Головна

Лекція 2

  1.  Біологія і селекція
  2.  Вступна лекція
  3.  Вступна лекція в Історію магії
  4.  ВПС (М). Лекція 3. Введення в менеджмент
  5.  Увага як селекція. Дослідження Коліна Черрі
  6.  Внутрішня енергія. Кількість теплоти. Робота в термодинаміці лекція №3 Основи термодинаміки
  7.  Вісімнадцята лекція Фіксація на травмі, несвідоме

· ЗАГАЛЬНІ ВІДОМОСТІ ПРО ВИРОБІ

· Універсальний герметизатор гирла (далі - герметизатор) УГУ-2, призначений для герметизації гирла нафтогазових свердловин, пригнічених рідиною, при ремонті і освоєнні з метою попередження викидів при раптовому нафтогазопроявами.

1.2. Герметизатор призначений для роботи в помірному і холодному макрокліматичних районів по ГОСТ 16350-80. Кліматичне виконання герметизатора - ХЛI по ГОСТ 15150-69 /

· ТЕХНІЧНІ ХАРАКТЕРИСТИКИ

· Основні параметри і розміри наведені в таблиці 1.

 Таблиця 1

показники  Виконання У Г У - 2
140х14 140х21 120х14 120х21
Прохідний перетин, мм Тиск, МПа (кгс / кв. См) робоче пробне Габаритні розміри, мм не більше головки ущільнювальної муфти герметизуючої Маса, кг, не більше головки ущільнювальної муфти герметизуючої Маса герметизатора в комплекті, кг, не більше 140 (120) * 140 (120) * 120 (110) * 120 (110) * 14 (140) 21 (210) 14 (140) 21 (210) 28 (280) 42 (420) 28 (280) 42 (420)  408 х 395 х 304 408 х 395 х 304  d 140 х 272 d 128 х 272  101 106  15 11  189 193

· прохідний перетин, вказане в дужках має забезпечуватися змінним центратором, що поставляється в комплекті з герметизатором.

2.2. Робоче середовище - продукт нафтогазових свердловин з вмістом механічних домішок у кількості не більше 0,5% за обсягом, з сумарним вмістом СО і HS до 0,003%, з об'ємним вмістом пластових вод до 99%, а також вода (сеноманського, пластова, поотоварная) з вмістом механічних домішок не більше 25 мг / л, і розміром твердих частинок не більше 0,1 мм.

2.3. Температура робочого середовища - плюс 2 - плюс 120 град. з

2.4. Температура навколишнього середовища - мінус 45 - плюс 35 град. з

· кількість кріплень отворів на фланці - 12;

· діаметр кріпильних отворів фланця, мм - 40.

- СКЛАД І КОМПЛЕКТ ПОСТАВКИ

3.1. До складу герметизатора входить головка ущільнююча, муфта герметизирующая, комплект інструменту і приладдя, комплект змінних частин, комплект запасних частин, справжній паспорт і інструкція з експлуатації.

3.2. Комплект поставки наведено в таблиці 2.

1 ПРИСТРІЙ І ПРИНЦИП РОБОТИ

4.1. Герметизатор УГУ-2 (див. Додаток 1) складається з ущільнювальною головки 1 і герметизуючої муфти 2. У ущільнювальну головку входить: корпус 10, змінне кільце фланцеве 11, центратор змінний 13, кільце опорне 9, ущільнювач гумовий 8, обойма 7, фланець верхній 4, з'єднаний на різьбі з корпусом і зафіксований до нього стопорним гвинтом 3. У пазах фланця верхнього 4, розміщені плашечниє затвори 5, забезпечені телескопічними вінтамі6. Бухти гвинтів 6, укладені в роз'ємні опори 14, прикріплені до фланця верхнього болтами. До плашковим затворам укріплені покажчики, які показують вихідне положення затворів.

4.2. Герметизирующая муфта (див. Додаток 3), на різьбі, включена до складу запірної компонування для перекриття початку труб. Компонування, в підготовленому стані, повинна знаходитися поруч зі свердловиною, в місці, вказаному планом робіт по підземному або капітального ремонту.

4.3. При необхідності герметизації гирла свердловини в разі появи ознак нафтогазопроявами, а також при тривалих перервах в роботі, запірну компоновку необхідно приєднати до колони труб НКТ. Натягом колони труб клиновий захоплення гідроротора звільняється і знімається, за допомогою извлекателя з гідроротора виймається центрирующая втулка. Спуском герметизуючої муфти до посадки на центратор (d 120 мм) вона буде пов'язана з гумовим ущільнювачем 8, із забезпеченням автоматичної герметизації затрубного простору. Поворотом рукоятки крана перекривається канал колони труб.

