Превентор универсальный с заданным рабочим давлением 55 МПа

1 корпус.cdw

Схема ОБВЯЗКИ_v13.cdw

линия дроссулирования
Установка гидравлического управления
Универсальный превентор
Гидроприводная задвижка
Катушка под манометр
Прямоточная задвижка
Быстроразъемная полумуфта
Быстросменный дроссель
Отбойная камера-дегазатор
Регулируемый дроссель

3 плунжер А2.cdw

4 уплотнитель А2_v13.cdw

Спецификация.spw

1000.062.024.100.000СБ
Указатель положения уплотнителя
1000.062.024.100.004СБ
Уплотнитель. Сборочный чертеж
Гайка 1 М52 х 3 H.12.40Х.16
Шпилька 2 М52 х 3 120.109.40Х.26
Гидравлический канал

Спецификация.dwg

1000.062.024.100.000СБ
Указатель положения уплотнителя
1000.062.024.100.004СБ
Уплотнитель. Сборочный чертеж
Гайка 1 М52 х 3 H.12.40Х.16
Шпилька 2 М52 х 3 120.109.40Х.26
Гидравлический канал

превентор.cdw

Схема ОБВЯЗКИ.dwg

линия дроссулирования
Установка гидравлического управления
Универсальный превентор
Гидроприводная задвижка
Катушка под манометр
Прямоточная задвижка
Быстроразъемная полумуфта
Быстросменный дроссель
Отбойная камера-дегазатор
Регулируемый дроссель

Спецификация уплотнителя.spw

Схема ОБВЯЗКИ.cdw

линия дроссулирования
Установка гидравлического управления
Универсальный превентор
Гидроприводная задвижка
Катушка под манометр
Прямоточная задвижка
Быстроразъемная полумуфта
Быстросменный дроссель
Отбойная камера-дегазатор
Регулируемый дроссель

Спецификация_v13.spw

Указатель положения уплотнителя
Уплотнитель. Сборочный чертеж
Гайка 1 М52 х 3 H.12.40Х.16
Шпилька 2 М52 х 3 120.109.40Х.26
Гидравлический канал

2 крышка.cdw

Спецификация уплотнителя.dwg

1000.062.024.100.005СБ
1000.062.024.100.004СБ
Уплотнитель. Сборочный чертеж

4 уплотнитель А2.cdw

3Введение.doc

Противовыбросовое оборудование предназначено для герметизации устья скважины при бурении управления скважиной путем создания противодавления на пласт и возвращения к нормальному процессу бурения.
В состав противовыбросового оборудования входят: превенторная установка специальные задвижки катушки клапаны и другое оборудование применяемое при ликвидации открытого фонтанирования скважины.
Превенторная установка состоят из плашечных и универсального превенторов манифольда и гидравлического управления. Основной пульт управления дублируется вспомогательным расположенным непосредственно около пульта управления бурильщика. Ручной привод предназначен для окончательного закрепления плашек превентора в закрытом положении а в аварийном случае (при отсутствии электроэнергии и давления масла в аккумуляторах) и для ручного закрытия плашечных превенторов.
На установленные крестовики колонной головки монтируют два плашечных и универсальный превенторы. В зависимости от условий бурения скважины между плашечными превенторами может быть установлен крестовик с отводами для подсоединения манифольда либо взамен двух плашечных превенторов и крестовика устанавливают один сдвоенный превентор с отводами для манифольда. К отводам крестовика подсоединяют манифольд устанавливаемый как правило на стороне противоположной мосткам.
Превенторная установка позволяет проводить следующие операции:
Надежно и быстро герметизировать устье скважины.
Создавать циркуляцию раствора с противодавлением на пласты.
Осуществлять расхаживание и проворачивание инструмент при герметизированном устье.
Закачивать раствор в скважину буровым
Быстро снижать давление в скважине.

1титульник.doc

МИНИСТЕРСТВО ОБРАЗОВАНИЯ И НАУКИ РОССИЙСКОЙ ФЕДЕРАЦИИ
ФЕДЕРАЛЬНОЕ ГОСУДАРСТВЕННОЕ БЮДЖЕТНОЕ ОБРАЗОВАТЕЛЬНОЕ УЧРЕЖДЕНИЕ
ВЫСШЕГО ПРОФЕССИОНАЛЬНОГО ОБРАЗОВАНИЯ
ТЮМЕНСКИЙ ГОСУДАРСТВЕННЫЙ НЕФТЕГАЗОВЫЙ УНИВЕРСИТЕТ
КАФЕДРА «Машины и оборудование нефтяных и газовых промыслов»
Кафедра: Машины и оборудование
Превентор универсальный с заданным рабочим давлением 55 МПа
Пояснительная записка к курсовому проекту по дисциплине
“Машины и оборудование для бурения”
Руководитель: Москвина Е.Ю.

