на какое давление можно опрессовать превентор ппшр 2фт 152х21 16 мпа
Превентор плашечно-шиберный двухфланцевый ППШР-2ФТ–152х21, ППШР-2ФТ–156х21, ППШР-2ФТ–160х21
| ||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
Время необходимое при открытии или закрытии плашек 10…30 секунд.
Превентор изготовлен в соответствии с технической документацией, испытан на заводском стенде согласно программе и методике заводских испытаний.
| ||||||||||||||||||||||||||||||||||||
В превенторах, в обозначении которых имеется буква «Т», имеется возможность использования герметизирующих вставок КГОМ. В верхнем фланце данных превенторов выполнен конусообразный проход и боковые винтовые упоры (ползуны) для фиксации герметизирующих вставок.
Важное: герметизирующие вставки используются при давлении до 21 МПа, независимо от рабочего давления превентора.
Конструкция плашек обеспечивает сочетание прочности с наиболее эффективной системой уплотнения. Простая технология ремонта и минимальный набор запасных частей позволяют производить ремонт даже в условиях необорудованных мастерских.
Полный срок службы – 5 лет с момента ввода оборудования в эксплуатацию с возможным
последующим продлением срока службы до 3 лет однократно.
Опрессовка превентора
Выполняется опрессовка превентора в заводских и полевых условиях на специальных стендах и при помощи пакеров, соответственно. Без специального акта о проведенных гидравлических испытаниях этого узла противовыбросового оборудования превентор не допускается к эксплуатации.
Назначение и конструктивные особенности
Превенторный блок является главным элементом комплекта противовыбросового оборудования (ПВО или ОП в различной технической документации). В него входит один или несколько превенторов плашечного, универсального или вращающегося типа. Превентор обеспечивает герметичность устья, предотвращая открытое фонтанирование, не контролируемый выброс воды, газа, нефти из пласта.
Поскольку в процессе бурения в стволе скважины могут находиться бурильные трубы, различный инструмент, производиться технологические операции спуска/подъема, вращения, расхаживания, используются различные плашки или превенторы не одинаковой конструкции:
В первый раз опрессовка превентора осуществляется производителем на заводе. Поскольку акт гидравлических испытаний входит в комплект документации ОП. Далее возможны варианты:
Дополнительно гидроиспытания осуществляются перед особо ответственными технологическими операциями бурения, освоения скважины, например, разбуриванием цементного стакана, вскрытием пласта.
Технология гидравлических испытаний
В условиях завода или на стенде базы БПО опрессовка превентора выполняется по следующей схеме:
На устье скважины гидравлические испытания превентора выполняются комплексно:
Удовлетворительным результатом гидравлического испытания считается потеря давления в течение расчетного времени, не более, чем на 0,5 МПа.
Давление опрессовки
Согласно требованиям ГОСТ 13862 на противовыбросовое оборудование опрессовка превентора при его изготовлении выполняется на пробное давление в зависимости от номинального диаметра ствола ОП и его рабочего давления:
Клуб студентов «Технарь». Уникальный сайт с дипломами и курсовыми для технарей.
Все разделы / Нефтяная промышленность /
Превентор шиберно-плашечный с камерой обогрева ПШП-2ФТ-152-21-Курсовая работа-Оборудование для бурения нефтяных и газовых скважин
Тип работы: Работа Курсовая
Форматы файлов: AutoCAD (DWG/DXF), КОМПАС, Microsoft Word
Софт: Компас-3D 12
2. НАЗНАЧЕНИЕ, ТЕХНИЧЕСКАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА, КОНСТРУКЦИЯ И ПРИНЦИП ДЕЙСТВИЯ ВЫБРАННОГО ОБОРУДОВАНИЯ
2.2 Технические характеристики
Техническая характеристика оборудования приведена в таблице 2.2
500
7.Габаритный размеры:
Длина, мм
Ширина, мм
Высота,мм
810
670
555
8.Масса комплекта, кг, не более 600
9.Полное число оборотов штурвала до закрытия:
Трубных плашек
Шиберной пластины
14
17
10.Время необходимое при открытии или закрытии плашек, сек. 10..30
2.4 Принцип действия
Работа превентора по сравнению с другими видами проста. Закрытие и
открытие трубных плашек и шибера может осуществляться механическим и ручным способами. Закрытие, как трубных плашек, так и шиберной пластины осуществляется вращением штурвала по часовой стрелке на указанное в паспорте количество оборотов. При герметизации устья с находящийся в скважине колонной НКТ необходимо закрывать тока трубные плашки, а при отсутствии колонны НКТ необходимо закрывать шиберной пластиной.
