для чего предназначен превентор плашечный малогабаритный с ручным управлением

Превентор плашечный малогабаритный

Диаметр проходного отверстия, мм. 25

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)..33,42,48,60,73,89

установка в корпусе превентора сменных элементов центратора (соответствующих типоразмеру унистняемых труб) позврляет обеспечивать устьевую труб относительно ствола скважины

буровой раствор и их смеси

Присоединительные размеры, мм

диаметр расположения шпилечных отверстий. 325

диаметр и количество шпилечных отверстий. 39×12

Габаритные размеры при закрытых плашках, мм :

СОСТАВ И КОМПЛЕКТНОСТЬ

1. ППМ состоит из следующих основных узлов и деталей (рис. 3.1.): цилиндра корпуса 1, плашки 6, сменного уплотнителя 7, обоймы центратора 17, сменных вкладышей 18, штока 8, уплотнительной гайки 11, штурвала 16.

УСТРОЙСТВО И ПРИНЦИП РАБОТЫ

1. Корпус ППМ (см.рис.3.1.) выполнен в виде крестовины сварного исполнения, который включает : цилиндр 1, верхний патрубок 2, нижний патрубок 3, присоединительные фланцы 4 и 5.

3. Обеспечение устьевой соооности 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 вкладышом 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 (см.рис.3.1.и рис.7.1.):

n закрывают трубные плашки устьевого превентора (стандартное ПВО);

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

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

n после установки соответствующего типоразмера уплотнителя 7, сборку производят в обратной последовательности;

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

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

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

И Н С Т Р У К Ц И Я

по применению запорной компоновки к малогабаритному превентору

1. Запорная компоновка предназначена для перекрытия канала насосно-компрессорных и бурильных труб при использовании в качестве ПВО малогабаритного превентора в процессе освоения, текущего и капитального ремонта скважин. Применение данной запорной компоновки допускается на скважинах с ожидаемым давлением на буфере не более 14 Мпа.

2. Запорная компоновка является универсальной и состоит из подъемного патрубка изготовленного из НКТ О89, О73 мм, пробкового проходного крана КППС-65x140xл, рабочей трубы (О73мм, О89мм) с длиной гладкой части не менее 1500мм, переводника под диаметр применяемых насосоно-компрессорных или бурильных труб. Длина переводника не регламентируется, фланцы и шпильки для крепления необходимо изготавливать из стали марки 45xí или 45xа. Наличие сварных соединений между патрубками НКТ и фланцами не допускается.

3. Применение рабочей трубы (Æ73мм, Æ89мм) обусловлено необходимостью избежать смены плашек превентора в процессе работы с комбинированным лифтом НКТ.

4. При работе, на скважине, запорная компоновка должна находиться на приемных мостках или рабочей площадке, кран должен находиться в открытом положении. В процессе работы должен быть установлен переводник под диаметр применяемых труб, а в случае комбинированного лифта рядом находится дополнительный переводник, под диаметр следующей ступени лифта. При смене диаметра поднимаемых из скважины труб необходимо произвести смену переводника.

5. Верхняя часть запорной компоновки (подъемный патрубок, КППС) должны быть окрашены в красный цвет. Окраска рабочей трубы не допускается. На запорной компоновке должен быть выбит номер, который указывается в паспорте.

8. При перерывах в работе, связанных с оставлением устья скважины, запорная компоновка должна быть навернута на трубы находящиеся в скважине, разгружена на элеватор устанавливаемый под верхнюю муфту рабочего патрубка запорной компоновки. После этого должны быть закрыты превентор и кран КППС с запорной компоновки.

Для регулирования давления применяется специальные задвижки – дроссельные задвижки (см. схему). Дроссельные задвижки могут быть ручного управления и дистанционного через гидравлическую систему.

1. Малов Е.А., Дадонов Ю.А., Ефименко В.И. и др. Правила безопасности в нефтяной и газовой промышленности. РД 08-200-98.-Москва.-1998.

2. Блохин О.А., Иогансен К.В., Рымчук Д.В. Предупреждение возникновения и безопасная ликвидация открытых газовых фонтанов. М.: Недра, 1991.

3. Дадонов Ю.А., Ефименко В.И. и др. Инструкция по предупреждению газонефтеводопроявлений и открытых фонтанов при строительстве и ремонте скважин в нефтяной и газовой промышленности. РД 08-254-98.-Москва.-1999.

4. Кутепов А.И., Василенко В.И., Нагайцев В.Ф. Методические указания по обучению рабочих бригад бурения и ремонта скважин первоочередным действиям при газонефтепроявлениях.

