Противовыбросовое оборудование

Қысқаша негізгісі

ПВО — верхняя часть второго барьера: превенторы, линии дросселирования и глушения с манифольдами, станция гидроуправления, запорные устройства бурильной колонны. Оно не только закрывает скважину, но и позволяет вести глушение.
Универсальный превентор обжимает резиновым уплотнителем трубу любой формы и позволяет протаскивать колонну под давлением. Плашечные часто рассчитаны на более высокое давление, но каждая пара плашек делает одно: трубные закрываются на трубе своего диаметра, глухие — на пустом стволе, срезающие режут трубу.
В сборке универсальный превентор стоит сверху, плашечные — под ним. Флюид выходит через отвод ниже закрытого элемента в линию дросселирования; через линию глушения раствор закачивают в закрытую скважину.
Рабочее давление выбирают по наибольшему ожидаемому давлению на устье — пластовое давление минус столб газа — и берут ближайшую большую ступень: 14, 21, 35, 70, 105 МПа. То же рабочее давление должны иметь все элементы обвязки, к которым может прийти давление скважины, — до дросселей манифольда включительно.
Превенторы закрывает энергия, запасённая в гидроаккумуляторах под давлением азота. Полезный объём жидкости в баллоне — около половины его объёма по изотермическому расчёту и заметно меньше при быстром разряде.
На малых глубинах под направлением скважину не закрывают, а отводят поток дивертором: порода под неглубоким башмаком не выдержит давления закрытой скважины.

Негізгі қатынастар

p_{\text{у}} = p_p - 0{,}00981\,\rho_{\text{г}}\,h

наибольшее ожидаемое давление на устье: скважина закрыта и заполнена газом (МПа, г/см³, м)

p_{\text{упр}} \ge \dfrac{p_{\text{скв}}}{K_{\text{з}}}, \qquad K_{\text{з}} = \left(\dfrac{d_{\text{п}}}{d_{\text{ш}}}\right)^2

давление управления, нужное, чтобы закрыть плашки при давлении в скважине

V_{\text{пол}} = V_{\text{б}}\,p_0\left(\dfrac{1}{p_{\min}} - \dfrac{1}{p_{\text{раб}}}\right)

полезный объём жидкости гидроаккумулятора; давления абсолютные, температура постоянна

\Delta p = \dfrac{\rho\,q^2}{2\,C_d^2 A^2}

перепад давления на дросселе при течении жидкости

Жиі қателіктер

Считать, что трубные плашки закроются на замке, ведущей трубе или трубе другого диаметра.
Судить о допустимом давлении закрытой скважины по превентору, а не по самому слабому элементу оболочки.
Подставлять в расчёт гидроаккумулятора манометрические давления или считать полезным весь объём баллона.
Полагаться на обратный клапан в бурильной колонне и не держать на рабочей площадке открытый шаровой кран.
Закрывать скважину при проявлении из-под направления, где нужен отвод потока.

Сабақтан кейін сіз

объяснить роль ПВО как части второго барьера и перечислить, что оно должно уметь: закрыть скважину на любой трубе и без неё, выпускать и закачивать флюид под давлением;
описать устройство и возможности универсального и плашечного превенторов и назначение трубных, глухих и срезающих плашек;
прочитать схему сборки превенторов и объяснить расположение плашек, отводов, линий дросселирования и глушения;
выбрать рабочее давление ПВО по наибольшему ожидаемому давлению на устье;
объяснить назначение дроссельного манифольда, сепаратора бурового раствора и станции гидроуправления и оценить полезный объём гидроаккумулятора;
назвать устройства, перекрывающие бурильную колонну изнутри, и объяснить, зачем нужен дивертор.

Второй барьер: что должно уметь ПВО

Пока давление столба раствора выше порового, скважину удерживает первичный барьер (первичный и вторичный контроль). ПВО нужно на тот случай, когда он не удержал: приток начался, и ствол надо перекрыть на устье. Но просто «заткнуть» скважину недостаточно. Пластовый флюид предстоит вымыть, а раствор заменить более тяжёлым (Глушение скважины после проявления), поэтому оборудование должно и закрывать скважину, и позволять управлять давлением в ней.

закрыть кольцевое пространство вокруг любой трубы, которая находится в устье: бурильной, утяжелённой, обсадной, ведущей;
перекрыть ствол целиком, когда труб в нём нет;
в крайнем случае срезать трубу и перекрыть ствол;
выпускать флюид из закрытой скважины через регулируемое сопротивление — дроссель, сохраняя заданное давление;
давать возможность закачивать раствор в закрытую скважину — и через бурильную колонну, и мимо неё;
удерживать вес колонны и позволять спускать или поднимать трубы под давлением;
срабатывать быстро и независимо от электроснабжения буровой.

Один превентор всего этого не умеет, и любой элемент может отказать. Поэтому превенторы разных типов ставят один на другой — получается сборка превенторов (BOP stack), которая даёт и набор возможностей, и резерв. На суше и на стационарных платформах сборка стоит на колонной головке под полом буровой; на плавучих установках — на морском дне (см. раздел для углублённого изучения).

ПВО — только верхняя часть оболочки, которая удерживает давление закрытой скважины. Ниже идут колонная головка, обсадная колонна с цементом и порода под её башмаком. Допустимое давление задаёт самое слабое звено: при бурении чаще всего это порода под башмаком, и ей соответствует максимально допустимое давление на устье в затрубье — MAASP (испытание под башмаком). Прочность колонны рассчитывают на те же случаи, что и ПВО (Расчёт обсадных колонн).

Урок — не инструкция

Урок объясняет устройство и назначение противовыбросового оборудования. Он не заменяет инструкций и не описывает порядок действий: состав оборудования, его испытания, закрытие скважины и глушение на реальном объекте определяют проект, правила безопасности и утверждённые на предприятии процедуры, а работают с ПВО специалисты, прошедшие сертифицированное обучение по управлению скважиной. Данные примеров условные.

Универсальный превентор

В корпусе универсального превентора (annular preventer) лежит массивное резиновое кольцо — уплотнитель, армированный стальными вставками, а под ним кольцевой поршень с конической поверхностью. Когда под поршень подают давление, он поднимается и сжимает уплотнитель. Резине некуда деваться, кроме как внутрь, и она обжимает всё, что находится в проходе.

Закрывается на чём угодно. Бурильная труба, замок, утяжелённая или обсадная труба, ведущая труба квадратного или шестигранного сечения, кабель — уплотнитель принимает форму предмета. В крайнем случае он перекрывает и пустой ствол, но резина при этом сильно изнашивается.
Пропускает трубы под давлением. Через закрытый уплотнитель можно медленно протаскивать колонну вместе с замками (stripping): давление закрытия для этого снижают, чтобы резина расступалась перед замком и смыкалась за ним.
Обычно его закрывают первым. Не нужно заботиться о том, труба какого диаметра или замок оказались напротив уплотнителя.

