Запорная крышка Защитная плита Пакерующий элемент Крышка камеры

Запорная крышка Защитная плита Пакерующий элемент Крышка камеры открытия Камера закрытия

Давление закрытия PSI 9 5/8 7 3 1/2 4 ½-5 13 5/8 Давление в скважине PSI

Hydril Type ‘GK’ Annular Blowout Preventer Универсальный противовыбросовый превентор Hydril типа «GK» Пластина износа Уплотнительный элемент Головка Камера открытия Поршень Камера закрытия Вид превентора типа «GK» в разрезе с полностью открытым уплотнительным элементом Piston is designed to be well pressure assisted. Поршень сконструирован таким образом, что способен активироваться под давлением скважины

Hydril Type ‘GK’ Packing Unit Testing Опрессовка уплотнительного элемента превентора Hydril типа ‘GK’ Измерительный наконечник 5/16 дюймов Измерительная лента 8

Hydril ‘GL’ Annular Preventer Противовыбросовый превентор Hydril типа ‘GL’ Отверстие датчика поршня Пластина износа Уплотнительный элемент Зажимная головка Головка камеры открытия Камера открытия Поршень Камера закрытия Дополнительная (уравнительная) камера Вид превентора типа «GL» в разрезе на середине хода поршня. 5000 или 10000 ф/кв. д (345 и 690 бар), нижние соединения обработаны пленкообразующим амином для предотвращения коррозии БТ, 345 bar 690 bar Соединяется с помощью фланцевого соединения согласно стандарту API или с помощью штифтового соединения

Hydril ‘GL’ Annular Preventer Универсальный превентор Hydril типа ‘GL’ • THE SECONDARY CHAMBER, which is unique to the GL BOP, provides greater flexibility of control hook-up. • Дополнительная (уравнительная камера) является уникальным элементом, предусмотренным только на моделях типа GL, она обеспечивает большую гибкость при установке на обсадную колонну. • The chamber can be connected two ways to optimise operations for different effects: • Уравнительная камера может устанавливаться двумя способами, чтобы оптимизировать операции и усилить различные эффекты, например: 1) • 2) • Minimise closing and opening volumes Свести к минимуму объемы закрытия и открытия Reduce closing pressure Снизить давление закрытия

Запорная крышка Уплотнение поршня Пакерующий элемент Поршень Камера закрытия

Пакирующий элемент GK Пакирующий элемент LL Пакирующий элемент GX

Used for drilling with water based mud. Temperature Range -30 ( -34 C) to +225 F (+107 C) Используется при бурении на водном буровом растворе. Температурные режимы от -30 С (-34 С) до +225 F (+107 C). Натуральный резиновый уплотнительный элемент Used for drilling with oil based mud. Hydril Packing Units Selection Temperature Range +20 (-7 C) to +190 F (+88 C) Выбор уплотнительного элемента для превентора Hydril Используется при бурении на нефтяном буровом растворе. Температурные режимы от +20 (-7 С) до +190 F (+88 C). Нитриловый резиновый уплотнительный элемент Used for drilling with oil based mud. Temperature Range -30 ( -34 C) to +170 F (+77 C) Hydril Elements Элементы Hydril Используется при бурении на нефтяном буровом растворе. Температурные режимы от -30 (-34 С) до +170 F (+77 C). Неопреновый резиновый уплотнительный элемент

Запорная крышка Пакерующий элемент Кольцо Камера открытия Поршень Камера закрытия

Сферический пакерующий элемент превентора фирмы Shaffer

Пакерующий элемент Поршень Бурильная труба

Пакерующий элемент Камера открытия Поршень

Рабочая жидкость, подаваемая в камеру закрытия, толкает поршень вверх. Поршень сжимает пакерующий элемент (эластичное уплотнение). Пакерующий элемент перемещаясь только в радиальном направлении, герметизирует кольцевое просторанство между инструментом внутри превентора и его корпусом.

Рабочая жидкость, подаваемая в камеру открытия, перемещает поршень в исходное положение. Поршень освобождает пакерующий элемент (эластичное уплотнение). Пакерующий элемент принимает исходную форму

Рекомендуемое давление испытания в соответствии с требованиями API RP 53 : -для противовыбросовых превенторов с номинальным рабочим давлением 35 МПа (5000 psi) включительно – 100% от номинального рабочего; -для противовыбросовых превенторов с номинальным рабочим давлением более 35 МПа (5000 psi) 150% от номинального рабочего;

В соответствии с требованиями API RP 16 E рекомендуемое максимальное время закрытия кольцевых превенторов: - диаметром менее 18 ¾ ``– 30 секунд или менее; -диамметром более 18 ¾ `` - 45 секунд или менее.

