Что такое пво на промышленной площадке
Что такое пво на промышленной площадке
Противовыбросовое оборудование (ПВО) используется для гурметизации устья скважины в процессе сооружения скважины, и при испытании продуктивных пластов. Комплект противовыбросового оборудования включает:
– плашечный, универсальный, вращающийся превенторы;
– систему ручного и дистанционного управления превенторами,
– систему обвязки с задвижками высокого давления, которые имеют дистанционное управление.
Плашечный превентор состоит из корпуса, двух подвижных плашек и двух гидроцилиндров. Каждая плашка соединена со штоком гидроцилиндра двойного действия. Гидроцилиндры закреплены на боковых крышках, подвешенных на корпусе с помощью шарниров. Управление гидроцилиндрами осуществляется с пульта. Рабочая жидкость к гидроцилиндрам подводится по трубкам от гидропривода, который установлен вдали от превентора. Боковые крышки закреплены на корпусе при помощи винтов. Для обогрева превентора в его корпусе имеются каналы для подачи тепла. Герметичность соединения боковых крышек с корпусом обеспечивается за счет уплотнительных колец, которые при монтаже смазываются уплотнительной смазкой.
Управление превентором осуществляется от специального пульта дистанционно, с помощью гидропривода. В случае выхода дистанционного пульта из строя, превентор закрывается ручным вращением штурвалов, которые вынесены за пределы буровой. Для осуществления ручного закрытия плашек, и удержания их в закрытом положении, внутри штока каждого гидроцилиндра имеются цилиндрическая втулка с резьбой и валик. Валик выведен наружу, и заканчивается вилкой под карданное соединение с тягой, через которые он соединяется со штурвалами ручного управления.
Плашки перемещаются в корпусе превентора при помощи штока и гидроцилиндров. Они могут открывать, либо закрывать проходное отверстие в нем. Плашки могут быть вырезными – с вырезом в виде полукруга, облицованным специальной резиной, либо глухими – без выреза, с резиновой облицовкой. В любом случае, поверхности касания плашек друг с другом должны быть облицованы резиной.
Превентор с вырезными плашками герметизирует устье при спущенной колонне бурильных труб; радиус выреза полукруга на них равен радиусу бурильных труб. Превентор с глухими плашками полностью герметизирует устье в случае отсутствия в скважине инструмента. Поэтому, следует устанавливать не менее двух плашечных превенторов: с вырезными плашками, и с глухими.
Маркировка плашечного превентора ППГ 230х320: первое число в маркировке «230» означает диаметр проходного отверстия в миллиметрах, второе «320» рабочее давление кгс/см2.
Универсальный превентор герметизирует устье скважины при нахождении в нем бурильной трубы, замка или ведущей трубы. Он состоит из корпуса, который сверху закрыт крышкой, плунжера с уплотнительными манжетами, резинового уплотнения, верхней запорной камеры и нижней запорной камеры. К запорным камерам от гидропривода по трубкам подводится рабочая жидкость. Управление универсальным превентором осуществляется дистанционно, от того же пульта, что и плашечными.
Закрытие превентора. Под давлением жидкости, которая подается в нижнюю запорную камеру, плунжер перемещается вверх. При перемещении вверх, плунжер наклонной поверхностью нажимает на уплотнитель. Уплотнитель деформируется к центру превентора, и плотно прижимается к поверхности бурильного инструмента. В случае отсутствия инструмента в превенторе, уплотнитель полностью перекрывает проходное отверстие.
Открытие превентора. При подаче жидкости в верхнюю запорную камеру, плунжер опускается вниз. При этом уплотнитель возвращается в исходное положение, и освобождает бурильный инструмент.
Нефть, Газ и Энергетика
Блог о добычи нефти и газа, разработка и переработка и подготовка нефти и газа, тексты, статьи и литература, все посвящено углеводородам
Монтаж и эксплуатация противовыбросового оборудования
Инструкция по монтажу и эксплуатации противовыбросового оборудования при освоении и ремонте скважин
1.2. В процессе работ допускается переход от одной схемы обвязки устья скважины противовыбросовым оборудованием к другой. Все изменения должны указываться в плане работ.
