Многофункциональный плашечный превентор-Курсовая работа-Оборудование для бурения нефтяных и газовых скважин

Многофункциональный плашечный превентор-Курсовая работа-Оборудование для бурения нефтяных и газовых скважин
Выпускная квалификационная работа по теме «Многофункциональный плашечный превентор» содержит 160 страниц текстового документа, 4 приложений, 30 использованных источников, 9 листов графического материала.Объект модернизации –плашечный превентор с ручным приводом.

Цели модернизации:
-облегчить работу на рассматриваемом превенторе;
-обеспечить большую безопасность при работе с превентором,
-обеспечить полную герметизацию скважины в случае отказа механического (ручного) привода.
Актуальность этой разработки заключается в том, что существующий тип превентора имеет только ручной привод. В то же время на многих других типах плашечных превенторов имеется гидропривод.
В ходе проектирования установки решены задачи повышения безопасности труда, улучшения его эксплуатационных характеристик и технико-экономических показателей.
Плашечные превенторы предназначены для герметизации устья при наличии или отсутствии в скважине труб. Применяются для эксплуатации в умеренном и холодном макроклиматических районах.
Плашечные превенторы обеспечивают возможность расхаживания колонны труб при герметизированном устье в пределах длины между замковыми или муфтовыми соединениями, подвеску колонны труб на плашки и ее удержание от выталкивания под действием скважинного давления.
Установлена следующая система обозначения плашечного превентора:
тип превентора и вид привода – ППГ (плашечный с гидроприводом), ППР (плашечный с ручным приводом), ППС (плашечный с перерезывающими плашками);
конструктивное исполнение – с трубными или глухими плашками – не обозначается;
диаметр условного прохода, мм;
рабочее давление, МПа;
тип исполнения – в зависимости от скважинной среды (К1, К2, К3)



1 – корпус; 2 – резиновые прокладки; 3 – винты; 4 – откидные крышки; 5 – гидроцилиндр; 6 – поршень; 7 – шток; 8 – коллектор; 9 – трубопровод; 10 – паропроводы; 11 – резиновые уплотнения плашек; 12 – сменные вкладыши; 13 – корпус плашки; 14 – фиксирующий винт.

Рисунок 2 – Плашечный превентор с гидроуправлением ОАО ВЗБТ


1 – корпус; 1А – фланец корпуса; 1Е – боковые отводы из под плашек с фланцами; 2 – крышка; 3 – промежуточный фланец корпуса; 4 – поршень гидроцилиндра; 5 – гидроцилиндр; 6 – поршень для открытия крышки; 7 – поршень для закрывания крышки; 8 – цилиндр для открытия крышки; 9 – болт крышки; 10 – корпус фиксатора плашки; 11 – фиксатор плашки; 12, 14 – шпильки; 13 – болт крепления крышки и промежуточного фланца корпуса; 15 – гайка; 16А – обратный клапан с уплотнением; 16В – втулка с уплотнением; 16С – пробка с уплотнением; 16D, E, F, I, Q, K, L, M, N, P, R, S, U, T, Z – кольца уплотнительные.

Рисунок 3 – Превентор плашечный сдвоенный (Ду=180 мм, ру=70 МПа) Воронежского механического завода


а – глухая; б – трубная; 1, 3 – уплотнения плашки; 2 – корпус плашки.

Рисунок 4 – Плашки превенторов ОАО ВЗБТ



а – глухая; б – трубная для бурильных труб; в – трубная для обсадных труб; г – эксцентричная трубная; д – для двух рядов труб; е – перерезывающая.