6 монтаж и эксплуатация превенторов 2.docx

3 МОНТАЖ И ЭКСПЛУАТАЦИЯ ПРЕВЕНТОРОВ
Превенторную установку монтируют под основанием вышечного блока.
В зависимости от условий проводки скважины устье можно оборудовать превенторной установкой уже при бурении ствола под обсадную колонну диаметром 377 мм.
Так оборудуют разведочные и морские скважины на новых площадях. Монтаж и эксплуатация превенторных установок должны вестись в соответствии с правилами безопасности в нефтегазодобывающей промышленности.
1 Монтаж превенторной установки
В зависимости от разбуриваемого горизонта на устье скважины может быть установлен один или два плашечных превентора соответствующего размера два плашечных и универсальный превенторы а в особо сложных и неизученных условиях к трем превенторам может быть еще добавлен один или два плашечных превентора.
Сборку плашечных превенторов устанавливают на крестовик колонной головки талевой системой между подроторными балками и закрепляют к фланцу крестовика шпильками.
Карданные валы превенторов при этом ориентируют в направлении места установки ручного привода. Угол между осями кар-
данного вала и гидравлического цилиндра превентора должен
быть не более 8°. Стойки со штурвалами ручного управления устанавливают на общем основании.
К фланцу верхнего превентора крепят разъемный желоб.
Универсальный превентор устанавливают на верхний плашечный превентор. При необходимости его закрепляют оттяжками за ушки.
Малые отводы крестовиков на устье скважины расположенные между плашечными превенторами и ниже сборки превенторов оборудуют отсекателями. За отсекателями устанавливают аварийные задвижки а затем рабочие дистанционно управляемые с гидроприводом к которым присоединяют отводы высокого давления. Штуцерно-задвижечный блок монтируют на специальных санях и устанавливают за пределами основания вышки на расстоянии 8—10 м от устья скважины.
Телескопические сани на подъемной площадке которых монтируют штуцерно-задвижечный блок манифольда позволяют при необходимости быстро изменять высоту осей задвижек.
После быстросменных штуцеров устанавливают трубы низкого давления. Их собирают секциями на быстросборных соединениях отводят сбрасываемую из скважины жидкость в амбары расположенные от устья скважины на расстоянии 100—150 м. Сани штуцерно-задвижечного блока устанавливают на двух фундаментных лентах. К блоку подсоединяют трубы высокого и низкого давления монтируют отбойную камеру.
После монтажа манифольда превенторную установку обвязывают трубами и узлами системы гидравлического управления а также монтируют основные и вспомогательные пульты гидроуправления.
Основной пульт устанавливают на расстоянии не менее 10 м от устья скважины вспомогательный пульт монтируют на месте работы бурильщика. Основной пульт должен быть заземлен.
Превенторные установки рассчитанные на рабочее давление 32 50 и 70 МПа оборудуют паропроводом для обогрева установки в условиях низких температур. Паропровод каждого плашечного превентора подключают к паровой линии отдельно.
Плашечные превенторы при необходимости могут быть установлены на фонтанирующую скважину. Эту операцию осуществляют тросом которым натягивают подвешенный над устьем превентор на верхний фланец фонтанной арматуры.
2 Замена плашек превентора
Для замены плашек превентора необходимо: вывинтить втулку ручного привода подключить систему гидравлического управления и открыть плашки отвинтить винты крепящие крышку превентора закрыть вентиль b снизить давление повернуть крышку вокруг оси вынуть плашку из замкового соединения. На корпусе плашки отвинтить два болта и заменить на плашку требуемого размера. Собрать новую плашку вставить в замок закрыть крышку затянуть винты крепящие ее открыть вентиль b.
3 Подготовка к работе
При монтаже оборудования подготовке превенторной установки к работе рабочие буровой бригады должны изучить конструкцию превенторной установки ее узлов правила работы с превенторами задвижками штуцерами и другими узлами.
Превенторную установку опрессовывают водой с давлением допускаемым обсадной колонной (но не более испытательного давления установки) в течение 30 мин.
Гидравлическая система управления опрессовывается давлением масла 10 МПа в течение 5 мин. Перед опрессовкой из отсекателя необходимо вытащить обойму с резиновой диафрагмой рассчитанной на давление 5 кгссм2. После опрессовки обойма устанавливается на место крышку отсекателя затягивают.
У манифольда последовательно проверяют герметичность затвора всех задвижек работу системы гидравлического управления рабочих задвижек чистоту отверстий разрядных пробок надежность крепления их кожухов.
Герметичность резиновых уплотнительных колец между штоком и крышкой плашечных превенторов проверяют вывинчиванием специальной пробки на крышке.
Опрессовкой универсального превентора проверяют открытие — закрытие уплотнителя герметичность уплотнителя и манжет.
Масляный бак заправляют маслом АМГ-10 или ДП-8 в зависимости от сезона эксплуатации а аккумуляторы — азотом до давления 6—6.5 МПа. Проверяют правильность регулировки электроконтактного манометра и показаний остальных манометров. Воздушные пробки устраняют в гидравлической системе путем многократного закрытия и открытия превентора и задвижек всеми распределителями до тех пор пока время их закрытия не станет постоянным. После этого аккумуляторы заряжают до давления 10 МПа.
4 Работа превенторной установки
При бурении скважины превенторная установка работает в четырех режимах:
а)нормальный процесс бурения скважины;
б)готовность установки к герметизации скважины при про-
хождении пластов с возможными проявлениями;
в)работа превенторной установки в период начала проявле-
ний и их ликвидации;
г)работа превенторной установки как фонтанной арматуры