За универсальность приходится платить. Рабочее давление универсального превентора часто ниже, чем у плашечных превенторов той же сборки. Закрывается он медленнее, потому что требует больше рабочей жидкости. Уплотнитель изнашивается, особенно при протаскивании и вращении труб, поэтому его регулярно осматривают и меняют. Давление закрытия подают через отдельный регулятор и подбирают по данным изготовителя: слишком высокое давление быстро разрушает резину, слишком низкое не даёт герметичности.

Плашечные превенторы

В корпусе плашечного превентора (ram preventer) навстречу друг другу движутся две стальные плашки с резиновыми уплотнениями; каждую толкает свой гидравлический поршень. Сомкнувшись, плашки перекрывают проход. Что именно они перекроют, зависит от формы плашек, поэтому в сборке стоит несколько превенторов с разными плашками.

СызбаЧем перекрывают ствол, вид сверху. Уплотнитель универсального превентора обжимает трубу со всех сторон. Трубные плашки имеют вырез под трубу одного диаметра, глухие смыкаются по плоскости, срезающие режут трубу клиновидным ножом. Оранжевым показана резина уплотнений и режущая кромка. Схема не в масштабе.

Трубные плашки (pipe rams): с полукруглым вырезом под трубу определённого наружного диаметра. Герметизируют кольцевое пространство, только если напротив них гладкая часть трубы этого диаметра: на замке, ведущей или утяжелённой трубе они не закроются. Когда меняют диаметр труб, меняют и плашки.
Плашки с переменным проходом (variable-bore rams): уплотнение с подвижными стальными сегментами закрывается на трубах в некотором диапазоне диаметров. Удобны при колонне из труб разного размера, но ресурс и нагрузка, которую можно на них опереть, меньше, чем у обычных трубных.
Глухие плашки (blind rams): с плоскими торцами, перекрывают пустой ствол. Если закрыть их на трубе, они сомнут её, но ствол не загерметизируют.
Срезающие плашки (shear rams): с ножами: срезают тело бурильной трубы. Глухие срезающие плашки после этого ещё и герметизируют ствол. Это последнее средство; замок и утяжелённую трубу такие плашки, как правило, не перережут, поэтому перед срезанием колонну устанавливают так, чтобы напротив ножей была гладкая труба.

Плашка уплотняется спереди — по трубе или по второй плашке — и сверху, по корпусу. Давление скважины попадает в полость за плашкой и под неё и дополнительно прижимает её вперёд и вверх: чем выше давление, тем плотнее уплотнение. Отсюда два следствия. Во-первых, обычный плашечный превентор держит давление только снизу. Во-вторых, закрытые плашки можно запереть механическим замком, и они останутся закрытыми, даже если пропадёт давление управления.

На закрытые трубные плашки можно опереть колонну: её приспускают, пока замок не сядет на плашки, и вес труб передаётся на сборку (hang-off). Так поступают перед срезанием трубы и на плавучих установках перед отсоединением от устья. Чтобы уменьшить высоту сборки, две или три пары плашек размещают в одном корпусе — получается сдвоенный или строенный превентор. В корпусах под плашками часто делают боковые отводы для линий манифольда.

Чтобы закрыть плашки, поршню нужно преодолеть давление скважины. Оно действует на шток плашки, который проходит из корпуса в гидроцилиндр, и выталкивает его наружу. Отношение площадей поршня и штока называют коэффициентом закрытия (closing ratio).

Коэффициент закрытия плашечного превентора

K_{\text{з}} = \frac{A_{\text{п}}}{A_{\text{ш}}} = \left(\frac{d_{\text{п}}}{d_{\text{ш}}}\right)^2, \qquad p_{\text{упр}} \ge \frac{p_{\text{скв}}}{K_{\text{з}}}

мұндағы:

$K_{\text{з}}$ коэффициент закрытия, —
$A_{\text{п}},\ d_{\text{п}}$ площадь и диаметр поршня гидроцилиндра, мм², мм
$A_{\text{ш}},\ d_{\text{ш}}$ площадь сечения и диаметр штока плашки, мм², мм
$p_{\text{упр}}$ давление рабочей жидкости в гидроцилиндре (давление управления), МПа
$p_{\text{скв}}$ давление в скважине под превентором, МПа

Бірліктер: любые одинаковые единицы давления и длины

Мына жағдайда орындалады

баланс сил на штоке: давление скважины выталкивает его с силой $p_{\text{скв}} A_{\text{ш}}$ , поршень толкает с силой $p_{\text{упр}} A_{\text{п}}$ ;
трение уплотнений и усилие на сжатие резины не учтены: в действительности давление нужно больше;
срезание трубы требует намного большего усилия; его оценивают по данным изготовителя для конкретной трубы.

Чем больше поршень по сравнению со штоком, тем меньшим давлением управления можно закрыть превентор при том же давлении в скважине. После закрытия давление скважины уже помогает удерживать плашки.

Есептеу мысалыКакое давление управления закроет плашки

Бастапқы деректер (шартты)

Диаметр поршня гидроцилиндра: 330 мм
Диаметр штока плашки: 125 мм
Давление в скважине: 35 МПа и 70 МПа
Давление управления после регулятора: 10,3 МПа (1500 psi)

Шешім

Коэффициент закрытия: $K_{\text{з}} = (330/125)^2 = 6{,}97$ .
Необходимое давление управления: $35/6{,}97 = 5{,}0$ МПа и $70/6{,}97 = 10{,}0$ МПа.
Проверка силами при 70 МПа: скважина выталкивает шток с силой $70\cdot\frac{\pi}{4}\cdot 125^2 = 859$ кН, поршень при 10,3 МПа развивает $10{,}3\cdot\frac{\pi}{4}\cdot 330^2 = 881$ кН.

Жауап: При 35 МПа в скважине плашки закроет давление управления около 5,0 МПа, при 70 МПа нужно не меньше 10,0 МПа — почти всё давление после регулятора.

Бұл нені білдіреді. При 70 МПа запаса почти нет: сила поршня превышает выталкивающую всего на 2,6 %, а ведь нужно ещё преодолеть трение и сжать резину. Поэтому в станции управления предусмотрена подача на плашечные превенторы полного давления гидроаккумуляторов в обход регулятора. Для срезания трубы его используют почти всегда. Данные примера условные.