1.3. К работе по монтажу и эксплуатации допускаются работники, прошедшие подготовку по курсу “Контроль скважины. Управление скважиной при ГНВП”.
1.4. Устьевое оборудование и превентора должны собираться из узлов и деталей заводского изготовления, должны иметь паспорта и быть опрессованы на пробное давление.
1.5. Периодичность проверки ПВО в условиях базы— гидравлическая опрессовка на рабочее давление-через 6 месяцев. Дефектоскопия –один раз в год. После проведения проверки составляется акт.
1.6. Устье скважины с установленным ПВО, должно быть обвязано с доливной емкостью.
1.7. При температуре воздуха ниже –10 о С превентора должны быть обеспечены обогревом.
1.8. Для подъема превенторов на высоту должны использоваться стропы соответсвующей грузоподъемности (вес ПВО указывается в техническом паспорте), прошедшие испытание и имеющие соответсвующую маркировку.
Подготовительные работы к монтажу ПВО.
2.1. Произвести планировку территории вокруг скважины для предотвращения возможных разливов технологических жидкостей.
2.2. Провести инструктаж с членами бригадами по безопасному ведению работ с записью в журнале.
2.3. Смонтировать подъемник и рабочую площадку согласно технических условий и требований ОТ и ТБ.
2.4. Собрать и подготовить к работе линии обвязки (выкидные и глушения) для закачки технологических жидкостей в скважину и сброса флюида коллектор.
2.5. Проверить центровку мачты относительно устья скважины.
2.6. Перед демонтажем фонтанной арматуры необходимо убедиться в отсутствии избыточного давления в трубном и межтрубном пространствах скважины.
2.7. Подготовить запорную компоновку (или аварийную трубу с шаровым краном), опрессованную на рабочее давление ПВО. Наружный диаметр дистанционного патрубка запорной компоновки или аварийной трубы должен соответствовать типоразмеру трубных плашек превентора. При использовании разно размерных труб обязательно наличие переходного переводника. Произвести визуальный осмотр. Запорная компоновка должна быть чистой, без снега и льда, не иметь вмятин, трещин и т.п.. Полировка уплотнительной головки УГУ-2, входящей в состав запорной компоновки, не должна иметь вмятин, задиров, трещин.
Запорная компоновка должна находится на рабочей площадке, иметь свободный доступ к ней и защищена от попадания грязи и брызгов.
Подготовить противыбросовое оборудование, очистить фланцы и канавки фланцевых соединений, произвести визуальный осмотр. Корпус превентора не должен иметь вмятин, задиров, трещин. Штоки штурвалов не должны быть погнуты и свободно вращаться.
Схемы обвязки устья скважины
3.1.Схема обвязки устья скважин №1
Схема применяется при работах на скважинах с пластовым давлением, не превышающем гидростатическое, когда сохраняется возможность нефтегазопроявления.
3.1.1 При работе с универсальным герметизатором устья (УГУ-2) для предотвращения нефтегазопроявления через трубы должна применяться запорная компоновка, представленная на схеме (поз.8), к которой предъявляются следующие
— шаровой кран запорной компоновки должен находиться в открытом положении.
— закрытие шарового крана производится после закрытия плашечных затворов.
3.1.2. При работах, связанных со сменой электроцентробежных насосов, на площадке должно находиться устройство для рубки кабеля. Рубка кабеля в случае нефтегазопроявления должна быть произведена в непосредственной близости от клямсы.
3.1.3. При монтаже по схеме №1 для того, чтобы предотвратить работы по демонтажу АПР при возникновении ГНВП рекомендуется применять УГУ-2-140.
3.2. Схема обвязки устья скважины №2
Схема применяется при работах, связанных с освоением, капитальным и текущим ремонтом скважин с пластовым давлением, равным и превышающим гидростатическое.
3.2.1. Компоновка противовыбросового оборудования содержит один превентор, оборудованный плашками под диаметр применяемых бурильных или насосно-компрессорных труб.
