Обвязка устья скважины при капитальном ремонте

Схемы обвязки устья скважины при ТКРС

1. Схема 156.021 ПМ2 обвязки устья противовыбросовым оборудованием при текущем, капитальном ремонте, опробовании (испытании) скважин.
2. Схема 062.021 ПШ/ФА обвязки устья противовыбросовым оборудованием при текущем и капитальном ремонте, опробовании (испытании) скважин при СПО штанг.
3. Схема 062.021 СВАБ обвязки устья скважин противовыбросовым оборудованием при вызове притока из пласта методом свабирования.
4. Схема 065.021 УЛГ/ФА обвязки устья противовыбросовым оборудованием при проведении геофизических работ на скважинах находящихся в эксплуатации.

Состав: Технологическая схема

Софт: КОМПАС-3D 15.2

Автор: Андрей

Дата: 2020-04-04

Просмотры: 469

2 Добавить в избранное

Еще чертежи и проекты по этой теме:

Софт: КОМПАС-3D 15.2

Состав: Схема обвязки устья скважины при производстве прострелочно-взрывных работ по технологии Plug&Perf

Софт: КОМПАС-3D 15.2

Состав: Технологическая схема

Софт: КОМПАС-3D 15.2

Состав: Технологическая схема

Софт: КОМПАС-3D 15.2

Состав: Технологическая схема

Софт: КОМПАС-3D V15

Состав: Технологическая схема

Автор: Андрей

Дата: 2020-04-04

Просмотры: 469

2 Добавить в избранное

НЕТ КОММЕНТАРИЕВ

Пожалуйста, войдите, чтобы добавить комментарии.

Источник

Схемы обвязки устья скважины противовыбросовым оборудованием при строительстве скважин. Типовые и фактические.

Назначение ОП. ГОСТ 13862 – 90 на противовыбросовое оборудование. Условное обозначение и его расшифровка.

Согласно «Правил безопасности в нефтяной и газовой промышленности» М. 2003 г., при бурении скважин из – под кондуктора или технической колонны, а так же при ремонте скважин с возможным газонефтеводопроявлением, устье скважины должно быть оснащено противовыбросовым оборудованием.

Оборудование противовыбросовое (ОП) предназначено для герметизации устья нефтяных, газовых и водонагнетательных скважин при газонефтеводопроявлениях, выбросах и открытых фонтанах в процессе их строительства и ремонта.

ОП должно обеспечивать герметизацию устья как при наличии в скважине труб, так и при их отсутствии, позволять производить циркуляцию промывочной жидкости с противодавлением на пласт, а так же расхаживать, проворачивать инструмент и разгружать его на плашки, при необходимости.

Комплекс ОП состоит из:

а) стволовой части, включающий колонную головку, крестовину с задвижками, блока превенторов, надпревенторную катушку, разъемный желоб;

б) манифольда с линиями дросселирования и глушения;

в) гидравлической системы управления превенторами и гидрозадвижками.

Согласно требованиям Государственного общероссийского стандарта ГОСТ 13862 – 90 предусмотрено десять типовых схем обвязки устья скважины противовыбросовым оборудованием (см. приложение 1).

Схемы № 1 и № 2 используются, как правило, при ремонте скважин, так как имеют механический (ручной) привод плашечных превенторов и задживек.

Схемы № 3 и № 4 используются как при капитальном ремонте, так и при строительстве скважин и имеют дистанционное гидравлическое управление превенторами и устьевыми задвижками.

Схемы с № 5 по № 10 имеют дистанционное гидравлическое управление превенторами и устьевыми задвижками. Используются, как правило, только при строительстве скважин.

В случае отказа дистанционного гидравлического управления превентора и гидрозадвижки должны иметь ручное управление.

Согласно требованиям Государственного общероссийского стандарта ГОСТ 13862-90 противовыбросовое оборудование имеет следующее условное обозначение:

Оборудование ОП 3 – 230/80×35 К₂ ГОСТ 13862 – 90расшифровывается следующим образом:

ОП 3 – оборудование противовыбросовое по схеме № 3;

230 – условный проход превенторного блока, мм;

80 – условный проход манифольда, мм;

35 – рабочее давление, МПа (350 кгс /_см 2 );

К₂ – для скважинной среды с содержанием СО₂ и Н₂ до 6%.

В зависимости от содержания углекислого газа (СО₂) и сероводорода (Н₂S) в эксплуатируемой среде (в промывочной жидкости) оборудование противовыбросовое выпускается в следующем коррозионностойком исполнении:

• К₁ – для сред с объёмным содержанием СО₂ до 6%
• К₂ – для сред с объёмным содержанием СО₂ и Н₂S до 6% каждого
• К₃ – для сред с объёмным содержанием СО₂ и Н₂S до 25%

Следующий пример обозначения:

ППГ – 156 × 320 расшифровывается следующим образом:

ППГ – превентор плашечный гидроуправляемый;

156 – условный проход превентора;

320 – рабочее давление, кгс /_см 2

Схемы обвязки устья скважины противовыбросовым оборудованием при строительстве скважин. Типовые и фактические.