5. Бабаян Э.В., Горский В.Т. Методика обучения по курсу «Управление скважиной при газонефтеводопроявлениях», Краснодар, 1988.

6. Правила ведения ремонтных работ в скважинах, РД 153-39-023-97, Москва, 1998.

7. Кутепов А.И., Кателла С.А., Федотов И.И. и др. Справочник-каталог по оборудованию и

инструменту для предупреждения и ликвидации фонтанов. М.: Недра, 1981.

8. Бабаян Э.В., Куксов А.К., Валик А.П. Технология управления скважиной при

газонефтеводопроявлениях в различных горно-геологических условиях. РД 39-0147009-544-

87, Краснодар, ВНИИКРнефть, 1988.

9. Терентьев Ю.Г., Куксов А.К., Росяной Ю.С., Старьков В.Ф. Методика глушения скважин

при газонефтеводопроявлениях. Краснодар, ВНИИКРнефть, 1984.

10. Мнацаканов А.В., Акатьев В.А. Инструкция по одновременному производству буровых работ, освоению и эксплуатации скважин на кусте. М., 1996.

11. Информационные письма об открытых фонтанах и газонефтеводопроявлениях, произошедших на месторождениях Западной Сибири. Сургут-16, 1993-1998. ЗСПФВЧ

13. Инструкция по предупреждению возникновения нефтегазоводопроявлений и открытых фонтанов при освоении и испытании, капитальном и текущем ремонте нефтяных и газовых скважин. Сургут, 1996, ЗСПФВЧ.

14. Схемы обвязки устья скважин противовыбросовым оборудованием при бурении скважин и освоении, текущем и капитальном ремонте скважин. Стрежевой, 1999, предприятия ОАО»ТН» ВНК.

17. Shaffer A Varco Company. Модель универсального превентора с болтовым креплением крышки. 1995.

18. Shaffer A Varco Company. Штуцерный манифольд для глушения скважин. Руководство по эксплуатации. 1996.

19. Shaffer A Varco Company. Противовыбросовый превентор с ручным и гидравлическим приводом, 1994.

20. Shaffer A Varco Company. Установка для капитального ремонта скважин. 1996.

Источник

Для студентов 4Э1,2 Лекция №15

Изучить лекцию№15 Ответить на контрольные вопросы, выполнить тест.

Тема: Назначение, типовые схемы, основные параметры и конструкции превенторов

Превентор, или BOP (Blow Out Preventer) находится в устье скважины, в подвышечном основании буровой вышки. Чаще всего этот компонент не виден из-за нагромождений буровой вышки, но пожалуй это один из самых важных компонентов на буровой вышке, т.к. именно он не только сохранит буровую вышку от пожара, но и жизни людей, находящихся на вышке.

Плашечные превенторы предназначены для герметизации устья при наличии или отсутствии в скважине труб. Применяются для эксплуатации в умеренном и холодном макроклиматических районах.

По количеству секций превенторы плашечные бывают:

С помощью плашечных превенторов выполняют следующие операции:

— герметизацию устья при наличии и отсутствии бурильного инструмента в скважине;

— срезание колонны труб (при установке превентора со срезающими плашками);

— проворачивание и расхаживание колонны труб на гладкой части трубы по длине от муфты до муфты (при контролируемом давлении в камере закрытия);

— разгрузка колонны труб на плашки и удерживание колонны плашками от выброса (при возрастании давления в скважине);

— спуск или подъем части колонны при загерметизированном устье скважины в случае установки двух плашечных превенторов (метод шлюзования);

— восстановление циркуляции промывочной жидкости с противодавлением на пласт;

— быстрое снижение давления в скважине;

— закачку бурового раствора обратным способом (через затрубное пространство).

Система обозначения

Пример условного обозначения ППГ-350х35К2.

—плашечный превентор

-условным диаметром прохода 350 мм

— рабочее давление 35 МПа

Установлена следующая система обозначения плашечного превентора:

üтип превентора и вид привода

-ППГ (плашечный с гидроприводом),

-ППР (плашечный с ручным приводом),

-ППС (плашечный с перерезывающими плашками);

-ПМТ- (превентор малогабаритный трубный)

Для работы превентора существует три вида плашек:

— трубные — для герметизации скважины при наличии в ней колонны труб;

— срезные — для герметизации скважины при отсутствии труб, при наличии — колонна труб срезается;

— глухие — для герметизации скважины при отсутствии труб.

Открытие и закрытие плашек осуществляется посредством гидравлической жидкости подаваемой под давлением в полости цилиндров. Также предусмотрена возможность закрытия плашек вручную, с помощью специального штурвала.