Пакерующие элементы изготавливаются: -устойчивые и неустойчивые к Н 2 S; -с учетом рабочей среды (газ, нефть, вода, смеси, и т. д. ); - с учетом температуры среды.

График испытания превенторов: • После установки; • До окончания 14 дневного периода последнего испытания; • Перед выходом из под башмака каждой обсадной колонны или хвостовика;

Давления испытания превенторов: • Испытание под пониженным давлением 17 -21 атм; • Плашечные превентора, штуцерный манифольд, высокое давление испытания равно номинальному рабочему, или утверждается региональным супервайзером;

Продолжительность испытания под давлением: • Необходимое давление испытания выдерживается 5 минут; • Для испытания наземного оборудования используется вода; • Попеременно использовать вспомогательный и основной пульты; • Испытание глухих и срезающих плашек не реже раз в 30 дней;

Продолжительность испытания под давлением: • Испытывать плашки с переменным сечением на всех имеющихся размерах труб кроме УБТ и забойных двигателей; • Испытывать отдельные элементы или блок если проводился демонтаж или ремонт; • Испытывать плашки для обсадных труб перед их спуском; • Испытывать вставные превенторы на воде;

Используются, когда поступление флюида залегающего на небольшой глубине невозможно контролировать обычными методами. Условия их применения: наличие возможности герметизации устья скважины при одновременном открытии одного или нескольких боковых отводов.

Кольцевой превентор с большим проходным отверстием Боковые отводы диаметром 12`` и более

Боковые отводы должны автоматически открываться при закрытии кольцевого превентора.

SHALLOW GAS Поверхностно залегающий газ LOCATIONS WHERE SHALLOW GAS MAY OCCUR ЗОНЫ, ГДЕ МОЖЕТ ВСТРЕТИТСЯ ПОВЕРХНОСТНО ЗАЛЕГАЮЩИЙ ГАЗ Exploration wells in general. Разведочное бурение в целом Wells drilled in shallow gas prone areas. Скважины, разбуриваемые на площадях газовых месторождений Wells with probable / possible shallow gas identified by a preliminary shallow gas investigation. Скважины с возможным/вероятным поверхностно залегающим газом, выявленным во время предварительных геологических исследований. Wells drilled in developed fields where charged shallow sands could occur due to poorly cemented casing strings. Скважины, разбуриваемые на разработанных месторождениях, где насыщенные газом поверхностно залегающие песчаники встречаются в результате плохо сцементированных обсадных колонн.

DIVERTING PROCEDURE Процедура отведения поверхностно залегающих газов SURFACE BOP’S DRILLING (COMPANIES WILL HAVE OWN POLICIES) Бурение с использованием наземного ПВО (Компании имеют свои собственные процедуры и политику) At first sign of flow: При первых признаках проявления: • Do not stop pumping. • Не останавливать насосы. • Open diverter line to divert/close diverter (both functions should be interlocked). • Открыть отводную линии чтобы отвести газ/закрыть отводное устройство – дивертер (обе функции должны блокироваться) • Increase pump speed to maximum rate. • Увеличить ходы насоса до максимальной скорости. • Switch suction on the mud pumps to heavy mud in the reserve pit. • Переключить буровые насосы на режим закачки утяжеленного бурового раствора из запасного резервуара. • Raise the alarm and make announcement on PA system. Inform the Toolpusher and OIM. • Активировать сигнальное оповещение и сделать объявление по громкоговорящей связи. Информировать бурового мастера или руководителя работ на буровой установке. • Move all non essential personnel to a safe area. • Вывести весь второстепенный персонал в безопасное место. • If the well appears to have stopped flowing after pumping the heavy mud, stop the pumps and observe the well. • Если скважина перестает проявлять после закачки утяжеленного бурового раствора, остановить насосы и наблюдать за скважиной. • If the well continues to flow after the heavy mud has been pumped, carry on pumping from the active system and prepare to pump water. • Если скважина продолжает проявлять после закачки утяжеленного раствора, переключиться на закачку раствора из активной системы и подготовиться к закачке воды. • Also consider mixing heavier kill mud. • Также следует рассмотреть возможность приготовления более тяжелого бурового раствора. • When all the mud has been consumed, switch the pumps to water. • Когда весь раствор закачается в скважину, переключить насосы на закачку воды. • Do not stop pumping for as long as the well continues to flow. • Не останавливать насосы до тех пор, пока скважина не перестанет проявлять.