Хочу сразу сказать, что мои статьи носят характер научпопа и дают обобщённое и краткое представление о теории и практике работы нефтяной промышленности, поэтому многие останется за рамками статьи, думаю коллеги отнесутся с пониманием, а тем, кто не связан с нефтяной промышленностью эти статьи будут понятны и интересны. При том я стараюсь упрощать материал и использовать терминологию по минимуму.
В первой части я остановился на причинах возникновения ГНВП и написал, что с любым проявлением легко справиться при появлении первых признаков, но если упустить этот момент, то потом зачастую бывает поздно и дело может закончится нерегулируемым выбросом пластового флюида – открытым фонтаном, который кроме экологического загрязнения наносит многомиллионный ущерб и крайне опасен, т. к. может загореться и это неизбежно приведет к человеческим жертвам.
Поэтому самое главное правило контроля скважины во время ГНВП – обратить внимание на появление первичных признаков и при их появлении немедленно загерметизировать устье, а уже потом проводить работы по борьбе с ними.
Давайте разберем, какие признаки ГНВП бывают. Они бывают прямые и косвенные. Начнем с прямых:
1. Выделение на устье газа, перелив жидкости из скважины
2. Повышение скорости выходящего потока жидкости и увеличение объема. Это хорошо видно при промывке скважины, бурении и пр. Если мы закачиваем в скважину, предположим, один кубический метр, а на выходе получаем полтора, то скважина начала работать
3. Повышение газосодержания промывочной жидкости
1. Увеличение механической проходки (бурения) скважины
2. Изменение параметров технологической жидкости. Т. е. если мы бурим (промываем, райбируем, фрезеруем и тд.) и это сопровождается циркуляцией жидкости, то нужно измерять плотность и вязкость жидкости. Если ее плотность и вязкость снижается, то это практически сто процентов, что в нее поступает скважинный флюид
3. Изменение давления на насосах
После появления прямых признаков ГНВП необходимо сразу герметизировать устье, а при косвенных надо усилить контроль. Но это в теории. А на практике может быть бригада дуболомов, которых набрали по объявлению, они просто не могут до последнего обращать внимания, пока скважина не начнет плеваться. Или все видят прекрасно, что начались проявления, но по команде сверху (стране нужна нефть, нужны скважинооперации, потому что за это дает денюжки заказчик), да и сами рабочие торопятся и работают до последнего( да как-нибудь спустим, осталось ерунда, а потом отдыхать), пока не начнется выброс.
Для герметизации устья при ГНВП используется противовыбросовое оборудование (ПВО). Оно эффективно при появлении первых признаков ГНВП, выбросе, но если начался открытый фонтан, то использовать его бесполезно. Более того, нередко его расстреливают из пушки или танка, чтобы можно было его снять и сбить пламя.
Комплект противовыбросового оборудования сам по себе невелик, по крайней мере в КРС. В его входят превентор и специальная запорная компоновка, комплект герметизирующего оборудования (КГОМ), состоящий из основания (катушки) и нескольких типов вставок, манифольдных линий и блока дросселирования. При этом основа основ ПВО – это превентор и запорная компоновка, часто используют и КГОМ, а вот манифольд (система трубопроводов высокого давления) и блок дросселирования используют далеко не всегда.
Практически любому ремонту скважины предшествует ее глушение, потом монтируют подъемник, с помощью которого и производят ремонт, а потом монтируют ПВО и только после этого приступают к ремонту.