в аварийном случае (при невозможности снятия превенторов и
установки фонтанной арматуры).
При нормальном процессе бурения скважины открыты превенторы и задвижки кроме задвижек на отводах к насосам агрегатам и регулирующим штуцерам которые находятся в закрытом состоянии.
Отсекатели глинистого раствора должны иметь диафрагмы быстросменные штуцеры должны быть без насадок.
В случае выхода из строя отсекателей глинистого раствора закрывают рабочие задвижки на струнах. В таком положении разрешается работать не более 16 ч затем отсекатели должны быть приведены в рабочее состояние.
В период готовности установки к перекрытию устья скважины в гидравлической системе поддерживается давление 10 МПа.
Для закрытия любого превентора или задвижки рукоятку достаточно поставить в положение «закрыто». В этот период особенно важно перед каждым спуском и подъемом бурильного инструмента проверять исправность превенторов и задвижек а универсальный превентор промывать водой.
В период проявления скважины порядок работы с превенторной установкой следующий.
Перед закрытием превенторов проверяют открытие задвижек находящихся в открытом состоянии при нормальном процессе бурения. Закрывают превентор и наблюдают за показаниями манометров. После закрытия превентора закрывают рабочие задвижки на струнах установленные перед тройником и крестовиком. Как только давление в струнах достигнет величины указанной в геолого-техническом наряде стравливают газ в амбар открытием рабочих задвижек на струнах. При появлении глинистого раствора рабочие задвижки закрывают и наблюдают за давлением по манометрам. Эту операцию повторяют до тех пор пока давление на выкиде превентора в момент раскрытия задвижки не возрастет до предельной величины указанной в геолого-техническом наряде. В этом случае с целью предосторожности отключают электроэнергию глушат дизели открывают рабочие задвижки и продукцию скважины направляют в емкость. При необходимости подсоединив к отводам рабочих струн буровые или цементировочные насосы можно заглушить скважину.
Следует особо ответственно относиться к регулированию давления в скважине быстросменными или регулирующими штуцерами.
В зависимости от конкретных условий бурений порядок работы превенторной установки в период проявления скважины может быть изменен.
Открытый фонтан ликвидируют по специально разработанному плану.
При проявлении скважины могут возникнуть различные осложнения с обсадными трубами буровым инструментом либо с устьевым оборудованием при которых нельзя демонтировать превенторную установку. В этом случае продукт получаемый из скважины направляют по рабочим струнам превенторной установки в амбары. Одновременно в аварийной обстановке обвязывают устьевое оборудование задвижками и штуцерами фонтанной арматуры и соединяют эту обвязку с подготовленным на период эксплуатации скважины продуктопроводом. Скважину эксплуатируют с установленным на устье превенторным оборудованием.
На некоторых месторождениях Северного Кавказа Азербайджана и Средней Азии продукция скважины (нефть нефть с газом или газ) имеет следующие параметры.
Давление на устье при закрытых задвижках — 50—60 МПа давление на устье при диаметре штуцера 10 мм — 35— 45 МПа при этом температура на устье скважины достигает 120-135° С.
Дебит скважин при 10-мм штуцере достигает 1000 тсут при газовом факторе 500—600 м3 газат нефти.
Часто в продукте скважины имеются коррозирующие составляющие где например содержание углекислого газа в продукции достигает 5—8% а сероводорода — 6—10%.
К превенторной установке смонтированной на устье скважины пробуренной в таких сложных условиях предъявляются повышенные требования. Во-первых все резиновые уплотнительные элементы должны быть нефтегазостойкими достаточно термостойкими и долговечными в данных условиях работы. Нужно иметь в виду что смена почти всех уплотнений при работающей скважине невозможна. Во-вторых все соединения как с металлическими так и неметаллическими уплотнениями должны обеспечивать полную герметичность на протяжении всего срока эксплуатации скважины. В-третьих отливки корпусных деталей превенторной установки должны быть плотными на протяжении всего периода эксплуатации скважины.
5 Эксплуатация превенторной установки
Превенторная установка — один из ответственных видов оборудования. От того на сколько четко и надежно в случае необходимости сработает комплекс превенторной установки часто зависит не только судьба скважины но и жизнь людей. Поэтому очень важно в процессе монтажа установки и бурения скважины постоянно следить за исправностью всех узлов превенторной установки.
При нормальном режиме бурения работоспособность превенторной установки проверяют не реже одного раза в неделю а при прохождении пластов с возможными нефтегазопроявлениями — перед каждым спуском и подъемом инструмента. Эти проверки включают контроль за автоматическим включением и выключением двигателя системы гидравлического управления открытия и закрытия плашечных и универсального превенторов гидравлических и ручных задвижек регулирующих штуцеров. При необходимости очищают полости плашек и уплотнителя превенторов проверяют работу регулирующего клапана уровень масла в баке давление азота в аккумуляторе исправность манометров степень затяжки всех фланцевых соединений.
При обнаружении неисправностей в превенторной установке (выход из строя резиновых колец гидроцилиндра плашечных превенторов уплотнений под крышкой гидроцилиндра плашек диафрагм гидроаккумуляторов и манжет универсального превентора) их ликвидируют только после остановки бурения скважины.
При эксплуатации превенторной установки необходимо следить за исправностью ее узлов и деталей смазывать их в соответствии с инструкцией по эксплуатации оборудования.