Рисунок 5 – Плашки превенторов Воронежского МЗ
Таблица 1 – Технические характеристики плашечных превенторов

Показатели Типоразмер превентора
 ППР - 180×21(35) ППГ - 230×21 ППГ - 230×70 ППГ - 280×70 ППГ - 350×35 ППГ - 180×70КЗ ППГ2 - 180×70КЗ
Диаметр условный проходного отверстия, мм 180 230 230 380 350 180 180
Рабочее давление, МПа: 21 (35) 35 70 70 35 70 70
пробное 42 (70) 70 105 105 70 105 105
в системе гидроуправ. - 10,0 10,0 10,5 14,0 21 21
Тип управления ручной гидравлический
Диаметр условных труб, уплотняемый плашками, мм 42-140 73-168 73-168 60-194 73-273 33-127 33-127
Нагруз. на плашки, кН (тс):       
от массы колонны труб 560 (56) 1100 (110) 2700 (270) 2500 (250) 1600 (160)  
выталкивающая 160 (16) 450 (45) 800 (80) 1100 (110) 560 (56)  
Габаритные размеры (длина, ширина, высота), мм 1800×540×540 2085×670×310 2630×790×405 310×660×950 2900×1250×450  
Масса, кг 1315 840 1660 5900 2700  
Завод-изготовитель ПО «Баррикады» ОАО ВЗБТ Пермский машиностроительный завод ОАО ВЗБТ Воронежский механический завод


Таблица 2 – Технические характеристики плашечных превенторов, изготавливаемых НПП «Сиббурмаш»

Показатели  Типоразмер превентора
 ПМТ - 125×21 ПМТК - 125×21 ПМТ - 156×21 ПМТК - 156×21 ПМТР - 156×35 ПМТ2 - 156×21
Диаметр прохода, мм 125 125 156 156 156 156
Рабочее давление, МПа 21 21 21 21 35 21
Диаметр уплотняемых труб, мм 0, 33, 42, 48, 60, 73, 89 0, 33, 42, 48, 60, 73, 89, 102, 114

Окончание таблицы 2

Диаметр уплотняемого геофизического кабеля, мм 0, 6, 9, 11, 16 0, 6, 9, 11, 16
Привод плашек ручной
Центратор трубы сменный
Диаметр присоединительного фланца, мм 180×21 180×21 180×21 180×21 180×35 180×21
Габаритные размеры, мм: 1040 1040 1185 1185 1240 1185
длина 380 380 380 380 395 380
ширина 480 560 480 590 576 590
Масса, кг 260 280 290 310 320 520


а – одинарный типа ППР – 180×21 (135); б – сдвоенный типа ППР2 – 230×21.

Рисунок 6 – Плашечные превенторы с ручным управлением ОАО «Станкотехника»
Пример условного обозначения плашечного превентра с гидроприврдом, условным диаметром прохода 350 мм на рабочее давление 35 МПа для сред типа К2: ППГ - 350×35К2.
Плашечные превенторы (рис. 11, 12) поставляются в комплекте противовыбросового оборудования или «россыпью».
Превентор состоит из корпуса, боковых крышек с гидроцилиндрами и плашек. Плашки – разъемные. В корпусе плашки установлены сменные вкладыши и резинометаллические уплотнения. Общий вид плашек показан на рис. 13, 14. Привод плашек в основном дистанционный гидравлический, реже ручной. На рис. 15 приведены превенторы с ручным управлением: одинарный типа ППР – 180×21 (135) и сдвоенный типа ППР2 – 230×21 ОАО «Станкотехника».
Технические характеристики плашечных превенторов даны в табл. 2-3.
Основные показатели надежности плашечного превентора обеспечивают периодическую проверку его на функционирование путем закрытия на трубе, опрессовкой буровым раствором или водой и открытия, а также возможностью расхаживания бурильной колонны на длине трубы под избыточным давлением. Показатели надежности плашечных превенторов установлены ГОСТ 27743-88.

1.2 Превентор кольцевой (универсальный)

Представлен на рисунке 6, должен обеспечивать расхаживание, проворачивание и протаскивание бурильных труб с замковыми соединениями, а также герметизацию устья скважины при давлении РР при закрытии уплотнителя на любой части бурильной колонны, обсадных или насосно компрессорных труб, а также для полного перекрытия скважины при отсутствии в ней инструмента. Универсальный превентор способен герметизировать устье скважины независимо от диаметра и геометрической формы уплотняемого предмета.



