Схемы обвязки противовыбросового оборудования

Типовые схемы обвязки противовыбросового оборудования

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

• схемы 1 и 2 — с механическим (ручным) приводом превенторов;
• схемы 3-10 — с гидравлическим приводом превенторов.

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.

Рис. 8.1 . Типовые схемы обвязки противовыбросового оборудования по ГОСТ 13862-90:
а — схема 1; б — схема 3; в — схема 7; г — схема 10; 1 — превентор плашечный; 2 — задвижка с ручным управлением; 3 — крестовина; 4 — манометр с запорным и разрядным устройствами; 5 — регулируемый дроссель с ручным управлением; 6 — гаситель потока; 7 — блок дросселирования; 8 — линия дросселирования; 9 — устье скважины; 10 — линия глушения; 11 — прямой сброс; 12 — вспомогательный пульт; 13 — гидроуправление превенторами с основным пультом; 14 — кольцевой превентор; 15 — отвод к сепаратору; 16 — задвижка с гидроуправлением; 17 — обратный клапан; 18 — отвод к буровым насосам; 19 — блок глушения; 20 — регулируемый дроссель с гидроуправлением; 21 — пульт управления дросселем; 22 — к системе опробывания скважины

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.

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.

Источник

Схема монтажа противовыбросовое оборудование

ГОСТ 13862-90
(СТ СЭВ 6149-87,
СТ СЭВ 6913-89,
СТ СЭВ 6914-89,
СТ СЭВ 6916-89)

ГОСУДАРСТВЕННЫЙ СТАНДАРТ СОЮЗА ССР

Типовые схемы, основные параметры и технические требования к конструкции

Blow-out preventer equipment. Standard schemes, basic parameters
and technical requirements for design

Срок действия c 01.01.92
до 01.01.97*
______________________________
* Ограничение срока действия снято
по протоколу N 7-95 Межгосударственного Совета
по стандартизации, метрологии и сертификации
(ИУС N 11, 1995 год). — Примечание «КОДЕКС».

1. РАЗРАБОТАН И ВНЕСЕН Министерством тяжелого машиностроения СССР

Н.Г.Курбанов; А.Г.Дозорцев, канд. техн. наук; Б.О.Френкель, канд. техн. наук; Ю.А.Самойлов; И.М.Нисенбаум

2. УТВЕРЖДЕН И ВВЕДЕН В ДЕЙСТВИЕ Постановлением Государственного комитета СССР по управлению качеством продукции и стандартам от 28.06.90 N 1967

3. Срок проверки — 1995 г. Периодичность проверки — 5 лет

4. В стандарт введены СТ СЭВ 6149-87, СТ СЭВ 6913-89, СТ СЭВ 6914-89, СТ СЭВ 6916-89 (в части основных параметров)

6. ССЫЛОЧНЫЕ НОРМАТИВНО-ТЕХНИЧЕСКИЕ ДОКУМЕНТЫ

Обозначение НТД, на который дана ссылка

Номер пункта, подпункта

Настоящий стандарт распространяется на вновь разрабатываемое или модернизируемое противовыбросовое оборудование (далее — ОП), предназначенное для герметизации устья нефтяных и газовых скважин в процессе их строительства и ремонта с целью обеспечения безопасного ведения работ, предупреждения выбросов и открытых фонтанов, охраны недр и окружающей среды.

Стандарт определяет типовые схемы, основные параметры ОП и его составных частей и устанавливает взаимосвязь между ними.

Стандарт не распространяется на специальные виды ОП для скважин с избыточным давлением на устье, морских скважин с подводным расположением устья и т.п., а также на составные части, дополнительно включаемые в стволовую часть ОП (герметизаторы, разъемный желоб, надпревенторная катушка и др.).

Термины, применяемые в настоящем стандарте, и их пояснения приведены в приложении 1.