При этом ПВО ставят не наобум, а по строго определенной схеме монтажа (обвязки устья) ПВО, которые были еще разработаны в советские времена: http://www.gosthelp.ru/text/GOST1386290Oborudovaniepr.html
Эти схемы утверждаются противофонтанной службой региона. Единственно, что непонятно для меня, почему для скважин одной категории в разных регионах схемы обвязки разные. Например, в Оренбуржье у нас монтаж ПВО превращался в мучение, мы тянули по схеме №1 выкидную трубу длинной сто метров, ставили блок дросселирования, отбойные щиты, делали дистанционные тяги к превентору, а на северных месторождениях нет ни выкидных линий, ни дистанционных тяг, ни отбойных щитов (только при ПВР). Думаю, что все упирается в банальную экономию времени и средств
В бурении ставят сразу два превентора, на самом верху всегда находится универсальный или кольцевой превентор, он имеет округлую форму и состоит из стального корпуса, в полости которого находится мощное кольцевое упругое резиновое уплотнение. Под уплотнением находится гидравлический поршень, который гидравлическим давлением поднимается наверх, сжимая уплотнитель, который, в свою очередь, обхватывает буровую трубу, создавая изоляцию. Отличительная черта этого типа превентора заключается в том, что благодаря эластичности уплотнителя превентор может быть закрыт на трубах различного диаметра или замках.
Еще одной отличительной чертой кольцевого превентора является то, что он позволяет протаскивание трубы через закрытый превентор (до износа уплотнителя можно протащить до 2500 метров труб), что немаловажно при попадании в пласты с высоким давлением, а также он позволяет проворачивать буровую колонну.
Превентор универсальный в разрезе, виден бронзовый уплотнительный поршень
Принцип работы гидравлического превентора, видео дурацкое, но другого не нашел
В КРС чаще всего используются превентор ППШР-2фТ (Превентор плашечно-шиберный двухфланцевый) и ПП-2-ФТ (превентор плашечный сдвоенный)
Превентор ППШР-2фТ
Превентор ПП-2-ФТ
А так он выглядит в реальности. Ну никакой романтики
Принцип работы превентора достаточно прост. Превентор имеет осевой канал для прохода НКТ. Внутри корпуса располагается плашечный затвор, состоящий из двух плашек. Трубные плашки герметизируют трубы НКТ по наружному диаметру, а шиберная пластина или глухие плашки перекрывает стволовой проход превентора при отсутствии в скважине труб НКТ.
Винты приводов имеют снаружи квадратные торцы для установки штурвалов или дистанционного управления и две проточки для визуального контроля положения плашек и шиберной пластины. Плашки превентора передвигаются по полозьям в корпусе независимо друг от друга, при вращении соответствующего штурвала механизма привода.
Максимальное смещение при герметизации трубы, от центра допускается 3 – 5 мм. При вращении штурвала по часовой стрелке винт привода плашки выкручивает толкатель, который придает плашке поступательное движение к центру. Вторая плашка приводится в движение вращением второго штурвала, расположенного с другой стороны превентора на том же уровне.
Общий принцип работы превентора
Глухие плашки монтируются в превенторе ПП-2-ФТ, а в превенторе ППШР-2фТ вместо глухих плашек шибер
Плашки трубные
Плашки глухие
Плашки срезающие
На сегодня все, осталась третья, заключительная часть
Превенторы плашечно-шиберные модернизированные
типа ППШР
Превенторы с ручным приводом плашек и глухого шибера. Принципиально новая концепция сдвоенного превентора, где глухие плашки заменены на шиберную пластину. Предназначены для текущего и капитального ремонта скважин, а также геофизических работ. Имеют цельнолитой корпус из легированной стали с грузовыми крюками для удобства транспортировки. Простота и эффективность конструкции обеспечивают легкость вращения штурвалов и малое число оборотов до полного закрытия плашек или шибера.
В превенторах, в обозначении которых имеется буква «Т», имеется возможность использования герметизирующих вставок КГОМ. В верхнем фланце данных превенторов выполнен конусообразный проход и боковые винтовые упоры (ползуны) для фиксации герметизирующих вставок.
Важное: герметизирующие вставки используются при давлении до 21 МПа, независимо от рабочего давления превентора.
У превенторов с рабочим давлением 35 МПа другое исполнение корпуса, все остальные детали, включая плашки, аналогичны.
На нижнем фланце возможно выполнение отверстий под шпильки в виде эллипсов, для удобства присоединения к различным видам арматуры.
| Шибер представляет из себя цельнометаллическую пластину с резиновым уплотнением, целиком перекрывающую стволовой проход превенторов данного типа. |  |
 |