Обоснование рациональной технологии ремонта Превентора плашечного двухфланцевого ППО-2ФТ-152х21-Курсовая работа-Оборудование для бурения нефтяных и газовых скважин

Обоснование рациональной технологии ремонта Превентора плашечного двухфланцевого ППО-2ФТ-152х21-Курсовая работа-Оборудование для бурения нефтяных и газовых скважин
Пермский национальный исследовательский политехнический университет
Кафедра Горной Электромеханики
Курсовой проект по дисциплине "Ремонт и эксплуатация нефтегазового оборудования"
На тему: "Обоснование рациональной технологии ремонта плашечного превентора"
Пермь 2014
1. Введение 3
2.Назначение, устройство и описание работы 4
3. Периодичность ревизий и испытаний 8
4. Описание возможных дефектов 9
5.Пояснение к принятой схеме разборки 10
6. Выбор рациональной технологии восстановления детали 11
6.1. Сварка, наплавка 13
6.2. Полимерные покрытия 16
6.3. Перспективные методы восстановления 17
7. Принятая технология восстановления детали 19
8. Расчет количества смазочных материалов на год. 22
9. Заключение 23
10. Литература 24
Состав: Превентор плашечный двухфланцевый ППО-2ФТ-152х21(СБ), Ремонтный чертеж, Схема смазки, Спецификация Язык документа

Софт: КОМПАС-3D 14
1. Введение
Противовыбросовое оборудование— блок устройств, предназначенных для герметизации устья скважины. Входит в состав бурового оборудования. Используется для предотвращения открытых выбросов и фонтанов нефти и газа, возникающих при бурении, испытании, опробовании и освоении скважин в результате аномальных пластовых давлений. Противовыбросовое оборудование включает превенторы, герметизирующие устье скважины; манифольды, предназначенные для обвязки превенторов с целью воздействия на скважину; системы дистанционного управления превенторами и задвижками манифольда. При бурении нефтяных и газовых скважин применяют плашечные, универсальные и вращающиеся превенторы. Над колонной головкой, связывающей наружные концы спущенных в скважину колонн обсадных труб, устанавливают 2 плашечных превентора, снабжённых парными трубными и глухими плашками. При возникновении опасности фонтанирования, под давлением нагнетаемой в гидроцилиндры превентора жидкости либо посредством штурвалов, плашки перемещаются во встречном направлении и перекрывают устье скважины, закрывая выход нефти и газа. Превентор с трубными плашками используется для герметизации кольцевого пространства между обсадной колонной и бурильными трубами. Второй превентор, снабжённый глухими плашками, используется при отсутствии бурильных труб в скважине. Универсальный превентор устанавливается над плашечными превенторами. Резинометаллическая манжета универсального превентора посредством конического плунжера, перемещающегося под давлением нагнетаемой жидкости, обжимается и перекрывает ствол скважины при наличии и отсутствии бурильной колонны. Универсальный превентор в отличие от плашечного позволяет протаскивать вверх и вниз инструмент, находящийся в скважине, не нарушая при этом её герметичности. Вращающийся превентор устанавливают над универсальным и используют при вращении и расхаживании бурильной колонны. Самоуплотняющаяся резинометаллическая манжета устанавливается на нижнем конце ствола, вращающегося на подшипниках превентора. Ввиду технических и технологических сложностей, возникающих при бурении скважин с аномально высоким пластовым давлением, вращающиеся превенторы используются в редких случаях. Манифольд состоит из линии глушения фонтанов, по которой производится закачка в скважину утяжелённого раствора, и линии дросселирования, используемой для восстановления равновесия гидростатического и пластового давлений. Управление превенторами и задвижками манифольда осуществляется посредством гидравлических и механических приводов с основным и вспомогательным пультов, расположенных на безопасном расстоянии от устья скважины. Наличие 2 сблокированных пультов обеспечивает необходимую надёжность системы управления противовыбросового оборудования. Состав, основные параметры и типовые схемы монтажа противовыбросового оборудования регламентируются ГОСТом. Наиболее распространённой является трёхпревенторная схема с двумя линиями манифольда.[4]