1. ТИПОВЫЕ СХЕМЫ И ОСНОВНЫЕ ПАРАМЕТРЫ

1.1. Устанавливаются десять типовых схем ОП (черт.1-10):

1 и 2 — с механическим (ручным) приводом;

3-10 — с гидравлическим приводом.

Схема 1

1 — плашечный превентор; 2 — задвижка с ручным управлением; 3 — устьевая крестовина;
4 — манометр с запорным и разрядным устройствами и разделителем сред;
5 — регулируемый дроссель с ручным управлением; 6 — гаситель потока

Примечание. Типовые схемы 1-10 не определяют расположение блоков, их составных частей и магистральных линий в пространстве.

Схема 2

1 — плашечный превентор; 2 — задвижка с ручным управлением; 3 — устьевая крестовина;
4 — манометр с запорным и разрядным устройствами с разделителем сред;
5 — регулируемый дроссель с ручным управлением; 6 — гаситель потока

Схема 3

1 — плашечный превентор; 2 — задвижка с гидравлическим управлением; 3 — устьевая крестовина;
4 — манометр с запорным и разрядным устройствами и разделителем сред; 5 — кольцевой превентор;
6 — дроссель регулируемый с ручным управлением; 7 — задвижка с ручным управлением;
8 — гаситель потока; 9 — вспомогательный пульт; 10 — станция гидропровода; 11 — обратный клапан

Схема 4

1 — плашечный превентор; 2 — задвижка с гидравлическим управлением; 3 — устьевая крестовина;
4 — манометр с запорным и разрядным устройствами и разделителем сред; 5 — дроссель регулируемый
с ручным управлением; 6 — задвижка с ручным управлением; 7 — гаситель потока;
8 — вспомогательный пульт; 9 — станция гидравлического управления; 10 — обратный клапан

Схема 5

1 — плашечный превентор; 2 — задвижка с гидравлическим управлением; 3 — устьевая крестовина;
4 — манометр с запорным и разрядным устройствами и разделителем сред; 5 — кольцевой превентор;
6 — дроссель регулируемый с ручным управлением; 7 — задвижка с ручным управлением;
8 — гаситель потока; 9 — вспомогательный пульт; 10 — станция гидропривода; 11 — обратный клапан

Схема 6

1 — плашечный превентор; 2 — задвижка с гидравлическим управлением; 3 — устьевая крестовина;
4 — манометр с запорным и разрядным устройствами и разделителем сред; 5 — кольцевой превентор;
6 — дроссель регулируемый с ручным управлением; 7 — задвижка с ручным управлением;
8 — гаситель потока; 9 — вспомогательный пульт; 10 — станция гидропривода; 11 — обратный клапан;
12 — регулируемый дроссель с гидравлическим управлением;
13 — пульт управления гидроприводным дросселем

Схема 7

1 — плашечный превентор; 2 — задвижка с гидравлическим управлением; 3 — устьевая крестовина;
4 — манометр с запорным и разрядным устройствами и разделителем сред; 5 — кольцевой превентор;
6 — дроссель регулируемый с ручным управлением; 7 — задвижка с ручным управлением;
8 — гаситель потока; 9 — вспомогательный пульт; 10 — станция гидропривода;
11 — обратный клапан; 12 — регулируемый дроссель с гидравлическим управлением;
13 — пульт управления гидроприводным дросселем

Схема 8

1 — плашечный превентор; 2 — задвижка с гидравлическим управлением; 3 — устьевая крестовина;
4 — манометр с запорным и разрядным устройствами и разделителем сред; 5 — кольцевой превентор;
6 — дроссель регулируемый с ручным управлением; 7 — задвижка с ручным управлением;
8 — гаситель потока; 9 — вспомогательный пульт; 10 — станция гидропривода; 11 — обратный клапан;
12 — регулируемый дроссель с гидравлическим управлением;
13 — пульт управления гидроприводным дросселем