Сборка превенторов и её обвязка

Превенторы собирают на колонной головке в определённом порядке, а между ними или в их корпусах делают боковые отводы. К отводам подключают две линии высокого давления. По линии дросселирования (choke line) флюид выходит из закрытой скважины к дроссельному манифольду. По линии глушения (kill line) насосы закачивают раствор в закрытую скважину, когда качать через бурильную колонну нельзя. Отводы на сборке может давать отдельная деталь — крестовина (drilling spool).

СызбаПример сборки превенторов наземного устья и её обвязки. Сверху вниз: универсальный превентор, трубные плашки, глухие срезающие плашки, крестовина с отводами, нижние трубные плашки, колонная головка. Скважина закрыта верхними трубными плашками: раствор с флюидом притока выходит через отвод крестовины в линию дросселирования, проходит дроссель манифольда и попадает в сепаратор, где газ отделяется и уходит на факел. Слева — линия глушения от насосов. Схема не в масштабе.

Единственно правильной компоновки нет: расположение плашек и отводов — всегда компромисс. Но соображения, по которым его ищут, общие.

Универсальный превентор — сверху. Его уплотнитель изнашивается быстрее всего, и заменить его можно, закрыв плашки под ним.
Отвод — под закрытым элементом. Флюид выходит из скважины ниже того превентора, которым она закрыта, поэтому под каждым превентором, которым собираются глушить, нужен свой отвод.
Нижние плашки — резерв. Ниже самых нижних плашек отводов стараются не делать: утечку в таком отводе уже нечем отсечь. По той же причине через боковые отводы колонной головки не циркулируют — они только на крайний случай.
Расстояния между плашками. Над нижними трубными плашками должно хватать места, чтобы посадить на них замок и срезать гладкую трубу выше. А если между двумя трубными плашками помещается замок, колонну можно протаскивать, открывая плашки по очереди, когда универсальный превентор неисправен.
Меньше соединений — меньше мест утечки. Отводы в корпусах превенторов избавляют от крестовины и пары фланцев; зато крестовина отводит размывающий поток от корпуса превентора и даёт место между плашками.
Положение глухих плашек. Если глухие срезающие плашки стоят над нижними трубными, а между ними есть отвод, колонну можно подвесить на нижних плашках, отсоединить или срезать трубу выше них и закрыть ствол глухими плашками. Через линию глушения тогда остаётся доступ к бурильной колонне: в неё можно закачивать раствор, даже когда оборудование на полу буровой вышло из строя. Выход из затрубного пространства при этом возможен только ниже нижних плашек — поэтому полностью отказаться от отводов под ними удаётся не всегда.

На каждом отводе ставят две задвижки подряд. Ближнюю к сборке держат открытой и закрывают, только чтобы отсечь линию при неисправности. Дальней, обычно с гидроприводом и дистанционным управлением, пользуются в работе. На линии глушения дополнительно ставят обратный клапан: он не выпустит флюид из скважины, если линия разрушится. Линию глушения с её задвижками и клапаном в отечественных схемах называют блоком глушения.

Сборку удобно описывать кодом, в котором элементы перечислены снизу вверх. Запись 10M – 13⅝ – RSRRA означает: рабочее давление 10 000 psi (69 МПа), проход 13⅝ дюйма (346 мм), снизу вверх — одинарный плашечный превентор (R), крестовина (S), два плашечных превентора (R, R) и универсальный (A). Это сборка с рисунка. Сдвоенный плашечный превентор обозначают Rd, строенный — Rt, вращающийся превентор для бурения с герметизированным устьем — G.

Типичный состав сборки по рабочему давлению

Рабочее давление: 14 МПа (2000 psi)
Состав сборки: универсальный превентор либо сдвоенный плашечный (трубные и глухие плашки); для неглубоких интервалов

Рабочее давление: 21–35 МПа (3000–5000 psi)
Состав сборки: универсальный превентор и два плашечных — с трубными и глухими плашками

Рабочее давление: 70–105 МПа (10 000–15 000 psi)
Состав сборки: универсальный превентор и три плашечных — два с трубными плашками и один с глухими или срезающими

Рабочее давление	Состав сборки
14 МПа (2000 psi)	универсальный превентор либо сдвоенный плашечный (трубные и глухие плашки); для неглубоких интервалов
21–35 МПа (3000–5000 psi)	универсальный превентор и два плашечных — с трубными и глухими плашками
70–105 МПа (10 000–15 000 psi)	универсальный превентор и три плашечных — два с трубными плашками и один с глухими или срезающими

По рекомендуемой практике API RP 53 в редакциях, действовавших до 2012 года, когда её сменил стандарт API Standard 53. В странах СНГ типовые схемы обвязки и основные параметры задаёт ГОСТ 13862. Состав сборки для конкретной скважины определяют проект и действующие правила безопасности.

Рабочее давление

Главный параметр ПВО — рабочее давление (rated working pressure): наибольшее давление, при котором оборудование разрешено эксплуатировать. Его выбирают по худшему правдоподобному случаю — скважина закрыта и заполнена газом от самого напорного пласта до устья. Столб газа лёгкий, поэтому давление на устье лишь немного меньше пластового.

Наибольшее ожидаемое давление на устье

p_{\text{у}} = p_p - \rho_{\text{г}}\,g\,h

мұндағы:

$p_{\text{у}}$ наибольшее ожидаемое давление на устье (maximum anticipated surface pressure), Па
$p_p$ наибольшее поровое давление в интервале, который бурят с этим оборудованием, Па
$\rho_{\text{г}}$ средняя плотность газа в стволе, кг/м³
$h$ глубина пласта по вертикали, м
$g$ ускорение свободного падения, м/с²

Бірліктер: СИ; давления избыточные

Мына жағдайда орындалады

скважина закрыта и от пласта до устья заполнена газом; плотность газа берут с запасом в меньшую сторону;
поровое давление — по верхней границе прогноза;
если порода под башмаком заведомо разорвётся раньше, давление ограничено давлением гидроразрыва, взятым с запасом вверх, за вычетом столба газа до башмака (тот же расчётный случай для обсадной колонны).

Рабочее давление ПВО должно быть не меньше этого значения. Берут ближайшую большую стандартную ступень: «почти хватает» означает переход на следующую.

Басқа бірліктер жүйелерінде (2)

Метрические единицы

p_{\text{у}}\,[\text{МПа}] = p_p - 0{,}00981\,\rho_{\text{г}}\,[\text{г/см}^3]\;h\,[\text{м}]

давления — МПа, плотность — г/см³, глубина — м.

0,00981 МПа — давление столба жидкости плотностью 1 г/см³ высотой 1 м.