3.2.2. При работах, связанных со сменой электроцентробежных насосов, на площадке должно находиться устройство для рубки кабеля. Рубка кабеля в случае нефтегазопроявления должна быть произведена в непосредственной близости от клямсы.
3.2.3. Специально для скважин с ЭЦН возможно применение трубно-кабельного превентора заводского изготовления, исключающего рубку кабеля при нефтегазопроявлении (только при использовании кабеля плоского сечения типа КППБПС).
3.2.4. Управление превентором производится непосредственно на устье скважины. Рабочая площадка должна обеспечивать удобный и беспрепятственный доступ к штурвалам превентора.
3.3. Схема обвязки устья скважины №3
Схема применяется при перфорации, воздействии на пласт ПГД и других работах, связанных со спуском геофизического кабеля, при работе на газовых скважинах, скважинах с газовым фактором более 200м 3 / м 3
3.3.1. Данная схема является комбинированной, предусматривающей работу по подъему и спуску НКТ и бурильных труб по схеме №2.
Перед началом геофизических работ скважина должна быть оборудована по схеме №3, после чего производится проверка на герметичность монтажа с составлением акта. После окончания геофизических работ оборудование устья скважины противовыбросовым оборудованием должно быть приведено в соответствие со схемой №2.
3.3.2. Компоновка противовыбросового оборудования должна содержать два
Монтаж ПВО.
4.1 Демонтировать фонтанную арматуру, проверить состояние уплотнительных колец и канавок фланцевых соединений.
4.2 При работе по схеме 1 на крестовину (или через переходную катушку) монтируется уплотнительная головка. Герметизирующая муфта входит в состав запорной компоновки и должна находится на рабочей площадке.
4.3. При выборе схемы №2 превентор с трубными плашками монтируется на крестовину (или через переходную катушку). Плашки должны соответствовать диаметру дистанционного патрубка запорной компоновки.
4.4. При выборе схемы обвязки ПВО с двумя превенторами сначала монтируется превентор с глухими плашками, на него устанавливается превентор с трубными плашками. При этом превентор с трубными плашками оборудуется дистанционным управлением посредством тяг длиной не менее 10м, выполненных из труб диаметром 73мм. Перед штурвалами должна быть информация о направлении вращения и количестве оборотов для закрытия –открытия превентора и метки показывающие полное открытие и закрытие плашек превентора.
4.5. Допускается по согласованию с противофонтанной службой для проведения прострелочно-взрывных работ в колонне с последующим демонтажем установка верхнего превентора с глухими плашками и продолжения работ с одним превентором (кроме скважин 1-ой категории). В этом случае повторная опрессовка оставшегося в обвязке превентора не требуется.
4.6. Профиль уплотнительных колец фланцев должен соответствовать профилю канавок на фланцах фонтанной арматуры и противовыбросового оборудования. Кольца и канавки должны быть очищены быть очищены от льда и грязи и при установке ПВО плотно входить друг в друга.
4.7. Присоединение ПВО к крестовине фонтанной арматуры производится на все шпильки, при этом гайки должны быть навернуты так, чтобы после наворота гайки на шпильке оставалось 2-3 витка резьбы. Затяжка их производится крест-накрест.
4.8. После монтажа противовыбросового оборудования скважина опрессовывается технической водой на максимально ожидаемое давление, но не выше давления опрессовки эксплуатационной колонны.
4.9. После монтажа противовыбросового оборудования на скважине с перфорированной или негерметичной колонной ПВО опрессовывается на давление не менее3,0 МПа. Давление опрессовки определяется, исходя из технического состояния и приемистости скважины и указывается в плане работ.
4.10. Результаты опрессовки оформляются актом.
Эксплуатация
5.1. Должен быть обеспечен свободный доступ к устью скважины для обслуживания ПВО.
5.2. Перед началом смены необходимо проводить проверку затяжки фланцевых соединений и контроль технического состояния подвижных элементов (проверка на легкость открытия-закрытия). Результаты проверки необходимо занести в журнал проверки оборудования. Не реже одного раза в декаду производится контрольная проверка противовыбросового оборудования мастером бригады. Результаты проверки заносятся в журнал проверки оборудования.