7Литература.doc

Волошин А.А. Григорьев Г.Т. Расчет и конструирование фланцевых
Анурьев В.И. Справочник конструктора-машиностроителя.
Буровое оборудование: Справочник: В 2-х т. Т.1. Абубакиров В.Ф.[и др. ]
Булатов А.И. Проселков Ю.М. Шаманов С.А. Техника и технология
Бизнесцентр» 2003. – 1007с.: ил.

4 Анализ.doc

1 АНАЛИЗ СУЩЕСТВУЮЩИХ КОНСТРУКЦИЙ
1 Анализ отечественных конструкций превенторов
Оборудование противовыбросовое является герметизирующим устройством которое устанавливают на устье скважины для предотвращения выбросов и воздействия на скважину при проявлениях. Оно может герметизировать скважину как при наличии в ней бурильных труб так и при их отсутствии. На проявляющую скважину воздействуют через манифольд при высоком давлении и любой глубине бурильной колонны. Оперативное дистанционное управление превенторами и задвижками предназначено для герметизации скважины ее разрядки восстановления циркуляции создания противодавления на пласт и закачки раствора при проявлениях.
Комплекс противовыбросового оборудования обеспечивает проведение 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 проворачивание инструмента подвеску колонны труб на плашки и удержание ее в скважине плашками при выбросе;
циркуляцию бурового раствора с созданием регулируемого противодавления на забой и его дегазацию;
быстрое снижение давления в скважине;
закачку бурового раствора обратным способом (через затрубное пространство);
бурить и вскрывать продуктивные пласты с использованием газообразных агентов. При этом методе бурения предъявляются дополнительные требования по его герметизации по предотвращению поступления газа или нефти из продуктивных пластов в атмосферу и тем самым недопущению возможности возникновения пожаров или взрывов.
В соответствии с указанным ГОСТом предусмотрено 10 типовых схем обвязки ПО:
– схемы 1 и 2 — с механическим (ручным) приводом превенторов;
– схемы 3-10 - с гидравлическим приводом превенторов.
ПО состоит из следующих основных узлов: колонного фланца крестовины превенторов надпревенторной катушки разъемного жалоба гидроуправления превентарами и задвижками состоящего из основного и вспомогательного пультов ручных приводов гидроаккумулятора. Комплектность установки превенторов различна (в основном крестовина два однорядных превентора соединительная катушка между ними и надпревенторная катушка.) В процессе бурения глубоких скважин в комплект включают универсальный превентор.
Типовые схемы обвязки ПО 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 ПО 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 и наименования нормативно — технического документа на поставку или стандарта.
2 Универсальные превенторы отечественного производства
Универсальные превенторы предназначены для герметизации устья скважины при наличии или отсутствии колонны труб различного сечения в том числе круглого квадратного или шестигранного (ведущие трубы).
Установлена следующая система обозначения ПУ:
Тип превентора - ПУ- превентор универсальный;
Конструктивное исполнение:
- исполнение 1 – с конической наружной поверхностью уплотнителя (тип ПУ1);
- исполнение 2 – со сферической наружной поверхностью уплотнителя (тип ПУ2);
- условный диаметр прохода мм;
- рабочее давление МПа;
- модификация – при необходимости;
- исполнение (при необходимости) в зависимости от характеристики скважинной среды.
Рисунок 1.1 – Универсальные превенторы: а - типа ПУ1; б - типа ПУ2; 1 - крышка; 2 - уплотнение крышки; 3 - уплотнитель; 4 7 9 - манжеты; 5 - корпус превентора; 6 - плунжер; 8 - втулка; 10 - планшайба; 11 - указатель положения уплотнителя
В корпусе 5 перемещается плунжер 6 который поднимаясь вверх сжимает уплотнитель 3 герметизируя устье скважины. Крышка 1 ввинчивается в корпус при помощи прямоугольной резьбы и уплотняется манжетой 2. По вертикали уплотнитель ограничивается втулкой 8.
Полости в корпусе изолированы друг от друга и от окружающей среды манжетами 9. Корпус плунжер и крышка – стальные отливки ступенчатой формы. Уплотнитель – массивное резиновое кольцо армированное металлическими вставками придающих уплотнителю достаточную жесткость и предохраняющими от вытекания резины в процессе эксплуатации. Шпилькой катушка крепится к корпусу.
Плунжер превентора типа 1 – ступенчатой формы с центральным конусным отверстием в его верхней части в котором устанавливается кольцевой уплотнитель.
Плунжер превентора типа 2 – ступенчатой формы с вертикальным цилиндрическим отверстием на который устанавливается уплотнитель.
Рисунок 1.2 - Уплотнители кольцевых превенторов:
а - уплотнитель превентора типа ПУ1; 6 - уплотнитель превентора типа ПУ2.