Промысловые единицы (oilfield)

p_{\text{у}}\,[\text{psi}] = p_p - 0{,}052\,\rho_{\text{г}}\,[\text{ppg}]\;h\,[\text{ft}]

давления — psi, плотность — ppg, глубина — футы.

0,052 psi/ft на ppg — из промысловой формулы гидростатического давления.

Стандартные ступени рабочего давления

Обозначение: 2M
psi: 2000
МПа: 13,8
Ряд в МПа: 14

Обозначение: 3M
psi: 3000
МПа: 20,7
Ряд в МПа: 21

Обозначение: 5M
psi: 5000
МПа: 34,5
Ряд в МПа: 35

Обозначение: 10M
psi: 10 000
МПа: 69,0
Ряд в МПа: 70

Обозначение: 15M
psi: 15 000
МПа: 103,4
Ряд в МПа: 105

Обозначение	psi	МПа	Ряд в МПа
2M	2000	13,8	14
3M	3000	20,7	21
5M	5000	34,5	35
10M	10 000	69,0	70
15M	15 000	103,4	105

M в обозначении — тысяча psi (встречается и запись 5K, 10K). Последний столбец — округлённые значения, принятые в метрических стандартах, в том числе в ГОСТ 13862 (в нём есть и младшая ступень 7 МПа). Для сверхвысоких давлений выпускают оборудование на 20 000 psi (138 МПа).

Есептеу мысалыКакое рабочее давление нужно скважине из урока о глушении

Бастапқы деректер (шартты)

Скважина: забой 3350 м по вертикали; пластовое давление 43,85 МПа (найдено в уроке о глушении по давлению в трубах)
Плотность газа (с запасом в меньшую сторону): 0,20 г/см³
Башмак колонны 244,5 мм: 2450 м; давление поглощения по испытанию 1,68 г/см³
Колонна: стенка 11,05 мм, N-80: внутреннее давление текучести 43,7 МПа

Шешім

Скважина закрыта и заполнена газом: $p_{\text{у}} = 43{,}85 - 0{,}00981\cdot 0{,}20\cdot 3350 = 37{,}3$ МПа (5407 psi).
Ступень 35 МПа (5000 psi) меньше этого значения — нужна следующая, 70 МПа (10 000 psi).
Ограничит ли давление порода под башмаком? Под столбом газа у башмака было бы $43{,}85 - 0{,}00981\cdot 0{,}20\cdot 900 = 42{,}1$ МПа. Давление гидроразрыва с запасом вверх 0,06 г/см³: $0{,}00981\cdot 1{,}74\cdot 2450 = 41{,}8$ МПа — меньше, порода разорвётся. Тогда на устье $41{,}8 - 0{,}00981\cdot 0{,}20\cdot 2450 = 37{,}0$ МПа — почти то же, ступень не меняется.
Обсадная колонна: внутреннее давление текучести 43,7 МПа больше 37,3 МПа в 1,17 раза.

Жауап: Наибольшее ожидаемое давление на устье — около 37,3 МПа; нужны ПВО, колонная головка и манифольды с рабочим давлением 70 МПа.

Бұл нені білдіреді. При глушении в том же уроке давление в затрубье не поднималось выше 8,1 МПа, а MAASP при растворе в затрубье — около 10,6 МПа. Но оборудование выбирают не по ожидаемому ходу глушения, а по худшему случаю, когда раствор из скважины выброшен и она заполнена газом: тогда давление на устье в несколько раз выше. Превышение ступени 35 МПа всего на 7 % не даёт права «округлить вниз». Данные примера условные.

То же рабочее давление должны иметь все элементы, к которым может прийти давление скважины: крестовины, фланцы, задвижки, линии дросселирования и глушения, дроссельный манифольд до дросселей включительно. Одна задвижка меньшего класса превращает всю сборку в оборудование этого меньшего класса.

Манифольды, дроссель и сепаратор

Дроссельный манифольд (choke manifold; в отечественных схемах — блок дросселирования) — узел задвижек, трубопроводов и дросселей, через который флюид выходит из закрытой скважины. Его строят с резервом: два дросселя стоят в параллельных ветвях — обычно один с дистанционным гидравлическим управлением, другой ручной, — так что при размыве или засорении одного поток переводят на другой. До дросселей включительно манифольд рассчитан на то же рабочее давление, что и плашечные превенторы сборки; за дросселями давление низкое, и оттуда поток направляют в сепаратор, прямо на факел или в ёмкости. Когда через манифольд идёт газ, трубопроводы сильно вибрируют, поэтому их жёстко закрепляют.

Дроссель (choke) — регулируемое сужение на пути потока. Сопротивление сужения создаёт перед ним давление, и это давление передаётся через затрубное пространство на забой: прикрывая дроссель, давление в скважине повышают, приоткрывая — снижают (циркуляция при постоянном забойном давлении). Регулируемый дроссель меняет проходное сечение иглой или парой дисков с отверстиями; у нерегулируемого (штуцера) сечение задано сменной втулкой.

Перепад давления на дросселе при течении жидкости

\Delta p = \frac{\rho\,q^2}{2\,C_d^2\,A^2}

мұндағы:

$\Delta p$ перепад давления на дросселе; если за дросселем давление близко к атмосферному — давление в затрубье на устье, Па
$\rho$ плотность жидкости, проходящей через дроссель, кг/м³
$q$ объёмный расход через дроссель, м³/с
$A$ площадь проходного сечения дросселя, м²
$C_d$ коэффициент расхода, зависящий от формы сужения (обычно 0,6–0,95), —

Бірліктер: СИ

Мына жағдайда орындалады

через дроссель идёт жидкость без газа; течение турбулентное, потери — на разгон струи в сужении;
для газа и газожидкостной смеси формула неприменима: газ сжимаем, а скорость в сужении ограничена скоростью звука;
оценка по порядку величины: коэффициент расхода реального дросселя берут по данным изготовителя.

Давление перед дросселем пропорционально плотности и квадрату расхода. Поэтому при глушении подачу насоса держат постоянной: при неизменном положении дросселя удвоение подачи учетверило бы давление. И поэтому приход газа к дросселю заметен сразу: газ во много раз легче раствора, и при том же положении дросселя давление перед ним резко упало бы — чтобы удержать его, дроссель прикрывают. Когда за газом снова идёт раствор, давление при том же положении дросселя скачком выросло бы — и дроссель приоткрывают.