Превентор с гидроуправлением

Превентор состоит из корпуса, боковых крышек с гидроцилиндрами и плашек.

Корпус превентора снабжен горизонтальной сквозной полостью для размещения плашекСнаружи полость закрывается боковыми крышками 4, которые крепятся к корпусу болтами 3. Стыки крышек с корпусом уплотняются резиновыми прокладками 2, установленными в канавках крышек. Используются и откидные крышки, шарнирно соединяемые с корпусом. Для предотвращения примерзания плашек в корпус превентора встраиваются трубки 10 для подачи пара в зимнее время. На боковых торцах крышек посредством шпилек крепятся гидроцилиндры 5 двустороннего действия для закрытия и открытия превенторов. Усилие, создаваемое гидроцилиндром, должно быть достаточным для закрытия превентора при давлении на устье скважины, равном рабочему давлению превентора.

Штоки поршней 7 снабжены Г-образным выступом для соединения с оправкой плашек. Под давлением рабочей жидкости, нагнетаемой из коллектора 8по трубкам9 в наружные полости гидроцилиндра, поршни перемещаются во встречном направлении и плашки закрывают проходное отверстие превентора. При нагнетании рабочей жидкости во внутренние полости гидроцилиндров плашки раздвигаются и открывают проходное отверстие превентора. Поршни и штоки, а также неподвижные соединения гидроцилиндров уплотняются резиновыми кольцами

Плашечные превенторы с ручным управлением

Рисунок 2-превенторы с ручным управлением.

• одинарный типа ПП- 180×21(35) • сдвоенный типа ППР2-230х21

Технические характеристики плашечных превенторов

Основные показатели надежности плашечного превентора обеспечиают 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

Таблица 1- Технические характеристики плашечных превенторов

Диаметр условный проходного отверстия, мм

Рабочее давление МПа: пробное в системе гидроуправления

Диаметр условных труб, уплотняемый плашками, мм

Нагрузка на плашки, кН (тс): от массы колонны труб выталкивающая

Габаритные размеры (длина, ширина,высота), мм

Универсальные превенторы

Универсальные превенторы ПУГ обладают более широкими возможностями. Они герметизируют устье скважины при наличии и отсутствии в ней подвешенной колонны труб и вместе с тем позволяют, сохраняя герметичность устья скважины, проворачивать бурильную колонну и протаскивать трубы вместе с муфтами и бурильными замками. Универсальный превентор кольцевой способен герметизировать устье скважины независимо от диаметра и геометрической формы уплотняемого предмета. Корпус 17 представляет собой стальную отливку ступенчатой цилиндрической формы с опорным фланцем и шпильками 19 для крепления превентора, проушинами 10 для его подвески при монтажно-демонтажных работах и транспортировке.

Рисунок 3– Универсальный превентор ПУГ

В корпусе превентора кольцевого ПУГ располагаются полый ступенчатый поршень 9, резинометаллическая уплотнительная манжета 5 и предохранительная втулка 14. Уплотнительная манжета, имеющая форму усеченного конуса с осевым отверстием, контактирует с конусным отверстием поршня и упирается в крышку 2, снабженную проходным отверстием и прямоугольной резьбой для свинчивания с корпусом превентора. Крышка уплотняется манжетой 4 и фиксируется в затянутом состоянии стопорным болтом 3. Глухие резьбовые отверстия на опорном фланце крышки предназначены для шпилек 1, используемых для крепления фланцевой катушки противовыбросового оборудования. Кольцевые канавки на опорных фланцах корпуса и крышки предназначены для металлических уплотнительных колец 18. Между корпусом, крышкой и поршнем образуются полости А и Б, сообщающиеся посредством штуцеров 8 и 13 и трубопроводов с гидравлической системой управления противовыбросовым оборудованием. При нагнетании масла из системы гидроуправления в полость Б поршень перемещается вверх и внутренним конусом сжимает уплотнительную манжету в радиальном направлении. В результате деформации проходное отверстие манжеты оказывается полностью закрытым. При наличии инструмента манжета обжимает его и перекрывает сечение между превентором и инструментом. Давление нагнетаемого в превентор ПУГ масла устанавливается регулирующим клапаном системыгидроуправления. Для устранения утечек, масла используются самоуплотняющиеся манжеты 6, 7, 11, 12, 15, 16 и уплотнительные кольца 18. Уплотнительная манжета удерживается в закрытом состоянии усилием, создаваемым устьевым давлением в скважине на площадь поршня в полости В превентора. Превентор универсальный кольцевой ПУГ открывается в результате нагнетания масла в полость А и при одновременном сливе из полости Б. Под давлением масла в полости А поршень перемещается вниз и освобождает манжету, которая разжимается благодаря собственной упругости. Расчетное время закрытия универсального, превентора не должно превышать 30 с. Управление универсальным превентором ПУГ – дистанционное гидравлическое.

