовується в систему очищення, а газ через трубу 1 виходить в атмосферу.

1 − труба для відведення газу;2 − відбивач; 3 − кожух верхній;4 − тарілка; 5 − кожух нижній;

6 − днище; 7 − фланець глухий; 8 − кран;9 − труба;10 − фланець

Рисунок 7.35 − Сепаратор

Гаситель потоку (рисунок 7.36) призначений для гасіння енергії потоку рідини із свердловини після дроселювання.

Гаситель потоку складається із корпуса 4, стакана 2, відбивача 5, трьох гайок 1, ущільнювальних кілець 3, 6.

Рисунок 7.36 − Гаситель потоку

Клапан зворотний (рисунок 7.37) призначений для відсі­кання зворотного потоку рідини із свердловини при її глушін­ні на цементувальний агрегат або бурові насоси.

Клапан зворотний складається із корпуса 1, кришки 2, втулки направляючої 3, кульки 5, що притискується до сідла 8 пружиною 4, простір між корпусом і сідлом ущільнюється за допомогою ущільнювального кільця 6 та захисного 7.

Рисунок 7.37 − Клапан зворотний

Дата добавления: 2015-07-25