Схема 9

1 — плашечный превентор; 2 — задвижка с гидравлическим управлением; 3 — устьевая крестовина;
4 — манометр с запорным и разрядным устройствами и разделителем сред; 5 — кольцевой превентор;
6 — дроссель с ручным управлением; 7 — задвижка с ручным управлением; 8 — гаситель потока;
9 — вспомогательный пульт; 10 — станция гидропривода; 11 — обратный клапан;
12 — регулируемый дроссель с гидравлическим управлением;
13 — пульт управления гидроприводным дросселем

Схема 10

1 — плашечный превентор; 2 — задвижка с гидравлическим управлением; 3 — устьевая крестовина;
4 — манометр с запорным и разрядным устройствами и разделителем сред; 5 — кольцевой превентор;
6 — дроссель регулируемый с ручным управлением; 7 — задвижка с ручным управлением;
8 — гаситель потока; 9 — вспомогательный пульт; 10 — станция гидропривода; 11 — обратный клапан;
12 — регулируемый дроссель с гидравлическим управлением;
13 — пульт управления гидроприводным дросселем

В ОП для ремонта — привод механический или гидравлический, для бурения — гидравлический.

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

Применяемость схем — по приложению 2.

1.2. Основные параметры ОП и его составных частей должны соответствовать указанным в табл.1.

Условный проход ОП, мм

Рабочее давление
, МПа

Условный проход манифольда, мм

Номинальное давление станции гидропривода
(для схем 3-10), МПа**

Наибольший диаметр
трубы, проходящей
с трубодержателем (подвеской) через ОП, мм

Источник

Нефть, Газ и Энергетика

Блог о добычи нефти и газа, разработка и переработка и подготовка нефти и газа, тексты, статьи и литература, все посвящено углеводородам

Монтаж и эксплуатация противовыбросового оборудования

Инструкция по монтажу и эксплуатации противовыбросового оборудования при освоении и ремонте скважин

1.1. Монтаж противовыбросового оборудования должен производится в соответствии со схемой обвязки устья скважины, которая определяется из геолого-технических условий; технической документацией (технический паспорт, технические условия или инструкция по эксплуатации); соответствующих правил; схем и ГОСТов при освоении, текущем и капитальном ремонте и в соответствии с положениями настоящей инструкции. Выбранная схема должна быть указана в плане работ на ремонт (освоение) скважины.

1.2. В процессе работ допускается переход от одной схемы обвязки устья скважины противовыбросовым оборудованием к другой. Все изменения должны указываться в плане работ.

1.3. К работе по монтажу и эксплуатации допускаются работники, прошедшие подготовку по курсу “Контроль скважины. Управление скважиной при ГНВП”.

1.4. Устьевое оборудование и превентора должны собираться из узлов и деталей заводского изготовления, должны иметь паспорта и быть опрессованы на пробное давление.

1.5. Периодичность проверки ПВО в условиях базы— гидравлическая опрессовка на рабочее давление-через 6 месяцев. Дефектоскопия –один раз в год. После проведения проверки составляется акт.

1.6. Устье скважины с установленным ПВО, должно быть обвязано с доливной емкостью.

1.7. При температуре воздуха ниже –10 о С превентора должны быть обеспечены обогревом.

1.8. Для подъема превенторов на высоту должны использоваться стропы соответсвующей грузоподъемности (вес ПВО указывается в техническом паспорте), прошедшие испытание и имеющие соответсвующую маркировку.

Подготовительные работы к монтажу ПВО.

2.1. Произвести планировку территории вокруг скважины для предотвращения возможных разливов технологических жидкостей.

2.2. Провести инструктаж с членами бригадами по безопасному ведению работ с записью в журнале.

2.3. Смонтировать подъемник и рабочую площадку согласно технических условий и требований ОТ и ТБ.

2.4. Собрать и подготовить к работе линии обвязки (выкидные и глушения) для закачки технологических жидкостей в скважину и сброса флюида коллектор.

2.5. Проверить центровку мачты относительно устья скважины.

2.6. Перед демонтажем фонтанной арматуры необходимо убедиться в отсутствии избыточного давления в трубном и межтрубном пространствах скважины.