Конструктивные особенности:

Вращающийся превентор

Рисунок 4- Вращающийся превентор ПВ-156´320:

1 — корпус; 2 — остов манжеты; 3 — манжета; 4 — фланец; 5 — нажимная пластина; 6 — по­верхность опоры; 7 — уплотнитель; 8 — присоединительная крышка опоры; 9 — направляю­щая; 10 — корпус вращающегося узла;

11 — роликовый подшипник; 12 — опорные кольца; 13 — шариковый подшипник; 14 — втулка; 15 — вращающаяся втулка

В процессе герметизации устья бурящейся скважины часто требуется про­водить вращение и расхаживание бурильной колонны, а также спуско-подъемные операции с целью предотвращения прихвата и прилипания бурильного инструмента к стенке скважины. Плашечные и универсальные превенторы для этих действий не предусмотрены и для того, чтобы приподнять инструмент на длину одной бурильной трубы, следует раздвигать плашки плашечного превен­тора или отжимать массивное резиновое кольцо в универсальном превенторе, нагнетая масло, в верхнюю распорную камеру.

В настоящее время разработаны и выпускаются вращающиеся превенторы, предназначенные для постоянной герметизации устья скважины вокруг ведущей и бурильной труб, замкового соединения и УБТ. При наличии превентора можно расхаживать, проворачивать и вращать инструмент, поднимать буриль­ные трубы и УБТ. Основной узел превентора — резиновый- элемент, который имеет специальную форму, позволяющую протаскивать инструмент вверх или вниз через уплотнение. При протаскивании инструмента уплотнение подвергает­ся значительному износу, его износостойкость зависит от скорости подъема и наружной поверхности труб, бурильного замка и других факторов. Вращающийся превентор предназначен главным образом для вращения бу­рильной колонны труб в процессе газонефтепроявления. Уплотнитель состоит из металлического основания и резиновой части и прикреплен к стволу при помо­щи байонетного соединения и специального болта.

Уплотнитель выпускается с одной цилиндрической уплотняющей поверхностью или с двумя (квадрат­ный) — для уплотнения ведущей трубы по ее граням. Вращающийся превёнтор позволяет бурить с обратной промывкой, с продувкой забоя газообразным агентом или аэрированным раствором, с равновесной системой гидростатического давления на пласт, вскрывать и опробовать пласты с высоким давлением.

Вращающиеся превенторы выпускаются четырех типоразмеров. Вращающийся превентор состоит из корпуса, пневмоцилиндра, упора, съем­ного патрона с уплотнителем, вкладыша (зажима) под рабочую трубу, пульта пневматического и ручного управления.

Вращающийся превентор (рис. 4) состоит из корпуса 7, неподвижного патрона 4 и вращающегося ствола 6. В отличие от плашечного и универсального превенторов, имеющих гидравличе­ский привод, во вращающемся превенторе используется самоуп­лотняющаяся манжета 9, которая обжимает обхватываемую часть бурильной колонны под действием собственной упругости и дав­ления на устье скважины. Литой корпус 7 из легированной стали снабжен, опорным фланцем для соединения с плашечным или универсальным превентором и боковым отводом для присоедине­ния к циркуляционной системе буровой установки.

Вращающийся превентор монтируется с плашечными превенторами. Корпус превентора необходимо устанавливать так, чтобы пазы его байонетного соединения были параллельны или перпен­дикулярны мосткам буровой.

Контрольные вопросы:

1.Что такое превентори егоосновная функция;

2.Перечислить операции которые можно осуществитьс помощью плашечных превенторов;

3.Расшифровать маркировку превентора :