Есептеу мысалыНасколько открыт дроссель при глушении

Бастапқы деректер (шартты)

Подача при глушении: 30 ходов в минуту по 16,2 л — 8,1 л/с
Раствор: 1,24 г/см³
Давление, которое нужно держать в затрубье: 4,5 МПа
Коэффициент расхода (условно): 0,85

Шешім

Скорость струи в сужении без учёта коэффициента расхода: $\sqrt{2\,\Delta p/\rho} = \sqrt{2\cdot 4{,}5\cdot 10^6/1240} = 85{,}2$ м/с.
Площадь сечения: $A = \dfrac{q}{C_d\sqrt{2\Delta p/\rho}} = \dfrac{0{,}0081}{0{,}85\cdot 85{,}2} = 112$ мм² — как у круглого отверстия диаметром 12 мм.
Если при том же положении дросселя подачу удвоить, перепад вырастет вчетверо: до 18 МПа.

Жауап: Чтобы держать 4,5 МПа при подаче 8,1 л/с, дроссель должен быть открыт на сечение около 112 мм² — отверстие диаметром примерно 12 мм.

Бұл нені білдіреді. Проходное сечение при глушении — около сантиметра в поперечнике, а скорость струи — десятки метров в секунду. Отсюда две практические особенности: дроссель чувствителен к шламу, который может его забить, и быстро изнашивается от размыва. Поэтому в манифольде есть второй дроссель и линия в обход, а раствор перед глушением стараются очистить. Данные примера условные; скважина — из урока о глушении.

Из манифольда поток идёт в сепаратор бурового раствора (mud gas separator): в нём скорость потока падает, газ отделяется и по отводной линии уходит на факел, а раствор стекает к виброситам. Давление в сепараторе близко к атмосферному, и удерживает газ только гидрозатвор — столб раствора в сливном колене. Если газа приходит больше, чем успевает уйти по отводной линии, давление в сепараторе растёт, выдавливает раствор из гидрозатвора, и газ прорывается к виброситам, на буровую. Это и есть предел пропускной способности сепаратора, из-за которого при подходе газа подачу ограничивают (ограничения при глушении).

Есептеу мысалыКакое давление держит гидрозатвор сепаратора

Бастапқы деректер (шартты)

Высота столба раствора в сливном колене: 3,0 м
Плотность раствора: 1,24 г/см³; газированного — 0,90 г/см³

Шешім

Раствор без газа: $0{,}00981\cdot 1{,}24\cdot 3{,}0 = 0{,}0365$ МПа, то есть 36,5 кПа (5,3 psi).
Если в колене газированный раствор: $0{,}00981\cdot 0{,}90\cdot 3{,}0 = 0{,}0265$ МПа — 26,5 кПа.

Жауап: Гидрозатвор высотой 3 м удерживает в сепараторе не больше 36,5 кПа, а с газированным раствором — около 26,5 кПа.

Бұл нені білдіреді. Это в сто с лишним раз меньше давления перед дросселем. Потери давления в отводной линии газа на пути к факелу должны оставаться ниже этого значения — поэтому её делают большого диаметра, короткой и без лишних поворотов. Данные примера условные.

Станция гидроуправления и гидроаккумуляторы

Превенторы и задвижки с гидроприводом закрывает рабочая жидкость под давлением. Ждать, пока насос накачает нужный объём, нельзя, да и насос может остаться без энергии. Поэтому энергию запасают заранее в гидроаккумуляторах (accumulators) — баллонах, в которых жидкость сжимает азот. Баллоны, насосы с двумя независимыми источниками энергии, распределители и регуляторы давления образуют станцию гидроуправления (accumulator unit). Её ставят в стороне от устья, а управляют превенторами и с неё, и с пульта бурильщика.

Баллон заранее заполняют азотом до начального давления. Насосы закачивают в него жидкость, сжимая газ до рабочего давления системы.
Когда распределитель открывают, сжатый газ выталкивает жидкость к превентору. Насосы включаются автоматически и восполняют израсходованное.
Регуляторы понижают давление для разных потребителей: на плашечные превенторы и задвижки подают одно давление, на универсальный превентор — своё, обычно меньшее и настраиваемое.
У каждого превентора две линии — на закрытие и на открытие; положение распределителей и давления видны на пультах.

Сколько жидкости отдаст баллон, определяет газовый закон. Пока давление газа выше минимально допустимого, жидкость можно использовать; то, что остаётся в баллоне при более низком давлении, уже не годится для надёжного закрытия.

Полезный объём жидкости гидроаккумулятора

V_{\text{пол}} = V_{\text{б}}\,p_0\left(\frac{1}{p_{\min}} - \frac{1}{p_{\text{раб}}}\right)

мұндағы:

$V_{\text{пол}}$ полезный объём жидкости, который баллон отдаёт при снижении давления от рабочего до минимального, л
$V_{\text{б}}$ объём газовой полости баллона без жидкости, л
$p_0$ начальное давление азота в баллоне без жидкости (абсолютное), МПа
$p_{\text{раб}}$ рабочее давление заряженной системы (абсолютное), МПа
$p_{\min}$ наименьшее давление, при котором жидкость ещё считается полезной (абсолютное), МПа

Бірліктер: любые одинаковые единицы давления и объёма; давления абсолютные

Мына жағдайда орындалады

азот — идеальный газ, температура постоянна: $p_0 V_{\text{б}} = p\,(V_{\text{б}} - V_{\text{ж}})$ , где $V_{\text{ж}}$ — объём жидкости в баллоне;
разряд медленный; при быстром разряде газ охлаждается, и полезный объём заметно меньше (см. раздел для углублённого изучения);
давления абсолютные: к показанию манометра прибавляют атмосферное давление.

При начальном давлении азота, втрое меньшем рабочего, и минимальном давлении, немного превышающем начальное, полезна примерно половина объёма баллона. Число баллонов находят, разделив потребный объём жидкости на полезный объём одного.

ЕсептеуДавление в баллоне объёмом 40 л в зависимости от количества закачанной жидкости (изотермическое сжатие азота, начальное давление 7 МПа). Между рабочим давлением 21 МПа и минимальным 8,4 МПа баллон отдаёт около 20 л — половину своего объёма.

Есептеу мысалыПолезный объём баллона и число баллонов

Бастапқы деректер (шартты)

Баллон: 40 л; начальное давление азота 7,0 МПа
Давления системы (по манометру): рабочее 21,0 МПа, минимальное 8,4 МПа
Объём жидкости на закрытие (условно): универсальный превентор 70 л; три плашечных по 22 л; две гидрозадвижки по 2 л
Требование примера: запас 1,5 к объёму закрытия всех потребителей при неработающих насосах

Шешім

Абсолютные давления: $p_0 = 7{,}101$ МПа, $p_{\text{раб}} = 21{,}101$ МПа, $p_{\min} = 8{,}501$ МПа.
Жидкость в баллоне при рабочем давлении: $40\cdot(1 - 7{,}101/21{,}101) = 26{,}54$ л; при минимальном: $40\cdot(1 - 7{,}101/8{,}501) = 6{,}59$ л. Полезный объём: 19,95 л — 50 % объёма баллона.
Потребный объём: $70 + 3\cdot 22 + 2\cdot 2 = 140$ л, с запасом 1,5 — 210 л. Баллонов: $210/19{,}95 = 10{,}5$ , то есть 11.