5.3. При необходимости замены плашек следует руководствоваться рекомендациями завода – изготовителя, отраженными в паспорте на превентор. Работы производятся под руководством специалиста – механика по противовыбросовому оборудованию.
5.4. После замены плашек или узлов превентора непосредственно на устье скважины необходимо превенторную установку опрессовать на давление опрессовки колонны (п.2.9.16 ПБ НГП) или в соответствии с п. 4.8 настоящей инструкции.
5.5. Периодичность проверки плашечных превенторов :
Запрещается:
Ø Производить удары по корпусу ПВО с целью очистки поверхности от грязи и льда.
Ø Проводить сварочно-ремонтные работы соединительных швов на корпусе;
Ø Обогревать элементы превентора открытым огнем.
Ø Расхаживать или вращать колонну насосно-компрессорных труб или бурильных труб, не допускается нагрузка на плашки более 20т.
Документы
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.
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 требованиям ГОСТ 13862-90 и данным, приведенным в табл. 8.1.
В соответствии с указанным ГОСТом предусмотрено 10 типовых схем обвязки ОП:
На рис. 8.1 приведены схемы 1, 3, 7 и 10. Схема включает блок превенторов (плашечные с ручным или гидравлическим управлением, кольцевой, соединительные катушки и крестовина), станцию гидроуправления превенторами и гидроуправляемыми задвижками и манифольд противовыбросового 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.
Основные параметры противовыбросового оборудования
Диаметр условный прохода манифольда, мм
Максимальный диаметр трубы,
условный прохода ОП, мм
станции гидропривода (для схем 3-10), МПа
проходящей с трубодержателем (подвеской) через ОП, мм
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:
Рис. 8.1. Типовые схемы обвязки противовыбросового оборудования по ГОСТ 13862-90:
диаметр условный прохода манифольда, мм; рабочее давление, МПа;
обозначение модификации, модернизации (при необходимости). Пример условного обозначения ОП по схеме 6 на рабочее давление 35 МПа с условным диаметром прохода превенторного блока 280 мм и манифольдом с условным диаметром прохода 80 мм: оборудование 0П6-280/80×35, ГОСТ 13862-90.
То же для ОП по схеме 9 на рабочее давление 70 МПа с условным диаметром прохода превенторного блока 280 мм, превентором с перерезывающими плашками и манифольдом с условным диаметром прохода 80 мм: оборудование 0П9с-280/80х70 ГОСТ 13862-90.
Коррозионное исполнение ОП
Обозначение коррозионно — стойкого исполнения
С объемным содержанием СО2 до 6%
С объемным содержанием СО2 и H2S до 6 % каждого С объемным содержанием СО2 и H2S до 25 % каждого
Номер схемы обвязки оборудования по ГОСТ 13862-90 Условный диаметр прохода, мм:
манифольда Рабочее давление, МПа:
плашечных превенторов и
манифольда кольцевого превентора
Условный диаметр труб, уплотняемый плашками превентора, мм
Номинальное рабочее давление гидроуправления превенторами, МПа
Температура скважинной сре-ды, °С
Состав комплекта ОП (шифр):
гидроуправление превенто рами
Габаритные размеры блока
превенторов (длина, ширина, высота), мм
Масса полного комплекта, кг
Пермский машзавод им. Ленина
В табл. 8.3 приведена краткая техническая характеристика ОП, поставляемого заводами России.
8.1. ПЛАШЕЧНЫЕ ПРЕВЕНТОРЫ
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.