Запорная и распорная полости образуемые наружной поверхностью плунжера и внутренней корпуса имеют штуцера 6 для подсоединения системы гидравлического управления.
Под давлением масла подаваемого в запорную камеру из системы гидроуправления плунжер двигается вверх перемещая резиновый уплотнитель. Резиновая масса его перемещается к центру скважины и герметизируют любую часть колонны оказавшуюся в зоне уплотнителя или перекрывает всю скважину при отсутствии в ней труб.
Масло подаваемое в распорную камеру закрытого превентора перемещает плунжер вниз разжимая уплотнитель который принимает первоначальную форму. Жидкость из запорной камеры вытесняется в сливную линию системы гидравлического управления.
Таблица1.1-Основные размеры и параметры универсальных превенторов
Диаметр проходного отверстия мм.
Рабочее давление МПа
Пробное давление МПа
Диапазон изменения диаметра проходного отверстия уплотнителя мм.
Условный наибольший диаметр труб пропускаемых с подвеской мм.
Управление превентором – дистанционное гидравлическое.
Для работы в условиях отрицательной температуры превенторы оснащены камерами обогрева в которые закачивается теплоноситель. В качестве теплоносителя обычно используются вода или водяной пар от котельной установки находящейся в составе буровой установки.
Воронежский механический завод освоил производство ПУ под шифром 180х35 на рабочее давление 35 МПа в коррозионно-стойком исполнении по ТУ API 16А – аналог конструкции ПУ 1. Кроме того этим заводом освоено производство ПУ под шифром ПУГ – 156х21 и ПУГ – 180х21 а также ПУС – 230х35.
В соответствии с ГОСТ 27743 - 88 для ПУ индивидуально для каждого типоразмера определяются следующие показатели надежности:
- среднее количество циклов «закрытие - открытие» уплотнителя на трубе всего 365 в том числе с периодической (после каждого 7-го закрытия) проверкой рабочим давление- 61;
- средняя суммарная наработка уплотнителей плашек по расхаживанию трубы со скоростью 02 – 04 мс под давлением 7 МПа до отказа.
Характеристика рабочей среды при испытаниях на надежность регламентируется требованиями окончательной редакцией проекта ГОСТ Р «Оборудование противовыбросовое. Типовые схемы основные параметры и общие технические условия».
В последние годы освоено производство универсальных вращающихся превенторов с диаметром прохода 156 180 (исполнение К2) 230 и 350 мм в обычном исполнении на рабочее давление 35 МПа. Во всех типоразмерах предусмотрено применение уплотнителей сферического типа (ПУ2) показатели надежности которых при расхаживании бурильной трубы по ГОСТ 631 – 80 под давлением 7 МПа в соответствии с требованиями ГОСТ 27743 – 88 (по результатам испытаний) составляет не менее 30000 м.
Изготовители: Воронежский МЗ – типов ВУГП – 156х21 ПУС – 230х35 ВУГП – 350х35; Омский МЗ им. Баранова – типа ПКВ – 180х35К2; Ижорский МЗ – типа ПУГВ – 140х21 и др.
В настоящее время НПО «Альтаир» осваивает производство гаммы размеров универсальных превенторов с проходом от 140 до 350 на рабочее давление 21 и 35 МПа предназначенных для применения при бурении вертикальных наклонно горизонтальных и направленных скважин в том числе боковых стволов из действующего фонда скважин. Они могут применяться и при ремонте скважин. Основными нагруженными деталями в универсальном превенторе являются корпус крышка и уплотнитель.
Корпусы плашечных и отдельных универсальных превенторов корпусы некоторых штуцеров и задвижек изготовляют из заготовок цельной отливки. Крестовики фонтанной арматуры и корпусы задвижек высокого давления изготовляют из литой сварной конструкции. Боковые крышки превентора тоже отливаются из стали марки 20ХНГСМЛ с допускаемым напряжением 346 МПа.
3 Анализ зарубежных превенторов
Оборудование противовыбросовое выпускают в основном фирмы США и Румынии. При этом Румыния изготавливает превенторы и гидроуправление к ним по американским лицензиям. Наиболее известным в России является их гидроуправление с насосом-триплексом распределителями с плоскими золотниками и пневмогидроаккумуляторами с резиновой диафрагмой; аккумулятор сварной шаровой. Румынские превенторы по своей конструкции схожи с превенторами фирмы «Шеффер». К ведущим американским фирмам относятся фирмы «Шеффер» «Камерон» и «Хайдрилл». Последние годы эти фирмы сливались перекупались трансформировались и меняли свои названия но мы для удобства будем упоминать их под привычными названиями. Все указанные фирмы изготавливают большую гамму превенторов универсальных и плашечных кроме этого они изготавливают узлы и комплектные гидроуправления. Оборудование изготавливают как для работы на суше так и для шельфов. Отличительной особенностью выпускаемого этими фирмами оборудования является возможность работы с этим оборудованием в средах с большим содержанием сероводорода.
