Текущий ремонт плашечного превентора

5. Ремонт систем и узлов превентора

Все резиновые уплотнения превентора заменяют, за исключением не имеющих дефектов уплотнителей, применяемых в условиях малого содержания пластовой средой H2S и CO2. Все металлические детали с повреждениями следует заменить, после сборки превентора его корпус испытывают максимальным рабочим давлением, а гидросистему — пробным, превышающим рабочее в 1,5 раза.

Наибольшее число отказов приходится на элементы плашки, рассмотрим подробно последовательность операций по ее извлечению из корпуса превентора.

В первую очередь, обеспечивается отсутствие циркуляции промывочной жидкости через внутреннюю полость превентора. Затем снимают сегментную крышку, подвешивают основную крышку корпуса, извлекают весь ее крепеж, снимают штуцер со вспомогательного гидроцилиндра. В случае, если превентор был закрыт, в основной гидроцилиндр подают силовую жидкость до тех пор, пока из корпуса покажутся плашки. После этого удаляют шплинты с осей, расцепленные плашки отодвигаются в сторону гидроцилиндра во избежании их деформации при соприкосновении с подвешенными деталями. С гидроцилиндра плашек снимают крышку корпуса. В этот момент плашка со своим гидроцилиндром должны быть полностью готовы к удалению из корпуса при помощи грузоподъемного устройства.

С момента начала эксплуатации универсального плашечного превентора на буровой обязательно должны находиться две запасные собранные и проверенные плашки, которые хранятся в том же помещении, где и все резиновые уплотнения. Запасные плашки проходят обслуживание наравне с работающими.

Сразу же после сборки и проверки работоспособности превентора должны быть приняты меры для скорейшего восстановления работоспособности отказавшей плашки. В условиях буровой допускается восстановление плашки в случае отказа таких деталей, как шток, уплотнитель, пружины путем замены потерявших работоспособность деталей на исправные. В случае обнаружения неисправности корпуса плашек, такие плашки немедленно выбраковываются, без права использования в дальнейшем ее элементов. Аналогично поступают с превентором, имеющим повреждения корпуса.

Ремонт плашечного превентора

В начале разборки плашечного превентора отсоединяют от корпуса масло и паропроводы. Затем вывинчивают болты и поворачивают откидную крышку вокруг оси шарнира, выдвигают плашку с помощью винта, вынимают плашку из замкового соединения штока и отсоединяют откидную крышку от корпуса превентора, вынув оси шарнира. Затем в такой же последовательности снимают вторую крышку в сборе с гидроцилиндром.

После этого приступают к разборке гидроцилиндров: снимают вилку с винта, отвинтив гайку и вынув палец крепления вилки к винту; снимают крышку гидроциклона, отвинтив стяжные шпильки; вывинчивают винт из гайки; вынимают поршень из цилиндра.

Затем снимают резиновые уплотнения с плашек.

Ремонт вращающегося превентор

При ремонте вращающегося превентора особое внимание следует обращать на состояние уплотнителя, самоуплотняющихся и асбографитовых манжет корпуса патрона и подшипников ствола.

Разборку превентора начинают с извлечения патрона в сборе из корпуса превентора, отсоединив быстроразъемное кулачковое соединение. Затем приступают к разборке патрона.

Вначале снимают уплотнитель, отвинтив болт, фиксирующий основание его на стволе. Далее снимают вкладыши; демонтируют ШПМ; снимают корпус вкладышей, отвинтив болты крепления корпуса к полукольцам. После этого извлекают из корпуса патрона асбографитовые манжеты, отвинтив болты и сняв буксу уплотнения, а затем извлекают из корпуса патрона ствол и демонтируют с него подшипники.

По окончании ремонта вращающийся превентор проходит испытание на герметичность и легкость вращения ствола.

Поскольку восстановление работоспособности превентора после отказа любого из рычагов привода, крышек корпуса или элементов гидроцилиндров сопряжено со значительными затратами времени и требует достаточно квалифицированного труда, то более рационально не ремонтировать превентор, а заменять его аналогичным.

Источник

Обоснование рациональной технологии ремонта плашечного превентора

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

Софт: КОМПАС-3D 14

Дата: 2015-03-25

Просмотры: 2 158

254 Добавить в избранное

Еще чертежи и проекты по этой теме:

Софт: КОМПАС-3D 14

Состав: Вид общий (ВО)

Софт: КОМПАС-3D 14

Состав: Лист 1 — Общий вид превентора плашечного (ф. А1) Лист 2 — Гидравлическая схема (ф. А1) Лист 3 — Установка превентора(ф. А1)

Софт: КОМПАС-3D 17

Состав: Превентор(СБ),Спецификация,Деталировка(Стопор,Кольцо фиксации,Кольцо,Поршень,Поршень малый,Поршень вспомогательный),ПИО,ПЗ

Софт: КОМПАС-3D 14

Состав: Пояснительная записка. Сборочный чертёж, спецификация превентора, поршень, шток, Гидропоршневой узел,корпус СБАО

Софт: SolidWorks 2014

Состав: 3D модель сборка, чертеж сборочный

Дата: 2015-03-25

Просмотры: 2 158

254 Добавить в избранное

Источник

Клуб студентов «Технарь». Уникальный сайт с дипломами и курсовыми для технарей.

Все разделы / Нефтяная промышленность /

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

Тип работы: Работа Курсовая
Форматы файлов: AutoCAD (DWG/DXF), КОМПАС, Microsoft Word

Описание:
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-152×21.201 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]

Комментарии: 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.

Размер файла: 462,6 Кбайт
Фаил: (.zip)

Источник