1 –крышка; 2 –уплотнение крышки; 3- уплотнитель шайба; 4, 7, 9 – манжеты; 5 – корпус; 6 – поршень; 8 - втулка, 10 – планшайба; 11 – указатель уплотнения.

Рисунок 7 - Превентор кольцевой: а- тип ПУ-1; 2 – тип ПУ- 2
Принцип действия ПК: устье скважины перекрывается резинометаллическим уплотнителем 6 при его сжатии внутренним конусом ступенчатого поршня 9 под воздействием рабочей жидкости, нагнетаемой станцией гидропривода.

1.2.1 Составные части ПК, их устройство и функции

Крпус 5 – стальная отливка, имеет опорный фланец, прикрепляемый с помощью шпилек 15 к катушке 18, и служит рабочим цилиндром для ступенчатого поршня 9. Ступенчатая форма корпуса и поршня обеспечивает образование полостей между ними и крышкой 1 для поступления рабочей жидкости от станции гидравлического управления, что позволяет закрывать герметично уплотнителем устье скважины или открывать его. Крышка 1 уплотняется манжетой 4 и фиксируется в затянутом положении стопорным болтом 2. Втулка 13 обеспечивает удержание уплотнителя в закрытом состоянии за счет усилия от устьевого давления. Штуцеры 8 и 12 служат для подвода или отвода рабочей жидкости через трубки высокого давления от станции гидравлического управления. Манжеты 4, 7, 10 и 14 предотвращают утечки масла.


а – типа ПУ1; б – типа ПУ2

Рисунок 8 - Уплотнители кольцевых превенторов

1.3 Вращающиеся превенторы (ПВ)

Предназначены для герметизации кольцевого зазора между устьем скважины и бурильной колонной и обеспечения ее вращения, подъема и спуска при герметизированном устье. Плашечные и универсальные превенторы для этих действий не приспособлены и для того чтобы приподнять инструмент на длину одной бурильной трубы, следует раздвигать плашки плашечного превентора или отжимать массивное резиновое кольцо в универсальном превенторе, нагнетая масло, в верхнюю распорную камеру.
В настоящее время разработаны и выпускаются вращающиеся превенторы. Предназначенные для постоянной герметизации устья скважины вокруг ведущей и бурильной труб, замкового соединения и УБТ. При наличии превентора можно расхаживать, проворачивать и вращать инструмент, поднимать бурильные трубы и УБТ.





а – типа ПВ 1 – С –(280,350. 425)х7; б – типа ПВ6 – С – 280х14; 1 – корпус; 2- гайка байонетная; 3 – корпус патрона; 4 – узел подшипников; 5 – ствол вращающийся; 6 – элемент уплотнительный; 7 – вкладыш ведущей трубы; 8 – узел шевронного уплотнения; 9 – насос; 10 – привод насоса

Рисунок 9 - Вращающиеся превенторы



Область применения ПВ – роторное бурение с очисткой забоя воздухом, газом или аэрированным раствором, а также при обратной промывке скважины и вскрытии горизонтов с высоким пластовым давлением.

1.3.1 Принцип действия ПВ

Бурильная колонна в процессе бурения и спускоподъемных операций уплотняется самоуплотняющейся манжетой под действием ее упругости и давления на устье скважины. Эта манжета крепится к стволу, монтируемому в корпусе ПВ на подшипниках и, соответственно, имеющему возможность вращения вместе с бурильной колонной.