2.7. Подготовить запорную компоновку (или аварийную трубу с шаровым краном), опрессованную на рабочее давление ПВО. Наружный диаметр дистанционного патрубка запорной компоновки или аварийной трубы должен соответствовать типоразмеру трубных плашек превентора. При использовании разно размерных труб обязательно наличие переходного переводника. Произвести визуальный осмотр. Запорная компоновка должна быть чистой, без снега и льда, не иметь вмятин, трещин и т.п.. Полировка уплотнительной головки УГУ-2, входящей в состав запорной компоновки, не должна иметь вмятин, задиров, трещин.

Запорная компоновка должна находится на рабочей площадке, иметь свободный доступ к ней и защищена от попадания грязи и брызгов.

Подготовить противыбросовое оборудование, очистить фланцы и канавки фланцевых соединений, произвести визуальный осмотр. Корпус превентора не должен иметь вмятин, задиров, трещин. Штоки штурвалов не должны быть погнуты и свободно вращаться.

Схемы обвязки устья скважины

3.1.Схема обвязки устья скважин №1

Схема применяется при работах на скважинах с пластовым давлением, не превышающем гидростатическое, когда сохраняется возможность нефтегазопроявления.

3.1.1 При работе с универсальным герметизатором устья (УГУ-2) для предотвращения нефтегазопроявления через трубы должна применяться запорная компоновка, представленная на схеме (поз.8), к которой предъявляются следующие

— шаровой кран запорной компоновки должен находиться в открытом положении.

— закрытие шарового крана производится после закрытия плашечных затворов.

— длина дистанционного патрубка должна быть определена с расчетом , чтобы круговой паз герметизирующей муфты был на уровне затвора (в случае отсутствия центратора).

3.1.2. При работах, связанных со сменой электроцентробежных насосов, на площадке должно находиться устройство для рубки кабеля. Рубка кабеля в случае нефтегазопроявления должна быть произведена в непосредственной близости от клямсы.

3.1.3. При монтаже по схеме №1 для того, чтобы предотвратить работы по демонтажу АПР при возникновении ГНВП рекомендуется применять УГУ-2-140.

3.2. Схема обвязки устья скважины №2

Схема применяется при работах, связанных с освоением, капитальным и текущим ремонтом скважин с пластовым давлением, равным и превышающим гидростатическое.

3.2.1. Компоновка противовыбросового оборудования содержит один превентор, оборудованный плашками под диаметр применяемых бурильных или насосно-компрессорных труб.

3.2.2. При работах, связанных со сменой электроцентробежных насосов, на площадке должно находиться устройство для рубки кабеля. Рубка кабеля в случае нефтегазопроявления должна быть произведена в непосредственной близости от клямсы.

3.2.3. Специально для скважин с ЭЦН возможно применение трубно-кабельного превентора заводского изготовления, исключающего рубку кабеля при нефтегазопроявлении (только при использовании кабеля плоского сечения типа КППБПС).

3.2.4. Управление превентором производится непосредственно на устье скважины. Рабочая площадка должна обеспечивать удобный и беспрепятственный доступ к штурвалам превентора.

3.3. Схема обвязки устья скважины №3

Схема применяется при перфорации, воздействии на пласт ПГД и других работах, связанных со спуском геофизического кабеля, при работе на газовых скважинах, скважинах с газовым фактором более 200м 3 / м 3

3.3.1. Данная схема является комбинированной, предусматривающей работу по подъему и спуску НКТ и бурильных труб по схеме №2.

Перед началом геофизических работ скважина должна быть оборудована по схеме №3, после чего производится проверка на герметичность монтажа с составлением акта. После окончания геофизических работ оборудование устья скважины противовыбросовым оборудованием должно быть приведено в соответствие со схемой №2.

3.3.2. Компоновка противовыбросового оборудования должна содержать два

превентора. Нижний превентор оборудуется глухими плашками, верхний превентор — плашками под диаметр применяемых бурильных или насосно-компрессорных труб. Превентор с трубными плашками оборудуется дистанционным управлением.