Жауап: Баллон отдаёт 19,95 л полезной жидкости — около половины своего объёма; по изотермическому расчёту нужно 11 баллонов.

Бұл нені білдіреді. Расчёт показывает физику, а не методику подбора. Объём гидроаккумуляторов для реальной станции рассчитывают по действующему стандарту: он задаёт, какие операции должны быть выполнены при неработающих насосах, какое давление должно остаться и каким методом считать газ — в том числе с учётом его охлаждения при быстром разряде и отклонения азота от идеального газа при высоких давлениях. Такие поправки уменьшают полезный объём. Данные примера условные.

Стандарты ограничивают и время закрытия. Например, по стандарту API Standard 53 (редакции 2012 и 2018 годов) плашечный превентор наземной сборки должен закрываться не дольше чем за 30 секунд, универсальный — за 30 секунд при проходе меньше 18¾ дюйма и за 45 секунд при проходе 18¾ дюйма и больше; для подводной сборки пределы — 45 секунд для плашечных и 60 секунд для универсальных превенторов. Национальные правила и стандарты предприятий могут быть строже.

Перекрытие бурильной колонны изнутри

Превенторы закрывают затрубное пространство, но пластовый флюид может пойти и вверх по бурильной колонне. При бурении колонна соединена с насосами, и её перекрывают краны под вертлюгом или верхним приводом. При спуско-подъёмных операциях верх колонны открыт, и на этот случай на рабочей площадке держат отдельные устройства.

Шаровые краны ведущей трубы или верхнего привода (kelly cock): полнопроходные краны над и под ведущей трубой, а при верхнем приводе — встроенные в него; закрывают колонну и защищают буровой рукав и вертлюг от давления.
Шаровой кран на рабочей площадке (full-opening safety valve): полнопроходный кран, который в открытом положении лежит наготове вместе с переводниками на все применяемые резьбы. Если скважина начала переливать через трубы при подъёме, открытый кран наворачивают на верхнюю трубу и закрывают: через открытый кран поток проходит свободно, и навернуть его можно, а закрытый кран или обратный клапан встречный поток навернуть не даст.
Обратный клапан для спуска под давлением (inside BOP): клапан, пропускающий поток только вниз. Его ставят над закрытым шаровым краном, если колонну нужно спускать в скважину под давлением: кран затем открывают, и клапан удерживает давление снизу, позволяя качать раствор.
Обратный клапан над долотом (float valve): стоит в компоновке низа колонны и не даёт раствору возвращаться в трубы при наращивании. При проявлении он скрывает давление в бурильных трубах: манометр показывает ноль, и давление под клапаном находят, осторожно подкачивая раствор до его открытия (давления после закрытия).

Дивертор: когда скважину нельзя закрывать

На малой глубине, пока спущено только направление, закрывать скважину при проявлении опасно. Порода под неглубоким башмаком слаба, и давление закрытой скважины её разорвёт: газ выйдет на поверхность за колонной, вокруг устья образуется грифон, а на море под угрозой окажется устойчивость самой установки. Поэтому приток не останавливают, а отводят в сторону.

Дивертор (diverter) — превентор низкого давления, обычно универсального типа, с отводными линиями большого диаметра. Он закрывает проход вверх, на пол буровой, и одновременно открывает задвижку отводной линии: поток уходит по ней в безопасную сторону, с учётом направления ветра. Давление при этом невелико — единицы мегапаскалей, — но расходы огромны, а поток несёт песок. Поэтому отводные линии делают прямыми, большого сечения, без сужений и надёжно закрепляют. Дивертор не удерживает скважину и не заменяет ПВО: он лишь выигрывает время, чтобы увести поток от людей.

Есептеу мысалыПочему нельзя закрыть скважину на направлении

Бастапқы деректер (шартты)

Башмак направления: 120 м; давление гидроразрыва под ним 1,40 г/см³
Газовый пласт: 480 м по вертикали, давление нормальное — 1,03 г/см³
Плотность газа при таком давлении: около 0,04 г/см³

Шешім

Давление в газовом пласте: $0{,}00981\cdot 1{,}03\cdot 480 = 4{,}85$ МПа.
Если скважину закрыть, а раствор из неё уже вытеснен газом, у башмака будет $4{,}85 - 0{,}00981\cdot 0{,}04\cdot 360 = 4{,}71$ МПа.
Давление гидроразрыва под башмаком: $0{,}00981\cdot 1{,}40\cdot 120 = 1{,}65$ МПа — в 2,9 раза меньше.

Жауап: Давление закрытой скважины у башмака (4,71 МПа) почти втрое превысило бы давление гидроразрыва (1,65 МПа): закрывать нельзя, поток отводят дивертором.

Бұл нені білдіреді. Пласт с совершенно нормальным давлением опасен просто потому, что башмак намного мельче: давление газа почти без потерь доходит до слабой породы. В пересчёте на глубину башмака это эквивалентная плотность 4,0 г/см³ — больше горного давления. Главная защита от неглубокого газа — его прогноз до бурения и выбор места скважины, а не оборудование. Данные примера условные.

Проверки и опрессовка

ПВО большую часть времени не работает, и узнать, исправно ли оно, можно только проверкой. Проверок два вида. Проверка работоспособности — превенторы и задвижки закрывают и открывают, поочерёдно с разных пультов, замеряя время и объём жидкости. Опрессовка — на закрытый элемент подают давление и следят, держит ли он.

Давление подают снизу, как оно придёт из скважины: плашки держат только в эту сторону. Чтобы не нагружать обсадную колонну и породу, в колонную головку ставят опрессовочную пробку.
Каждый элемент испытывают сначала низким давлением, потом высоким. Уплотнение, которое держит высокое давление, может пропускать низкое: давление само прижимает резину, и при малом давлении этого поджатия нет.
Высокое давление испытания связано с рабочим давлением оборудования и с наибольшим ожидаемым давлением на устье; универсальный превентор обычно испытывают давлением ниже его рабочего, чтобы сберечь уплотнитель.
Опрессовывают всё, к чему может прийти давление: линии дросселирования и глушения, манифольд, шаровые краны и обратные клапаны бурильной колонны.
Испытания проводят после монтажа, после замены или ремонта любого элемента и повторяют через установленные промежутки времени; результаты записывают.