4.4. Для попередження викиду труб зі свердловини - обертанням телескопічних гвинтів 6, плашечниє затвори 5 вводяться в Крутова паз герметизуючої муфти і страхують її від руху вгору.

4.5. При змінному центратором 13 з проходом 140 мм, посадка запірної компонування проводитися на гіророторе за допомогою опорного кільця, при цьому дістаціонний патрубок повинен мати висоту, при якій кругової паз герметизуючої муфти 2 буде перебувати на рівні плащечних затворів 5.

Превентор плашковий малогабаритний

ПРИЗНАЧЕННЯ

Превентор плашковий малогабаритний ППМ-125x25 (далі ППМ) призначений для запобігання і ліквідації нафтогазопроявів (далі - НГВП) шляхом герметизації гирла свердловини при ппроведеніі аварійних робіт.

 ППМ забезпечує герметизацію гирла при наявності в стовбурі свердловини насосно-компресорних труб (ГОСТ 633-80) діаметром 33, 42, 48, 60, 73, 89 мм, геофізичного грузонесущего кабелю (ГОСТ 6020-82) діаметром 6,3 ... .. 16 мм, або їх відсутності.

 ППМ призначений для експлуатації в макрокліматичних районах з помірним і холодним кліматом по ГОСТ 16350-80, кліматичне виконання - УЧЛ, категорія розміщення - I по ГОСТ 15150-69.

 Примітка. Нижнє значення температури навколишнього повітря повинна бути не нижче 10С. При більш низькій температурі навколишнього повітря необхідно проводити штучну терморегуляцію, наприклад укриттям корпусу ППМ теплоізоляційним матеріалом.

ТЕХНІЧНІ ХАРАКТЕРИСТИКИ

Діаметр прохідного отвору, мм ... 25

Робочий тиск, МПа (кгс / см2) ... 25 (250)

Пробний тиск корпусу, Мпа (кгс / см2) ... 50 (500)

Пробний тиск герметизації елементів, Мпа кгс / см2) ... 32 (320)

Діаметр ущільнюються труб, мм (при установці відповідних типорозмірів змінних ущільнювачів в корпус плашок) .. 33,42,48,60,73,89

Конструктивні особливості :

установка в корпус плашки Глухова ущільнювача дозволяє герметизувати свердловину при відсутності верхньої труби, або при наявності грузонесущего геофізичного кабелю діаметром 6,3 - 16,0мм (ГОСТ 6020-82);

установка в корпусі превентора змінних елементів центратору (відповідних типорозміру уністняемих труб) позврляет забезпечувати гирлову труб щодо стовбура свердловини

Робоче середовище ... нафту, газ, газоконденсат,

вода, розчин СаСl2,

буровий розчин і їх суміші

Температура робочого середовища ... від мінус 10С до плюс 100С

Приєднувальні розміри, мм

зовнішній діаметр ... ... 395

діаметр розташування шпилькових отворів ... 325

діаметр і кількість шпилькових отворів ... 39x12

середній діаметр ущільнювальної канавки ... 205

Габаритні розміри при закритих плашках, мм:

довжина ... ... 1170

ширина ... ... 395

висота ... ... 508

Маса ... ... 400

СКЛАД І КОМПЛЕКТНІСТЬ

 ППМ складається з наступних основних вузлів і деталей (рис. 3.1.): Циліндра корпусу 1, плашки 6, змінного ущільнювача 7, обойми центратору 17, змінних вкладишів 18, штока 8, ущільнювальної гайки 11, штурвала 16.

 
 

ПРИСТРІЙ І ПРИНЦИП РОБОТИ

 Корпус ППМ (див. Рис.3.1.) Виконаний у вигляді хрестовини зварного виконання, який включає: циліндр 1, верхній патрубок 2, нижній патрубок 3, приєднувальні фланці 4 і 5.