Монтаж ПВО.

4.1 Демонтировать фонтанную арматуру, проверить состояние уплотнительных колец и канавок фланцевых соединений.

4.2 При работе по схеме 1 на крестовину (или через переходную катушку) монтируется уплотнительная головка. Герметизирующая муфта входит в состав запорной компоновки и должна находится на рабочей площадке.

4.3. При выборе схемы №2 превентор с трубными плашками монтируется на крестовину (или через переходную катушку). Плашки должны соответствовать диаметру дистанционного патрубка запорной компоновки.

4.4. При выборе схемы обвязки ПВО с двумя превенторами сначала монтируется превентор с глухими плашками, на него устанавливается превентор с трубными плашками. При этом превентор с трубными плашками оборудуется дистанционным управлением посредством тяг длиной не менее 10м, выполненных из труб диаметром 73мм. Перед штурвалами должна быть информация о направлении вращения и количестве оборотов для закрытия –открытия превентора и метки показывающие полное открытие и закрытие плашек превентора.

4.5. Допускается по согласованию с противофонтанной службой для проведения прострелочно-взрывных работ в колонне с последующим демонтажем установка верхнего превентора с глухими плашками и продолжения работ с одним превентором (кроме скважин 1-ой категории). В этом случае повторная опрессовка оставшегося в обвязке превентора не требуется.

4.6. Профиль уплотнительных колец фланцев должен соответствовать профилю канавок на фланцах фонтанной арматуры и противовыбросового оборудования. Кольца и канавки должны быть очищены быть очищены от льда и грязи и при установке ПВО плотно входить друг в друга.

4.7. Присоединение ПВО к крестовине фонтанной арматуры производится на все шпильки, при этом гайки должны быть навернуты так, чтобы после наворота гайки на шпильке оставалось 2-3 витка резьбы. Затяжка их производится крест-накрест.

4.8. После монтажа противовыбросового оборудования скважина опрессовывается технической водой на максимально ожидаемое давление, но не выше давления опрессовки эксплуатационной колонны.

4.9. После монтажа противовыбросового оборудования на скважине с перфорированной или негерметичной колонной ПВО опрессовывается на давление не менее3,0 МПа. Давление опрессовки определяется, исходя из технического состояния и приемистости скважины и указывается в плане работ.

4.10. Результаты опрессовки оформляются актом.

Эксплуатация

5.1. Должен быть обеспечен свободный доступ к устью скважины для обслуживания ПВО.

5.2. Перед началом смены необходимо проводить проверку затяжки фланцевых соединений и контроль технического состояния подвижных элементов (проверка на легкость открытия-закрытия). Результаты проверки необходимо занести в журнал проверки оборудования. Не реже одного раза в декаду производится контрольная проверка противовыбросового оборудования мастером бригады. Результаты проверки заносятся в журнал проверки оборудования.

5.3. При необходимости замены плашек следует руководствоваться рекомендациями завода – изготовителя, отраженными в паспорте на превентор. Работы производятся под руководством специалиста – механика по противовыбросовому оборудованию.

5.4. После замены плашек или узлов превентора непосредственно на устье скважины необходимо превенторную установку опрессовать на давление опрессовки колонны (п.2.9.16 ПБ НГП) или в соответствии с п. 4.8 настоящей инструкции.

5.5. Периодичность проверки плашечных превенторов :

— гидравлическая опрессовка — через каждые 6 месяцев

— дефектоскопия — один раз в год.

Запрещается:

Ø Производить удары по корпусу ПВО с целью очистки поверхности от грязи и льда.

Ø Проводить сварочно-ремонтные работы соединительных швов на корпусе;

Ø Обогревать элементы превентора открытым огнем.

Ø Расхаживать или вращать колонну насосно-компрессорных труб или бурильных труб, не допускается нагрузка на плашки более 20т.

Источник