Выбор типа противовыбросового оборудования при строительстве скважин производится в зависимости от конкретных горно – геологических условий и осуществляется ещё на стадии проектирования (проектной организацией) с учётом возможности выполнения технологических операций при ликвидации ГНВП. Типовые схемы установки и обвязки устья противовыбросовым оборудованием (стволовая часть, блоки глушения и дросселирования) на разных этапах строительства скважин (бурение из-под кондуктора, технических колонн) разрабатываются и утверждаются техническим руководителем буровой организации на основе установленных требований «Правил безопасности» (ПБНГП) и согласовываются с органами Госгортехнадзора России, противофонтанной службой и заказчиком. При этом руководствуются следующими положениями.

При вскрытии скважиной изученного разреза, представленного нефтяными или водяными (с растворённым газом) пластами с нормальным пластовым давлением, после спуска кондуктора или промежуточной колонны на устье устанавливается превенторная установка, обеспечивающая герметизацию скважины при спущенной колонне труб или без них (два плашечных превентора – верхний с трубными плашками, нижний – с глухими или универсальный «кольцевой» превентор). В этом случае за основу берутся типовые схемы обвязки устья по ГОСТ 13862 – 90 с порядковыми номерами 3 или 4.

Если при строительстве скважины предусматривается вскрытие газовых, нефтяных или водяных горизонтов с аномально высоким пластовым давлением, то устанавливаются три или четыре превентора, в том числе один универсальный. Необходимость установки превентора со срезающими плашками при ожидаемом избыточном давлении на устье скважины ниже 350 кгс /_см 2 (35 МПа) и объёмном содержании сероводорода до 6% определяется организацией по согласованию с территориальными органами Госгортехнадзора России, исходя из характеристики пласта (состав флюида, пористость, проницаемость, дебит и др.). В этом случае за основу берутся типовые схемы обвязки устья по ГОСТ 13862 – 90 с порядковыми номерами 5, 6, 7, 8.

Если при бурении предполагается вскрытие пластов с аномально высокими пластовыми давлениями и объёмным содержанием сероводорода более 6 %, а также с наличием сероводорода до 6 % и избыточным давлением на устье более 350 кгс /_см 2 (35 МПа), использование технологии спуска и подъёма труб при избыточном давлении герметизированного устья при ликвидации ГНВП, а также на всех морских скважинах на устье устанавливаются четыре превентора, в том числе один превентор со срезающими плашками и один универсальный. В этом случае за основу берутся типовые схемы обвязки устья по ГОСТ 13862 – 90 с порядковыми номерами 9 или 10.

Обвязка устья скважины осуществляется по типовым схемам, а в случае отступления составляется фактическая схема. Все отступления в обвязке устья бурящихся скважин (поворот выкидной линии до блока глушения, изменение количества превенторов, изъятие из схемы кольцевого превентора, изменение длины выкидных линий манифольда и др.) допускаются по специальному разрешению территориальных органов Госгортехнадзора России при представлении организацией исчерпывающего обоснования, согласованного с противофонтанной службой.

Фактические схемы составляются в нескольких экземплярах, один из которых передаётся в военизированный отряд. На фактической схеме указываются габаритные и монтажные размеры узлов противовыбросового оборудования, в спецификации приводятся соединительные размеры узлов. Кроме фактической схемы составляется также ведомость на смонтированное оборудование, в которой содержится вся необходимая информация об устье скважины и смонтированном на нём противовыбросовом оборудовании:

· Акты опрессовки ОП на рабочее давление в условиях мастерской;

· Акты опрессовки шаровых кранов, обратных клапанов и спец. трубы;

· Акты опрессовки обсадной колонны с установленном ОП на устье скважины, выкидных линий манифольда и цементного кольца;

· акт заправки пневмогидроаккумулятора азотом;

· сертификаты на крепёжные изделия и гидравлическую жидкость и др.

Источник

Схемы обвязки устья скважины противовыбросовым оборудованием при ремонте скважин

«Правила безопасности в нефтяной и газовой промышленности» М. 2003 г. требуют, чтобы при проведении текущих и капитальных ремонтов скважин с возможным газонефтеводопроявлением устье на период ремонта должно быть оснащено противовыбросовым оборудованием. Схема установки и обвязки противовыбросового оборудования разрабатывается организацией и согласовывается с территориальными органами Госгортехнадзора России и противофонтанной службой.