 Усередині циліндра 1 рухомо встановлені плашки 6 гумована маслобензостойкой гумою. У корпусі плашки, в залежності від діаметра герметизируемой труб, встановлюються ущільнювачі 7 відповідного типорозміру. Задня частина корпусу плашки 6 має «Т» - подібний паз для з'єднання з головкою штока 8 через кільце 9. З метою виключення попорота в нижній частині корпусу плашки виконаний шпонковий паз, який взаємодіє зі штифтами 10, жорстко пов'язані з циліндром 1. Переміщення штока здійснюється через ущільнювальну гайку 11, жорстко встановлену щодо циліндра 1, підтискної кришкою 12 і установочного штифта 13. Ущільнення гайки 11 щодо циліндра 1 здійснюється гумовими кільцями 14 круглого перетину, а щодо штока 8, гумовими самоуплотняющимися манжнтамі15. Обертання штока 8 здійснюється штурвалом 16.

 Забезпечення гирлової соооності опускаються труб щодо стовбура свердловини досягається установкою центратору в прохідному отворі корпусу ППМ.

 Центратор складається з обойми центратору 17, пов'язаної з патрубком 2 різьбових з'єднань і вкладишів 18 відповідного типорозміру.

 Закривається і відкривається превентора обертанням штурвалів 16 відповідно за годинниковою і проти годинникової стрілки. При закритті превентора герметизація гирла свердловини здійснюється примусовим видавлюванням гуми головкою штока 8 через рухомий встановлений в корпусі плашки диск 19.

 У разі переходу на інший діаметр труб зміну і встановлення відповідного типорозміру ущільнювача 7 і вкладишів 18 роблять у наступній послідовності (див. Рис.3.1. І рис.7.1.):

· закривають трубні плашки гирлового превентора (стандартне ППО);

· обертанням штурвала 16 проти стрілки відводять плашки 6 до упору в крайнє положення;

· відвертають кришку 12 і разом з гайкою 11 витягують плашки 6;

· після установки відповідного типорозміру ущільнювача 7, складання виробляють у зворотній послідовності;

· виробляють демонтаж вищого аварійного обладнання для забезпечення доступу по зміні вкладишів центратору 18, необхідного типорозміру. Для цього ввернути обойму 17 і витягти назовні, притримуючи рукою вкладиш центратору 18 від випадкового його випадання в свердловину;

· після установки в гніздо обойми 17 вкладишів 18, відповідного типорозміру, операцію установки повторюють в зворотному порядку;

· виробляють монтаж верхньої частини аварійного обладнання і продовжують роботи за наміченим планом.

І Н С Т Р У К Ц І Я

по застосуванню запірної компонування до малогабаритному превентора

 Запірна компоновка призначена для перекриття каналу насосно-компресорних і бурильних труб при використанні в якості ППО малогабаритного превентора в процесі освоєння, поточного і капітального ремонту свердловин. Застосування даної запірної компонування допускається на свердловинах з очікуваним тиском на буфері не більше 14 МПа.

Запірна компоновка є універсальною і складається з підйомного патрубка виготовленого з НКТ О89, О73 мм, коркового прохідного крана КППС-65x140xл, робочої труби (О73мм, О89мм) з довжиною гладкої частини не менше 1500мм, переводника під діаметр застосовуваних насосоно-компресорних або бурильних труб. Довжина переводника не регламентується, фланці і шпильки для кріплення необхідно виготовляти зі сталі марки 45xi або 45xа. Наявність зварних з'єднань між патрубками НКТ і фланцями не допускається.

 Застосування робочої труби (?73мм, ?89мм) обумовлено необхідністю уникнути зміни плашок превентора в процесі роботи з комбінованим ліфтом НКТ.

 При роботі, на свердловині, запірна компоновка повинна знаходитися на прийомних містках або робочому майданчику, кран повинен бути у відкритому положенні. В процесі роботи повинен бути встановлений переводник під діаметр застосовуваних труб, а в разі комбінованого ліфта поруч знаходиться додатковий переводник, під діаметр наступному ступені ліфта. При зміні діаметра піднімаються зі свердловини труб необхідно провести зміну переводника.

 Верхня частина запірної компонування (підйомний патрубок, КППС) повинні бути пофарбовані в червоний колір. Забарвлення робочої труби не допускається. На запірної компонуванні повинен бути вибитий номер, який вказується в паспорті.

 Перед здачею запірної компонування в бригади освоєння і ремонту свердловин виріб повинен бути піддано випробуванню обпресуванням на величину пробного тиску коркового крана КППС-65x140хл. Час випробування не менше 10 хв. Результати випробування заносять в паспорт на виріб.

 Періодично, не рідше одного разу в квартал, запірна компоновка спільно з превентора проходить випробування в ЦБПО, з занесенням в паспорт перевірок.