Пример требований к испытаниям

Что: Испытание низким давлением
Требование: 1,7–2,4 МПа (250–350 psi)

Что: Выдержка под давлением
Требование: не менее 5 минут после стабилизации

Что: Опрессовка
Требование: не реже чем раз в 21 день

Что: Проверка работоспособности
Требование: как правило, не реже чем раз в 7 дней

Что: Универсальный превентор
Требование: не более 70 % его рабочего давления

Что	Требование
Испытание низким давлением	1,7–2,4 МПа (250–350 psi)
Выдержка под давлением	не менее 5 минут после стабилизации
Опрессовка	не реже чем раз в 21 день
Проверка работоспособности	как правило, не реже чем раз в 7 дней
Универсальный превентор	не более 70 % его рабочего давления

По стандарту API Standard 53 в редакциях 2012 и 2018 годов; приведено для ориентира. Действуют требования проекта, национальных правил безопасности и стандартов предприятия — они могут отличаться.

Оборудование — только половина дела. Буровая бригада регулярно проводит учебные тревоги, отрабатывая действия при признаках проявления: исправный превентор бесполезен, если приток заметили поздно (почему важно заметить проявление рано).

Терминдер мен белгілер

ПВО (BOP): противовыбросовое оборудование: превенторы, манифольды и система управления для герметизации устья и управления давлением.
Сборка превенторов (BOP stack): превенторы, установленные один на другой на колонной головке.
Универсальный превентор: превентор с кольцевым резиновым уплотнителем, закрывающийся на трубе любой формы и размера.
Плашечный превентор: превентор с двумя встречными плашками: трубными, глухими или срезающими.
Крестовина: деталь сборки с боковыми отводами для линий дросселирования и глушения.
Линия дросселирования и линия глушения: линии высокого давления от сборки: первая — к дроссельному манифольду, вторая — от насосов.
Дроссель: регулируемое сужение, создающее давление в закрытой скважине при выпуске флюида.
Рабочее давление: наибольшее давление, при котором оборудование разрешено эксплуатировать.
Гидроаккумулятор: баллон, в котором рабочая жидкость хранится под давлением сжатого азота.
Коэффициент закрытия, $K_{\text{з}}$: отношение площади поршня гидроцилиндра к площади сечения штока плашки.
Дивертор: превентор низкого давления с отводными линиями большого диаметра: отводит поток, не закрывая скважину.

Жиі қателіктер

Қате

«Универсальный превентор закрывается на чём угодно, значит, плашечные не нужны».

Шын мәнінде

Его рабочее давление часто ниже, уплотнитель изнашивается, он медленнее и не может ни удержать вес колонны, ни срезать трубу. Плашечные превенторы дают высокое давление, резерв и эти возможности.

Қате

«Трубные плашки закроют скважину, какая бы труба ни была в устье».

Шын мәнінде

Только если напротив них гладкая труба того диаметра, под который они сделаны. На замке, ведущей или утяжелённой трубе они не закроются; плашки с переменным проходом работают лишь в своём диапазоне.

Қате

«Глухие плашки на крайний случай перекроют ствол и с трубой».

Шын мәнінде

Глухие плашки трубу сомнут, но не загерметизируют ствол. Срезать трубу могут только срезающие плашки — и то тело трубы, а не замок.

Қате

«Превентор рассчитан на 70 МПа — значит, скважину можно держать закрытой при 70 МПа».

Шын мәнінде

Предел задаёт самое слабое звено оболочки: порода под башмаком, обсадная колонна, колонная головка, любая задвижка манифольда. При бурении это обычно порода под башмаком.

Қате

«Баллон на 40 л даёт 40 л жидкости».

Шын мәнінде

Часть объёма занимает сжатый азот, а жидкость при давлении ниже минимального бесполезна. Полезна примерно половина объёма по изотермическому расчёту и ещё меньше при быстром разряде.

Толық: тереңдетілген

Быстрый разряд: почему полезный объём меньше

Изотермический расчёт предполагает, что газ в баллоне успевает получать тепло от стенок и его температура не меняется. Превенторы закрываются за секунды или десятки секунд: газ расширяется быстро, совершает работу и охлаждается. Холодный газ при том же объёме имеет меньшее давление, поэтому до минимального давления баллон успевает отдать меньше жидкости. Предельный случай — расширение совсем без теплообмена, адиабатическое.

Адиабатическое расширение газа в баллоне

p\,V^{\gamma} = \text{const}, \qquad V_2 = V_1\left(\frac{p_1}{p_2}\right)^{1/\gamma}

мұндағы:

$p_1,\ V_1$ абсолютное давление и объём газа в заряженном баллоне, МПа, л
$p_2,\ V_2$ абсолютное давление и объём газа после разряда, МПа, л
$\gamma$ показатель адиабаты; для азота при умеренных давлениях около 1,4, —

Бірліктер: любые одинаковые единицы; давления абсолютные

Мына жағдайда орындалады

идеальный газ, расширение без теплообмена со стенками;
зарядка баллона считается медленной, изотермической;
при высоких давлениях азот заметно отличается от идеального газа, и точный расчёт ведут с уравнением состояния реального газа.

Отданный объём жидкости равен приросту объёма газа $V_2 - V_1$ . При изотермическом расширении показатель степени равен единице; при адиабатическом он меньше, и газ расширяется слабее.

Есептеу мысалыТот же баллон при быстром разряде

Бастапқы деректер (шартты)

Баллон и давления: как в примере основного текста: 40 л; 7,0 / 21,0 / 8,4 МПа по манометру
Показатель адиабаты азота: 1,4

Шешім

Объём газа в заряженном баллоне: $40\cdot 7{,}101/21{,}101 = 13{,}46$ л.
После адиабатического расширения до минимального давления: $13{,}46\cdot(21{,}101/8{,}501)^{1/1{,}4} = 25{,}77$ л.
Полезный объём: $25{,}77 - 13{,}46 = 12{,}3$ л — 62 % от изотермического (20,0 л). Для тех же 210 л понадобилось бы 18 баллонов вместо 11.

Жауап: При быстром разряде баллон отдаёт около 12,3 л вместо 20,0 л.

Бұл нені білдіреді. Реальный разряд лежит между двумя предельными случаями: чем быстрее расходуется жидкость, тем он ближе к адиабатическому. Поэтому для систем, которые должны сработать за секунды, — например, аварийного закрытия срезающих плашек — применяют адиабатический расчёт, а при высоких давлениях ещё и уравнение состояния реального газа. Изотермическая оценка «половина баллона» относится к медленному расходу жидкости и годится как ориентир. Данные примера условные.