2. Назначение, устройство и описание работы
Превентор плашечный двухфланцевый (рис.1) ППО-2ФТ-152х21(далее- превентор) предназначен для герметизации устья нефтяных и газовых скважин с целью предотвращения газонефтеводопроявлений (ГНВП) при выполнении текущего или капитального ремонта скважин, а так же при проведении перфорационных, взрывных и других геофизических работ на скважинах.
При наличии в скважине насосно- компрессорных труб герметизация осуществляется трубными плашками (5), а при отсутствии НКТ- сменными глухими плашками. Превентор оснащен комплектом герметизирующих вставок, применяемых при выполнении отддельных технологических операции в процессе ремонта скважин, а так же при проведении геофизических работ.
Соответствует требованиям ГОСТ 13862-90 "Оборудование противовыбросовое", ГОСТ 12.2.115-86 " Оборудование противовыбросовое .Требования безопасности", ПБ 08-624-03 "Правила безопасности в нефтяной и газовой промышленности" и РД 08-254-98 "Инструкция по предупреждению газонефтеводопроявлений... "
Условия эксплуатации- в умеренном и холодном климатических районах по ГОСТ 16350. Категория размещения - 1 по ГОСТ 15150-69, исполнение УХЛ. Рабочий интервал температур от -40oС до +100oС.
Превентор имеет верхний фланец по ГОСТ 28919-91 с геометрическими параметрами: отверстия под шпильки - 0,32 мм; количество отверстий под шпильки - 12; средний диаметр по осям отверстий под шпильки -317,5 мм; средний диаметр канавки под прокладку -211,1 мм. Для установки герметизирующих вставок проход верхней части превентора выполнен в виде конуса или цилиндра. Фиксируются вставки при помощи выдвижных ползунов.
Нижний фланец превентора выполнен в соответствии с ГОСТ 28919-91. По согласованию с заказчиком могут быть выполнены комбинированные овальные отверстия под шпильки со средним диаметром по осям 292 + 325 мм.





Рис.1 Превентор
1-привод ползуна; 2-корпус; 3-шпилька; 4-уплотнение крышки плашек; 5-трубная плашка; 6-гайка; 7-крышка привода плашки; 8-стакан; 9-толкатель; 10-винт;11-штурвал.

Превентор содержит корпус (2) с осевым каналом для прохода труб НКТ с технологическим оборудованием и механизмы привода плашек.
Механизмы приводов (8,9,10,11) крепятся к корпусу при помощи 8 шпилек М27 каждый. Герметизация между приводами (1) и корпусом осуществляется уплотнителями ППС-152x21.201 находящимися на приводах.
Внутри корпуса располагается плашечный затвор, состоящих из двух плашек. Трубные плашки герметизируют трубы НКТ по наружному диаметру, а глухие плашки перекрывают 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.
Плашки превентора передвигаются по полозьям в корпусе гарантирует многократную герметизацию даже на поврежденных трубах и бывшем в употреблении пакерующим элементе.
Для удобства транспортировки корпус превентора оборудован грузоподъемными приспособлениями (четыре крюка).
В исходном положении превентор располагается на верхнем фланце крестовины фонтанной арматуры ремонтируемой скважины, при этом трубные и глухие плашки должны находится в открытом положении.
На квадратные торцы винтов привода плашек устанавливают штурвалы (11), либо через карданную муфту и удлинитель, либо прямо на
квадратный торец приводного винта.
При необходимости произвести герметизацию устья скважины, при наличии труб, вращают штурвалы привода трубных плашек вправо (по часовой стрелке). При этом плашки начинают движение в направлении к вертикальной оси корпуса. Положение плашек контролируется по прорезям на винте привода.
В результате встречного движения плашки сходятся в центре корпуса, плотно обжимая герметизируемые трубы. Нагрузка на штурвал при этом не должна превышать 100 кг.
Максимальный допустимый момент на винтах плашек - 500 Н*м.
Для разгерметизации устья скважины поступают в обратной последовательности, переводя плашки в исходное положение.[5]

9. Заключение
В данном курсовом проекте был рассмотрен плашечный превентор. Его устройство, описание работы, виды и периодичность технического обслуживания и ремонта, описание возможных дефектов и методы их обнаружения и предупреждения, составлена карта смазки. Так же была составлена схема разборки превентора при проведении капитального и текущего ремонта со списком последовательности операций. Для механизма привода плашек были отражены возможные дефекты и выбрана рациональная технология восстановления. . В качестве оптимального метода восстановления поверхности в месте резьбы был выбран метод автоматической наплавкой под флюсом, так как автоматическая наплавка повышает производительность труда на сварочно-наплавочных работах в 6-7 раз, в результате рационального использования тепла дуги уменьшается расход электроэнергии. При ручной сварке на 1 кг наплавленного металла расходуется 6-7 квт-ч электроэнергии, а при автоматической – 3,5 квт-ч. При автоматической наплавке качество наплавленного слоя не зависит от квалификаций сварщика, в то время как при ручной наплавке качество слоя в значительной степени определяется квалификацией рабочего. Для ремонта резьбы без изменения первоначального размера необходимо удалить изношенную резьбу , наплавить слой металла и перенарезать резьбу под номинальный размер. Данный метод восстановления экономически выгоден, технологичен и рационален.