диаметр условный прохода, мм; рабочее давление, МПа;
Рис. 8.2. Плашечный превентор с гидроуправлением ОАО ВЗБТ:
Рис. 8.3. Превентор плашечный сдвоенный (Ду = 180 мм, ру = 70 МПа) Воронежского механического завода:
Рис. 8.4. Плашки превенторов ОАО ВЗБТ:
Рис. 8.5. Плашки превенторов Воронежского МЗ:
Диаметр условный проходного
Рабочее давление МПа:
в системе гидроуправления
Диаметр условных труб, уплотняемый
Нагрузка на плашки, кН (тс):
от массы колонны труб
Габаритные размеры (длина, ширина,
Технические характеристики плашечных превенторов, изготовляемых НПП «Сиббурмаш»
Диаметр прохода, мм
Рабочее давление, МПа
Диаметр уплотняемых труб, мм
0, 33, 42, 48, 60, 73, 89
0, 33, 42, 48, 60, 73, 89, 102, 114
Диаметр уплотняемого геофизического кабе —
Диаметр присоединительного фланца, мм
Габаритные размеры, мм:
Рис. 8.6. Плашечные превенторы с ручным управлением ОАО «Станкотехника»:
Пример условного обозначения плашечного превентора с гидроприводом, условным диаметром прохода 350 мм на рабочее давление 35 МПа для сред типа К2: ППГ-350х35К2.
Плашечные превенторы (рис. 8.2, 8.3) поставляются в комплекте противовыбросового оборудования или «россыпью».
Технические характеристики плашечных превенторов даны в табл. 8.48.6.
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.
Технические характеристики плашечных превенторов выпускаемых Воронежским механическим заводом и ОАО «Станкотехника»
Диаметр прохода, мм
Рабочее давление, МПа
Давление пара в каме
ре обогрева, МПа, не
8.2. КОЛЬЦЕВЫЕ ПРЕВЕНТОРЫ
Кольцевые превенторы предназначены для герметизации устья скважины при наличии или отсутствии колонны труб.
1- с конической наружной поверхностью уплотнителя;
2- со сферической наружной поверхностью уплотнителя; условный диаметр прохода, мм;
исполнение (при необходимости) в зависимости от характеристики скважинной среды.
В комплект поставки входят: превентор в сборе, запасные уплотнители и манжеты, инструмент.
Для работы в условиях отрицательной температуры превенторы оснащены камерами обогрева.
Показатели надежности кольцевых превенторов установлены в ГОСТ 2774388.
Технические характеристики кольцевых превенторов
Типоразмер кольцевого превентора
Пермский завод им. Ленина
Воронеж ский меха нический завод
Рис. 8.7. Кольцевые превенторы ОАО «ВЗБТ»:
Рис. 8.8. Уплотнители кольцевых превенторов:
8.3. ВРАЩАЮЩИЕСЯ ПРЕВЕНТОРЫ
Вращающиеся превенторы (ПВ) предназначены для автоматической герметизации устья скважины вокруг любой части бурильной колонны, в том числе ведущих, утяжеленных, насосно-компрессорных, а также замковых соединений бурильных труб, при ее вращении, расхаживании, наращивании и выполнении спуско-подъемных операций. Устанавливают ПВ над блоком превенторов вместо разъемного желоба для отвода бурового раствора к блоку очистки циркуляционной системы буровой установки.
ПВ применяют при бурении с промывкой аэрированным буровым раствором, с продувкой газообразными агентами, с обратной промывкой, с регулированием дифференциального давления в системе «скважина-пласт», а также при вскрытии продуктивных пластов на «равновесии» и «с депрессией» в климатических условиях широкого диапазона зон по ГОСТ 15150-69.
Превенторы ПВ под названием «роторный герметизатор» выпускаются на опытном производстве ЦКБ «Титан» в г. Волгограде.
Технические характеристики роторных герметизаторов
Типоразмер роторного герметизатора
Условный диауетр прохода корпуса, мм
Условный диаметр прохода бокового отвода, мм Диаметр прохода в
съемном патроне, мм Наружный диаметр
съемного патрона, мм Рабочее давление, МПа:
Типоразмер роторного герметизатора
при вращении патро
вращения съемного па
Наружный диаметр уп
лотнителей для труб, мм
(высота, длина, ширина),
Основные технические характеристики ПВ конструкции СевКавНИ-ПИгаза и Воронежского механического завода приведены в табл. 8.9, а общий вид — на рис. 8.10.