Наше отечественное оборудование работает в средах с содержанием сероводорода до 6%. Это можно объяснить тем что на большинстве месторождений России в продукте добычи присутствие сероводорода незначительно. Потребность в антикоррозионном оборудовании появилась после открытия месторождений в Казахстане (Тенгм Жолнажор и др.). На этих месторождениях содержание сероводорода в продуктах скважины доходит до 25% а иногда и более.
Все указанные фирмы изготавливают оборудование противовыбросовое только по собственным патентам иногда в ущерб работоспособности узлов оборудования.
Оборудование противовыбросовое фирмы «Шеффер»
Фирма начала изготавливать нефтяное оборудование с 1928 года. Изготавливает практически всю возможную гамму превенторов как для суши так и для моря. Конструктивно такие превенторы (в основном это касается плашечных превенторов) отличаются механизмом фиксации плашек в закрытом положении. У наземных превенторов это может быть винтовой механизм а у «морских» обязательно будет гидрозамок который требует дополнительной линии управления.
Фирма изготавливает превенторы с уплотнителем в виде тора пожатие уплотнителя к центру скважины осуществляется несколькими гидроцилиндрами оси которых перпендикулярны коси скважины. Недостатком такой конструкции является неравномерное перемещение резины уплотнителя к центру скважины. Последнее время конструкция универсального превентора была изменена. С целью устранения указанного недостатка радиальные гидроцилиндры были заменены на один круговой гидроцилиндр ось которого совпадает с осью скважины. Примерно так работает гидроцилиндр фирмы «Хайдрилл».
Оборудование противовыбросовое фирмы «Хайдрилл»
Фирма изготавливает также большую гамму универсальных и плашечных превенторов. Корпуса плашечных превенторов могут быть коваными или литыми. Крышки превенторов при смене уплотнителей отходят от корпуса с поворотом на осях. Из-за этого паз получается
большим чем у «Камерона» и соответственно корпус более нагруженным. Кольцевые превенторы — уплотнитель в виде тора с нижней конической частью по внешней поверхности с этой поверхностью контактирует поверхность поршня гидроцилиндра при перемещении которого вверх по отношению к корпусу самого превентора происходит перемещение уплотнителя к центру скважины.
Хайдрилл. Уплотнительный элемент выполнен в форме тора с конической
наружной поверхностью (рисунок 1.3)
Рисунок 1.3 – Уплотнительный элемент : 1-поршень; 2-крышка превентора
Перемещение уплотнителя к центру превентора происходит за счет перемещения поршня (1) вверх и упора самого уплотнителя в крышку (2)
превентора. Горизонтальное усилие гидроцилиндра на конической поверхности обеспечивает сжатие уплотнителя. Превентор прост и надежен в работе.
Шеффер. Наружная поверхность уплотнительного элемента выполнена в виде сферы и перемещается по такой же отвесной поверхности крышки превентора.(рисунок 1.4)
Гидроцилиндр кольцевой с осью совпадающей с осью самого превентора. При перемещении поршня вверх уплотнитель также перемещается вверх к центру превентора обеспечивая его герметичность. Превентор тоже прост и надежен в работе.
Рисунок 1.4 – Схема работы уплотнителя
Эта конструкция кольцевого превентора наиболее удачна и работоспособна. Обладает наибольшем коэффициентом полезного действия.
4 Описание конструкции выбранного прототипа
Универсальные превенторы по конструкции одинаковы. В корпусе перемещается плунжер который поднимаясь вверх сжимает уплотнитель герметизируя устье скважины. Крышка ввинчивается в корпус при помощи прямоугольной резьбы и уплотняется манжетой. По вертикали уплотнитель ограничивается втулкой. Полости в корпусе изолированы друг от друга и от окружающей среды манжетами. Запорная и распорная полости образуемые наружной поверхностью плунжера и внутренней корпуса имеют штуцера для присоединения системы гидравлического управления.
где ПУ – превентор универсальный;
исполнение 2 – со сферической наружной поверхностью уплотнителя;
0 – диаметр проходного отверстия мм;
– рабочее давление в превенторе МПа.
Рисунок 1.5 – Превентор универсальный ПУ2 – 230х55
- крышка; 2 - уплотнение крышки; 3 - уплотнитель; 4 7 9 - манжеты; 5 - корпус превентора; 6 - плунжер; 8 - втулка; 10 - планшайба; 11 - указатель положения уплотнителя
Техническая характеристика ПУ2 – 230х55:
диаметр проходного отверстия – 230 мм;
рабочее давление – 55 МПа;
пробное давление – 70 МПа;
диапазон изменения диаметра проходного отверстия уплотнителя – от 230 до 0 мм;
наибольший условный диаметр труб пропускаемых с подвеской – 146 мм;
высота не более – 1170 мм.

5 Расчеты параметров превентора.doc

РАСЧЕТ ПАРАМЕТРОВ ПРЕВЕНТОРА
Универсальный превентор представляет сборку состоящую из массивного корпуса в котором на плунжере размещается основная деталь превентора – уплотнитель. Перемещаясь по наклонной поверхности плунжера уплотнитель герметизирует устье скважины. В корпус превентора ввинчивают крышку. Основными нагруженными деталями превентора являются крышка корпус и уплотнитель.
1 Расчет корпуса превентора
Корпус превентора представляют полый толстостенный ступенчатый цилиндр сложной формы. Точный расчет таких деталей с учетом их толстостенности возможен только для некоторых простейших случаев нагружения и связан с весьма громоздкими вычислениями.
При расчете корпус условно разделяют на цилиндрическую ступень которая представляет собой короткую оболочку на которую действуют соответствующие окружные нагрузки.
Рисунок 3.1-Корпус превентора
где - окружное напряжение МПа ;
- осевое напряжение МПа ;
- рабочее давление МПа;
и - наружный и внутренний радиусы сечения мм.
Для сечения в котором действует усилие
Корпус универсального превентора отливают из стали 20ХНСМЛ
Механические свойства стали 20ХНСМЛ
Предел текучести кгсмм2 ..45
Ударная вязкость ак кгс·мсм2 ..60
Твердость 194-217 НВ
Относительное удлинение % 14
Для этой стали определяют допускаемые напряжения при коэффициенте запаса n= 13.
В сечении напряжение меньше допускаемого напряжения. Из этого следует что сечение универсального превентора не опасно.
2 Расчет крышки превентора
Когда уплотнителем перекрыта вся скважина (трубы отсутствуют) нагрузка на крышку передается через фланцы уплотнителя. Крышку превентора рассматривают как круглую пластину с концентрическим отверстием внешний край которого опирается на корпус а равномерная нагрузка распределяется по ее внутреннему краю.
Рисунок 3.2-Крышка превентора
Максимальные напряжения в крышке по внутреннему краю:
- коэффициент Пуассона равный 03;
s – толщина пластинки по внутреннему краю мм.
где D1 - наружный диаметр крышки м;
D2 – внутренний диаметр крышки м;
Рр - рабочее давление превентора Па;
Рr – давление в гидравлической системе управления Па;
а – наружный радиус пластинки мм;
b – внутренний радиус пластинки мм.
а=400мм в=210мм s=235мм.
Крышка превентора так же как и превентор изготавливается из стали 20ХНГСМЛ для которой .
Таким образом действующие растягивающие напряжения в крышке ниже допускаемого напряжения.
3 Расчет уплотнителя
Расчет уплотнителя заключается в определении его основных размеров. Исходными данными являются рабочее давление Р=55МПа и диаметр проходного отверстия d0 =230 мм
Высота уплотнителя:
Диаметр нижнего основания уплотнителя при полном ходе поршня верх:
Диаметр верхнего основания снятого уплотнителя:
половина угла конусности α = 15º
Объем резины вытесняемый штуцером за полный ход вверх:
где - объем который должен перекрыть уплотнитель при отсутствии инструмента в скважине м ;
n – коэффициент запаса (n = 16).
этот же объем определяется по формуле:
где H – высота уплотнителя м;
d и d - диаметры верхнего и нижнего основания несжатого уплотнителя м.
4 Расчет шпилек на растяжение
Шпилька М 42х3 (принимается по рекомендации стандартов)
Осевое усилие растягивающее шпильки:
Fобщ=pSуп=p4 (Dуп2 – dуп2); (213)
Fобщ=551063144(06632-03462)=1054106 H
Осевое усилие действующее на 1 шпильку:
где z – количество шпилек.
F1=105410616=66106 H
Напряжение действующее на шпильку:
шп=F1Sшп=F14dшп2; (215)
шп=6610643140042=2002106 Па
Условие прочности на растяжение:
Коэффициент запаса прочности шпильки:
Запас прочности шпилек принимается равным 3-5 но не менее 3. Запас прочности шпилек учитывает неравномерность усилий при затяжке шпилек фланцевых соединений в промысловых условиях неравномерность нагрузки по шпилькам от веса боковых отводов теплового воздействия протекающий по арматуре среды и ветрового обдува арматуры.
5 Расчёт фланца арматуры
Расчет сводится к проверке прочности фланца на изгиб. Напряжение изгиба во фланцах определяется по наиболее опасному сечению которым является сечение АГ с учётом ослабления тарелки фланца канавкой.
Рисунок 3.3 – Расчетная схема тарелки фланца
Для упрощения расчета фланец рассматривают как консольную балку с заделкой в сечении АГ и приложений сосредоточенной силой в качестве которой принимается Ррас.
Определяем изгибающий момент в сечении АГ по формуле:
Где расчетное усилие определяемое по формуле:
-усилие необходимое для создания герметичности
-усилие от веса манифольда
-усилие от температурного фактора
-усилие от действия среды
где l – плечо изгиба определяемое из выражения:
где Dб – диаметр делительной окружности центров отверстий под шпильки мм;
Dрас – расчётный диаметр наиболее нагруженной точки сечения АГ мм.
где Dn – диаметр перехода фланца мм;
Dср.к – средний диаметр канавки мм.
Момент сопротивления изгибу в опасном сечении определяется:
где Нфл =0116 м – толщина тарелки фланца;
е =00147 м– глубина канавки.
Расчётное напряжение в опасном сечении определяется по формуле:
где sТфл - предел текучести материала фланца для стали 40Х sТфл = 800МПа;
nфл – запас прочности фланца принимается 25.
Так как выполняется условие неравенства фланец в опасном сечении АГ выдерживает напряжения изгиба.

2Содержание.doc

АНАЛИЗ СУЩЕСТВУЮЩИХ КОНСТРУКЦИЙ 5
1 Анализ отечественных конструкций превенторов 5
2 Универсальные превенторы отечественного производства 7
3 Анализ зарубежных превенторов 12
4 Описание конструкции выбранного прототипа 15
РАСЧЁТ ПАРАМЕТРОВ ПРЕВЕНТОРА 17
1 Расчет корпуса превентора 17
2 Расчет крышки превентора 19
3 Расчет уплотнителя 20
4 Расчет шпилек на растяжение 21
5 Расчет фланцевого соединений 22
МОНТАЖ И ЭКСПЛУАТАЦИЯ ПРЕВЕНТОРОВ 26
1 Монтаж превенторной установки 26
2 Замена плашек превентора 28
3 Подготовка к работе 28
4 Работа превенторной установки 29
5 Эксплуатация превенторной установки 32
СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ 34