 Під час перерв у роботі, пов'язаних із залишенням гирла свердловини, запірна компоновка повинна бути навернена на труби знаходяться в свердловині, розвантажена на елеватор встановлюваний під верхню муфту робочого патрубка запірної компонування. Після цього повинні бути закриті превентора і кран КППС з запірної компонування.

Для регулювання тиску застосовується спеціальні засувки - дросельні засувки (див. Схему). Дросельні засувки можуть бути ручного управління і дистанційного через гідравлічну систему.

ЛІТЕРАТУРА:

Малов Е. а., Дадонов Ю. а., Єфименко В. і. і ін. Правила безпеки в нафтовій і газовій промисловості. РД 08-200-98.-Москва.-1998.

Блохін О. а., Йогансен К. в., Римчук Д. в. Попередження виникнення і безпечна ліквідація відкритих газових фонтанів. М .: Недра, 1991.

Дадонов Ю. а., Єфименко В. і. і ін. Інструкція щодо попередження газонафтоводопроявів і відкритих фонтанів при будівництві та ремонті свердловин в нафтовій і газовій промисловості. РД 08-254-98.-Москва.-1999.

Кутєпов А. і., Василенко В. і., Нагайцев В. ф. Методичні вказівки з навчання робітників бригад буріння і капітального ремонту свердловин першочергових дій при газонефтепроявленіях.

Москва. -1986.

Бабаян Е. в., Горський В. т. Методика навчання за курсом "Управління свердловиною при газонафтоводопроявів", Краснодар, 1988.

Правила ведення ремонтних робіт в свердловинах, РД 153-39-023-97, Москва, 1998.

Кутєпов А. і., Кателлі С. а., Федотов І. і. і ін. Довідник-каталог по обладнанню та

інструменту для попередження та ліквідації фонтанів. М .: Недра, 1981.

Бабаян Е. в., Куксов А. к., Валик А. п. Технологія управління свердловиною при

газонафтоводопроявів в різних гірничо-геологічних умовах. РД 39-0147009-544-

87, Краснодар, ВНІІКРнефть, 1988.

Терентьєв Ю. р, Куксов А. к., Росяній Ю. с., Старьков В. ф. Методика глушіння свердловин

при газонафтоводопроявів. Краснодар, ВНІІКРнефть, 1984.

Мнацаканов А. в., Акатов В. а. Інструкція з одночасного виробництва бурових робіт, освоєння і експлуатації свердловин на кущі. М., 1996.

Інформаційні листи про відкриті фонтанах і газонафтоводопроявів, що сталися на родовищах Західного Сибіру. Сургут-16, 1993-1998. ЗСПФВЧ

Інструкція по плану практичних дій бригад освоєння і ремонту свердловин при виникненні нафтогазопроявів і відкритих фонтанів. Стрежевой 1997. ВАТ "ТН".

Інструкція щодо попередження виникнення нафтогазоводопроявлень і відкритих фонтанів при освоєнні і випробуванні, капітальному та поточному ремонті нафтових і газових свердловин. Сургут, 1996, ЗСПФВЧ.

Схеми обв'язки гирла свердловин противикидним обладнанням при бурінні свердловин і освоєнні, поточному та капітальному ремонті свердловин. Стрежевой, 1999, підприємства ВАТ "ТН" ВНК.

Паспорт та інструкції по монтажу і експлуатації ППМ, ПМТК, ПМШ, КШН, КОПС, ПМТ. НПП "Сіббурмаш".

Паспорт та інструкції по монтажу і експлуатації УГУ-2, лубрикатора, перекладної котушки. Стрежевой, ВАТ "ТН" ВНК

Shaffer A Varco Company. Модель універсального превентора з болтовим кріпленням кришки. 1995.

Shaffer A Varco Company. Штуцерний маніфольд для глушіння свердловин. Інструкція з експлуатації. 1996.

Shaffer A Varco Company. Противикидного превентора з ручним і гідравлічним приводом, 1994..

Shaffer A Varco Company. Установка для капітального ремонту свердловин. 1996.

Лекція 2




 ВИЗНАЧЕННЯ ДОВЖИНИ відрізка прямої ЛІНІЇ І УГЛОВ НАХИЛУ ЇЇ До площини проекцій |  ВЗАЄМНЕ ПОЛОЖЕННЯ ДВОХ ПРЯМИХ ЛІНІЙ |  ПРОЕКЦІЇ ПЛОСКИХ УГЛОВ |

© um.co.ua - учбові матеріали та реферати