PREPARATION AND PREVENTION ПОДГОТОВКА И ПРЕДОТВРАЩЕНИЕ FLOW CHECKS Проверка скважины на приток • Flow checks should be made every time a problem is suspected. • Каждый раз при возникновении сомнений или подозрений, следует проверять скважину на приток. • Each connection should be systematically flow checked while drilling in potential shallow gas zones. • Во время бурения зон с возможным поверхностно залегающим газом следует обязательно проверять скважину на приток после каждого наращивания.

PREPARATION AND PREVENTION ПОДГОТОВКА И ПРЕДОТВРАЩЕНИЕ MUD LOSSES Поглощение бурового раствора • Losses should be avoided. If losses are encountered they should be cured before drilling ahead unless under known condition and with the approval of higher management. • Следует избегать поглощений бурового раствора. Если же все таки наблюдается поглощение, его следует остановить до продолжения бурения, в противном случае бурение можно продолжать только при знании состояния скважины и с разрешения высшего руководства. • Large bit nozzles should be used to allow pumping of LCM and to permit high flow rates should diverting be required. • Следует использовать большие насадки для долота, которые позволили бы прокачивать материал для борьбы с поглощением и позволять большой расход раствора в случае, если потребуется отводное устройство.

PREPARATION AND PREVENTION ПОДГОТОВКА И ПРЕДОТВРАЩЕНИЕ MONITORING ACTIVE MUD SYSTEM Контроль активной системы бурового раствора • The mud pit volume and mud density must be continuously monitored. • Следует постоянно контролировать уровень приемной емкости и плотность бурового раствора. • All measuring instruments must be calibrated and in good condition to detect any change in active volume. • Все измерительные инструменты должны быть откалиброваны, они должны в хорошем техническом состоянии, чтобы выявлять любые изменения в активной системе бурового раствора. • The most reliable indicator generally remains the % flow sensor. • Самый надежный индикатор – датчик расхода, дающий показания в процентном соотношении. • If there is any inadequacy in the measuring instruments, extra personnel should be assigned to ensure adequate monitoring of mud volumes. • Если измерительные приборы дают неточные показания, следует привлечь дополнительный персонал, чтобы гарантировать тщательный и точный контроль объемов раствора.

Образование гидратов • Гидраты – смесь замершего газа и воды, которые могут вызывать осложнения на устье во время операций по управлению скважины. Гидраты могут образоваться, в случае, если: • Приток содержит газ и свободную воду; • Температура газа ниже температуры его конденсации; • На поверхности наблюдается низкая температура; • Притекший флюид находится под высоким давлением; • Наблюдаются резкие скачки давления; • При высоких давлениях гидраты могут образовываться при относительно высоких температурах 39

Образование гидратов • • Самая эффективна мера в данном случае – предотвратить образование гидратов, к ней относятся: Снижение содержания свободной воды благодаря использованию бурового раствора на основе нефти или соленасыщенного раствора; Поддержание как можно более высокой температуры на поверхности Впрыснуть гликоль в дроссельную линию и клапана дроссельной линии, чтобы предотвратить накопление гидратов. Для растворения гидратов используется метанол

Вопросы по гидратам • • Hydrates resemble snow/ice Гидраты по виду напоминают снег/лед True Верно • • Are found at the bottom of separators Их можно найти на дне газосепараторов False Неверно • • Hydrates float in water Гидраты не тонут в воде True Верно • • A pressure drop is required for hydrate formation Гидраты образуются в результате падения давления • • Temps below 0 Deg F (-18 C) are required Для образования гидратов необходима температура 0 F (-18 C) • • Commonly found downstream of chokes Как правило встречаются в линиях ниже дросселя • • Methanol can prevent hydrates Метанол предотвращает образование гидратов • • Methanol can dissolve hydrates Метанол может растворять гидраты • • Glycol can prevent hydrates Гликоль предотвращает образование гидратов False Неверно True Верно 41

Противовыбросовые устройства в составе КНБК -шаровые краны; - обратные клапаны (неизвлекаемые и сбрасываемые).

Основные узлы шарового крана для ведущей бурильной трубы

Основные узлы шарового крана для верхнего привода

Манифольд глушения и дросселирования

Дроссель и задвижка шиберная