ППГ-180х21 ППР2-180х21 ППГ2-180х21 ППР-180х21 ППГ2-180х35 ППР-180х35 ППГ-180х35 ППР2-180х35 ПУГ-180х35 ППР-230х35 ППГ2-180х70 ППР2-180х70 ППР-180х70 ППГ-180х70 ПУГ 230х35 (70) ППГ-230х35 ПУГ-230х35 (70) ППГ-230х70 ППР-230х70 ПУС 230х70 ПУГ-350х35 (70) ППГ-2350х35 ППР-350х35 ПМШЗ-62х21; ПУГ-350х35 (70) ППГ-350х70 ППР-350х70 ПУС 350х70 ППГ-425х21 ПУГ-425х21 ППР-425х21 ППГ-150х21; ППГ-150х35; ППГ2-150х21; ППГ2-150х35 ППР-60х21; ППР-150х21; ППР2-150х35; ППР2-150х21; ППР-150х35; ПП-180х35;2ПШСЗ-62х21; 2ППР-125х70; ПК-156х21; ПМТ-80х21; ПМТ1.2-80х21; ПМТ-125х21; ПМТ2-125х21; ППМ-125х21; ПМТ2-156х21; ПП-160х35; ПП-160х21; ПП2-160х21; ПП2-160х35; ПП-180х21; ПП2-180х21; ПП2-180х35; ПП2-180х70; ППР2.1-160х21; ППР2.2-160х21; ППР2.3-160х21; ППР2.4-160х21; ПМК1-160х21; ПМК2-160х21; ПМК3-160х21; ПМК4-160х21; ПМТР1.1

4.Назватьвиды плашек и случаи их применения;

5.Назвать узлы и принцип действия плашечного превентора;

6.Назвать узлы и принцип действия универсального превентора;

7.Назвать узлы и принцип действия вращающегосяпревентора;

Источник

Превентор плашечный малогабаритный

Превентор плашечный малогабаритный ППМ-125×25 (далее ППМ) предназначен для предотвращения и ликвидации нефтегазопроявлений ( далее – НГВП ) путем герметизации устья скважины при ппроведении аварийных работ.

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 …… 16 мм, либо их отсутствии.

ППМ предназначен для эксплуатации в макроклиматических районах с умеренным и холодным климатом по ГОСТ 16350-80, климатическое исполнение – УЧЛ, категория размещения – I по ГОСТ 15150-69.

Диаметр проходного отверстия, мм……………………25

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)..33,42,48,60,73,89

Рабочая среда…………………………… нефть, газ, газоконденсат,вода, раствор СаСl2,буровой раствор и их смеси

Температура рабочей среды…….. от минус 10С до плюс 100С

Присоединительные размеры, мм

Габаритные размеры при закрытых плашках, мм :

СОСТАВ И КОМПЛЕКТНОСТЬ

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

Устройство и принцип работы превентора.

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.

Внутри цилиндра 1 подвижно установлены плашки 6 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 попорота 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.

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

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

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.

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

Применение запорной компоновки к малогабаритному превентору

Запорная компоновка предназначена для перекрытия канала насосно-компрессорных и бурильных труб при использовании в качестве ПВО малогабаритного превентора в процессе освоения, текущего и капитального ремонта скважин. Применение данной запорной компоновки допускается на скважинах с ожидаемым давлением на буфере не более 14 Мпа.

Запорная компоновка является универсальной и состоит из подъемного патрубка изготовленного из НКТ О89, О73 мм, пробкового проходного крана КППС-65x140xл, рабочей трубы (О73мм, О89мм) с длиной гладкой части не менее 1500мм, переводника под диаметр применяемых насосоно-компрессорных или бурильных труб. Длина переводника не регламентируется, фланцы и шпильки для крепления необходимо изготавливать из стали марки 45xí или 45xа. Наличие сварных соединений между патрубками НКТ и фланцами не допускается.

Применение рабочей трубы (Æ73мм, Æ89мм) обусловлено необходимостью избежать смены плашек превентора в процессе работы с комбинированным лифтом НКТ.

При работе, на скважине, запорная компоновка должна находиться на приемных мостках или рабочей площадке, кран должен находиться в открытом положении. В процессе работы должен быть установлен переводник под диаметр применяемых труб, а в случае комбинированного лифта рядом находится дополнительный переводник, под диаметр следующей ступени лифта. При смене диаметра поднимаемых из скважины труб необходимо произвести смену переводника.

Верхняя часть запорной компоновки (подъемный патрубок, КППС) должны быть окрашены в красный цвет. Окраска рабочей трубы не допускается. На запорной компоновке должен быть выбит номер, который указывается в паспорте.

При перерывах в работе, связанных с оставлением устья скважины, запорная компоновка должна быть навернута на трубы находящиеся в скважине, разгружена на элеватор устанавливаемый под верхнюю муфту рабочего патрубка запорной компоновки. После этого должны быть закрыты превентор и кран КППС с запорной компоновки.

Для регулирования давления применяется специальные задвижки – дроссельные задвижки (см. схему). Дроссельные задвижки могут быть ручного управления и дистанционного через гидравлическую систему.

Источник