1) Корпус 1, отлитый из легированной стали, имеет опорный фланец для соединения с превентором ПП или ПК и боковой отвод для присоединения к циркуляционной системе бурового комплекса.
2) Неподвижный патрон 3 служит для размещения вращающегося ствола 5 и его опор с радиальными подшипниками 4 . Подшипники смазываются жидким маслом, от ее утечки предохраняется шевронными манжетами 8.
3) Вращающийся ствол 5, выполненный в виде полого цилиндра, вращается на подшипниках 4. К стволу крепится на байонетном соединении специальная манжета 6 с внутренними поясками квадратного и круглого сечений соответственно для уплотнения ведущей и бурильной труб. При спусках и подъемах долота ствол 5 отсоединяется от корпуса ПВ и извлекается из корпуса вместе с неподвижным корпусом 3.
Основной узел превентора – резиновый элемент, который имеет специальную форму, позволяющую протаскивать инструмент вверх или вниз через уплотнение. При протаскивании уплотнение подвергается значительному износу, его изностойкость зависит от скорости подъема и наружной поверхности труб, бурильного замка и других факторов. Вращающийся превентор предназначен главным образом для вращения колонны бурильных труб в процессе ГНВП. Уплотнитель состоит из металлического основания и резиновой части и прикреплен к стволу при помощи байонетного соединения и специального болта.
Уплотнитель выпускается с одной цилиндрической уплотняющей поверхностью или с двумя (квадратный) – для уплотнения ведущей трубы по ее граням. Вращающийся превентор позволяет бурить скважину с обратной промывкой, с продувкой забоя газообразным агентом или аэрированным раствором, с равновесной системой гидростатического давления на пласт, вскрывать и опробовать пласты с высоким давлением.
Вращающиеся превенторы выпускаются четырех типоразмеров.
Основные параметры и размеры превенторов ПП и ПК приведены в таблице 3.

Таблица 3 – Основные параметры и размеры превенторов ПП иПК.

Условный проход,Ø мм Рабочее давление,
pp, мм Нагрузка на плашки, не менее, кН* Ø труб уплотняемых плашками, мм Высота превенторов не более, мм** Масса не более, кг**
  От pc От Gk  ПК ПП ПК ПП

Примечания: * pp- давление скважины; Gk- вес колонны; **Высота и масса превенторов ПП относятся к исполнению с корпусом без фланца

1.4 Станции управления

Установки предназначены для оперативного дистанционного управления превенторами и гидроуправляемыми задвижками.
Гидроуправление состоит из насосно-аккумуляторного блока с основным пультом управления, вспомогательного пульта и соединительных металлических трубопроводов с шарнирными соединениями.
Пневмогидроаккумуляторы служат для накапливания гидравлической энергии за счёт сжатия инертного газа с целью сокращения времени на операции дистанционного закрывания-открывания уплотнительных элементов плашечных и кольцевого превенторов и задвижек манифольда и обеспечения её работы при отключенной электроэнергии на буровой.
В случае отключения электроэнергии или неполадок в насосе жидкость в аккумулятор закачивают ручным или пневмоприводным насосом.
Из аккумулятора жидкость под давлением при помощи распределителей поступает в гидрокамеры плашечного или кольцевого превенторов и задвижек, закрывая или открывая при этом превенторы и задвижки.

За основу предлагаемого решения было авторское свидетельство №2043480. Недостатками данного превентора является то, что он имеет только механический (ручной) привод. Наличие только механического привода неудовлетворительно тем, что при осложнениях невозможно полностью герметизировать скважину, а также возможны различного рода проблемы (намерзания на штурвале, и т.д.). Указанные выше недостатки данной конструкции устранены следующим образом: был добавлен гидравлический привод в роли вспомогательного, которым можно полностью герметизировать устье скважины при отказе механического привода. Вследствие чего, повысилась надежность герметизации.
За основу, в данном дипломном проекте, было взято авторское свидетельство № 2043480 превентор плашечный. В результате проведенной работы были устранены следующие недостатки:
Наличие только механического (ручного) привода.
Данный недостаток неудовлетворителен тем, что при осложнениях (намерзаниях на штурвале, штоке, а также при ГНВП и т.д.) невозможно полностью герметизировать скважину. Эта проблема устранена посредством установки двух гидравлических приводов, выполняющих роль аварийных (вспомогательных).
В результате проделанной работы также были получены навыки по разработке проектной документации, которые, несомненно, пригодятся автору в дальнейшей инженерной деятельности.