Главная  Переработка нефти и газа 

Скачать эту книгу

0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 25 26 27 28 29 30 31 32 33 34 35 36 37 38 39 40 41 42 43 44 45 46 47 48 49 50 51 52 53 54 55 56 57 58 59 60 61 62 63 64 65 66 67 [ 68 ] 69 70 71 72 73 74 75 76 77 78 79 80 81 82 83 84 85 86 87 88

рильных, утяжеленных обсадных, насосно-компрессорных труб и долот с контролем и автоматическим ограничением крутящего момента, а также для механизации наращивания бурильной колонны через дополнительный шурф разборки забойных двигателей на буровой. Применяются на буровых установках со всеми типами встроенных в ротор клиньевых захватов, в любых климатических условиях.

Буровой ключ КБГ2 состоит из механизма позиционирования, закреп- ленного на основании буровой, смонтированных на нем вращателя и сто- порного ключа, а также пульта управления и силовой установки.

Вращатель - механизм, передающий крутящий момент на замок, вы- полняющий операции свинчивания - развинчивания. Защита резьбовых соединений от перегрузок обеспечена установкой датчика момента.

Стопорный ключ служит для удержания колонны от поворота, ком- пенсации осевой нагрузки на резьбу от веса труб.

Вращатель со стопорным ключом могут плавно подниматься, опус- каться и удерживаться на любом уровне механизма позиционирования, а также отводиться в сторону от центра скважины. Максимальный угол по- ворота ключа вокруг механизма позиционирования 120°.

С пульта осуществляется дистанционное управление всеми механиз- мами ключа.

Силовая установка компактно выполнена в виде отдельного блока.

Модульное исполнение трубозажимного устройства предусматривает возможность поставки ключа:

в комплекте с двумя трубозахватами на диапазон диаметров 48-508 мм;

в комплекте с трубозахватом на диапазон диаметров 48-340 мм;

в комплекте с трубозахватом на диапазон диаметров 341 -508 мм.

Технические параметры буровых автоматических стационарных клю- чей приведены в табл. 7.4.

Таблица 7.4

Технические характеристики автоматических стационарных буровых ключей для геолого-разведочного бурения и ремонта нефтяных и газовых скважин

Изготовитель АКБ - 3М2, АКБ - 3М2.Э2, КБГ, КБГ2 - А0 "Ижнефте - маш".

ПРОТИВОВЫБРОСОВОЕ ОБОРУДОВАНИЕ

Противовыбросовое оборудование (ОП) представляет собой комплекс, состоящий из сборки превенторов, манифольда и гидравлического управления превенторами, предназначенный для управления проявляющей скважиной с целью обеспечения безопасных условий труда персонала, предотвращения открытых фонтанов и охраны окружающей среды от загрязнения в умеренном и холодном макроклиматических районах.

Область применения противовыбросового оборудования - строитель - ство и капитальный ремонт нефтяных и газовых скважин.

Основная задача комплекса: сохранение находящегося в скважине бурового раствора и проведение операций по его замещению (глушение скважины) другим с требуемыми параметрами.

Комплекс противовыбросового оборудования обеспечивает проведе - ние следующих работ:

герметизацию скважины, включающую закрывание-открывание плашек (уплотнителя) без давления и под давлением;

спуск - подъем колонны бурильных труб при герметизированном устье, включая протаскивание замковых соединений, расхаживание труб, подвеску колонны труб на плашки и удержание ее в скважине плашками при выбросе;

циркуляцию бурового раствора с созданием регулируемого противо- давления на забой и его дегазацию;

оперативное управление гидроприводными составными частями обо- рудования.

Основные параметры ОП и его составных частей соответствуют тре- бованиям ГОСТ 13862-90 и данным, приведенным в табл. 8.1.

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 пре - венторов (плашечные с ручным или гидравлическим управлением, коль- цевой, соединительные катушки и крестовина), станцию гидроуправления превенторами и гидроуправляемыми задвижками и манифольд противо-

выбросового оборудования, состоящий из блока глушения, блока дросселирования с запорной и регулирующей арматурой, напорных трубопроводов и блока сепаратора бурового раствора.

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.

Таблица 8.1

Основные параметры противовыбросового оборудования

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.

Условное обозначение ОП по ГОСТ 13862-90 состоит из слова "оборудование", шифра, построенного по приведенной ниже схеме, и наименования нормативно-технического документа на поставку или стандарта: