Neftrus.com

Комплекс герметизирующего оборудования модернизированный КГОМ

НАЗНАЧЕНИЕ ИЗДЕЛИЯ

Комплекс герметизирующего оборудования модернизированный КГОМ-1 и КГОМ-2 предназначены для герметизации устья нефтяных скважин в процессе их ремонта и обеспечивают безопасное ведение работ, предупреждение выбросов и открытых фонтанов, охрану недр и окружающей среды.

КГОМ-1 предназначен для выполнения капитального ремонта скважин, а КГОМ-2 - для текущего ремонта скважин (отсутствует вставка №3).

Условия эксплуатации - от минус 45°С до плюс 35°С

 

ТЕХНИЧЕСКАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА

 

Наименование параметра, размерность	КГОМ-1	КГОМ-2
2.1. Условный проход, мм 2.2. Рабочее давление МПа (кг/см2) 2.3. Допустимая осевая растягивающая нагрузка, кН(тонн) 2.4. Габаритные размеры, мм.: основание вставка №1 вставка №2 вставка №3 (не входит в КГОМ-2) вставка №4 вставка №5 2.5. Масса основания,	152 21(210) 600(60)       235х395х548 195х360 195х360 195х300 180х190 86х180 80

УСТРОЙСТВО И ПРИНЦИП РАБОТЫ

КГОМ содержит:

Основание, выполненное в виде катушки с коническим отверстием для установки вставок. Имеет нижний фланец для присоединения к крестовине фонтанной арматуры скважины и боковые винтовые упоры для фиксации вставок в основании, выполненные в герметичном исполнении.

Вставки

- Вставка № 1 (трубная)

- Вставка № 2 (трубно-кабельная под кабель КПБП 3х10)

- Вставка №3, только для КГОМ-1 (вращающийся герметизатор для ведущей квадратной трубы со сторонами 80х80 мм)

- Вставка № 4 - 2 шт. (промывочная манжета для НКТ 60 и промывочная манжета для НКТ 73)

- Вставка №5 - 4 шт. (обтиратор резиновый для НКТ 48, 60,73,89)

Вставка N1 предназначена для герметизации трубных компоновок без кабеля. Вставка N 1 имеет внутреннюю резьбу НКТ 73 ГОСТ 633-80. Вставка N 1 снабжена тремя манжетами одного типоразмера, установленными на коническую поверхность с разной степенью натяжения. В комплект поставки сменные манжеты не предусмотрены. При необходимости данные манжеты заказывает покупатель по отдельной заявке. Вставка N 1 снабжена шаровым затвором со съемной рукояткой 23.

Вставка N2 предназначена для герметизации трубных компоновок с кабелем и без кабеля. Вставка N2 имеет внутреннюю резьбу НКТ 73 ГОСТ 633-80. Вставка N2 снабжена манжетой с овальным пазом под кабель К11БП 3х10 и сменными манжетами 4, 5 под кабель КПБП 3х16 и КПБП 3х25 с соответствующими пробками 6, 7. Овальный паз в манжете под кабель во вставке N2 закрыт пробкой 6, которая извлекается перед вводом в паз кабеля. Для облегчения и ускорения ввода кабеля в паз манжеты вставка N2 укомплектована монтировкой 8. В случае применения вставки N2 для герметизации трубных компоновок без кабеля опальный паз манжеты должен быть закрыт пробкой б с маркировкой, соответствующей маркировке на манжете. Поставка манжет для других типоразмеров кабеля (овального и круглого сечения) осуществляется по отдельной заявке покупателя. Вставка N2 также как и вставка N 1 снабжена шаровым затвором, принцип действия которого описан выше.

Вставка N3 предназначена для герметизации ведущей трубы квадратного сечения с размерами сторон 80х80 мм и 65х65 мм при фрезеровании с применением механического ротора типа Р-200. Вставка N3 снабжена двумя манжетами: одна - с отверстием квадратного сечения для герметизации ведущей квадратной трубы с размерами сторон 80х80 мм, другая - круглая для герметизации по основанию 1. Манжета с квадратным отверстием крепится сверху разрезной шайбой 11 при помощи шести болтов М 14х1,25, через которые также производится заливка машинного масла в полость вставки N3. Вставка N3 комплектуется также сменной манжетой 10 квадратного сечения под ведущую трубу с размерами сторон 65х65 мм и сменной разрезной шайбой 11 под эту манжету. Вставка № 3 под квадратную трубу с размерами 89х89 мм может быть поставлена дополнительно по отдельной заявке покупателя.

Вставка N4 предназначена для герметизации НКТ при спуско-подъеме с одновременной промывкой под давлением. В комплект поставки включено два исполнения: под НКТ 73 и под НКТ 60. Поставка вставок №4 для других типоразмеров НКТ осуществляется по отдельной заявке покупателя.

Вставка N5 предназначена для очистки НКТ от парафино-смолистых и других отложений при извлечении их из скважины. Кроме того, вставка N5 предохраняет устье скважины от коротких выбросовых импульсов при подъеме НКТ из скважины. Вставка N5 снабжена манжетой под НКТ 73. Дополнительно в комплект поставки включены три сменные манжеты под НКТ 48, НКТ 60 и НКТ 89. Поставка сменных манжет других типоразмеров НКТ осуществляется но отдельной заявке.

УКАЗАНИЕ МЕР БЕЗОПАСНОСТИ ПРИ РАБОТЕ С КГОМ

• К работе с КГОМ могут быть допущены лица, знающие его устройство и правила эксплуатации.

• До передачи КГОМ в эксплуатацию необходимо опробовать взаимодействие всех подвижных узлов и деталей, проверить целостность уплотнительных манжет, произвести осмотр технического состояния конусных поверхностей, работающих в режиме силового контакта.

• Запрещается:

- крепить основание к арматуре устья скважины крепежными элементами, не входящими в комплектовочную ведомость КГОМ;

- работать с неисправными элементами КГОМ;

- применять ударный инструмент при установке вставок в основание;

- производить устранение каких-либо неисправностей в полевых условиях;

- устанавливать вставку в основание при наличии на конусной поверхности основания посторонних твердых предметов или грязи;

- производить спускоподьемные операции при выступающих из конусной поверхности основания ползунах.

• Все случаи отказов, поломки или преждевременного износа деталей должны оформляться актом и заноситься в паспорт КГОМ, а также сообщаться на завод-изготовитель с указанием заводского номера КГОМ и причин неполадок или отказов.

• После окончания работ КГОМ необходимо очистить от грязи, промыть в керосине или солярке, просушить и смазать все подвижные соединения консистентной смазкой.

• Критерии предельного состояния:

- Деформация конусной поверхности основания свыше 0.5 мм от образующей линии конуса.

- Деформация конусной поверхности вставки, не обеспечивающей совмещение торцов корпуса основания с торцом вставки в пределах - 3 мм.

- Износ опорной поверхности ползунов и соответствующих опорных поверхностей вставок до 2,0 мм.

- Износ поверхности резьбы винтовых упоров по высоте профиля до 50%.

- Наличие видимых трещин и деформации корпуса основания

- Износ поверхности конической резьбы вставок по высоте профиля до 30%.

ВНИМАНИЕ!

После установки вставки в основание КГОМ убедитесь в срабатывании механизма фиксации на закрытие.

Не допускайте расположение кабельного паза во вставке №2 и упорной бобышки во вставке №3 в зоне действия ползунов.

Не допускайте работу вставки №3 без предварительного заполнения ее подшипникового узла машинным маслом.

При появлении первых признаков газонефтеводопроявлений необходимо прекратить спускоподъемные операции и загерметизировать устье скважины.

При перерывах в работе, связанных с покиданием ремонтной бригадой рабочей площадки, устье скважины должно быть загерметизировано одной из вставок (№ 1; № 2; № 3; №4).

Перед разгерметизацией скважины убедитесь в отсутствии давления в полости арматуры устья; при наличии давления выполните мероприятия по выравниванию давления с атмосферным и производите разгерметизацию для продолжения ремонтных работ.

Превентор плашечный малогабаритный

НАЗНАЧЕНИЕ

1. Превентор плашечный малогабаритный ППМ-125х25 (далее ППМ) предназначен для предотвращения и ликвидации газонефтеводопроявлений ( далее - ГНВП ) путем герметизации устья скважины при проведении аварийных работ.

2. ППМ обеспечивает герметизацию устья при наличии в стволе скважины насосно-компрессорных труб ( ГОСТ 633-80 ) диаметром 33, 42, 48, 60, 73, 89 мм, геофизического грузонесущего кабеля (ГОСТ 6020-82) диаметром 6,3 ...... 16мм, либо их отсутствии.

3. ППМ предназначен для эксплуатации в микроклиматических районах с умеренным и холодным

климатом по ГОСТ 16350-80, климатическое исполнение - УЧЛ, категория размещения - I по ГОСТ 15150-69.

Примечание. Нижнее значение температуры окружающего воздуха должно быть не ниже -ЮС. При более низкой температуре окружающего воздуха необходимо производить искусственную терморегуляцию, например укрытием корпуса ППМ теплоизоляционным материалом.

ТЕХНИЧЕСКИЕ ХАРАКТЕРИСТИКИ

Диаметр проходного отверстия - 125 мм

Рабочее давление, МПа (кгс/см2) - 25(250)

Пробное давление корпуса, МПа (кгс/см2) - 50 (500)

Пробное давление герметизации элементов, МПа кгс/см2 - 32(320)

Диаметр уплотняемых труб, мм (при установке соответствующих типоразмеров сменных уплотнителей в корпус плашек)

- 33,-12.48,60,73,89

Конструктивные особенности:

установка в корпус плашки глухого уплотнителя позволяет герметизировать скважину при отсутствии верхней трубы, либо при наличии грузонесущего геофизического кабеля диаметром 6,3 - 16,0мм (ГОСТ 6020-82);

Рабочая среда -нефть, газ, газоконденсат, вода. раствор СaСl2, буровой раствор и их смеси

Температура рабочей среды - от - 10°Сдо + 100С

Присоединительные размеры, мм

наружный диаметр .......................................................395

диаметр расположения шпилечных отверстий.........325

диаметр и количество шпилечных отверстий............39х12

средний диаметр уплотнительной канавки ................205

Габаритные размеры при закрытых плашках, мм:

длина..............................................................................1170

ширина ............................................................................395

высота.............................................................................508

Масса...............................................................................400

СОСТАВ И КОМПЛЕКТНОСТЬ

I. ППМ состоит из следующих основных узлов и деталей (См.рис. ниже): цилиндра корпуса 1, плашки 6, сменного уплотнителя 7, обоймы центратора 17, сменных вкладышей 18, штока 8, уплотните.чьной гайки 11, штурвала 16.

УСТРОЙСТВО И ПРИНЦИП РАБОТЫ

1. Корпус ППМ (см.рис.) выполнен в виде крестовины сварного исполнения, который включает: цилиндр 1, верхний патрубок 2, нижний патрубок 3, присоединительные фланцы 4 и 5.

2. Внутри цилиндра I подвижно установлены плашки б гуммированные маслобензостойкой резиной. В корпусе плашки, в зависимости от диаметра герметизируемых труб, устанавливаются уплотнители 7 соответствующего типоразмера. Задняя часть корпуса плашки 6 имеет «Т» -образный паз для соединения с головкой штока 8 через кольцо 9. С целью исключения провороти в нижней части корпуса плашки выполнен шпоночный паз, взаимодействующий со штифтами 10, жестко связанные с цилиндром 1. Перемещение штока осуществляется через уплотнительную гайку 11, жестко установленную относительно цилиндра 1, поджимной крышкой 12 и установочного штифта 13. Уплотнение гайки 11 относительно цилиндра 1 осуществляется резиновыми кольцами 14 круглого сечения, а относительно штока 8, резиновыми самоуплотняющимися манжнтами15. Вращение штока 8 осуществляется штурвалом 16.

3. Обеспечение устьевой соосности опускаемых труб относительно ствола скважины достигается установкой центратора в проходном отверстии корпуса ППМ.

4. Центратор состоит из обоймы центратора 17, связанной с патрубком 2 резьбовым соединением и вкладышем 18 соответствующего типоразмера.

5. Закрывается и открывается превентор вращением штурвалов 16 соответственно по часовой и против часовой стрелки. При закрытии превентора герметизация устья скважины осуществляется принудительным выдавливанием резины головкой штока 8 через подвижно установленный в корпусе плашки диск 19.

6. В случае перехода на другой диаметр труб смену и установку соответствующего типоразмера уплотнителя 7 и вкладышей 18 производят в следующей последовательности:

• закрывают трубные плашки устьевого превентора (стандартное ПВО);

• вращением штурвала 16 против стрелки отводят плашки 6 до упора в крайнее положение;

• отворачивают крышку 12 и вместе с гайкой 11 извлекают плашки 6;

• после установки соответствующего типоразмера уплотнителя 7, сборку производят в

обратной последовательности;

Я производят демонтаж вышестоящего аварийного оборудования для обеспечения доступа по смене вкладышей центра/пора 18, необходимого типоразмера. Для этого вывернуть обойму 17 и извлечь наружу, придерживая рукой вкладыш центратора 18 от случайного его выпадания в скважину;

• после установки в гнездо обоймы 17 вкладышей 18, соответствующего типоразмера, операцию установки повторяют в обратной последовательности;

• производят монтаж верхней части аварийного оборудования и продолжают работы по намеченному плану.

Превентор «Часовой» компании «Shaffer».

Технические характеристики:

1. Проходное отверстие 180 или 200мм.

2. Рабочее давление 340 или 204 атм (34,0 или 20,4 МПа).

3. Обеспечивает как ручное, так и гидравлическое управление.

4. Пригоден для эксплуатации в условиях сероводородной среды.

5. Для одновременного закрытия обеих плашек в ручном режиме работы необходимо привести в движение одну Т-образную рукоятку по часовой стрелке (при этом основной поршень уходит внутрь и перемещает жидкость на сторону закрытия вспомогательного поршня). При поворачивании Т-образной рукоятки против часовой стрелки происходит открытие плашек.

6. Каждая плашка состоит из плошечного блока и двухсекционного резинового плошечного уплотнения.

7. Узлы плашек поставляются согласно типоразмеру труб: от полного перекрытия, до труб с внешним диаметром 140мм.

8. В пространстве вокруг Т-образной рукоятки ручного управления превентора «Часовой» не должно находиться никаких препятствий. Все пространство должно быть свободным, чтобы обеспечить быстрый, легкий доступ и свободное управление Т-образной рукояткой.

9. Чтобы не допустить сбоев в работе превентора, необходимо использовать только узлы и детали, изготовленные компанией «Shaffer».

Подготовительные работы перед монтажом превентора «Часовой».

1. Перед началом монтажа необходимо произвести чистку превентора.

2. Произвести осмотр плашечных блоков и плашечной полости для выявления следов физических повреждений.

3. Произвести осмотр плашечной резины для выявления следов чрезмерного износа.

4. Выполнить чистку и осмотр кольцевых канавок.

Примечание: Удалить ржавчину и небольшие заусенцы при помощи тонкой наждачной бумаги. Материей нанести тонкий слой масла.

5. Выполнить чистку и осмотр шпилек и гаек.

6. Осмотреть проходное отверстие для выявления выбоин и других и иных повреждений. При обнаружении небольших повреждений, удалить с помощью наждачной бумаги. Примечание: Чистка, осмотр и испытание превентора немедленно по завершении работ, сокращает время, необходимое для монтажа превентора на следующей скважине.

Монтаж превентора «Часовой».

1. Правильный монтаж превентора, прежде всего, означает установку его в надлежащей позиции:

а) Правильной позицией монтажа превентора на скважине является положение, при котором подъемная скоба с надписью «ТОР» и боковые отверстия находятся под узлами плашек.

б) Салазки отделения плашек (расположены внутри) находятся под плашками, седло плашечного уплотнения расположено в верхней части плашечной полости.

2. Монтаж фланцевых соединений:

а) Установить кольцевую прокладку.

б) Установить сопряженный фланец.

в) Установить шпильки и гайки.

г) Затянуть все гайки в диаметральной последовательности.

3. Перед началом эксплуатации превентора необходимо произвести испытание на рабочее давление, но не выше давления опресеовки эксплуатационной колонны.

Комплект устьевого оборудования ОГС-140(120)х21.

Назначение изделия.

Комплект устьевого оборудования ОГС- 140(120)х21 предназначен для герметизации устья нефтяных и газовых скважин, задавленных жидкостью, при ремонте и освоении в целях предупреждения выбросов при внезапном газонефтеводопроявлении на промыслах в умеренных и холодных макроклиматических районах по ГОСТ 16350-80. Климатическое исполнение УХЛ категория 1 по ГОСТ 15150-69.

Подготовка к работе, монтаж и эксплуатация.

После глушения скважины, демонтажа елки, головка уплотнительная крепится на крестовину фонтанной арматуры. При этом она предварительно оснащается прокладкой, крепежными шпильками и гайками, применительно к типу фонтанной арматуры.

Выбор типоразмера втулки центрирующей зависит от оборудования на скважине, инструмента спускаемого в скважину и конкретных условий выполнения предстоящих ремонтных работ.

Кронблок подъемника должен быть хорошо отцентрирован относительно оси скважины.

Перед промывкой скважины через сальниковую головку сверху пропускается промывочная труба. Фиксаторами головка закрепляется на трубе на расстоянии, примерно, 300 мм от ее конца. Труба вместе с головкой с помощью гидроротора присоединяется к колонне НКТ. Натяжением колонны труб освобождается и снимается клиновой захват гидроротора, с помощью извлекателя из гидроротора вынимается центрирующая втулка. Фиксаторы освобождаются, спуском головки до просадки ее корпуса на гидроротор герметизирующая втулка сопрягается с уплотнителем герметизатора - обеспечивается надежная герметизация корпуса головки относительно эксплуатационной колонны. Плашечными затворами головка надежно фиксируется в герметизаторе от движения в верх при создании давления в скважине.

Перед демонтажем головки необходимо плашечные затворы герметизатора отвести в крайнее положение от центра. Фиксаторами головка закрепляется на трубе. Вместе с колонной НКТ она приподнимается над гидроротором. В гидроротор устанавливается клиновая подвеска. Труба вместе с головкой отворачивается и убирается на приемные мостки.

При эксплуатации головки в условиях низких температур окружающей среды в ней должен быть установлен уплотнитель из морозостойкой резины. Во избежании обледенения внутренней полости бесфланцевой головки, необходимо предупреждать попадание на нее пара.

При транспортировании и эксплуатации шлифованная поверхность втулки герметизирующей должна предохраняться от повреждений.

При появлении на поверхности втулки герметизирующей, рисок или задиров их необходимо устранить местной шлифовкой. Втулка всегда должна быть чистой, а ее поверхность во избежании коррозии смазанной.

После демонтажа оборудования ОГС части промываются соляркой и проверяются наружным осмотром. Периодически после ремонта 4-х скважин оборудование должно проходить ревизию - ремонт в условиях мастерских и спрессовываться на рабочее давление. Испытание оформляется актом.

< Предыдущая		Следующая >