Подводное ПВО в общих чертах

На плавучих буровых установках сборка превенторов стоит на устье у морского дна, а с установкой её соединяет водоотделяющая колонна — райзер (Морское и подводное бурение). Назначение оборудования то же, но условия работы меняют почти всё остальное.

Сборка из двух частей. Верхний блок с универсальным превентором и аппаратурой управления можно отсоединить от нижнего и увести установку, оставив скважину закрытой плашками. Колонну перед этим подвешивают на плашках и отсоединяют выше них, а в аварийном случае срезают.
Больше превенторов. К сборке трудно добраться, поэтому резерва больше: обычно два универсальных превентора и четыре — шесть плашечных, среди которых обязательно есть срезающие.
Длинные линии дросселирования и глушения. Они идут вдоль райзера на всю глубину моря, и потери давления на трение в них добавляются к давлению в скважине. Эти потери измеряют заранее и учитывают при глушении.
Управление. Сигнал и рабочая жидкость должны дойти до дна, поэтому на больших глубинах моря системы управления делают электрогидравлическими, с двумя независимыми блоками на сборке, а часть гидроаккумуляторов ставят прямо на неё.
Давление воды. На дне на оборудование давит столб морской воды: жидкость управления сбрасывается против этого давления, и начальное давление азота в подводных баллонах повышают на его величину. Полезный объём баллона при этом падает, а отклонение азота от идеального газа становится существенным.
Аварийные системы. Если связь с установкой потеряна или её унесло с точки, срезающие плашки должны закрыться автоматически; предусматривают и управление с подводного аппарата.

Басқа тақырыптармен байланыс

Контроль скважины: первичный барьер и признаки проявления — первичный и вторичный контроль скважины, признаки проявления.
Глушение скважины после проявления — как через дроссель и манифольд ведут глушение и какие давления при этом возникают.
Градиент гидроразрыва и испытание на поглощение — порода под башмаком как самое слабое звено оболочки и MAASP.
Расчёт обсадных колонн — расчёт обсадной колонны на тот же случай — закрытую скважину, заполненную газом.
Обсадные колонны: назначение, типы, свойства и стандарты — обсадная колонна и колонная головка, на которой стоит сборка превенторов.
Как бурят скважину: процесс и персонал — когда при строительстве скважины устанавливают и опрессовывают ПВО.
Устьевое оборудование и спуск обсадных колонн — колонные головки и устьевое оборудование.
Морское и подводное бурение — подводное устье, райзер и подводная сборка превенторов.

Өзіңізді тексеріңіз

1
При проявлении в устье находится ведущая труба квадратного сечения. Какой превентор загерметизирует затрубное пространство?
1. А.Трубные плашки
2. Б.Никакой: сначала нужно поднять колонну
3. В.Глухие плашки
4. Г.Универсальный превентор
Жауабын көрсету
Дұрыс жауап: Г. Универсальный превентор
Резиновый уплотнитель универсального превентора обжимает предмет любой формы. Трубные плашки рассчитаны на круглую трубу одного диаметра, а глухие — на пустой ствол.
2
Самый напорный пласт интервала — на глубине 3000 м с давлением 1,45 г/см³. Плотность газа принята 0,2 г/см³. Какое рабочее давление ПВО нужно?
Жауабын көрсету
Пластовое давление: $0{,}00981\cdot 1{,}45\cdot 3000 \approx 42{,}7$ МПа. Скважина закрыта и заполнена газом: $42{,}7 - 0{,}00981\cdot 0{,}2\cdot 3000 \approx 36{,}8$ МПа. Это больше 35 МПа, поэтому нужна следующая ступень — 70 МПа (10 000 psi), причём для всей обвязки, а не только для превенторов.
3
Почему ниже самых нижних плашек сборки стараются не делать рабочих отводов?
1. А.Через нижние отводы нельзя измерить давление
2. Б.Там слишком высокая температура
3. В.Отводы мешают спуску обсадной колонны
4. Г.Утечку в отводе или линии ниже нижних плашек нечем отсечь: под ними нет запорного элемента
Жауабын көрсету
Дұрыс жауап: Г. Утечку в отводе или линии ниже нижних плашек нечем отсечь: под ними нет запорного элемента
Каждый отвод и каждая линия — возможное место утечки. Если оно выше каких-нибудь плашек, их можно закрыть и отсечь повреждённый узел. Ниже нижних плашек отсекать нечем, поэтому сами нижние плашки берегут как резерв, а через отводы колонной головки не циркулируют.
4
Баллон гидроаккумулятора объёмом 50 л заряжен азотом до 7,0 МПа; рабочее давление системы 21,0 МПа, минимальное 8,4 МПа (по манометру). Найдите полезный объём жидкости по изотермическому расчёту.
Жауабын көрсету
Абсолютные давления: 7,101; 21,101 и 8,501 МПа. $V_{\text{пол}} = 50\cdot 7{,}101\cdot(1/8{,}501 - 1/21{,}101) \approx 24{,}9$ л — половина объёма баллона. При быстром разряде газ охлаждается, и на деле баллон отдаст заметно меньше.
5
Почему при проявлении во время бурения под кондуктор, когда спущено только направление, скважину не закрывают?
1. А.Порода под неглубоким башмаком не выдержит давления закрытой скважины: газ выйдет на поверхность за колонной
2. Б.Неглубокий газ не опасен
3. В.Превенторы на таком диаметре не выпускают
4. Г.Закрытие занимает слишком много времени
Жауабын көрсету
Дұрыс жауап: А. Порода под неглубоким башмаком не выдержит давления закрытой скважины: газ выйдет на поверхность за колонной
Давление газа почти без потерь доходит до башмака, а давление гидроразрыва там мало из-за малой глубины. Порода разорвётся, и газ пойдёт к поверхности вне колонны. Поэтому поток отводят дивертором в безопасную сторону.
6
Коэффициент закрытия плашечного превентора равен 7. Какое давление управления нужно, чтобы закрыть плашки при 35 МПа в скважине, и почему на деле его требуется больше?
Жауабын көрсету
По балансу сил на штоке: $35/7 = 5$ МПа. Формула не учитывает трение уплотнений и усилие на сжатие резины плашек, поэтому фактическое давление выше; а для срезания трубы нужно усилие совсем другого порядка, и на срезающие плашки подают полное давление гидроаккумуляторов.

Жаңартылған: 28 октября 2026 г.