Рис. 8.10. Вращающиеся превенторы СевКавНИПИгаза и Воронежского М3:
Типоразмер вращающегося превентора
Диаметр проходного от верстия по фланцу, мм Рабочее давление. МПа:
без вращения Условный диаметр уп лотняемых бурильных и насосно-компрессорных труб, мм
Габаритные размеры (высота, длина, ширина),
Опытное производство СевКавНИПИгаза
8.4. ФЛАНЦЕВЫЕ КАТУШКИ И КРЕСТОВИНЫ
Для соединения с колонной головкой, а также между собой плашеч-ных, кольцевого и вращающегося превенторов используются соединительные и переходные фланцевые катушки и крестовины. Основные характеристики соединительных и переходных фланцевых катушек и крестовин приведены в табл. 8.10.
Технические характеристики автоматических соединительных и переходных фланцевых катушек и крестовин
Условный диаметр прохода, мм
Типоразмер фланцевого соединения, мм х МПа
Высота фланцевой катушки, мм
Высота крестовины, мм
230х35 230х70 280х70 350х35 425х21 :ота крестовины опреде
лена с отводами диамет]
630 690 634 560 525 эом 80 мм.
8.5. УСТАНОВКИ ГИДРОУПРАВЛЕНИЯ ПРОТИВОВЫБРОСОВЫМ ОБОРУДОВАНИЕМ
Установки предназначены для оперативного дистанционного управления превенторами и гидроуправляемыми задвижками.
Противовыбросовое оборудование комплектуется станциями гидропри-
Типоразмер станции гидроуправления
Рабочее давление жидкос ти в пневмогидроаккумуляторах, МПа
Количество точек управле
Вместимость масляного ба ка, л
Давление зарядки азотом пневмогидроаккумуляторов, МПа
Объем жидкости в пневмогидроаккумуляторах при номинальном рабочем дав
Тип основного насоса
Тип привода вспомогатель
Мощность электропривода основного насоса, кВт
Производительность ос новного насоса, л/мин Габаритные размеры (дли на, ширина, высота), мм:
основного пульта и на
сосной аккумуляторной станции
вспомогательного пульта Масса, кг:
основного пульта и на сосной аккумуляторной
комплекта трубопрово дов длиной 30 м
вода типов ГУП-14, СУ14-916, СУ21-625, СУ21-875 и СУ21-1375. Кроме того, ЦКБ «Титан» разработана СУ-25/10-1250-ОП10с.
Технические характеристики станций гидроуправления превенторами приведены в табл. 8.11, а общий вид станции ГУЛ 14 показан на рис. 8.11. Принципиальная гидравлическая схема гидроуправления превенторами дана на рис. 8.12. 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 счет сжатия инертного газа с целью сокращения времени на операции дистанционного закрывания-открывания уплотнительных элементов плашечных и кольцевого превенторов и задвижек манифольда и обеспе-
Рис. 8.11. Станция гидроуправления ГУП 14 ОАО “ВЗБТ»:
Рис. 8.12. Схема пневмогидравлическая гидроуправления превенторами и задвижками манифольда:
чения ее работы при отключенной электроэнергии на буровой. Общий вид сферического пневмогидроаккумулятора приведен на рис. 8.13. Гидроуправление типа СУ21-625 и другие оснащены пневмогидроаккумуляторами цилиндрической формы.
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.
Манифольды предназначены для обвязки блока превенторов противовыбросового оборудования с целью управления нефтяной или газовой скважиной в процессе ликвидации газонефтепроявления.
В соответствии с ГОСТ 13862-90 предусмотрено пять схем обвязки ма-нифольдов (рис. 8.14) с условным диаметром прохода 50, 65 и 80 мм. Вариант крепления напорной линии манифольда приведен на рис. 8.15.
Рис. 8.14. Схемы обвязки маиифольдов противовыбросового оборудования по ГОСТ 13862-90:
Установлена следующая система обозначения манифольдов:
Рис. 8.14. Продолжение
Таблица 8.12 Технические характеристики манифольдов противовыбросового оборудования