На тех скважинах, где исключена возможность газонефтеводопроявления (месторождения на поздней стадии разработки, аномально низкие пластовые давления с незначительным газовым фактором) производство ремонтных работ разрешается без монтажа превенторной установки. Типовая схема оборудования устья таких скважин (подвесной фланец с прикрепленным уплотнительным кольцом, с задвижкой и патрубком или другие варианты) должны быть согласованы с территориальными органами Госгортехнадзора России и противофонтанной службой.

С точки зрения возможности возникновения ГНВП и сложности их ликвидации, все скважины Краснодарского нефтегазодобывающего региона, при проведении в них капитального или текущего ремонтов, условно делятся на четыре группы исходя из дебита и пластового давления:

1 группа – фонтанные нефтяные с дебитом более 100 т /_сут и избыточным давлением на устье, при закрытой скважине, свыше 100 кгс /_см 2 и все газовые скважины с пластовым давлением равным или больше гидростатического.

2 группа – фонтанные и глубинно-насосные нефтяные скважины с дебитом менее 100т/сут и избыточным давлением на устье, при закрытой скважине, менее 100 кгс /_см 2 , и все газовые скважины с пластовым давлением ниже гидростатического.

3 группа – глубинно-насосные нефтяные скважины с дебитом до 25 т /_сут и пластовым давлением равным гидростатическому или составляющем не менее 60% его величины, а так же водонагнетательные скважины с пластовым давлением выше гидростатического.

4 группа – все остальные нефтяные скважины.

В зависимости от группы скважины по категориям возникновения ГНВП для Краснодарского нефтегазового региона используются следующие типовые схемы обвязки устья ОП (см. Приложения 2):

1 группа (Схема № 1):

два превентора (верхний с трубными плашками, нижний с глухими), на боковых отводах крестовины устанавливаются прямоточные задвижки с гидравлическим управлением, а на отводе в жёлоб регулируемый дроссель.

2 группа (Схема № 2):

один превентор с трубными плашками, на боковых отводах прямоточные задвижки. Вместо дросселя на отводе в жёлоб возможна установка штуцерной камеры.

Для обеих групп длина манифольда рабочего и аварийного сбросов должна составлять:

а) для нефтяных скважин, с газовым фактором менее 200 м 3 /т – не менее 30 м;

б) для нефтяных скважин, с газовым фактором более 200 м 3 /т и газовых скважин – не менее 100 м.

3 группа (Схема № 3):

безпревенторная схема обвязки (аварийная планшайба), на боковых отводах прямоточные задвижки и штуцерные камеры. Длина отводов не менее 10 м.

При ремонте скважин четвёртой группы монтаж противовыбросового оборудования не предусматривается, а ремонт производится на существующей обвязке устья, без установок задвижек с отводами для глушения.

При зарезке второго ствола, независимо от группы скважин по категории возникновения ГНВП, используется следующая типовая схема обвязки устья ОП (Схема № 4):

два превентора (верхний с трубными плашками, нижний – с глухими), на боковых отводах крестовины устанавливаются прямоточные задвижки с гидравлическим управлением, в манифольде два регулируемых дросселя, один из отводов направляется через сепаратор в желобную систему. Длина сбросовых линий не менее 30 м для нефтяных скважин и не менее 100м для газовых и нефтяных с газовым фактором более 200 м 3 /т.

При проведении щелевой гидромеханической перфорации схема обвязки (2 ÷ 4 группа) устья скважины предусматривает монтаж одного превентора плашечного трубного, устьевого герметизатора «ЦИССОН», на отводах крестовины задвижки и регулируемый дроссель или штуцерную камеру.

Типовые схемы разрабатываются и утверждаются главным инженером предприятия производителя работ и согласовываются с «Заказчиком», территориальным органом Госгортехнадзора России и противофонтанной частью. На скважинах 1 и 2 группы, а так же при зарезке второго ствола, кроме типовой схемы, необходимо иметь фактическую схему обвязки устья и монтажа ОП с указанием на ней габаритных и присоединительных размеров.

Фактическая схема утверждается главным инженером (техническим руководителем) предприятия и согласовывается с командиром военизированного отряда.

На смонтированное ОП составляется ведомость, которая содержит:

· паспорта на противовыбросовую установку (ОП);

· данные об обсадной колонне, колонном фланце, крестовине;

· сведения о манифольде (обвязке);

· акт опрессовки ОП на стенде;

· акт опрессовки ОП совместно с колонной и манифольдом;

· акт опрессовки сбросовых линий ОП;

· акт на заправку гидроаккумулятора азотом;

· акт опрессовки обратных клапанов (шаровых кранов) на стенде;

· сертификат на масло в гидросистеме управления ОП;

· сертификат на шпильки крепления фланцевых соединений ОП до последнего фланца блока задвижек манифольда;

· акт о заполнении гидросистемы управления ОП незамерзающей жидкостью (при отрицательных температурах) 50 гр. на литр масла.

Источник